Frankreichs Regulierungsbehörde überarbeitet Solarausschreibungen, um Batteriespeicher vor Ort zu fördern
Frankreichs Regulierungsbehörde überarbeitet Solarausschreibungen, um Batteriespeicher vor Ort zu fördern
In ganz Europa sinken die Solar-Capture-Rates, während die installierte Kapazität wächst. In Frankreich fiel das Verhältnis des Solar-Capture-Preises zum positiven Baseload-Capture-Preis von 97 % im Jahr 2022 auf 60 % im Jahr 2025.
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Trotzdem haben die aktuellen Ausschreibungsbedingungen Co-Location wirtschaftlich bislang nicht attraktiv gemacht, und die Capture-Rate der vergebenen Anlagen sinkt weiter.
Die französische Energie-Regulierungsbehörde (CRE) hat kürzlich eine Konsultation veröffentlicht, in der eine Neugestaltung des Contract-for-Difference-Systems für Solarprojekte ab 2027 vorgeschlagen wird. Das neue Rahmenwerk soll die Kombination von PV-Anlagen und Batteriespeichern direkt fördern.
Neue Solarausschreibungen sollen PV erlauben, Batterien bei negativen Preisen zu laden
Nach den aktuellen Regeln muss eine PV-Anlage während negativer Preise die Produktion einstellen, um eine Vergütung zu erhalten.
Das aktuelle System verhindert, dass eine gekoppelte Batterie in diesen Stunden mit PV-Strom geladen wird, da der Regulator jeden Energiefluss als Produktion einstuft.
Das vorgeschlagene Rahmenwerk ersetzt „Nicht-Produktion“ durch „Nicht-Einspeisung“. Einspeisung ins Netz bleibt untersagt, aber PV kann jetzt direkt in die Batterie einspeisen. Die Batterie wird dann entladen, wenn die Preise wieder positiv sind.
Um dies durchzusetzen, schlägt die CRE ein neues Messkonzept vor, das die Energieflüsse separat an der PV-Anlage, der Batterie und dem Netzanschlusspunkt erfasst. Nur das Laden der Batterie direkt aus der PV-Anlage qualifiziert sich für die Prämie.
Das neue CfD-Modell verlagert das Risiko der Solarkannibalisierung auf die Entwickler
In bisherigen PPE2-Solarausschreibungen wurde der CfD-Aufschlag auf Basis des Solar-Capture-Preises berechnet. Mit wachsender Kapazität hat sich dieser Referenzwert vom Baseload-Durchschnitt entkoppelt und fiel von 97 % des positiven Baseload-Capture-Preises 2022 auf 60 % im Jahr 2025.
Dieser Rückgang erhöht die öffentlichen Kosten für das CfD, da der Staat die wachsende Lücke zwischen garantiertem Tarif und sinkendem Marktpreis ausgleichen muss.
Die CRE schlägt vor, den CfD stattdessen an den positiven Baseload-Capture-Preis zu koppeln. So trägt der Entwickler das Risiko, wenn die Solarproduktion auf Stunden mit niedrigen Preisen gebündelt wird, und erhält einen direkten finanziellen Anreiz, diese zu vermeiden.
Die Kombination mit Batteriespeichern ist der direkteste Weg, indem der Strom aus überversorgten Mittagsstunden in wertvollere Abendstunden verschoben wird und so die Lücke zwischen Solar-Capture-Rate und Baseload-Referenz verringert.
Die Verbesserung variiert je nach Region: Im Süden konzentriert sich die Produktion auf ein enges Mittagsfenster, wo Kannibalisierung am stärksten zuschlägt, während im Norden die Erzeugung über ein flacheres Sommerprofil verteilt ist.
Neue Vergütungsformeln könnten nicht vergütete Negativstunden für Hybridprojekte reduzieren
Negative Preise sind zu einem wachsenden strukturellen Problem für französische Solarproduzenten geworden. 2025 verzeichnete Frankreich 513 Stunden mit negativen Preisen – ein deutlicher Anstieg gegenüber den Vorjahren. Sie konzentrieren sich auf Frühling und Sommer, wenn die Solarproduktion ihren Höhepunkt erreicht.
Das Muster ist vorhersehbar: Negative Preise häufen sich zwischen 10 und 16 Uhr von März bis September, genau dann, wenn PV-Anlagen am meisten erzeugen. Mit zunehmender Kapazität werden diese Stunden weiter zunehmen.
Nach den aktuellen Regeln müssen PV-Anlagen die Produktion während negativer Preise drosseln, um die Pneg-Prämie zu erhalten. Der Staat vergütet die gekappte Produktion mit 50 % von Pmax pro Stunde, gedeckelt auf 1.600 minus der jährlichen Volllaststunden (FLH) des Projekts.
Ein Projekt mit 1.300 FLH kann für maximal 300 Stunden mit negativen Preisen pro Jahr eine Vergütung beanspruchen. Mit zunehmenden Negativstunden fällt ein immer größerer Anteil außerhalb dieser Grenze und bleibt ohne Kompensation.
Um Produzenten Werkzeuge zur Steuerung dieses Risikos zu geben, schlägt die CRE drei neue Formeln vor:
- Option 1 (CRE-Präferenz): Die FLH-basierte Obergrenze entfällt, stattdessen gibt es eine tägliche Franchise von 2 Stunden. Die Vergütung bleibt bei 50 % Pmax. Hybridprojekte können die Franchise-Stunden durch Batterieladung statt Drosselung abfangen, sodass kaum noch nicht vergütete Stunden übrig bleiben.
- Option 2: Die Vergütung sinkt auf 25 % Pmax, eine Franchise bleibt bestehen. Das vergrößert die nicht vergütete Lücke für alle Projekte und bietet den geringsten Schutz vor Negativpreisrisiken.
- Option 3: Die 50 %-Vergütung bleibt, aber es gibt eine feste jährliche Franchise von 300 nicht vergüteten Stunden, die nur zwischen 8 und 20 Uhr gilt.
Der untenstehende Simulator schätzt nicht vergütete Negativstunden basierend auf Solarertrag, Batteriegröße und angenommenem Negativpreis-Volumen eines Projekts.
Methodik
Simulation: Es wird 1 MW PV für jede Stunde des Jahres 2025 simuliert, basierend auf der EPEX Spot Day-Ahead-Negativpreisverteilung von ENTSO-E (Frankreich). Die stündliche Verteilung bleibt wie in 2025, der Regler „Negativpreis-Stunden“ skaliert nur das Gesamtvolumen. Das PV-Profil folgt einer gaußschen Kurve um den Solarhöchststand, kalibriert auf den gewählten Ertrag. Der BESS lädt während Negativpreis-Stunden aus PV und entlädt zum Abendpeak (17–21 Uhr).
Vergütungsnäherung: Die CRE vergütet pauschal 50 % × Pmax pro Stunde, unabhängig von der tatsächlichen Produktion. Da der durchschnittliche Solar-Capacity-Faktor am Tag nahe 50 % liegt, werden damit etwa 100 % der real gekappten Produktion abgedeckt – wie in CREs Tabelle 7 (Hinweis vom 5. März 2026). Anlagen mit hohem DC/AC-Verhältnis können leicht über 50 % × Pmax liegen, was eine geringfügig niedrigere Deckung bedeutet. Bei Option 2 deckt der halbierte Faktor (25 % × Pmax) etwa 50 % der realen Produktion.
Restliche nicht vergütete Stunden unter Option 1: Selbst mit einer 2-Stunden-Batterie bleiben wenige Stunden unvergütet. Das passiert, wenn die Batterie zu Beginn einer neuen Negativpreis-Periode bereits voll ist – typischerweise bei mehrtägigen Episoden im Frühjahr, wenn die Batterie vom Vortrag nicht ganz entladen wurde. Ein Steueralgorithmus, der Negativpreis-Stunden anhand von Day-Ahead-Preisen antizipiert, kann diesen Rest weiter verringern.
Deutschlands Erfahrung zeigt, dass alte und neue Ausschreibungspreise schnell konvergieren können
Deutschlands Innovationsausschreibung verlangt seit 2022 Speicher-Kopplung. Das Grundprinzip entspricht dem französischen Vorschlag: Eine Batterie nimmt Strom in Niedrigpreisstunden auf und verschiebt ihn in teurere Zeiten.
Die ersten Hybrid-Ausschreibungen in Deutschland waren unterzeichnet, die Zuschlagspreise starteten bei 83 €/MWh. Mit zunehmendem Wettbewerb sanken die Preise innerhalb von zwei Jahren auf 53 €/MWh und näherten sich den EEG-PV-Preisen von rund 50 €/MWh an.
Der Aufschlag für gekoppelte Speicher schrumpfte, als mehr Entwickler einstiegen und den Wert des Energie-Shifting besser einpreisten.
Die beiden Systeme unterscheiden sich in mehreren Punkten. Deutschland verbietet Netzladung und schreibt ein Mindest-Batterieverhältnis von 25 % mit 2 Stunden Entladung vor. Frankreich hat keine solche Quote und erlaubt Netzladung.
Dadurch haben französische Entwickler mehr Möglichkeiten, Wert aus der Batterie zu schöpfen, müssen aber auch mehr Parameter optimieren. In den letzten CRE-Solarausschreibungen lag der durchschnittliche Zuschlagspreis bei 79 €/MWh.
Das neue Hybrid-Limit von 95 €/MWh bietet Entwicklern einen Puffer für Batterie-Investitionen. Dieser Puffer wird schrumpfen, sobald die Entwickler lernen, hybride Systeme effizienter zu dimensionieren und zu steuern.
Solar-IPP sollten Hybrid-Designs vor der ersten Ausschreibung modellieren
Die Frist für Konsultationsantworten endet am 30. April 2026, die erste Hybrid-Ausschreibung könnte Ende 2026 oder Anfang 2027 starten.
Solar-IPP sollten bereits jetzt die Auswirkungen der verschiedenen Vergütungsformeln auf ihre Einnahmen modellieren, prüfen, wie die Einspeisebeschränkung die optimale Batteriegröße bei unterschiedlichen Einstrahlungswerten beeinflusst, und ihre Genehmigungsstrategie für gekoppelte Anlagen anpassen.
Entwickler, die diese Vorarbeit vor dem Start der ersten Ausschreibung leisten, sind am besten für einen wettbewerbsfähigen Gebotspreis aufgestellt.
