Frankreichs CRE überarbeitet Solarausschreibungen zur Förderung von Batteriespeichern am Standort
Frankreichs CRE überarbeitet Solarausschreibungen zur Förderung von Batteriespeichern am Standort
In ganz Europa sinken die Solar-Capture-Rates, während die installierte Kapazität wächst. In Frankreich fiel das Verhältnis von Solar-Capture-Preis zu positivem Baseload-Capture-Preis von 97 % im Jahr 2022 auf 60 % im Jahr 2025.
Dennoch haben die aktuellen Ausschreibungsbedingungen Co-Location wirtschaftlich bislang nicht attraktiv gemacht, und auch die Capture-Rate der vergebenen Anlagen ist rückläufig.
Die französische Energie-Regulierungsbehörde (CRE) hat kürzlich eine Konsultation veröffentlicht, in der eine Neugestaltung des Contract-for-Difference-Systems für ab 2027 vergebene Solaranlagen vorgeschlagen wird. Das neue Rahmenwerk soll die gemeinsame Installation von Batterien mit Solaranlagen gezielt fördern.
Neue Solarausschreibungen sollen PV erlauben, Batterien bei negativen Preisen zu laden
Nach geltenden Regeln muss eine PV-Anlage während negativer Preisstunden die Produktion einstellen, um eine Vergütung zu erhalten.
Das aktuelle System verhindert, dass eine Batterie am Standort während dieser Stunden durch PV geladen wird, da der Regulator jeden Energiefluss als Produktion klassifiziert.
Das vorgeschlagene Rahmenwerk ersetzt „Nicht-Produktion“ durch „Nicht-Einspeisung“. Exporte ins Netz bleiben verboten, aber PV kann nun direkt die Batterie laden. Die Batterie speist später aus, wenn die Preise wieder positiv sind.
Um dies durchzusetzen, schlägt die CRE ein neues Messkonzept vor, das die Energieflüsse an PV-Generator, Batterie und Netzanschlusspunkt separat erfasst. Nur das Laden der Batterie direkt aus PV ist für den Bonus qualifiziert.
Das neue CfD-Modell überträgt das Risiko der Solar-Kannibalisierung auf den Entwickler
Bei bisherigen PPE2-Solarausschreibungen wurde der CfD-Aufschlag am Solar-Capture-Preis berechnet. Mit wachsender Kapazität hat sich dieser Referenzpreis vom Baseload-Durchschnitt entkoppelt und ist von 97 % des positiven Baseload-Capture-Preises 2022 auf 60 % in 2025 gefallen.
Dieser Rückgang erhöht die öffentlichen Kosten des CfD, da der Staat die wachsende Lücke zwischen garantierter Vergütung und sinkendem Marktpreis ausgleichen muss.
Die CRE schlägt vor, den CfD stattdessen am positiven Baseload-Capture-Preis zu indexieren. Die Differenz muss dann vom Entwickler getragen werden, wenn Solarerzeugung in Niedrigpreisstunden konzentriert ist – ein direkter finanzieller Anreiz, diese zu vermeiden.
Eine Batterie am Standort ist der direkteste Weg, dies zu erreichen: Sie verschiebt die Einspeisung von überversorgten Mittagsstunden in wertvollere Abendstunden und verringert so die Lücke zwischen Solar-Capture-Rate und Baseload-Referenz.
Der Effekt variiert je nach Region: Im Süden konzentriert sich die Produktion auf ein schmales Mittagsfenster, das besonders stark von Kannibalisierung betroffen ist, während im Norden die Erzeugung über ein flacheres Sommerprofil verteilt ist.
Neue Vergütungsformeln könnten nicht vergütete negative Stunden für Hybridprojekte reduzieren
Negative Preise sind für französische Solarproduzenten ein wachsendes strukturelles Problem. 2025 wurden in Frankreich 513 negative Preisstunden gezählt – deutlich mehr als in 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, also genau dann, wenn PV-Anlagen am meisten erzeugen. Mit weiter wachsender Kapazität werden diese Stunden weiter zunehmen.
Nach aktuellem Stand müssen PV-Anlagen in negativen Preisstunden die Produktion drosseln, um den Pneg-Bonus zu erhalten. Der Staat vergütet die abgeregelte Produktion mit 50 % von Pmax pro Stunde, gedeckelt auf 1.600 abzüglich der jährlichen Volllaststunden (FLH) des Projekts.
Ein Projekt mit 1.300 FLH kann somit maximal für 300 negative Preisstunden pro Jahr eine Entschädigung erhalten. Steigt die Zahl der negativen Preisstunden, fällt ein wachsender Anteil aus dieser Deckelung heraus und wird nicht vergütet.
Um den Produzenten Werkzeuge zur Risikosteuerung zu geben, schlägt die CRE drei neue Formeln vor:
- Option 1 (CRE-Präferenz): hebt die FLH-basierte Deckelung auf und führt eine tägliche Franchise von 2 Stunden ein. Die Vergütung bleibt bei 50 % Pmax. Hybridprojekte können Franchise-Stunden durch Batterieladung statt Abregelung auffangen, wodurch nicht vergütete Stunden nahezu auf null sinken.
- Option 2: halbiert die Vergütung auf 25 % Pmax und behält eine Franchise bei. Das vergrößert die nicht vergütete Lücke für alle Projekte und bietet den schwächsten Schutz vor negativen Preisen.
- Option 3: behält die 50 % Pmax-Rate bei, setzt aber eine feste jährliche Franchise von 300 nicht vergüteten Stunden, die nur zwischen 8 und 20 Uhr gilt.
Der folgende Simulator schätzt die nicht vergüteten negativen Preisstunden basierend auf Solarertrag, Batteriegröße und angenommenem Volumen negativer Preise.
Methode
Simulation: Wir simulieren 1 MW PV für jede Stunde des Jahres 2025, basierend auf der EPEX Spot Day-Ahead-Verteilung negativer Preise von ENTSO-E (Frankreich). Die stündliche Verteilung bleibt wie 2025, der Schieberegler „Neg-Preis-Stunden“ skaliert das Gesamtvolumen, behält aber die Form. Das PV-Profil folgt einer Gaußkurve um den Solarzenit, kalibriert auf den gewählten Ertrag. Die Batterie (BESS) wird während negativer Preisstunden aus PV geladen und entlädt am Abend-Peak (17–21 Uhr).
Vergütungsnäherung: Die CRE vergütet pauschal 50 % × Pmax pro Stunde, unabhängig von der realen Produktion. Da der durchschnittliche Solar-Kapazitätsfaktor tagsüber nahe 50 % liegt, wird damit etwa 100 % der real abgeregelten Produktion abgedeckt, was mit Tabelle 7 der CRE (Mitteilung vom 5. März 2026) übereinstimmt. Anlagen mit hohem DC/AC-Verhältnis können etwas mehr als 50 % × Pmax erzeugen, sodass die Vergütung leicht unter 100 % liegt. Bei Option 2 deckt der halbierte Faktor (25 % × Pmax) etwa 50 % der realen Produktion.
Restliche nicht vergütete Stunden bei Option 1: Selbst mit einer 2-Stunden-Batterie bleiben wenige Stunden unvergütet. Das tritt auf, wenn die Batterie zu Beginn einer neuen negativen Preisphase bereits voll ist, meist bei mehrtägigen Ereignissen im Frühjahr, wenn negative Preise früh einsetzen und die Batterie vom Vortag noch nicht entladen wurde. Ein Dispatch-Algorithmus, der negative Preisstunden anhand von Day-Ahead-Preisen antizipiert, kann diesen Rest weiter verringern.
Deutschlands Erfahrung zeigt, dass alte und neue Ausschreibungspreise schnell konvergieren könnten
Deutschlands Innovationsausschreibung schreibt seit 2022 Speicher am Standort vor. Das Grundprinzip entspricht dem französischen Vorschlag: Eine Batterie nimmt Strom in Niedrigpreisstunden auf und verschiebt die Einspeisung in wertvollere Zeiträume.
Die ersten hybriden Runden in Deutschland waren unterzeichnet, die Zuschlagspreise starteten bei 83 €/MWh. Mit wachsender Konkurrenz sanken die Preise innerhalb von zwei Jahren auf 53 €/MWh und näherten sich den EEG-PV-Auktionen bei etwa 50 €/MWh an.
Der Aufschlag für Speicher am Standort schrumpfte, als mehr Entwickler teilnahmen und den Wert der Verschiebung besser kalkulierten.
Die beiden Rahmenwerke unterscheiden sich in einigen Punkten. Deutschland verbietet Netzladung und schreibt ein Mindestbatterieverhältnis von 25 % mit 2 Stunden Entladezeit vor. Frankreich setzt keine solche Quote und erlaubt Netzladung.
Dadurch haben französische Entwickler mehr Möglichkeiten, den Batterieeinsatz zu optimieren, aber auch mehr Variablen zu berücksichtigen. In den jüngsten CRE-Solarausschreibungen lag der durchschnittliche Zuschlagspreis bei 79 €/MWh.
Das neue Hybrid-Limit von 95 €/MWh gibt Entwicklern einen Puffer für Batterie-Investitionen. Dieser Puffer wird schrumpfen, sobald Entwickler hybride Systeme effizienter dimensionieren und steuern.
Solar-IPP sollten hybride Designs vor der ersten Ausschreibung modellieren
Die Frist für Konsultationsantworten endet am 30. April 2026, die erste hybride Ausschreibung könnte Ende 2026 oder Anfang 2027 starten.
Solar-IPP sollten bereits jetzt die Auswirkungen der verschiedenen Vergütungsformeln auf die Einnahmen modellieren, den Einfluss der Einspeisebeschränkung auf die optimale Batteriegröße bei unterschiedlichen Einstrahlungsniveaus testen und Genehmigungsstrategien für Co-Location anpassen.
Entwickler, die diese Vorarbeit vor der ersten Ausschreibung abgeschlossen haben, werden die besten Chancen auf wettbewerbsfähige Gebote haben.
