Frankreichs Regulierungsbehörde überarbeitet Solarausschreibungen, um Batteriespeicher an PV-Standorten zu fördern
Frankreichs Regulierungsbehörde überarbeitet Solarausschreibungen, um Batteriespeicher an PV-Standorten zu fördern
In ganz Europa sinken die Solar-Capture-Rates, während die installierte Kapazität steigt. In Frankreich fiel das Verhältnis des Solar-Capture-Preises zum positiven Baseload-Capture-Preis von 97 % im Jahr 2022 auf 60 % im Jahr 2025.
Trotzdem haben die aktuellen Ausschreibungsbedingungen Kollokation bisher wirtschaftlich nicht attraktiv gemacht, und die Capture-Rate der vergebenen Anlagen ist rückläufig.
Die französische Energieregulierungsbehörde (CRE) hat kürzlich eine Konsultation veröffentlicht, in der vorgeschlagen wird, das Contract-for-Difference (CfD) Modell für ab 2027 vergebene Solaranlagen neu zu gestalten. Das neue Rahmenwerk soll die gemeinsame Nutzung von Batterien mit Solaranlagen direkt fördern.
Neue Solarausschreibungen sollen PV-Anlagen erlauben, Batteriespeicher bei negativen Preisen zu laden
Nach den aktuellen Regeln muss eine PV-Anlage während negativer Preisspitzen 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 Regulierer jeden Energiefluss als Produktion wertet.
Das vorgeschlagene Rahmenwerk ersetzt „Nicht-Produktion“ durch „Nicht-Einspeisung“. Einspeisungen ins Netz bleiben verboten, aber die PV-Anlage kann nun direkt die Batterie laden. Die Batterie wird dann entladen, wenn die Preise wieder positiv sind.
Um dies durchzusetzen, schlägt die CRE ein neues Messkonzept vor, das Energieflüsse separat an der PV-Anlage, der Batterie und dem Netzanschlusspunkt erfasst. Nur das Laden von der PV-Anlage in die Batterie qualifiziert sich für die Prämie.
Das neue CfD-Modell verlagert das Risiko der Solar-Kannibalisierung auf den Entwickler
In den bisherigen PPE2-Solarausschreibungen wurde der CfD-Aufschlag am Solar-Capture-Preis bemessen. Mit wachsender Kapazität hat sich dieser Wert vom Baseload-Durchschnitt entkoppelt und ist von 97 % des positiven Baseload-Capture-Preises 2022 auf 60 % in 2025 gesunken.
Dieser Rückgang erhöht die öffentlichen Kosten des CfD, da der Staat eine wachsende Lücke zwischen garantiertem Tarif und sinkendem Marktpreis ausgleichen muss.
Die CRE schlägt vor, den CfD stattdessen am positiven Baseload-Capture-Preis zu indexieren. Der Entwickler trägt somit das Risiko, wenn die Solarproduktion auf Zeiten mit niedrigen Preisen fällt, und hat einen direkten finanziellen Anreiz, dies zu vermeiden.
Die Kopplung einer Batterie ist der direkteste Weg, indem sie die Produktion von überversorgten Mittagsstunden in wertvollere Abendstunden verschiebt und so die Lücke zwischen Capture-Rate und Baseload-Referenz verkleinert.
Die Verbesserung variiert je nach Region: Im Süden konzentriert sich die Produktion auf ein enges Mittagsfenster, wo Kannibalisierung am stärksten zuschlägt, während nördliche Standorte die Erzeugung über ein flacheres Sommerprofil verteilen.
Die neuen Vergütungsformeln könnten die nicht vergüteten Negativstunden für Hybridprojekte deutlich reduzieren
Negative Preise sind für französische Solarproduzenten zunehmend ein strukturelles Problem. 2025 verzeichnete Frankreich 513 Stunden mit negativen Preisen – ein starker Anstieg gegenüber den Vorjahren. Diese 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 ihre Produktion während negativer Preisspitzen drosseln, um die Pneg-Prämie 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 für maximal 300 Negativstunden pro Jahr eine Entschädigung beanspruchen. Je mehr Negativstunden es gibt, desto größer wird der Anteil, der nicht mehr unter diese Deckelung fällt und keine Vergütung erhält.
Um den Produzenten bessere Steuerungsmöglichkeiten zu geben, schlägt die CRE drei neue Formeln vor:
- Option 1 (CRE-Präferenz): Abschaffung der FLH-basierten Deckelung und Einführung einer täglichen Franchise von 2 Stunden. Die Vergütung bleibt bei 50 % Pmax. Hybridprojekte können Franchise-Stunden durch Batterieladung auffangen und so die nicht vergüteten Stunden nahezu auf Null senken.
- Option 2: Halbierung der Vergütung auf 25 % Pmax und Beibehaltung einer Franchise. Dadurch steigt das Risiko nicht vergüteter Stunden für alle Projekte und der Schutz vor negativen Preisen ist am schwächsten.
- Option 3: Beibehaltung des 50 %-Pmax-Satzes, aber Einführung einer festen jährlichen Franchise von 300 nicht vergüteten Stunden, die nur zwischen 8 und 20 Uhr gilt.
Der untenstehende Simulator schätzt die nicht vergüteten Negativstunden basierend auf Solarertrag, Batteriegröße und angenommenem Negativpreis-Volumen eines Projekts.
Methodik
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 „Negativpreis-Stunden“-Schieberegler skaliert nur das Gesamtvolumen. Das PV-Profil folgt einer Gauß-Kurve um den Solar-Mittag, angepasst an den gewählten Ertrag. Das BESS lädt während negativer Preise 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, deckt dies etwa 100 % der real abgeregelten Produktion ab, entsprechend Tabelle 7 der CRE (Stand 5. März 2026). Anlagen mit hohem DC/AC-Verhältnis können leicht über 50 % × Pmax produzieren, sodass die Vergütung etwas weniger als 100 % abdeckt. Bei Option 2 deckt der halbierte Satz (25 % × Pmax) etwa 50 % der realen Produktion ab.
Restliche nicht vergütete Stunden bei Option 1: Selbst mit einer 2-Stunden-Batterie bleiben wenige Stunden nicht vergütet. Das passiert, wenn die Batterie zu Beginn einer neuen Negativpreis-Sequenz bereits voll ist – typischerweise bei mehrtägigen Episoden im Frühling, wenn negative Preise früh einsetzen und die Batterie vom Vortag noch nicht vollständig entladen wurde. Ein Dispatch-Algorithmus, der Negativpreis-Stunden per Day-Ahead-Preisen antizipiert, kann diesen Rest noch weiter reduzieren.
Deutschlands Erfahrung zeigt, dass alte und neue Ausschreibungspreise schnell konvergieren können
Deutschlands Innovationsausschreibung verlangt seit 2022 gekoppelte Speicher. Die Grundlogik entspricht dem französischen Vorschlag: Eine Batterie nimmt Strom in Niedrigpreiszeiten auf und verschiebt die Einspeisung in wertvollere Zeitfenster.
Die ersten Hybridrunden in Deutschland waren unterzeichnet, die Zuschlagswerte starteten bei 83 €/MWh. Mit steigendem Wettbewerb sanken die Preise innerhalb von zwei Jahren auf 53 €/MWh und näherten sich den EEG-PV-Alleinausschreibungen bei rund 50 €/MWh an.
Der Aufpreis für gekoppelte Speicher schrumpfte, als mehr Entwickler einstiegen und den Wert des Energieshiftings besser kalkulierten.
Die beiden Rahmenwerke unterscheiden sich in mehreren Punkten: In Deutschland ist Netzladung verboten und es gilt ein Mindestbatterieverhältnis von 25 % mit 2 Stunden Entladezeit. Frankreich schreibt kein Mindestverhältnis vor und erlaubt Netzladung.
Dadurch haben französische Entwickler mehr Möglichkeiten, den Wert der Batterie zu heben, aber auch mehr Variablen zur Optimierung. In jüngsten CRE-Solarausschreibungen lag der durchschnittliche Zuschlagswert bei 79 €/MWh.
Das neue Hybrid-Cap von 95 €/MWh bietet einen Puffer für Batterie-Investitionen. Dieser Puffer wird schrumpfen, sobald Entwickler lernen, hybride Systeme effizienter zu dimensionieren und zu steuern.
Solar-IPP sollten hybride Designs vor Ausschreibungsstart modellieren
Die Frist zur Konsultationsantwort ist der 30. April 2026, und die erste Hybrid-Ausschreibung könnte Ende 2026 oder Anfang 2027 starten.
Solar-IPP sollten bereits jetzt die Auswirkungen der einzelnen Vergütungsformeln auf ihre Einnahmen modellieren, prüfen, wie die Einspeisebeschränkung die optimale Batteriegröße bei verschiedenen Einstrahlungsniveaus beeinflusst, und ihre Genehmigungsstrategien für gekoppelte Konfigurationen anpassen.
Entwickler, die diese Vorarbeiten abgeschlossen haben, bevor die erste Ausschreibung startet, sind am besten für einen wettbewerbsfähigen Zuschlag positioniert.
