Solaranlagen erzeugen gleichzeitig Strom und drücken so die Preise, wenn das Angebot auf den Markt kommt. Wie stark die Preise sinken, hängt von der Nachfrage, den Verträgen und dem übrigen Erzeugungsmix ab.

In „European Solar Outlook: Negative Prices, Capture Rates and Co-location“ untersuchen Till Stehr und Pablo Martínez, was das für Betreiber bedeutet und wie Batterien, Nachführsysteme und Netzzugang die Erlöse verbessern können.

Spanien verzeichnet unter den von uns beobachteten Märkten die meisten Stunden mit Negativpreisen, aber die geringsten Preisrückgänge

Spanien weist in unserem Vergleich die meisten Stunden mit Negativpreisen auf, doch fallen die Preise nur selten deutlich unter null. Bei vielen Stromabnahmeverträgen (PPAs) für Solarstrom wird in diesen Stunden nicht gezahlt. Daher drosseln Anlagen ihre Erzeugung, statt für die weitere Stromproduktion zu zahlen.

In Deutschland belohnen einige ältere Förderregelungen die fortgesetzte Stromproduktion, während Teile des Dachanlagenbestands nicht auf Preise reagieren. Dadurch bleibt mehr Erzeugung am Netz und die Preise fallen weiter unter null. Der Unterschied liegt sowohl bei den Anreizen und der Flexibilität als auch bei der installierten Solarleistung.

Auch das Wetter beeinflusste das Ergebnis Spaniens. Ein regenreicher Frühling sorgte für mehr Wasserkraftproduktion und drückte die Preise zu Beginn des Jahres. Der Abstand zu anderen Märkten vergrößerte sich im Sommer nicht weiter, da die höhere Nachfrage die Solarstromproduktion besser aufnehmen konnte.

Welcher Anteil der Solarstromproduktion entfällt auf Stunden mit Negativpreisen?

In Spanien besteht das Hauptrisiko darin, dass Anlagen gerade in den Stunden mit der höchsten Produktion Einnahmen verlieren. Bei einer virtuellen Anlage im Süden Spaniens entfielen in den zwölf Monaten bis Oktober 21 % der potenziellen Stromproduktion auf Stunden mit Negativpreisen.

Wer in diesen Stunden die Erzeugung einstellt, erzielt zwar im Durchschnitt einen höheren Preis, verkauft aber weniger Strom. Daher sollten die erzielbaren Preise zusammen mit den Strommengen und den Gesamterlösen betrachtet werden.

Dasselbe gilt für PPAs: In unserem Beispiel mit 40 €/MWh wurden nach Ausschluss der Stunden mit Negativpreisen nur 33 € je MWh potenzieller Erzeugung gezahlt. Der im Vertrag genannte Preis sagt den Betreibern nicht, für welchen Anteil der Produktion sie tatsächlich eine Vergütung erhalten. Besonders relevant ist das im Frühjahr, wenn längere Phasen mit leicht negativen Preisen einen erheblichen Teil der Erzeugung von der Vergütung ausschließen können.

Warum erzielt Solarstrom in Spanien in unserem Ausblick unter den vier Märkten den geringsten erzielbaren Preis?

Solarenergie deckt in Spanien bereits einen großen Teil der Stromnachfrage am Tag. Besonders stark ist der Preisdruck im Frühjahr, wenn die Erzeugung hoch ist, die Nachfrage nach Klimaanlagen aber noch nicht angezogen hat. Der Nachfrageanstieg im Sommer trägt dann dazu bei, mehr Strom aufzunehmen und die Preise zu stützen. In Deutschland fällt dieser saisonale Nachfrageanstieg geringer aus, sodass die zusätzliche Sommerproduktion auf mehr Konkurrenz trifft.

Höhere Gaspreise im Jahr 2026 haben die Erlöse aus Solarstrom ebenfalls gesteigert, da der durchschnittliche Strompreis europaweit gestiegen ist. Dieser Vorteil entsteht in Stunden, in denen weiterhin Gas zur Deckung der Nachfrage benötigt wird und damit den Strompreis bestimmt. Wenn Solarstrom die Preise bereits in Richtung null drückt, bieten höhere Gaspreise kaum Unterstützung.