Spanien war 2024 einer der führenden Solarmärkte für PPAs in Europa, doch die Verträge wurden auf die Probe gestellt, als der Großhandelsmarkt erstmals negative Preise verzeichnete. Im Frühjahr 2025 gab es 404 Stunden mit negativen Preisen am Großhandelsmarkt – das sind 72 % mehr als in Deutschland.
Nach einem anfänglichen Stillstand hat sich der PPA-Markt weiterentwickelt: Die Abschlüsse sind kleiner geworden, Verträge komplexer und die Kombination mit Speicher steht im Mittelpunkt.
Wichtigste Erkenntnisse
- Pay-as-produced dominiert weiterhin bei Solar. Aber es gibt einen klaren Trend zu Baseload- oder Fixed-Shape-Deals. Käufer zahlen mehr, Verkäufer tragen das Profilrisiko.
- Negative Preise sind inzwischen alltäglich. Neue Verträge beinhalten €0/MWh-Untergrenzen und oft Obergrenzen für die Anzahl der negativen Preisstunden, die für die Abrechnung zählen.
- Preise fielen auf das niedrigste Niveau Europas. Mitte 2025 lagen typische Solar-PPAs bei etwa €34/MWh, manche Abschlüsse sogar bei €30–32/MWh. Gut für Käufer, schwieriger für die Finanzierung.
Könnte es einen Wechsel vom "Pay-as-produced" geben?
Bei einem Pay-as-produced-Vertrag kauft der Abnehmer den in jeder Stunde erzeugten Strom des Assets. Dies war die gängigste Methode zur Abrechnung der erzeugten Elektrizität.
Das Volumenrisiko beschreibt die Unsicherheit, ob die tatsächliche Stromerzeugung oder -abnahme vom erwarteten Profil abweicht. In diesem Fall muss jemand den Fehlbetrag oder Überschuss am Markt kaufen oder verkaufen.
Fällt die Produktion (z. B. durch Wolken oder Ausfälle), erhält der Abnehmer weniger MWh und muss am Markt zukaufen; übertrifft die Produktion die Erwartungen, nimmt er den Überschuss aus dem Großhandelsmarkt ab. Das Volumenrisiko liegt beim Käufer, weshalb der Preis meist niedriger ist, da der Verkäufer kein Lieferungsrisiko übernimmt.
Bei einer festen Profilform verpflichtet sich der Verkäufer auf ein vorab festgelegtes stündliches Profil für die finanzielle Abrechnung. Jeder Fehlbetrag oder Überschuss wird automatisch ausgeglichen; Speicher, Portfoliomanagement oder Handel sind Werkzeuge zur Steuerung dieses Risikos, aber keine vertragliche Pflicht. Der Käufer zahlt einen Aufpreis für Verlässlichkeit und operative Einfachheit.
Pay-as-produced ist bis heute die gängigste Form und dieser Trend wird sich voraussichtlich fortsetzen. Entwickler und Investoren wollen ihre Investitionen möglichst risikoarm gestalten, während Abnehmer ihr Risiko besser steuern können.
Lokale Einschränkungen begrenzen Einnahmen
Bei einem Standard-Pay-as-produced-PPA zahlt der Käufer nur für gemessene, gelieferte MWh. Sofern der PPA keine „deemed energy“-Klausel oder explizite Kompensation bei Abregelung enthält, gibt es keine Vergütung für verlorene Energie, wenn Spaniens Übertragungsnetzbetreiber (Red Eléctrica) eine Anlage abregelt. Ohne diese Klauseln liegt das Abregelungsrisiko beim Betreiber, was die Einnahmen verringert und volatil macht.
Negative Preise: Neue Vertragsregeln
Bei Altverträgen wird die Abrechnung ausgesetzt, wenn die Großhandelspreise negativ werden, und die Einnahmen des Anlagenbetreibers fallen für diese Stunden auf null. Der Käufer zahlt in negativen Perioden nicht, sodass der Verkäufer das Risiko von Einnahmeverlusten und schwankendem Cashflow trägt; im Gegenzug waren die Strike-Preise bei diesen Alt-PPAs oft höher.
Bei neueren Verträgen läuft die Abrechnung auch bei negativen Preisen weiter, allerdings mit einer Untergrenze von €0/MWh, sodass die Einnahmen nicht komplett wegbrechen. Die wirtschaftlichen Auswirkungen der negativen Stunden werden durch einen (typisch niedrigeren) Strike-Preis abgefedert, was die Einnahmen des Verkäufers glättet und dem Käufer im Vergleich zur Nicht-Abrechnung ein gewisses Risiko überlässt – mit ausgewogenerer Risikoverteilung.
In der Praxis sehen wir Null-Untergrenzen, Limits für negative Preisstunden pro Monat/Quartal und klarere Regelungen zu Abregelung und Verträgen. Im Fokus steht die Stabilität des Cashflows, nicht der reine Umsatz.
Rückblick auf 2024 und 2025
Spanische Solar-PPAs bewegten sich um €30–35/MWh, aber die Marktbedingungen drücken die Angebote sogar unter €30/MWh.
Bei Nicht-Abrechnung fällt der Preis in negativen Stunden auf €0/MWh, was im Frühjahr zu sichtbaren Einbrüchen und erhöhter Cashflow-Volatilität führt. Mit einer Null-Untergrenze bleibt der Strike nahezu unverändert, sodass die Einnahmen das ganze Jahr über stabil verlaufen.
Wir können einen Mindestpreisunterschied von 3 €/MWh zwischen den beiden Vertragsarten erwarten, wenn man das Risiko negativer Preise berücksichtigt.
Könnte Speicher das PPA-Geschäft verändern?
Selbst mit intelligenteren Vertragsbedingungen bleibt es ein Käufermarkt. Die Solarproduktion konzentriert sich tagsüber auf dieselben Stunden. Die Integration von Speicher oder Hybridanlagen hilft, höhere Preise zu erzielen und die Finanzierbarkeit zu verbessern:
- Speicher bringt Profil und Mehrwert. Batterien ermöglichen es Verkäufern, Lieferprofile zu verstetigen, das Risiko negativer Preise zu begrenzen und Abendspitzen zu nutzen. Das unterstützt Fixed-Shape-PPAs und höhere Strikes.
- Diversifikation zählt. Die Möglichkeit, PPA-Einnahmen mit Großhandelsoptimierung, Systemdienstleistungen oder Kapazitätsmechanismen zu kombinieren, reduziert die Abhängigkeit von sinkenden Großhandelserlösen.
Fazit
Der spanische PPA-Markt hat sich von "billiger Solarstrom" zu intelligenten, risikobalancierten Verträgen entwickelt. Die Preise sind niedriger, aber die Strukturen passender: Null-Untergrenzen statt Nicht-Abrechnungs-Klauseln, präzisere Regelungen bei Abregelung und mehr Profil durch Speicher und Portfolios auf Verkäuferseite.
Die nächste Phase betrifft die Finanzierung. Projekte, die ihren Output gestalten können (durch Batterien, Hybride oder diversifizierte Flotten), behalten Zugang zu Fremdkapital und sichern sich bessere Vertragspartner. Käufer wiederum erhalten eine einfachere, verlässlichere Versorgung. Kurz gesagt: mehr Resilienz, weniger Volatilität und ein Markt, der auf eine Ära ausgelegt ist, in der negative Preise normal sind – und keine Nachricht mehr.
