​Spanien war 2024 einer der führenden Solar-PPA-Märkte Europas, 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.

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Nach einem anfänglichen Stillstand hat sich der PPA-Markt weiterentwickelt: Die Abschlüsse sind kleiner geworden, die Verträge komplexer, und die Kombination mit Speicherlösungen steht nun im Mittelpunkt.

Wichtigste Erkenntnisse

• Pay-as-produced dominiert weiterhin bei Solar. Es gibt jedoch einen deutlichen Trend zu Baseload- oder Fixed-Shape-Verträgen. Käufer zahlen mehr, Verkäufer tragen das Profilrisiko.
• Negative Preise sind inzwischen üblich. Neue Verträge beinhalten €0/MWh-Untergrenzen und häufig Obergrenzen für die Anzahl der negativen Preisstunden, die für die Abrechnung zählen.
• Spanische Solar-PPAs lagen bei etwa €30-35/MWh, aber die Marktbedingungen drücken die Angebote inzwischen auch unter €30/MWh.

Kommt ein Wechsel vom "Pay-as-produced"?

Bei einem Pay-as-produced-Vertrag kauft der Abnehmer den von der Anlage erzeugten Strom stündlich. Dies war bisher die gängigste Abrechnungsform für erzeugten Strom.

Das Volumenrisiko beschreibt die Unsicherheit, dass die tatsächliche Stromerzeugung oder der Verbrauch vom erwarteten Profil abweichen – jemand muss das Defizit oder den Überschuss am Markt ausgleichen.

Fällt die Produktion (z. B. durch Wolken oder Ausfälle), erhält der Verkäufer weniger MWh und muss am Markt zukaufen; bei überdurchschnittlicher Produktion nimmt er den Überschuss aus dem Großhandelsmarkt ab. Das Volumenrisiko liegt beim Käufer, daher ist der Preis meist niedriger, weil der Verkäufer kein Lieferungsrisiko trägt.

Bei einer Fixed-Shape-Vereinbarung verpflichtet sich der Verkäufer auf ein vorab festgelegtes stündliches Profil für die finanzielle Abrechnung. Defizite oder Überschüsse werden automatisch ausgeglichen; Speicher, Portfoliomanagement oder Handel sind Werkzeuge, um das Risiko zu steuern, aber keine Vertragsvoraussetzung. Der Käufer zahlt einen Aufpreis für Verlässlichkeit und operative Einfachheit.

Pay-as-produced ist nach wie vor die am häufigsten gewählte Form und dieser Trend dürfte anhalten. Entwickler und Investoren wollen ihre Investitionen möglichst absichern und Abnehmern ein besseres Risikomanagement ermöglichen.

Lokale Einschränkungen begrenzen Einnahmen

Bei einem Standard-Pay-as-produced-PPA zahlt der Käufer nur für gemessene, gelieferte MWh. Sofern der Vertrag keine "Deemed Energy"-Klausel oder explizite Kompensationen bei Abregelung enthält, gibt es bei einer Abregelung durch den spanischen Netzbetreiber (Red Eléctrica) keine Vergütung für die entgangene Energie. Ohne diese Klauseln trägt der Erzeuger das Abregelungsrisiko, was die Einnahmen reduziert und schwankender macht.

Negative Preise: Neue Vertragsregeln

Bei älteren Verträgen wird die Abrechnung ausgesetzt, wenn die Großhandelspreise negativ werden, und die Einnahmen des Erzeugers fallen in diesen Stunden auf null. Der Käufer zahlt in dieser Zeit nicht, sodass der Verkäufer das Risiko durch Einnahmeausfälle und schwankende Cashflows trägt; im Gegenzug waren die Preise solcher Altverträge oft höher.

Bei neueren Verträgen läuft die Abrechnung auch in negativen Stunden weiter, jedoch gibt es eine Untergrenze von €0/MWh, sodass die Einnahmen nicht abrupt wegbrechen. Die wirtschaftlichen Auswirkungen der negativen Stunden werden durch einen (typischerweise niedrigeren) Strike-Preis abgemildert, was die Verkäufererlöse glättet und dem Käufer im Vergleich zu einer Aussetzung ein ausgewogeneres Risiko bietet.

In der Praxis sehen wir Null-Untergrenzen, Limits für negative Preisstunden pro Monat/Quartal sowie klarere Klauseln und Verträge zur Abregelung. Im Fokus steht die Stabilität der Cashflows statt Einnahmeausfälle.

Rückblick auf 2024 und 2025

Spanische Solar-PPAs lagen bei etwa €30-35/MWh, aber die Marktbedingungen drücken die Angebote inzwischen auch unter €30/MWh.

Bei Aussetzung der Abrechnung fällt der Preis in Stunden mit negativen Preisen auf €0/MWh, was im Frühjahr zu sichtbaren Einbrüchen und erhöhter Cashflow-Volatilität führt. Bei einer Null-Untergrenze bleibt der Strike nahezu konstant, sodass die Einnahmen über das Jahr hinweg stabil verlaufen.

Zwischen den beiden Vertragsarten ist – unter Berücksichtigung des negativen Preisrisikos – mit einem Mindestpreisunterschied von 3 €/MWh zu rechnen.

Könnte Speicher den PPA-Markt verändern?

Auch mit intelligenteren Vertragskonditionen bleibt es ein Käufermarkt. Es gibt viel Solarproduktion tagsüber, die sich auf die gleichen Stunden konzentriert. Zusätzliche Speicher oder hybride Erzeugung helfen, höhere Preise zu erzielen und die Bankfähigkeit zu verbessern:

• Speicher erhöhen Flexibilität und Wert. Batterien ermöglichen es Verkäufern, Lieferprofile zu verstetigen, das Risiko negativer Preise zu begrenzen und Abendspitzen zu nutzen. Das unterstützt Fixed-Shape-PPAs und höhere Strike-Preise.
• Diversifizierung ist entscheidend. Die Möglichkeit, PPA-Erlöse mit Großhandelsoptimierung, Systemdienstleistungen oder Kapazitätsmechanismen zu kombinieren, verringert die Abhängigkeit von sinkenden Großhandelserlösen.

Fazit

Der spanische PPA-Markt hat sich von "günstiger Solarstrom" zu intelligenten, risikobalancierten Verträgen entwickelt. Die Preise sind niedriger, aber die Strukturen passender: Null-Untergrenzen statt Aussetzungsklauseln, präzisere Regelungen zur Abregelung und mehr Flexibilität durch Speicher und Portfolios.

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 und zuverlässigere Versorgung. Kurz gesagt: mehr Resilienz, weniger Volatilität und ein Markt, der für eine Ära konzipiert ist, in der negative Preise zur Normalität werden.