​Spanien war 2024 einer der führenden Solar-PPA-Märkte Europas, doch die Verträge wurden erstmals auf die Probe gestellt, als der Großhandelsmarkt negative Preise verzeichnete. Im Frühjahr 2025 gab es im Großhandelsmarkt 404 Stunden mit negativen Preisen – das sind 72 % mehr als in Deutschland.

Nach einem anfänglichen Stillstand hat sich der PPA-Markt weiterentwickelt: Die Abschlüsse wurden kleiner, die Verträge komplexer und die Kombination mit Speicherlösungen rückte in den Mittelpunkt.

Wichtige Erkenntnisse

• Pay-as-produced dominiert weiterhin bei Solar. Aber es gibt einen klaren Trend zu Baseload- oder Fixprofil-Abschlüssen. Käufer zahlen mehr, Verkäufer tragen das Profilrisiko.
• Negative Preise sind inzwischen üblich. Neue Verträge enthalten €0/MWh-Untergrenzen und oft Obergrenzen für die Anzahl der negativen Stunden, die für die Abrechnung zählen.
• Spanische Solar-PPAs lagen bei etwa €30-35/MWh, aber die Marktbedingungen drücken die Angebote teils sogar unter €30/MWh.

Kommt eine Abkehr vom "Pay-as-produced"?

Bei einem Pay-as-produced-Vertrag kauft der Abnehmer den in jeder Stunde erzeugten Strom des Assets. Dies war die gängigste Methode zur Abrechnung erzeugten Stroms.

Das Volumenrisiko ist die Unsicherheit, dass die tatsächliche Stromerzeugung oder -abnahme vom erwarteten Profil abweicht. Dadurch muss jemand den Fehlbetrag oder Überschuss am Markt kaufen oder verkaufen.

Fällt die Produktion aus (etwa durch Wolken oder Störungen), erhält der Abnehmer weniger MWh und muss am Markt zukaufen; bei Überschuss nimmt er diesen aus dem Großhandelsmarkt ab. Das Volumenrisiko liegt beim Käufer, daher ist der Preis meist niedriger, da der Verkäufer kein Lieferungsrisiko trägt.

Bei einem Fixprofil verpflichtet sich der Verkäufer auf ein vorgegebenes stündliches Profil für die finanzielle Abrechnung. Abweichungen werden automatisch ausgeglichen; Speicher, Portfoliomanagement oder Handel sind Werkzeuge, um das Risiko zu steuern, aber keine Voraussetzung für den Vertrag. Der Käufer zahlt einen Aufpreis für Verlässlichkeit und operative Einfachheit.

Pay-as-produced ist bis heute die häufigste Form und dieser Trend dürfte anhalten. Entwickler und Investoren wollen ihre Investitionen möglichst absichern und Abnehmern ermöglichen, ihr Risiko besser zu steuern.

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 Entschädigung bei Abregelung enthält, gibt es bei einer Abregelung durch den spanischen Netzbetreiber (Red Eléctrica) keine Vergütung für die verlorene Energie. Ohne diese Klauseln trägt der Erzeuger das Abregelungsrisiko, was die Einnahmen reduziert und volatil macht.

Negative Preise: Neue Vertragsregeln

Bei Altverträgen wird die Abrechnung ausgesetzt, wenn die Großhandelspreise ins Negative rutschen, und die Erlöse des Anlagenbetreibers sinken in diesen Stunden auf null. Der Käufer zahlt in dieser Zeit nicht, der Verkäufer trägt das Risiko von Einnahmeverlusten und schwankendem Cashflow; als Ausgleich waren die Preise bei diesen Altverträgen oft höher.

In neueren Verträgen läuft die Abrechnung auch in negativen Stunden weiter, aber der Preis hat eine Untergrenze von €0/MWh, sodass die Einnahmen nicht abrupt wegbrechen. Die wirtschaftlichen Effekte der negativen Stunden werden durch einen (typisch niedrigeren) Strike-Preis abgefedert, was die Verkäufererlöse glättet und dem Käufer im Vergleich zur Nicht-Abrechnung ein gewisses Risiko belässt – mit ausgewogenerer Risikoverteilung.

In der Praxis sehen wir Null-Untergrenzen, Limits für negative Stunden pro Monat/Quartal und klarere Regelungen zu Abregelung und Verträgen. Das Hauptthema ist Cashflow-Stabilität statt Einnahmeeinbrüche.

Backtest für 2024 und 2025

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

Bei Nicht-Abrechnung fallen die Einnahmen in Stunden mit negativen Preisen auf €0/MWh, was im Frühjahr zu sichtbaren Einbrüchen und höherer Cashflow-Volatilität führt. Bei einer Null-Untergrenze bleibt der Strike nahezu konstant, 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-Umfeld verändern?

Auch mit intelligenteren Vertragsbedingungen bleibt es ein Käufermarkt. Tagsüber fällt viel Solarstrom in denselben Stunden an. Speicher oder hybride Erzeugung helfen, höhere Preise zu erzielen und die Finanzierbarkeit zu verbessern:

• Speicher bringt Profil und Wert. Batterien ermöglichen es Verkäufern, Lieferprofile zu verstetigen, das Risiko negativer Preise zu begrenzen und Abendspitzen mitzunehmen. Das unterstützt Fixprofil-PPAs und höhere Preise.
• Diversifikation zählt. Die Möglichkeit, PPA-Erlöse mit Großhandelsoptimierung, Systemdienstleistungen oder Kapazitätsmechanismen zu kombinieren, senkt das Risiko sinkender Großhandelserlöse.

Fazit

Der spanische PPA-Markt hat sich von „billigem Solarstrom“ zu intelligenten, risikobalancierten Verträgen entwickelt. Die Preise sind niedriger, aber die Strukturen passender: Null-Untergrenzen statt Aussetzungsklauseln, präzisere Abregelungsbedingungen und mehr Profil durch Speicher und Portfolios auf Verkäuferseite.

Die nächste Phase dreht sich um die Finanzierung. Projekte, die ihren Output steuern können (durch Batterien, Hybride oder diversifizierte Flotten), behalten Zugang zu Fremdkapital und sichern sich bessere Vertragspartner. Käufer erhalten eine einfachere, verlässlichere Versorgung. Kurz gesagt: mehr Resilienz, weniger Volatilität und ein Markt, der für eine Zeit gemacht ist, in der negative Preise die neue Normalität sind.