Die Solarerzeugung in der EU erreicht neue Höchststände, doch die Wirtschaftlichkeit dieser Erzeugung wird weniger eindeutig. (Europäische Kommission)Im ersten Quartal 2026 erreichte die aggregierte Zahl der Stunden mit negativen Preisen in den Day-Ahead-Märkten der EU-27 1,223, gegenüber 593 ein Jahr zuvor. Spanien verzeichnete 347 dieser Stunden, während mehrere nordische Märkte weniger negative Preise sahen als zuvor. (pv magazine)
Die Schlagzeile lässt sich leicht als eine weitere Geschichte über ein Überangebot an erneuerbaren Energien lesen. Das ist nur ein Teil davon. Negative Preise treten meist auf, wenn mehrere Faktoren zusammenkommen: starke Erzeugung, schwache Nachfrage, begrenzte Möglichkeiten, Strom grenzüberschreitend oder durch das Netz zu transportieren, und zu wenig Flexibilität an anderer Stelle im System. Solar ist oft beteiligt, weil seine Produktion in der Tagesmitte konzentriert ist, aber selten der einzige Grund dafür, dass Preise unter null fallen.
Für Solarprojekte beginnt die wichtigere Frage schon, bevor die Preise tatsächlich negativ werden.
Wenn mehr Solar einen niedrigeren Capture Value bedeutet
Der durchschnittliche Großhandelspreis spiegelt nicht zwangsläufig den Marktwert der Produktion eines Solarkraftwerks wider. Solarerzeugung konzentriert sich auf Tageslichtstunden, und genau das sind zunehmend die Stunden, in denen große Mengen PV-Strom gleichzeitig in den Markt kommen. Wenn das Angebot zur Mittagszeit steigt, kann der Preis in diesen Stunden fallen, selbst wenn der breitere Marktdurchschnitt relativ stark bleibt.
Genau das soll der Capture Price zeigen. Der Solar-Capture-Price ist der erzeugungsgewichtete Großhandelspreis in den Stunden, in denen Solar produziert. Die Capture Rate vergleicht diesen Wert mit dem durchschnittlichen Marktpreis im selben Zeitraum.
Der Unterschied wird immer schwerer zu ignorieren. Von Reuters zitierte LSEG-Daten zeigten, dass die durchschnittlichen Solar-Capture-Prices in Deutschland, Frankreich, den Niederlanden, Belgien, Italien und Spanien in der ersten Hälfte 2026 etwa 42% niedriger lagen als im gleichen Zeitraum 2023. (Reuters)
Auch Kpler berichtete im Frühjahr 2026 von ungewöhnlich schwachen Solar-Capture-Rates in mehreren europäischen Märkten, mit großen Unterschieden zwischen Ländern und Jahreszeiten. (Kpler)
Am unmittelbarsten betrifft das Merchant-Projekte, die direkt Großhandelspreisen ausgesetzt sind. PPAs, CfDs und andere Fördermechanismen können dieses Exposure abschwächen oder umformen, aber sie lassen das zugrunde liegende Marktsignal nicht verschwinden. Niedrigere Capture Values können weiterhin beeinflussen, wie künftige Verträge bepreist und neue Projekte finanziert werden.
Frankreich zeigt, wie schnell sich dies von Marktpreisen in den Anlagenbetrieb verschieben kann.
Ende 2025 hatte Kontinentalfrankreich 30.4 GW installierte Solarleistung, nachdem im Laufe des Jahres 5.9 GW hinzugekommen waren. RTE meldete für 2025 rund 1.6 TWh Solar-Output-Modulation, etwa zweieinhalbmal so viel wie 2024. (RTE)
Speziell während negativer Preisperioden schätzt RTE, dass 2025 rund 3 TWh Wind- und Solarerzeugung nicht produziert wurden. Etwa 1.6 TWh entfielen auf Solar und rund 1.3 TWh auf Onshore-Wind. RTE führt den Anstieg auf häufigere negative Preise, steigende Solarerzeugung in Frankreich und Nachbarmärkten sowie den wachsenden Anteil erneuerbarer Kapazitäten zurück, der seine Produktion als Reaktion auf Marktbedingungen reduzieren kann. (RTE)
Auch die Politik bewegt sich in dieselbe Richtung. Eine französische Verordnung vom 20. Juli 2026 senkt die Größenschwelle für Anlagen, die unter diese Abschaltregelungen fallen, von 10 MW auf 1 MW. Projekte über 5 MW, beziehungsweise 5 MWp bei Photovoltaikanlagen, sind ab 1. Dezember 2026 erfasst. Projekte zwischen 1 MW und 5 MW, beziehungsweise 1 MWp bis 5 MWp bei PV, folgen ab 1. März 2027. (Légifrance)
Wo Batterien ins Bild passen
Sobald Anlagen für erneuerbare Energien aktiver auf niedrige oder negative Preise reagieren sollen, richtet sich die Frage ganz natürlich auf Speicher.
Wenn ein Teil des Problems darin besteht, dass Strom zur falschen Zeit ankommt, kann eine Batterie einen Teil davon verschieben.
Ein Solar-plus-Speicher-Projekt kann laden, wenn die Mittagspreise schwach sind, und später entladen, statt jede verfügbare Megawattstunde sofort nach ihrer Erzeugung zu exportieren. Die IEA nennt Energy Shifting als eine der wichtigsten Rollen, die Batterien in Systemen mit hohen Anteilen von Wind und Solar spielen können, besonders wenn die erneuerbare Erzeugung stark und die Nachfrage niedrig ist. (IEA)
Das IEA-Mid-Year-Electricity-Update 2026 verweist außerdem auf breitere Intraday-Preisspreads in mehreren europäischen Märkten und auf den Wert, den diese Spreads für flexible Ressourcen wie Batterien und Demand Response schaffen können. (IEA)
Für ein Solarkraftwerk kann das den Zeitpunkt der Verkäufe verbessern. Strom, der sonst in einer Schwachpreisphase exportiert würde, kann für später gehalten werden. Ein Teil der Energie, die wirtschaftlich abgeregelt worden wäre, kann stattdessen gespeichert werden. Das Projekt erzeugt nicht mehr Solarstrom; es verändert, wann ein Teil dieses Stroms dem Markt ausgesetzt ist.
Wie weit das gehen kann, hat offensichtliche Grenzen.
Eine Batterie mit 1 MW/2 MWh kann etwa zwei Stunden lang mit voller Nennleistung entladen. Wenn überschüssige Solarerzeugung fünf oder sechs Stunden anhält, kann die Batterie nicht alles aufnehmen. Geht sie bereits teilweise geladen in die Niedrigpreisphase, ist der verfügbare Headroom nochmals kleiner.
Auch die kommerzielle Rechnung ist komplizierter, als Strom zum niedrigsten Preis zu kaufen und zum höchsten zu verkaufen. Round-Trip-Verluste, Degradation, Cycling-Strategie, Netzrestriktionen und Batterieverfügbarkeit reduzieren die scheinbare Sauberkeit dieses Spreads. Eine Batterie kann außerdem Erlöse aus Systemdienstleistungen oder anderen Märkten erzielen, sodass die Nutzung für eine Gelegenheit an anderer Stelle Opportunitätskosten verursachen kann.
Deshalb müssen modellierte Arbitrageerlöse vorsichtig behandelt werden. Ein negativer Mittagspreis gefolgt von einem hohen Abendpreis kann zeigen, dass ein wertvoller Spread existiert. Er sagt nicht, was jedes Batterieprojekt tatsächlich verdienen wird.
Niedrige Mittagspreise können die Opportunitätskosten des Ladens senken, während höhere Preise später am Tag Entladeerlöse stützen können.
Speicher ist nur ein Teil des Flexibilitätsproblems
Dieselbe Einschränkung zeigt sich auf Systemebene. Batterien sind nützlich, wenn das Problem über Stunden verschoben werden kann, aber sie beseitigen keinen Engpass im Übertragungsnetz. Ob Speicher Netzengpässe lindern kann, hängt davon ab, wo er angeschlossen ist, wann er lädt und entlädt und welche konkrete Restriktion im Netz vorliegt.
Einige Flexibilitätsprobleme dauern außerdem länger als die wenigen Stunden, für die Lithium-Ionen-Batterien typischerweise am besten geeignet sind. Andere entstehen durch unflexible Nachfrage, Erzeugungsrestriktionen oder Marktdesign, nicht durch einen einfachen Mangel an Kurzzeitspeichern.
Der eigene Rahmen der IEA spiegelt das wider. Speicher steht neben Demand Response, flexiblerer Erzeugung, steuerbarer dezentraler Solarerzeugung, stärkeren Preissignalen, Netzausbau und Interkonnektoren. (IEA)
Finnland und Schweden sind in dieser Hinsicht interessant. Beide verzeichneten 2025 weniger Stunden mit negativen Preisen, und die IEA verweist auf mehrere mögliche Beiträge, darunter Änderungen bei grenzüberschreitender Marktkopplung, zusätzliche Speicher sowie stärker preisresponsive Erzeugung und Nachfrage. (IEA)
Der Wert von Solar wird stärker zeitabhängig
Was sich verändert, ist die Art, wie Solarwert verstanden werden muss. Mehr Strom zu erzeugen bleibt wichtig, aber jährliche Megawattstunden erzählen weniger von der Geschichte, sobald große Erzeugungsmengen im selben engen Zeitfenster ankommen.
Der Preis, der diesen Megawattstunden zugeordnet wird, hängt zunehmend vom Zeitpunkt ab.
Batteriespeicher geben Solarprojekten eine gewisse Fähigkeit, diesen Zeitpunkt zu verändern. Deshalb steigt ihr Wert, wenn Mittagspreise schwächer und Intraday-Spreads breiter werden. Batterien können jedoch nur den Strom verschieben, der in sie hineinpasst, und nur über den Zeithorizont, für den sie ausgelegt sind.
Europas Solarmarkt tritt daher in eine Phase ein, in der kostengünstige Erzeugung allein nicht mehr ausreicht, um den Projektwert zu beschreiben. Immer wichtiger wird, wann diese Erzeugung das System erreicht, was der Markt dafür zu zahlen bereit ist und wie viel Flexibilität vorhanden ist, um sie zeitlich an eine andere Stelle zu verlagern.
