Längere Negativstrompreise in Europa im ersten Halbjahr 2026 gestalten den Solar- und Speicher-PPA-Markt neu

de.wedoany.com-Bericht: Der europäische Strommarkt steht vor einer Situation, in der Photovoltaik-Überangebot und zeitweise Knappheit nebeneinander bestehen. Daten von S&P Global zeigen, dass die Anzahl der Negativstrompreis-Stunden in den fünf wichtigsten EU-Märkten, einschließlich Großbritannien, im ersten Halbjahr 2026 um etwa 2 % über dem Rekordniveau des gleichen Zeitraums 2025 lag. Im gesamten Jahr 2025 war die Gesamtzahl der Negativstrompreis-Stunden mehr als 13-mal so hoch wie 2022. Hohe Photovoltaik-Erzeugung in Kombination mit mittlerer Nachfrage, Windkraftleistung und begrenzter Netzfleibilität verschärft die Überschussphasen.

In den Spitzenzeiten der Photovoltaik-Erzeugung nehmen die Stunden mit niedrigen oder negativen Strompreisen stetig zu. Gleichzeitig treten an Sommerabenden häufiger starke Preissteigerungen auf, wenn flexible Kraftwerke wie Gaskraftwerke ihre Leistung schnell erhöhen müssen, um den Rückgang der Solarenergie bei Sonnenuntergang auszugleichen. Die Unterschiede zwischen den Märkten bleiben erheblich: Frankreich verzeichnet die meisten Negativstrompreis-Stunden, wobei die hohe Kernenergieerzeugung die Strompreise in der Region belastet; die höheren Gaspreise in Deutschland stützten die Strompreise im Sommer; Italien hingegen verzeichnete aufgrund seiner stärkeren Abhängigkeit von Gasstrom keine Negativstrompreis-Stunden. Dieser Trend breitet sich jedoch auf die meisten europäischen Märkte aus.

Die zunehmende Volatilität der Strompreise verändert die Ertragserwartungen für Batteriespeicher. Daten von Platts, einem Unternehmen von S&P Global Energy, zeigen, dass die täglichen Spitzenwerte der Großhandelspreis-Spreads, die Batterien in Deutschland im zweiten Quartal 2026 erzielen konnten, 650 EUR/MWh überstiegen und im Durchschnitt bei etwa 200 EUR/MWh lagen – höher als in Spanien und Großbritannien. In Regionen mit starker Solarstromerzeugung wie Spanien verstärken die Entwicklungen der letzten Jahre die Investitionsmöglichkeiten für Großspeicher.

Diese Situation definiert auch die Einnahmen von Solarprojekten neu, die Marktrisiken ausgesetzt sind. Derzeit sind etwa 10 %–15 % der europäischen Solarkapazität Marktrisiken (Merchant Risk) ausgesetzt, während mehr als 61 GW über Stromabnahmeverträge (PPA) kontrahiert sind. In Deutschland ist nur etwa 9 % der installierten Gesamtkapazität direkt dem Markt ausgesetzt. S&P Global ist der Ansicht, dass das Problem nicht in der wirtschaftlichen Wettbewerbsfähigkeit der Solartechnologie liegt, sondern im unbereinigten Wertverlust der Photovoltaik-Erzeugung in Spitzenzeiten – der von Solarkraftwerken erzeugte Strom könnte zunehmend schwerer mit den Zeitpunkten in Einklang zu bringen sein, zu denen das System Energie benötigt oder Energie einen höheren Marktwert hat.

Diese Dynamik überträgt sich auch auf den PPA-Markt. Bei traditionellen „Pay-as-produced“-Verträgen kauft der Käufer den Strom entsprechend der tatsächlichen Erzeugung des Kraftwerks. Solche Verträge wurden unter der Annahme konzipiert, dass erneuerbar erzeugter Strom zum Zeitpunkt der Erzeugung in der Regel einen hohen Wert hat und die mit der Zeitkurve verbundenen Risiken leichter zu tragen sind. In Märkten mit hoher Solar-Durchdringung bedeutet dieses Modell nun ein höheres Zeitkurvenrisiko: Der Käufer erhält den Strom, wenn das Kraftwerk erzeugt, unabhängig davon, ob dieser Strom mit seinem Verbrauchsbedarf oder günstigen Preiszeiten übereinstimmt.

Im Jahr 2025 machte eigenständige Photovoltaik mehr als 55 % der in Europa veröffentlichten PPA-Transaktionen aus; im ersten Halbjahr 2026 sank ihr Anteil auf etwa ein Drittel, mit einem kontrahierten Volumen von weniger als 3 GW. Bruno Brunetti, Leiter der Erneuerbare-Energien-Erlösströme bei S&P Global Energy Horizons, erklärte, dass Käufer weiterhin erneuerbare Energien benötigen, aber zunehmend Vertragsstrukturen suchen, die Lieferzeitpunkte, Strompreiserfassung und die Exposition gegenüber Negativstrompreisphasen klar steuern. „Der Rückgang der Kontrahierung eigenständiger Solarprojekte zeigt, dass Negativstrompreise zu einem strukturellen Problem im PPA-Design werden und nicht nur zu einem Marktrisiko.“

In diesem Kontext gewinnt die Kombination verschiedener Technologien zunehmend an Bedeutung. Diese Entwicklung treibt den Übergang zu Asset-Aggregation und stärker strukturierten Energieprodukten voran. Laut S&P Global bewegt sich die Branche in Richtung eines Modells der stündlichen Abgleichung (Hourly Matching) von Erzeugung und Nachfrage; Stundenzertifikate und andere granulare Zertifizierungssysteme könnten der nächste Schritt bei der sauberen Strombeschaffung von Unternehmen sein. Die laufende Überarbeitung des globalen Standards des Greenhouse Gas Protocol (GHG Protocol) für Scope 2 untersucht ebenfalls Methoden, um marktbasierte Aussagen näher an den tatsächlichen Zeitpunkt des Stromverbrauchs zu bringen; dieser Standard umfasst die indirekten Treibhausgasemissionen aus eingekauftem und verbrauchtem Strom, Dampf, Wärme und Kälte von Unternehmen. Brunetti ist der Ansicht, dass die Berücksichtigung des zeitlichen Werts der Erzeugung erneuerbarer Energien durch stündliche Abgleichmechanismen die Investitionssignale nicht nur für Wind- und Solarenergie, sondern auch für Batterien, flexible Wasserkraft und andere Ressourcen stärken kann, die zur Deckung der Nachfrage in Knappheitsphasen benötigt werden. Der Wandel des PPA-Marktes spiegelt tiefgreifendere Veränderungen im europäischen Stromsystem wider: Der Wert erneuerbarer Energien hängt zunehmend weniger von der bloßen Erzeugungsmenge ab, sondern vielmehr davon, ob sie verfügbar sind, wenn das System sie benötigt.