Negative Preise und Hybrid-PPAs sind zwei Seiten desselben Solarüberschusses
Serguey Asael Shinder1 Min. LesezeitZwei Meldungen aus Spanien vom 6. Oktober passen zusammen.
Das Problem, gemessen. Montels Quartalsausblick zählte im zweiten Quartal 2026 in Spanien 596 Stunden mit negativen Strompreisen, so viele wie nirgends sonst in Europa; Portugal folgte mit 462. Die Solarerzeugung in Europa übertraf ihren bisherigen Rekord um fast 20 %. Mittags hatte das System mehr Strom, als es nutzen konnte; abends, in einer Hitzewelle Ende Juni, lagen spanische Preise wieder über 100 Euro je MWh.
Ein Geschäftsmodell darauf. Am selben Tag schlossen Zelestra und EDP zwei weitere Hybrid-PPAs, die spanische Solarparks – drei davon bereits in Betrieb – um 462 MWh Batterien ergänzen. Die Batterien verschieben Mittagsstrom in Stunden, in denen er mehr wert ist, und erlauben dem Erzeuger, dem Abnehmer ein flacheres Lieferprofil statt einer Mittagsspitze zu verkaufen.
Was beides verbindet. Negative Preise signalisieren, dass Speicher im Verhältnis zu Solar knapp sind. Jede negative Stunde ist eine Stunde, in der eine Batterie kostenlos oder sogar bezahlt laden kann, jede Abendspitze eine, in der sie verkaufen kann. Ein Solarpark allein nutzt keine von beiden; ein Solarpark mit Batterie und einem Abnehmer, der ein flaches Profil schätzt, nutzt beide. Deshalb bekommen nicht nur neue, sondern auch bestehende Parks vertraglich Batterien.
Worauf zu achten ist. Montel berichtet auch, dass manche flexiblen Anlagen und Speicher im Day-Ahead nicht mehr unter null bieten und Kapazität für den Intraday-Handel zurückhalten. Wandert mehr Ausgleich dorthin, hängt der Wert einer Batterie weniger an der Day-Ahead-Kurve und mehr an ihrer Reaktionsgeschwindigkeit. Die nächsten Quartalszahlen zu negativen Stunden werden zeigen, ob vertraglich gebundene Speicher das Mittagstal schon abflachen oder noch zu klein dafür sind.