Photovoltaik (PV) gilt als eine der tragenden Säulen der Energiewende. Doch mit dem rasanten Ausbau der Solarenergie in Südeuropa, vor allem in Spanien, zeigt sich ein überraschendes Phänomen: Im Frühjahr geht es mit den Preisen abwärts. Im Hochsommer dagegen steigen die Preise oft deutlich an, trotz maximaler Sonneneinstrahlung. „Entscheidend dabei ist die Entwicklung der Verbrauchsmuster“, erklärt Patrick Lemcke-Braselmann, Co-CEO der aream Group SE. 

Bereits 2023 war auf dem spanischen Strommarkt ein sogenannter Kannibalisierungseffekt zu beobachten: Je mehr Solarstrom zeitgleich ins Netz eingespeist wurde, desto stärker drückte das Überangebot den Preis – insbesondere in den Mittagsstunden. Im Frühjahr 2023 lag der durchschnittliche Day-Ahead-Baseload bei 73,73 €/MWh, doch der PV-Strom erzielte davon nur noch rund 59 Prozent, also etwa 44 €/MWh. Die hohe Einspeisung bei gleichzeitig moderater Nachfrage führte zu einem deutlichen Preisverfall.

Im darauffolgenden Jahr verschärfte sich die Situation. Im April 2024 lag der Captured Price für PV-Strom nur noch bei 5,50 €/MWh – ein dramatischer Einbruch gegenüber dem Vorjahr. Hauptursachen waren ein außergewöhnlich nasses Frühjahr (viel Wasserkraft), schwache Stromnachfrage und ein massiver PV-Überschuss. In fast der Hälfte aller Stunden kam es sogar zu Null- oder Negativpreisen für Solarstrom. Die Kannibalisierung war auf ihrem Höhepunkt.

Doch kaum steigen die Temperaturen und beginnt die Saison der Klimaanlagen, dreht sich das Bild. Im August 2023 kletterte der Baseload-Preis auf 96,05 €/MWh und der Marktwert von PV-Strom (Captured Price) stieg auf etwa 70 €/MWh. Auch im August 2024 blieb der PV-Marktwert trotz noch höherer installierter Leistung mit 65,67 €/MWh stabil hoch.

Die Gründe für diese Saisonalität sind erstens eine steigende Nachfrage durch Kühlung: In den heißen Sommermonaten explodiert der Strombedarf – vor allem wegen Klimaanlagen in Haushalten, in Hotels und allgemein im Tourismussektor. Diese Nachfrage fällt genau in die Tageszeiten, in denen auch die PV-Erzeugung am höchsten ist. Zweitens die geringere Einspeisung anderer Erzeuger – so ist im Sommer die Stromproduktion aus Wasserkraft oft niedriger (außer nach sehr nassen Wintern) und auch Windkraft kann schwanken. 

„Die Entwicklung der vergangenen Jahre zeigt ein klares Muster“, erklärt Lemcke-Braselmann. Im Frühjahr, wenn die PV-Erzeugung hoch und die Nachfrage niedrig ist, sinken die Marktwerte für Solarstrom massiv. Im Hochsommer hingegen kompensiert die zusätzliche Nachfrage für Raumkühlung den Kannibalisierungseffekt zum Teil oder sogar vollständig. Selbst bei maximaler Sonneneinstrahlung kann der PV-Marktwert im August steigen – weil der Strombedarf für Kühlung und Tourismus einen Teil des Überangebots aufnimmt. Dabei zeigte das Jahr 2024, wie viel tiefer der Frühlingseinbruch inzwischen ausfällt, während der Augustwert dank der Lastspitze nach wie vor in den mittleren 60 bis 70 €/MWh bleibt. „Kurzum: Selbst bei maximaler Einstrahlung kann der PV-Marktwert im August steigen – weil ein Teil der Kannibalisierung neutralisiert wird“, so Lemcke-Braselmann.

Auch ein Blick nach Frankreich zeigt, wie empfindlich Strommärkte auf Wetterextreme reagieren: Im vergangenen Juni mussten wegen zu warmer Flüsse mehrere Atomkraftwerke ihre Leistung drosseln. Die Folge: Strompreise stiegen sprunghaft auf 66 €/MWh auch in Nachbarländern wie Deutschland, Spanien und Italien. „Solche Ereignisse unterstreichen, wie wichtig flexible Stromsysteme und eine intelligente Integration von Solarstrom in den Energiemix sind – gerade im Sommer“, so Lemcke-Braselmann.