PV-Abregelung Spanien: Erlösrisiko bis 2027 prüfen

Wenn deine PV-Anlage technisch sauber läuft, du aber trotzdem weniger Strom verkaufen kannst als geplant, liegt das oft nicht am Modul, sondern am Netz oder am Markt. Genau hier setzt die Diskussion um PV-Abregelung in Spanien an. Neue Modellierungen erwarten bis 2027 weiterhin ein hohes Curtailment-Niveau, also Situationen, in denen Solarstrom nicht vollständig eingespeist werden darf.

Laut einer von pv magazine aufgegriffenen Analyse von Aurora Energy Research könnten in Spanien 2026 rund 3,05 Terawattstunden und 2027 etwa 3,38 Terawattstunden Strom ohne Vergütung abgeregelt werden. Das ist kein Randthema, sondern betrifft die Cashflows von Projekten direkt. Für dich als Betreiber, Investor oder Offtaker heißt das: Das Erlösrisiko liegt nicht nur im Strompreis, sondern auch in der Frage, ob du deine Produktion überhaupt vollständig verkaufen kannst.

Die Mechanik hinter der PV-Abregelung in Spanien ist im Kern einfach. Abregelung entsteht, wenn Erzeugung und Aufnahmefähigkeit des Systems zeitlich oder örtlich nicht zusammenpassen. Produziert eine Region viel Solarstrom, während das Netz an einem Engpass läuft oder die Nachfrage gering ist, muss der Netzbetreiber Einspeisung reduzieren.

Das kann an einer überlasteten Leitung liegen oder an Sicherheitsvorgaben im Betrieb. Nach einem größeren Stromausfall auf der Iberischen Halbinsel im Jahr 2025 wurden die Betriebsregeln verschärft, was laut Medienberichten zu höheren Systemkosten führte. Technisch ist das nachvollziehbar: Mehr Sicherheitsreserven bedeuten, dass weniger volatile Einspeisung gleichzeitig ins Netz darf.

Wichtig ist der Unterschied zwischen nationaler Statistik und lokalem Knotenpunkt. Eine landesweite Curtailment-Menge von rund drei Terawattstunden verteilt sich nicht gleichmäßig. In einzelnen Netzknoten können deutlich höhere Abregelungsraten auftreten. Für dein Projekt zählt am Ende der konkrete Netzanschlusspunkt, nicht der Landesdurchschnitt.

Abregelung wirkt doppelt auf den Erlös. Erstens fällt tatsächlich produzierte Energie weg. Zweitens verändert sich der sogenannte Capture Price. Das ist der durchschnittliche Marktpreis, den eine Anlage in den Stunden erzielt, in denen sie Strom liefert.

Wenn viele PV-Anlagen gleichzeitig einspeisen, sinken typischerweise die Preise in genau diesen Stunden. Wird zusätzlich ein Teil der Produktion abgeregelt, verschiebt sich das Lieferprofil weiter in Stunden mit geringeren Preisen. Für Projekte mit PPA ohne klar definierte Curtailment-Regelungen oder mit hohem Merchant-Anteil kann das die geplanten Cashflows spürbar reduzieren.

Die Internationale Energieagentur weist in ihrem Bericht “Electricity 2024” darauf hin, dass der Ausbau von Netzen und Speichern mit dem Tempo des Erneuerbaren-Zubaus Schritt halten muss. Bleibt der Infrastrukturausbau zurück, steigen Engpässe und damit das Risiko von Abregelung. Für Finanzmodelle heißt das: P50- und P90-Szenarien sollten Curtailment nicht als Randannahme behandeln.

Stell dir einen Solarpark vor, der zur Mittagszeit nahe seiner Nennleistung produziert. Genau in diesen Stunden speisen viele Anlagen im gleichen Netzabschnitt ein. Am Anschlusspunkt entsteht ein Engpass. Der Netzbetreiber ordnet an, die Einspeisung zu reduzieren. Ein Teil der möglichen Produktion bleibt auf dem Feld.

Für das Projekt bedeutet das nicht nur weniger Megawattstunden, sondern auch eine Verschiebung des Erlösprofils. Wenn der PPA keinen klaren Ausgleich für netzseitige Abregelung vorsieht oder das Projekt teilweise am Spotmarkt verkauft, trägt der Betreiber das Risiko. In der Modellwelt sieht das wie eine kleine Abweichung aus. In der Realität kann es über Jahre die Eigenkapitalrendite drücken.

Studien zur Systemmodellierung, etwa auf Basis stundenweiser Simulationen über viele Wetterjahre, zeigen zudem: Mit zunehmendem Anteil fluktuierender Erzeugung werden Flexibilität und Netzkapazität entscheidend. Ohne zusätzliche Speicher oder Verstärkung der Leitungen konzentriert sich das Curtailment auf bestimmte Regionen.

Wenn du ein Projekt in Spanien prüfst, solltest du vier Punkte systematisch durchgehen. Erstens die Curtailment-Klauseln im PPA: Wird netzseitige Abregelung vergütet oder trägt das Projekt das volle Risiko. Zweitens die technischen Einspeiselimits am Netzanschlusspunkt und mögliche Verstärkungspläne des Netzbetreibers.

Drittens der Abgleich von Produktionsprofil und Preisprofil. Fallen die höchsten Erträge genau in Stunden mit strukturellem Überangebot, ist das Capture-Price-Risiko erhöht. Viertens die Frage nach Flexibilität. Ein Speicher kann sinnvoll sein, wenn Verluste vor allem in klaren Peak-Stunden auftreten. Dominieren hingegen dauerhafte Netzlimits, kann ein Anschluss-Upgrade oder eine Anpassung der Einspeiseleistung wirtschaftlicher sein.

Ein einfacher Entscheidungsbaum hilft: Treten Verluste vor allem mittags und bei gutem Wetter auf, prüfe Speicher mit Fokus auf tägliche Verschiebung. Treten sie unabhängig von Tageszeit auf und hängen am Netzengpass, sprich frühzeitig mit dem Netzbetreiber über Kapazitätserweiterungen. In beiden Fällen gehört das Szenario fest in die Finanzplanung bis mindestens 2027.

Die PV-Abregelung in Spanien ist bis 2027 kein theoretisches Risiko, sondern Teil der realen Marktmechanik. Mehrere Terawattstunden abgeregelter Strom pro Jahr zeigen, dass Netzengpässe und Marktstrukturen die Erlöse prägen. Für dich heißt das: Prüfe Curtailment-Risiko, Capture Price und Flexibilitätsoptionen früh und nüchtern. Wer sein Projekt nur auf installierte Leistung und durchschnittliche Strompreise stützt, unterschätzt die Wirkung von Engpässen.