Spaniens Netzengpässe treiben Solar-Abregelung auf Rekordwert von 1,2 TWh
Spanien verwarf im Juni 2026 eine Rekordmenge von 1,2 TWh Strom, weil der Photovoltaikausbau Netze, Speicher und Tagesnachfrage überholt hat. Sinkende Erlöse und steigende Systemkosten belasten Schuldendienst, Bewertungen und Investitionsentscheidungen.
Solarzubau stößt an Grenzen des Stromnetzes
Spaniens Photovoltaikbranche steht vor einer wachsenden Lücke zwischen Erzeugungskapazität und Aufnahmefähigkeit des Stromsystems. Laut La Vanguardia erreichte die verworfene Strommenge im Juni 2026 den Rekordwert von 1,2 Terawattstunden, fast sechsmal so viel wie ein Jahr zuvor und neunmal so viel wie 2024. Das gefährdet Projekte, deren Finanzierung auf höheren Preisen und stabileren Einnahmen beruhte.
Photovoltaikanlagen lieferten im Juni 2026 den Rekordanteil von 29,5% der gesamten spanischen Stromerzeugung. Seit 2024 kamen 20 GW Photovoltaikleistung hinzu, was La Vanguardia vom Umfang her mit der Eröffnung von 20 Kernkraftwerken vergleicht. Der Ausbau senkte Emissionen und entlastete Verbraucher, verschärfte jedoch die Engpässe in Stunden hoher Solarproduktion.
Der Netzzugang zählt inzwischen zu den wichtigsten Beschränkungen. Nach Angaben des Branchenverbands Aelec verfügen 88% der Anschlusspunkte über weniger als 1 MW freie Kapazität. Selbst bei möglichem Anschluss verhindern eine zu geringe Tagesnachfrage und begrenzte Batteriespeicher, dass der gesamte Strom genutzt oder gespeichert wird.
Nullpreise und sinkende Solarerlöse
Von La Vanguardia zitierte Daten von Aurora Research zeigen, dass 2025 allein wegen Netzrestriktionen 892 GWh nicht in das System integriert werden konnten. Aurora erwartet, dass 2026 insgesamt 2,5% der spanischen Stromerzeugung verworfen werden. Das Überangebot zwingt Produzenten zudem, Strom zu Preisen von null oder darunter anzubieten, wenn der Weiterbetrieb günstiger ist als eine Abschaltung.
Nach Angaben des spanischen Photovoltaikverbands verzeichnete der Großhandelsmarkt 2025 insgesamt 759 Stunden mit Null- oder Negativpreisen, gegenüber 696 Stunden im gesamten Jahr 2024. Der durchschnittliche Erlös der Solaranlagen sank um 19,7% von 42,28 Euro je MWh auf 33,95 Euro je MWh. Bei Projekten, deren Finanzierung höhere Marktpreise voraussetzte, schwächt dies unmittelbar die Fähigkeit zum Schuldendienst.
Zugleich steigen die Kosten der Systemführung. Verstärkte Betriebsmaßnahmen des Netzbetreibers REE zur Verringerung von Blackout-Risiken erhöhten die Kosten technischer Restriktionen und Ausgleichsdienste um 49% auf 3,77 Milliarden Euro. Enrique Calabuig, Partner bei Abencys, sagte La Vanguardia, Projekte könnten geänderte Baupläne, neu verhandelte Tilgungspläne, zusätzliches Kapital oder eine operative Neuordnung benötigen, wenn ursprüngliche Annahmen zu Preisen, Stromabnahmeverträgen und Finanzierung nicht mehr gelten.
Investoren wählen strenger aus
Die Folgen unterscheiden sich nach Standort und Vertragsstruktur. Extremadura und Zaragoza gehören zu den am stärksten betroffenen Gebieten, obwohl Anlagen nahe einem verfügbaren Netzanschluss profitabel bleiben können. Entscheidend sind außerdem Festpreisverträge, vollständige Genehmigungen und ein klarer Weg zum kommerziellen Betrieb.
Diese Unterschiede verändern den Transaktionsmarkt. Laut dem Bericht Spanish Energy Deal Pulse Q1 2026 von Alvarez & Marsal sank der Anteil der Solarenergie an spanischen Energietransaktionen von 70% im Jahr 2024 auf 52% im Jahr 2025. Investoren bevorzugen zunehmend laufende oder kurz vor der Inbetriebnahme stehende Anlagen mit gesichertem Netzanschluss, Speichern, Stromabnahmeverträgen oder anderem Schutz vor schwankenden Einnahmen. Spaniens Photovoltaikmarkt bleibt investierbar, doch Netzposition und Erlössicherheit entscheiden immer stärker über Finanzierung und Bewertung.