Drei europäische Märkte – drei Stärken beim Ausbau der Erneuerbaren Energien: Italien bietet Planbarkeit durch Staatsgarantien, Spanien punktet mit struktureller Gas-Entkopplung, Deutschland überzeugt durch Marktreife und Größe. „Der Schlüssel zum Erfolg bleibt die Flexibilität: Speicher, Netzdienlichkeit und passendes Marktdesign“, kommentiert Patrick Lemcke-Braselmann, CEO der aream Group.
Der Ausbau der Erneuerbaren Energien läuft in Europa und jedes Land geht dabei seinen eigenen Weg. Für Investoren bedeutet das differenzierte Chancen und Risiken, die sich aus Regulierung, Preisentwicklung und Infrastruktur ableiten. Das zeigen die Beispiele Italien, Spanien und Deutschland.
Italien: Planbarkeit trifft Gasrisiko
Der Photovoltaik-Bestand liegt bei rund 43,5 GW – das ist Platz 2 in Europa – mit einem nominellen Zubau von etwa 6,44 GW im Jahr 2025. Die Solarerzeugung wächst um rund 25 Prozent. Das schafft Italien unter anderem durch Investitionssicherheit über das CfD-basierte FER-X-System, das erstmals eine 7,7-GW-Solarauktion zu 56,82 Euro/MWh bei einer 20-jährigen Staatsgarantie auslobt. „Diese Planbarkeit ist attraktiv für langfristig orientierte Investoren, die Stabilität bevorzugen“, erklärt Lemcke-Braselmann. Durch das Programm MACSE, bei dem es um die Beschaffung von Stromspeicherkapazitäten geht, wird zusätzlich Speicher- und Co-Location-Potenzial gestärkt. Das Hauptproblem des Standortes: Italien hängt am Gas. „In rund 70 Prozent der Stunden bestimmt Gas die Strompreise, was zu höheren Kosten und stärkeren Schwankungen führt“, so Lemcke-Braselmann. Zudem erhöhen die politische Unsicherheit und eine fragmentierte Bürokratie die Investitionsrisiken. Für Investoren bedeutet dies: Italien bietet grundsätzlich klare Planbarkeit – allerdings gepaart mit bürokratischen Herausforderungen vor allem bei Genehmigungsprozessen und ist stark gasabhängig. Zentral bleibt die Fähigkeit, schnell auf regulatorische Änderungen zu reagieren und Speicherlösungen effektiv zu integrieren.
Spanien: Entkopplung, aber Kannibalismus im Markt
Dagegen zeigt Spanien eine deutliche Gas-Entkopplung: Der Gaspreis setzt den Preis nur in rund zehn Prozent der Stunden und die Prognose für 2026 liegt bei circa 66 Euro/MWh – das ist etwa die Hälfte des italienischen Strompreises. Diese Struktur bedeutet preisstabileren Strom. Ein weiterer Pluspunkt: An guten Tagen decken Erneuerbare Energien 85 bis 90 Prozent des Bedarfs und auch der Speicherboom hält an – ein Indikator für attraktives Wachstumspotenzial. Das zentrale Problem sind allerdings Kannibalisierungseffekte: Solarstrom erlöste 2025 im Durchschnitt nur noch 54 Prozent des allgemeinen Strommarktpreises. Mittags fallen die Preise in den negativen Bereich, Abregelungen steigen, langfristige Stromliefervereinbarungen (PPA) stehen unter Druck. „Darüber hinaus dauern die Genehmigungen für Erweiterungen mit weit mehr als zwölf Monaten selbst bei Grünstromspeichern oft viel zu lang“, kritisiert Lemcke-Braselmann. „Trotz dieser Herausforderungen bietet Spanien interessante Chancen für Investitionen in Speicherkapazitäten und in hybrides Potenzial“, so Lemcke-Braselmann. „Vorausgesetzt, Investoren können regulatorische Langsamkeit effektiv managen.“
Deutschland: reif für größere Investitionen, aber mit politischen Risiken
Der größte Solarmarkt Europas mit rund 117 GW bleibt der reifste Markt in regulatorischer Perspektive, das Ausbauziel bis 2030 steht bei 215 GW. Das noch bis Ende 2026 in dieser Form bestehende EEG schafft Infrastruktur-Planbarkeit, während Batteriespeicher ein besonders attraktives Rendite-Potenzial bieten. Die Regulierung für Grünstromspeicher, die verhältnismäßig rasch realisiert werden können, ist vorteilhaft, während Graustromspeicher deutlich herausfordernder bleiben. Das Solarspitzengesetz verhindert für Anlagen, die ab Februar 2025 ans Netz gegangen sind, eine Vergütung bei negativen Börsenpreisen. Reformen sind für 2027 angekündigt, aber „in ihrer wirtschaftlichen Auswirkung noch nicht im Detail einschätzbar“, sagt Lemcke-Braselmann. Die zentrale Herausforderung bleibt die politische Planungsunsicherheit durch das „Netzpaket“. Dazu kommen Engpässe: Die Verteilnetze stoßen mittags an ihre Kapazitätsgrenzen. Hier liegen ökonomische Chancen und Wachstumspotenzial, beinhaltet aber auch ein Risiko.
Fazit: Aus Verbrauchersicht gewinnt Spanien beim Preis – braucht aber Flexibilität auf der Erzeugerseite, um attraktive Renditen zu erzielen. Italien gewinnt aus Investorensicht bei der Planbarkeit – bleibt aber gasabhängig mit hohen Preisen für Verbraucher. Deutschland gewinnt beim Marktreifegrad – riskiert derzeit aber das Investorenvertrauen durch unklare Perspektiven für die Zeit ab 2027. „Was die Märkte gemeinsam haben: Sie benötigen Flexibilität“, so Lemcke-Braselmann. „Über den Investmenterfolg entscheiden also Speicher, netzdienliche Steuerung und ein angepasstes Marktdesign.“ Zentral ist die Entwicklung von Speicher- und Netzdienstleistungen, um Wertschöpfung jenseits reiner Stromerzeugung zu realisieren. „Die Portfolio-Diversifikation über diese drei Märkte reduziert Länderrisiken und eröffnet Skalierungspotenziale in einem sich wandelnden europäischen Energiemarkt“, erklärt Lemcke-Braselmann.
Weitere Informationen: www.aream.de.