Italien: Planbarkeit bei strukturellem Gasrisiko
Mit 43,5GW PV-Bestand bietet Italien laut aream Planbarkeit durch das CfD-basierte FER-X-System samt 20-jähriger Staatsgarantie. „Diese Planbarkeit ist attraktiv für langfristig orientierte Investoren, die Stabilität bevorzugen“, so CEO Patrick Lemcke-Braselmann. Dem steht ein strukturelles Risiko gegenüber: In rund 70% der Stunden bestimmt Gas den Strompreis. Zudem bremsen bürokratische Hürden die Genehmigungsprozesse.
Spanien: Gas-Entkopplung versus Kannibalisierung
Spanien punktet mit einer Gas-Entkopplung, da Gas den Strompreis in nur etwa 10% der Stunden setzt. Herausfordernd sind jedoch Kannibalisierungseffekte: Solarstrom erlöste 2025 im Schnitt nur 54% des allgemeinen Marktpreises, was PPAs belastet. Dennoch bietet der Markt laut Mitteilung selektive Chancen für Investitionen in Speicherkapazitäten und hybrides Potenzial.
Deutschland: Marktreife mit politischen Risiken
Der größte europäische Solarmarkt (117GW) bietet über das EEG Infrastruktur-Planbarkeit, birgt aber politische Risiken für die Zeit ab 2027. Das Solarspitzengesetz kappt bereits die Vergütung bei negativen Börsenpreisen für Neuanlagen. Mittägliche Netzengpässe unterstreichen zudem den dringenden Bedarf an Speicherlösungen.
Flexibilität als europäischer Nenner
Kein Kernmarkt funktioniert mehr ohne systemische Anpassung. Während Spanien Preisrisiken kontrollieren muss, kämpft Italien mit der Gasabhängigkeit und Deutschland mit regulatorischer Unsicherheit. „Über den Investmenterfolg entscheiden also Speicher, netzdienliche Steuerung und ein angepasstes Marktdesign“, resümiert Lemcke-Braselmann. Eine Portfolio-Diversifikation über alle drei Märkte reduziere Länderrisiken und eröffne Skalierungspotenziale.
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