AleaSoft Energy Forecasting, 23. September 2026. Die Volatilität an den Energiemärkten rückt das Risikomanagement für Großverbraucher und die energieintensive Industrie erneut in den Mittelpunkt. Die Absicherung über unterschiedliche Zeithorizonte hinweg ermöglicht es zusammen mit Eigenverbrauch und Batteriespeichern, die Abhängigkeit von Marktbewegungen zu verringern und die Energiekosten besser planbar zu machen.
Die 69. Ausgabe der monatlichen Webinarreihe von AleaSoft Energy Forecasting fand am 17. September 2026 statt. Oriol Saltó i Bauzà, Associate Partner bei AleaSoft Energy Forecasting, erläuterte die jüngste Entwicklung der europäischen Energiemärkte und die Aussichten für die kommenden Monate. Josefin Berg, Associate Director of Renewables Markets bei S&P Global Energy, analysierte die Situation der Energiespeicher in Europa, deren erwartete Entwicklung und die wichtigsten Herausforderungen sowie die Fortschritte beim Eigenverbrauch. Die spanischsprachige Ausgabe umfasste außerdem eine Analyserunde mit Francisco Valverde, einem unabhängigen Experten für die Entwicklung erneuerbarer Energien.
Ein Winter mit hohen Preisen und Gasreserven unter dem üblichen Niveau
Die Ausgangslage für die Industrie ist anspruchsvoll. Die TTF-Gaspreise am Spotmarkt liegen bei rund €80/MWh und damit auf einem Niveau, das seit Dezember 2022 nicht mehr erreicht wurde, während die Brent-Preise 100 Dollar pro Barrel übersteigen. Einschränkungen in der Straße von Hormus halten das Angebot an Flüssigerdgas knapp, um das Europa mit den asiatischen Märkten konkurrieren muss. Die europäischen Speicher sind zu rund 69% gefüllt, gegenüber 81% zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres und damit deutlich unter dem üblichen Zielwert von 90%.
Die Auswirkungen auf die Strommärkte sind bereits sichtbar. Darüber hinaus stieg die Stromnachfrage in Spanien im Sommer um fast 7% im Juli und 4% im August, bedingt durch Hitzewellen und den zunehmenden Einsatz von Klimaanlagen. Die Stromfutures spiegeln diesen Druck wider: Das vierte Quartal 2026 wird am spanischen Markt bei rund €150/MWh gehandelt, das erste Quartal 2027 bei rund €130/MWh und das Gesamtjahr 2027 zwischen 90 und €95/MWh. Am italienischen und deutschen Markt liegen die Preisniveaus für 2027 deutlich höher.
Die geringeren Gasreserven schränken zudem den Handlungsspielraum des Systems bei einer anhaltenden Kälteperiode oder einer Phase geringer Windenergieproduktion ein. Weniger verfügbare Flexibilität führt zu einer höheren Preisvolatilität und stärkeren Preisspitzen. Dieses Szenario betrifft unmittelbar alle, die Strom ohne Absicherung einkaufen.
Das Ziel einer Absicherung ist es nicht, den Markt zu schlagen
In der Analyserunde wurde betont, dass eine Absicherungsstrategie nicht darauf abzielen sollte, den Markt zu übertreffen, sondern zu verhindern, dass unerwartete Preisbewegungen die Kosten eines Unternehmens übermäßig belasten. Dieser Unterschied im Ansatz prägt alle weiteren Entscheidungen.
Eine Strategie, die ausschließlich auf dem Einkauf zu Marktpreisen beruht, kann es ermöglichen, Phasen niedriger Preise zu nutzen. Sie lässt den Verbraucher jedoch vollständig ungeschützt, wenn sich die Bedingungen ändern. Ebenso ist eine Absicherung, die erst nach einem Preisanstieg beginnt, weniger wirksam, weil die Risikoprämie bereits in den Notierungen enthalten ist.
Eine der vorgeschlagenen Strategien besteht deshalb darin, Absicherungen über unterschiedliche Zeithorizonte zu diversifizieren, kurz-, mittel- und langfristige Horizonte zu kombinieren und je nach Merkmalen und Bedürfnissen des jeweiligen Verbrauchers Instrumente wie Futures, bilaterale Verträge oder PPA einzusetzen. Ziel ist eine mit dem Geschäft vereinbare Kostenstruktur und die Verringerung von Unsicherheit, nicht das systematische Treffen des Markttiefs. Für Verkäufer gilt dieselbe Überlegung spiegelbildlich, da Erzeuger und Projektentwickler bei Preiskorrekturen nach unten dem entgegengesetzten Risiko ausgesetzt sind.
Vom industriellen Eigenverbrauch zur Batterie
Die Entwicklung des industriellen Eigenverbrauchs mit Batterien ergänzt dieses Management um ein weiteres Instrument. Eine Photovoltaikanlage verringert während der Sonnenstunden den Strombezug aus dem Netz. Ihr Potenzial, den Netzbezug weiter zu senken, stößt jedoch an Grenzen, wenn die Erzeugungsüberschüsse zunehmen.
Die Batterie kann diese Überschüsse speichern und in andere Tagesstunden verlagern. Dadurch erhöht sie den Eigenverbrauchsanteil und verringert den Strombezug gerade dann, wenn die Preise höher sein können. Zudem ermöglicht sie es, das Laden und Entladen an stündliche Marktsignale anzupassen und in bestimmten Fällen einen Teil ihrer Kapazität für die Teilnahme an Flexibilitätsdienstleistungen zu reservieren. Der Wert dieser Flexibilität ist angesichts der untertägigen Spreads gestiegen, die im Sommer am spanischen Markt verzeichnet wurden: Die Differenzen zwischen den täglichen Tiefst- und Höchstpreisen lagen im Monatsdurchschnitt bei fast €200/MWh.
Während des Webinars stellte AleaSoft Energy Forecasting die Erfahrungen aus einer Studie für einen großen Industrieverbraucher vor, bei der die Ergänzung um eine Vierstundenbatterie die Nutzung des Eigenverbrauchs erheblich steigerte. Die Optimierung bestand darin, den Verkauf von Photovoltaiküberschüssen in Stunden mit niedrigen Preisen zu vermeiden und diese Energie später zur Deckung des Verbrauchs in höherpreisigen Stunden einzusetzen.
Neben Einsparungen beim Strombezug können industrielle Batterien neue Einnahmequellen oder Einsparmöglichkeiten im Zusammenhang mit Flexibilität eröffnen. Dazu gehört die Möglichkeit, an Mechanismen wie SRAD teilzunehmen und gespeicherte Energie vorzuhalten, mit der sich der Netzbezug vorübergehend verringern lässt, ohne den Produktionsprozess zu beeinträchtigen.
Europa tritt in die Phase des Speicherausbaus ein
Im europäischen Kontext deuten die von S&P Global Energy vorgestellten Prognosen darauf hin, dass Europa in diesem Jahr mehr als 30 GW Speicher mit Batterien installieren wird, nahezu doppelt so viel wie im Vorjahr. Dies erfolgt im Rahmen des EU-Ziels von 200 GW Energiespeichern bis 2030. Spanien hat sich im Rahmen des ersten europäischen dreiseitigen Abkommens verpflichtet, zwischen 2026 und 2028 weitere 4000 MW hinzuzufügen, und verfügt bereits über mehr als 2 GW Batterien hinter dem Zähler. Diese Zahl verdeutlicht die Bedeutung des Eigenverbrauchs auf dem spanischen Markt.
Das Entwicklungstempo wird jedoch weiterhin von der Bankfähigkeit abhängen. Die Bankfinanzierung von Batterieprojekten kommt vorsichtig voran, da die Einnahmen vom Betrieb und vom stündlichen Spread abhängen, nicht allein vom durchschnittlichen Marktpreis. Die Genehmigung der Kapazitätsvergütung schafft eine Referenz für vertraglich gesicherte Einnahmen, die die Risikoanalyse erleichtert. Gleiches gilt für Tolling-Verträge und Vereinbarungen mit Optimierern. Langfristig wird Energiearbitrage die Grundlage der Batterieerlöse bleiben, während Regelenergiedienstleistungen einen begrenzteren Markt mit einem höheren Sättigungsrisiko bieten.
Gemeinsames Risikomanagement als entscheidender Faktor
Absicherung, Eigenverbrauch und Energiespeicher sind keine Alternativen, die sich gegenseitig ausschließen. Sie sind Bestandteile einer einheitlichen Strategie für das Risikomanagement im Energiebereich. Ihr Wert steigt, wenn sie gemeinsam und auf Grundlage derselben Markteinschätzung konzipiert werden. Angesichts zunehmend volatiler Märkte und größerer Preisunterschiede zwischen den Stunden können das Verständnis des Verbrauchsprofils, verlässliche Energieprognosen und die gemeinsame Optimierung der verschiedenen Instrumente entscheidend dazu beitragen, Kosten zu senken und Energiebudgets zu stabilisieren. Die Entscheidungen, die die Industrie in den kommenden Monaten trifft, werden ihre Wettbewerbsfähigkeit auf Jahre hinaus prägen.
Speicher als strategisches Element: die Rolle von AleaStorage
Die Division AleaStorage von AleaSoft Energy Forecasting, die auf Energiespeicher spezialisiert ist, konzentriert sich auf die strategische Analyse von Batterien und Hybridisierungsprojekten. Sie erstellt Schätzungen der Batterieerlöse auf den Energiemärkten und aus Regelenergiedienstleistungen für Stand-alone– und Hybridprojekte. Zudem führt sie Analysen zur Hybridisierung mit erneuerbaren Energien durch, um Einnahmen zu maximieren und Risiken zu verringern, bewertet Erlöse aus dem Kapazitätsmarkt und modelliert langfristige Preisszenarien sowie die Preisvolatilität. Für Industrieverbraucher fließt diese Analyse in die Dimensionierung der Batterie, die Lade- und Entladestrategie sowie die Quantifizierung der Einsparungen gegenüber dem Einkauf am Markt ein.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting