AleaSoft Energy Forecasting, 12. August 2026. Die Tage mit den höchsten Intraday-Spreads in Spanien stimmen kaum mit denen der Märkte Mittel- und Nordeuropas überein. Die unterschiedlichen Dynamiken, die die Spreads in jeder Region bestimmen, führen dazu, dass die besten Arbitragemöglichkeiten nicht unbedingt an denselben Tagen auftreten. Für paneuropäische Batterieportfolios kann diese geringe Synchronität zu einem zusätzlichen Faktor der Diversifizierung und des Risikomanagements werden.
Ein Spread-Muster mit anderem Ursprung
Die hohe Photovoltaik-Durchdringung bestimmt das Verhalten des Intraday-Spreads in Spanien. Während eines Großteils des Jahres drückt die Solarproduktion die Preise in den Mittagsstunden nach unten und begünstigt ein Mittagstal, das häufig auftritt. In Deutschland, dem Vereinigten Königreich und den nordischen Ländern haben dagegen die Variabilität der Windenergie, die Nachfrage und Episoden geringer erneuerbarer Erzeugung ein größeres Gewicht und erzeugen andere zeitliche Muster. Im Juli 2026 verzeichnete der spanische Markt Rekord-Intraday-Spreads, in einem Kontext, der von dieser wiederkehrenden solaren Dynamik geprägt war.
Diese Unterschiede spiegeln sich auch in einer geringen Übereinstimmung der Tage mit den höchsten Spreads zwischen den Märkten wider. Der Ein-Stunden-Intraday-Spread (TB1) entspricht der Differenz zwischen dem höchsten und dem niedrigsten Stundenpreis eines jeden Tages.
Wie viele Tage zwischen den Märkten übereinstimmen
Zwischen 2023 und 2025 lag die Überschneidung der Tage, die die 10 % der Tage mit dem höchsten TB1-Spread bilden, bei rund 16 % zwischen Spanien und Deutschland und bei 13 % zwischen Spanien und dem Vereinigten Königreich. Zwischen Spanien und den nordischen Märkten stieg die Übereinstimmung leicht auf nahezu 17 %. Zwischen Deutschland und den nordischen Märkten erreichte sie dagegen etwa 32 %, und zwischen Deutschland und dem Vereinigten Königreich lag sie bei rund 25 %. Die Märkte Mittel- und Nordeuropas zeigen somit eine deutlich größere Synchronität als die Kombinationen mit Spanien.
Diese Unterschiede sind auf unterschiedliche Marktdynamiken zurückzuführen. Die Variabilität der Windenergie, die Wetterbedingungen und bestimmte Nachfragemuster können mehrere Märkte Mittel- und Nordeuropas gleichzeitig beeinflussen. In Spanien führt das starke Gewicht der Photovoltaik zu einer eigenen Dynamik, die insbesondere mit der Preisdifferenz zwischen den Mittagsstunden und den Stunden geringerer Solarerzeugung zusammenhängt. Neben einer geringeren Übereinstimmung mit den Märkten im Zentrum und Norden des Kontinents begünstigt diese iberische Dynamik eine geringere Konzentration der Tage mit den höchsten Spreads.
Was dies für ein Batterieportfolio bedeutet
Für einen Investor oder Fonds mit Batterie-Speicheranlagen in mehreren europäischen Ländern begünstigt diese geringe zeitliche Übereinstimmung die Diversifizierung. Die Tage mit den größten Arbitragemöglichkeiten in Spanien fallen in der Regel nicht mit denen zusammen, an denen Deutschland, das Vereinigte Königreich oder die nordischen Länder ihre höchsten Spreads verzeichnen. Die Kombination von Anlagen, die unterschiedlichen Mustern ausgesetzt sind, kann daher die Abhängigkeit des Portfolios von denselben Marktepisoden verringern und die Ertragschancen besser über die Zeit verteilen.
Der Effekt wirkt in beide Richtungen. Die Aufnahme einer Exposition gegenüber dem spanischen Markt in ein auf Nordeuropa ausgerichtetes Portfolio bringt ein anderes Spread-Muster ein und kann die Abhängigkeit von denselben Marktepisoden verringern. Umgekehrt kann die Aufnahme mitteleuropäischer Anlagen in ein auf Spanien ausgerichtetes Portfolio dessen Abhängigkeit von der spanischen solaren Dynamik verringern. Diese Komplementarität ist relevant für die Gestaltung von Hybridisierungsprojekten und für die geografische Allokation des CAPEX in neuen Batterieanlagen. Die geografische Diversifizierung verteilt nicht nur die regulatorische und die Preisexposition auf mehrere Märkte, sie kann auch die Arbitragemöglichkeiten über die Zeit verteilen.
Zeitliche Dekorrelation als Kriterium für die Portfoliogestaltung
Die geringe Übereinstimmung zwischen den Tagen mit dem höchsten Spread in Spanien und in den Märkten Mittel- und Nordeuropas liefert ein zusätzliches Kriterium für die Gestaltung von Batterieportfolios auf europäischer Ebene. Neben der erwarteten Rentabilität jeder Anlage ist es relevant zu berücksichtigen, inwieweit die Arbitrage-Möglichkeiten der verschiedenen Märkte zeitlich zusammenfallen.
Die Entwicklung dieser Muster wird unter anderem vom Ausbau der Photovoltaik-, Wind- und Speicherkapazität, von der Stromnachfrage und von den Interkonnektoren abhängen. Die Einbeziehung dieser zeitlichen Dimension ermöglicht es, die Chancen und die Risiken eines Portfolios aus einer gemeinsamen Perspektive zu bewerten und nicht als bloße Summe von Anlagen.
Die Speicherung als strategisches Element und die Rolle von AleaStorage
In diesem Kontext analysiert AleaStorage, die auf Energiespeicherung spezialisierte Division von AleaSoft Energy Forecasting, die Rentabilität und die Risiken von Standalone-Batterien und Hybridisierungsprojekten. Ihre Studien umfassen Schätzungen der Batterieerlöse auf den Energie- und Regelenergiemärkten, Analysen der Hybridisierung mit erneuerbaren Energien wie Photovoltaik und Windenergie, um die Erlöse zu maximieren und die Risiken zu verringern, sowie die Modellierung langfristiger Spread- und Volatilitätsszenarien in den verschiedenen europäischen Märkten. Dieser Ansatz ermöglicht es, Batterieportfolios nach Kriterien der Risikodiversifizierung zu dimensionieren und dabei zusätzlich die erwartete Rentabilität jeder Anlage zu berücksichtigen.
Die Methodik und die Zeitreihen von Alea im Dienste des Marktvergleichs
Die von AleaSoft mit mehr als 27 Jahren Erfahrung entwickelte Methodik kombiniert Machine-Learning-Techniken, neuronale Netze, statistische und ökonometrische Modelle sowie fundamentale Angebots- und Nachfragemodelle, um länderübergreifend konsistente Strommarktpreisprognosen zu erstellen. Diese methodische Konsistenz ermöglicht es, Preis-, Spread- und Erlösszenarien in Spanien, Deutschland, dem Vereinigten Königreich und den nordischen Märkten nach homogenen Kriterien zu vergleichen und Projekte und Anlagenportfolios konsistent zu bewerten.
Die Ein-Stunden-Zeitreihen des Intraday-Spreads (TB1) dieser und anderer europäischer Märkte sind zusammen mit weiteren Energiemarktvariablen in Alea Energy DataBase, der Online-Datenplattform von AleaSoft, verfügbar.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting