AleaSoft Energy Forecasting, 25. September 2025. Interview von Víctor Delgado von der Zeitschrift Revista Energética mit Antonio Delgado Rigal, Doktor der Künstlichen Intelligenz, Gründer und CEO von AleaSoft Energy Forecasting.
Ein Jahr nach der Aktualisierung des PNIEC 2023-2030, wie sehen Sie die Umsetzung in Spanien im Hinblick auf die Erreichung der Ziele?
Spanien macht schnelle Fortschritte im Bereich der erneuerbaren Energien, insbesondere bei Photovoltaik und Windkraft, aber das Tempo bei Netzen, Speicherung und Verbindungen stellt einen Engpass dar.
Die Verteilungs- und Transportnetze müssen erheblich ausgebaut werden, um alle erforderlichen Projekte im Bereich erneuerbare Energien, Speicherung und neue Nachfrage zu ermöglichen.
Die Kapazität der Verbindungen mit Frankreich muss deutlich erhöht werden, wie im PNIEC dargelegt.
Es gilt, die Modernisierung und Digitalisierung der Netze weiter voranzutreiben und neue Regulierungsmaßnahmen einzuleiten, damit sich der Stromausfall vom April nicht wiederholt.
Welche Auswirkungen wird oder hat die Verabschiedung des Königlichen Gesetzesdekrets 7/2025 über dringende Maßnahmen zur Stärkung des spanischen Stromsystems?
Das Königliche Gesetzesdekret 7/2025 wurde nicht bestätigt und vom Kongress aufgehoben, sodass seine Maßnahmen nicht in Kraft getreten sind. Mehrere der damit angestrebten Ziele (höhere Netzstabilität, Systemdienstleistungen, regulatorische Anpassungen des Vergütungssystems) werden nun über andere reguläre Regulierungswege verfolgt. Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Ziele weiterhin bestehen, jedoch ohne dieses konkrete Instrument.
In jedem Fall halten wir Maßnahmen zur Förderung von Speicherung, Flexibilität und Elektrifizierung für notwendig, da diese für den Fortschritt der Energiewende unerlässlich sind.
Wie hat sich der Stromsektor nach dem Stromausfall verändert? Was waren die unmittelbarsten Auswirkungen?
Der Stromausfall vom 28. April 2025 hat gezeigt, wie wichtig Frequenzstabilität, Verbundnetze und schnelle Reaktionszeiten sind. Wie Red Eléctrica und ENTSO-E erklärten, kam es in Spanien zwar nicht zu einem massiven Versorgungsausfall, jedoch mussten Schutzmaßnahmen aktiviert und eine detaillierte Analyse der Ursachen durchgeführt werden. Dies hat dazu beigetragen, die Verfahren zu verbessern und die regionale Koordination zu stärken. Die Erkenntnis daraus war, dass mehr Flexibilität (Nachfrage und Speicherung), Automatismen und ein robusteres Netz erforderlich sind.
Welche Faktoren des Strommarktes, wie Speicherung, Netze oder Verbindungsleitungen, halten Sie für vorrangig, um Wind- und Solarenergie nachhaltig zu integrieren?
Die oberste Priorität gilt den Netzen. Die massive Integration erneuerbarer Energien erfordert eine Beschleunigung der Umsetzung der Planung für 2021-2026, einschließlich punktueller Änderungen, und eine möglichst rasche Umsetzung des Plans für 2025-2030. Derzeit gibt es mehr als 26 GW an Wind- und Photovoltaikprojekten, für die Zugangs- und Anschlussgenehmigungen beantragt wurden und die sich in der Umsetzung befinden, was die Überlastung des Netzes widerspiegelt. Ohne Verstärkungen wird es unmöglich sein, das gesamte Potenzial der Photovoltaik und Windkraft auszuschöpfen.
Die zweite Priorität sind internationale Verbindungen. Spanien verfügt weiterhin nur über eine Stromverbindungskapazität von etwa 2-3 % mit Frankreich, was weit unter dem europäischen Ziel von 15 % für 2030 liegt. Ein besser vernetztes System ermöglicht den Export von überschüssiger Energie aus erneuerbaren Quellen, reduziert Einleitungen und verbessert die Versorgungssicherheit.
An dritter Stelle steht die Speicherung. Der PNIEC setzt ein Ziel von 22,5 GW Speicherkapazität bis 2030 fest, gegenüber derzeit 5,7 GW, hauptsächlich aus Pumpspeicherkraftwerken und solarthermischen Kraftwerken. Es ist unerlässlich, den Einsatz sowohl von Batterien als auch von neuen Pumpspeicherprojekten zu beschleunigen, um Solarüberschüsse in Zeiten mit höherem Bedarf zu verlagern und Dienstleistungen in den Bereichen Ausgleich, Trägheit und Spannungsregelung anzubieten.
Ist die Entwicklung von grünem Wasserstoff wirklich so ins Stocken geraten, wie manche glauben machen wollen, oder handelt es sich lediglich um eine vorübergehende Verlangsamung vor dem endgültigen Durchbruch?
Es handelt sich um eine selektive Verlangsamung, nicht um einen strukturellen Stillstand. Bei den zweiten Auktionen der European Hydrogen Bank wurden 992 Millionen Euro für 15 Projekte vergeben, wobei Spanien die meisten Projekte erhielt. Auf nationaler Ebene wurden im Rahmen des AaaS-Programms (Auction-as-a-Service) 377 Millionen Euro für 485 MW Elektrolyseure bereitgestellt. Es bestehen weiterhin Herausforderungen wie die Sicherstellung wettbewerbsfähiger erneuerbarer Elektrizität, industrielle Lieferverträge und die Beschleunigung der Verfahren, aber das Investitionssignal ist da. Spanien hält an seinem Ziel von 12 GW Elektrolyse bis 2030 fest, und die Entwicklung wird eher von den Kosten und der europäischen Regulierung als von mangelndem Investoreninteresse abhängen.
Wie beurteilen Sie die Anpassung des europäischen Strommarktes an neue Energieträger wie Windkraft, Batterien, Wasserstoff und Elektrofahrzeuge?
Die seit Juli 2024 geltende Reform der Marktgestaltung verbessert die Rahmenbedingungen für bilaterale PPAs und CfDs (Differenzkontrakte) und standardisiert die Kapazitätsmechanismen. Dies verringert die von den Verbrauchern wahrgenommene Volatilität und schafft Sicherheit für Investitionen in erneuerbare Energien und Flexibilität. Die Herausforderung liegt nun in der nationalen Umsetzung: Zeitpläne, Regeln und Engpassmanagement.
Welche Rolle spielt in einem Szenario mit erneuerbaren Überschüssen und niedrigen Grenzpreisen das aktive Nachfragemanagement, und welche Instrumente versprechen eine bessere Nutzung?
Das ist entscheidend. Der aktive Lastmanagementdienst (SRAD) und die Lastaggregation ermöglichen es, den Verbrauch zu verlagern, Einleitungen zu reduzieren und zu einem niedrigeren Preis einzukaufen. Mit der Umstellung der Märkte auf 15 Minuten, die am 1. Oktober beginnt (MTU-15), und den Intraday-Märkten erfordert die Optimierung koordinierte Prognosen der Nachfrage, der Preise und der dezentralen Erzeugung im Minutenbereich sowie Scheduling-Algorithmen für Industrie und Nachladen.
Glauben Sie, dass die wiederkehrenden negativen Preise anhalten werden? Was sagen Ihre Prognosen?
Ja, sie werden weiterhin an Wochenenden und Feiertagen mit hoher Photovoltaik-Einspeisung und geringer Nachfrage sowie zu Zeiten lokaler Überlastungen auftreten. Im Jahr 2024 gab es in Spanien bereits Stunden mit negativen Preisen, und im Jahr 2025 hat sich die Häufigkeit im Frühjahr und Sommer erhöht. In Zukunft wird der Einsatz von Speichersystemen und das Nachfragemanagement dazu beitragen, dass diese Phänomene seltener auftreten.
Wie lautet Ihre Diagnose hinsichtlich der Entwicklung des Kapazitätsmarktes in Spanien und dessen Auswirkungen auf den Ausbau der Speicherkapazitäten?
Der europäische Rahmen hat die Kapazitätsmechanismen bereits standardisiert, mit etablierten Beispielen im Vereinigten Königreich, in Italien oder Frankreich. In Spanien wurden zwar Pläne und Entwürfe veröffentlicht, und das Königliche Gesetzesdekret 7/2025 hat den öffentlichen Nutzen der Speicherung anerkannt, doch fehlt es noch an der effektiven Einführung von Auktionen mit klaren Regeln für Batterien: Mindestentladungsdauer, Verfügbarkeitskriterien, Stresstests und Sanktionsregelungen. Ein glaubwürdiger, mehrjähriger und mit dem PNIEC abgestimmter Zeitplan wird entscheidend sein, um die Bankfähigkeit der Speicherung zu gewährleisten und deren Einführung zu beschleunigen.
Aus Sicht von AleaSoft: Welche Elemente der europäischen Energiemarktreform begünstigen die Anziehung von Investitionen in erneuerbare Energien?
Die europäische Reform des Strommarktes umfasst verschiedene Instrumente, die Investitionen in erneuerbare Energien begünstigen. Die dank größerer Transparenz und Liquidität gestärkten PPAs bieten langfristige Ertragssicherheit. Die auf neue Kapazitäten anwendbaren Zwei-Wege-CfDs reduzieren das Preisrisiko. Hinzu kommen Kapazitäts- und Demand-Response-Mechanismen, die Flexibilitätserträge ermöglichen. All dies wird durch die Standardisierung von Produkten und die Einführung des MTU-15 in der täglichen Kopplung ergänzt, was die Effizienz erhöht und die Marktsignale verbessert. Insgesamt entsteht so ein stabilerer und finanzierbarer Rahmen für die Förderung von Investitionen in erneuerbare Energien.
Wenn AleaSoft die wichtigsten Empfehlungen zur Beschleunigung der Energiewende in Spanien – in Bezug auf Regulierung, Markt und Technologie – zusammenfassen müsste, welche wären das?
Bei AleaSoft haben wir sechs Schlüsselprioritäten identifiziert, um die Energiewende in Spanien zu beschleunigen. Erstens ist es unerlässlich, die Netze und Verbindungen zu stärken, indem die Planung für 2021-2026 zügig umgesetzt und die Planung für 2025-2030 in Angriff genommen wird, wobei besonderes Augenmerk auf die Evakuierungskorridore und die Verstärkungen in den Gebieten zu legen ist, in denen bereits erneuerbare Energien eingespeist werden. Zweitens muss die Festlegung eines Zeitplans für den Markt für Kapazitäten und Nicht-Frequenz-Dienstleistungen wie Spannung und synthetische Trägheit mit klaren und bankfähigen Regeln für die Entwicklung von Batterien und Pumpen vorangetrieben werden, um die im PNIEC vorgesehenen 22,5 GW Speicherleistung zu erreichen. Ebenso wichtig ist es, die MTU-15 zu konsolidieren und langfristige PPAs und Absicherungen zu erleichtern, einschließlich hybrider PPAs mit Speicherung. Im Bereich Wasserstoff ist es von entscheidender Bedeutung, die Fördermittel mit der industriellen Nachfrage zu koordinieren und den Zugang zu erneuerbarer Elektrizität zu niedrigeren Preisen sicherzustellen, entweder durch PPAs oder durch die Nutzung von Schwachlastzeiten. Auf der Nachfrageseite ist es notwendig, die Aggregation und den Einsatz von SRAD in Sektoren wie Industrie, Elektromobilität und Rechenzentren durch stündliche Signale und ein aktives Verbrauchsmanagement zu beschleunigen. Schließlich sollte die Hybridisierung von Solar- und Windkraftanlagen mit Speichermöglichkeiten gefördert werden, da diese Strategie eine bessere Nutzung der bestehenden Anschlusspunkte, eine Verringerung der Einspeisungen, eine Verlängerung des Zeitprofils der erneuerbaren Energieerzeugung und eine Verbesserung des Risikomanagements bei Stromabnahmeverträgen ermöglicht. Darüber hinaus stärkt dies die Wettbewerbsfähigkeit der Projekte, da sie ein stabileres und besser vorhersehbares Produkt für das Netz und die Abnehmer bieten. Insgesamt ergänzen sich all diese Maßnahmen: Ohne Netze und Verbindungen können erneuerbare Energien nicht integriert werden, ohne Flexibilität gibt es keine Versorgungssicherheit, und ohne aktive Nachfrage werden die Ziele der Elektrifizierung nicht erreicht.
