AleaSoft Energy Forecasting, 25. September 2026. Interview von Javier Monforte, Revista Energética, mit Antonio Delgado Rigal, Doktor der Künstlichen Intelligenz, Gründer und CEO von AleaSoft Energy Forecasting.
Welche werden die wichtigsten Faktoren sein, die das Verhalten der Strommärkte in Spanien und Europa bis Ende 2026 bestimmen?
Wir werden von jetzt an bis zum Jahresende weiterhin Volatilität sehen. Die Gas- und CO2-Preise, die geopolitische Lage, die Temperaturen sowie die Windenergieproduktion und die Wasserkraftproduktion werden wichtige Faktoren bleiben. Der jüngste Anstieg der Gaspreise hat die Preise der europäischen Strommärkte wieder nach oben getrieben, und Gas wird weiterhin eine Quelle der Unsicherheit bleiben.
In Spanien fällt auch das große Volumen der Photovoltaikerzeugung in den Mittagsstunden stark ins Gewicht. Es reicht nicht mehr aus, nur darauf zu schauen, wie viel Kapazität an erneuerbaren Energien installiert wird. Auch Nachfrage, Speicher und Netz müssen wachsen, um sie aufzunehmen. Deshalb werden wir mehr Stunden mit sehr niedrigen oder negativen Preisen sehen und andere Stunden, insbesondere wenn die Solarproduktion wegfällt, mit höheren Preisen. Das stündliche Profil wird immer wichtiger.
Inwieweit wird das Nachfragewachstum mittelfristig entscheidend für das Gleichgewicht des Systems und für die Preise sein?
Enorm. Lange Zeit konzentrierte sich die Debatte darauf, mehr erneuerbare Erzeugung zu installieren. Jetzt brauchen wir auch ein Wachstum des Stromverbrauchs, angetrieben durch die Elektrifizierung von Transport und Industrie, Wärmepumpen und Rechenzentren.
Entscheidend ist, wie stark er wächst, aber auch wann und wo. Eine flexible Nachfrage, die in den Stunden mit hoher Solar- oder Windproduktion verbraucht, kann einen großen Beitrag zum System leisten. Wenn sie sich auf bestimmte Gebiete und Stunden konzentriert, kann sie neue Engpässe schaffen. Negative Preise bedeuten nicht, dass ein Überschuss an erneuerbaren Energien besteht. Sie deuten oft auf einen Mangel an flexibler Nachfrage hin, die sie nutzen könnte.
Wie ist die aktuelle Lage der Energiespeicher in Spanien und vor welchen Herausforderungen stehen sie, hinter und vor dem Zähler?
Die Energiespeicher treten in eine entscheidende Phase ein. In Spanien gibt es ein großes Portfolio an Batterieprojekten mit erteilten oder in Bearbeitung befindlichen Genehmigungen, obwohl die installierte Kapazität mit rund 252 MW weiterhin gering ist. Der spanische Nationale Integrierte Energie- und Klimaplan (NECP) setzt ein Ziel von 22,5 GW an Speichern bis 2030, einschließlich der verschiedenen Technologien. Die Herausforderung besteht jetzt darin, diese Projekte finanzierbar zu machen und sie zu bauen.
Das Problem der Batterien ist nicht mehr technologischer Natur. Die große Herausforderung besteht darin, zu wissen, woher ihre Erlöse in den nächsten fünfzehn oder zwanzig Jahren kommen werden. Sie können sie aus der Arbitrage, den Intraday-Märkten, den Regelenergiedienstleistungen, dem aktiven Nachfragesteuerungsdienst (SRAD) und in naher Zukunft hoffentlich auch aus dem Kapazitätsmarkt erzielen. Aber diese Erlöse werden sich ändern, wenn Tausende zusätzlicher Megawatt ans Netz gehen, weshalb Erlösprognosen und Bankfähigkeit unerlässlich sind.
Auch hinter dem Zähler gibt es viel Potenzial, insbesondere beim industriellen und gewerblichen Eigenverbrauch. Die Verfahren müssen vereinfacht und seine Teilnahme an Flexibilitätsmärkten und -dienstleistungen erleichtert werden.
Gibt es eine Lösung für die Netzengpässe und die Schwierigkeiten beim Anschluss neuer Erzeugung und Nachfrage?
Ja, aber sie erfordert Investitionen und eine bessere Nutzung des Netzes. Es werden Investitionen in die Übertragungsnetze und vor allem in die Verteilnetze nötig sein, aber wir brauchen auch Digitalisierung, flexiblen Netzzugang, Speicher und ein aktives Nachfragemanagement.
Außerdem wurden Erzeugung und Nachfrage zu lange getrennt voneinander geplant. Es gibt Projekte im Bereich erneuerbare Energien, die nicht angeschlossen werden können, und gleichzeitig Industrien oder Rechenzentren ohne verfügbare Kapazität. Spanien kann seinen Vorteil bei den erneuerbaren Energien in einen industriellen Vorteil verwandeln, aber dafür braucht es das Netz.
Kann sich das Stromsystem den geplanten Zeitplan für die Stilllegung der Kernkraftwerke leisten?
Ich halte die Verlängerung von Almaraz bis 2030 für eine logische Entscheidung, und sie zwingt uns, den Rest des Zeitplans zu überdenken. Dies ist keine Debatte über Kernkraft gegen erneuerbare Energien. Spanien braucht viel mehr erneuerbare Energie, aber es braucht auch gesicherte Leistung, während es Speicher, Flexibilität und Verbindungsleitungen ausbaut.
Wenn wir sichere Kernkraftwerke stilllegen, bevor ausreichende Alternativen verfügbar sind, muss ein Teil dieser Produktion ersetzt werden, und das kann in bestimmten Stunden mehr Stromerzeugung aus Gas, höhere Preise und höhere Emissionen bedeuten. Die Kernkraft muss nicht unbegrenzt weiterlaufen, aber die Reihenfolge ist wichtig: Die Energiewende sollte eine Technologie erst dann ersetzen, wenn die Alternativen bereits vorhanden sind.
Wenn der Zeitplan für die Kernkraftwerke überarbeitet würde, welche regulatorischen oder marktbezogenen Änderungen wären erforderlich?
Der erste Schritt wäre, die Besteuerung zu überprüfen. Wenn ein sicheres Kernkraftwerk dem System einen Mehrwert bringt, weil es kontinuierlich und ohne direkte CO2-Emissionen Strom produziert, wäre es nicht sinnvoll, seinen Betrieb durch eine übermäßige Steuerlast wirtschaftlich unrentabel zu machen.
Das bedeutet nicht, seine Rentabilität künstlich zu garantieren. Der vernünftige Ansatz wäre, eine mit seinem Weiterbetrieb vereinbare Besteuerung mit Marktmechanismen zu kombinieren, die gesicherte Leistung, Verfügbarkeit und Versorgungssicherheit honorieren. Der künftige Kapazitätsmarkt kann Teil der Lösung sein. Die Frage sollte lauten, welche Option für das System als Ganzes am effizientesten ist.
Welche Auswirkungen hätten mehr Verbindungsleitungen mit Frankreich?
Sie wären eindeutig positiv. Wenn Spanien Überschüsse an erneuerbaren Energien hat, könnten wir mehr exportieren und so die Abregelungen und die extrem niedrigen Preise verringern, während wir bei geringer Produktion aus erneuerbaren Energien mehr importieren könnten. Das würde dazu beitragen, die Volatilität zu verringern und die Preise des spanischen Marktes an das europäische Niveau anzunähern.
Die Verbindungsleitung durch den Golf von Biskaya, die die Austauschkapazität auf etwa 5 GW erhöhen wird, wird ein wichtiger Schritt nach vorn sein. Darüber hinaus würden mehr Verbindungsleitungen es ermöglichen, die hervorragenden Solar- und Windressourcen Spaniens auch als Exportkapazität zu nutzen.
Welche Folgen können Null- oder Negativpreise für die Investitionen und für den künftigen spanischen Energiemix haben?
Diese Episoden zeigen, wie sich der Markt verändert. Einige Stunden mit Null- oder Negativpreisen zu haben, ist nicht unbedingt schlecht: Es zeigt, dass reichlich Strom verfügbar ist. Das Problem entsteht, wenn diese Stunden häufig auftreten und die Erlöse der erneuerbaren Energien erheblich schmälern.
Es reicht nicht mehr aus, zu fragen, wie viele MWh eine Anlage produziert. Die Frage ist, wie viel sie zu dem Zeitpunkt wert sind, zu dem sie produziert werden. Deshalb steigt der Wert von Batterien, Hybridisierung, Nachfragemanagement und flexiblen Verbrauchern. Auch PPAs werden dem stündlichen Profil mehr Gewicht geben müssen. In diesen Stunden müssen wir nicht mehr Strom produzieren. Wir müssen ihn speichern, verbrauchen, umwandeln oder exportieren.
Welche Auswirkungen werden Rechenzentren, Digitalisierung und Künstliche Intelligenz auf das spanische Stromsystem haben?
Sie könnten zu einem der wichtigsten Treiber des Wachstums der Stromnachfrage werden. Rechenzentren benötigen über viele Stunden große Mengen an Strom, was gut zu einem System mit wachsender Produktion aus erneuerbaren Energien passen kann.
Spanien hat Vorteile, wenn es darum geht, diese Investitionen anzuziehen, aber das Hauptproblem ist das Netz. Wenn wir Zugang und Anschluss lösen, können Rechenzentren, die Elektrifizierung der Industrie und andere Großverbraucher eine außerordentliche Chance sein, unseren Energievorteil zu nutzen und industrielle und technologische Investitionen anzuziehen.
Welche Maßnahmen sollten in der neuen Regulierung zu Eigenverbrauch und dezentralen Speichern Vorrang haben?
Das Erste ist, zu vereinfachen. Spanien hat beim Eigenverbrauch große Fortschritte gemacht, aber einige Verfahren sind noch zu komplex, insbesondere beim gemeinschaftlichen Eigenverbrauch. Wichtig ist auch, verbraucherseitige Speicher zu erleichtern.
Aber wir müssen über den traditionellen Eigenverbrauch hinausblicken. Eine Batterie in einer Fabrik, einem Geschäft oder einem Haushalt kann dem System auch Dienstleistungen bereitstellen. In Zukunft werden wir Millionen dezentraler und flexibler Ressourcen haben. Wenn es uns gelingt, sie zu aggregieren und ihre Teilnahme an den Märkten zu erleichtern, werden wir über eine enorme dezentrale Flexibilitätskapazität verfügen.
AleaSoft verfügt über mehr als zwei Jahrzehnte Erfahrung in der Entwicklung von Prognosemodellen für die Energiemärkte. Wie hat sich der Einsatz von KI in Ihren Dienstleistungen entwickelt, welche neuen Bedürfnisse äußern Ihre Kunden, und welche Technologietrends werden die Zukunft der Energieanalytik prägen?
Wir haben 1999 begonnen, Künstliche Intelligenz für Energieprognosen einzusetzen. Von Anfang an haben wir eine hybride Methodik entwickelt, die neuronale Netze, statistische Zeitreihenmodelle und Regression kombiniert. Seitdem haben die Rechenleistung, die Menge der verfügbaren Daten und die Geschwindigkeit, mit der Modelle entwickelt und validiert werden können, zugenommen.
Vor allem aber haben sich die Fragen der Kunden geändert. Früher konzentrierten sie sich auf den Strompreis für die folgende Woche oder das folgende Jahr. Heute fragen sie uns nach den Erlösen einer Batterie über zwanzig Jahre, danach, was passieren wird, wenn viele Gigawatt an Speichern ans Netz gehen, oder nach der Wahrscheinlichkeit, bestimmte Erlösniveaus zu erreichen. Die Künstliche Intelligenz geht heute über die Preisprognose hinaus und wird auch eingesetzt, um Risiken zu quantifizieren und Investitionsentscheidungen zu unterstützen.
Wir treten jetzt in die Ära der generativen Künstlichen Intelligenz und der Agenten ein. Im AleaAI Lab, unserem Labor für Künstliche Intelligenz, entwickeln wir Agenten, Automatisierungen und neue Lösungen, die mit Modellen, Datenbanken und Analysewerkzeugen interagieren können. Die Zukunft liegt in der Kombination von Künstlicher Intelligenz, statistischen Modellen, Expertenwissen und großen Datenmengen, um ein immer komplexeres Energiesystem vorherzusehen.