AleaSoft Energy Forecasting, 15. September 2026. Der Ein-Stunden-Intraday-Spread des spanischen Strommarktes erreichte im August 2026 einen Durchschnitt von 195,29 €/MWh, den höchsten Monatswert des Jahres, verglichen mit einem Durchschnitt von 121,78 €/MWh im bisherigen Verlauf des Jahres 2026. Dieser Kontext erweitert die Chancen für Batteriespeicher, doch der Intraday-Spread ist nur der Ausgangspunkt einer Rentabilitätsanalyse und nicht der tatsächliche Erlös eines BESS-Projekts.
Ein allmählicher Anstieg im Laufe des Jahres
Der Ein-Stunden-Intraday-Spread Spaniens ist im Jahr 2026 nahezu kontinuierlich gestiegen, von 61,90 €/MWh im Januar auf 195,29 €/MWh im August, den höchsten Monatsdurchschnitt des Jahres und deutlich über dem bisher kumulierten Durchschnitt von 121,78 €/MWh. Dieser Anstieg ist größtenteils auf das Wachstum der Photovoltaikenergieproduktion zurückzuführen, die die Preise in den Mittagsstunden nach unten drückt, während die Nachfrage am Abend die Preise in den Stunden mit dem höchsten Verbrauch hoch hält, was die Differenz zwischen den Stunden mit den niedrigsten und den Stunden mit den höchsten Preisen eines jeden Tages ausweitet. Dieser Kontext bietet bedeutende Chancen für die Energiespeicherung mit Batterien, die Preisunterschiede nutzen können, indem sie Strom in den Stunden mit den niedrigsten Preisen kaufen und in den Stunden mit den höchsten Preisen verkaufen.
Monatsdurchschnitte der Intraday-Spreads im spanischen Strommarkt, in €/MWh. Quelle: Alea Energy DataBase.Diese Spreads jedoch direkt in die Erlöse eines BESS-Projekts umzurechnen, kann dazu führen, dessen Rentabilität zu überschätzen. Der Spread stellt eine Marktchance dar und keinen garantierten Erlös, und zwischen beiden liegt der tatsächliche Betrieb der Batterie, der von ihrer Dauer, ihrem Wirkungsgrad, ihrer Verfügbarkeit und vor allem von der Qualität der Preisprognosen und der eingesetzten Betriebsstrategie geprägt wird.
Der Stundenspread, eine theoretische Obergrenze
Eine einfache Möglichkeit, diesen Unterschied abzuschätzen, besteht darin, eine 1-MW-Batterie mit einer Dauer von vier Stunden zu betrachten, die einen vollständigen Zyklus pro Tag durchläuft. Im Jahr 2025 erreichte die Jahressumme des täglichen Ein-Stunden-Spreads in Spanien 35 931 €/MWh, was multipliziert mit den 4 MWh einer vollständigen Entladung eine theoretische Obergrenze von 143 724 €/MW pro Jahr ergibt. Dieser Wert ist rein theoretisch, da eine reale Batterie ihn nicht vollständig erfassen kann.
Die erste Einschränkung ist die Fähigkeit, diesen Spread über alle Stunden der Batterie hinweg zu erfassen. Der Ein-Stunden-Spread erfasst die Differenz zwischen der Stunde mit dem höchsten und der Stunde mit dem niedrigsten Preis des Tages, während eine Vier-Stunden-Batterie über mehrere Stunden laden und entladen muss, sodass ihre reale Referenz die Differenz zwischen dem Durchschnittspreis der vier teuersten Stunden und dem der vier günstigsten Stunden ist. In Spanien verringerte dieser Effekt den potenziellen Spread im Jahr 2025 um rund 15%, ein geringerer Rückgang als die etwa 18% in Deutschland, dank der charakteristischen Form der spanischen Stundenpreiskurve, mit einem relativ breiten und flachen Solar-Tal in den Mittagsstunden.
Der Wirkungsgrad, ein Kostenfaktor, der vom Ladepreis abhängt
Der Round-Trip-Wirkungsgrad des Lade-Entlade-Zyklus ist ein weiterer bestimmender Faktor, auch wenn seine wirtschaftliche Wirkung nicht direkt proportional zum Nennwirkungsgrad ist. Anzunehmen, dass eine Batterie mit einem Wirkungsgrad von 85% unmittelbar 15% des Spreads verliert, ist nicht korrekt. Um 1 MWh bei diesem Wirkungsgrad zu verkaufen, muss die Batterie etwa 1,176 MWh kaufen, sodass die tatsächlichen Kosten der Ineffizienz von dem Preis abhängen, zu dem geladen wird.
Erfolgt das Laden zu 40 €/MWh, beläuft sich der mit dem Wirkungsgrad verbundene Abschlag auf rund 7,1 €/MWh. Bei einem Ladepreis von 20 €/MWh sinkt er auf etwa 3,5 €/MWh, und bei 5 €/MWh fällt er unter 1 €/MWh. Diese Nuance ist besonders relevant in einem Markt wie dem spanischen, in dem der Anstieg der Photovoltaikenergieproduktion die Stunden mit sehr niedrigen, null oder negativen Preisen vervielfacht. Ist der Preis negativ, stellt die zusätzliche Energie, die zur Deckung der Zyklusverluste benötigt wird, keine Kosten mehr dar, sondern erzeugt aus eben diesem Verbrauch Erlöse.
Die Prognose, die Variable, die bestimmt, wie viel erfasst wird
Berechnungen auf Basis historischer Preise setzen eine perfekte Voraussicht voraus, bei der die Stunden mit dem höchsten und dem niedrigsten Preis des Tages im Voraus bekannt sind. Im realen Betrieb ist dies nicht der Fall. Die Entscheidungen über das Laden und das Entladen müssen auf der Grundlage von Preisprognosen getroffen werden, und die Preisspitze oder das Preistal können früher oder später eintreten als erwartet.
Aus diesem Grund wirken sich hochwertige Prognosen und eine geeignete Optimierungsstrategie unmittelbar auf die Erlöse aus. Mit dem Ausbau der installierten Speicherkapazität und mit mehr Batterien, die um dieselben Stunden konkurrieren, wird diese Prognosefähigkeit noch wichtiger, um die Rentabilität eines Projekts von der eines anderen zu unterscheiden. Hinzu kommt die tatsächliche Verfügbarkeit der Anlage, da Wartungsarbeiten, Ausfälle der Batterie und eine mögliche Nichtverfügbarkeit des Netzes die Zahl der im Laufe des Jahres erfassbaren Chancen weiter verringern.
Vom theoretischen Potenzial zum Business Case: die Rolle von AleaStorage
Nimmt man Dauer, Wirkungsgrad, Prognosefähigkeit und Verfügbarkeit zusammen, kann eine Batterie dem für 2025 analysierten Beispiel zufolge am Ende rund 65% der direkt aus dem Stundenspread berechneten theoretischen Obergrenze erfassen. Mit anderen Worten: Etwa ein Drittel des theoretischen Werts kann verloren gehen, bevor er zu realer Marge wird, was bestätigt, dass sich der Business Case eines Speicherprojekts nicht durch die bloße Multiplikation des historischen Spreads mit der Kapazität der Batterie aufbauen lässt.
In diesem Kontext konzentriert sich AleaStorage, die auf Energiespeicherung spezialisierte Division von AleaSoft Energy Forecasting, auf die strategische Analyse von Batterien und Hybridisierungsprojekten und liefert Erlösschätzungen für Standalone-Batterien im Day-Ahead-Markt und in den Intraday-Märkten sowie in den Regelenergiemärkten, Analysen der Hybridisierung mit erneuerbaren Energien (Photovoltaik und Windenergie) zur Maximierung der Erlöse und zur Verringerung der Risiken sowie die Modellierung langfristiger Preis- und Volatilitätsszenarien, die die technischen Eigenschaften und die Betriebsstrategie jeder Anlage über ihre gesamte Nutzungsdauer abbildet.
Die Flexibilität als Wertquelle in einem zunehmend volatilen Markt
In einem Strommarkt mit zunehmender Durchdringung erneuerbarer Energien werden die Intraday-Spreads weiterhin den Wert der Flexibilität bestimmen, und die Entwicklung des Jahres 2026, in dem der August bereits der Monat mit dem höchsten durchschnittlichen Spread des Jahres ist, deutet darauf hin, dass die im Jahr 2025 verzeichnete Volatilität übertroffen wird. Doch die Rentabilität einer Batterie hängt nicht allein vom Bestehen von Preisunterschieden ab, sondern von der Fähigkeit, sie über eine gut dimensionierte und auf jeden Markt zugeschnittene Betriebsstrategie vorwegzunehmen und effizient zu erfassen. Die Intraday-Spreads Spaniens sind zusammen mit denen anderer europäischer Strommärkte auch in Alea Energy Database verfügbar, der Online-Plattform für Energiemarktdaten von AleaSoft Energy Forecasting.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting