AleaSoft Energy Forecasting, 5. August 2026. Im Juli erreichte der durchschnittliche Ein-Stunden-Intraday-Spread des spanischen Strommarktes einen Wert von €148/MWh, ein historisches Hoch, das sogar über den Niveaus der Energiekrise von 2022 liegt. Auch Portugal verzeichnete mit €142/MWh einen Rekord. Ebenso relevant wie die Höhe ist, wie er entsteht. Während sich die Chancen für Batterien in anderen europäischen Märkten auf wenige Extremepisoden konzentrieren, treten sie in Spanien regelmäßiger auf.
Der Ein-Stunden-Spread
Der Ein-Stunden-Intraday-Spread ist die Differenz zwischen dem höchsten und dem niedrigsten Stundenpreis eines jeden Tages im Day-Ahead-Markt. Er nähert den Wert an, den eine Batterie durch Arbitrage erfassen kann, indem sie in der Stunde mit dem niedrigsten Preis kauft und in der Stunde mit dem höchsten Wert verkauft, wobei die tatsächlichen Erlöse auch von der Effizienz, der Degradation, der Anzahl der Zyklen pro Tag und den Betriebskosten abhängen. Im Juli erreichte der Durchschnitt €148/MWh in Spanien und €142/MWh in Portugal, historische Rekordwerte für diese Märkte.
Quelle: Alea Energy DataBaseEin Rekord, der sich von der Energiekrise unterscheidet
Der Vergleich mit 2022 ist aufschlussreich. Damals war die Ausweitung der Spreads mit außergewöhnlichen Preisen für Erdgas verbunden, das in den Stunden mit der höchsten Nachfrage den Preis setzte. Heute bleibt der Gaspreis hoch, liegt aber weit unter jenen Niveaus. Der Juli-Rekord hat eine andere Ursache. Die wachsende Durchdringung der Photovoltaik-Solarenergie drückt die Preise um die Mittagszeit nach unten, und wenn die Solarproduktion sinkt, während die Nachfrage noch hoch ist, kommen Technologien mit höheren variablen Kosten zum Einsatz. Dieser Kontrast zwischen einem immer tieferen Solar-Tal und einem hohen Abendpeak weitet den täglichen Spread aus. Es handelt sich nicht um kurzfristige Volatilität, sondern um ein strukturelles Signal aus der Transformation des Strommixes, dasselbe Signal, das die Speicher und die übrigen Flexibilitätstechnologien benötigen.
In Spanien sind die Chancen weniger konzentriert
Um zu analysieren, inwieweit die potenziellen Erlöse einer Batterie von Ausnahmetagen abhängen, wurden die 1096 Tage zwischen 2023 und 2025 nach ihrem täglichen Spread im Day-Ahead-Markt Spaniens, Deutschlands, des Vereinigten Königreichs und der schwedischen SE3-Zone geordnet. Die 10% der Tage mit dem höchsten Spread trugen in Spanien 18% des kumulierten Spreads bei, verglichen mit 22% im Vereinigten Königreich, 23% in Deutschland und 29% in Schweden SE3. Dieselbe Schlussfolgerung ergibt sich bei der Berechnung der Tage, die nötig sind, um die Hälfte des jährlichen Spreads zu akkumulieren. In Schweden sind nur 85 Tage nötig, in Spanien dagegen 124. Diese geringere Konzentration verringert die Abhängigkeit von Ausnahmeepisoden und lässt Arbitrage-Chancen häufiger auftreten.
Der Unterschied liegt in den Fundamentaldaten
Der Ursprung des Spreads bestimmt seine Höhe und seine Verteilung über das Jahr. Im Vereinigten Königreich sind die größten Differenzen mit Knappheit während der Winterspitzen verbunden. In Deutschland treiben Dunkelflaute-Episoden mit geringer Windproduktion über mehrere Tage die Preise nach oben, während die hohe Photovoltaikkapazität sie im Frühjahr und Sommer nach unten drückt. In Schweden bestimmen die Wasserkraftverfügbarkeit, die Temperaturen und die Heiznachfrage die Episoden mit hohem Spread. In diesen Märkten muss die Batterie den Wert in konkreten Episoden und im genau richtigen Moment erfassen. In Spanien erklärt sich der wachsende Spread umgekehrt. Es ist nicht der Ausnahmecharakter der Hochpreisstunden, sondern die Wiederkehr von Niedrigpreisstunden, die durch die Photovoltaikproduktion um die Mittagszeit erzeugt werden, gefolgt von einem Preisanstieg nach Sonnenuntergang.
Die Unterschiede zwischen den Märkten spiegeln sich auch im Verhältnis zwischen dem durchschnittlichen Sommer-Spread und dem Winter-Spread wider. Es liegt bei 0.60 in Schweden SE3 und bei 0.76 im Vereinigten Königreich, wo sich die größten Spreads im Winter konzentrieren, und bei 1.59 in Deutschland, wo die größten Spreads im Sommer beobachtet werden. In Spanien liegt dieses Verhältnis bei 1.12, dem einzigen der vier Märkte ohne klar dominierende Jahreszeit. Diese ausgewogenere Verteilung verringert das Risiko einer Batterie, dass konkrete Wetterbedingungen einen großen Teil ihres Jahresergebnisses bestimmen.
Mehr Regelmäßigkeit bedeutet nicht unbedingt mehr Erlöse
Die geringere Konzentration der Spreads impliziert kein höheres absolutes Niveau. Im Jahr 2025 verzeichnete Deutschland einen durchschnittlichen täglichen Spread von etwa €124/MWh, verglichen mit €98/MWh in Spanien, sodass eine perfekte Arbitrage im deutschen Markt mehr Erlöse generiert hätte. Der Vorteil Spaniens liegt in der Regelmäßigkeit, nicht in der Größe der Chance. Außerdem entspricht der theoretische Spread nicht den Nettoerlösen einer Batterie, die auch von der Effizienz, der Degradation, der Anzahl der Zyklen und der Teilnahme an den Intraday-Märkten und den Regelenergiediensten abhängen.
Spreads als Signal für die Flexibilität
Die Rekord-Spreads in Spanien und Portugal im Juli sollten nicht nur als Volatilitätsepisode interpretiert werden, sondern als strukturelle Transformation des Stromsystems. Die Solarenergie senkt die Preise während immer mehr Stunden, aber die Nachfrage hat sich noch nicht im gleichen Tempo verlagert, und die Energiespeicherung ermöglicht es, Strom aus den Stunden mit reichlicher erneuerbarer Erzeugung in die Stunden mit höherer Nachfrage zu verschieben. Je größer die Kapazität von Batterien, Pumpspeichern, aktivem Nachfragemanagement und Interkonnektoren, desto größer ist die Fähigkeit des Systems, erneuerbare Erzeugung zu absorbieren, was die Spreads in Zukunft moderieren wird, ohne den Wert der Speicherung zu beseitigen.
Die Spread-Zeitreihen, verfügbar auf AleaApp
Um diese Marktsignale in Investitions- und Betriebsentscheidungen umzusetzen, bietet AleaStorage, die auf Energiespeicherung spezialisierte Division von AleaSoft Energy Forecasting, Analysen der Batterieerlöse, Hybridisierungsprojekte und Flexibilitätsstrategien an. Mit demselben Ziel hat AleaSoft der Alea Energy DataBase die historischen Zeitreihen der Ein-, Zwei-, Vier- und Sechs-Stunden-Intraday-Spreads für die wichtigsten europäischen Märkte hinzugefügt, womit sich Märkte vergleichen, die Spread-Konzentration messen und die Bewertung von Speicherprojekten unterstützen lassen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting
