AleaSoft Energy Forecasting, 4. März 2026. Die Entwicklung der Strommärkte spiegelt sich nicht nur in den Stundenpreisen wider, sondern auch in der internen Dynamik der Planung der Erzeugungseinheiten. In einem Umfeld, das durch größere Volatilität, zunehmende Durchdringung erneuerbarer Energien und kontinuierliche Anpassungen zwischen den Märkten gekennzeichnet ist, wird die Differenz zwischen dem vorläufigen Tagesprogramm (PDVP) und dem endgültigen Stundenprogramm (PHFC) zu einem relevanten Indikator für das strategische Verhalten. Die Analyse der Daten für den Zeitraum 2023 bis 2025 für ein solarthermisches Kraftwerk zeigt, wie sich die ursprüngliche Planung des Tagesmarktes nach dem Intraday-Handel entwickelt, und offenbart Anpassungsmuster, die wertvolle Informationen über die operative Flexibilität und wirtschaftliche Optimierung liefern.
Bei der Analyse des Strommarktes liegt der Fokus meist auf den Preisen und der tatsächlichen Produktion, aber es gibt noch eine weitere Dimension, die ebenso aufschlussreich ist: die Entwicklung der Planung zwischen dem vorläufigen Tagesprogramm (PDVP) und dem endgültigen Stundenprogramm (PHFC). Über einen rein numerischen Vergleich hinaus lässt sich anhand des Kontrasts zwischen beiden Programmen beobachten, wie eine Produktionsanlage ihre Position nach dem Tagesmarkt anpasst und wie sie die Intraday-Märkte als Optimierungsinstrument in einem zunehmend dynamischen Umfeld nutzt.
Der PDVP ist die aus dem Tagesmarkt resultierende Planung, nachdem die Angebote abgeglichen, die bilateralen Verträge aufgenommen und die ersten technischen Einschränkungen durch den Netzbetreiber gelöst wurden. Er stellt die operative Referenz nach dem Tagesmarkt dar und spiegelt die geplante Energie wider, bevor die Intraday-Märkte gehandelt werden. Es handelt sich dabei weder um die tatsächliche Produktion noch um die endgültige Abrechnung, sondern um die erste markt- und betriebswirtschaftlich realisierbare Planung des Tages.
Der PHFC ist die Planung, die sich aus den Intraday-Auktionen und dem Handel auf dem kontinuierlichen Intraday-Markt ergibt. Er stellt die letzte Marktplanung vor den Ausgleichsdiensten und dem Echtzeitbetrieb dar. Er entspricht ebenfalls nicht der tatsächlichen Produktion, stellt jedoch die endgültige konsolidierte Position nach dem gesamten Handelsprozess auf den Großhandelsmärkten dar.
Der Vergleich beider Programme ermöglicht es, über den Grenzpreis hinauszugehen und einen zusätzlichen Einblick in die Funktionsweise des Systems zu gewinnen. Die Analyse ihrer Unterschiede ermöglicht es, zu verstehen, wie die Positionen vor der tatsächlichen Transaktion angepasst werden, saisonale Optimierungsmuster zu identifizieren und die Intensität der Nutzung des Intraday-Marktes zu quantifizieren. Letztendlich liefert sie ein indirektes, aber robustes Maß für das strategische Marktverhalten und die effektive operative Flexibilität.
Das strukturelle Signal des Stundenprofils und seine Saisonalität
Im oberen Teil des Bildes ist für jede Tageszeit die stündliche Verteilung der geplanten Energie der Solarthermieanlage dargestellt, ausgedrückt als Prozentsatz der Jahresgesamtmenge in PDVP und PHFC, aufgeschlüsselt nach Quartalen für den Zeitraum 2023-2025. Die Ergebnisse zeigen, dass die stündliche Struktur des PHFC keine exakte Nachbildung des PDVP ist. Obwohl sie eine gemeinsame Grundlage haben, treten systematische Verschiebungen der Beteiligung zwischen bestimmten Zeitfenstern auf, die sich über die in der Analyse berücksichtigten Jahre hinweg wiederholen. In einigen Quartalen werden die Mittags- und Abendstunden im endgültigen Programm verstärkt, was mit intraday-Umplanungen aufgrund von Aktualisierungen der Betriebsbedingungen und der verfügbaren Ressourcen zusammenhängt.
Die Stromerzeugung eines solarthermischen Kraftwerks hängt in erster Linie von der Sonneneinstrahlung ab, und dies ist auch das wichtigste Muster, das sowohl im Laufe des Tages als auch im Laufe des Jahres zu beobachten ist. Solarthermische Kraftwerke verfügen jedoch über eine gewisse Kapazität zur Wärmespeicherung, und diese Kapazität stellt einen Vorteil dar, da sie eine gewisse Fähigkeit zur strategischen Verwaltung dieser Reserve bietet.
Quelle: Erstellt von AleaSoft unter Verwendung von Daten von OMIE.Änderungen und Anpassungen zwischen PDVP und PHFC
Die Analyse der Unterschiede im unteren Teil des Bildes, in Prozentpunkten und relativen Werten, zeigt ein viel deutlicheres Muster, als auf den ersten Blick erkennbar wäre.
Die wichtigsten Änderungen konzentrieren sich auf das erste und letzte Quartal jedes Jahres. In mehreren dieser Zeiträume übersteigt die relative Anpassung 40 % und erreicht zu bestimmten Zeiten sogar Werte von fast 80 %. Dieses Ausmaß der Neukonfiguration bedeutet, dass ein sehr bedeutender Teil des ursprünglich auf dem Tagesmarkt abgestimmten Programms später im Tagesverlauf überarbeitet wird. Dabei handelt es sich nicht um kleine marginale Anpassungen, sondern um eine grundlegende Umgestaltung des Stundenprofils.
Im zweiten und dritten Quartal des Jahres hingegen ist die relative Veränderung tendenziell moderater und stabiler. Obwohl es weiterhin zu erheblichen Anpassungen kommt, ist die durchschnittliche Intensität geringer als im Winter und am Ende des Jahres. Dieses Verhalten steht im Einklang mit der Natur der solarthermischen Energiequelle. In den mittleren Quartalen des Jahres, die durch eine höhere Sonneneinstrahlung und im Allgemeinen stabilere Wetterbedingungen gekennzeichnet sind, ist die Vorhersagbarkeit der Ressource höher und die auf dem Tagesmarkt festgelegte Planung erfordert weniger nachträgliche Korrekturen. Im ersten und vierten Quartal hingegen erhöhen die geringere Sonneneinstrahlung, die größere atmosphärische Variabilität und die geringere Anzahl an Sonnenstunden die operative Unsicherheit. In diesem Zusammenhang spielen die Intraday-Märkte eine aktivere Rolle als Instrument zur Anpassung und Optimierung, was zu deutlich stärkeren Änderungsprozentsätzen führt. Der Vergleich zwischen PDVP und PHFC zeigt nicht nur technische Unterschiede in der Planung, sondern auch die strategische Anpassung an die Saisonalität der Ressource und den Grad der Unsicherheit, der mit jeder Jahreszeit verbunden ist.
Ausblick für die Energiemärkte in Europa. Frühjahr 2026
Das monatliche Webinar Nr. 64, organisiert von AleaSoft Energy Forecasting, findet am 12. März 2026 um 12:00 Uhr statt und widmet sich der Analyse der jüngsten Entwicklungen auf den europäischen Energiemärkten, den Aussichten für das Frühjahr und den wichtigsten Ereignissen, die den Sektor im Laufe des Jahres 2026 beeinflussen werden. Während der Sitzung werden die wichtigsten regulatorischen Änderungen sowie die zunehmend entscheidende Rolle der Energiespeicherung und der Kapazitätsmärkte in einem Stromsystem untersucht, das durch eine stärkere Durchdringung erneuerbarer Energien und eine zunehmende Preisvolatilität gekennzeichnet ist. In diesem Zusammenhang wird AleaStorage seine fortschrittlichen Lösungen zur Optimierung, Ertragsanalyse und Strukturierung von Speicherprojekten und Hybridsystemen mit erneuerbaren Energien vorstellen, die darauf abzielen, den Wert und die Rentabilität der Anlagen zu maximieren.
An der Veranstaltung nehmen erneut Experten von EY teil, die ihre Erfahrungen in den Bereichen Regulierung, Finanzierung von Projekten im Bereich erneuerbare Energien und Speicherung, PPA-Vereinbarungen, Eigenverbrauch und Bewertung von Energieanlagen und -portfolios einbringen und damit die Marktanalyse von AleaSoft ergänzen. Das Webinar hat sich als Referenzforum etabliert, um die Trends zu verstehen, die die europäischen Energiemärkte verändern, sowie den wachsenden strategischen Wert der Flexibilität innerhalb des Stromsystems.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.