AleaSoft Energy Forecasting, 20. Oktober 2026. Der Monatsdurchschnitt des einstündigen Intraday-Spreads in Spanien erreichte im September 215,37 €/MWh, gegenüber 195,29 €/MWh im August. Diese Preisunterschiede stärken die Argumente für Batteriespeicher, werfen jedoch eine Finanzierungsfrage auf: wie sich die Erlöse entwickeln werden, wenn die installierte Kapazität wächst. Die Bankfähigkeit von BESS-Projekten wird von ausreichenden Erlösen in konservativen langfristigen Szenarien abhängen.
Die Spreads von 2026 stärken die Argumente für Speicher
Der spanische Strommarkt sendet günstige Signale für den Ausbau von Batterien. Der Monatsdurchschnitt des einstündigen Intraday-Spreads stieg von 61,90 €/MWh im Januar 2026 auf 195,29 €/MWh im August und erreichte im September 215,37 €/MWh, ein Anstieg von 10% gegenüber dem Vormonat.
Quelle: Erstellt von Alea Energy DataBase anhand von Daten von OMIE.Die Entwicklung dieses Indikators spiegelt die Chancen wider, die sich aus den Unterschieden zwischen den stündlichen Strompreisen ergeben. Die wachsende Durchdringung der Photovoltaik senkt die Preise in den mittleren Stunden des Tages, während die Preise am Nachmittag und am Abend, wenn die Solarerzeugung zurückgeht, deutlich höhere Niveaus erreichen können. Diese Preisstruktur ermöglicht es Batterien, Strom in den Stunden mit den niedrigsten Preisen zu speichern und seinen Verkauf in die Stunden mit den höchsten Preisen zu verlagern.
Der Intraday-Spread stellt jedoch eine theoretische Arbitrage-Möglichkeit dar, keine garantierten Erlöse. Die tatsächlich verlagerte Energie bestimmt zusammen mit der Dauer, dem Wirkungsgrad, der Degradation und den betrieblichen Beschränkungen der Batterie, wie viel Wert jede Anlage erfassen kann. Hinzu kommt ein Faktor, der in den Erlösprognosen zunehmend an Bedeutung gewinnen wird: Die Batterien selbst werden dazu beitragen, die Preisunterschiede zu verringern, von denen ihre Rentabilität abhängt.
Die Kannibalisierung wird die künftigen Spreads verändern
Die Integration neuer Batterien in das Stromsystem wird die stündliche Preisstruktur schrittweise verändern. Wenn Batterien in den Stunden mit den niedrigsten Preisen laden, erhöhen sie in diesen Zeiträumen die Stromnachfrage. Wenn sie in den Stunden mit den höchsten Preisen entladen, erhöhen sie das verfügbare Angebot. Beide Verhaltensweisen verringern tendenziell den Abstand zwischen Höchst- und Tiefstpreisen. Dieser Prozess, bekannt als Kannibalisierung der Speicher, kann sich mit zunehmender installierter BESS-Kapazität verstärken.
Der Ausbau der Speicher in Spanien zeigt bereits Anzeichen einer Beschleunigung. Am 30. Dezember 2025 gab das Ministerium für den ökologischen Wandel und die demografische Herausforderung die Ergebnisse der Ausschreibung von Beihilfen für Investitionsprojekte in Speicher bekannt, die mit Mitteln aus dem EFRE 2021‑2027 kofinanziert wird. Sie führte zur Auswahl von 126 Speicherprojekten, die nach ihrer Fertigstellung 2,2 GW Leistung und 9,4 GWh Kapazität bereitstellen werden. Diese Zahlen umfassen verschiedene Technologien und spiegeln das Ausmaß des geplanten Ausbaus wider, stellen jedoch keine bereits installierte Kapazität dar.
In dem Maße, wie diese und weitere Projekte in Betrieb gehen, werden sich die Arbitragemöglichkeiten verändern. Das Ausmaß dieser Veränderung wird von der Leistung und Dauer der Batterien, ihrer Betriebsstrategie und der gleichzeitigen Entwicklung der erneuerbaren Erzeugung, der Nachfrage und anderer Flexibilitätsquellen abhängen.
Daher ist es notwendig, verschiedene Szenarien der Speicherdurchdringung zu analysieren. Hypothetische Szenarien mit 10, 20 oder 30 GWh Batterien, kombiniert mit konsistenten Annahmen zu installierter Leistung und Betrieb, ermöglichen es zu untersuchen, wie sich die Stundenpreise und die verfügbaren Erlöse verändern könnten.
Kannibalisierung bedeutet nicht zwangsläufig, dass die Spreads verschwinden werden. Der wachsende Anteil erneuerbarer Energien, die Elektrifizierung der Nachfrage und die Entwicklung des Erzeugungsmixes können weiterhin Volatilität und neue Chancen für Speicher schaffen. Die entscheidende Frage ist, welcher Anteil der Spreads verfügbar bleiben wird, sobald die Wirkung der Speicher selbst auf den Markt berücksichtigt wird. Der Spread, der eine Batterie 2026 attraktiv macht, wird nicht unbedingt derjenige sein, der 2035 über ihre Rentabilität entscheidet.
Das konservative Szenario wird für die Finanzierung entscheidend sein
Dieser Wandel hat direkte Folgen für die Finanzierung von BESS-Projekten. Ein Projekt kann auf Basis der 2026 beobachteten Preisunterschiede eine attraktive Rentabilität aufweisen und dennoch deutlich geringere erwartete Erlöse zeigen, sobald Szenarien mit höherer Speicherdurchdringung einbezogen werden.
Für Finanzinstitute lautet die zentrale Frage nicht, wie viel eine Batterie in einem besonders günstigen Jahr verdienen kann, sondern welche Erlöse sie über den Tilgungszeitraum der Schulden erzielen kann, auch unter ungünstigen Marktbedingungen. Dies erfordert, über Schätzungen hinauszugehen, die auf historischen Spreads oder auf der Extrapolation aktueller Erlöse beruhen.
Finanzierungsanalysen benötigen langfristige stündliche Prognosen der Strommarktpreise, die mit verschiedenen Szenarien für die Entwicklung des Systems konsistent sind. Diese Prognosen müssen das Wachstum der erneuerbaren Energien und der Speicher sowie die erwarteten Veränderungen bei der Nachfrage, den Interkonnektoren und den Erzeugungstechnologien berücksichtigen. Auf Grundlage dieser Kurven können der Betrieb der Batterien simuliert und ihre Erlöse Jahr für Jahr geschätzt werden, unter Berücksichtigung ihrer technischen Eigenschaften und der verschiedenen Marktchancen.
Die Analyse muss anschließend in das Finanzmodell übertragen werden, um die Fähigkeit des Projekts zu bewerten, ausreichende Cashflows für den Schuldendienst zu erwirtschaften und die von den Kreditgebern geforderten Deckungskennzahlen einzuhalten.
Das Risiko ist besonders relevant bei Projekten, die stark von Merchant-Erlösen abhängen. Tolling-Verträge oder Vereinbarungen, die einen Teil der Erlöse absichern, können diese Abhängigkeit verringern, doch die Bewertung der nicht vertraglich gesicherten Erlöse erfordert weiterhin belastbare Marktszenarien.
Ebenso muss die Entwicklung der Erlöse aus Regelenergiedienstleistungen und anderen Flexibilitätsmechanismen berücksichtigt werden. Diese Quellen können die Arbitrage ergänzen, unterliegen jedoch ihrer eigenen Wettbewerbsdynamik.
In diesem Zusammenhang hängt die Bankfähigkeit nicht davon ab, nachzuweisen, dass eine Batterie im günstigsten Szenario rentabel sein wird, sondern davon, zu belegen, dass sie ihre finanziellen Verpflichtungen in konservativen Szenarien erfüllen kann.
Die Hybridisierung mit Photovoltaik erfordert eine spezifische Analyse
Die Kannibalisierung der Speicher wird auch Projekte mit Batterien betreffen, die mit Photovoltaikanlagen hybridisiert sind, auch wenn sich ihr Preisrisiko von dem einer eigenständigen Batterie unterscheiden wird.
In einer Photovoltaikanlage kann die Batterie einen Teil der in Stunden mit niedrigen Preisen erzeugten Energie speichern und ihren Verkauf in Zeiträume mit höherem Wert verlagern. Auf diese Weise kann sie den erfassten Preis der gesamten Anlage verbessern und unter bestimmten Bedingungen Abregelungen verringern. Die Erlöschancen hängen jedoch vom stündlichen Profil der erneuerbaren Erzeugung, von den Eigenschaften des Netzanschlusspunkts und von den Lade- und Entlademöglichkeiten ab.
Eine hybridisierte Batterie kann durch die Verfügbarkeit von Photovoltaikenergie und durch gemeinsame Einspeisebeschränkungen am Netzanschluss eingeschränkt sein, während eine eigenständige Batterie über eine andere betriebliche Flexibilität verfügen kann, um Marktchancen zu nutzen. Diese Unterschiede machen es erforderlich, die erneuerbare Erzeugung, die künftigen Stundenpreise und den Speicherbetrieb gemeinsam zu bewerten.
Ebenso muss die optimale Dimensionierung der Batterie, sowohl in Bezug auf die Leistung als auch auf die Energiekapazität, auf einer langfristigen Perspektive beruhen. Eine Konfiguration, die die Erlöse mit den aktuellen Spreads maximiert, wird nicht unbedingt die rentabelste sein, wenn sich die Preisstruktur ändert.
Daher sollte sich die wirtschaftliche Bewertung der Hybridisierung nicht darauf beschränken, die zusätzlichen Erlöse zu quantifizieren, die der Speicher unter den aktuellen Bedingungen bietet, sondern berücksichtigen, wie sich sein Beitrag zum Projektwert über die gesamte Nutzungsdauer entwickeln wird.
Die Spreads von 2035 werden für die Finanzierung entscheidend sein
Die Spreads von 2026 treiben das Interesse an Speichern an, doch die Spreads von 2035 werden für die Finanzierung vieler der heute entwickelten Projekte entscheidend sein. Der Unterschied zwischen einer auf dem Papier rentablen Batterie und einem finanzierbaren Projekt wird zunehmend von der Fähigkeit abhängen, nachzuweisen, welche Erlöse verfügbar bleiben, wenn die Speicher eine deutlich höhere Durchdringung erreichen.
Der Strommarkt braucht mehr Batterien, doch ihre Finanzierung erfordert ein Verständnis dafür, wie der Markt funktionieren wird, sobald diese Batterien in Betrieb sind. Langfristige stündliche Preiskurven für Strommärkte spielen daher eine zentrale Rolle. Sie ermöglichen es, die Entwicklung der Spreads zu analysieren, verschiedene Szenarien der Speicherdurchdringung zu untersuchen und die Widerstandsfähigkeit der Projekte gegenüber ungünstigeren Marktbedingungen zu bewerten.
Eine zentrale Prognose reicht jedoch nicht aus. Eine angemessene Risikobewertung erfordert alternative Szenarien, konsistente Methodiken und nachvollziehbare Annahmen, die es ermöglichen, den Ursprung der prognostizierten Erlöse und ihre Sensitivität gegenüber den wichtigsten Markttreibern zu verstehen.
Dieser Ansatz ist besonders wichtig, wenn die Ergebnisse in Investitions- und Finanzierungsprozessen verwendet werden sollen, in denen Projektentwickler, technische Berater, Investoren und Finanzinstitute auf einer konsistenten und überprüfbaren Prognosegrundlage arbeiten müssen.
Langfristige stündliche Kurven werden es ermöglichen, bankfähige Projekte zu identifizieren
Das Wachstum der Speicher stellt Projektentwickler, Investoren und Kreditgeber vor eine neue Herausforderung: vorauszusehen, wie sich ein Markt entwickeln wird, in dem die Batterien selbst die Erlöschancen verändern werden.
In diesem Bereich liefert AleaGreen, der auf langfristige Prognosen spezialisierte Geschäftsbereich von AleaSoft Energy Forecasting, Strommarktpreiskurven mit stündlicher Granularität und Horizonten von bis zu 40 Jahren, die es ermöglichen, verschiedene Szenarien für die Entwicklung der Märkte zu analysieren.
AleaStorage wiederum nutzt diese Prognosen, um die Erlöse von Projekten mit eigenständigen und mit erneuerbaren Energien hybridisierten Batterien zu bewerten, ihre Dimensionierung zu optimieren und verschiedene Betriebsstrategien über die Nutzungsdauer der Anlagen zu analysieren.
Die Kombination aus Marktprognosen, Szenarioanalysen und Betriebssimulationen ermöglicht es, konsistente Erlösschätzungen zu erstellen und ihre Entwicklung zu bewerten, und bietet so eine technische Grundlage für Investitions- und Finanzierungsentscheidungen.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting