{"id":161879,"date":"2025-10-31T11:59:26","date_gmt":"2025-10-31T10:59:26","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=161879"},"modified":"2025-11-06T05:15:44","modified_gmt":"2025-11-06T04:15:44","slug":"interview-energynews-antonio-delgado-rigal-november-2025","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/interview-energynews-antonio-delgado-rigal-november-2025\/","title":{"rendered":"Interview von EnergyNews mit Antonio Delgado Rigal, Doktor der K\u00fcnstlichen Intelligenz und CEO von AleaSoft Energy Forecasting"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 31. Oktober 2025. Interview von EnergyNews mit Antonio Delgado Rigal, Doktor der K\u00fcnstlichen Intelligenz, Gr\u00fcnder und CEO von AleaSoft Energy Forecasting.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - Antonio Delgado Rigal CEO<\/a><\/div>\n

Die Entwicklung des spanischen Strommarktes in den ersten neun Monaten des Jahres 2025<\/strong><\/p>\n

Der spanische Strommarkt war 2025 weiterhin von einer hohen Durchdringung erneuerbarer Energien, der Stabilit\u00e4t von Erdgas und einer hohen st\u00fcndlichen Volatilit\u00e4t gepr\u00e4gt. In den ersten zehn Monaten lag der Durchschnittspreis auf dem Gro\u00dfhandelsmarkt OMIE<\/strong> bei etwa 65 \u20ac\/MWh, was einem Anstieg von fast 20 % gegen\u00fcber dem gleichen Zeitraum des Jahres 2024 entspricht.<\/p>\n

Der Winter begann mit relativ hohen Preisen, die durch die angespannte Lage auf den internationalen Gasm\u00e4rkten und die kalten Wetterbedingungen getrieben wurden. Ab M\u00e4rz f\u00fchrte der Anstieg der Photovoltaik-Produktion<\/strong> in Verbindung mit einer moderaten Stromnachfrage<\/strong> zu mehreren Tagen mit Null- und sogar negativen Preisen, insbesondere im April und Mai.<\/p>\n

Das wichtigste Ereignis des Jahres war der Stromausfall am 28. April, der durch eine Verkettung technischer Ereignisse verursacht wurde, die zur Abschaltung eines Gro\u00dfteils des iberischen Systems f\u00fchrten. Dieses Ereignis f\u00fchrte zu weiteren Ma\u00dfnahmen zur St\u00e4rkung der Spannungssteuerung und des Betriebs erneuerbarer Energien. Im dritten Quartal milderten der Anstieg der Nachfrage, ein leichter R\u00fcckgang der Wasserkraftproduktion<\/strong> und stabilere Gaspreise um 30-35 \u20ac\/MWh den Preisverfall, ohne jedoch die strukturelle Volatilit\u00e4t zu beseitigen.<\/p>\n

Welche Faktoren hatten in diesem Jahr den gr\u00f6\u00dften Einfluss auf die Preise?<\/strong><\/p>\n

Es gab vier Hauptfaktoren:<\/p>\n

    \n
  • TTF-Gaspreis<\/strong>: Nach wie vor der wichtigste Referenzwert f\u00fcr die Grenzkosten von Kombikraftwerken. Sein R\u00fcckgang von den Winterhochs (~58 \u20ac\/MWh Mitte Februar) auf Werte knapp \u00fcber 30 \u20ac\/MWh Ende August hat die Grenzkosten in den Spitzenlastzeiten gesenkt, was jedoch teilweise durch den Anstieg der Preise f\u00fcr CO2<\/sub>-Emissionsrechte ausgeglichen wurde.<\/li>\n
  • Erneuerbare Energieerzeugung<\/strong> auf Rekordniveau: Die hohe Solar- und Wasserkraftproduktion hat teurere Technologien verdr\u00e4ngt und mehr Stunden zum Nullpreis generiert. Allein im ersten Halbjahr wurden mehr als 600 Stunden mit Null- oder Negativpreisen verzeichnet.<\/li>\n
  • Wetter- und Wasserverh\u00e4ltnisse: Die feuchten Fr\u00fchlingsmonate beg\u00fcnstigten niedrige Preise, w\u00e4hrend der trockene Sommer die Preise in Zeiten hoher Nachfrage leicht ansteigen lie\u00df.<\/li>\n
  • Regulatorische und technische Auswirkungen: Nach dem Stromausfall am 28. April wurde das System unter versch\u00e4rften Bedingungen betrieben, wodurch die Flexibilit\u00e4t an einigen Knotenpunkten vor\u00fcbergehend eingeschr\u00e4nkt war.<\/li>\n<\/ul>\n

    Gab es unerwartete Situationen, die sich auf den Markt ausgewirkt haben?<\/strong><\/p>\n

    Das unerwartetste Ereignis mit den gr\u00f6\u00dften Auswirkungen war der Stromausfall vom 28. April 2025, der zu einem vor\u00fcbergehenden Verlust von etwa 15 GW auf der Iberischen Halbinsel f\u00fchrte. Dieses Ereignis machte die Anf\u00e4lligkeit des Systems gegen\u00fcber einem starken Anteil erneuerbarer Energien ohne ausreichende Spannungsregelungsdienste deutlich.<\/p>\n

    Nach dem Vorfall haben Red El\u00e9ctrica und die CNMC vorbeugende und korrigierende Ma\u00dfnahmen ergriffen: \u00dcberpr\u00fcfung der Spannungsregelung, synthetische Tr\u00e4gheitsdienste und Black-Start-F\u00e4higkeit sowie neue Betriebsfestigkeitspr\u00fcfungen f\u00fcr Erzeuger und Vermarkter.<\/p>\n

    Prognostizierte Preis- und Nachfrageszenarien f\u00fcr den Winter 2025\u20132026<\/strong><\/p>\n

    Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> wird der Winter 2025\u20132026 von moderaten Preisen gepr\u00e4gt sein, mit einem erwarteten Durchschnittspreis zwischen 60 und 80 \u20ac\/MWh, abh\u00e4ngig von der Entwicklung der Gaspreise und den Wetterbedingungen.<\/p>\n

    Im Basisszenario mit TTF-Gaspreisen um 30-35 \u20ac\/MWh und stabilen CO\u2082-Preisen (~70 \u20ac\/t) wird eine geringere Preisentwicklung als im vorangegangenen Winter erwartet.<\/p>\n

    In einem optimistischen Szenario (K\u00e4ltewelle in Europa und geringe Windenergieproduktion<\/strong>) k\u00f6nnten die Preise 100 \u20ac\/MWh \u00fcberschreiten.<\/p>\n

    In einem pessimistischen Szenario (starker Wind und reichlich Wasser) k\u00f6nnten monatliche Durchschnittswerte unter 20 \u20ac\/MWh erreicht werden.<\/p>\n

    Die Nachfrage wird aufgrund der Elektrifizierung von Wohn- und Industriegeb\u00e4uden leicht steigen.<\/p>\n

    Die Rolle von Gas bei den Preisen w\u00e4hrend der Wintersaison<\/strong><\/p>\n

    Erdgas ist nach wie vor die marginale Technologie, die den Preis zu vielen Zeiten bestimmt. Im Winter wird das Gleichgewicht zwischen LNG-Angebot und europ\u00e4ischen Speichern entscheidend sein. Bleibt der TTF bei 30-40 \u20ac\/MWh, werden die Auswirkungen moderat sein. Jede geopolitische St\u00f6rung k\u00f6nnte den Markt unter Druck setzen und die Preise auf den Stromm\u00e4rkten in die H\u00f6he treiben. Mittelfristig wird sein Einfluss dank Energiespeicherung<\/strong> und Nachfragesteuerung abnehmen.<\/p>\n

    Auswirkungen der Verbreitung erneuerbarer Energien und Speichertechnologien auf Preise und Systemstabilit\u00e4t<\/strong><\/p>\n

    Die zunehmende Verbreitung erneuerbarer Energien ver\u00e4ndert die Preisstruktur: h\u00f6here Intraday-Volatilit\u00e4t, Anstieg der Stunden mit Null- oder Negativpreisen und Risiken von Energieabfl\u00fcssen. Die Entwicklung der Speicherung in Batterien<\/strong> (BESS<\/strong>) wird entscheidend sein, um diese Ungleichgewichte zu korrigieren. Obwohl die installierte Leistung noch bescheiden ist, \u00fcbersteigt die Pipeline 20 GW. Batterien werden es erm\u00f6glichen, \u00dcbersch\u00fcsse aufzunehmen und f\u00fcr Frequenz- und Spannungsstabilit\u00e4t zu sorgen.<\/p>\n

    Mittelfristige Prognosen f\u00fcr den spanischen und europ\u00e4ischen Strommarkt<\/strong><\/p>\n

    AleaSoft prognostiziert, dass die Preise in Europa weiterhin einem strukturellen Abw\u00e4rtstrend unterliegen werden, mit einer gr\u00f6\u00dferen zeitlichen Streuung. In Spanien wird das Wachstum im Bereich der erneuerbaren Energien zu einem R\u00fcckgang der durchschnittlichen Jahrespreise f\u00fchren, obwohl die Nullstunden zunehmen werden. Auf europ\u00e4ischer Ebene wird die Preiskonvergenz durch Verbindungsleitungen<\/strong> und Kapazit\u00e4tsmechanismen<\/strong> sowie Flexibilit\u00e4t zunehmen. Flexible Anlagen \u2013 Batterien, Pumpspeicher<\/strong>, gr\u00fcner Wasserstoff<\/strong> \u2013 werden an strategischem Wert gewinnen.<\/p>\n

    Nullpreis-Episoden: Werden sie sich 2025 und 2026 wiederholen?<\/strong><\/p>\n

    Ja, sie werden sich aller Wahrscheinlichkeit nach wiederholen, insbesondere im Fr\u00fchjahr und Herbst, wenn die Photovoltaik-Erzeugung hoch und die Nachfrage gering ist. Der Schl\u00fcssel liegt nicht darin, sie zu vermeiden, sondern sie zu bew\u00e4ltigen und die Chancen zu nutzen, die sie f\u00fcr Arbitrage, Speicherung und die stromintensive Industrie bieten.<\/p>\n

    Wie sollte man mit Nullpreis-Episoden umgehen?<\/strong><\/p>\n

    Unternehmen m\u00fcssen aktive Managementstrategien verfolgen: Verbrauchsverschiebungen, Nutzung von Speicherkapazit\u00e4ten, Entwicklung ma\u00dfgeschneiderter PPAs<\/strong> und Absicherungen<\/strong> sowie Einbeziehung operativer Flexibilit\u00e4t. Auf Makroebene muss das Ziel darin bestehen, die F\u00fclle an erneuerbaren Energien in wirtschaftlichen Wert umzuwandeln und dabei Verschwendung und Verluste zu vermeiden.<\/p>\n

    Regulatorische und marktbezogene Anpassung angesichts von Nullpreisen<\/strong><\/p>\n

    Die Regulierung muss Flexibilit\u00e4t durch Kapazit\u00e4tsmechanismen, Spannungsdienste und Lastmanagement f\u00f6rdern. Es ist notwendig, den Anschluss von Hybridprojekten zu vereinfachen, die Netzentgelte zu \u00fcberpr\u00fcfen und das Stromnetz zu st\u00e4rken. Nur so kann die technische und wirtschaftliche Stabilit\u00e4t des Systems gew\u00e4hrleistet werden.<\/p>\n

    Der allgemeine \u00dcberblick \u00fcber den Strommarkt<\/strong><\/p>\n

    Der spanische Strommarkt des Jahres 2025 befindet sich in einem strukturellen Wandel. Die Volatilit\u00e4t ist ein nat\u00fcrliches Spiegelbild des \u00dcbergangs zu einem erneuerbaren und flexibleren System. Die n\u00e4chsten Jahre werden entscheidend sein: Die Entwicklung der Speicherung, die Kapazit\u00e4tsm\u00e4rkte und das Nachfragemanagement werden ein stabileres, widerstandsf\u00e4higeres und wettbewerbsf\u00e4higeres System schaffen. Spanien kann zu einem europ\u00e4ischen Vorbild werden, wenn es seine regulatorische Stabilit\u00e4t und seine langfristige Vision beibeh\u00e4lt.<\/p>\n

    Quelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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