{"id":171486,"date":"2026-08-31T10:27:21","date_gmt":"2026-08-31T08:27:21","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=171486"},"modified":"2026-09-09T09:47:43","modified_gmt":"2026-09-09T07:47:43","slug":"interview-zeitung-energie-antonio-delgado-rigal-august-2026","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/interview-zeitung-energie-antonio-delgado-rigal-august-2026\/","title":{"rendered":"Interview von \u201eEl Peri\u00f3dico de la Energ\u00eda\u201c mit Antonio Delgado Rigal, Doktor der K\u00fcnstlichen Intelligenz und CEO von AleaSoft Energy Forecasting"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 31. August 2026. Interview von Ram\u00f3n Roca, Direktor von \u201eEl Peri\u00f3dico de la Energ\u00eda\u201c, 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 europ\u00e4ischen Gaspreise sind in diesem Sommer erneut stark gestiegen, und auch die Strom-Futures f\u00fcr die kommenden Monate haben sich verteuert. Handelt es sich um eine Episode, die mit geopolitischen Spannungen und den Speicherst\u00e4nden zusammenh\u00e4ngt, oder gibt es Gr\u00fcnde f\u00fcr die Annahme, dass die Preise den ganzen Winter \u00fcber hoch bleiben k\u00f6nnten?<\/strong><\/p>\n

Es handelt sich um eine Kombination aus zyklischen und strukturellen Faktoren. Der unmittelbarste Ausl\u00f6ser ist geopolitischer Natur, insbesondere die Lage im Nahen Osten und die Unsicherheit \u00fcber die LNG<\/strong>-Str\u00f6me durch die Stra\u00dfe von Hormus. Aber Europa geht auch mit Gasreserven<\/strong> unter dem f\u00fcr diese Jahreszeit \u00fcblichen Niveau und mit einer starken Konkurrenz aus Asien um LNG in diese Episode.<\/p>\n

AleaSoft - EU Gasspeicher<\/a><\/div>\n

Die Front\u2011Month-Futures f\u00fcr TTF-Gas<\/strong> lagen in der letzten Augustwoche bei rund 68 \u20ac\/MWh, w\u00e4hrend die europ\u00e4ischen Gasreserven bei etwa 63%\u201164% liegen, gegen\u00fcber F\u00fcllst\u00e4nden von nahezu 80%, die f\u00fcr diese Jahreszeit \u00fcblich waren. Das erkl\u00e4rt, warum der Markt vor dem Winter eine erhebliche Risikopr\u00e4mie einpreist.<\/p>\n

AleaSoft - TTF Gas Futures Preise<\/a>Quelle: Front\u2011Month-Futures f\u00fcr TTF-Gas am ICE-Markt, verf\u00fcgbar in der Alea Energy Database.<\/span><\/div>\n

Der Strommarkt reagiert sehr deutlich. Der spanische Future f\u00fcr das vierte Quartal erreichte am OMIP-Markt am 24. August 121,77 \u20ac\/MWh und schloss am 25. August bei rund 120 \u20ac\/MWh. Das ist ein ganz anderes Signal als das, das der Markt noch vor wenigen Monaten gesendet hat.<\/p>\n

Das bedeutet nicht zwangsl\u00e4ufig, dass die Preise den ganzen Winter \u00fcber so hoch bleiben werden. Wenn die geopolitischen Spannungen nachlassen, die LNG-Str\u00f6me zunehmen oder wir einen milden Winter haben, k\u00f6nnte die Risikopr\u00e4mie schnell sinken. Aber die Episode zeigt erneut etwas Wichtiges: Europa bleibt sehr empfindlich gegen\u00fcber dem internationalen Gaspreis, und diese Abh\u00e4ngigkeit schl\u00e4gt schnell auf den Strommarkt durch.<\/p>\n

Die Futures preisen bereits einen Teil dieses Risikos ein. Inwieweit spiegeln sie wider, was wahrscheinlich eintreten wird, und inwieweit enthalten sie eine Risikopr\u00e4mie? Welche Informationen liefert die Futures-Kurve einem Industriebetrieb, der heute entscheiden muss, ob er sich absichert, und was kann eine Marktprognose zus\u00e4tzlich beitragen?<\/strong><\/p>\n

Das sind zwei verschiedene Informationen, und beide sind notwendig.<\/p>\n

Die Futures-Kurve sagt uns, zu welchem Preis sich ein Unternehmen heute absichern kann. Es ist der Preis, den der Markt dem Risiko derzeit beimisst. Eine Prognose versucht, eine andere Frage zu beantworten: Welche Entwicklung der Fundamentaldaten, die die Preise bestimmen, ist am wahrscheinlichsten?<\/p>\n

Wenn eine geopolitische Krise ausbricht, k\u00f6nnen die Futures schnell eine Risikopr\u00e4mie einpreisen. Das bedeutet nicht, dass der Markt falsch liegt: Es bedeutet, dass derjenige, der eine Absicherung verkauft, ein Risiko \u00fcbernimmt und daf\u00fcr einen Preis verlangt.<\/p>\n

Deshalb sollte eine Einkaufsstrategie nicht darin bestehen, zu entscheiden, ob wir eher an die Futures oder an eine Prognose \u201eglauben\u201c. Eine Prognose hilft, die Futures-Kurve in einen Kontext zu setzen und Szenarien zu analysieren. Und die Futures erm\u00f6glichen es, eine Absicherung umzusetzen.<\/p>\n

Bei AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> arbeiten wir genau mit dieser Kombination von Horizonten. F\u00fcr einen Gro\u00dfverbraucher reicht es nicht aus, zu wissen, was morgen passieren wird. Er muss verstehen, was in den kommenden Monaten passieren k\u00f6nnte, um \u00fcber seine Absicherungen zu entscheiden, aber auch, wie hoch der Strompreis in f\u00fcnf, zehn oder zwanzig Jahren sein k\u00f6nnte, wenn er einen PPA<\/strong>, eine Industrieinvestition oder eine neue Anlage in Erw\u00e4gung zieht.<\/p>\n

In nur wenigen Monaten haben wir sehr deutliche Bewegungen bei den Preisen der Strom-Futures gesehen. Was ist der h\u00e4ufigste Fehler, den Sie in den Einkaufs- und Absicherungsstrategien der Gro\u00dfverbraucher beobachten?<\/strong><\/p>\n

Der Hauptfehler ist der Versuch, den Tiefpunkt abzupassen.<\/p>\n

Eine Absicherungspolitik sollte nicht darauf beruhen, auf den perfekten Kaufzeitpunkt zu warten. Diesen Zeitpunkt kennt man erst im Nachhinein. Wenn ein Unternehmen wartet, weil es glaubt, der Preis k\u00f6nnte noch fallen, nimmt es eine Marktposition ein, auch wenn es sich dessen nicht bewusst ist.<\/p>\n

Die Strategie muss viel fr\u00fcher ansetzen, indem festgelegt wird, welchen Anteil des Verbrauchs man absichern will, \u00fcber welchen Horizont und welches Risikoniveau das Unternehmen tragen kann. Von dort aus lassen sich Spotmarkt, Futures, bilaterale Vertr\u00e4ge und PPAs kombinieren.<\/p>\n

Es ist auch wichtig, mit Szenarien zu arbeiten. Das zentrale Szenario zu kennen, reicht nicht aus. Ein CFO sollte wissen, was mit seinem Budget passiert, wenn erneut eine Extremsituation beim Gas eintritt, wenn wir ein Jahr mit geringer Produktion aus erneuerbaren Energien<\/strong> haben oder wenn umgekehrt die Photovoltaik weiter schnell w\u00e4chst und viele Stunden mit niedrigen Preisen auftreten.<\/p>\n

Absicherung ist im Grunde Risikomanagement<\/strong>, keine Spekulation. Und die Prognose sollte dazu beitragen, dieses Risiko zu quantifizieren.<\/p>\n

Spanien will Rechenzentren und stromintensive Industrie anziehen und setzt dabei unter anderem auf seine hohe Produktion aus erneuerbaren Energien. Dennoch erleben wir weiterhin Episoden hoher Preise und erheblicher Volatilit\u00e4t. Ist Spanien f\u00fcr diese Art von Investitionen \u00fcber zehn oder zwanzig Jahre noch wettbewerbsf\u00e4hig? Was muss ein multinationales Unternehmen wissen, bevor es entscheidet, wo es einen gro\u00dfen Stromverbrauchsstandort ansiedelt?<\/strong><\/p>\n

Spanien hat nach wie vor einen sehr wichtigen strukturellen Vorteil: Es verf\u00fcgt \u00fcber eine der besten Solarressourcen Europas, eine gute Windressource und eine enorme Pipeline an Projekten f\u00fcr erneuerbare Energien. Das sollte sich langfristig in wettbewerbsf\u00e4higem Strom niederschlagen.<\/p>\n

Aber ein multinationales Unternehmen entscheidet nicht anhand des durchschnittlichen Marktpreises des vergangenen Jahres, wo es in eine Fabrik oder ein Rechenzentrum investiert. Es trifft eine Entscheidung f\u00fcr zwanzig oder drei\u00dfig Jahre.<\/p>\n

Es muss die erwarteten Energiekosten und deren Volatilit\u00e4t kennen, die M\u00f6glichkeiten, einen PPA abzuschlie\u00dfen oder eine Absicherungsstrategie aufzubauen, die tats\u00e4chliche Verf\u00fcgbarkeit eines Netzanschlusses und die Wachstumsaussichten des Stromsystems.<\/p>\n

Und es gibt einen Aspekt, der hier manchmal untersch\u00e4tzt wird: Viel erneuerbare Erzeugung zu haben, reicht nicht aus. Es braucht auch Stromnetze<\/strong>, Energiespeicher<\/strong>, Verbindungsleitungen<\/strong> und neue Nachfrage<\/strong>, die diesen Strom verbrauchen kann.<\/p>\n

Die Europ\u00e4ische Kommission hat tats\u00e4chlich darauf hingewiesen, dass Spanien Speicher und Verbindungsleitungen weiter ausbauen und seine Netze verst\u00e4rken muss.<\/p>\n

Wenn wir diese Investitionen richtig angehen, kann die Kombination aus erneuerbaren Energien, Speichern und neuer industrieller Nachfrage zu einem au\u00dferordentlichen Wettbewerbsvorteil f\u00fcr Spanien werden.<\/p>\n

Das Wachstum der erneuerbaren Energien, der Speicher und des neuen Gro\u00dfverbrauchs ver\u00e4ndert die Art und Weise, wie das Stromsystem genutzt wird, radikal. M\u00fcssen wir die Netzentgelte und Tarife erneut \u00fcberarbeiten, um sie an diese Realit\u00e4t anzupassen? Sollte diese Reform f\u00fcr Haushaltskunden und f\u00fcr die Industrie unterschiedlich ausfallen?<\/strong><\/p>\n

Ja, aber ich denke, wir m\u00fcssen sehr klar zwischen Haushalts- und Industriekunden unterscheiden.<\/p>\n

F\u00fcr einen Haushalt sollten wir Einfachheit und Schutz anstreben und gleichzeitig jedem, der seinen Verbrauch verlagern kann, zum Beispiel mit einem elektrischen Fahrzeug<\/strong>, einer W\u00e4rmepumpe<\/strong>, einem elektrischen Warmwasserbereiter<\/strong> oder einer Batterie<\/strong>, erm\u00f6glichen, davon zu profitieren. Es h\u00e4tte wenig Sinn, die gesamte st\u00fcndliche Komplexit\u00e4t des Stromsystems an den Haushaltskunden weiterzugeben.<\/p>\n

F\u00fcr die Industrie und Gro\u00dfverbraucher<\/strong> hingegen kann es sinnvoll sein, pr\u00e4zisere wirtschaftliche Signale dar\u00fcber zu senden, wann und wie sie das Netz nutzen. Viele Industrieprozesse verf\u00fcgen \u00fcber eine gewisse Anpassungsf\u00e4higkeit, und eine gute Struktur der Netzentgelte kann dazu beitragen, Engp\u00e4sse zu verringern, die bestehende Infrastruktur besser zu nutzen und die Integration neuer Nachfrage zu erleichtern.<\/p>\n

Es ist auch wichtig, das Marktsignal nicht mit dem Netzsignal zu verwechseln. Der st\u00fcndliche Strompreis sollte widerspiegeln, wann Energie im \u00dcberfluss vorhanden oder knapp ist. Die Netzentgelte hingegen sollten im Wesentlichen die Kosten f\u00fcr das Vorhalten und die Nutzung der Netze widerspiegeln, die f\u00fcr den Transport dieses Stroms erforderlich sind.<\/p>\n

Dar\u00fcber hinaus will Spanien neue Industrie, Rechenzentren<\/strong> und andere Gro\u00dfverbraucher anziehen und muss gleichzeitig deutlich mehr in die Netze investieren. Die Herausforderung besteht darin, ein Gleichgewicht zu finden: diese Infrastruktur zu finanzieren, ohne Kosten aufzuerlegen, die die Elektrifizierung<\/strong> bremsen oder die Wettbewerbsf\u00e4higkeit der Industrie verringern.<\/p>\n

Deshalb brauchen wir meiner Meinung nach statt einer Reform, die lediglich auf eine Senkung der Netzentgelte abzielt, eine Tarifstruktur, die drei Ziele verbindet: effiziente Netznutzung, Wettbewerbsf\u00e4higkeit und Elektrifizierung.<\/p>\n

Spanien hat Dutzende Gigawatt an Batterieprojekten in unterschiedlichen Entwicklungsstadien angesammelt, aber die tats\u00e4chlich in Betrieb befindliche Kapazit\u00e4t ist nach wie vor sehr gering. Was unterscheidet ein BESS-Projekt, das heute gebaut wird, von einem, das auf dem Papier bleibt?<\/strong><\/p>\n

Es wird immer deutlicher, dass ein Netzanschlusspunkt und ein technisch machbares Projekt nicht ausreichen.<\/p>\n

Der gro\u00dfe Sprung besteht darin, nachzuweisen, dass ein ausreichend robustes Erl\u00f6smodell vorhanden ist, um die Finanzierung zu sichern. Eine Batterie kann an der Arbitrage<\/strong> auf dem Day-Ahead- und dem Intraday-Markt, an Regelleistungsdiensten<\/strong> und k\u00fcnftig am Kapazit\u00e4tsmarkt<\/strong> teilnehmen. Aber jede dieser Einnahmequellen hat ein anderes Risikoprofil.<\/p>\n

Au\u00dferdem k\u00f6nnen wir nicht die heutigen Spreads nehmen und sie mit zwanzig Jahren multiplizieren. Wenn viele Gigawatt an Batterien ans Netz gehen, werden die Batterien selbst die Spreads ver\u00e4ndern und miteinander konkurrieren. Dasselbe gilt f\u00fcr die Regelleistungsdienste: Es sind relativ kleine M\u00e4rkte, die nicht unbegrenzt neue Kapazit\u00e4t aufnehmen und dabei die aktuellen Renditen halten k\u00f6nnen.<\/p>\n

Deshalb erleben wir einen Phasenwechsel. Die erste Frage lautete fr\u00fcher: \u201eHat es einen Netzanschluss?\u201c Die n\u00e4chste war: \u201eWie viel kann es verdienen?\u201c Jetzt wird die entscheidende Frage: \u201eSind diese Erl\u00f6se bankf\u00e4hig<\/strong>?\u201c<\/p>\n

Dieser Wandel ist grundlegend. Die Projekte, denen es gelingt, solide Erl\u00f6se unter verschiedenen Szenarien, eine koh\u00e4rente Betriebsstrategie und eine widerstandsf\u00e4hige Finanzstruktur nachzuweisen, werden diejenigen sein, die mit gr\u00f6\u00dfter Wahrscheinlichkeit gebaut werden.<\/p>\n

Der Kapazit\u00e4tsmarkt soll eine neue Einnahmequelle f\u00fcr Speicher schaffen. Inwieweit kann er die Finanzierung einer Batterie ver\u00e4ndern, oder wird es weiterhin notwendig sein, ein erhebliches Merchant-Risiko einzugehen? Was m\u00fcssen die Banken sehen, um diese Erl\u00f6se in ihre Modelle aufzunehmen?<\/strong><\/p>\n

Der Kapazit\u00e4tsmarkt kann ein sehr wichtiger Baustein sein, aber er macht eine Batterie nicht automatisch bankf\u00e4hig.<\/p>\n

Die Europ\u00e4ische Kommission hat den spanischen Mechanismus Ende Mai genehmigt, mit einem Budget von bis zu 9 Milliarden Euro \u00fcber zehn Jahre. Sein Ziel ist es, verf\u00fcgbare Kapazit\u00e4t zur Erzeugung, Speicherung oder Verbrauchsreduzierung zu verg\u00fcten, wenn das System sie ben\u00f6tigt.<\/p>\n

F\u00fcr eine Batterie k\u00f6nnen relativ stabile, an die Verf\u00fcgbarkeit gekoppelte Erl\u00f6se das Finanzprofil erheblich verbessern, weil sie die ausschlie\u00dfliche Abh\u00e4ngigkeit von Merchant-Erl\u00f6sen verringern.<\/p>\n

Aber wir m\u00fcssen das tats\u00e4chliche Ergebnis der Auktionen, die Verg\u00fctung, die De-Rating-Faktoren, die Laufzeit der Vertr\u00e4ge und die damit verbundenen Verpflichtungen kennen. Es ist eine Sache, dass ein Kapazit\u00e4tsmechanismus existiert, und eine ganz andere, wie viel bankf\u00e4higer Erl\u00f6s einem konkreten Projekt zugerechnet werden kann.<\/p>\n

Ich denke, die Zukunft der BESS-Finanzierung<\/strong> wird genau im Revenue Stack<\/strong> liegen: in der Kombination mehrerer Einnahmequellen, anstatt sich auf eine einzige zu verlassen. Arbitrage, Regelenergiem\u00e4rkte, Kapazit\u00e4t und, wo m\u00f6glich, langfristige Vertr\u00e4ge.<\/p>\n

Je gr\u00f6\u00dfer der vorhersehbare oder vertraglich gesicherte Anteil dieser Erl\u00f6se ist, desto leichter wird es sein, den Verschuldungsgrad zu erh\u00f6hen und die Kapitalkosten zu senken.<\/p>\n

F\u00fcr die Finanzierung einer Photovoltaikanlage gibt es bereits langj\u00e4hrige Erfahrung mit Preiskurven, PPAs und verschiedenen Finanzszenarien. Bei einer Batterie m\u00fcssen Spreads, Zyklen, Regelleistungsdienste, Degradation und andere Einnahmequellen \u00fcber viele Jahre gesch\u00e4tzt werden. Was verlangt eine Bank heute, um diese Prognosen als ausreichend robust anzusehen? Und welche Annahmen sollten zu mehr Vorsicht mahnen?<\/strong><\/p>\n

Eine Bank muss vor allem verstehen, woher die Erl\u00f6se stammen, und pr\u00fcfen, ob das Projekt seine Schulden auch unter weniger g\u00fcnstigen Szenarien als dem zentralen noch bedienen kann.<\/p>\n

Bei einer Photovoltaikanlage ist das Problem relativ einfacher: Wir sch\u00e4tzen die Produktion, die erzielten Preise<\/strong> und, falls vorhanden, den PPA. Bei einer Batterie gibt es eine viel st\u00e4rkere Wechselwirkung zwischen den st\u00fcndlichen Preisen, der Lade- und Entladestrategie, dem Wirkungsgrad, der Degradation, der Anzahl der Zyklen und den verschiedenen M\u00e4rkten.<\/p>\n

Einer der Fehler, die wir unbedingt vermeiden m\u00fcssen, ist, die au\u00dfergew\u00f6hnlichen Erl\u00f6se eines kurz zur\u00fcckliegenden Zeitraums auf die gesamte Lebensdauer der Anlage zu extrapolieren.<\/p>\n

Zum Beispiel sind hohe Spreads heute eine gute Nachricht f\u00fcr bestehende Batterien, aber sie sind auch ein wirtschaftliches Signal f\u00fcr den Markteintritt neuer Batterien. Diese neue Kapazit\u00e4t wird letztlich genau den Markt ver\u00e4ndern, den wir zu prognostizieren versuchen.<\/p>\n

Deshalb sind langfristige st\u00fcndliche Simulationen<\/strong> und Sensitivit\u00e4tsanalysen<\/strong> unerl\u00e4sslich. Wir widmen diesem Bereich derzeit gro\u00dfe Anstrengungen: nicht nur der Prognose von Preisen, sondern auch der Umwandlung dieser Prognosen in Erl\u00f6sszenarien<\/a> f\u00fcr verschiedene Batteriekonfigurationen und Hybridisierungen<\/strong>.<\/p>\n

Es ist ein nat\u00fcrlicher Schritt, denn die Frage ist nicht mehr nur, wie viel eine Batterie verdienen kann, sondern welchen Teil dieser Erl\u00f6se eine Bank vern\u00fcnftigerweise ber\u00fccksichtigen kann, wenn sie entscheidet, wie viel sie finanziert.<\/p>\n

Der Weiterbetrieb von Almaraz bis 2030 \u00e4ndert eine der wichtigen Annahmen, die f\u00fcr den spanischen Strommarkt in den kommenden Jahren verwendet werden. Was k\u00f6nnte sich bei den Preisprognosen, der Stromerzeugung aus Gas, den \u00dcbersch\u00fcssen an erneuerbaren Energien und den Chancen f\u00fcr Batterien \u00e4ndern? K\u00f6nnte dies auch Projekte betreffen, die derzeit ihre Finanzierung oder einen PPA abschlie\u00dfen?<\/strong><\/p>\n

Ja. Und es ist ein sehr gutes Beispiel daf\u00fcr, warum langfristige Prognosen<\/a> kontinuierlich aktualisiert werden m\u00fcssen, wenn sich die Fundamentaldaten \u00e4ndern.<\/p>\n

Die genehmigte Verl\u00e4ngerung erlaubt Almaraz den Weiterbetrieb bis Juni 2030, w\u00e4hrend seine beiden Bl\u00f6cke zuvor 2027 und 2028 stillgelegt werden sollten.<\/p>\n

Mehrere Gigawatt Kernenergieerzeugung<\/strong> in diesen Jahren in Betrieb zu halten, bedeutet, dem System mehr Erzeugung mit niedrigen variablen Kosten hinzuzuf\u00fcgen. Im Allgemeinen \u00fcbt das Abw\u00e4rtsdruck auf die Strommarktpreise<\/strong> aus und verringert zu bestimmten Zeiten den Bedarf an Produktion aus Kombikraftwerken<\/strong>.<\/p>\n

Aber es gibt eine zweite Folge. Wenn Photovoltaik<\/strong> und Windkraft<\/strong> gleichzeitig weiter wachsen, kann der Weiterbetrieb von mehr unflexibler Erzeugung vermehrt zu Situationen mit Angebots\u00fcberschuss und zu Stunden mit sehr niedrigen Preisen f\u00fchren.<\/p>\n

Und hier zeigt sich ein interessantes Paradoxon f\u00fcr Batterien: Ein etwas niedrigerer Durchschnittspreis bedeutet nicht unbedingt weniger Chancen. F\u00fcr eine Batterie ist der Unterschied zwischen Stunden mit niedrigen Preisen und Stunden mit h\u00f6heren Preisen viel wichtiger als der Durchschnittspreis des Marktes.<\/p>\n

Das System muss neu simuliert werden. F\u00fcr jeden, der heute eine Batterie oder eine Anlage f\u00fcr erneuerbare Energien finanziert oder einen langfristigen PPA abschlie\u00dft, ist 2030 nicht weit entfernt. Eine Ver\u00e4nderung von mehreren Jahren Kernenergieerzeugung kann die erzielten Preise, die Spreads und die erwarteten Erl\u00f6se der Anlage ver\u00e4ndern.<\/p>\n

Der gesamte Sektor spricht jetzt \u00fcber K\u00fcnstliche Intelligenz. AleaSoft setzt seit seinen Anfangsjahren Techniken der K\u00fcnstlichen Intelligenz und statistische Modelle ein. Was ist an der heutigen KI in der Anwendung auf die Energiem\u00e4rkte wirklich neu, und was ist einfach nur Marketing?<\/strong><\/p>\n

K\u00fcnstliche Intelligenz<\/strong> hat nicht mit ChatGPT begonnen. Bei AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> verwenden wir seit 1999 neuronale Netze<\/strong> und statistische Modelle<\/strong>, um Prognosen zu erstellen.<\/p>\n

Was jetzt geschieht, stellt jedoch einen sehr bedeutenden Sprung dar. Bis vor wenigen Jahren nutzten wir KI<\/strong> haupts\u00e4chlich, um komplexe Zusammenh\u00e4nge zu modellieren und Prognosen zu erstellen. Generative KI erm\u00f6glicht es, eine neue Ebene hinzuzuf\u00fcgen: unstrukturierte Informationen zu interpretieren, gro\u00dfe Wissensmengen zu verkn\u00fcpfen und Agenten zu entwickeln, die verschiedene Modelle, Daten und Werkzeuge nutzen k\u00f6nnen.<\/p>\n

Im Energiesektor er\u00f6ffnet das enorme M\u00f6glichkeiten. Wir k\u00f6nnen eine Preisprognose mit Erl\u00f6smodellen, Marktinformationen, Regulierung und Finanzmodellen verbinden und all dieses Wissen wesentlich zug\u00e4nglicher machen.<\/p>\n

Aber es gibt auch viel Marketing. Ein generatives Modell kann eine scheinbar hervorragende Erkl\u00e4rung schreiben und trotzdem falsch liegen. Im Energiebereich, wo hinter einer einzigen Prognose Investitionen von Hunderten von Millionen Euro stehen k\u00f6nnen, k\u00f6nnen wir quantitative Modelle, zuverl\u00e4ssige Daten und statistische Validierung nicht durch eine \u00fcberzeugende Antwort eines Chatbots ersetzen.<\/p>\n

Genau deshalb bauen wir innerhalb unserer Division<\/a> AleaConsulting<\/strong> ein Labor f\u00fcr K\u00fcnstliche Intelligenz auf. Die Idee ist nicht, KI zu allem hinzuzuf\u00fcgen, weil es in Mode ist, sondern konkrete Probleme zu identifizieren, bei denen sie wirklich einen Mehrwert bietet. Eines der Hauptprojekte ist eine Plattform zur Analyse der Erl\u00f6se und der Finanzierung von Batterien. Wir arbeiten auch an der Automatisierung von Marktanalysen und an spezialisierten Agenten f\u00fcr den Energiesektor.<\/p>\n

Ich denke, der eigentliche Sprung wird aus der Kombination von Prognosemodellen, generativer KI, Daten und Expertenwissen kommen.<\/p>\n

Die Krisen von 2021 und 2022 haben auch die Grenzen jedes Modells aufgezeigt. Erstellen wir mit mehr Daten, mehr Rechenleistung und immer leistungsf\u00e4higeren Werkzeugen der K\u00fcnstlichen Intelligenz bessere Prognosen, oder besteht die Gefahr, ein falsches Gef\u00fchl von Pr\u00e4zision zu erzeugen? Was unterscheidet heute eine gute Prognose von einer lediglich ausgefeilten?<\/strong><\/p>\n

Wir erstellen bessere Prognosen, aber das bedeutet nicht, dass wir die Unsicherheit beseitigen k\u00f6nnen.<\/p>\n

Kein Modell h\u00e4tte im Voraus das Datum einer Invasion, die Unterbrechung bestimmter Gasfl\u00fcsse oder eine au\u00dfergew\u00f6hnliche politische Entscheidung kennen k\u00f6nnen. Der Fehler liegt darin, von einer Prognose etwas zu verlangen, was eine Prognose nicht leisten kann.<\/p>\n

Eine gute Prognose ist nicht diejenige, die behauptet, genau zu wissen, wie viel der Strom in zehn Jahren kosten wird. Es ist diejenige, die die Fundamentaldaten des Marktes richtig abbildet, den Aufbau koh\u00e4renter Szenarien erm\u00f6glicht und die Unsicherheit um das zentrale Szenario quantifiziert.<\/p>\n

Deshalb pl\u00e4dieren wir f\u00fcr die Kombination verschiedener Methoden. In unserem Fall verwenden wir hybride Modelle, die neuronale Netze, statistische Zeitreihenmodelle und kausale Regression kombinieren. Jede Methode erfasst einen anderen Teil des Problems.<\/p>\n

Und es gibt etwas noch Wichtigeres: die Validierung. Ein Modell kann \u00e4u\u00dferst ausgefeilt sein und ein spektakul\u00e4res Diagramm erzeugen, aber wenn es nicht systematisch einem Backtesting unterzogen wird und seine fr\u00fcheren Prognosen nicht analysiert werden, n\u00fctzt diese Raffinesse wenig.<\/p>\n

Nach fast 27 Jahren Prognosen f\u00fcr die Energiem\u00e4rkte haben wir auch gelernt, dass struktureller Wandel genauso wichtig ist wie historische Daten. Das massive Wachstum von Photovoltaik, Batterien, elektrischen Fahrzeugen und Rechenzentren oder eine Entscheidung wie die Laufzeitverl\u00e4ngerung von Almaraz ver\u00e4ndern die zuvor bestehenden Zusammenh\u00e4nge.<\/p>\n

K\u00fcnstliche Intelligenz wird unsere Analysef\u00e4higkeit erheblich verbessern, aber sie macht Expertenwissen nicht \u00fcberfl\u00fcssig. Wahrscheinlich wird es sogar noch wichtiger, zwischen einer plausibel klingenden Antwort und einer quantitativ vertretbaren Prognose unterscheiden zu k\u00f6nnen. Das wird meiner Meinung nach eine der gro\u00dfen Herausforderungen der n\u00e4chsten Phase der K\u00fcnstlichen Intelligenz im Energiesektor sein.<\/p>\n

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

AleaSoft Energy Forecasting, 31. August 2026. Interview von Ram\u00f3n Roca, Direktor von \u201eEl Peri\u00f3dico de la Energ\u00eda\u201c, mit Antonio Delgado Rigal, Doktor der K\u00fcnstlichen Intelligenz, Gr\u00fcnder und CEO von AleaSoft Energy Forecasting. Die europ\u00e4ischen Gaspreise sind in diesem Sommer erneut stark gestiegen, und auch die Strom-Futures f\u00fcr die kommenden Monate haben sich verteuert. 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