{"id":172915,"date":"2026-10-30T09:07:03","date_gmt":"2026-10-30T08:07:03","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=172915"},"modified":"2026-10-30T09:30:13","modified_gmt":"2026-10-30T08:30:13","slug":"flexibilitaet-industrielle-nachfrage","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/flexibilitaet-industrielle-nachfrage\/","title":{"rendered":"Die Volatilit\u00e4t des Strommarkts er\u00f6ffnet Chancen f\u00fcr die Flexibilit\u00e4t der industriellen Nachfrage"},"content":{"rendered":"<p><strong>AleaSoft Energy Forecasting, 30. Oktober 2026. Der Unterschied zwischen den Stunden mit den niedrigsten und den Stunden mit den h\u00f6chsten Marktpreisen erm\u00f6glicht es, den Wert der Flexibilit\u00e4t der industriellen Nachfrage zu bewerten. Eine Simulation auf Basis der Day-Ahead-Marktpreise des Jahres 2026 veranschaulicht das Potenzial, einen Teil des Verbrauchs innerhalb desselben Tages zu verlagern. Ihre Anwendung erfordert die Kenntnis der Grenzen jedes Prozesses, der Bedingungen f\u00fcr den Energieeinkauf und der Risiken betrieblicher Entscheidungen.<\/strong><\/p>\n<div style='margin-top: 20px;margin-bottom: 20px;'><a title='AleaSoft - Flexibilitaet industrielle Nachfrage' href='https:\/\/aleasoft.com\/wp-content\/uploads\/2026\/10\/20261030-AleaSoft-flexibilidad-demanda-industrial.png'><img class='aligncenter' src='https:\/\/aleasoft.com\/wp-content\/uploads\/2026\/10\/20261030-AleaSoft-flexibilidad-demanda-industrial.png' alt='AleaSoft - Flexibilitaet industrielle Nachfrage' width='740'\/><\/a><\/div>\n<h2>Der Unterschied der Stundenpreise ver\u00e4ndert die Kosten des industriellen Verbrauchs<\/h2>\n<p>Der spanische Strommarkt weist Unterschiede zwischen den Preisen in den mittleren Stunden des Tages und denen in der Abendd\u00e4mmerung auf. Ein Beispiel ist der 24. Oktober, als der Durchschnittspreis am <strong>Day-Ahead-Markt<\/strong> bei rund 137&nbsp;\u20ac\/MWh lag, in einem Gro\u00dfteil der mittleren Stunden des Tages jedoch ein Preis von null zustande kam, w\u00e4hrend die Preise in der Abendd\u00e4mmerung stiegen. Im September lag der Monatsdurchschnitt des Day-Ahead-Markts bei 143,25&nbsp;\u20ac\/MWh und damit mehr als doppelt so hoch wie ein Jahr zuvor. Dennoch gab es im Laufe des Monats 32&nbsp;Stunden mit Null- oder Negativpreisen. In den ersten drei Quartalen des Jahres lag der Durchschnittspreis bei 74,10&nbsp;\u20ac\/MWh, obwohl sich in diesem Zeitraum 936 Stunden mit Null- oder Negativpreisen summierten.<\/p>\n<p>Dieser Unterschied kann eine Chance f\u00fcr <strong>Gro\u00dfverbraucher<\/strong> darstellen, die ihren Verbrauch in Stunden mit niedrigeren Preisen verlagern k\u00f6nnen. Der Wert der Verlagerung eines Teils des Verbrauchs in die Stunden mit niedrigeren Preisen muss jedoch f\u00fcr jede Anlage quantifiziert werden. Die Antwort h\u00e4ngt vom Produktionsprozess und von den Bedingungen f\u00fcr den Energieeinkauf ab. Ein Tages- oder Monatsdurchschnitt reicht nicht aus, um die Kosten unterschiedlicher Verbrauchsprofile abzusch\u00e4tzen.<\/p>\n<p>Die <strong>Nachfragesteuerung<\/strong> erfordert, jede betriebliche Entscheidung mit dem Preis der betroffenen Stunden in Beziehung zu setzen. Bevor ein Produktionsplan ge\u00e4ndert wird, empfiehlt es sich, die erwarteten Energieeinsparungen mit den Betriebsanforderungen und den Kosten f\u00fcr die Anpassung des Prozesses zu vergleichen. Ziel sollte es sein, das wirtschaftliche Ergebnis der industriellen T\u00e4tigkeit zu verbessern und dabei ihre Produktionsanforderungen einzuhalten.<\/p>\n<div style='margin-top: 20px;margin-bottom: 20px;'><a title='AleaSoft - Preise MIBEL Markt September 2026' href='https:\/\/aleasoft.com\/wp-content\/uploads\/2026\/10\/20261030-AleaSoft-precios-mercado-mibel-septiembre-2026.png'><img class='aligncenter' src='https:\/\/aleasoft.com\/wp-content\/uploads\/2026\/10\/20261030-AleaSoft-precios-mercado-mibel-septiembre-2026.png' alt='AleaSoft - Preise MIBEL Markt September 2026' width='740'\/><\/a><span style='font-size: small;'>Quelle: St\u00fcndliche Preise des MIBEL-Markts f\u00fcr Spanien im September 2026, verf\u00fcgbar in der Alea Energy DataBase.<\/span><\/div>\n<h2>Eine Simulation zur Quantifizierung des Werts der Verbrauchsverlagerung<\/h2>\n<p>Um die Gr\u00f6\u00dfenordnung zu veranschaulichen, hat <strong>AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> die Energiekosten eines Industrieverbrauchers mit flachem Profil im Vergleich zu denen eines anderen simuliert, der innerhalb desselben Tages 10% bzw. 20% seines Verbrauchs in die Stunden mit den niedrigsten Preisen verlagert. Das Rechenbeispiel verwendet die Day-Ahead-Marktpreise vom 1. Januar bis zum 27. Oktober 2026, einen Zeitraum von 300 Tagen.<\/p>\n<p>Das flache Profil h\u00e4tte durchschnittlich 81,70&nbsp;\u20ac\/MWh gezahlt. Bei einer Verlagerung von 10% des Verbrauchs sinkt der Durchschnitt auf 69,24&nbsp;\u20ac\/MWh, eine Differenz von 12,46&nbsp;\u20ac\/MWh und eine Einsparung von 15,3%. Bei einer Verlagerung von 20% sinken die durchschnittlichen Kosten auf 60,93&nbsp;\u20ac\/MWh, eine Differenz von 20,77&nbsp;\u20ac\/MWh und eine Einsparung von 25,4%.<\/p>\n<p>Die Ergebnisse variieren von Tag zu Tag. Bei der Verlagerung von 10% reicht die t\u00e4gliche Einsparung von 4,35&nbsp;\u20ac\/MWh im 10. Perzentil bis 20,78&nbsp;\u20ac\/MWh im 90. Perzentil, mit einem Median von 11,86&nbsp;\u20ac\/MWh. Bei der Verlagerung von 20% betragen die entsprechenden Werte 7,21&nbsp;\u20ac\/MWh, 35,05&nbsp;\u20ac\/MWh und 20,09&nbsp;\u20ac\/MWh. Diese Streuung macht es ratsam, bei der Bewertung einer Flexibilit\u00e4tsstrategie neben der durchschnittlichen Einsparung auch die Verteilung der Ergebnisse zu analysieren.<\/p>\n<h2>Die Bedingungen des Rechenbeispiels bestimmen seinen Anwendungsbereich<\/h2>\n<p>Die Berechnung ber\u00fccksichtigt ausschlie\u00dflich den Energiepreis des Day-Ahead-Markts. Sie schlie\u00dft <strong>Netzentgelte und Abgaben<\/strong>, Vertriebsmargen und andere Kosten au\u00dferhalb dieses Preises aus. Die erzielten Prozents\u00e4tze beziehen sich daher auf die analysierte Komponente und stellen keine gleichwertige Senkung der gesamten Stromkosten dar.<\/p>\n<p>Die Simulation geht von einem konstanten Verbrauch von 1&nbsp;MWh pro Stunde an allen Tagen des Zeitraums aus. In keiner Stunde darf der Verbrauch sein Grundniveau um mehr als 50% \u00fcberschreiten, und die Verlagerung erfolgt innerhalb desselben Tages. Diese Bedingungen bestimmen die Anpassungsf\u00e4higkeit, die dem Verbraucher des Rechenbeispiels zugeschrieben wird.<\/p>\n<p>Die Analyse geht auch nicht davon aus, dass alle industriellen Prozesse verlagert werden k\u00f6nnen. Ihre Ergebnisse spiegeln die im untersuchten Zeitraum beobachteten Preise wider und stellen keine Einsparprognose dar. Bei der \u00dcbertragung des Rechenbeispiels auf eine konkrete Anlage m\u00fcssten deren betriebliche Einschr\u00e4nkungen ber\u00fccksichtigt und die Kosten mit ihrem Liefervertrag abgeglichen werden. Die Simulation bietet einen Bezugspunkt, um das Anpassungspotenzial zu untersuchen, ohne zu garantieren, dass ein anderer Verbraucher dieselben Ergebnisse erzielt.<\/p>\n<h2>Flexibilit\u00e4t erfordert die Kenntnis der Grenzen des Produktionsprozesses<\/h2>\n<p>Ein Industrieunternehmen, das diese M\u00f6glichkeit pr\u00fcfen m\u00f6chte, sollte zun\u00e4chst ermitteln, \u00fcber welche verlagerbare Last es verf\u00fcgt und wie lange es seinen Verbrauch ver\u00e4ndern kann. Anschlie\u00dfend empfiehlt es sich, seine st\u00fcndliche Verf\u00fcgbarkeit innerhalb der Grenzen des Prozesses zu prognostizieren und sie anhand der prognostizierten Preise zu optimieren. Der Vergleich zwischen prognostiziertem und tats\u00e4chlichem Verbrauch erm\u00f6glicht es, die verwendeten Annahmen zu \u00fcberpr\u00fcfen. So kann das Unternehmen beurteilen, ob die Strategie ausreichende Einsparungen bringt, um ihre Anwendung zu rechtfertigen.<\/p>\n<p><strong>Eigenverbrauch<\/strong> und <strong>Batterien<\/strong> hinter dem Z\u00e4hler k\u00f6nnten in einigen F\u00e4llen die Steuerungsm\u00f6glichkeiten erweitern. Ihre Einbindung erfordert eine gemeinsame Untersuchung der Nachfrage, der verf\u00fcgbaren Erzeugung und der Speicherm\u00f6glichkeiten. Die Analyse jeder Anlage sollte bestimmen, welche Kombination eine eingehendere wirtschaftliche Bewertung verdient.<\/p>\n<h2>Prognosen und Analysen zur Bewertung der industriellen Flexibilit\u00e4t<\/h2>\n<p><strong>AleaBlue<\/strong>, die auf <a href=\"https:\/\/aleasoft.com\/de\/aleablue\/\">kurz- und mittelfristige<\/a> Prognosen spezialisierte Abteilung von <strong>AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, liefert Prognosen f\u00fcr Strompreise und Stromnachfrage. Diese Informationen erm\u00f6glichen es, Szenarien zu entwickeln, um die Anpassung des Verbrauchs zu untersuchen und Entscheidungen zum Energieeinkauf zu bewerten.<\/p>\n<p><strong>AleaStorage<\/strong> bietet seinerseits Analysen der Erl\u00f6se und Einsparungen von <a href=\"https:\/\/aleasoft.com\/de\/aleastorage-dienste\/\">Energiespeichern<\/a>, zur Dimensionierung und zu Betriebsstrategien, mit Anwendungen, die den Eigenverbrauch mit Batterien einschlie\u00dfen. Diese Analysen erm\u00f6glichen es, die Einbindung von Speichern in die Steuerungsm\u00f6glichkeiten einer Industrieanlage zu untersuchen.<\/p>\n<p>Die <strong>Elektrifizierung der Industrie<\/strong> erfordert eine Bewertung, wie die Nachfrage an ein System mit Preisunterschieden zwischen den Stunden angepasst werden kann. Das Verbrauchsprofil zu kennen, seine Flexibilit\u00e4t zu quantifizieren und \u00fcber Prognosen zu verf\u00fcgen, erm\u00f6glicht die Entscheidung, welche betrieblichen \u00c4nderungen sich lohnen. Die Chance muss f\u00fcr jeden Verbraucher mit seinen eigenen Einschr\u00e4nkungen und Vertragsbedingungen bemessen werden, bevor aus einer beispielhaften Einsparung eine Investitionserwartung wird.<\/p>\n<p>Quelle: <strong>AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>AleaSoft Energy Forecasting, 30. Oktober 2026. Der Unterschied zwischen den Stunden mit den niedrigsten und den Stunden mit den h\u00f6chsten Marktpreisen erm\u00f6glicht es, den Wert der Flexibilit\u00e4t der industriellen Nachfrage zu bewerten. Eine Simulation auf Basis der Day-Ahead-Marktpreise des Jahres 2026 veranschaulicht das Potenzial, einen Teil des Verbrauchs innerhalb desselben Tages zu verlagern. 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