AleaSoft Energy Forecasting, 31. Oktober 2025. Interview von EnergyNews mit Antonio Delgado Rigal, Doktor der Künstlichen Intelligenz, Gründer und CEO von AleaSoft Energy Forecasting.
Die Entwicklung des spanischen Strommarktes in den ersten neun Monaten des Jahres 2025
Der spanische Strommarkt war 2025 weiterhin von einer hohen Durchdringung erneuerbarer Energien, der Stabilität von Erdgas und einer hohen stündlichen Volatilität geprägt. In den ersten zehn Monaten lag der Durchschnittspreis auf dem Großhandelsmarkt OMIE bei etwa 65 €/MWh, was einem Anstieg von fast 20 % gegenüber dem gleichen Zeitraum des Jahres 2024 entspricht.
Der Winter begann mit relativ hohen Preisen, die durch die angespannte Lage auf den internationalen Gasmärkten und die kalten Wetterbedingungen getrieben wurden. Ab März führte der Anstieg der Photovoltaik-Produktion in Verbindung mit einer moderaten Stromnachfrage zu mehreren Tagen mit Null- und sogar negativen Preisen, insbesondere im April und Mai.
Das wichtigste Ereignis des Jahres war der Stromausfall am 28. April, der durch eine Verkettung technischer Ereignisse verursacht wurde, die zur Abschaltung eines Großteils des iberischen Systems führten. Dieses Ereignis führte zu weiteren Maßnahmen zur Stärkung der Spannungssteuerung und des Betriebs erneuerbarer Energien. Im dritten Quartal milderten der Anstieg der Nachfrage, ein leichter Rückgang der Wasserkraftproduktion und stabilere Gaspreise um 30-35 €/MWh den Preisverfall, ohne jedoch die strukturelle Volatilität zu beseitigen.
Welche Faktoren hatten in diesem Jahr den größten Einfluss auf die Preise?
Es gab vier Hauptfaktoren:
- TTF-Gaspreis: Nach wie vor der wichtigste Referenzwert für die Grenzkosten von Kombikraftwerken. Sein Rückgang von den Winterhochs (~58 €/MWh Mitte Februar) auf Werte knapp über 30 €/MWh Ende August hat die Grenzkosten in den Spitzenlastzeiten gesenkt, was jedoch teilweise durch den Anstieg der Preise für CO2-Emissionsrechte ausgeglichen wurde.
- Erneuerbare Energieerzeugung auf Rekordniveau: Die hohe Solar- und Wasserkraftproduktion hat teurere Technologien verdrängt und mehr Stunden zum Nullpreis generiert. Allein im ersten Halbjahr wurden mehr als 600 Stunden mit Null- oder Negativpreisen verzeichnet.
- Wetter- und Wasserverhältnisse: Die feuchten Frühlingsmonate begünstigten niedrige Preise, während der trockene Sommer die Preise in Zeiten hoher Nachfrage leicht ansteigen ließ.
- Regulatorische und technische Auswirkungen: Nach dem Stromausfall am 28. April wurde das System unter verschärften Bedingungen betrieben, wodurch die Flexibilität an einigen Knotenpunkten vorübergehend eingeschränkt war.
Gab es unerwartete Situationen, die sich auf den Markt ausgewirkt haben?
Das unerwartetste Ereignis mit den größten Auswirkungen war der Stromausfall vom 28. April 2025, der zu einem vorübergehenden Verlust von etwa 15 GW auf der Iberischen Halbinsel führte. Dieses Ereignis machte die Anfälligkeit des Systems gegenüber einem starken Anteil erneuerbarer Energien ohne ausreichende Spannungsregelungsdienste deutlich.
Nach dem Vorfall haben Red Eléctrica und die CNMC vorbeugende und korrigierende Maßnahmen ergriffen: Überprüfung der Spannungsregelung, synthetische Trägheitsdienste und Black-Start-Fähigkeit sowie neue Betriebsfestigkeitsprüfungen für Erzeuger und Vermarkter.
Prognostizierte Preis- und Nachfrageszenarien für den Winter 2025–2026
Nach den Prognosen von AleaSoft Energy Forecasting wird der Winter 2025–2026 von moderaten Preisen geprägt sein, mit einem erwarteten Durchschnittspreis zwischen 60 und 80 €/MWh, abhängig von der Entwicklung der Gaspreise und den Wetterbedingungen.
Im Basisszenario mit TTF-Gaspreisen um 30-35 €/MWh und stabilen CO₂-Preisen (~70 €/t) wird eine geringere Preisentwicklung als im vorangegangenen Winter erwartet.
In einem optimistischen Szenario (Kältewelle in Europa und geringe Windenergieproduktion) könnten die Preise 100 €/MWh überschreiten.
In einem pessimistischen Szenario (starker Wind und reichlich Wasser) könnten monatliche Durchschnittswerte unter 20 €/MWh erreicht werden.
Die Nachfrage wird aufgrund der Elektrifizierung von Wohn- und Industriegebäuden leicht steigen.
Die Rolle von Gas bei den Preisen während der Wintersaison
Erdgas ist nach wie vor die marginale Technologie, die den Preis zu vielen Zeiten bestimmt. Im Winter wird das Gleichgewicht zwischen LNG-Angebot und europäischen Speichern entscheidend sein. Bleibt der TTF bei 30-40 €/MWh, werden die Auswirkungen moderat sein. Jede geopolitische Störung könnte den Markt unter Druck setzen und die Preise auf den Strommärkten in die Höhe treiben. Mittelfristig wird sein Einfluss dank Energiespeicherung und Nachfragesteuerung abnehmen.
Auswirkungen der Verbreitung erneuerbarer Energien und Speichertechnologien auf Preise und Systemstabilität
Die zunehmende Verbreitung erneuerbarer Energien verändert die Preisstruktur: höhere Intraday-Volatilität, Anstieg der Stunden mit Null- oder Negativpreisen und Risiken von Energieabflüssen. Die Entwicklung der Speicherung in Batterien (BESS) wird entscheidend sein, um diese Ungleichgewichte zu korrigieren. Obwohl die installierte Leistung noch bescheiden ist, übersteigt die Pipeline 20 GW. Batterien werden es ermöglichen, Überschüsse aufzunehmen und für Frequenz- und Spannungsstabilität zu sorgen.
Mittelfristige Prognosen für den spanischen und europäischen Strommarkt
AleaSoft prognostiziert, dass die Preise in Europa weiterhin einem strukturellen Abwärtstrend unterliegen werden, mit einer größeren zeitlichen Streuung. In Spanien wird das Wachstum im Bereich der erneuerbaren Energien zu einem Rückgang der durchschnittlichen Jahrespreise führen, obwohl die Nullstunden zunehmen werden. Auf europäischer Ebene wird die Preiskonvergenz durch Verbindungsleitungen und Kapazitätsmechanismen sowie Flexibilität zunehmen. Flexible Anlagen – Batterien, Pumpspeicher, grüner Wasserstoff – werden an strategischem Wert gewinnen.
Nullpreis-Episoden: Werden sie sich 2025 und 2026 wiederholen?
Ja, sie werden sich aller Wahrscheinlichkeit nach wiederholen, insbesondere im Frühjahr und Herbst, wenn die Photovoltaik-Erzeugung hoch und die Nachfrage gering ist. Der Schlüssel liegt nicht darin, sie zu vermeiden, sondern sie zu bewältigen und die Chancen zu nutzen, die sie für Arbitrage, Speicherung und die stromintensive Industrie bieten.
Wie sollte man mit Nullpreis-Episoden umgehen?
Unternehmen müssen aktive Managementstrategien verfolgen: Verbrauchsverschiebungen, Nutzung von Speicherkapazitäten, Entwicklung maßgeschneiderter PPAs und Absicherungen sowie Einbeziehung operativer Flexibilität. Auf Makroebene muss das Ziel darin bestehen, die Fülle an erneuerbaren Energien in wirtschaftlichen Wert umzuwandeln und dabei Verschwendung und Verluste zu vermeiden.
Regulatorische und marktbezogene Anpassung angesichts von Nullpreisen
Die Regulierung muss Flexibilität durch Kapazitätsmechanismen, Spannungsdienste und Lastmanagement fördern. Es ist notwendig, den Anschluss von Hybridprojekten zu vereinfachen, die Netzentgelte zu überprüfen und das Stromnetz zu stärken. Nur so kann die technische und wirtschaftliche Stabilität des Systems gewährleistet werden.
Der allgemeine Überblick über den Strommarkt
Der spanische Strommarkt des Jahres 2025 befindet sich in einem strukturellen Wandel. Die Volatilität ist ein natürliches Spiegelbild des Übergangs zu einem erneuerbaren und flexibleren System. Die nächsten Jahre werden entscheidend sein: Die Entwicklung der Speicherung, die Kapazitätsmärkte und das Nachfragemanagement werden ein stabileres, widerstandsfähigeres und wettbewerbsfähigeres System schaffen. Spanien kann zu einem europäischen Vorbild werden, wenn es seine regulatorische Stabilität und seine langfristige Vision beibehält.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.
