Spanische Industriekunden beschleunigen die Kombination „PV + Speicher + Absicherung" – 4-Stunden-Batterien steigern die Eigenverbrauchsquote

de.wedoany.com-Bericht: Am 23. September stellte AleaSoft Energy Forecasting in der neuesten Ausgabe seiner Analyse des europäischen Energiemarktes fest, dass große Industriekunden in Spanien zunehmend Strompreisabsicherung, Eigenverbrauchs-PV und Batteriespeicher kombinieren, um ihre direkte Exposition gegenüber Spotpreisschwankungen zu verringern. Die Analyse basiert auf dem 69. monatlichen Energie markt-Webinar am 17. September, an dem auch S&P Global Energy beteiligt war. Derzeit liegen die spanischen Strom-Futures für das vierte Quartal bei etwa 150 Euro/MWh, für das erste Quartal 2027 bei etwa 130 Euro/MWh und für das Gesamtjahr 2027 in einer Bandbreite von etwa 90–95 Euro/MWh.

Das Risikomanagement von Industriekunden entwickelt sich von einem reinen Strombezug hin zu einer Kombination mehrerer Laufzeiten. AleaSoft schlägt vor, kurzfristige, mittelfristige und langfristige Absicherungen zu kombinieren und je nach Stromverbrauchsstruktur des Unternehmens Futures, bilaterale Verträge und PPAs einzusetzen. Nachdem die Eigenverbrauchs-PV einen Teil der Tageslast übernommen hat, kann die Batterie den PV-Überschuss aus Niedrigpreiszeiten in Zeiten mit höheren Preisen verlagern und so den Netzbezug in Hochpreisstunden reduzieren. Die Agentur gab an, dass die monatliche durchschnittliche Preisdifferenz zwischen dem niedrigsten und dem höchsten Intraday-Preis in Spanien in diesem Sommer zeitweise nahe bei 200 Euro/MWh lag.

AleaSoft veröffentlichte außerdem ein Projektbeispiel für große Industriekunden. Dieses Projekt ist mit einem 4-Stunden-Speichersystem ausgestattet, um überschüssigen PV-Strom zu speichern und ihn später in Zeitfenstern mit höherem Wert freizugeben, um die Eigenverbrauchsquote zu erhöhen. Die Batterie kann zudem Lade- und Entladevorgänge nach stündlichen Preissignalen ausrichten und einen Teil der Kapazität für Flexibilitätsdienstleistungen reservieren. Die entsprechende Auslegung zielt vor allem darauf ab, die Einspeisung von PV-Überschuss in Niedrigpreiszeiten und den Netzbezug in Hochpreiszeiten zu verringern.

Auch die Erlösstruktur von Speicherprojekten verändert sich. Spanien hat im September ein neues Kapazitätsmarktsystem veröffentlicht, an dem Erzeugung, Speicher und nachfrageseitige Ressourcen an Kapazitätsauktionen teilnehmen können und durch die Bereitstellung verfügbarer Kapazität oder Lastreduktion vergütet werden. Der Mechanismus richtet sich an das spanische Stromsystem; sowohl bestehende Anlagen als auch Neubauprojekte können teilnehmen und schaffen für Speicherprojekte eine vertraglich gesicherte Erlösquelle, die unabhängig von Spot-Arbitrage ist.

S&P Global Energy erwartet in diesem Webinar, dass die jährlichen Neuinstallationen von Batteriespeichern in Europa im Jahr 2026 mehr als 30 GW betragen und damit nahezu doppelt so hoch wie im Vorjahr ausfallen werden; das Speicherziel der EU für 2030 liegt bei etwa 200 GW. Spanien plant für den Zeitraum 2026–2028 zusätzlich 4000 MW Speicher, während die Batteriekapazität hinter dem Zähler derzeit bereits mehr als 2 GW beträgt.

Der spanische Netzbetreiber Red Eléctrica erfasst inzwischen Eigenverbrauchs erzeugung und Speicherinstallationen getrennt. Seine Datenplattform vom September 2026 zeigt, dass Eigenverbrauchssysteme eine eigenständige Statistik für Stromerzeugung und Kapazität gebildet haben und damit eine Datengrundlage für die künftige Marktteilnahme und den Systembetrieb von Gewerbe- und Industrie-PV sowie Speichern bieten.