​Die Schließung der Straße von Hormus nach der Eskalation des Krieges im Iran hat die Erdgaspreise in ganz Europa in die Höhe getrieben. Die TTF-Spotpreise (der niederländische virtuelle Handelspunkt für Erdgas) stiegen zwischen Ende Januar und Mitte März 2026 um 62 %. In den meisten europäischen Märkten folgten die Strompreise diesem Trend. Deutschland, Belgien und die Niederlande verzeichneten in diesem Zeitraum Day-Ahead-Preise, die dem TTF eng folgten. In diesen Fällen können BESS-Anlagen von größeren täglichen Preisspreads profitieren. Spaniens Day-Ahead-Markt hingegen reagierte kaum, abgesehen vom Zeitraum zwischen dem 5. und 12. März.

​Diese Abweichung hat eine wachsende Erzählung befeuert: Das spanische Stromsystem sei vom Erdgas entkoppelt. Erneuerbare Energien dominieren die Day-Ahead-Merit-Order. GuD-Kraftwerke (CCGTs) sind immer seltener im Fahrplan vertreten. Doch der Day-Ahead-Preis allein erzählt nicht die ganze Geschichte.

Spanien ist nicht vollständig vom Erdgas entkoppelt. Während GuD-Kraftwerke im Day-Ahead-Markt selten zum Zug kommen, kehren sie über den Markt für technische Restriktionen (restricciones técnicas, oder TTRR) ins System zurück. Über diesen Mechanismus wurden zwischen Januar 2025 und März 2026 78 % der gesamten GuD-Erzeugung hinzugefügt. Besonders nach dem iberischen Blackout am 28. April war dies der Fall. Die Kosten dieser technischen Restriktionen werden auf alle Verbraucher umgelegt und sind stark mit den Erdgaspreisen korreliert. Steigen die Gaspreise infolge der Krise in der Straße von Hormus, sind spanische Verbraucher über einen Kanal betroffen, der im Day-Ahead-Markt nicht sichtbar ist.

In dieser Analyse betrachten wir:

• ​Warum Spaniens Day-Ahead-Preise vom Gas entkoppelt erscheinen, während dies in anderen europäischen Märkten nicht der Fall ist
• Wie GuD-Kraftwerke über den Markt für technische Restriktionen wieder ins System gelangen
• Die direkte Verbindung zwischen Gaspreisen und den Kosten technischer Restriktionen
• Die Auswirkungen der technischen Restriktionen auf den Endstrompreis in Spanien

​Für weitere Informationen zu diesem Thema wenden Sie sich gerne an den Autor – paulo@modoenergy.com

​Die Gas-Strom-Preis-Korrelation hängt vom Einsatz der GuD-Kraftwerke im Day-Ahead-Markt ab

​Im spanischen Day-Ahead-Markt werden GuD-Kraftwerke zunehmend aus der Merit-Order verdrängt. Wenn sie jedoch zum Zug kommen, bewegen sich Gas- und Strompreise meist gemeinsam. Der TTF-Spotpreis und der spanische Day-Ahead-Strompreis zeigen eine klare Kopplung an Tagen, an denen GuD-Erzeugung über den Day-Ahead-Markt ins System gelangt. An Tagen ohne GuD-Einsatz schwächt sich die Korrelation von 0,78 auf 0,68 ab, und die Day-Ahead-Preise liegen deutlich unterhalb des Gaspreis-Niveaus. Stattdessen bestimmen Wasserkraft, Solar- und Windenergie die Strompreise.

​Zwischen dem 22. Januar und dem 22. März 2026 gab es an nur 21 von 55 Handelstagen überhaupt GuD-Erzeugung im Day-Ahead-Markt. An diesen 21 Tagen lag die durchschnittliche Einspeisung bei nur 101 MW. Der Spotpreisindex reichte in diesem Zeitraum von 39 bis 159, während der TTF-Index zwischen 78 und 162 lag. An Tagen ohne GuD-Einsatz fielen die Day-Ahead-Preise häufig deutlich unter das Gaspreis-Niveau.

Das erklärt, warum Spaniens Day-Ahead-Markt scheinbar immun gegen den Gaspreisschock durch die Krise in der Straße von Hormus ist. Gas bestimmt nicht den Grenzpreis – doch das bedeutet nicht, dass Spaniens Stromsystem wirklich unempfindlich ist.

​GuD-Kraftwerke kommen weiterhin über den Markt für technische Restriktionen ins System

​Der Markt für technische Restriktionen läuft nach dem Clearing des Day-Ahead-Marktes und dient der Netzstabilität. In der Praxis plant Red Eléctrica GuD-Kraftwerke ein, um die Systemsicherheit durch Spannungshaltung, Frequenzreserven und Mindestleistung in bestimmten Netzgebieten zu gewährleisten.

Zwischen Januar 2025 und März 2026 lag die durchschnittliche tägliche GuD-Erzeugung, die über den Day-Ahead-Markt geplant wurde, bei 598 MW. An 34 % der Tage wurde keine GuD-Kapazität eingeplant. Solar- und Windstrom, kombiniert mit Grundlast aus Kernkraft und flexibler Wasserkraft, reichten aus, um die Nachfrage ohne Gas zu decken.

​Nach dem Markt für technische Restriktionen ändert sich das Bild jedoch komplett: Die durchschnittliche GuD-Erzeugung im Programa Viable Provisional (PVP), das den Fahrplan nach technischen Restriktionen abbildet, lag bei 2.770 MW – das ist 4,6-mal so viel wie im Day-Ahead. Technische Restriktionen machten in diesem Zeitraum 78 % der gesamten GuD-Erzeugung aus.

Das erklärt, warum Spaniens Day-Ahead-Preis vom Gaspreis abgekoppelt erscheint. Der Markt räumt weitgehend ohne GuD-Kraftwerke ab, der Grenzpreis wird von anderen Technologien gesetzt. Das tatsächliche Volumen der gasbefeuerten Erzeugung im System ist jedoch viel höher als der Day-Ahead-Fahrplan vermuten lässt.

​Wie beeinflussen Erdgaspreise die Kosten technischer Restriktionen?

​Gebote von GuD-Kraftwerken im Markt für technische Restriktionen orientieren sich eng am TTF-Erdgaspreis, da sie auf ihren Opportunitätskosten basieren, die wiederum stark von den Brennstoffkosten abhängen. Zwischen dem 22. Januar und dem 19. März 2026 waren die indexierten TTF-Spotpreise und die indexierten Gebote der GuD-Kraftwerke im TTRR-Markt eng korreliert. Stiegen die Gaspreise, erhöhten sich die Gebote nahezu im Gleichschritt.

​Die täglichen Kosten für technische Restriktionen durch GuD-Kraftwerke (TTRR) lagen in diesem Zeitraum zwischen 9 und 29 Mio. €. Die Gesamtkosten hängen von zwei Faktoren ab: dem Gebotspreis, der durch den Gaspreis bestimmt wird, und dem Volumen der durch technische Restriktionen abgerufenen GuD-Erzeugung, das vom Netzbedarf abhängt.

Als die Krise in der Straße von Hormus die TTF-Preise im März 2026 weiter steigen ließ, erhöhten sich die täglichen TTRR-Kosten von etwa 12 Mio. € Anfang März auf 29 Mio. € Mitte des Monats. Dieser Anstieg erfolgte, obwohl die Day-Ahead-Preise niedrig blieben. Der Gaspreisschock, der im Day-Ahead-Markt nicht sichtbar war, kam stattdessen über den Kanal der technischen Restriktionen an. Für die Verbraucher wären die Gesamtkosten jedoch deutlich höher ausgefallen, wenn GuD-Kraftwerke im Day-Ahead-Markt den Preis gesetzt hätten.

​Technische Restriktionen verursachen Kosten – besonders bei niedrigen Day-Ahead-Preisen

​Das Verfahren der technischen Restriktionen verursacht zusätzliche Kosten für den Endstrompreis, den Verbraucher zahlen. Zwischen Januar 2025 und März 2026 lag die wöchentliche TTRR-Komponente des Endpreises zwischen 2,1 und 25,2 €/MWh. Im Durchschnitt machte sie 20 % des Endpreises aus – allerdings verbirgt sich dahinter eine große Bandbreite.

​Der Anteil der technischen Restriktionen verhält sich umgekehrt proportional zum Day-Ahead-Preisniveau. In Wochen, in denen die Day-Ahead-Komponente durchschnittlich über 80 €/MWh lag, war der TTRR-Anteil meist unter 15 %. Fiel der Day-Ahead-Preis unter 25 €/MWh, schnellte der TTRR-Anteil in die Höhe. In der Woche vom 15. März 2026 lag die Day-Ahead-Komponente bei nur 6,2 €/MWh, während die TTRR-Komponente 23,3 €/MWh erreichte – ein TTRR-Anteil von 75 %.

Die „günstigen“ Strompreise, die im Day-Ahead-Markt sichtbar sind, schlagen sich nicht vollständig in niedrigen Endpreisen für Verbraucher nieder. Die Kosten der technischen Restriktionen wirken als Preisuntergrenze, da der Bedarf an GuD-Erzeugung unabhängig vom Anteil der Erneuerbaren bleibt.

​Spaniens Gasabhängigkeit ist versteckt, nicht verschwunden. Kann Speicher davon profitieren?

​Der spanische Day-Ahead-Strommarkt hat sich teilweise vom Erdgas entkoppelt. Erneuerbare Energien dominieren zunehmend die Merit-Order, und GuD-Kraftwerke sind an mehr als einem Drittel der Tage im Day-Ahead-Markt nicht vertreten. Deshalb ist der Day-Ahead-Preis Spaniens – anders als in Deutschland, Belgien und den Niederlanden – dem TTF-Anstieg infolge der Krise in der Straße von Hormus nicht gefolgt.

Doch eine Entkopplung im Day-Ahead-Markt bedeutet nicht automatisch eine Entkopplung beim Endpreis. Der Markt für technische Restriktionen bringt gasbefeuerte Erzeugung wieder ins System, und die Kosten werden an die Verbraucher weitergegeben. Bei niedrigen Day-Ahead-Preisen kann die TTRR-Komponente bis zu 75 % des Endpreises ausmachen.

Für Marktteilnehmer, politische Entscheidungsträger und Verbraucher ist der ausgewiesene Day-Ahead-Preis daher nur eine unvollständige Messgröße der tatsächlichen Energiekosten Spaniens. Solange das Netz für Systemdienstleistungen auf GuD-Kraftwerke angewiesen bleibt, wird Erdgas weiterhin den Endpreis beeinflussen – auch in einem zunehmend erneuerbaren Stromsystem. Die Krise in der Straße von Hormus ist ein Stresstest: Der Day-Ahead-Markt Spaniens hat bestanden, der Endstrompreis jedoch nicht.

Für BESS-Investoren bedeutet die Seltenheit von GuD-Clearings im Day-Ahead-Markt, dass BESS die Spread-Ausweitungen bei Gaspreisspitzen dort nicht abschöpfen können. Im Markt für technische Restriktionen hingegen ergeben sich erhebliche Chancen für Speicher, an den steigenden Preisen infolge höherer Gaspreise zu partizipieren.