Der deutsche Strommarkt ist heute so eng mit dem Wetter verknüpft wie kaum ein anderer Wirtschaftsbereich. Mit einem Anteil erneuerbarer Energien von fast 60 Prozent an der Gesamterzeugung entscheidet nicht mehr primär die Nachfrage über den Strompreis, sondern die Frage: Scheint die Sonne, weht der Wind – und wie genau lässt sich das vorhersagen?
Pendant que la Wettervorhersage früher für den Energiemarkt nur eine Nebeninformation war, ist sie heute eine der wichtigsten Informationen für alle Stakeholder des Stromhandels. Für präzise und regional aufgelöste Wetterprognosen ist ein eigenständiger und hochspezialisierter Markt entstanden. Sie gelten als kritischer Inputfaktor für Netzsteuerung, Strombörse und den wirtschaftlichen Betrieb von Stockage sur batterie (BESS).
Drei Zielgruppen und unterschiedliche Anforderungen an Wetterdaten
Netzbetreiber: Fahrpläne, Regelenergie und Redispatch
Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber benötigen Wetterprognosen, um Kraftwerkseinsatz und Netzauslastung zu planen. Weicht die tatsächliche Einspeisung aus Wind und PV von der Prognose ab, drohen Netzengpässe – die Folge sind Redispatch-Maßnahmen, also kurzfristige Eingriffe in die Fahrweise von Kraftwerken und Erzeugungsanlagen.
Die Dimension dieses Problems zeigt sich in aktuellen Zahlen: Die vorläufigen Kosten für das Netzengpassmanagement stiegen 2025 um vier Prozent auf rund 3,1 Milliarden Euro, obwohl das Gesamtvolumen der Maßnahmen mit rund 30,3 Terawattstunden nahezu unverändert blieb.
Besonders bemerkenswert: Photovoltaikanlagen mussten 2025 um 94 Prozent mehr abgeregelt werden als im Vorjahr – ein direkter Effekt zunehmend präziser, aber eben auch zunehmend volatiler PV-Einspeisung, die das Verteilnetz an sonnigen Tagen an seine Grenzen bringt. Für Netzbetreiber ist die Wetterprognose damit kein Planungs-Nice-to-have, sondern unmittelbar kostenrelevant.
Weitere Informationen: Redispatch – Technique, processus et avenir
Stromhändler: Preisprognose für Day-Ahead und Intraday
Für Marktteilnehmer im Stromhandel ist die Wetterprognose die Grundlage jeder Preiseinschätzung. Da Wind- und PV-Einspeisung die Merit Order direkt beeinflussen, entscheidet die Prognosegüte über Gewinn oder Verlust im Day-Ahead- und Intraday-Handel.
Die Volatilität, die daraus entsteht, ist inzwischen extrem: Die EPEX-Preise erreichten in 2025 eine Spanne von –130 bis +583 €/MWh. In der ersten Jahreshälfte 2026 waren es sogar Preise von – 499 bis + 747 €/MWh. Die Zahl der Stunden mit negativen Strompreisen lag 2024 bei rund 457 und in 2025 bei 573 mit weiter steigender Tendenz.
Gleichzeitig wuchs der durchschnittliche Intraday-Spread von 6 ct/kWh (2020) auf 11,7 ct/kWh (2025), mit einer Prognose von 15–20 ct/kWh bis 2030. Wer die regionale Bewölkung oder eine lokale Windflaute Stunden früher und genauer kennt als der Markt, kann diese Preisspitzen gezielt handeln – wer es nicht kann, zahlt sie.
BESS-Betreiber: Fahrpläne, Arbitrage und Multi-Use-Steuerung
Für Betreiber von Batteriespeichern verdichtet sich beides zu einer betriebswirtschaftlichen Kernfrage: Wann laden, wann entladen? Die Fahrplanoptimierung eines BESS im FTM-Betrieb (Front-of-the-Meter) hängt unmittelbar von der Genauigkeit der Preis- und damit der Wetterprognose ab – jede verpasste Preisspitze ist entgangene Arbitrage, jede falsch getimte Ladung ein realer wirtschaftlicher Verlust.
Das gilt umso mehr, je granularer die Erlösstrategie ist: Ein Speicher, der Revenue Stacking betreibt – also mehrere Erlösquellen wie Négociation du jour au lendemain, Trading intraday et Énergie de réglage kombiniert – benötigt präzise, kurzfristige Wetterdaten für jede einzelne Entscheidungsebene.
Von der Vorhersage zum Fahrplan – kurz erklärt
Wetterdienste und spezialisierte Energiemeteorologie-Anbieter erstellen ihre Prognosen auf Basis numerischer Wettermodelle (NWP), die in Ensemble-Verfahren mehrfach mit leicht variierten Ausgangsbedingungen gerechnet werden, um eine Bandbreite möglicher Entwicklungen abzubilden. Entscheidend für den Energiemarkt ist dabei weniger das Modell selbst als die regionale Auflösung: Eine bundesweite Durchschnittsprognose sagt wenig darüber aus, ob über einem bestimmten Windpark in Schleswig-Holstein in zwei Stunden eine Flaute einsetzt. Je feiner die räumliche und zeitliche Auflösung, desto handelbarer wird die Information – und desto teurer ihre Beschaffung.
Aggregatoren als Intensivnutzer von Wetterdaten
Wie ernst die Branche das Thema nimmt, zeigt sich bei Flexibilitäts-Aggregatoren, die BESS-Portfolios im FTM-Betrieb koordinieren. Für sie ist die Investition in möglichst präzise, hochaufgelöste Wetterdaten kein IT-Kostenposten, sondern ein direkter Umsatztreiber. Jede zusätzliche Genauigkeit in der Kurzfristprognose verbessert die Fahrplanoptimierung über das gesamte koordinierte Portfolio hinweg und multipliziert sich mit der Anzahl der gesteuerten Anlagen.
Aggregatoren, die große, länderübergreifende Speicherportfolios managen, wie beispielsweise die Partner von CUBE CONCEPTS La Fondation Asimov ou inspiré, gehören damit zu den Marktteilnehmern mit dem höchsten wirtschaftlichen Interesse an Prognosequalität überhaupt. Daher arbeiten sie eng mit meteorologischen Forschungsinstituten, kommerziellen Wetterdiensten und Climate-Tech-Unternehmen zusammen und unterstützen deren Arbeit aktiv.
Wetterextreme als Stresstest für den Energiemarkt
Wie stark einzelne Wetterlagen den Markt aus dem Gleichgewicht bringen können, haben wir in eigenen Beiträgen bereits im Detail beschrieben:
- Période sombre – wenn Windstille und fehlende Solareinstrahlung gleichzeitig auftreten und die Residuallast in die Höhe treiben
- Enfer-brise et Hellbrise am 1. Maiwochenende 2026 – wenn Wind- und PV-Überschuss gleichzeitig auftreten und Preise ins Negative drücken
- Hitzewelle – wenn Kühlbedarf, PV-Effizienzverluste und Kraftwerksrestriktionen zusammentreffen
Allen Szenarien ist gemeinsam: Sie sind wetterbedingt, regional unterschiedlich ausgeprägt – und nur dann wirtschaftlich beherrschbar, wenn sie rechtzeitig und regional korrekt vorhergesagt werden.
Warum fehlerhafte Wettervorhersagen teuer werden
Die Kosten eines Prognosefehlers entstehen im Kern aus der Differenz zwischen dem Preis, zu dem eine Position abgesichert wurde, und dem Preis, zu dem der tatsächliche Ausgleich am Intraday-Markt oder über Ausgleichsenergie erfolgen muss. Bei stark schwankenden Intraday-Preisen – im Schnitt inzwischen 11,7 ct/kWh Spread – kann bereits eine kurzfristige Fehleinschätzung der Bewölkung oder Windgeschwindigkeit einen deutlichen wirtschaftlichen Unterschied ausmachen. Auf Systemebene addiert sich das zu den eingangs genannten Milliardenbeträgen im Netzengpassmanagement.
Ausblick: Wetter- und Energiemarkt-Prognose wachsen zusammen
Mit dem weiter steigenden Anteil erneuerbarer Energien wird sich diese Kopplung von Wetter- und Marktdaten weiter verstärken. KI-gestützte Wettermodelle mit kürzeren Rechenzeiten und feinerer Auflösung, kombiniert mit direkter Anbindung an Preis- und Fahrplanoptimierungssysteme, werden zunehmend zum Standard. Dies gilt nicht nur für spezialisierte Aggregatoren, sondern für jeden Marktteilnehmer, der FTM-Erlöse wie Empilement des revenus wirtschaftlich sinnvoll erschließen möchte.
FAQ
Warum sind Wettervorhersagen für den Strommarkt wichtiger geworden?
Weil erneuerbare Energien inzwischen einen Großteil der Stromerzeugung stellen und ihre Einspeisung direkt vom Wetter abhängt. Je genauer die Wettervorhersage, desto besser lassen sich Netzsteuerung, Handel und Speicherfahrpläne planen.
Wie wirkt sich ein Prognosefehler auf den Strompreis aus?
Weicht die tatsächliche Wind- oder PV-Einspeisung von der Prognose ab, muss die Differenz kurzfristig am Intraday-Markt oder über Ausgleichsenergie ausgeglichen werden – oft zu deutlich schlechteren Preisen als ursprünglich kalkuliert.
Welche Rolle spielt die regionale Auflösung von Wetterdaten?
Eine sehr wichtige: Nationale Durchschnittswerte sagen wenig über die tatsächliche Einspeisung an einem konkreten Standort aus. Für Netzbetreiber, Händler und BESS-Betreiber zählt die möglichst kleinräumige, kurzfristige Prognose.
Was hat Redispatch mit der Wettervorhersage zu tun?
Ein erheblicher Teil der Redispatch-Maßnahmen entsteht, weil Wind- oder PV-Einspeisung anders ausfällt als vorhergesagt und das Netz lokal überlastet. Bessere Prognosen helfen, solche Engpässe frühzeitiger zu erkennen und gezielter zu steuern.
Warum investieren BESS-Aggregatoren so viel in Wetterdaten?
Weil die Fahrplanoptimierung eines Speichers im FTM-Betrieb direkt von der Preisprognose abhängt – und diese wiederum von der Wettervorhersage. Bei großen, länderübergreifenden Portfolios multipliziert sich jede Verbesserung der Prognosegüte über alle gesteuerten Anlagen.
Conclusion
Präzise, regionale Wettervorhersagen sind längst kein meteorologisches Detail mehr, sondern ein zentraler wirtschaftlicher Faktor im Energiemarkt. Für Netzbetreiber entscheiden sie über Redispatch-Kosten in Milliardenhöhe, für Händler über Gewinne und Verluste im volatilen Intraday-Geschäft, für BESS-Betreiber über die Wirtschaftlichkeit jedes einzelnen Fahrplans. Wer diesen Zusammenhang versteht und in seine Betriebsstrategie integriert, verschafft sich einen klaren Vorteil in einem Markt, der zunehmend vom Wetter getaktet wird.