Von Gasmärkten, die sich an die neue geopolitische Realität anpassen, bis hin zu Preiskontrasten und Volatilität in den nordischen Ländern – Volue Insight-Analysten verraten uns, was den Strommarkt erwartet.
23. Sept. 2022
Dieses Jahr stand ganz im Zeichen der Angst vor Lieferausfällen aus Russland. Im Mittelpunkt stand dabei die Nord Stream 1-Pipeline. Die europäischen Gaspreise stiegen weit über 300 €/MWh, bevor die angekündigten Wartungsarbeiten Ende August begannen. Die Lieferungen wurden nie wieder aufgenommen, da Gazprom weiterhin westliche Sanktionen für die Verhinderung der Wartungsarbeiten verantwortlich machte.
Die Preise sind jedoch seitdem wieder gesunken, da der Markt durch gute Füllstände in den europäischen Gasspeichern beruhigt wurde. Das EU-Gesamtziel von 80 % Füllstand bis zum 1. November wurde bereits Ende August erreicht; der aktuelle Stand liegt bei 85 %.
Zwei wesentliche Faktoren haben dies ermöglicht.
Erstens konnte Europa aufgrund der hohen Preise kontinuierlich große Mengen an LNG-Lieferungen vom Weltmarkt anziehen. Neue Importterminals, die in diesem Winter in Europa in Betrieb gehen, könnten noch höhere Importe ermöglichen.
Zweitens haben die extremen Preise auch zu einem erheblichen Nachfragerückgang geführt. Überall in Europa schränkt der öffentliche Sektor Beleuchtung, Heizung und Kühlung ein, und der Industriesektor drosselt oder stellt die Produktion ein.
Die EU ist bereits auf einem guten Weg, die vereinbarte freiwillige Nachfragesenkung von 15 % in diesem Winter zu erreichen. Darüber hinaus haben auch starke norwegische Exporte geholfen. Die Produktion ist in diesem Jahr bisher um 10 % gestiegen – in dem Land, das inzwischen mit Abstand Europas größter Lieferant ist.
Es scheint, dass anhaltende Preise über 300 €/MWh in diesem Winter möglicherweise nicht notwendig sind, damit Europa ohne Erschöpfung der Speicher durch den Winter kommt, und dass das aktuelle Preisniveau über 200 €/MWh sich als ausreichend erwiesen hat, um LNG anzuziehen und Nachfragerückgänge zu bewirken.
Allerdings sind ein kalter Winter oder mögliche weitere Kürzungen der russischen Lieferungen über die ukrainische Transitroute zwei Risikofaktoren, die die Preise erneut in die Höhe treiben könnten.
Bjørn Inge Vik, Marktanalyst mit Spezialisierung auf LNG und CO₂, Volue
Mehrmals in diesem Jahr lagen die CO₂-Preise kurz davor, die Marke von 100 €/t zu erreichen. Zuletzt sind die CO₂-Preise jedoch um etwa 25 €/t gefallen. Das Marktbewusstsein für den anhaltenden Rückgang der Stromnachfrage (verursacht durch die Energiekrise, die den Wechsel von Gas zu Kohle und von Kernkraft zu Wärmekraft überwiegt) hat sich in gewissem Maße als bärisch für die CO₂-Preise erwiesen.
Noch wichtiger ist, dass die Möglichkeit von Marktinterventionen im CO₂-Markt immer greifbarer wird.
Im Mai wurde eine einmalige Einspeisung von 200–250 Mt CO₂-Zertifikaten in das EU-ETS vorgeschlagen, zusätzlich zu starken Bemühungen im Bereich Solarenergie – beides relevant für die Vorderjahre. Diese Faktoren können in Verbindung mit dem anhaltenden Nachfragerückgang zu einer lockereren CO₂-Bilanz für die Vorderjahre führen, als es noch vor einiger Zeit absehbar war.
Wir betrachten die Entwicklungen in der EU-CO₂-Politik nun als den wichtigsten Preistreiber für diesen Herbst und Winter.
Espen Andreassen, Senior Analyst, Volue
In diesem Jahr beginnt der Winter unsicherer als je zuvor. Einerseits könnten sich sehr bullische Szenarien bewahrheiten, wenn die französische Kernkraftkapazität in den kommenden Monaten erneut reduziert wird.
Darüber hinaus könnten die Spannungen auf dem Gasmarkt die spiralförmig steigenden Preise zurückbringen, die wir in den vergangenen Monaten bereits an den Spot- und Terminmärkten beobachtet haben. Wochen mit einem engen Angebot-Nachfrage-Verhältnis auf dem Kontinent sind durchaus zu erwarten.
Andererseits könnte eine drohende Rezession sowie die jüngsten Richtlinien der Europäischen Kommission die Nachfrageentwicklung beeinflussen und zu überraschend niedrigen Preisen auf dem Markt führen, die derzeit niemand einkalkuliert.
Silvia Messa, Senior Analyst, Volue
In diesem Jahr gab es innerhalb der nordischen Länder enorme Unterschiede hinsichtlich der Wasserkraftreservoirs, der Wetterentwicklung, des Brennstoffkomplexes, der Wasserwerte und der Gebietspreise.
Wir haben Rekordpreisspreads zwischen dem Norden und dem Süden erlebt sowie zwei völlig unterschiedliche Situationen in Bezug auf die Füllstände der Wasserkraftreservoirs.
Der Norden verzeichnete hohe Niederschlagsmengen, die Wasserkraftreservoirs erreichten nahezu Höchststände, und es kam sogar zu einer Situation, in der Wasser an Kraftwerken vorbeigeleitet wurde, sowie zu Rekordtiefstständen bei den Gebietspreisen.
Der Süden befand sich in einer völlig anderen Situation mit Rekordtiefständen bei den Wasserkraftreservoirs, Forderungen der Regierung zur Drosselung der Produktion, um Wasser für die Wintersaison zu sparen, zahlreichen Diskussionen über Rationierungsniveaus und Exportbeschränkungen sowie Rekordhöchstständen bei Wasserwerten und Gebietspreisen.
Der Süden wurde in diesem Frühjahr und Sommer auch stark von der angespannten Energiebilanz auf dem europäischen Markt und der hohen Unsicherheit im Markt infolge des Russland-Ukraine-Krieges beeinflusst.
Eine unterdurchschnittliche Windkraftproduktion auf dem europäischen Markt bei extrem hohen Gas- und Kohlepreisen, eine Hitzewelle mit gesteigertem Kühlungsbedarf und eine reduzierte Kernkraftproduktion in Frankreich beeinflussten allesamt den deutschen Strompreis und damit den nordischen Systempreis im südlichen Teil der nordischen Länder – Dänemark, Schweden und dem Süden Norwegens.
Nun liegt der Fokus auf der kommenden Wintersaison. Es herrscht große Unsicherheit über die allgemeine Energiebilanz in diesem Winter. Diese könnte in Kältephasen zu sehr hohen Preisen, Nachfragerückgängen und sogar zur Vernichtung von Nachfrage durch die Schließung von Unternehmen führen. Die Energiebilanz wird durch die niedrigen Füllstände der Wasserkraftreservoirs im Süden Norwegens, die stark reduzierten russischen Pipelinegaslieferungen nach Europa und die Unsicherheit rund um die Kernkraftkapazitäten in den nordischen Ländern beeinflusst.
Positiv zu vermerken ist, dass die Gasspeicherfüllstände die EU-Ziele vor dem Zeitplan übertreffen, LNG-Infrastrukturprojekte in diesem Herbst in Rekordzeit fertiggestellt werden und kohlebetriebene Kraftwerkseinheiten wieder in Betrieb sind, was insgesamt einen positiven Effekt auf den Energiemarkt in diesem Winter erwarten lässt.
Doch die Unsicherheit wird nach der Wintersaison nicht enden und könnte im nächsten Frühjahr und Sommer sogar noch größer sein. Angesichts einer angespannten Reservoirsituation im Süden das gesamte nächste Jahr über und einer engen Energiebilanz in Europa stellt sich die entscheidende Frage, wie sich dies auf die Marktpreise im nächsten Sommer und Herbst auswirken wird, wenn sich der Markt auf den Winter 2023/2024 vorbereitet und Energiespeicher aufbaut. Das ist die eigentliche Unsicherheit.
Lene Hagen, Senior Analyst, Volue
Für den Großteil Europas war das vergangene Jahr durch Niederschlagsmangel, niedrige Flusspegelstände und eine im Vergleich zu Normaljahren geringe Wasserkraftproduktion gekennzeichnet.
Laut dem Global Drought Observatory der UN war die Dürre, die wir in diesem Sommer erlebt haben, wahrscheinlich die schlimmste seit 500 Jahren. Im Laufe des Sommers standen zwei Drittel Europas unter irgendeiner Form von Dürrewarnung. Extreme Hitzewellen verschärften die Situation zusätzlich, da hohe Temperaturen in Verbindung mit sehr wenig Regen die Böden trocken, hart und wasserabweisend hinterließen.
Starke Regenfälle im August und September verursachten in vielen europäischen Ländern Sturzfluten. Anstatt jedoch vom Boden aufgenommen zu werden, sammelte sich das Wasser an der Oberfläche und verursachte Überschwemmungen, schwere Schäden und Todesopfer.
Der aktuelle Stand ist, dass die Regenfälle den Böden keine vollständige Erholung gebracht haben und die Füllstände der Wasserkraftreservoirs in vielen Ländern nach wie vor deutlich unter dem Normalwert liegen.
Große Teile Europas verzeichnen in dieser Woche überdurchschnittliche Niederschläge, die das hydrologische Gleichgewicht wahrscheinlich wiederherstellen und die Füllstände der Wasserkraftreservoirs in gewissem Maße erhöhen werden.
Die Wetterprognose für die kommenden Wochen deutet auf trockenere als normale Bedingungen in Südeuropa hin, sodass einige Regionen – insbesondere die Iberische Halbinsel, Italien und Frankreich – in den kommenden Wochen weiterhin mit Defiziten bei Reservoirständen und Bodenwasser konfrontiert sein werden.
Saisonale Prognosen für den Winter deuten darauf hin, dass höhere Temperaturen als normal am wahrscheinlichsten sind. Die Niederschlagsaussichten sind unsicherer, insbesondere für Mittelwest- und Mittelosteuropa, während die Prognosen für die Iberische Halbinsel und Südosteuropa eher auf der trockenen Seite liegen. Wir werden in Europa wahrscheinlich weniger Schneeakkumulation als normal verzeichnen, insbesondere in den Alpen.
Silje Eriksen Holmen, Wetter- und Wasserkraftmodellierung, Volue