Kohlenstoffpreise durch steigende Gaspreise beeinflusst
Die Bedeutung der Kraftstoffpreise für die Entwicklung der Kohlenstoffpreise hat sich – wie so oft in den letzten zwanzig Jahren – auch zuletzt wieder als entscheidend erwiesen. Die stark steigenden Gaspreise haben das Potenzial, den Anteil der Kohle gegenüber Gas in der thermischen Stromerzeugung zu erhöhen.
Abgesehen davon deuten jedoch viele Faktoren in eine eher bärische Richtung. Große kohlenstoff- und energieintensive Sektoren sehen sich mit Gegenwind konfrontiert, was die Stromnachfrage und die industriellen Emissionen beeinträchtigt. Dies geschieht, während erneuerbare Energien gute Leistungen erbringen und die Abhängigkeit von thermischer Stromerzeugung verringern.
Die Emissionen sind in den letzten Jahren stark rückläufig, und da geplante Auktionen ein angemessenes Angebot bereitstellen, übersteigen die verfügbaren Zertifikate aus Auktionen und kostenloser Zuteilung die tatsächlichen Emissionen. Daher erwarten wir, dass ein CO2-Preisanstieg im Laufe des Jahres unwahrscheinlich ist.
Gasrisiken bleiben bestehen
Die europäischen Gaspreise stiegen Ende letzten Jahres stark an, in Erwartung des plötzlichen Wegfalls der ukrainischen Transitmengen. Seit Frühjahr 2024 hat sich der TTF-Day-Ahead-Kontrakt von weniger als 25 €/MWh auf fast 50 €/MWh verdoppelt.
Die Märkte haben sich jedoch an diese neue Realität angepasst, und künftig könnten die Preise leicht sinken, da die Risiken durch Winterwetter allmählich nachlassen. Darüber hinaus ist mit mehr LNG zu rechnen, da das globale Angebot in diesem Jahr zunimmt und hohe Preise sicherstellen, dass Europa auf dem Weltmarkt wettbewerbsfähig bleibt. Die Speicherstände sind relativ gesund (obwohl sie deutlich unter den außergewöhnlichen Niveaus der letzten zwei Jahre liegen). Es bleibt jedoch die Frage, wie die Speicher vor dem nächsten Winter befüllt werden, angesichts des negativen Sommer-/Winterspreads und fehlender Preisanreize. Zwangskäufe durch ÜNBs könnten erneut notwendig werden. Geopolitische, sanktionsbezogene und infrastrukturelle Risiken bleiben ebenfalls ein Thema.
Erwartungen für Wetter und Wasserkraft in Kontinentaleuropa
2024 war erneut ein Jahr, das für Kontinentaleuropa durch extreme Wetterereignisse geprägt war. Mehrere Hitzewellen im Sommer verursachten Verbrauchsspitzen und Stromausfälle auf dem Balkan, während starke Regenfälle im Herbst zu Überschwemmungen führten, insbesondere in Spanien und Mitteleuropa.
Die hohen Niederschlagsmengen im Herbst führten zu gesunden Wasserkraftreservoirständen zu Beginn des Jahres 2025, insbesondere auf der Iberischen Halbinsel und in Südosteuropa, und die Laufwasserproduktion blieb in weiten Teilen Mitteleuropas auf normalem oder übernormalem Niveau. Teile Südeuropas stehen derzeit unter Dürrewarnung, insbesondere die Iberische Halbinsel, die in den letzten Monaten trockenere Bedingungen als normal erlebt hat. Die Schneeverhältnisse in den Alpen liegen auf normalem Niveau oder leicht darunter.
Unter Berücksichtigung der saisonalen Wetterprognosen für den Rest des Winters und den Frühling werden für ganz Europa überdurchschnittlich hohe Temperaturen erwartet. Für den äußersten Süden Europas werden trockenere Bedingungen als normal erwartet, während die zentralen Regionen normale Werte verzeichnen sollten. Unsere Erwartungen für die kommenden Monate: Reservoirstände und Schneemengen leicht unter dem Normalwert für die Alpenländer, während die Reservoirstände auf der Iberischen Halbinsel und in Südosteuropa über dem Normalwert bleiben sollten.
Deutscher Strommarkt: Volatilität bleibt ein Dauerthema
Deutschland befindet sich im zweiten Jahr in Folge in einer Rezession, wobei das Wirtschaftswachstum voraussichtlich minimal ausfallen wird (0,2–0,4 %). Eine schwache Industrieleistung war einer der Gründe, warum der Stromverbrauch auf einem historisch niedrigen Niveau blieb. Im Erzeugungsmix sind Stromimporte für Deutschland profitabler geworden, anstatt teure Kohle- und Braunkohlekraftwerke zu betreiben. Deutschland blieb auch 2024 ein Nettostromimporteur.
Der deutsche Strommarkt verzeichnete erhebliche Preisvolatilität, angetrieben durch den raschen Ausbau der Solarkapazität und mangelnde Flexibilität im Stromsystem. Die Anzahl der Stunden mit hohen und niedrigen Preisen nahm zu. Getrieben durch hohe Gaspreise erwarten wir, dass die deutschen Strompreise im Jahresvergleich steigen werden. Die Preisvolatilität bleibt bestehen, und die Nachfrage könnte moderat wachsen, angetrieben durch eine stärkere Elektrifizierung. Die Wahlen im Februar werden eine wichtige Rolle in der deutschen Energiepolitik und den Strategien für die Zukunft spielen.
UK bleibt Premium-Strommarkt
Obwohl die durchschnittlichen Day-Ahead-Preise im Jahr 2024 nachgaben und sich die Intraday-Spreads verengerten, zeigte der Markt die Tendenz zu Preisspitzen, und es ist wahrscheinlich, dass sich dieser Trend im kommenden Jahr fortsetzt. Unsere Modellierung zeigt, dass die Preise in diesem Jahr über denen der kontinentalen und nordischen Märkte bleiben werden, sodass das Vereinigte Königreich überwiegend ein Nettoimporteur bleibt.
Wie im Juli und August 2024 kann eine starke Windkraftproduktion zu einer Umkehrung der Flussrichtung führen, bei der britische Erzeuger Überschussproduktion exportieren können. Eine Konsequenz davon ist, dass ungeplante Kabelausfälle zu mehr Preisspitzen führen können, obwohl dies große Handelsmöglichkeiten für Flexibilitätsquellen schafft. Der wachsende Anteil erneuerbarer Energien verdrängt Gaskraftwerke kontinuierlich aus dem Erzeugungsmix – dem wichtigsten Ausgleichselement im Stromsystem nach der Schließung des letzten Kohlekraftwerks im Oktober. Hohe Erwartungen an erneuerbare Energien bedeuten, dass Strom-Futures derzeit über den kurzfristigen Grenzkosten von Gas bewertet werden, und wir erwarten, dass sich dieser Entkopplungstrend fortsetzt.
Auf der Verbrauchsseite prognostizieren wir einen leichten Anstieg von 3 % gegenüber dem Vorjahresniveau, bedingt durch die Inbetriebnahme weiterer Großbatteriespeicher, die Elektrifizierung und das Wachstum bei Elektrofahrzeugen sowie andere Faktoren.
Das neue Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE) in Italien
Der italienische Strommarkt hat eine neue Regulierung namens TIDE (Testo Integrato per il Dispacciamento Elettrico) eingeführt, die von ARERA am 1. Januar 2025 veröffentlicht wurde.
Die Ziele von TIDE sind die Förderung einer effizienteren Nutzung der verfügbaren Ressourcen im System, im Einklang mit den Umweltzielen der Dekarbonisierung, die Förderung liquider und fairer Energie- und Ausgleichsmärkte sowie die Gewährleistung von Neutralität, Unparteilichkeit und Transparenz. Darüber hinaus zielt TIDE darauf ab, die Harmonisierung der italienischen Strommärkte mit anderen europäischen Märkten schrittweise abzuschließen.
Langfristig wird die neue Regulierung die Aggregation flexibler Anlagen auf zonaler und knotenbezogener Ebene ermöglichen.
Für die Systemdienstleistungen werden die Definitionen der Primär-, Sekundär- und Tertiärreserven mit denen im übrigen Europa harmonisiert, und bis 2028 wird die Primärreserve (Frequency Containment Reserve, FCR) vollständig über einen Marktmechanismus versteigert.
Ab dem 1. Januar ist die 15-Minuten-Granularität die neue Minimum Trading Unit (MTU) in den Intraday-Auktionen (IDAs) und im kontinuierlichen Handel (XBID) sowie für den Imbalance Settlement Period: Die Spot-Auktion des Day Ahead soll eine 15-Minuten-Granularität erhalten, sobald das gesamte Single Day Ahead Coupling (SDAC) diese übernimmt (erwartet: Juni 2025).
Schließlich wurde ab dem 1. Januar der sogenannte Prezzo Unico Nazionale (PUN), der bisher über einen iterativen Prozess mittels des Euphemia-Algorithmus berechnet wurde, durch den neuen PUN Index GME ersetzt, der ex-post, nach der Lieferung des Spot-Handels, berechnet wird.
Die oben genannten Änderungen wurden am 1. Januar eingeführt, und in den kommenden Monaten und Jahren sind weitere Änderungen im Rahmen von TIDE zu erwarten.
Extremer Stromüberschuss im nordischen Raum in diesem Jahr
Das Jahr 2024 war geprägt von geringer Windkraft und hohen Temperaturen, und wir können mit einem höheren Verbrauch und mehr Wind rechnen, wenn sich das Wetter 2025 normalisiert. Darüber hinaus erwarten wir ein potenzielles Verbrauchswachstum in vielen Bereichen, wie Rechenzentren, Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen und die Elektrifizierung des Ölsektors. Auf der Erzeugungsseite haben wir in den letzten 12 Monaten bereits einen starken Anstieg bei Wind- und Solarinstallationen verzeichnet, und zu Beginn des Jahres verfügen wir bereits über mehr als 15 TWh Überschuss in den Wasserressourcen aus Schnee und Wasserkraftreservoirs.
Addiert man dies zusammen, ergibt sich ein starker Anstieg von 50 % – von 40 TWh im Jahr 2024 auf mehr als 60 TWh im nordischen Überschuss, der 2025 exportiert werden muss. Dies wird extrem, wenn man die nördlichen Gebiete Norwegens und Schwedens getrennt vom Rest betrachtet. Im Jahr 2025 könnte der Überschuss in diesem Gebiet bei normalen Wetterbedingungen 60 TWh erreichen, und addiert man den 15-TWh-Überschuss im Wasserkraftsystem, ergibt sich ein Exportbedarf von 75 TWh – oder ein Teil davon könnte verloren gehen. Wir brauchen eine Autobahn nach Süden, und die südlichen Gebiete Norwegens, Schwedens und Dänemarks müssen in diesem Jahr als Transitroute für den Export von Strom aus der nordischen Region fungieren.
Nordischer Preisausblick
Im nordischen Raum konzentriert sich derzeit eine starke Hydrologie im Norden. Dies führt zu einem niedrigen Preisausblick für die nördlichen Preiszonen für den Rest des Jahres. Für die südlichen Gebiete und den Systempreis sehen wir noch etwas Aufwärtspotenzial, jedoch mit einem hohen Maß an Unsicherheit. Seit dem Go-live der flussbasierten Marktkopplung haben die kommerziellen Grenzflüsse von Nord nach Süd im nordischen Raum zugenommen, jedoch nicht ausreichend, um die niedrigen Preise zu mildern.
