Flow-Based Market Coupling in den nordischen Ländern
Mit zunehmend vernetzten europäischen Energiemärkten und stetig wachsenden Anteilen intermittierender erneuerbarer Energieerzeugung ist das Flow-Based Market Coupling (FBMC) zur Zielmethode für die Zuteilung grenzüberschreitender Handelskapazitäten geworden. Vor fast einem Jahrzehnt für die zentralwesteuropäischen Regionen eingeführt, wurde FBMC im Sommer 2022 auf die CORE-Region ausgeweitet, die die östlichen und südöstlichen Regionen Europas umfasst, und soll nun Ende Oktober 2024 in den nordischen Ländern eingeführt werden.
In Erwartung dieser wegweisenden Marktveränderung haben wir Simulationen mit unserem paneuropäischen Kurzfristpreismodell SpotEx durchgeführt. Die Ergebnisse stimmen eng mit denen des External Parallel Run überein, der vom Nordic Regional Coordination Center durchgeführt wurde. Beide Szenarien deuten auf Preisspreads hin, die dem Geist des FBMC entsprechen: Wir sehen eine Preissenkung für die teureren Gebotszonen, während günstigere angehoben werden. Für günstigere Regionen wird ein erhöhter Nettoexport beobachtet und umgekehrt, was auf eine bessere Nutzung des Netzes in Form von größeren, wirtschaftlich effizienteren Flüssen hindeutet.
Gasmärkte sehen sich (wie üblich) mit Risiken konfrontiert
Die niederländischen TTF-Day-Ahead-Preise sind in den letzten Wochen von 40 €/MWh auf 35 €/MWh gesunken, da die Risikoprämien im Zusammenhang mit einem plötzlichen Stopp der ukrainischen Transitflüsse und verlängerten norwegischen Wartungsarbeiten nachgelassen haben. Die Fundamentaldaten erscheinen stabil, mit hohen Speicherständen in ganz Europa, während die Nachfrage verhalten bleibt. Allerdings drohen Versorgungsrisiken, da die ukrainischen Transitflüsse nach diesem Jahr wahrscheinlich eingestellt werden und die Spannungen im Nahen Osten zunehmen. Nach zwei milden Wintern könnte uns diesmal ein kalter bevorstehen. Wir prognostizieren, dass die Preise in diesem Winter nahe an den Markt-Futures bleiben werden, aber aufgrund von Versorgungsrisiken und Wetterbedingungen könnte das Aufwärtspotenzial das Abwärtspotenzial überwiegen.
Der Kohlenstoffmarkt wird durch beschleunigtes Wachstum der erneuerbaren Energien und schwachen Stromverbrauch beeinflusst
Vor einigen Jahren haben wir festgestellt, dass ein beschleunigtes Wachstum der erneuerbaren Stromerzeugung erforderlich sein würde, um die Emissionen im Stromsektor zu senken. Während wir sehen, dass dies definitiv eingetreten ist, beobachten wir auch einen schwachen Stromverbrauch, der auf geringe Industrieaktivität und das Ausbleiben bedeutender Durchbrüche bei wichtigen CO₂-Minderungstechnologien wie grünem Wasserstoff und Elektrofahrzeugen zurückzuführen ist.
In jüngster Zeit haben wir beobachtet, dass sich Stahl und Chemie – die beiden wichtigsten strom- und kohlenstoffintensiven Sektoren – von sehr niedrigen Aktivitätsniveaus etwas erholt haben. Wir nehmen wahr, dass in diesen Sektoren ein gewisser Optimismus eingekehrt ist.
Dennoch sind wir angesichts des hohen Auktionsangebots, das daraus resultiert, dass EU-Gesetzgeber Zertifikate vorziehen, um Mittel für erneuerbare Energien zu beschaffen, sowie sinkender Emissionen für 2023 und 2024 der Ansicht, dass die Wahrscheinlichkeit einer raschen Rückkehr zu den höchsten Kohlenstoffpreisen der letzten Jahre gering ist.
Aktuelles zum paneuropäischen kontinentalen Strommarkt
Seit Jahresbeginn hat Kontinentaleuropa in den meisten Regionen einen massiven Anstieg der Spotpreise nahe 0 (oder darunter) erlebt. Dies ist größtenteils auf eine gestiegene Kernkraftproduktion, das Wachstum der erneuerbaren Energien und eine stagnierende Wirtschaft zurückzuführen, die den industriellen Verbrauch niedrig gehalten hat.
Iberien sticht mit erstaunlichen 1.000 Stunden bei 1 €/MWh oder darunter in den ersten neun Monaten des Jahres hervor. Die sehr schwachen Spotpreise in Spanien führten zu einem erheblichen Umschwung bei den grenzüberschreitenden Austauschen (XB), die sich von Februar bis April zunehmend in Richtung Frankreich verschoben. Dies führte zusammen mit umfangreichen Netzwartungsarbeiten im Südosten Frankreichs zu den Reduzierungen, die RTE an den sogenannten Ostergrenzen vornahm: Norditalien, Schweiz und Deutschland (über IVA, angewendet auf spezifische CNEs im Flow-Based-Bereich).
Sommerpreise in Zentral- und Südosteuropa und der Anstieg der ukrainischen Exporte
In diesem Sommer erlebte Zentral- und Südosteuropa im Vergleich zum Rest des Kontinents extreme Preisdisparitäten. Wesentliche Treiber waren eine schwere Hitzewelle, Angebotsengpässe durch geringe Wasserkraftproduktion in Rumänien, Ausfälle sowie Netzengpässe. Gestiegene Exporte in die Ukraine, die über 60 % ihrer Erzeugungskapazität verloren hat, weckten Bedenken hinsichtlich eines zusätzlichen Drucks auf die europäischen Preise. Mit Blick auf die Zukunft steht die Ukraine vor einem schwierigen Winter und plant, die Importkapazität von 1,7 GW auf 2 GW zu erhöhen.
Mit Blick auf Italien wird im Januar 2025 eine umfassende Reform des Strommarktes in Kraft treten, die 15-Minuten-Marktzeiteinheiten einführt und die aggregierte Erbringung von Dienstleistungen ermöglicht.
Französische Kernkraft steigert Produktion zur Verbesserung der Versorgungsmargen
Nach Korrosionsproblemen und Wartungsrückschlägen hat sich die französische Kernkraftproduktion in diesem Jahr weiter erholt und ist auf Kurs, in diesem Jahr 355 TWh zu erreichen. Dies sollte zusammen mit dem starken Wachstum der Wind- und Solarkapazitäten in den letzten Monaten die Versorgungsmargen in Zentralwesteuropa für den kommenden Winter insgesamt verbessern. Auf der Brennstoffseite wird Kohlekraft für Q4 2024 im Vergleich zu Gaskraftwerken zunehmend rentabler. Sowohl der Clean Spark Spread als auch der Dark Spread verbleiben jedoch im negativen Bereich, was auf geringere Risikoprämien im Strommarkt im Vergleich zu den Brennstoffpreisen hindeutet.
