Die französischen OTC- und Terminmärkte haben den Winter 2022 seit Monaten auf extrem hohem Niveau gehandelt und dabei eine erhebliche Risikoprämie eingepreist. Die Verfügbarkeit der französischen Kernkraft ist nach monatelanger Underperformance der gesamten Flotte zweifellos der wichtigste Treiber der Marktanspannung.
Was bedeutet das für die Strompreise in Europa?
Wir haben eine Analyse mit dem gesamteuropäischen Modell SPOTEX von Volue Insight durchgeführt und dabei 30 Wetterjahre berücksichtigt. Das Modell bezieht Temperatur, Windgeschwindigkeit und Solarstrahlung so ein, wie sie sich beim europäischen Wetter zwischen 1985 und 2015 realisiert hätten (Wetterjahres-Szenario auf Basis von ERA5-Daten).
Wir haben zwei verschiedene Simulationen verwendet (Schlusskurse für Brennstoffe und CO₂ vom 18. Oktober 2022 sowie UMMs vom 19. Oktober 2022):
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Ein Standard-Lauf: Wir haben unsere Modelleingaben und die französische Kernkraftverfügbarkeit so verwendet, wie wir sie normalerweise berechnen – d. h. von der Gesamtinstallation werden alle veröffentlichten UMMs abgezogen.
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Ein „Engpass-Szenario": Wir haben alle Eingaben wie in (1) verwendet, die verfügbare Kapazität der Kernkraftflotte jedoch für den gesamten Prognosehorizont um 20 % reduziert.
Bitte beachten Sie bei der Betrachtung der Ergebnisse, dass wir aufgrund der sehr hohen Preise in der Lieferung und auf dem Bildschirm am 11. August unsere normale Nachfrageprognose für die nächsten 12 Monate für die meisten europäischen Märkte je nach Marktgebiet um 3–6 % reduziert haben. Dies spiegelt unserer Ansicht nach derzeit gut die Ende September von der EU-Kommission eingeführten Maßnahmen zur Reduzierung des Stromverbrauchs wider.
Unser SPOTEX-Modell führt die simultane Optimierung von Preisen und grenzüberschreitenden Austauschen (XB) für alle in der nachstehenden Tabelle aufgeführten europäischen Märkte durch:
