Gas als Sklave der Geopolitik
Im vergangenen Monat sind die europäischen Gaspreise eingebrochen, da Spekulanten sich zurückzogen und geopolitische Entwicklungen Hoffnungen auf eine Rückkehr russischer Lieferungen weckten. Auch Gespräche über eine Abschwächung der Gasspeicherziele – die derzeit den Terminmarkt verzerren und die Sommerpreise in die Höhe treiben – haben zum Preisrückgang beigetragen. Der niederländische TTF erlebte das Ende eines einjährigen Aufwärtstrends, als die Preise von knapp 60 € Mitte Februar auf die niedrigen 40er-Euro-Bereich fielen. Mit Blick auf die Zukunft hängt vieles vom Fortschritt – oder dessen Ausbleiben – bei den Friedensgesprächen ab. Da der Winter hinter uns liegt, wird der Markt die Speicherentwicklung genau beobachten, um zu sehen, ob die Einspeisung trotz fehlender angemessener Anreize aus den Sommer-/Winterspreads zunehmen kann.
Ein ruhiger CO₂-Markt; bewegt sich mit dem Gas, während andere Fundamentaldaten begrenzte Überraschungen bieten
Das vor einigen Jahren prognostizierte beschleunigte Wachstum der erneuerbaren Stromerzeugung hat sich definitiv materialisiert und scheint in diesem Jahr keine wesentliche Unsicherheit für den CO₂-Preis darzustellen. Auf der Nachfrageseite stellen schwache Wirtschaftsstimmungsindikatoren in Verbindung mit einem schleppenden Fortschritt bei Elektrofahrzeugen und grünem Wasserstoff Abwärtsrisiken dar. Die Auswirkungen eines Handelskriegs können die ohnehin schwachen Aussichten noch verschärfen.
Stahl und Chemie kämpfen weiterhin mit Überkapazitäten und hohen Kosten. Der lang erwartete Clean Industrial Deal sowie der Carbon Border Adjustment Mechanism sind Maßnahmen, die die Fertigungsindustrien letztendlich schützen könnten, jedoch nicht kurzfristig.
In den kommenden Wochen könnte der CO₂-Markt großes Augenmerk auf die Offenlegung der CO₂-Emissionsdaten für 2024 richten, da dies die mittelfristigen Nachfragewahrnehmungen des Marktes prägen könnte.
Europas hydrologische Gegensätze: Überfluss auf der Iberischen Halbinsel, Knappheit in den Alpen und ein trockener Sommer voraus
Die hydrologischen Bedingungen in Europa zeigen kontrastierende Szenarien. In den Alpen herrscht ein hydrologisches Defizit mit unterdurchschnittlichen Schneemengen, was sich auf die Reservoirspiegel und die Wasserkraftproduktion auswirkt. Im Gegensatz dazu verfügt die Iberische Halbinsel über reichliche Wasserressourcen, wobei die Wasserkraftreservoirspiegel und die Produktion aufgrund jüngster Stürme und häufiger Niederschläge deutlich über dem Normalwert liegen. Saisonale Prognosen deuten auf eine Mischung aus trockenen und warmen Bedingungen in Europa in diesem Sommer hin, insbesondere in den südlichen Regionen. Diese Bedingungen könnten zu niedrigeren Wasserkraftreservoirspiegeln und einer reduzierten Wasserkraftproduktion führen, was das Wasserressourcenmanagement und die Energiepreise beeinflusst.
Europäische Industrie und der deutsche Strommarkt
Die europäische Industrie kämpft weiterhin mit hohen Energiekosten im Vergleich zu Wettbewerbsmärkten wie den USA oder China. Die Europäische Kommission beabsichtigt, dieses Thema anzugehen, und plant Maßnahmen, um Stromrechnungen erschwinglicher zu machen sowie den Fokus auf Energieeffizienz und -einsparungen zu legen. Flexibilität in der Produktion kann einer der Erfolgsfaktoren sein, dennoch stehen Industrien nach wie vor vor zahlreichen Hindernissen. Das Anbieten von Demand Response erfordert Investitionen in Flexibilitätsanlagen und kann Produktionsprozesse stören. Der Aufbau von Kompetenzen im Verständnis von Strommärkten sowie eine Verhaltensänderung bei der Bereitstellung von Demand Response spielen ebenfalls eine wichtige Rolle.
In Deutschland treibt eine starke Solarstromerzeugung die Spotpreisvolatilität an. Die installierte Kapazität hat bereits 100 GW erreicht und das prognostizierte Wachstum setzt sich stark fort. Dies senkt auch die Stromnachfrage in der Mittagszeit. Andere Erzeugungsquellen wie Windkraft haben unterdurchschnittlich abgeschnitten und werden durch stärkere Gas- und Kohleerzeugung sowie Importe kompensiert. Unsere Preisprognose zeigt im Vergleich zum Jahresbeginn niedrigere Preise aufgrund niedrigerer Gaspreise und einer starken Solarstromerzeugung, die im Sommer Druck auf die Spotpreise ausübt.
CEE und SEE: Ausblick auf Sommer 2025
Mit Blick auf den Sommer 2025 in den SEE- und CEE-Strommärkten reflektieren wir die Volatilität des Sommers 2024. Ungarn stand letztes Jahr im Mittelpunkt und erreichte Rekordpreise, die durch einen „perfekten Sturm" aus Netzengpässen, knappem regionalem Angebot und strukturellen Engpässen angetrieben wurden.
Mehrere Faktoren sind für den Sommer 2025 beobachtenswert:
- Critical Network Elements in Contingency (CNECs) und die entsprechenden Schattenpreise helfen dabei, die zugrunde liegenden Stressstellen im Netz zu erklären, von denen viele bereits im ersten Quartal 2025 wieder auftreten.
- Urgent Market Messages (UMMs), insbesondere geplante Abschaltungen für die Kernkraftproduktion, sind von grundlegender Bedeutung. In Bulgarien wird Kozloduy 5 (1.040 MW) ab dem 4. Mai für 40 Tage vom Netz gehen, während in Ungarn Paks 4 (500 MW) im Juni abgeschaltet wird, gefolgt von Paks 2 von Mitte Juli bis Ende August.
- Der Verbrauch steigt: Ungarn baut die Batterieproduktion aus, und Rumänien erreichte bereits im Februar einen Zwei-Jahres-Verbrauchsrekord.
- Der Osten verzeichnete einen erheblichen Zuwachs an Solarkapazität: Im Jahr 2024 fügte Rumänien 1,7 GW hinzu, Polen 4 GW, was sowohl die kommerziellen Flüsse als auch die Preise neu gestaltet.
- Die Exporte in die Ukraine erreichten in Woche 9 des Jahres 2025 86 GWh, wobei 37 % von Ungarn geliefert wurden. Es gibt vorläufige Gespräche über einen Waffenstillstand bezüglich der Energieinfrastruktur, aber jüngste Entwicklungen deuten darauf hin, dass dies nach wie vor höchst ungewiss ist.
Frankreich und der FR-DE grenzüberschreitende Spread: Ausblick Sommer 2025
Zum 30. Januar haben wir unsere Prognose für die französische Kernkraftproduktion auf Basis der neuen Jahresziele von EDF angehoben. Wir projizieren nun eine gesamte Kernkrafterzeugung von rund 367 TWh im Jahr 2025, unter Berücksichtigung der Modulation durch rund 20 GW an Einheiten, die ihre Produktion preissensitiv reduzieren, abhängig von der erneuerbaren Erzeugung.
Für die Iberische Halbinsel deuten unsere kurz- und mittelfristigen Aussichten auf das Risiko einer hohen Anzahl von „Nullstunden" bei der Lieferung hin. Dies wird die ES>FR-Grenzflüsse beeinflussen, insbesondere im zweiten Quartal, das wir derzeit als leicht kälter und feuchter als normal erwarten.
Für das dritte Quartal ist eine tiefergehende Analyse mit unserem Fundamentalmodell erforderlich, um ein klares Signal bezüglich Preisen und Austausch zu liefern. Unser aktueller Modelloutput, basierend auf normalisierten Verbrauchs- und erneuerbaren Energiedaten, zeigt ein bärisches Signal von 10 €/MWh. Wir werden dies weiter untersuchen, indem wir höhere Verbrauchsszenarien und verschiedene Wetterjahre testen, um die Auswirkungen von (wahrscheinlichen) Hitzewellen und unterdurchschnittlichen Windprofilen auf die Prognose zu überprüfen.
Um schließlich die vielen Fragen von Marktteilnehmern bezüglich potenzieller grenzüberschreitender Kapazitätsreduzierungen an der FR-DE-Grenze zu beantworten, haben wir eine Analyse der CNECs in CORE durchgeführt und dabei die Schattenpreise und die von jedem ÜNB angewandten IVA unter die Lupe genommen. Im ersten Quartal 2025 beobachteten wir die Anwendung von 200–400 MW IVA auf einigen der neuralgischen Leitungen zwischen Frankreich und Deutschland. Wir sind jedoch derzeit nicht in der Lage zu bestimmen, ob in den kommenden Wochen oder Monaten größere Einschränkungen umgesetzt werden. Sollte dies der Fall sein, werden wir eine Ad-hoc-Analyse mit unserem SPOTEX-Modell vorbereiten und verschiedene Szenarien reduzierter RAM auf spezifischen CNEs testen.
NP-Preisausblick: Hydrologie dominiert
Wir haben bereits einige Ist-Werte für 2025 gesehen, und es gibt einen leichten Anstieg des Verbrauchs in diesem Jahr, obwohl ein Teil dieses Anstiegs auf das sehr milde Ende des letzten Winters zurückzuführen ist. Der Verbrauch hat nur einen geringen Einfluss auf die Preise, da das Gesamtbild zeigt, dass die Hydrologie den Preisausblick in der nordischen Region dominiert. Es gibt einen extremen Überschuss von 80 TWh mehr Produktion als Verbrauch in der Strombilanz der vier nördlichen Gebiete in Schweden und Norwegen.
Es ist unwahrscheinlich, dass der gesamte aktuelle Überschuss von 20 TWh in Wasserkraftreservoirs und Schnee in der Region in diesem Jahr als Produktion realisiert wird. Wasserkraftproduzenten müssen einen Großteil davon in den Reservoirs für den nächsten Winter zurückhalten, und ein Teil davon könnte in der Schmelzperiode verloren gehen, da die Preise in vielen Stunden dieses Sommers für die Produktion nicht attraktiv sein werden.
In den südlichen Gebieten des nordischen Marktes ist die Situation ausgeglichener. Selbst bei erheblichem Stromtransit nach Kontinentaleuropa sehen wir eine bessere Preiskontrolle in mehreren südlichen Gebieten. Dennoch können wir in der Schmelzsaison und der verbrauchsschwachen Sommerperiode mit vielen niedrigen Preisen rechnen.
Die kontinentalen Preise bleiben aufgrund starker Gaspreise deutlich höher. Sollten wir größere Veränderungen bei den Wettertrends beobachten, könnten die nordischen Preise noch stärker mit den kontinentalen Preisen korrelieren.
