Öfter negative Strompreise, da die Solarstromproduktion Rekordhöhen erreicht
Die Häufigkeit negativer Strompreise wird in Teilen Europas voraussichtlich Rekordwerte erreichen, nachdem die Solarstromproduktion im zweiten Quartal dieses Jahres neue Höchststände erreicht hat. Dies ist das wichtigste Ergebnis eines neuen Berichts des Energiedatenanalysten Montel Analytics über den europäischen Strommarkt.
Die Studie verdeutlicht einen zunehmenden Trend der negativen Strompreise in ganz Europa. Die schwedische Preiszone SE2 verzeichnete in den sechs Monaten bis Ende Juni die höchste Anzahl (506 Stunden). Gründe hierfür sind ungewöhnlich starke Zuflüsse aus Wasserkraft, Übertragungsengpässe, Änderungen der lastflussbasierten Marktkopplung und der anhaltende Ausbau der erneuerbaren Energien.
Montels Studie zeigt außerdem:
Der Trend zu Preisen unter Null wurde vor allem durch die steigende Solarstromerzeugung vorangetrieben, die in den drei Monaten bis Juni einen Rekordwert erreichte. Die gesamte Solarstromerzeugung im zweiten Quartal betrug in Europa 104,4 TWh, wobei Deutschland (29,0 TWh), Spanien (15,8 TWh) und Frankreich (9,9 TWh) die größten Beiträge lieferten. Die stärksten Zuwächse gegenüber dem zweiten Quartal 2024 verzeichneten Deutschland (4,9 TWh, 20 %) und Großbritannien (2,1 TWh, 40 %). Frankreich, die Schweiz, Rumänien und Belgien verzeichneten Wachstumsraten von 30 % oder mehr.
Während die Solarstromproduktion hoch war, sank die Kohle-/Braunkohleproduktion auf ein Rekordtief von 52,5 TWh, ein Rückgang von 11 % gegenüber dem zweiten Quartal 2024. Polen trug am stärksten zum Rückgang bei, wo die Kohle- bzw. Braunkohleproduktion gegenüber dem zweiten Quartal 2024 um 22 % bzw. 16 % zurückging. Auch Italien, Spanien, Rumänien und Ungarn verzeichneten starke Rückgänge der relativen Stromerzeugung.
Jean-Paul Harreman, Direktor von Montel Analytics, sagte: „Es wird erwartet, dass die negativen Strompreise im dritten Quartal in Teilen Europas Rekordniveaus erreichen werden. Dieser Trend wird durch den anhaltenden Ausbau der Kapazitäten für erneuerbare Energien, insbesondere im Solarbereich, ohne einen entsprechenden Anstieg der zugrunde liegenden Nachfrage vorangetrieben.
„In Mittel- und Westeuropa werden voraussichtlich die größten Unterschiede zwischen der mittäglichen Solarstromproduktion und den abendlichen Nachfragespitzen auftreten. Deutschland, die Niederlande und Belgien werden voraussichtlich weiterhin stark negative Preise am Nachmittag erleben, gefolgt von hohen Preisen am Abend, da die Kapazitäten für fossile Brennstoffe steigen.“
Ein ähnliches Muster zeichnet sich in Teilen Südosteuropas ab. Einschränkungen der Netzinfrastruktur und der grenzüberschreitenden Verbindungskapazität dürften jedoch die Fähigkeit dieser Region verringern, von niedrigeren Preisen in benachbarten Märkten zu profitieren.
Der Montel-Bericht hob zudem regionale Schwachstellen hervor, die sich auf die Wasser- und Wärmeerzeugung auswirken. So verzeichnen Mittel-, Süd- und Südosteuropa derzeit niedrigere Stauseefüllstände als im gleichen Zeitraum 2024. Sollten die überdurchschnittlichen Sommertemperaturen anhalten, könnte dies das Risiko von Versorgungsengpässen sowohl hinsichtlich der Wasserkraftkapazität als auch der Flussschiffbarkeit erhöhen. Niedrige Stauseefüllstände könnten zudem zu geringeren Flussdurchflüssen führen, was wiederum die Wärmeerzeugung beeinträchtigen würde.
Geopolitische Entwicklungen dürften die europäischen Strommärkte weiterhin dominieren. Der anhaltende Konflikt in der Ukraine, die Instabilität in Teilen des Nahen Ostens und die sich wandelnden energiepolitischen Positionen in den USA tragen zu anhaltender Volatilität auf den globalen LNG- und Gasmärkten bei. Diese Faktoren dürften wiederum den Druck auf die europäischen Großhandelspreise für Gas und Strom weiter erhöhen, da die Länder zusätzliche Maßnahmen ergreifen, um ihre Gasvorräte vor der Wintersaison 2025/26 zu sichern. Jean-Paul Harreman sagte:
„Für Industriekunden und Großverbraucher könnte dieses Quartal von erheblichen Preisschwankungen geprägt sein. Das gleichzeitige Auftreten extrem niedriger und extrem hoher Intraday-Preise, bedingt durch die Solarstromentwicklung, Einschränkungen im Kernenergiesektor und Infrastrukturbeschränkungen, stellt sowohl operative Herausforderungen als auch Beschaffungsrisiken dar. Energieintensiven Industrien wird empfohlen, die Marktentwicklungen genau zu beobachten und das Risiko von Preisspitzen, insbesondere am späten Nachmittag und frühen Abend, zu bewerten.“
Das dritte Quartal 2025 dürfte zudem von anhaltenden Einschränkungen im französischen Kernkraftwerkspark geprägt sein. Korrosionsbedingte Ausfälle bleiben ein Faktor, und das Produktionsmanagement wird voraussichtlich eine kontinuierliche Anpassung an die Nachfrage und das Angebot erneuerbarer Energien erfordern. Eine kritische Variable ist die Wassertemperatur. Einschränkungen der Kühlwassernutzung, ausgelöst durch erhöhte Flusstemperaturen, könnten die Kernenergieproduktion einschränken, insbesondere während der Nachmittagshitze. Folgeeffekte könnten sich am frühen Abend zeigen, wenn Nachbarländer, die auf französische Exporte angewiesen sind, aufgrund sinkender Solarstromproduktion gezwungen sein könnten, teurere inländische Wärmekraftwerke zu aktivieren.
Die Probleme mit der französischen Atomenergie, verbunden mit negativen Preisen, geopolitischen Risiken, Einschränkungen in der Wasserkraft und Engpässen bei der Stromnetzanbindung, schaffen ein herausforderndes Umfeld für die europäischen Staats- und Regierungschefs beim Übergang zu einer Netto-Null-Zukunft.
Jean-Paul Harreman sagte: „Zusammengenommen zeichnen diese Dynamiken ein komplexes Bild: Rekordniedrige Preise und rekordhohe Abendspitzen könnten nebeneinander bestehen, was die strukturellen Herausforderungen für das europäische Stromsystem im Übergangszeitraum unterstreicht.“
Die Studie verdeutlicht einen zunehmenden Trend der negativen Strompreise in ganz Europa. Die schwedische Preiszone SE2 verzeichnete in den sechs Monaten bis Ende Juni die höchste Anzahl (506 Stunden). Gründe hierfür sind ungewöhnlich starke Zuflüsse aus Wasserkraft, Übertragungsengpässe, Änderungen der lastflussbasierten Marktkopplung und der anhaltende Ausbau der erneuerbaren Energien.
Montels Studie zeigt außerdem:
- Die Anzahl negativer Stunden überstieg 300 in Spanien (459), den Niederlanden (408), Deutschland (389), Frankreich (363), Belgien (361), Finnland (363) und Dänemark (326).
- Fast alle europäischen Länder verzeichnen in diesem Jahr einen Anstieg dieser Stunden, und dieser Trend dürfte sich auch in Zukunft fortsetzen.
Der Trend zu Preisen unter Null wurde vor allem durch die steigende Solarstromerzeugung vorangetrieben, die in den drei Monaten bis Juni einen Rekordwert erreichte. Die gesamte Solarstromerzeugung im zweiten Quartal betrug in Europa 104,4 TWh, wobei Deutschland (29,0 TWh), Spanien (15,8 TWh) und Frankreich (9,9 TWh) die größten Beiträge lieferten. Die stärksten Zuwächse gegenüber dem zweiten Quartal 2024 verzeichneten Deutschland (4,9 TWh, 20 %) und Großbritannien (2,1 TWh, 40 %). Frankreich, die Schweiz, Rumänien und Belgien verzeichneten Wachstumsraten von 30 % oder mehr.
Während die Solarstromproduktion hoch war, sank die Kohle-/Braunkohleproduktion auf ein Rekordtief von 52,5 TWh, ein Rückgang von 11 % gegenüber dem zweiten Quartal 2024. Polen trug am stärksten zum Rückgang bei, wo die Kohle- bzw. Braunkohleproduktion gegenüber dem zweiten Quartal 2024 um 22 % bzw. 16 % zurückging. Auch Italien, Spanien, Rumänien und Ungarn verzeichneten starke Rückgänge der relativen Stromerzeugung.
Jean-Paul Harreman, Direktor von Montel Analytics, sagte: „Es wird erwartet, dass die negativen Strompreise im dritten Quartal in Teilen Europas Rekordniveaus erreichen werden. Dieser Trend wird durch den anhaltenden Ausbau der Kapazitäten für erneuerbare Energien, insbesondere im Solarbereich, ohne einen entsprechenden Anstieg der zugrunde liegenden Nachfrage vorangetrieben.
„In Mittel- und Westeuropa werden voraussichtlich die größten Unterschiede zwischen der mittäglichen Solarstromproduktion und den abendlichen Nachfragespitzen auftreten. Deutschland, die Niederlande und Belgien werden voraussichtlich weiterhin stark negative Preise am Nachmittag erleben, gefolgt von hohen Preisen am Abend, da die Kapazitäten für fossile Brennstoffe steigen.“
Ein ähnliches Muster zeichnet sich in Teilen Südosteuropas ab. Einschränkungen der Netzinfrastruktur und der grenzüberschreitenden Verbindungskapazität dürften jedoch die Fähigkeit dieser Region verringern, von niedrigeren Preisen in benachbarten Märkten zu profitieren.
Der Montel-Bericht hob zudem regionale Schwachstellen hervor, die sich auf die Wasser- und Wärmeerzeugung auswirken. So verzeichnen Mittel-, Süd- und Südosteuropa derzeit niedrigere Stauseefüllstände als im gleichen Zeitraum 2024. Sollten die überdurchschnittlichen Sommertemperaturen anhalten, könnte dies das Risiko von Versorgungsengpässen sowohl hinsichtlich der Wasserkraftkapazität als auch der Flussschiffbarkeit erhöhen. Niedrige Stauseefüllstände könnten zudem zu geringeren Flussdurchflüssen führen, was wiederum die Wärmeerzeugung beeinträchtigen würde.
Geopolitische Entwicklungen dürften die europäischen Strommärkte weiterhin dominieren. Der anhaltende Konflikt in der Ukraine, die Instabilität in Teilen des Nahen Ostens und die sich wandelnden energiepolitischen Positionen in den USA tragen zu anhaltender Volatilität auf den globalen LNG- und Gasmärkten bei. Diese Faktoren dürften wiederum den Druck auf die europäischen Großhandelspreise für Gas und Strom weiter erhöhen, da die Länder zusätzliche Maßnahmen ergreifen, um ihre Gasvorräte vor der Wintersaison 2025/26 zu sichern. Jean-Paul Harreman sagte:
„Für Industriekunden und Großverbraucher könnte dieses Quartal von erheblichen Preisschwankungen geprägt sein. Das gleichzeitige Auftreten extrem niedriger und extrem hoher Intraday-Preise, bedingt durch die Solarstromentwicklung, Einschränkungen im Kernenergiesektor und Infrastrukturbeschränkungen, stellt sowohl operative Herausforderungen als auch Beschaffungsrisiken dar. Energieintensiven Industrien wird empfohlen, die Marktentwicklungen genau zu beobachten und das Risiko von Preisspitzen, insbesondere am späten Nachmittag und frühen Abend, zu bewerten.“
Das dritte Quartal 2025 dürfte zudem von anhaltenden Einschränkungen im französischen Kernkraftwerkspark geprägt sein. Korrosionsbedingte Ausfälle bleiben ein Faktor, und das Produktionsmanagement wird voraussichtlich eine kontinuierliche Anpassung an die Nachfrage und das Angebot erneuerbarer Energien erfordern. Eine kritische Variable ist die Wassertemperatur. Einschränkungen der Kühlwassernutzung, ausgelöst durch erhöhte Flusstemperaturen, könnten die Kernenergieproduktion einschränken, insbesondere während der Nachmittagshitze. Folgeeffekte könnten sich am frühen Abend zeigen, wenn Nachbarländer, die auf französische Exporte angewiesen sind, aufgrund sinkender Solarstromproduktion gezwungen sein könnten, teurere inländische Wärmekraftwerke zu aktivieren.
Die Probleme mit der französischen Atomenergie, verbunden mit negativen Preisen, geopolitischen Risiken, Einschränkungen in der Wasserkraft und Engpässen bei der Stromnetzanbindung, schaffen ein herausforderndes Umfeld für die europäischen Staats- und Regierungschefs beim Übergang zu einer Netto-Null-Zukunft.
Jean-Paul Harreman sagte: „Zusammengenommen zeichnen diese Dynamiken ein komplexes Bild: Rekordniedrige Preise und rekordhohe Abendspitzen könnten nebeneinander bestehen, was die strukturellen Herausforderungen für das europäische Stromsystem im Übergangszeitraum unterstreicht.“
