Im Juli ging es mit den Strompreisen am Spotmarkt deutlich nach oben. Schuld war das Wetter. Die Terminpreise sind leicht gestiegen.
Spotmarkt
Sonne und Wind haben die Stromverbraucher im Juli im Stich gelassen. Die Windausbeute war deutlich niedriger als im Vormonat, aber zumindest höher als im Vorjahresmonat. Die Solarstromausbeute hingegen war trotz viel mehr Anlagen noch niedriger als im Juli 2024. Das entspricht auch der allgemeinen Wahrnehmung: der Juli war trübe, regnerisch und ausnahmsweise nicht zu warm. Stromverbrauch und Nettoimporte sind gegenüber dem Vormonat angestiegen. Die Stromerzeugung aus Kohle (insbesondere Braunkohle) hat deutlich zugenommen. Der Anteil der regenerativen Stromerzeugung ist damit auf 59,1% gesunken.
Gas-, CO2– und Kohlepreise haben leicht nachgegeben. Gas kostete im Spotmarkt durchschnittlich 34,7 €/MWh, CO2 70,2 €/EUA. Trotzdem ist der mittlere Spotpreis für Strom um fast 24 €/MWh auf 87,80 €/MWh gestiegen. Das ist gleichfalls ein satter Aufschlag auf den Vorjahresmonat. Kohleverstromung ist unverändert billiger als Gasverstromung.
Die geringe Solarstromerzeugung hat zu einer Glättung der Preiskurve geführt. Es gab nur noch zwölf Stunden mit negativen Preisen, auch die Stunden mit Stromüberschuss haben sich ungefähr halbiert. Die Stunden mit Knappheitspreisen, die abends und morgens in den Vormonaten zu beobachten waren, gab es auch nur noch am Monatsanfang. Die Residualkurve weist keine ursächlichen Spitzen mehr in dem Maße auf.
Das hat Auswirkungen auf die Profilfaktoren, für PV-Strom ist der Profilfaktor auf 0,681 gestiegen, ein für den Sommer sehr hoher Wert. Windstrom an Land war fast 95% des mittleren Spotpreises wert. Die Übertragungsnetzbetreiber sind noch nicht so weit, dass sie ihren Teil der EE-Stromvermarktung limitiert vornehmen können.
Der Rückgang der Solarstromerzeugung hat die Spreizung der Spotpreise merklich reduziert. Im Mittel betrug die Preisdifferenz nicht einmal mehr 100 €/MWh. Das ist schon überraschend.
Terminmarkt
Am Terminmarkt gab es ferienbedingt wenig Handelsaktivität und wenig Preisbewegung. Die unerwartet hohen Spotpreise haben für Aufschläge entlang der gesamten Kurve gesorgt. Unterstützt wurden sie dabei von gestiegenen Terminpreisen für Erdgas und CO2. Der Markt scheint den erneuerbaren Energien nicht mehr so viel zuzutrauen und preist lieber höhere Gasverbräuche und damit auch CO2-Emissionen ein. Die Füllung der Gasspeicher geht unverändert langsam weiter.
Die neuen US-Zölle sind zwar monatelang im Energiemarkt diskutiert worden, haben aber am Ende keine erkennbaren Auswirkungen gehabt, dazu ist der Effekt auch viel zu wenig greifbar.
Mit Befremden ist in dem Zusammenhang die Zusage der EU aufgenommen worden, jährlich Energie im Wert von 250 Mrd. Dollar von den USA zu kaufen. Ein solches Volumen ist schlichtweg nicht darstellbar. Aus Verbrauchersicht ist jedoch erfreulich, dass die Amerikaner uns mehr Energie, insbesondere Erdgas (LNG) verkaufen wollen. Das ist zwar nicht neu, kommt aber gerade recht zu einer Zeit, in der Quatar androht, die EU nicht mehr zu beliefern, wenn diese an ihren rigorosen Lieferkettenbestimmungen festhält. Es ist erschreckend, dass man in Brüssel immer noch nicht eingesehen hat, dass man anderen Ländern keine Vorschriften machen soll und mangels Macht auch nicht machen kann. Im übrigen sind die Großhandelspreise für Erdgas in den USA nicht einmal halb so hoch wie bei uns.
Die energiepolitische Diskussion in Deutschland über Gaskraftwerkskapazitäten und eine mögliche Reduzierung des EE-Ausbaus spielt am Markt bislang keine Rolle. Mögliche Entscheidungen würden ohnehin erst nach 2030 relevant sein. Die marginale Erhöhung der Risikoprämien für die Folgejahre ist der schwachen EE-Stromerzeugung in diesem Jahr zuzuschreiben.
