Marktkommentar Inercomp April 2024

For the English version, please scroll down.

Was bringt die Preisentwicklung im kommenden Sommer? Die Folgenden Aussagen sind ohne unbekannte extreme Wetterereignisse (oder AKW-Abschaltungen in Frankreich) zu sehen und gelten im Jahresvergleich zum Vorsommer. Fast alle Fundamentaldaten zeigen auf Preise für Strom und Gas, in den meisten Ländern Europas, für den Sommer 2024, die tiefer sind und auch bleiben sollten, als 2023. Bullish wird der moderate Anstieg des Verbrauchs in Europa erwartet, doch dieser wird durch das anhaltende Wachstum der erneuerbaren Energien überkompensiert werden. Einzig Polen wird das Land sein, bei dem der Verbrauchszuwachs größer ausfallen dürfte als der Zubau an Erneuerbaren.

Im Detail gibt es auch noch den bullishen Faktor, dass vor dem Sommer in Deutschland mehrere Kohlekraftwerke stillgelegt wurden oder werden. Wir erwarten zwar, dass dies im kommenden Winter eine wichtigere Rolle spielen kann, aber die Gaskraftwerke werden über den Sommer preisbestimmend bleiben und somit wird die Steinkohle in den Sommermonaten zur Kraftwerkserzeugung nur wenig beitragen.

Der wesentliche Hinweis auf die Erwartung der Sommer-Preise kommt aus den aktuellen Terminkontrakten Gas und CO2. Für diesen Sommer gehen Analysten von Reuters von einer bearishen Einschätzung des Gasmarktes aus. Der Gaspreisrückgang führt nach ihrer Analyse in der Folge zu einem Rückgang des Brennstoff- und CO2-Komplexes, da die EUA-Preise stark mit dem Gas korrelieren. Wir unterstützen diese Argumentationskette und erwarten für diesen Sommer eher einen Rückgang der Strompreise im Vergleich zu den aktuellen Marktpreisen.

Der Rückgang der TTF-Gaspreise seit November letzten Jahres hat die Kosten für die Stromerzeugung mit Gas erheblich gesenkt. In den letzten Monaten haben sich die CO2-Preise an den TTF-Gaspreisen orientiert, da man davon ausgeht, dass niedrigere Gaspreise die Umstellung von Kohle auf Gas fördern und so zu geringeren Emissionen führen sollten. Angesichts des derzeit engen Kausalzusammenhangs zwischen Gas und CO2 geht Reuters davon aus, dass auf einen weiteren Rückgang des Gaspreises in diesem Sommer auch niedrigere CO2-Preise folgen. Eine Einschränkung: Die britischen CO2-Preise UKA (UK-Allowances) haben sich bereits im letzten Jahr von den EUA abgekoppelt und sich in den letzten Monaten seitwärts bewegt. Sie sind nicht dem Gaspreisrückgang gefolgt und so haben sich die EUA den UKA angeglichen.

Die in den letzten Jahren durch extrem hohe Preise verursachte Reduktion der Nachfrage geht ebenso in die Sommer-Preiserwartung ein. Nach Korrektur der Ist-Nachfrage um den Temperatureffekt haben wir in ganz Europa starke Abweichungen von den Normalwerten vor der Krise gesehen. Im letzten Jahr war der Minderverbrauch in Deutschland bis zu -16 % und in Frankreich und am britischen Markt mindestens -7 %. In diesem Winter ist der Verbrauchsrückgang in UK und Deutschland etwas zurückgegangen ist. Dies kann auf eine teilweise Erholung, eine stärkere Elektrifizierung oder eine Kombination aus beidem zurückzuführen sein. In Frankreich scheint der Nachfragerückgang anhaltender zu sein.

Die verminderte Nachfrageprognose wurde von Reuters für den Sommer 2024 berücksichtigt und die Daten zeigen auf ein optimistischeres Wachstum in Deutschland und Großbritannien, das durch die Elektrifizierung getrieben ist, während Frankreich keine Zeichen auf eine Verbrauchserholung aussendet.

Die Energiekrise in Folge des russischen Angriffs auf die Ukraine hat einen Boom beim PV-Angebot gebracht, der sich in diesem Sommer weiter fortsetzen wird. Die PV-Erzeugung wird in diesem Sommer in den Big6-Ländern Europas (DE, UK, FR, PL, SP, IT) voraussichtlich um insgesamt +16 TWh (oder: 14%) zunehmen. Eine Prognose von Reuters für den Anstieg der Windenergie zeigt bei einem durchschnittlichen Wetterszenario einen Anstieg von +26 TWh (oder: +20%). Die Prognosewerte für Windstrom schwanken in den Wetterszenarien jedoch deutlich mehr als die Solarstromertragsprognose. Der starke prozentuale Anstieg im Sommervergleich ist auch auf die eher niedrigen Windgeschwindigkeiten im letzten Sommer zurückzuführen (insbesondere in Großbritannien und Spanien).

Der erwartete Mehrverbrauch der Big6-Länder beträgt 16 TWh und könnte daher allein durch die 16 TWh Solarüberschuss gedeckt werden, was bedeutete, dass die Gesamtentwicklung der Residuallast für die Big6 im Vergleich zum Sommer rückläufig wäre. Die Restnachfrage wäre um insgesamt 26 TWh reduziert (minus 4 % Y-o-Y).

Wir sehen auch, dass die Umstellung der Stromerzeugung von Gas auf andere Brennstoffe in diesem Sommer nur in begrenztem Umfang erfolgen könnte, wenn dies notwendig wäre: Steinkohlekraftwerke in Frankreich, Großbritannien, Spanien und Italien werden aufgrund der hohen kurzfristigen Grenzkosten (SRMC) und/oder der fast abgeschlossenen, nationalen Kohleausstiegspläne fast oder ganz abgeschaltet bleiben. Damit verbleiben nur noch Deutschland, Polen, die Tschechische Republik und in geringem Maße die Niederlande mit der Möglichkeit einer Umstellung von Kohle auf Gas bzw. von Braunkohle auf Gas. Polen und die Tschechische Republik haben geringe Gaskraftwerkskapazitäten, auf die sie umsteigen können, aber beide Länder können ihre Importe aus Ländern mit größeren freien Gaskapazitäten erhöhen. Das einzige Land, in dem eine Umstellung auf Braunkohle in größerem Umfang möglich ist, ist Deutschland, obwohl die Braunkohlekraftwerkskapazitäten im Vergleich zum letzten Sommer ebenfalls kleiner sind. Bei den gegebenen marktbasierten SRMCs erwartet Reuters, dass sich der Spread zwischen Deutschland und Frankreich verringert. Das gehandelte BL Power Q3-24 zeigt einen Spread von aktuell 12 EUR/MWh zwischen Deutschland und Frankreich, während Reuters einen Spread von ca. 3 EUR/MWh erwartet.

Die Prognose zeigt interessante Ergebnisse hinsichtlich der erwarteten Nettoimporte für die drei Kernländer DE/FR/UK: Deutschland wird weiterhin hohe Strom-Nettoimporte haben. In Frankreich wird angesichts der sich verbessernden Fundamentaldaten auch Potenzial für mehr Nettoexporte in diesem Jahr erwartet. In Großbritannien kann dank der höheren Importkapazitäten mehr relativ billiger Strom aus Frankreich importiert werden. Zusätzlich kann UK aus Dänemark über den neuen Viking Link importieren.

Die Sommer werden in Zukunft immer spannender bei der Preisbildung. Denn es wird erwartet, dass der Kühlbedarf im Sommer stärker ansteigen wird als der Bedarf über den Jahresschnitt gerechnet. Wir hoffen, dass dieser Ausblick auf die „Sommerpreise“ bei Ihren Entscheidungen hilft.

Ihr Felix Diwok, CEO, für das Team der Inercomp

_____________________________________________________________________________

Market Comment April 2024

How will prices develop in the coming summer? The following statements are to be seen without unknown extreme weather events (or nuclear power plant shutdowns in France) and apply in a year-on-year comparison with the previous summer. Almost all fundamentals point to prices for electricity and gas in most European countries for the summer of 2024 being and remaining lower than in 2023. The moderate increase in consumption in Europe is expected to be bullish, but this will be more than offset by the continued growth of renewable energies. Poland will be the only country where the increase in consumption is likely to be greater than the expansion of renewables.

In detail, there is also the bullish factor that several coal-fired power plants were or will be shut down in Germany before the summer. Although we expect this to play a more important role in the coming winter, gas-fired power plants will remain price-determining over the summer and therefore hard coal will contribute little to power plant generation in the summer months.

The main indication of the expected summer prices comes from the current gas and CO2 futures contracts. Reuters analysts are assuming a bearish assessment of the gas market this summer. According to their analysis, the fall in gas prices will lead to a fall in the fuel and CO2 complex, as EUA prices correlate strongly with gas. We support this line of reasoning and expect electricity prices to fall this summer compared to current market prices.

The fall in TTF gas prices since November last year has significantly reduced the cost of generating electricity with gas. In recent months, CO2 prices have tracked TTF gas prices as it is believed that lower gas prices should encourage coal-to-gas switching and thus lead to lower emissions. Given the current close causal link between gas and CO2, Reuters expects a further fall in gas prices this summer to be followed by lower CO2 prices. One caveat: the British CO2 prices. UKA (UK Allowances) already decoupled from EUA last year and have moved sideways in recent months. They have not followed the fall in gas prices and the EUA has therefore converged with the UKA.

The reduction in demand caused by extremely high prices in recent years is also reflected in the summer price expectations. After adjusting actual demand for the temperature effect, we have seen strong deviations from pre-crisis normal values throughout Europe. Last year, the reduction in consumption was up to -16% in Germany and at least -7% in France and the UK market. This winter, the decline in consumption in the UK and Germany has decreased somewhat. This may be due to a partial recovery, greater electrification or a combination of both. In France, the decline in demand appears to be more persistent.

The reduced demand forecast has been factored in by Reuters for the summer of 2024 and the data points to more optimistic growth in Germany and the UK driven by electrification, while France shows no sign of a recovery in consumption.

The energy crisis following the Russian attack on Ukraine has brought a boom in PV supply that will continue this summer. PV generation in the Big6 countries of Europe (DE, UK, FR, PL, SP, IT) is expected to increase by a total of +16 TWh (or: 14%) this summer. A Reuters forecast for the increase in wind energy shows an increase of +26 TWh (or: +20%) in an average weather scenario. However, the forecast values for wind power fluctuate significantly more in the weather scenarios than the solar power yield forecast. The strong percentage increase in the summer comparison is also due to the rather low wind speeds last summer (particularly in the UK and Spain).

The additional consumption of 16 TWh could be covered by the 16 TWh solar surplus alone, which would mean that the overall development of the residual load for the Big6 would decrease compared to the summer, and the residual demand would be reduced by a total of 26 TWh (minus 4% Y-o-Y).

We also see that the conversion of electricity generation to other fuels can only take place to a limited extent this summer: Hard coal-fired power plants in France, the UK, Spain and Italy will remain almost or completely shut down due to the high short-term marginal costs (SRMC) and/or the almost finalized national coal phase-out plans. This leaves only Germany, Poland, the Czech Republic and, to a lesser extent, the Netherlands with the option of switching from coal to gas or from lignite to gas. Poland and the Czech Republic have little gas-fired power plant capacity to which they can switch, but both countries can increase their imports from countries with greater spare gas capacity. The only country where switching to lignite on a larger scale is possible is Germany, although lignite power plant capacities are also smaller compared to last summer. With the given market-based SRMCs, Reuters expects the spread between Germany and France to narrow. The traded BL Power Q3-24 shows a spread of currently 12 EUR/MWh between Germany and France, while Reuters expects a spread of around 3 EUR/MWh.

The forecast shows interesting results with regard to the expected net imports for the three core countries DE/FR/UK: Germany will continue to have high net electricity imports. In France, potential for more net exports is also expected this year in view of the improving fundamentals. In the UK, more relatively cheap electricity can be imported from France thanks to higher import capacities. In addition, the UK can import from Denmark via the new Viking Link.

Summers will become increasingly exciting in terms of pricing in the future. This is because the demand for cooling in summer is expected to increase more than the average annual demand. We hope that this outlook on "summer prices" will help you with your decisions.  

Felix Diwok, CEO, for the Inercomp team