06. Aug 2019

Kumulierte Erzeugung und Last in Deutschland für drei Tag mit Minuspreisen. Bild: Elcom

Links der Terminmarkt-Preisverlauf im ersten Halbjahr 2019 für Strom für 2020 mit Lieferort Schweiz, Deutschland, Frankreich und Italien. Rechts der Preisverlauf für das erste Halbjahr für Gas, CO2 und Kohle. Bild: Elcom

Der Tagesdurchschnittspreis der Schweizer Day Ahead Auktion für das erste Halbjahr 2019 lag bei 42.6 EUR/MWh, in Deutschland ca. 4 EUR/MWh tiefer bei 38.3 EUR/MWh und in Frankreich leicht tiefer bei 41.0 EUR/MWh. Bild: Elcom

Elcom 1. Halbjahr Strommarkt 2019: Frontjahr zwischen 50 und 56 EUR/MWh - Day Ahead bei durchschnittlich 42.6 EUR/MWh

(Elcom) Beim Terminmarkt bewegten sich die Strompreise für das Kalenderjahr 2020 mit Lieferort Schweiz zwischen 50 und 56 EUR/MWh. Während sich Kohle- und Gaspreise nach unten bewegten, stiegen die CO2-Preise deutlich an. Der Tagesdurchschnittspreis der Schweizer Day Ahead Auktion für das erste Halbjahr 2019 lag bei 42.6 EUR/MWh. (Texte en français >>)


Terminmarkt

Die Strompreise in der Schweiz bewegten sich 2019 parallel zu den Preisen in Deutschland, Frankreich und Italien. Der Strompreis für das Kalenderjahr 2020 mit Lieferort Schweiz handelte zu Beginn des Jahres bei 55.85 EUR/MWh und bewegte sich seitdem im Bereich zwischen 50 und 56 EUR/MWh. Ende Juni schloss das Schweizer Frontjahr mit ca. 2 EUR/MWh tiefer als zu Jahresbeginn bei 53.69 EUR/MWh.

Kohle sinkt, CO2 steigt
Der Seitwärtstrend beim Strompreis lässt sich durch die gegenläufige Preisentwicklung bei den für den Strompreis wichtigen Commodities (Kohle und CO2) erklären, denn der Preis für Kohle setzte seinen Abwärtstrend auch 2019 weiter fort. Allgemein hohe Lagerbestände zusammen mit einer tieferen Nachfrage nach Kohle, welche sich durch den Gas-Kohle-Switch noch weiter verstärkt hat, drückten den Preis. Der Preis für CO2 war zwar zu Jahresbeginn gesunken (Tiefpunkt am 18 Feb bei 18.82 EUR/t), folgte aber seitdem einem steigenden Trend. Die Befürchtungen eines harten Brexit Anfang 2019 wirkten sich bearish auf den CO2-Preis aus. Die Aussicht auf einen weicheren Brexit wiederum und schlussendlich die Brexit Verlängerung bis Ende Oktober verliehen den CO2-Zertifikatspreisen Aufschwung. Die Marktunsicherheit aufgrund des Handelskriegs zwischen China und den USA und der Rücktritt von Theresa May Ende Mai beendeten den Aufwärtstrend. Gas seinerseits bewegte sich tendenziell seitwärts und schloss das Halbjahr 2019 leicht tiefer bei 17.94 EUR/MWh. Während volle Gasspeicher und LNG für bearische Impulse sorgten, führten zeitliche Unterbrechungen der Norwegischen Gaslieferungen für kurzfristige Preiskorrekturen nach oben.

Spotmarkt
Der Tagesdurchschnittspreis der Schweizer Day Ahead Auktion für das erste Halbjahr 2019 lag bei 42.6 EUR/MWh, in Deutschland ca. 4 EUR/MWh tiefer bei 38.3 EUR/MWh und in Frankreich leicht tiefer bei 41.0 EUR/MWh. Der Januar war der teuerste Monat mit einem durchschnittlichen Preis für Stromlieferung in der Schweiz von 62.3 EUR/MWh (in Deutschland 49.4 EUR/MWh, in Frankreich 61.2 EUR/MWh). Juni war preislich der tiefste Monat mit einem durchschnittlichen Preis von 31.9 EUR/MWh (in Deutschland 32.5 EUR/MWh, in Frankreich 29.3 EUR/MWh). Die Preise in der Schweiz im Februar waren aufgrund der anhaltenden milden Temperaturen im Vergleich eher tief bei durchschnittlich 48.8 EUR/MWh.

Drei Tage Negativpreise in Deutschland
Erwähnenswert ist in diesem Jahr die Häufigkeit von negativen Day Ahead Auktions Base Preisen (der Base Preis entspricht dem Durchschnitt der 24-Stundenpreise aus der Day Ahead Auktion) in Deutschland. Konkret war heuer der Base Preis in Deutschland an drei Tagen negativ, am 01.01.2019 (Neujahr), 22.04.2019 (Ostermontag) und 08.06.2019 (Pfingstsamstag) bei jeweils -4.3 EUR/MWh, -14.01 EUR/MWh und -42.24 EUR/MWh. Diese tiefen Preisen wirkten sich auch bearisch auf die Schweiz aus. Allerdings sorgten Grenzkapazitätsengpässe dafür, dass die Base Preise in der Schweiz nicht ins Negative rutschten. Grund für die negativen Preise war eine Stromüberproduktion. Charakteristisch dafür sind eine feiertagsbedingte tiefere Last und hohe Einspeisung aus Wind und Solar, welche an diesen Tagen an einzelnen Stunden den Strombedarf komplett deckten. Die Erzeugung aus thermischen Kraftwerken verschärfte an diesen Tagen die Überproduktion. Die Abbildung links zeigt die Tagesdurchschnittspreise der Day Ahead Auktionen in der Schweiz, Deutschland und Frankreich. Zudem sind die kumulierte Erzeugung und Last aus Wind und Solar für die drei negativen Base-Preis-Tage in Deutschland aufgeführt.

Text: Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom

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