Am 6. November, als die stündlichen Spotpreise in Deutschland 800 Euro/MWh überstiegen, waren nach Angaben von Montel Ölkraftwerke mit einer Leistung von 1.179 MW in Betrieb, ein Rekordwert seit Januar 2018.
Allerdings hätte das Ungleichgewicht zwischen Stromproduktion und -verbrauch an diesem Tag die Preise auf die stündliche Obergrenze von 4.000 EUR/MWh drücken können, erklärte Tobias Federico, Geschäftsführer von Montel Analytics.
„Nach unserer Modellierung liegen die Grenzkosten von Ölkraftwerken zwischen 250 und 300 EUR/MWh, einschließlich der Anlaufkosten“, bemerkt Stefan Konstantinov, leitender Ökonom bei Icis.
Allerdings dürften diese Anlagen in Zeiten der Stromknappheit „deutlich über ihren Betriebskosten“ bieten, um ihre Fixkosten zu decken, fügte er hinzu.
Niedergang der Kohle
Der Einfluss des Betriebs von Ölkraftwerken auf die Strompreise ist umso bedeutender, als die kumulierte Leistung deutscher Kohlekraftwerke nach Angaben der deutschen Netzregulierungsbehörde von 17,5 GW im vergangenen November auf 11,5 GW im April stieg BNA.
„Wir sehen eine Verschlechterung der Versorgungssicherheit im deutschen Strommarkt“, sagte Konstantinow und betonte, dass das System bei Kälteeinbrüchen auf eine harte Probe gestellt werde.
Für Herrn Federico sind Kälteperioden in Kombination mit einem längeren Ausfall der Solar- und Windproduktion, in Deutschland „Dunkelflaute“ genannt, der Hauptrisikofaktor für die Preise in diesem Winter in Mitteleuropa.
„Am 6. November hatten wir eine klassische Dunkelflaute-Episode, aber wenn die Temperaturen auf -10 °C gefallen wären, wäre der Strombedarf in Deutschland um 3,5 GW gestiegen, was das Land nicht hätte liefern können“, sagte er.
Robin Girmes, Direktor des Meteorologieunternehmens EnergyWeather, prognostiziert eine weitere Dunkelflaute-Periode in der ersten Dezemberhälfte.
Französische Situation
In Frankreich rechnen Analysten in diesem Winter nicht mit häufigen Preisspitzen, da die Margen bei der Kern- und Wasserkrafterzeugung als ausreichend angesehen werden, um den Großteil des Stromverbrauchs des Landes zu decken.
Ein Rückgang der Windproduktion in Kombination mit einer Kälteperiode könnte jedoch zu „Sprüngen“ auf dem französischen Spotmarkt führen, da es „sehr teuer“ wäre, den Rückgang durch eine gasbasierte Produktion auszugleichen, erklärte Robert Jackson-Stroud bei Icis.
Für Gabriele Martinelli, Leiterin der europäischen Stromforschung bei LSEG, dürfte der Stromverbrauch Frankreichs im ersten Quartal 2025 durchschnittlich bei 60 GW liegen, verglichen mit 57,2 GW im ersten Quartal 2024. Dies wäre jedoch „beherrschbar“, sofern es nicht länger dauerte Kälteeinbruch, sagte er.
Die beiden verbleibenden Kohlekraftwerke in Frankreich, Cordemais (1,2 GW) und Emile-Huchet (0,6 GW), würden in diesem Winter „sehr wenig“ genutzt und deutlich unter ihrer gesetzlichen Grenze von 700 Betriebsstunden pro Jahr liegen, gab der Netzmanager an RTE letzte Woche.
Laut RTE machte Kohle im vergangenen Jahr nur 0,17 % der französischen Stromproduktion aus, und das Land plant, bis 2027 vollständig vom fossilen Brennstoff abzuweichen.
„Wenn der Restbedarf in Frankreich 55 GW übersteigt und auch andere europäische Länder unter Druck stehen, kann Frankreich möglicherweise Kohlekraftwerke betreiben“, fügte Martinelli hinzu, der mit einer Produktion französischer Kohlekraftwerke von durchschnittlich 150 MW pro Jahr rechnet Stunde im ersten Quartal 2025. Herr Jackson-Stroud prognostiziert für diesen Winter einen Durchschnitt von 250 MW.
„Meine Intuition ist, dass Emile-Huchet dieses Jahr hauptsächlich für den Export arbeiten wird, da die französische Nachfrage außergewöhnlich gering ist“, bemerkte Nicolas Goldberg, Partner bei Colombus Consulting.
Allerdings sei die Aktivierung französischer Kohlekraftwerke nicht speziell für den Export angestoßen worden, selbst wenn der französische Verbrauch bereits durch andere Erzeugungsarten gedeckt sei, bemerkte Julio Quintela, Forschungsleiter bei Aurora Energy Research.
