„In der Mitte und im Norden Europas gibt es keinen Wind. Es gibt einen Kampf um diese Energie, was zu der Knappheit führt“, sagt Jean-Paul Harreman, Director Montel Analytics. Er bezieht sich dabei auf den sprunghaften Anstieg der Day-Ahead-Preise, die am Abend des 7. Novembers in zwei Stunden über 800 Euro pro MWh lagen, während die Spotpreise für Baseload einen Höchststand von fast zwei Jahren erreichten. Der Day-Ahead-Markt für Donnerstag sah weniger angespannt aus. Aber die teuerste Stunde lag immer noch bei 408,26 Euro pro MWh. Ölgefeuerte Blöcke lieferten zuletzt 0,7 GW Strom und damit so viel wie seit einem Monat nicht mehr, während die Stromimporte nach Angaben von Entso-E bei rund 14 GW lagen. „Öl- oder Pumpspeicherkraftwerke sind in der Merit-Order wahrscheinlich die marginalen Einheiten. Bei den derzeitigen Preisen handelt es sich jedoch eher um eine Auswirkung von Knappheit und Bietstrategien als um eine reine Widerspiegelung der Grenzkosten der Stromerzeugung“, sagt Harreman. „Ein solches Szenario könnte angesichts der geringen Windenergie-Erzeugung in diesem Winter wieder eintreten.“

Sorgen um die französische Nachfrage

„Die Nachfrage ist noch nicht auf dem höchsten Stand. Die französische Kernenergie wird voraussichtlich etwa 8 GW an zusätzlicher Erzeugung für den europäischen Markt bereitstellen. Aber wenn es kälter wird, wird die französische Nachfrage zusätzlichen Druck ausüben, da sie sehr temperaturempfindlich ist.“ Die deutsche Windenergie-Erzeugung könnte am frühen Abend weniger als 0,5 GW liefern. Und mit 0,6 GW den niedrigsten Tagesdurchschnitt seit mindestens 2014, so die Prognosen von Montel Analytics.

Deutschlands konventionelle Erzeugungskapazität ist in diesem Jahr geschrumpft, da mehrere Kohleblöcke, die aufgrund der Energiekrise 2022 vorübergehend aktiv waren, in die Stand-by-Netzreserve zurückkehrten. Zusätzlich hat das Land im April 2023 seine letzten 4 GW Kernkraftkapazität stillgelegt.

Quelle: Montel News | solarserver.de © Solarthemen Media GmbH