New year, new luck? Does this new year’s motto also apply to energy prices? There have always been no “good” prices per se in the energy industry. The zero-sum game has various implications for the many market players. Energy producers are happy about high prices and consequently high profits. On the consumer side – whether industry or end customers – low prices and low costs are a welcome development. Regulatory factors have also played an important role for almost two years. Prices must not be too high in order to avoid a loss of competition and social problems. Power price brakes and heating packages, which secure the price of basic necessities, are socio-economically valuable in the event of extreme prices. There is also a lively debate on the market about price design and even the liberal-golden merit order is being criticized. In addition, the climate crisis hangs over the world like a sword of Damocles, tugging at resources and energy consumption. Whichever way you look at it, energy prices need to be viewed in a differentiated way. Locally, globally, geopolitically, climatically, socially and physically. The increasing complexity of the world does not stop at the energy industry, or even the other way round. The energy sector, with all the necessities for prosperity and the economy and all the morally debatable consequences for the world and people, is a reason for complexity, is part of the increasing confusion and confusion. We, as an independent energy service provider, are trying to unravel the tangle together with you.
Let’s get to the facts: in 2023 and at the beginning of 2024, power and gas prices have fallen continuously and are now even slightly below pre-war levels. The geopolitical tensions in the Middle East have no direct influence on the supply of gas and power in Europe. However, they do have an impact on futures market prices via the oil price and psychology.
Europe’s energy shortage in the wake of the Ukraine crisis has disappeared. On the contrary, renewables have produced so much power that gas could be stored for many hours instead of being consumed. With more than 100% gas in European storage facilities, the winter arrived, and temperatures only slowly reduced the storage levels. The storage facilities are currently around 60% full. A continued good gas supply situation from LNG imports and full storage facilities ensured that the downward trend continued until the end of February 2024. According to experts, the winter is almost over due to mild March temperatures. The prospect that we will emerge from the winter with a gas storage level of around 55% has therefore been confirmed, which will also ease the supply situation for the coming heating season. The higher transport risks via the Suez Canal and the restrictions on the Panama Canal are currently not a disadvantage for Europe, as they favor Atlantic LNG imports. This means that US gas is mainly coming to Europe. The long-term downward trend reversed at the end of February, with the low-price level causing some short positions to be filled. It remains to be seen whether this is a real trend reversal; we are skeptical about the temperatures, the low storage requirements, the continuing weak demand, and the global LNG oversupply.
This picture is intensifying, especially in the long term, as Qatar recently announced that it will continue the export growth planned until 2027 until 2030. As a result, Qatari LNG export volumes will al-most double by the end of the decade, with an increase of 85%. This is not the only reason why we see the prices for gas and power in the distant future (adjusted for purchasing power and inflation) being much more favorable than the forecasts show today. The recent high prices compared to the historical average and increased climate protection efforts are influencing supply and renewable energies are the most cost-effective and politically stable form of power production.
Back to the short term: Despite all the signs of easing, the gas price will continue to dominate pricing on the power market and coal demand in Europe in the coming months. A year ago in Q2 2023, Germany phased out nuclear energy. In combination with the low availability of French nuclear power plants, this will lead to additional shortages on the power market in the long term if renewables do not produce. As the last merit order power plant resource, gas will therefore continue to tip the scales for power pricing and is currently more favorable than coal-fired power generation. The falling gas price has pulled power prices down with it and had a price-reducing effect, which is also reflected in power by another component.
Alongside gas prices, the fall in the CO2 price is a key factor influencing the sharp correction in power prices. The CO2 price was already trading at just under 53 EUR/t on the spot market and has a direct impact on the marginal costs of conventional power plants, and therefore directly on the power price. There are two points to bear in mind here. Firstly, there are currently substantial short positions in the CO2 market, which will have to be closed again sooner or later. However, closing short positions means additional demand in the market and therefore drives prices upwards. On the other hand, according to scientific studies, but also in the opinion of the EU, current CO2 prices are not sufficient to achieve the ambitious decarbonization targets. The CO2 development with the increase to EUR 57/t also led to a price increase in power at the end of the month. It appears that the bottom has been reached for the time being, and not only in gas, which is why we expect power prices to at least move sideways in March. However, all of the bearish factors (high renewable generation, good availability of nuclear power plants in France, mild temperatures) should limit the rates of increase. Disruptive factors such as geopolitical events or problems at the French nuclear power plants could always cause a brief rebellion.
Vor allem langfristig verstärkt sich dieses Bild, hat doch Katar zuletzt bekanntgegeben, den bis 2027 geplanten Exportzuwachs bis 2030 fortzusetzen. Dadurch verdoppeln sich die katarischen LNG-Exportmengen bis zum Ende des Jahrzehnts beinahe, der Anstieg beträgt 85%. Nicht nur deshalb sehen wir die Preise für Gas und Strom in fernerer Zukunft (kaufkraft- und inflationsbereinigt) wesentlich günstiger als es die Prognosen heute zeigen. Die zuletzt zum historischen Durchschnitt hohen Preise und verstärkte Klimaschutzbemühungen beeinflussen das Angebot und die Erneuerbaren Energien sind die kostengünstigste und politisch stabilste Form der Stromproduktion.
Zurück zur kurzen Frist: Der Gaspreis wird in den nächsten Monaten trotz aller Entspannungssignale dominant für die Preisbildung am Strommarkt und für die Kohlenachfrage in Europa bleiben. Vor einem Jahr im Q2 2023 ist der Kernenergieausstieg Deutschlands passiert. Er führt in Kombination mit der geringen Verfügbarkeit der französischen AKW langfristig zu zusätzlicher Knappheit am Strommarkt, wenn die Erneuerbaren nicht produzieren. Gas bleibt als letzte Merit-Order-Kraftwerksressource somit das Zünglein an der Waage für die Strompreisbildung und ist derzeit günstiger als die Verstromung von Kohle. Der sinkende Gaspreis hat die Strompreise mitgezogen und preissenkenden Effekt gehabt, der sich im Strom aber auch durch eine weitere Komponente ausbildet.
Der Verfall des CO2 Preises ist neben Gaspreisen ein wesentlicher Einflussfaktor für die starke Korrektur der Strompreise. Der CO2 Preis handelte im Spotmarkt bereits knapp unter 53 EUR/t und wirkt direkt auf die Grenzkosten der konventionellen Kraftwerke, und somit direkt auf den Strompreis. Hierbei gibt es zwei Anhaltspunkte, die man bedenken sollte. Zum einen gibt es derzeit substanzielle Shortpositionen im CO2 Markt, welche früher oder später wieder geschlossen werden müssen. Das Schließen von Shortpositionen bedeutet aber zusätzliche Nachfrage im Markt und treibt die Preise daher nach oben. Zum anderen reicht der derzeitige CO2 Preise laut wissenschaftlichen Studien, aber auch nach Meinung der EU, nicht aus, um die ambitionierten Dekarbonisierungsziele zu erreichen. Die CO2-Entwicklung mit dem Anstieg auf 57 EUR/t hat entsprechend auch im Strom zum Monatsende zu einem Preisanstieg geführt Es scheint, als wäre nicht nur im Gas der Boden vorerst erreicht, weshalb wir zumindest seitwärts laufende Strompreise im März erwarten. Gesamtheit der bearishen Faktoren (hohe Erneuerbaren-Erzeugung, gute Verfügbarkeit der AKWs in Frankreich, milde Temperaturen) sollte die Steigerungsraten jedoch begrenzen. Störfaktoren wie geopolitische Ereignisse oder Probleme bei den französischen AKWs könnten stets für kurzes Aufbäumen sorgen.
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.
New year, new luck? Does this new year’s motto also apply to energy prices? There have always been no “good” prices per se in the energy industry. The zero-sum game has various implications for the many market players. Energy producers are happy about high prices and consequently high profits. On the consumer side – whether industry or end customers – low prices and low costs are a welcome development. Regulatory factors have also played an important role for almost two years. Prices must not be too high in order to avoid a loss of competition and social problems. Power price brakes and heating packages, which secure the price of basic necessities, are socio-economically valuable in the event of extreme prices. There is also a lively debate on the market about price design and even the liberal-golden merit order is being criticized. In addition, the climate crisis hangs over the world like a sword of Damocles, tugging at resources and energy consumption. Whichever way you look at it, energy prices need to be viewed in a differentiated way. Locally, globally, geopolitically, climatically, socially and physically. The increasing complexity of the world does not stop at the energy industry, or even the other way round. The energy sector, with all the necessities for prosperity and the economy and all the morally debatable consequences for the world and people, is a reason for complexity, is part of the increasing confusion and confusion. We, as an independent energy service provider, are trying to unravel the tangle together with you.
Let’s get to the facts: in 2023 and at the beginning of 2024, power and gas prices have fallen continuously and are now even slightly below pre-war levels. The geopolitical tensions in the Middle East have no direct influence on the supply of gas and power in Europe. However, they do have an impact on futures market prices via the oil price and psychology.
Europe’s energy shortage in the wake of the Ukraine crisis has disappeared. On the contrary, renewables have produced so much power that gas could be stored for many hours instead of being consumed. With more than 100% gas in European storage facilities, the winter arrived, and temperatures only slowly reduced the storage levels. The storage facilities are currently around 60% full. A continued good gas supply situation from LNG imports and full storage facilities ensured that the downward trend continued until the end of February 2024. According to experts, the winter is almost over due to mild March temperatures. The prospect that we will emerge from the winter with a gas storage level of around 55% has therefore been confirmed, which will also ease the supply situation for the coming heating season. The higher transport risks via the Suez Canal and the restrictions on the Panama Canal are currently not a disadvantage for Europe, as they favor Atlantic LNG imports. This means that US gas is mainly coming to Europe. The long-term downward trend reversed at the end of February, with the low-price level causing some short positions to be filled. It remains to be seen whether this is a real trend reversal; we are skeptical about the temperatures, the low storage requirements, the continuing weak demand, and the global LNG oversupply.
This picture is intensifying, especially in the long term, as Qatar recently announced that it will continue the export growth planned until 2027 until 2030. As a result, Qatari LNG export volumes will al-most double by the end of the decade, with an increase of 85%. This is not the only reason why we see the prices for gas and power in the distant future (adjusted for purchasing power and inflation) being much more favorable than the forecasts show today. The recent high prices compared to the historical average and increased climate protection efforts are influencing supply and renewable energies are the most cost-effective and politically stable form of power production.
Back to the short term: Despite all the signs of easing, the gas price will continue to dominate pricing on the power market and coal demand in Europe in the coming months. A year ago in Q2 2023, Germany phased out nuclear energy. In combination with the low availability of French nuclear power plants, this will lead to additional shortages on the power market in the long term if renewables do not produce. As the last merit order power plant resource, gas will therefore continue to tip the scales for power pricing and is currently more favorable than coal-fired power generation. The falling gas price has pulled power prices down with it and had a price-reducing effect, which is also reflected in power by another component.
Alongside gas prices, the fall in the CO2 price is a key factor influencing the sharp correction in power prices. The CO2 price was already trading at just under 53 EUR/t on the spot market and has a direct impact on the marginal costs of conventional power plants, and therefore directly on the power price. There are two points to bear in mind here. Firstly, there are currently substantial short positions in the CO2 market, which will have to be closed again sooner or later. However, closing short positions means additional demand in the market and therefore drives prices upwards. On the other hand, according to scientific studies, but also in the opinion of the EU, current CO2 prices are not sufficient to achieve the ambitious decarbonization targets. The CO2 development with the increase to EUR 57/t also led to a price increase in power at the end of the month. It appears that the bottom has been reached for the time being, and not only in gas, which is why we expect power prices to at least move sideways in March. However, all of the bearish factors (high renewable generation, good availability of nuclear power plants in France, mild temperatures) should limit the rates of increase. Disruptive factors such as geopolitical events or problems at the French nuclear power plants could always cause a brief rebellion.
Vor allem langfristig verstärkt sich dieses Bild, hat doch Katar zuletzt bekanntgegeben, den bis 2027 geplanten Exportzuwachs bis 2030 fortzusetzen. Dadurch verdoppeln sich die katarischen LNG-Exportmengen bis zum Ende des Jahrzehnts beinahe, der Anstieg beträgt 85%. Nicht nur deshalb sehen wir die Preise für Gas und Strom in fernerer Zukunft (kaufkraft- und inflationsbereinigt) wesentlich günstiger als es die Prognosen heute zeigen. Die zuletzt zum historischen Durchschnitt hohen Preise und verstärkte Klimaschutzbemühungen beeinflussen das Angebot und die Erneuerbaren Energien sind die kostengünstigste und politisch stabilste Form der Stromproduktion.
Zurück zur kurzen Frist: Der Gaspreis wird in den nächsten Monaten trotz aller Entspannungssignale dominant für die Preisbildung am Strommarkt und für die Kohlenachfrage in Europa bleiben. Vor einem Jahr im Q2 2023 ist der Kernenergieausstieg Deutschlands passiert. Er führt in Kombination mit der geringen Verfügbarkeit der französischen AKW langfristig zu zusätzlicher Knappheit am Strommarkt, wenn die Erneuerbaren nicht produzieren. Gas bleibt als letzte Merit-Order-Kraftwerksressource somit das Zünglein an der Waage für die Strompreisbildung und ist derzeit günstiger als die Verstromung von Kohle. Der sinkende Gaspreis hat die Strompreise mitgezogen und preissenkenden Effekt gehabt, der sich im Strom aber auch durch eine weitere Komponente ausbildet.
Der Verfall des CO2 Preises ist neben Gaspreisen ein wesentlicher Einflussfaktor für die starke Korrektur der Strompreise. Der CO2 Preis handelte im Spotmarkt bereits knapp unter 53 EUR/t und wirkt direkt auf die Grenzkosten der konventionellen Kraftwerke, und somit direkt auf den Strompreis. Hierbei gibt es zwei Anhaltspunkte, die man bedenken sollte. Zum einen gibt es derzeit substanzielle Shortpositionen im CO2 Markt, welche früher oder später wieder geschlossen werden müssen. Das Schließen von Shortpositionen bedeutet aber zusätzliche Nachfrage im Markt und treibt die Preise daher nach oben. Zum anderen reicht der derzeitige CO2 Preise laut wissenschaftlichen Studien, aber auch nach Meinung der EU, nicht aus, um die ambitionierten Dekarbonisierungsziele zu erreichen. Die CO2-Entwicklung mit dem Anstieg auf 57 EUR/t hat entsprechend auch im Strom zum Monatsende zu einem Preisanstieg geführt Es scheint, als wäre nicht nur im Gas der Boden vorerst erreicht, weshalb wir zumindest seitwärts laufende Strompreise im März erwarten. Gesamtheit der bearishen Faktoren (hohe Erneuerbaren-Erzeugung, gute Verfügbarkeit der AKWs in Frankreich, milde Temperaturen) sollte die Steigerungsraten jedoch begrenzen. Störfaktoren wie geopolitische Ereignisse oder Probleme bei den französischen AKWs könnten stets für kurzes Aufbäumen sorgen.
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