Der neue IEA-Report (International Energy Agency) thematisiert einen interessanten Punkt: Welche Treiber hat der chinesische Stromverbrauch? Ende 2024 lag der Verbrauch in China bei hochgerechneten 10.000 TWh/a – das entspricht einem Drittel des globalen Strombedarfs.
Im Report steht über China, was wir vor 5 Jahren auch für Europa erwartet hätten: Das starke Wachstum der Stromnachfrage in China in den letzten Jahren wurde durch eine Vielzahl von Faktoren angetrieben. Auf der Industrieseite haben, neben den traditionellen Industrien, das schnelle Wachstum in der stromintensiven Herstellung von Solar-PV-Modulen, Batterien und Elektrofahrzeugen und eine stabile Produktion die Nachfrage erhöht. Außerhalb der Industrie sind der wachsende Bestand an Klimaanlagen, die zunehmende Anzahl von EV-Ladestationen sowie das Wachstum von Rechenzentren und 5G-Netzwerken wichtige Faktoren. Zudem trägt die verstärkte Elektrifizierung in allen Sektoren zur Verbrauchssteigerung bei. Die Analyse der IEA zeigt, dass die rasche Elektrifizierung eine transformative Wirkung hatte, die die Stromnachfrage über das wirtschaftliche Wachstum hinaus erhöht hat. Der Anteil des Stroms am gesamten Endverbrauch in China wird für 2024 auf 28 % geschätzt. Zum Vergleich: In den Vereinigten Staaten liegt dieser Anteil derzeit bei geschätzten 22 % und in der Europäischen Union bei 21 %. China lebt in diesem Punkt vor, was auch für Europa ein Ziel war. Noch deutlicher: In China verbraucht die Industrie etwa 60 % des gesamten Stroms – ein deutlich höherer Anteil als in jedem anderen Land der Welt (im OECD-Durchschnitt sind es 32 %).
Die weltweite Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien stieg im Jahr 2024 um 10 % im Vergleich zum Vorjahr – doppelt so hoch wie der Anstieg von 5 % im Jahr 2023. Die Wasserkraftproduktion, die 2023 aufgrund schwerer Dürren in vielen Regionen um etwa 2 % zurückgegangen war, erholte sich 2024 und stieg um 4 %. Dieser Anstieg wurde vor allem durch eine stärkere Niederschlagsmenge in China und Europa begünstigt. Gleichzeitig wuchs die Stromerzeugung aus Solar-PV in 2024 um 30 % – die höchste Wachstumsrate seit 2017 – und erreichte einen Rekordanstieg von 475 TWh im Jahresvergleich. Mehr als die Hälfte dieses Wachstums entfiel auf China. In der Prognose für den Zeitraum 2025–2027 erwartet die IEA, dass die globale Stromerzeugung aus Solar-PV um etwa 1.800 TWh steigt. Der starke Wachstumstrend bei Solar-PV geht mit einer anhaltenden Expansion der Windkraft einher, die in diesem Zeitraum voraussichtlich rund ein Drittel des zusätzlichen globalen Strombedarfs decken wird. Insgesamt erwarten die Autoren des Reports, dass die erneuerbare Stromerzeugung bis 2027 jährlich um durchschnittlich 10 % wächst. Dadurch werden die Erneuerbaren beinahe 90 % des Stromverbrauchswachstums der Welt abdecken.
Und dann gibt’s im IEA-Report auch noch eine Rubrik zu den negativen Spotpreisen am Strommarkt. Wir in Europa sind davon in geringem Maß betroffen: Die meisten europäischen Märkte hatten in weniger als 5 % der Jahresstunden negative Preise. Weltweit sieht das an manchen Orten anders aus: Negative Großhandelspreise sind in einigen Regionen in den letzten Jahren häufiger geworden. Auch die IEA bemerkt, dass es verschiedene Gründe gibt, warum negative Preise in bestimmten Märkten auftreten, in denen sie erlaubt sind. Doch allgemein deuten sie auf eine mangelnde Flexibilität des Stromsystems hin – sei es aus technischen, regulatorischen oder vertraglichen Gründen. Besonders in Zeiten geringer Stromnachfrage und gleichzeitig hoher Erzeugung können negative Preise entstehen. Das Ausmaß und die Dauer negativer Preise variieren je nach Land und Region, da sie von den jeweiligen Marktbedingungen abhängen. In Südaustralien machten negative Preise in den Jahren 2023 und 2024 durchschnittlich etwa 25 % der Stunden pro Jahr aus. In Südkalifornien stieg der Anteil der Stunden mit negativen Preisen im Jahr 2024 auf 15 %, verglichen mit nur 4 % im Vorjahr.
Um einen positiven Schluss aus dem IEA-Report zu ziehen, kann man für den globalen Stromverbrauch zusammenfassen: Die Emissionen aus der Stromerzeugung stagnieren, da erneuerbare Energien die Erzeugung aus fossilen Brennstoffen begrenzen.
Auch auf die mitteleuropäischen Strompreise haben die Erneuerbaren in den kommenden Monaten wieder eine stärkere Wirkung als im Herbst und Winter. Der Grund: Solareinspeisung. Die Normerzeugung liegt aktuell bei 7 GW und nimmt von Woche zu Woche um jeweils 1 GW zu. Schon Anfang März werden mit meteorologisch bedingt vielversprechenden 10,8 GW gerechnet. In den Stunden der Mittagsspitzen sollen erstmals auch wieder Erzeugungsspitzen von 40 GW erzielt werden. Die auch im Februar hohen deutschen Day-Ahead-Spotmarktpreise (im Mittel: 121 EUR/MWh) sollten in den nächsten Monaten leicht fallen. Dass sie nicht ins Bodenlose rutschen, liegt an der weiterhin schwachen Wind-Performance, die zum März-Beginn nur bei 60% der Norm (=21,3 GW) beträgt. Gleichzeitig ändert sich aber die Struktur der Preise. In den Mittagsstunden häuft sich die Zahl der Negativstunden und Nullpreise.
Die Entwicklung der Spotpreise hilft in dieser Hinsicht auch den Terminpreisen. Anfang Februar 25 erlebten diese ihren Höhepunkt eines Anstiegs, der insbesondere im Januar 25 an Beschleunigung gewann. Kalte Temperaturen und gleichzeitiger Einspeicherbedarf für kommenden Winter sorgte für hohe Gasnachfrage und steigende Gaspreise. Gleichzeitig führten diese über Gaskraftwerke zu hohen Strompreisen, die wiederum zusätzlich durch eine gravierende Windstille geprägt waren. Beides hatte eine Preisdynamik zur Folge, die überwiegend psychologisch getrieben schon fast an die Entwicklungen aus 2022 erinnerte. Im Februar wendete sich das Blatt schleunigst und in wenigen Tagen wurde das stabile Niveau aus dem Dezember 24 erreicht.
Hintergrund sind insbesondere milde Temperaturen. Aktuell drücken überdurchschnittliche Temperaturen die Heizlast und somit die Speicherentnahme, die auf unter 1 TWh/Tag gefallen ist. Insgesamt zeichnet sich ein Ende der Ausspeichersaison ab, wobei die Gasspeicherbestände 2025 auf einem höheren Niveau starten als in den Jahren 2021 und 2022. Dennoch bleiben sie um etwa 116 TWh unter dem Fünfjahresschnitt. Die daraus resultierende zusätzliche Sommernachfrage von rund 600 GWh/Tag ist erheblich. Mit den milden Temperaturen wirkt endlich auch das fundamental gute LNG-Angebot, das die ganze Zeit im Hintergrund herrschte, wegen der hohen Ausspeichernotwendigkeit aber nicht preisdämpfend sein konnte. Jetzt sorgt es auch für den Preisrückgang. Zudem sind Asiens LNG-Importe im Februar auf den niedrigsten Stand seit fast zwei Jahren gesunken, während Europas Importe sich seit den Tiefstwerten im Sommer nahezu verdoppelt haben. Zwischen 17 und 25 LNG-Tanker sind aktuell in den Wochen gemeldet, um das Flüssiggas nach Europa zu schiffen. Betont werden sollten außerdem die für die Strommärkte bedeutsamen CO2-Preise. Auch hier wirken die Temperaturen auf geringere Gasnachfrage und damit einhergehend geringere Nachfrage nach Zertifikaten, um die Emissionen aus der Gasverbrennung zu begleichen.
Mit Blick auf den März gehen wir von konsolidierenden Spotpreisen aus, gedrückt von der beschleunigten PV-Produktion, die mit dem milden, sonnigen Frühlingswetter einhergeht. An den Terminmärkten bleibt der Ausblick volatil. Insbesondere die aktuellen Verwerfungen zwischen USA und Ukraine trübten die zuletzt aufgekommenen Hoffnungen auf Friedensgespräche, was zur klassischen geopolitischen Unsicherheit beiträgt. Die Gas-Speicherbestände bewegen sich nahe den Tiefstwerten von 2021, was die Marktstimmung so oder so auf hohe Gas-Nachfrage im Sommer einstellt. Die geopolitischen Unsicherheiten deuten wir eher als bullish in einem Umfeld, welches fundamental eher von einer Verbesserung der Versorgung geprägt wäre. Die Terminmärkte zeigen uns nach dem starken Rückgang Ende Februar und Anfang März die große Unklarheit über die weitere Entwicklung. Eins kommt sicher: Die hohe Volatilität der Preise bei CO2, Strom und Gas.
Der neue IEA-Report (International Energy Agency) thematisiert einen interessanten Punkt: Welche Treiber hat der chinesische Stromverbrauch? Ende 2024 lag der Verbrauch in China bei hochgerechneten 10.000 TWh/a – das entspricht einem Drittel des globalen Strombedarfs.
Im Report steht über China, was wir vor 5 Jahren auch für Europa erwartet hätten: Das starke Wachstum der Stromnachfrage in China in den letzten Jahren wurde durch eine Vielzahl von Faktoren angetrieben. Auf der Industrieseite haben, neben den traditionellen Industrien, das schnelle Wachstum in der stromintensiven Herstellung von Solar-PV-Modulen, Batterien und Elektrofahrzeugen und eine stabile Produktion die Nachfrage erhöht. Außerhalb der Industrie sind der wachsende Bestand an Klimaanlagen, die zunehmende Anzahl von EV-Ladestationen sowie das Wachstum von Rechenzentren und 5G-Netzwerken wichtige Faktoren. Zudem trägt die verstärkte Elektrifizierung in allen Sektoren zur Verbrauchssteigerung bei. Die Analyse der IEA zeigt, dass die rasche Elektrifizierung eine transformative Wirkung hatte, die die Stromnachfrage über das wirtschaftliche Wachstum hinaus erhöht hat. Der Anteil des Stroms am gesamten Endverbrauch in China wird für 2024 auf 28 % geschätzt. Zum Vergleich: In den Vereinigten Staaten liegt dieser Anteil derzeit bei geschätzten 22 % und in der Europäischen Union bei 21 %. China lebt in diesem Punkt vor, was auch für Europa ein Ziel war. Noch deutlicher: In China verbraucht die Industrie etwa 60 % des gesamten Stroms – ein deutlich höherer Anteil als in jedem anderen Land der Welt (im OECD-Durchschnitt sind es 32 %).
Die weltweite Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien stieg im Jahr 2024 um 10 % im Vergleich zum Vorjahr – doppelt so hoch wie der Anstieg von 5 % im Jahr 2023. Die Wasserkraftproduktion, die 2023 aufgrund schwerer Dürren in vielen Regionen um etwa 2 % zurückgegangen war, erholte sich 2024 und stieg um 4 %. Dieser Anstieg wurde vor allem durch eine stärkere Niederschlagsmenge in China und Europa begünstigt. Gleichzeitig wuchs die Stromerzeugung aus Solar-PV in 2024 um 30 % – die höchste Wachstumsrate seit 2017 – und erreichte einen Rekordanstieg von 475 TWh im Jahresvergleich. Mehr als die Hälfte dieses Wachstums entfiel auf China. In der Prognose für den Zeitraum 2025–2027 erwartet die IEA, dass die globale Stromerzeugung aus Solar-PV um etwa 1.800 TWh steigt. Der starke Wachstumstrend bei Solar-PV geht mit einer anhaltenden Expansion der Windkraft einher, die in diesem Zeitraum voraussichtlich rund ein Drittel des zusätzlichen globalen Strombedarfs decken wird. Insgesamt erwarten die Autoren des Reports, dass die erneuerbare Stromerzeugung bis 2027 jährlich um durchschnittlich 10 % wächst. Dadurch werden die Erneuerbaren beinahe 90 % des Stromverbrauchswachstums der Welt abdecken.
Und dann gibt’s im IEA-Report auch noch eine Rubrik zu den negativen Spotpreisen am Strommarkt. Wir in Europa sind davon in geringem Maß betroffen: Die meisten europäischen Märkte hatten in weniger als 5 % der Jahresstunden negative Preise. Weltweit sieht das an manchen Orten anders aus: Negative Großhandelspreise sind in einigen Regionen in den letzten Jahren häufiger geworden. Auch die IEA bemerkt, dass es verschiedene Gründe gibt, warum negative Preise in bestimmten Märkten auftreten, in denen sie erlaubt sind. Doch allgemein deuten sie auf eine mangelnde Flexibilität des Stromsystems hin – sei es aus technischen, regulatorischen oder vertraglichen Gründen. Besonders in Zeiten geringer Stromnachfrage und gleichzeitig hoher Erzeugung können negative Preise entstehen. Das Ausmaß und die Dauer negativer Preise variieren je nach Land und Region, da sie von den jeweiligen Marktbedingungen abhängen. In Südaustralien machten negative Preise in den Jahren 2023 und 2024 durchschnittlich etwa 25 % der Stunden pro Jahr aus. In Südkalifornien stieg der Anteil der Stunden mit negativen Preisen im Jahr 2024 auf 15 %, verglichen mit nur 4 % im Vorjahr.
Um einen positiven Schluss aus dem IEA-Report zu ziehen, kann man für den globalen Stromverbrauch zusammenfassen: Die Emissionen aus der Stromerzeugung stagnieren, da erneuerbare Energien die Erzeugung aus fossilen Brennstoffen begrenzen.
Auch auf die mitteleuropäischen Strompreise haben die Erneuerbaren in den kommenden Monaten wieder eine stärkere Wirkung als im Herbst und Winter. Der Grund: Solareinspeisung. Die Normerzeugung liegt aktuell bei 7 GW und nimmt von Woche zu Woche um jeweils 1 GW zu. Schon Anfang März werden mit meteorologisch bedingt vielversprechenden 10,8 GW gerechnet. In den Stunden der Mittagsspitzen sollen erstmals auch wieder Erzeugungsspitzen von 40 GW erzielt werden. Die auch im Februar hohen deutschen Day-Ahead-Spotmarktpreise (im Mittel: 121 EUR/MWh) sollten in den nächsten Monaten leicht fallen. Dass sie nicht ins Bodenlose rutschen, liegt an der weiterhin schwachen Wind-Performance, die zum März-Beginn nur bei 60% der Norm (=21,3 GW) beträgt. Gleichzeitig ändert sich aber die Struktur der Preise. In den Mittagsstunden häuft sich die Zahl der Negativstunden und Nullpreise.
Die Entwicklung der Spotpreise hilft in dieser Hinsicht auch den Terminpreisen. Anfang Februar 25 erlebten diese ihren Höhepunkt eines Anstiegs, der insbesondere im Januar 25 an Beschleunigung gewann. Kalte Temperaturen und gleichzeitiger Einspeicherbedarf für kommenden Winter sorgte für hohe Gasnachfrage und steigende Gaspreise. Gleichzeitig führten diese über Gaskraftwerke zu hohen Strompreisen, die wiederum zusätzlich durch eine gravierende Windstille geprägt waren. Beides hatte eine Preisdynamik zur Folge, die überwiegend psychologisch getrieben schon fast an die Entwicklungen aus 2022 erinnerte. Im Februar wendete sich das Blatt schleunigst und in wenigen Tagen wurde das stabile Niveau aus dem Dezember 24 erreicht.
Hintergrund sind insbesondere milde Temperaturen. Aktuell drücken überdurchschnittliche Temperaturen die Heizlast und somit die Speicherentnahme, die auf unter 1 TWh/Tag gefallen ist. Insgesamt zeichnet sich ein Ende der Ausspeichersaison ab, wobei die Gasspeicherbestände 2025 auf einem höheren Niveau starten als in den Jahren 2021 und 2022. Dennoch bleiben sie um etwa 116 TWh unter dem Fünfjahresschnitt. Die daraus resultierende zusätzliche Sommernachfrage von rund 600 GWh/Tag ist erheblich. Mit den milden Temperaturen wirkt endlich auch das fundamental gute LNG-Angebot, das die ganze Zeit im Hintergrund herrschte, wegen der hohen Ausspeichernotwendigkeit aber nicht preisdämpfend sein konnte. Jetzt sorgt es auch für den Preisrückgang. Zudem sind Asiens LNG-Importe im Februar auf den niedrigsten Stand seit fast zwei Jahren gesunken, während Europas Importe sich seit den Tiefstwerten im Sommer nahezu verdoppelt haben. Zwischen 17 und 25 LNG-Tanker sind aktuell in den Wochen gemeldet, um das Flüssiggas nach Europa zu schiffen. Betont werden sollten außerdem die für die Strommärkte bedeutsamen CO2-Preise. Auch hier wirken die Temperaturen auf geringere Gasnachfrage und damit einhergehend geringere Nachfrage nach Zertifikaten, um die Emissionen aus der Gasverbrennung zu begleichen.
Mit Blick auf den März gehen wir von konsolidierenden Spotpreisen aus, gedrückt von der beschleunigten PV-Produktion, die mit dem milden, sonnigen Frühlingswetter einhergeht. An den Terminmärkten bleibt der Ausblick volatil. Insbesondere die aktuellen Verwerfungen zwischen USA und Ukraine trübten die zuletzt aufgekommenen Hoffnungen auf Friedensgespräche, was zur klassischen geopolitischen Unsicherheit beiträgt. Die Gas-Speicherbestände bewegen sich nahe den Tiefstwerten von 2021, was die Marktstimmung so oder so auf hohe Gas-Nachfrage im Sommer einstellt. Die geopolitischen Unsicherheiten deuten wir eher als bullish in einem Umfeld, welches fundamental eher von einer Verbesserung der Versorgung geprägt wäre. Die Terminmärkte zeigen uns nach dem starken Rückgang Ende Februar und Anfang März die große Unklarheit über die weitere Entwicklung. Eins kommt sicher: Die hohe Volatilität der Preise bei CO2, Strom und Gas.
Viel Erfolg bei Ihren Entscheidungen mit Energie!
Ihre Marlene Aschauer und Felix Diwok
Für das Team der INERCOMP