Die Präsidentin des iberischen Marktbetreibers (OMI), Carmen Becerril, prognostiziert, dass der „ausgewogene“ Energiemix Spaniens im jahr 2024 zwischen 26 und 15 Euro günstigere Preise als in Frankreich und Deutschland ermöglichen wird.

Bei seiner Teilnahme an der von IESE und Deloitte organisierten 19. Energiekonferenz wies Becerril darauf hin, dass sich Terminkontrakte für 2023 auf einen Preis von 125 Euro pro Megawatt (MWh) in Spanien beziehen, verglichen mit 151,44 Euro/MWh für Frankreich und 140,40 Euro/MWh für Deutschland.

Der OMI-Präsident, der die aktuelle Situation der hohen Strompreise als „Anomalie“ bezeichnete, verteidigte, dass sich der Grenzmarkt in der durch hohe Preise für Erdgas und CO2-Rechte verursachten Krise „gut geschlagen“ habe.

Als solcher betont er, dass die Terminmarktpreisentwicklung in Spanien „konsequent rückläufig“ und „wesentlich anders“ in Bezug auf Frankreich und Deutschland sei, aufgrund „des Energiemixes, der mit dem verglichen wurde, was wir in anderen europäischen Ländern sehen der Welt.“ Iberische Halbinsel.“.

In dieser Hinsicht schreibt er die „konsequente Verbesserung“ seines Beitrags zu Spaniens Energiemix aus Technologien wie Wind, Sonne und Solarthermie zu, was die Antwort darauf ist, dass die Zukunft „niedrigere Preise als die Preise anderer Länder“ kennzeichnet.

Er warnte jedoch davor, dass „Volatilität“ auf dem Strommarkt als etwas „beständiger“ dargestellt zu werden scheine, wobei er der Ansicht sei, dass die Laufzeitabdeckung immer noch eine „zunehmend notwendige Strategie“ sein sollte. „Heute haben wir eine neue Realität, die ein Energiemanagement in einem organisierten Terminmarkt mit seinen Vor- und Nachteilen erfordert“, sagte er.

LANGFRISTIGE VERTRÄGE FÖRDERN.

Endesa und Naturgy verteidigen ihrerseits das Drängen auf langfristige Energieverträge als das beste Instrument, um die derzeitige Volatilität auf dem Stromgroßhandelsmarkt, dem sogenannten „Pool“, zu bekämpfen.

In diesem Zusammenhang verteidigte der Generaldirektor für institutionelle Beziehungen und Vorschriften von Endesa, José Casas, die Förderung von Terminkontrakten auf dem Strommarkt, obwohl er betonte, dass die in RD 17/2021 festgelegte Primärenergieauktion dies nicht fördern würde.

Casas behauptet, dass die Erzeugung, die den gepoolten Preis „sieht“, die sogenannte Grenztechnologie (Kombikraftwerk und Kohle), Recore (Installation erneuerbarer Energien, Kraft-Wärme-Kopplung und Sonderabfallsysteme mit garantierten Gewinnen) ist, die mehr als 120 Terawatt darstellt Stunden (TWh). ) von mehr als 250 TWh pro Jahr produziert.

Daher betonte er, dass es noch 120 TWh an Kraftwerken gibt, die nicht in den „Pool“ kommen, aber dieser Energieverkauf wird mit einem Terminkontrakt abgeschlossen.

Auf diese Weise ist Casas der Ansicht, dass es zur Förderung langfristiger Energie notwendig ist, Energie, die in den täglichen Großhandelsmarkt gelangt, zu „anreizen“, und Recore, das etwa 83 TWh betrifft, könnte dafür einen Anreiz erhalten, ohne die garantierte Rentabilität zu beeinträchtigen. .

Unterdessen glaubt Pedro Larrea, Generaldirektor für Energiemanagement und -netze von Naturgy, dass es trotz der Tatsache, dass das Gespräch über eine Änderung des Wirtschaftsregimes von Recore für einige „einen Stoß“ geben könnte, „es einen Weg gibt“, dass sie einen Anreiz haben könnten, Verträge abzuschließen einen Zeitraum, „ungeachtet dessen, welche Rechte oder Einkünfte betroffen sind, zugunsten des Systems“.

Darüber hinaus betonte der Manager, der erklärte, dass das Kombikraftwerk „Geld verloren“ habe, dass der Großteil der Energie „nicht zu Großhandelsmarktpreisen verkauft“ werde, weil sie „nicht auf dem Tagesmarkt verkauft“ werde.