Strom Baseload (EUR/MWh)
DE/AT Q3-1842,64
DE/AT Cal-1942,82
HU Q3-1853,25
HU Cal-1950,95
CZ Q3-1844,59
CZ Cal-1944,03
IT Q3-1867,35
IT Cal-1959,60
Nordpool Q3-1840,45
Nordpool Cal-1936,65
  
Gas Baseload (EUR/MWh)
DE Q3-1822,77
DE Cal-1921,51
AT Cal-1921,89
AT Cal-2020,13
UK Q3-1822,55
UK Cal-1921,92
US M06-188,07
US M07-188,12
  
CO2 (EUR/t)
EUA Dec-1816,29

Values are closing prices, last update on 25.05.2018
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Marktkommentar - Mai 2018

Die fundamentalen Kosten der Produktion von Kohle und Öl sind nach dem Preisanstieg im Q4 2017 aus unserer Sicht gedeckt gewesen. Vorher war das zeitweise nicht so. Die Ölpreise haben Mitte Februar 2016 einen Tiefpunkt bei knapp 30 USD/Fass erreicht und handeln nun Mitte Mai wieder um die 80 USD/Fass (Brent). Die 70 USD/Fass vom Januar 2018 waren der erste Vorbote. Langfristig zeichnet sich die weitere Orientierung der Ölpreise an den Vollkosten ab und diesmal mit einer Prämie für die politische Unsicherheit. Ebenso haben die steigenden Kohlepreise zu einem Anstieg der Strompreise im Terminmarkt geführt. Generell lässt sich sagen, dass der Preisanstieg für den gesamten Energiekomplex im Vergleich zu März 2016 eingesetzt hat und die absolut tiefen Preisniveaus für Strom, CO2 und Gas von damals nun außer Reichweite sind. Rückblickend kann man erkennen, dass das Zusammenwirken von Faktoren wie günstige Wechselkurse, geringe Frachtraten und niedrige Energierohstoffpreise zu bisher einzigartig tiefen Strompreisen im Terminmarkt geführt hat und die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen derzeit eine Rückkehr auf das Preisniveau von vor zwei Jahren nicht zulassen.

Der gestiegene Ölpreis wirkt, über die global gesehen noch immer vorhandene Öl-Preisbindung, auf die Gaspreise am CEGH (Österreich, Ungarn, Slowenien, Kroatien) und NCG (Deutschland, West-Österreich). Nur die US-Gaspreise bleiben vom Ölpreis weiterhin unbeeindruckt. Die Gasspeichermengen sind in Europa im Jahresvergleich noch immer tief, jedoch fern von besorgniserregend, Die Kälte in der 2. Februarhälfte hat den Speicherstand gedrückt. Zusätzlich zum temperaturgetriebenen Verbrauch, wird der Fuel Switch (Kohle zu Gas) relevanter, weil der Kohlepreis im Vergleich zum Gaspreis Anfang 2018 überproportional gestiegen ist. Seit August 2017 sind Gaskraftwerke wieder mit Kohlekraftwerken in den Peak-Stunden des Tages konkurrenzfähig. Jedoch zeigt die Terminmarkt-Preiskurve für Kohle weiterhin stark nach oben und drückt so die Marge der Kohlekraftwerke. Trotz der hohen Strompreise (> 40 EUR/MWh für das Frontjahr) sind die Deckungsbeiträge der Kohlekraftwerke geringer geworden. Obwohl der CO2-Preis nun bei ca. 15 EUR/t liegt, ist Gas noch immer nicht bei Baseload-Lieferungen für Deutschland und Österreich im Vorteil. In UK ist das beispielsweise längst der Fall.

Die LNG Preise waren im Winter 2017/18 so attraktiv für Verkäufer am asiatischen Markt, dass LNG für Europa keine Bedeutung hatte. Jetzt wird das zwar besser, ist aber noch immer nicht gegenüber den Preisen an den Hubs von Vorteil. Die niedrigen Temperaturen im Dezember 2017 und im Februar 2018 haben die Spot-Preise hoch gehalten und so ist auch die Erwartung für das Q3 2018 seit August 2017 um mehr als 9 EUR/MWh gestiegen.

Der Strompreis in Deutschland ist in den letzten Monaten aufgrund der vorgenannten Faktoren stark angestiegen. Die Hauptgründe sind die verstärkte Kohlenachfrage in China und die dadurch steigenden Kohlepreise auch in Europa (Kohlekraftwerke sind meist Grenzkraftwerke in der Angebotskurve der EEX-DE). Auch wenn die Erneuerbaren immer weiter ausgebaut werden, können sie mittelfristig keinen vollständigen Ersatz zu Kohle- oder Kernkraftwerken darstellen. Auch Frankreich bleibt ein Preistreiber, da auch in der näheren Zukunft noch nicht gesichert ist, dass die KKW den saisonüblichen Output produzieren können und die Importe Frankreichs sind auch Anfang April 2018 im historischen Vergleich hoch. Für 2018 werden in Frankreich ca. 80 TWh weniger Jahresarbeit aus den Kernkraftwerken erwartet als im Jahr 2007 produziert wurde. Mit Ostern ist nun eine wetterbedingte Beruhigung der Spot-Preisentwicklung eingetreten.

Der Energieverbrauch in Deutschland sinkt seit 1990. Beim Strom ist jedoch im Vorjahr eine Trendwende zu sehen und es gibt einen Verbrauchszuwachs von 1,2 %. Seit Jahren kontinuierlichen Verbrauchszuwachs zeigt der ungarische Marktplatz HUPX (Ungarn, Slowenien, Kroatien und Serbien). Dort sehen wir keine mit Deutschland vergleichbare Tendenz beim Stromverbrauch. Einerseits steigt der Stromverbrauch in CCE und andererseits wird nicht so viel wie im EEX-DE-Preisraum in die Erneuerbare-Energie-Produktion investiert. Daher erwarten wir eine weitere Entkopplung des HUPX Preises vom EEX-DE Preis für Strom und einen höheren Preisabstand für Ungarn, Serbien und Slowenien zum deutschen Preis. Jedoch wird sehr viel von dieser Erwartung von dem Ausmaß des möglichen deutschen Kohleausstiegs abhängen. Auch Polen hat mit der stark kohlebasierten Stromproduktion eine von der EEX-DE abweichende Preisentwicklung gezeigt.

Insgesamt besteht bei den Energiepreisen eine stärkere Wetterabhängigkeit als noch vor 3-5 Jahren. Gleichzeitig werden die Preise immer mehr durch die Marktregeln verzerrt, da die Umlagen für Ökostromförderung noch immer steigen und Energiepreise sowie Netzkosten beeinflussen. Auch die Trennung der deutschen von der österreichischen Preiszone wird per 1.10.2018 zu einer wesentlichen Veränderung führen. Österreich wird dann teurer werden als Deutschland und das wird auch auf die HUPX in Ungarn Auswirkungen haben. Bei einem besseren wirtschaftspolitischen Umfeld entfernen sich die Energiepreise von den historisch niedrigen Preisen des 1. HJ 2016 um mehr als 13 EUR/MWh beim Strom. Und auch der Strom- und Gasverbrauch wird in Zukunft weiter steigend erwartet.

Nach einem starken Preiseinbruch der CO2-Preise im Frühjahr 2017 auf unter 5 EUR/t ist mit der Rechtssicherheit für die 4. Allokationsperiode auch die Nachfrage nach Emissionsrechten gestiegen. Die Preise bewegen sich derzeit bei knapp 15 EUR/t. In den nächsten Monaten kann sich der Preis langsam nach oben bewegen, weil sich die Wirkung der Reform des ETS (European Trading System) für die vierte Allokationsperiode (ab 2020) langsam entfaltet. Daher erwarten wir kontinuierlich, moderat steigende CO-Preise und eine Angleichung der CO2-Preise weltweit innerhalb der nächsten 10 Jahre. Zu dem in ferner Zukunft liegenden, globalen CO2-Preis konvergiert nun der EUA-Preis. Oder doch nicht, wenn die politische Einflussnahme groß bleibt…

Wir erwarten für alle Energierohstoffe (Strom, Öl, Kohle, CO2 und Gas) keinen Rückgang auf die Tiefststände vom 1. HJ 2016, jedoch auch keinen Anstieg auf die Werte von 2012 in kurzer Zeit. Gleichzeitig erwarten wir eine weiterhin hohe Volatilität der Spotmarktpreise für Strom und Gas. Und der Kohle-Ausstieg sowie die Umsetzung der EU-Emissionsrichtlinien werden entscheidend bei der weiteren Preisentwicklung von Strom und Gas sein. Die Tagespolitik wird über den Ölpreis diese, eher kontinuierlich erwartete, Entwicklung stören. Kurzfristig ist ein starker weiterer Preisanstieg von CO2, Strom und Gas nicht unwahrscheinlich.

 

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Felix Diwok

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