Strom Baseload (EUR/MWh)
DE/AT Q1-1840,93
DE/AT Cal-1835,95
HU Q1-1856,96
HU Cal-1848,13
CZ Q1-1842,65
CZ Cal-1836,94
IT Q1-1857,15
IT Cal-1850,50
Nordpool Q1-1832,06
Nordpool Cal-1827,20
  
Gas Baseload (EUR/MWh)
DE Q1-1818,67
DE Cal-1817,40
AT Sum-1916,85
AT Cal-1817,92
UK Q1-1819,73
UK Cal-1817,54
US M06-198,01
US M11-178,42
  
CO2 (EUR/t)
EUA Dec-177,58

Values are closing prices, last update on 22.10.2017
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Marktkommentar - Oktober 2017

Die fundamentalen Kosten der Produktion von Kohle und Öl sind trotz Preisanstieg im Q4 2016 nicht zur Gänze gedeckt. Jedoch nähert sicher der Öl-Markt den Vollkosten für neues Angebot an. Die Ölpreise haben Mitte Februar 2016 einen Tiefpunkt bei knapp 30 USD/Fass durchschritten und handeln seit Anfang März 2017 nun wieder zwischen 45 und 55 USD/Fass. Langfristig zeichnet sich aber die notwendige Rückkehr zu Vollkosten ab und der in den US steigende Rig-Count ist ein Indiz dafür. Dass durch die Ölpreise kurzfristig die Gas-Großhandelspreise im Terminmarkt sich der 20 EUR/MWh Marke genähert haben, ist durch den sinkenden Ölpreis Mitte März wieder umgekehrt worden. Ebenso haben die hohen Kohlepreise von den ersten beiden Monaten 2017 zu einem Anstieg der Strompreise, vor allem im Spot, 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 nun außer Reichweite scheinen. Jedoch: Auch bei 40 EUR/MWh sind die Vollkosten der Stromproduktion im EEX-Preisraum nicht gedeckt.

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). Die Gasspeichermengen, die noch im Herbst 2016 über den historischen Durchschnittswerten lagen, sind nun auf ein normales Niveau gesunken.  Zusätzlich wird der Fuel Switch relevanter, weil der Kohlepreis im Vergleich zum Gaspreis seit Mitte September überproportional gestiegen ist (+35 USD/t), sodass auch Mitte August 2017 Gaskraftwerke wieder mit Kohlekraftwerken in den Peak-Stunden des Tages konkurrieren können. Jedoch: Die Terminmarktpreise Gas sind wieder auf einem ähnlichen Niveau wie im November 2015 und im Sommer 2017 sind wieder etwas tiefere Preise möglich, wenn der Ölpreis nicht stärker steigt. Die LNG Preise in Asien sind seit Oktober 2016 so attraktiv für Verkäufer, dass LNG für Europa erst seit Mitte März wieder Bedeutung hat. Die niedrigen Temperaturen der esten beiden Monate 2017 haben die Spot-Preise hoch gehalten; das Wetter kann im Herbst 2017 noch für einige Überraschungen sorgen. Vor allem der Balkan und die HUPX sind bei hohen Temperaturen des Sommers teuer geblieben und das kann auch auf das Q4 preissteigernde Auswirkungen haben.

Strom ist  generell im Vergleich zum Vorjahr wieder am Steigen. Die Hauptgründe sind die verstärkte Kohlenachfrage in China und die dadurch steigenden Kohlepreise auch in Europa (Kohlekraftwerke sind die Grenzkraftwerke in der Angebotskurve der EEX). Auch wenn die Erneuerbaren immer weiter ausgebaut werden, können sie noch keinen vollständigen Ersatz zu Kohle- oder Kernkraftwerken darstellen. Das zeigte sich vor allem in Frankreich im Q4, wo durch technische Probleme 30 % der KKW Kapazitäten vom Markt genommen wurden. Dadurch fehlt in Mitteleuropa ein Teil der Grundlast und der Spotpreis stieg im September und Q4 stark. In Frankreich waren im Januar Basepreise an Einzeltagen von über 100 EUR/MWh und Peakpreise über 200 EUR/MWh zu sehen. Auch wenn die Daten zeigen, dass der Strommarkt in Frankreich zeitweise stark überkauft war, gab es auch fundamental Gründe für die Preisbewegungen, die nun Auswirkungen zeigen. Denn die Entwicklung der Währungen der Produzenten, die gestiegenen Gewinnungs- und Transportkosten und die Erwartung eines La Nin᷉a Events, welches die Produktion in Australien und Indonesien reduzieren würde, führen zu höheren Gestehungskosten der Kohle und damit auch für Strom. Seit Februar 2016 steigt der Wert der Produzenten-Währungen wieder gegenüber dem USD: Rubel, Peso, südafrikanischer Rand und der Australische Dollar erhöhen somit die Grenzkosten des Angebots der in USD gehandelten Kohlekontrakte.

Gleichzeitig ist der Energieverbrauch historisch gesehen zwar noch schwach, aber der in Westeuropa sinkt nicht weiter.  2016 ist in Deutschland beispielsweise der Stromverbrauch um 0,5 Prozent geringer als 2015 (Veröffentlichung Januar 2017). Allerdings, für den wichtigen ungarischen Marktplatz HUPX (Ungarn, Slowenien, Kroatien und Serbien) sehen wir diese Tendenz nicht. Dort steigt einerseits der Stromverbrauch und andererseits wird nicht so viel wie im EEX-Preisraum in die Erneuerbare-Energie-Produktion investiert. Daher erwarten wir eine weitere Entkopplung des HUPX Preises vom EEX Preis für Strom und einen höheren Preisabstand für Ungarn, Serbien und Slowenien zum deutschen Preis. Kurzfristig konnte aber im Winter 2016/17 genau der gegenteilige Effekt beobachtet werden: Während die Strompreise im deutschsprachigen Raum mit den Kohlepreisen stiegen, war der Preisanstieg bei der HUPX aufgrund der höheren Gas- und Kohleverstromung deutlich geringer.

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 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. Bei einem etwas besseren wirtschaftspolitischen Umfeld entfernen sich die Energiepreise von den historisch niedrigen Preisen des 1.HJ 2016. Und auch der Strom- und Gasverbrauch wird in Zukunft wieder weiter steigen.

Nach einem starken Preiseinbruch der CO2-Preise im Frühjahr 2017 auf unter 4 EUR/t, wartet der Markt für Emissionsrechte auf neue Impulse. Die Preise bewegen sich derzeit bei 7 EUR/t. In den nächsten Monaten wird sich daran wenig ändern, solange nicht klar ist, wie die Reform für das ETS (European Trading System) für die vierte Allokationsperiode (ab 2020) aussehen wird. Dann erwarten wir weiter stärker steigende CO-Preise - oder einen Zusammenburch des Systems. Das glauben wir jedoch nicht, sondern eher daran, dass die Politik zwar zaudernd und zögernd am Emissionshandelssystem schraubt, aber wenn es überlebt, müsste es wesentlich teurer werden.

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, Kohle und CO2.

 

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Felix Diwok

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