Strom Baseload (EUR/MWh),
DE Q2-1949,47
DE Cal-2050,69
AT Q2-1950,37
AT Cal-2054,39
HU Q2-1953,11
HU Cal-2056,48
CZ Q2-1950,45
CZ Cal-2052,62
Nordpool Q2-1949,40
Nordpool Cal-2039,35
 
Gas Baseload (EUR/MWh),
DE Q2-1920,82
DE Cal-2020,71
AT Cal-2021,21
AT Cal-2120,10
UK Q2-1955,55
UK Cal-2055,12
US M02-1903,00
US M03-1902,79
 
CO2 (EUR/t),
EUA MidDec-1923,67

Values are closing prices, last update on 1/18/2019
Warning: No liability for accuracy of data.

Marktkommentar - Dezember 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 nach dem Hoch im Sommer von 83 USD/bbl (Y+1) im Dezember 2018 nun um die 60 USD/Fass (Brent). Langfristig zeichnet sich die weitere Orientierung der Ölpreise an den Vollkosten ab und die mit Prämie für die politische Unsicherheit ist kurzzeitig verschwunden. Ebenso glaubt der Markt, dass die Angebotssituation in den nächsten Monaten sehr gut ist und die Summe der Marktteilnehmer erwartet keine Knappheit, obwohl die OPEC Maßnahmen zur Reduktion des Angebots beschlossen hat.

Parallel dazu haben die bis Oktober steigenden Kohlepreise zu einem Anstieg der Strompreise im Terminmarkt geführt. Generell lässt sich sagen, dass ein Preisanstieg für den gesamten Energiekomplex, vergleichbar 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 günstigen Wechselkursen, geringen Frachtraten und niedrigen 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 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 im Dezember in Europa im Jahresvergleich so gut, dass daraus keine Knappheit abgeleitet werden kann. Der milde Herbst hat in Europa dazu wesentlich beigetragen. Wegen der hohen Kohle Preise wird der Fuel Switch (Kohle zu Gas) relevanter, so haben wir erwartet. Jedoch hat der stark gestiegene CO2-Preis den Preispunkt für CO2, bei dem der Umstieg von Kohle auf Gas erfolgen sollte, im November auf über 40 EUR/t CO2 hinaufgedrückt. Teures CO2 hat bei steigenden Gaspreisen noch keine Lenkungswirkung.

Trotz der hohen Strompreise (> 50 EUR/MWh für das Frontjahr) sind die Deckungsbeiträge der Kohlekraftwerke nicht wesentlich gestiegen. Obwohl der CO2-Preis nun um ca. 20 EUR/t pendelt, ist Gas noch immer nicht bei Baseload-Lieferungen für Deutschland und Österreich im Vorteil. In UK ist das beispielsweise längst der Fall, führt jedoch dort zu höheren Strompreisen als in Zentraleuropa.

Die LNG Preise waren bis in den Oktober so attraktiv für Verkäufer am asiatischen Markt, dass LNG für Europa keine Bedeutung hatte. Jetzt ändert sich das kurzzeitig und im November und Dezember 2018 kommt wesentlich mehr LNG nach Europa als in den vergangen 10 Monaten.

Der Strompreis in Deutschland ist 2018 aufgrund der vorgenannten Faktoren stark angestiegen und ab Oktober 2018 sehr volatil. Die Hauptgründe für die Volatilität sind Wetter, Marktregeln und die wirtschaftspolitische Unsicherheit. Kurz vor Weihnachten 2018 kommt dann noch die fehlende Liquidität und das reduzierte Angebot an CO2-Auktionen hinzu.

Beim Wetter haben die extreme Trockenheit und die somit schlechte Hydrologie von Skandinavien bis Österreich hohe Preise zur Folge gehabt. Das unterdurchschnittliche Winddargebot wurde nur teilweise durch die erhöhte PV-Einspeisung kompensiert. Temperaturanomalien haben auch noch beim Gas- und Stromverbrauch Einfluss genommen. Änderung von manchen Marktregeln haben die Trennung der Gebotszone DE/AT und Einführung des Market Coupling in Europa und die Integration der Intraday-Märkte betroffen. Bei der politischen Unsicherheit sind insbesondere die Ölversorgung und der Brexit zu erwähnen, die die Erwartungen an die Energiepreise besonders beeinflussen.

Auch wenn die Erneuerbaren immer weiter ausgebaut werden, können sie mittelfristig keinen vollständigen Ersatz zu Kohle- oder Kernkraftwerken darstellen, die kontinuierlich über die nächsten Jahre vom Netz gehen werden und gesicherte Leistung zur Verfügung stellen. Gleichzeitig wird der Strom- und Gasverbrauch in Zukunft weiter steigend erwartet, da Strom immer öfter als Energiequelle eingesetzt werden wird und Wärme sowie Mobilität zur Verfügung stellt. Und Gas aus eigner Produktion geht in Europa aus, somit steigt der Importbedarf von selbst.

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 18-25 EUR/t. Wie's da weitergeht, bestimmt die Politik.

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 2008 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 möglich, wir erwarten jedoch vorerst eine Beruhigung der Energiepreise (Spot und kurzfristige Terminkontrakte) und einen Rückgang von den Hochs von Ende Oktober und Ende Dezember 2019.

Für Ihr Inercomp Team

Felix Diwok

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