Strom Baseload (EUR/MWh)
DE/AT Q2-1834,29
DE/AT Cal-1936,40
HU Q2-1839,60
HU Cal-1944,50
CZ Q2-1833,74
CZ Cal-1936,16
IT Q2-1848,15
IT Cal-19N/A
Nordpool Q2-1823,70
Nordpool Cal-1926,10
  
Gas Baseload (EUR/MWh)
DE Q2-1817,95
DE Cal-1918,10
AT Sum-1818,52
AT Cal-1918,78
UK Q2-1817,59
UK Cal-1918,26
US M09-197,55
US M02-188,02
  
CO2 (EUR/t)
EUA Dec-187,66

Values are closing prices, last update on 09.01.2018
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Marktkommentar - Dezember 2017

Die fundamentalen Kosten der Produktion von Kohle und Öl sind nach dem  Preisanstieg der vergangenen Monate nun aus unserer Sicht gedeckt. Die Ölpreise haben Mitte Februar 2016 einen Tiefpunkt bei knapp 30 USD/Fass erreicht/unterschritten und handeln nun wieder zwischen 55 und 65 USD/Fass (Brent). Langfristig zeichnet sich die weitere Orientierung an den Vollkosten ab. Ein Indiz dafür ist der in den US steigende Rig-Count.  Ebenso haben die hohen 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 nun außer Reichweite sind. Rückblickend kann man erkennen, dass das Zusammenwirken von Faktoren wie Wechselkurse, geringe Frachtraten und niedrige Energierohstoffpreise zu bisher einzigartig tiefen Strompreisen geführt hat und die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen derzeit eine Rückkehr auf das Preisniveau von vor 2 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). Die Gasspeichermengen sind für Dezember noch immer überdurchschnittlich.  Zusätzlich wird der Fuel Switch relevanter, weil der Kohlepreis im Vergleich zum Gaspreis überproportional gestiegen ist (+45 USD/t), sodass seit Mitte August 2017 Gaskraftwerke wieder mit Kohlekraftwerken in den Peak-Stunden des Tages konkurrieren können. Jedoch zeigt die Terminmarkt-Preiskurve für Kohle nach unten und dieser Wettbewerb bei der Stromerzeugung sollte zu Gunsten der Kohle ausgehen.  Die LNG Preise sind auch im Winter 2017/18 so attraktiv für Verkäufer, dass LNG für Europa weiterhin keine Bedeutung hat. Die niedrigen Temperaturen im Dezember 2017 haben die Spot-Preise hoch gehalten und so ist auch die Erwartung für das Q1 2018 seit August 2017 um mehr als 3 EUR/MWh gestiegen.

Der Strompreis ist  in den letzten Monaten stark angestiegen. Zu stark meinen wir. 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). Auch wenn die Erneuerbaren immer weiter ausgebaut werden, können sie noch keinen vollständigen Ersatz zu Kohle- oder Kernkraftwerken darstellen. Auch Frankreich bleibt ein Preistreiber, da auch im Winter 2017/18 noch nicht gesichert ist, dass die KKW den saisonüblichen Output produzieren können. Die Entwicklung der Währungen der Produzenten von Kohle, Öl und Gas, 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 in Europa und damit auch für Strom.

Gleichzeitig ist der Energieverbrauch auch in Deutschland erstmals wieder seit über 9 Jahren im Wachsen.  Allerdings für den wichtigen ungarischen Marktplatz HUPX (Ungarn, Slowenien, Kroatien und Serbien), oder auch für Österreich, sehen wir diese Tendenz (langfristig Verbrauch nach unten) 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. Jedoch wird sehr viel von dem Ausmaß des möglichen Kohleausstiegs abhängen.

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 besseren wirtschaftspolitischen Umfeld entfernen sich die Energiepreise von den historisch niedrigen Preisen des 1.HJ 2016 um mehr als 15 EUR/MWh beim Strom. 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 7,5 EUR/t. In den nächsten Monaten wird sich daran wenig ändern, solange die Wirkung der Reform des ETS (European Trading System) für die vierte Allokationsperiode (ab 2020) sich nicht voll entfaltet. Trotzdem erwarten wir kontinuierlich, moderat steigende CO-Preise und eine Angleichung der CO2-Preise weltweit innerhalb der nächsten 10 Jahre. Daher ist ein geringerer Preisanstieg als noch vor dem Beschluss der Reform erwartet zu beobachten.

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. Und der Kohle-Ausstieg sowie die Umsetzung der EU-Emissionsrichtlinien werden entscheidend bei der weiteren Preisentwicklung von Strom und Gas sein.

 

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Felix Diwok

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