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Nous continuerons volontiers à vous communiquer les informations actuelles sur le marché de l'énergie. A l'avenir, vous ne recevrez plus qu'un rapport détaillé tous les 14 jours. Puis, en alternance, une édition réduite qui reprendra tous les points essentiels sous forme graphique.

En Suisse, la possibilité d’exploiter les deux réacteurs nucléaires Beznau I et Beznau II au-delà de l’horizon 2030 est à l’étude. Ces deux réacteurs disposent chacun d’une puissance électrique de 365 mégawatts, sont connectés au réseau depuis 1969 et 1971, et comptent parmi les plus anciennes centrales nucléaires encore en activité au monde. «Afin de renforcer encore la sécurité d’approvisionnement, Axpo a décidé d’étudier la faisabilité technique d’une exploitation de la centrale nucléaire de Beznau au-delà de 60 ans», a annoncé le groupe électrique Axpo la semaine dernière.

Après l’accident du réacteur de Fukushima au Japon en 2011, la Suisse avait décidé d’abandonner progressivement l’énergie nucléaire. La construction de nouvelles centrales nucléaires est interdite, mais les centrales nucléaires existantes peuvent continuer à fonctionner tant qu’elles sont sûres. Selon Axpo, Beznau répond aux exigences de sécurité les plus élevées. Depuis sa mise en service, plus de 2.5 milliards de francs ont été investis dans le rééquipement et la modernisation des installations. L’examen de faisabilité en cours devrait durer environ un an.

L’énergéticien français EDF a découvert des fissures sur son réacteur nucléaire Paluel 2 (1,3 GW) dans le nord de la France. Une porte-parole d’EDF a ainsi confirmé les propos du directeur Cédric Lewandowski, qui a déclaré jeudi dernier en commission parlementaire que l’entreprise publique avait récemment trouvé des traces de corrosion dans ses réacteurs Blayais 4 (910 MW) et Paluel 2. La porte-parole n’a pas voulu donner d’autres détails, par exemple quand et où la corrosion a été constatée ou si des réparations sont en cours.

Selon elle, la possibilité d’effectuer ce type de réparations lors des arrêts prévus en 2024 est incluse dans les prévisions de production d’EDF. M. Lewandosvki a déclaré devant le comité de la Chambre haute que la découverte récente de la corrosion sur Blayais 4 et Paluel 2 n’était pas une surprise. Après avoir examiné les réacteurs français les plus récents, qui sont les plus sensibles à la corrosion, l’entreprise étudie maintenant des installations plus anciennes. En décembre, EDF a averti qu’elle pourrait devoir prolonger de 30 jours en moyenne un arrêt sur trois prévu de 13 réacteurs cette année et de 13 réacteurs en 2025, étant donné la probabilité de détection de corrosion sur des blocs restant à examiner.

Selon les analystes, le plan du président américain Joe Biden visant à stopper les autorisations de nouveaux terminaux d’exportation de GNL pourrait avoir de graves conséquences sur l’approvisionnement mondial en gaz. Si de telles mesures sont mises en œuvre, les prix mondiaux du gaz pourraient de nouveau atteindre un niveau très élevé d’ici trois ans.

En janvier, Joe Biden a suspendu l’autorisation d’au moins 17 projets de GNL, qui attendent actuellement des décisions d’investissement définitives et exporteraient vers des pays n’ayant pas conclu d’accord de libre-échange avec les États-Unis. Cette suspension s’explique par des inquiétudes quant à la compatibilité environnementale des terminaux. Les deux autres grands exportateurs de GNL – le Qatar et l’Australie – peinent à répondre à la demande croissante, en particulier à celle des consommateurs asiatiques. «Si nous arrêtions les projets aux États-Unis à partir de 2027, ce serait dramatique, non seulement en termes de prix et de sécurité énergétique pour l’Europe et l’Asie, mais aussi pour la transition énergétique», ont ajouté les analystes. La décision de Joe Biden est perçue comme un appel aux électeurs soucieux de l’environnement à l’approche des élections américaines de cette année. L’Europe est toutefois de plus en plus dépendante du GNL en raison de la guerre d’agression russe en Ukraine.

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L’attaque de la Russie sur un réservoir de gaz souterrain ukrainien n’a aucun impact sur l’exploitation de l’usine, a déclaré lundi une porte-parole de la compagnie pétrolière et gazière nationale Naftogaz. Le réservoir est principalement utilisé par des entreprises étrangères. Vendredi dernier, la Russie avait lancé les attaques les plus importantes contre l’infrastructure énergétique ukrainienne depuis le début de la guerre, et les attaques se sont poursuivies samedi. Selon Naftogaz, quelque 27 pays utilisent les réservoirs de gaz ukrainiens.

Mercredi, l’agence de régulation de l’UE, Acer, a indiqué que l’énergie éolienne avait constitué la deuxième source d’électricité de l’UE en 2023, derrière l’énergie nucléaire. Elle a ainsi dépassé pour la première fois la production d’électricité à partir de charbon et de gaz. La production d’électricité éolienne dans l’UE a augmenté de 13 % en 2023 par rapport à l’année précédente, pour atteindre 469 TWh, tandis que la production d’énergie nucléaire s’est élevée à 613 TWh, déclare Acer dans son dernier rapport de suivi des marchés de gros de l’électricité de l’UE. L’énergie hydraulique occupe la troisième place avec une hausse de 13 %, atteignant ainsi 448 TWh. En 2022, la production hydraulique avait planché à son plus bas niveau, alors qu’elle atteignait encore 473 TWh en 2021. La production d’électricité à base de gaz a chuté de 16 % pour passer à 361 TWh, se classant ainsi à la quatrième place. En comparaison annuelle, le charbon a reculé de 27 % et atteint ainsi 317 TWh, soit la cinquième place, selon l’agence. En 2023, l’injection solaire a augmenté de 18 % par rapport à l’année précédente pour atteindre 200 TWh, occupant ainsi la sixième place, selon les données. Entre-temps, la production totale à partir de sources d’énergie renouvelables a atteint 1200 TWh en 2023, soit une part record de 45 % du mix électrique. À titre de comparaison, la production à partir de combustibles fossiles s’est élevée à 788 TWh.

Lors du premier sommet international sur l’énergie nucléaire, qui s’est tenu à Bruxelles, une trentaine de pays se sont engagés à œuvrer à l’accélération du développement et à la simplification du financement des centrales nucléaires. Selon eux, l’électricité produite par les centrales nucléaires est essentielle pour réduire les émissions de CO₂ nocives pour le climat. Des chefs d’État et de gouvernement français, néerlandais et polonais, ainsi que des représentants de haut niveau des États-Unis, de la Chine et du Japon ont participé à cette réunion. Dans leur déclaration, les responsables politiques se sont prononcés non seulement en faveur de la construction de nouvelles centrales nucléaires, mais aussi en faveur de la prolongation de la durée de vie des installations existantes. Ils ont également plaidé en faveur du déploiement rapide de réacteurs plus récents et plus petits. Les participants ont appelé les institutions financières internationales telles que la Banque mondiale à renforcer leur soutien aux projets nucléaires et ont indiqué que de leur point de vue, d’autres sources d’énergie de substitution étaient jusqu’à présent privilégiées par les banques de développement. L’Allemagne, qui est sortie du nucléaire, n’a pas participé à la réunion.

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Les prix du pétrole ont légèrement augmenté mardi, car les investisseurs attendaient cette semaine la publication du rapport mensuel sur le pétrole de l’OPEP et de l’Agence internationale de l’énergie ainsi que des chiffres de l’inflation. Si le taux d’inflation était plus élevé que prévu, ce que laissait entrevoir d’importants décomptes de salaires aux États-Unis vendredi, la baisse des taux d’intérêt prévue par le marché en milieu d’année pourrait ne pas avoir lieu, ce qui pèserait sur le prix du pétrole. Les importations chinoises de pétrole brut ont également diminué par rapport à l’année précédente, ce qui est plutôt négatif pour l’évolution du prix du pétrole. L’Organisation des pays exportateurs de pétrole fait contrepoids et prend une mesure de stabilisation des prix du pétrole en prolongeant ses coupes dans les livraisons jusqu’en milieu d’année. Ces mesures, associées aux perturbations de la mer Rouge, ont jusqu’à présent porté leurs fruits en 2024, puisqu’elles ont permis de maintenir le prix du pétrole brut à plus de 80 dollars US le baril. Le cheikh Nawaf reste positif quant à la demande pétrolière mondiale et atteste d’une demande saine.

Les prix du charbon en Europe ont chuté de plus de 7% par rapport aux pics enregistrés la semaine dernière. En effet, le recul de la demande a permis de compenser les craintes persistantes d’une raréfaction de l’offre mondiale. Le contrat API-2 pour le mois suivant a chuté lundi de 2.15 USD à 107 USD/t, après avoir atteint avec 115.65 USD/t mercredi dernier, son plus haut niveau depuis le 11 décembre 2023. Alors qu’il existe encore une certaine demande de cargaisons sur place en Europe et en Turquie, les flux de charbon en Europe sont globalement en recul (surtout la demande de charbon de centrale), ce qui a été confirmé par la chute d’environ 10% des stocks (à environ 5,8 millions de tonnes) dans les principaux terminaux d’importation de l’ARA le mois dernier. Toutefois, les sanctions américaines prises à l’encontre de l’exportateur russe Suek à la fin du mois dernier suscitent des inquiétudes quant à une raréfaction de l’offre mondiale, car elles pourraient également dissuader les acheteurs asiatiques.

La situation tendue de l’approvisionnement en GNL a entraîné une hausse des prix sur le marché du gaz. Les prix sont cependant tombés lundi en dessous du prix de clôture de vendredi grâce à la douceur des températures. Dans l’ensemble, la situation de l’approvisionnement est très confortable, les niveaux élevés de remplissage des réservoirs (environ 67%) et les températures supérieures aux normales saisonnières ont compensé la réduction des flux norvégiens dus aux pannes de l’installation Nyhamna.

Les contrats de référence sur le marché allemand de l’électricité ont également fortement chuté lundi, suivant ainsi le gaz et le CO₂. Malgré des perspectives fondamentalement baissières, une nette tendance à la hausse a été observée la semaine dernière, stimulée par les perspectives incertaines d’approvisionnement en gaz et en charbon. Actuellement, l’électricité se négocie au niveau d’il y a deux semaines, sachant qu’il reste encore de la marge jusqu’à la limite technique de 70 EUR/MWh.

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Les tirs des rebelles houthis sur les navires marchands en mer Rouge ont également des répercussions notables sur le transport maritime de pétrole. Les analystes de la Commerzbank, qui s’appuient sur les données de la société de courtage Oil Brokerage, rapportent que le nombre de pétroliers qui évitent de traverser la mer Rouge et empruntent la route nettement plus longue du cap de Bonne-Espérance a récemment augmenté à 194, contre encore 156 la semaine dernière. Depuis le début des frappes aériennes américaines et britanniques contre les rebelles houthis, la quantité journalière de pétrole brut et de condensats transportés vers le nord par la mer Rouge est passée d’un million à une moyenne de 200 000 barils par jour. Les produits pétroliers ont baissé à 490 000 barils par jour en moyenne, contre deux millions auparavant.

L’effondrement des livraisons de diesel de l’Inde vers l’Europe est encore plus net. Selon les données de Vortexa analysées par Bloomberg, elles ont, au cours des deux premières semaines de février, diminué de plus de 90% par rapport à la moyenne de janvier, à seulement 18 000 barils par jour. Au lieu de cela, l’Inde approvisionne le marché asiatique. Cela a probablement contribué à une raréfaction de l’offre sur le marché européen du diesel, qui a entre-temps fait grimper le crack spread du gazole à plus de 30 dollars US le baril en février. Dernièrement, il est toutefois retombé à environ 25 dollars.

L’offre de pétrole brut semble elle aussi se raréfier en raison des perturbations dans les transports. Les écarts de durée de la courbe à terme du Brent se sont sensiblement creusés depuis début février, atteignant leur plus haut niveau depuis octobre 2023. Le contrat du mois suivant du Brent de la mer du Nord est passé du niveau plancher de décembre 2023 d’environ 74 USD/bbl à près de 84 USD/bbl. Les récentes déclarations de la Fed, qui repoussent les perspectives d’une prochaine baisse des taux d’intérêt, ont également assombri les perspectives conjoncturelles. En conséquence, le mois suivant du Brent de la mer du Nord a réagi vendredi dernier, passant de 84 à 82 USD/bbl. Cela montre à quel point les taux d’intérêt américains ont un impact sur le prix du pétrole. Deux gouverneurs de la Fed avaient exprimé leur scepticisme jeudi quant à des baisses rapides des taux d’intérêt. Selon les négociants, le niveau élevé des taux d’intérêt a pesé sur la conjoncture et les baisses des taux se sont fait attendre. De plus, en dehors des États-Unis, la conjoncture se porte actuellement nettement moins bien dans des zones économiques importantes telles que la Chine et l’Europe.

Dans les semaines à venir, nous verrons si la raréfaction de l’offre, qui a un effet haussier sur le marché, et la mauvaise conjoncture, qui a un effet baissier, s’équilibrent. Dans ce contexte, le Proche-Orient reste une grande inconnue. Si le conflit s’étendait autour d’Israël, le prix du pétrole pourrait grimper très rapidement, d’autant plus qu’un scénario d’escalade avec, par exemple, une participation de l’Iran à la guerre, n’est pas encore pris en compte. En revanche, un éventuel cessez-le-feu entre Israël et le Hamas aurait des conséquences baissières et pèserait sur le prix du pétrole. Dans ces deux scénarios, aucune amélioration rapide de la conjoncture mondiale n’est à prévoir.

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Les prix à terme sur le marché de l’électricité allemand ont poursuivi leur tendance à la baisse lundi. Les participants au marché ont invoqué l’approche de la fin de l’hiver. L’année suivante a perdu récemment 0.90 EUR pour s’établir à 73.60 EUR/MWh. La valeur minimale journalière de 73.25 EUR/MWh correspond à son niveau le plus bas depuis le 1er juillet 2021. Le marché devrait toutefois être sous pression à l’approche de la fin de l’hiver car la part de l’énergie photovoltaïque progresse, faisant ainsi reculer le besoin en centrales électriques conventionnelles pour couvrir la demande. Avec le réchauffement progressif du printemps, il est fort probable que la demande de gaz pour la production de chaleur continuera de diminuer, ce qui pourrait peser encore davantage sur le marché du gaz et donc de l’électricité.

S’agissant des garanties d’origine, la situation en Suisse a évolué de manière similaire à celle de l’Europe. Du fait de la forte production de 2023, le marché de l’eau suisse est saturé: il y a donc une offre excédentaire importante et peu d’acheteurs. Actuellement, les quantités pour l’année de production 2023 sont parfois inférieures à 1 CHF/MWh. Les années 2024, 2025 et 2026 se négocient pour le moment à des prix compris entre 4.20 et 5.60 CHF/MWh.

Les marchés à terme du gaz sont également marqués par une baisse continue des prix durant la semaine. Malgré quelques incertitudes nourries par les craintes d’une escalade potentielle au Proche-Orient, l’impulsion nécessaire pour influencer durablement le niveau des prix fait défaut. La fin de l’hiver approche, sans qu’un front froid prolongé ne soutienne la demande en gaz. Les prévisions pour le printemps à venir laissent déjà entrevoir un retour à des températures supérieures à la moyenne, entraînant des tendances baissières. De plus, la situation de l’approvisionnement reste solide. En comparaison sur cinq ans, le niveau actuel des réservoirs de gaz en Europe est supérieur de 15 points de pourcentage à la moyenne. Malgré des restrictions temporaires des livraisons de gaz norvégien, les soutirages ont également été nettement inférieurs à la moyenne à long terme.

Les prix des futures européens sur le charbon indiquent une stagnation. Ils sont restés à peu près au même niveau cette semaine, ne variant que d’environ 1 USD/tonne. Les tendances à la stabilisation se sont donc poursuivies. Les températures supérieures à la moyenne et un vent important ont jugulé la demande de charbon en Europe. Sur le marché de gros allemand, la capacité des centrales au charbon ne cesse de diminuer.

La situation sur les marchés du pétrole brut est toujours dominée par les tensions géopolitiques et le conflit au Proche-Orient. En refusant un cessez-le-feu et en rappelant la nécessité d’une victoire d’Israël sur le Hamas, le Premier ministre israélien a continué à stimuler le marché jeudi: le prix du Brent a par la suite augmenté de 3%, la plus forte hausse en une journée depuis plus d’un mois. La légère hausse de la demande en Europe, les soutirages importants dans les réservoirs de pétrole brut américains et les attaques de drones ukrainiens contre des raffineries russes ont également soutenu l’environnement haussier.

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Lundi, les contrats pétroliers pour le Brent de la mer du Nord et le WTI ont augmenté de 1,6%, atteignant ainsi leurs plus hauts niveaux de novembre (environ 83.75 USD/bbl et 78.25 USD/bbl). La tendance haussière de plus de 6% qui se poursuit depuis deux semaines a été alimentée par la récente attaque de drones contre une base américaine à la frontière entre la Jordanie et la Syrie. Trois soldats ont été tués et des dizaines blessés. Le président américain Biden estime que les militants soutenus par l’Iran en sont responsables et a annoncé une «riposte» à cette grave escalade. En outre, le pétrole continue d’alimenter la tendance haussière, car l’afflux de pétrole brut en provenance de régions d’extraction importantes est menacé. L’assouplissement de la politique monétaire chinoise en soutien à son économie renforce également la tendance haussière du pétrole: la Chine est le premier importateur mondial de pétrole.

Malgré l’aggravation de la situation au Moyen-Orient, les prix du pétrole n’incluent pas de prime de risque importante, a déclaré un analyste en chef de SEB. Si nous utilisons la volatilité implicite du pétrole brut sur trois mois comme mesure de la prime de risque, elle est inférieure à la moyenne historique depuis 2008 et a même baissé ces derniers temps, a-t-il ajouté. Il a également attiré l’attention sur des facteurs économiques tels que l’évolution récente de l’offre et de la demande, par exemple les données économiques positives des États-Unis et de la Chine, qui, associées à la baisse des stocks mondiaux, ont davantage contribué aux récentes hausses que le Moyen-Orient. Compte tenu de l’escalade de la crise au Moyen-Orient et de la multiplication des attaques maritimes des rebelles Houthis au Yémen, les marchés pétroliers sont relativement détendus, selon les analystes d’Eurasia Group.

Les prix du gaz ont baissé la semaine dernière malgré la forte chute des passages des méthaniers de GNL dans le canal de Suez. Selon les participants au marché, les quantités manquantes du Quatar seraient compensées par des quantités américaines. Les niveaux de remplissage relativement élevés des réservoirs de gaz de l’UE (74%) et la bonne situation de l’approvisionnement provenant de Norvège assurent également une situation détendue sur le marché du gaz, de sorte que les prix du contrat TTF pour le mois suivant ont atteint la semaine dernière un nouveau niveau plancher sur cinq mois de 29.21 EUR/MWh. Toutefois, les prévisions modélisées pour les zones de marché TTF et THE tablent sur des hausses de prix à partir de février, dont pourraient également profiter les prix de l’électricité. L’augmentation des besoins asiatiques en GNL pourrait soutenir les prix du marché européen du gaz et constituer ainsi un plancher, notamment si les écarts de prix entre l’Asie et l’Europe restaient élevés.

Selon l’avis des analystes, les fondamentaux resteront plutôt haussiers au cours des deux prochaines semaines, ce qui s’explique principalement par des températures élevées (4-5°C au-dessus de la normale) et une production d’électricité éolienne de 50% supérieure à la norme.

Les EUA ont continué de baisser la semaine dernière, mais se sont maintenues autour de 63 EUR/tonne, de sorte que les perspectives sont là aussi plutôt baissières. Les facteurs haussiers peuvent cependant rapidement revenir si des prises de bénéfices sont réalisées sur la fermeture de positions courtes. La semaine dernière encore, des investisseurs spéculatifs ont constitué des positions courtes, si bien que les EUA se situent désormais 20% en dessous du niveau des prix du début de l’année et que des prises de bénéfices peuvent tout à fait être réalisées.

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Les prix du pétrole ont augmenté de plus de 2% vendredi matin, après que les États-Unis et le Royaume-Uni ont lancé des frappes aériennes contre les rebelles Houthis en réponse aux attaques répétées contre des navires marchands en mer Rouge. Le contrat du mois suivant pour le pétrole Brent de la mer du Nord a récemment augmenté de 1.89 USD pour atteindre 79.29 USD/bbl, tandis que l’équivalent WTI grimpait de 1.93 USD, à 73.95 USD/bbl. Environ 12% du trafic maritime mondial empruntent généralement la route la plus directe à travers la mer Rouge et le canal de Suez. Environ un quart des conteneurs maritimes mondiaux ont été déroutés, a rapporté la BBC, citant Vincent Clerc, CEO du géant de la navigation AP Moller Maersk: «L’ampleur de la menace est en train d’évoluer.»

Bjarne Schieldrop, analyste en chef des matières premières chez SEB manifest Vincent Clerc a déclaré: «Il y a peu de chances que l’attaque des États-Unis et de la Grande-Bretagne contre le Yémen mette un terme à ce qui se passe actuellement au Moyen-Orient. Il s’agit plutôt d’une escalade avec des mesures de représailles probables de la part de l’Iran et de ses alliés. La crainte sur le marché pétrolier est que la région se trouve sur une trajectoire d’escalade imprévisible, où l’approvisionnement en pétrole finira par être réellement compromis», a-t-il ajouté dans une note. «Le golfe d’Oman se trouve tout près du détroit d’Ormuz, un goulet d’étranglement critique pour les flux pétroliers», expliquent les analystes d’ING Bank dans une déclaration. Plus de 20 millions de barils de pétrole sont transportés chaque jour à travers le détroit, ce qui représente environ 20% de la consommation mondiale, selon les données citées par ING. Les évolutions actuelles ont également des implications sur le marché du gaz. Qatar Energy, le plus grand exportateur mondial de GNL, pourrait faire passer ses bateaux par le Cap de Bonne-Espérance en Afrique du Sud afin d’éviter le passage par le canal de Suez, a déclaré lundi un analyste d’Icis. Trois pétroliers qatariens de GNL semblent s’être arrêtés à l’est du détroit de Bab al-Mandab, l’entrée du canal de Suez, après avoir signalé une route à travers le canal de Suez, comme l’indiquent des données provisoires de Kpler. «Les pétroliers pourraient envisager de faire le tour de l’Afrique au sud», a écrit AlexFroley, analyste GNL d’Icis, sur LinkedIn.

Jusqu’à présent, le marché européen du gaz n’a toutefois pas été affecté par cette évolution: le contrat de référence TTF pour un mois a ainsi chuté de plus de 5% lundi, à un niveau plancher de 30.20 EUR/MWh. Il s’est ainsi rapproché de son niveau le plus bas sur cinq mois, soit 30.02 EUR/MWh enregistré au début du mois. Selon les participants, les retards dans les livraisons du Qatar pourraient être compensés par une augmentation du GNL américain, notamment face à un marché européen bien approvisionné. «Le Qatar n’a pas arrêté la production ou l’exportation de GNL, mais ses navires attendent probablement des instructions sur la manière de gérer les problèmes de sécurité liés au passage de la mer Rouge, qui s’est transformée en théâtre de guerre», écrit Francesco Sassi, analyste au laboratoire de réflexion RIE, sur LinkedIn. Selon Kpler, environ 12% du GNL arrivé en Europe et en Turquie en 2023 provient du Qatar. Ainsi, la tendance générale sur le marché du gaz et de l’électricité est certes encore baissière, mais le risque d’une nouvelle escalade au Proche-Orient augmente et pourrait se répercuter sur la volatilité des prix.

Le contrat de référence EUA sur le CO₂ de décembre 2023 a clôturé lundi à 68.83 EUR la tonne. Il a ainsi perdu 21% de sa valeur depuis le début de sa période de négoce en tant que contrat de référence en décembre 2022. En février, il avait encore atteint un record de 101.25 EUR la tonne, mais il a ensuite été influencé par la baisse des prix des combustibles et des émissions de CO₂ dans la production d’électricité, ainsi que par le recul de la demande industrielle.

La quantité de certificats de CO₂ du système d’échange européen ETS diminuera ces prochaines années, car le facteur de réduction linéaire grimpera de 2,2% à 4,3%. Toutefois, des ventes aux enchères supplémentaires dans le cadre du programme Repower EU permettront aussi de mettre davantage de quotas sur le marché. L’UE entend utiliser les recettes des ventes aux enchères pour accélérer encore l’abandon des combustibles fossiles et en particulier du gaz russe. Les éventuelles baisses de prix dans les échanges de CO₂ pourraient être amplifiées par ces volumes supplémentaires, car l’UE s’est fixé pour objectif de générer 20 milliards d’euros de ventes supplémentaires.

L’année prochaine, une offre supplémentaire de 45 millions de tonnes devrait être lancée sur le marché si le transport maritime est également inclus dans le SEQE. Cette évolution devrait conduire à un excédent, surtout au début, car la demande dans ce secteur ne devrait décoller que lentement. En outre, la réserve de stabilité du marché (MSR), qui élimine automatiquement les émissions de CO₂ excédentaires depuis 2019, devrait retirer 55 millions de tonnes du marché l’année prochaine. La situation initiale fondamentale pour 2024 n’est donc pas particulièrement favorable.

Les importations de GNL vers l’Europe ont augmenté de plus de 7,5% la semaine dernière et se sont maintenues à leur plus haut niveau depuis sept mois. En revanche, les prix ont chuté pour atteindre de nouveau leur niveau le plus bas depuis trois mois et demi. La demande en Europe est cependant limitée en raison du niveau de remplissage des réservoirs, des conditions météorologiques clémentes, des données économiques médiocres et de l’offre importante des gazoducs. Selon les météorologues, les températures devraient rester supérieures à la normale jusqu’à la mi-janvier. Les réservoirs de gaz de l’UE étaient remplis dernièrement à 89%, soit à quatre points de pourcentage de plus que l’année dernière à cette date. Le niveau de remplissage des réservoirs de GNL est actuellement de 59%.

En Asie aussi, la douceur de la météo associée à des stocks élevés ont récemment pesé sur la demande. Des retards dans le canal de Panama dus à la sécheresse ont également favorisé les livraisons vers l’Europe. Bien qu’en hiver, la rentabilité des livraisons en provenance des États-Unis vers l’Asie soit plus élevée que vers l’Europe, celle-ci est la destination privilégiée du fait des embouteillages dans le canal. En raison de la demande limitée, le stockage en mer avait récemment augmenté. Le nombre de navires qui attendent plus de cinq jours pour être déchargés en Europe s’élevait à 5, son plus haut niveau depuis la fin du mois dernier.

Le prochain numéro d’«Energy Flash» paraîtra le mercredi 17 janvier 2024.

Primeo Energie AG vous souhaite de joyeuses fêtes et une heureuse année 2024.

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L’arrivée récente du froid en Europe a stimulé la demande dans le domaine du chauffage ces derniers jours. La part plus faible des énergies renouvelables a en outre renforcé l’utilisation des combustibles fossiles pour la production d’électricité. Malgré cette évolution des températures, l’approvisionnement en gaz a été suffisant pour couvrir l’augmentation de la demande. Alors que les soutirages dans les réservoirs de gaz se sont poursuivis la semaine dernière, les flux de gaz en provenance de Norvège et les livraisons de GNL sont restés à un niveau élevé. Il n’est donc pas surprenant que malgré la chute des températures, les marchés au comptant du nord-ouest de l’Europe se soient négociés à un niveau plus bas la semaine dernière. Par rapport à la semaine précédente, le niveau des réservoirs a baissé de 3 points de pourcentage et n’était plus que de 94,7% dimanche dernier, comme le montrent les données de Gas Infrastructure Europe.

Les marchés environnants, comme le charbon, se sont comportés de manière similaire. L’offre abondante et la faiblesse de la demande continuent de peser sur les cours du charbon en Europe. Selon les dernières estimations du fournisseur de données pour les produits en vrac DBX, 2,8 millions de tonnes de charbon seront importées en Europe du Nord-Ouest ce mois-ci, ce qui représente une légère augmentation par rapport aux 2,7 millions de novembre. Selon les analystes, il manque actuellement des fondamentaux solides pour soutenir les prix du charbon en Europe, car l’offre reste importante face à une demande modérée dans la production d’électricité. Le blocage de deux jours des voies navigables du principal port minier d’Australie (Newcastle) par des centaines de militants pour le climat le week-end dernier a nourri quelques espoirs. Pendant les trente heures de blocage, les transports de marchandises ont dû être suspendus pour des raisons de sécurité. Par la suite, l’indice de Newcastle a augmenté de 4,5% en début de semaine. L’impact sur le prix du charbon en Europe devrait toutefois être faible. La vague de froid actuelle et les brèves interruptions de la chaîne d’approvisionnement ne semblent pas apporter le soutien nécessaire aux prix du charbon, car les pannes sont déjà compensées dans les jours ou semaines qui suivent. Après avoir été nettement inférieures aux normales saisonnières cette semaine, les températures devraient, selon les prévisions météorologiques, les dépasser largement ce week-end et en moyenne de 2 degrés cette semaine, avant le retour du froid.

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L’objectif global de capacité pour les énergies renouvelables à l’horizon 2030 est à portée de main (Montel). Le monde est sur la bonne voie pour plus que doubler la capacité des énergies renouvelables d’ici 2030, et pourrait atteindre l’objectif de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) de tripler la capacité si la croissance actuelle se poursuit, a déclaré mardi le groupe de réflexion Ember. Selon lui, les objectifs nationaux en matière d’énergies renouvelables dans les États membres de l’UE et 57 autres pays devraient aboutir à une capacité totale installée de 7,3 TW d’ici 2030. À titre de comparaison, 3,4 TW ont été installés l’année dernière, comme le montre une liste des politiques des pays qui représentent 90% des émissions mondiales du secteur de l’énergie. Même si la politique actuelle implique déjà un développement rapide, elle reste en deçà du programme prévisionnel de l’AIE, qui prévoit 11 TW d’ici 2030 pour atteindre le zéro émission nette d’ici le milieu du siècle. En revanche, le monde pourrait franchir le cap de l’AIE s’il maintient le taux de croissance de 17% par an pour le lancement des énergies renouvelables, comme c’est le cas en moyenne depuis 2016, a ajouté Ember. «Les objectifs actuels sont déjà dépassés et devraient être actualisés», a déclaré Katye Altieri, analyste mondiale chez Ember. Selon le rapport, 12 pays sont en bonne voie de tripler leur capacité d’énergies renouvelables d’ici 2030. En Europe, il s’agissait de la République tchèque, de l’Estonie, de la Hongrie, de l’Irlande et de la Lituanie.

Cette année, 13 autres pays étaient en bonne voie de dépasser le calendrier prévu pour atteindre les objectifs 2030. Parmi les exemples européens figurent la France, l’Espagne, les Pays-Bas et la Suède. Au niveau international, il s’agit de la Chine, du Japon et du Brésil. Selon Ember, à la fin de l’année dernière, 565 GW de capacités d’énergies renouvelables étaient installés dans l’UE, soit 39% de la production d’électricité. Les pays de l’UE ont produit 49 GW en plus au cours de l’année écoulée et devraient produire en moyenne 84 GW en plus par an d’ici la fin de la décennie afin d’atteindre leurs objectifs nationaux. Ces objectifs s’élèvent à une capacité de 1236 GW, soit environ 69% de la production d’électricité.

Selon Christoph Zipf, porte-parole de Wind Europe, la représentation européenne des intérêts du secteur, les pressions inflationnistes compromettent déjà les efforts déployés par l’UE pour faire passer la capacité éolienne installée de 200 GW à 420 GW d’ici 2030. Les goulets d’étranglement dans la production nationale obligent de plus en plus les fournisseurs européens à importer des composants critiques. «L’industrie éolienne doit acheter des câbles électriques, des moteurs et même des tours en acier en Chine. Nous construisons quelques nouvelles usines, mais cela ne suffit pas pour développer massivement l’énergie éolienne dont l’Europe a besoin aujourd’hui», a déclaré M. Zipf. L’Europe doit selon lui investir environ 9 milliards d’euros rien que dans les infrastructures portuaires et porter le nombre de salariés de l’éolien de 300 000 à 500 000 en seulement sept ans. «Ce n’est pas le moment de relever l’objectif de l’UE en matière d’énergie éolienne à l’horizon 2030. Il est temps de passer à la mise en œuvre: accélération des autorisations, amélioration du financement, renforcement de la chaîne d’approvisionnement, recrutement de personnel qualifié, faute de quoi l’Europe n’atteindra pas ses objectifs à l’horizon 2030.»

Le développement massif des énergies renouvelables a également des répercussions sur la structure des prix des différents produits électriques. On peut par exemple s’attendre à ce que les prix chutent lors des jours fériés ensoleillés et venteux. C’est important dans la mesure où il est d’ores et déjà possible d’anticiper une forte baisse des prix, en particulier pour les pics estivaux. Seul l’avenir nous dira à quel point ils chuteront.

La Suisse est un modèle en matière de développement du photovoltaïque alpin. Les coûts de ces installations sont environ trois fois plus élevés que ceux des installations photovoltaïques classiques. Mais grâce à leur angle raide, elles produisent beaucoup d’électricité même en hiver, ce qui constitue un complément idéal aux sources d’énergie renouvelables existantes.

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Malgré la faiblesse des paramètres économiques fondamentaux, les prix du gaz se sont montrés nettement plus chers en octobre qu’en septembre, avec une forte volatilité. Sans la crise du Proche-Orient, le niveau des prix aurait été nettement inférieur. En Allemagne par exemple, les températures diurnes moyennes ont été de 13,3°C en octobre, soit environ 3°C au-dessus des normales saisonnières. Cette tendance modérée se poursuit durant la première quinzaine de novembre. En conséquence, la demande de gaz en Allemagne a été faible en octobre, avec un total de 58,4 TWh, soit environ 26% de moins que la moyenne des années 2018 à 2022.

Ce même mois, la demande gazière des pays européens s’est élevée à près de 274 TWh, soit une baisse de 23% par rapport à la moyenne sur cinq ans. Les températures clémentes ont permis de continuer le stockage du gaz, même si ce n’était que dans une mesure limitée puisque les réservoirs étaient pleins. En début de semaine, le niveau de remplissage des réservoirs de gaz dans l’UE était de 99,6% et celui de l’Allemagne s’élevait même à 100,1%.

En octobre, 134 méthaniers de GNL sont arrivés aux terminaux GNL européens. Il s’agit de la valeur la plus élevée depuis le mois de juin, lorsque 138 cargaisons ont été importées. 57 livraisons maritimes provenaient des États-Unis. Au total, les États-Unis ont expédié 582 livraisons vers l’Europe cette année et dominent le marché européen du GNL avec une part de marché de 44%.

En octobre, le Japon reste le pays affichant la plus forte demande de GNL au monde. Pour l’année en cours, ses importations atteignent 755 livraisons, soit 56% des importations totales de GNL européennes. Avec 104 TWh, les exportations de gaz norvégiennes par gazoduc se sont nettement redressées en octobre par rapport au mois précédent (58 TWh) et ont atteint leur plus haut niveau depuis avril de cette année. Suite aux périodes de maintenance intensives de ces derniers mois, les exportations de la Norvège pour l’année en cours affichent un total de 973 TWh et sont inférieures d’environ 6% à la moyenne sur cinq ans.

Selon les analystes, les nouvelles sanctions américaines à l’encontre du projet de terminal GNL russe Arctic GNL 2, d’une capacité de 27 milliards de mètres cubes/an, n’auront pas d’impact sur l’approvisionnement attendu de l’Europe cet hiver. La semaine dernière, le ministère américain des Finances a inclus l’exploitant du projet, qui doit être mis en service cet hiver, dans les sanctions visant à limiter la future production énergétique de la Russie. Toutefois, celles-ci ne devraient pas affecter l’offre à court terme, car il est probable qu’aucune cargaison ne sera exportée d’ici le premier trimestre de l’année prochaine.

La première des trois installations de liquéfaction devrait être mise en service d’ici la fin de l’année. Bien que de nombreux contrats de livraison à long terme pour l’installation aient été conclus avec des entreprises asiatiques, une part importante du GNL devrait être acheminée vers l’Europe en raison de sa proximité accrue et des coûts de transport moindres. La situation pourrait toutefois changer si l’UE imposait des sanctions directes aux importations de GNL russes en raison de la guerre contre l’Ukraine, afin de se détacher du gaz russe.

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Charbon - La part de la production de houille dans le mix électrique allemand sera difficile à prévoir cet hiver. La raison en est les tensions au Proche-Orient et les prévisions météorologiques qui déterminent la consommation de gaz, a déclaré un analyste à Montel lundi.

Du fait de la faiblesse de la demande et de la baisse des prix du gaz, la part de la houille dans le secteur de l’électricité n’a été que de 2,9% en juillet. Il s’agit de la part la plus faible depuis le début des enregistrements, selon les données du think tank allemand Fraunhofer ISE, qui enregistre des valeurs depuis 2010. Depuis lors, la hausse a augmenté pour atteindre 6,5% en moyenne ce mois-ci, soit son niveau le plus élevé depuis le mois d’avril. Les prix du gaz sont déterminants du fait des craintes de voir le conflit entre Israël et le Hamas affecter l’approvisionnement énergétique de la région. «Actuellement, le gaz et le charbon sont en concurrence dans le secteur de l’électricité à un niveau très similaire entre novembre et mars», a déclaré Silvia Messa, analyste énergétique chez EnAppSys, une entreprise de Montel.

Gas - Ici les facteurs météorologiques et les tensions géopolitiques sont déterminants. Le marché du gaz semble nerveux et le risque est plus important dans une direction positive. L’ordre du mérite s’applique toujours. Le prix est déterminé par la centrale électrique qui arrive en dernier sur le marché, les centrales au gaz étant généralement les plus chères et la houille un peu moins chère. En effet, selon les calculs de Montel, les coûts marginaux à court terme pour la production allemande d’électricité au gaz en novembre étaient de 134.41 EUR/MWh, contre 130.43 EUR/MWh pour la houille. En outre, la différence était minime et le prix du charbon aurait ainsi dépassé celui du gaz, si le charbon était la commodité déterminante pour le prix du mix électrique.

En décembre, l’écart se creuse: le gaz s’élève à 143.43 EUR/MWh et le charbon à 129.51 EUR/MWh. La volatilité des prix du gaz a toutefois rendu difficile la prévision de la production effective, a déclaré Nathalie Gerl, analyste d’électricité chez LSEG. Les prévisions changent chaque jour, car les coûts de production d’électricité pour le gaz et le charbon sont plus proches en hiver qu’en été», a déclaré Gerl, de la part de Montel. La hausse des prix du gaz rend les turbines à gaz à cycle combiné (TGCC) plus chères que la moyenne des centrales au charbon dans l’ordre du mérite, a-t-elle déclaré. «Nous, et le marché en général, nous attendions à cette augmentation de la production de charbon, mais la hausse des prix du gaz a entrainé un net relèvement des prévisions», a-t-elle ajouté. L’augmentation de la production de charbon, combinée au récent retour de 1,9 GW produit par des centrales au lignite, pourrait même entraîner une petite exportation nette d’électricité en Allemagne, a-t-elle ajouté.

Electricité - L’Allemagne est importatrice nette d’électricité depuis mars. Clément Bouilloux, également analyste chez EnAppSys, a déclaré qu’il pouvait imaginer deux scénarios dans lesquels l’Allemagne serait le prochain exportateur d’électricité en novembre. Le premier serait que les centrales au charbon allemandes soient moins chères que les centrales au gaz en Belgique, aux Pays-Bas et en Autriche, et le second serait une faible production éolienne en Europe, ce qui augmenterait la demande de gaz et de charbon allemands. La phase douce actuelle en Allemagne devrait durer au moins jusqu’à la mi-novembre. Mais l’évolution de la guerre au Proche-Orient reste une grande inconnue.

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Pétrole – À la suite des récents conflits armés au Proche-Orient, tous les contrats ont connu une augmentation massive. Les prix du pétrole brut Brent ont augmenté, pour le mois suivant, de plus de 5% au début de la semaine de négociations pour atteindre un prix intra-journalier de 89 US/bbl. Wayne Bryan, directeur du marché européen du gaz LSEG, a confirmé que cela n’avait pas d’incidence (directe) sur le marché européen du gaz et que c’était en fait plutôt une question d’humeur. «Même si le début de la semaine est plutôt à la hausse, cette crainte pourrait s’atténuer dans les jours qui viennent si l’on prend en compte les raisons fondamentales», a expliqué M. Bryan lundi. La forte hausse des contrats pétroliers s’est accompagnée d’une augmentation des contrats de gaz et d’électricité.

Gaz - Les analystes ont également attribué les augmentations de prix sur le marché du gaz à une défaillance de 2,6 milliards de m3/an du gazoduc Balticconnector entre la Finlande et l’Estonie ainsi qu’à des prévisions météorologiques plus froides. Le responsable des marchés du gaz pour la péninsule ibérique au sein d’une entreprise mondiale a déclaré que le conflit avait ajouté une prime de risque aux prix des courbes. «Tout dépendra de la manière dont le conflit s’étendra à d’autres pays dans la région», a-t-il ajouté.

«Les principales conséquences ne portent pas sur l’énergie mais sur la sécurité», a indiqué un analyste énergétique de Tel Aviv. Et d’ajouter: «Le marché de l’énergie n’est pas encore impliqué.» Il est encore trop tôt pour commenter l’impact des attaques sur l’infrastructure énergétique d’Israël, même si le ministère israélien de l'énergie a ordonné à Chevron de suspendre l'exploitation de la plateforme gazière Tamar à un rythme de 8 à 10 milliards de mètres cubes par an par mesure de précaution, a déclaré un autre conseiller en énergie basé en Israël. La plateforme est la plus proche de Gaza – au moins de 22 km de la côte – et elle est donc plus difficile à protéger», a-t-il indiqué. La plus grande partie de la production de Tamar est utilisée en Israël, bien que de petites quantités soient expédiées en Égypte et en Jordanie. Chevron n'a pas pu être joint pour un commentaire lorsqu'il a été contacté par Montel.

Un analyste gazier européen a expliqué qu'il était «encore assez tôt» pour évaluer l'impact à plus long terme sur le marché. Il a ajouté que le principal risque concernait les exportations de gaz israélien vers l'Égypte, dont certaines sont réexportées vers l'Europe sous forme de GNL. «Cependant, aucune perturbation des flux n'a encore été rapportée», a-t-il ajouté. «Pour le moment, il n'y a pas d'interruption du GNL, mais un risque majeur - en cas d'escalade - est celui de potentielles attaques de missiles sur l'infrastructure du gazoduc israélien», a dit Leo Kabouche, analyste GNL chez EnergyAspects. «Cependant, aucune perturbation des flux n'a encore été rapportée», a-t-il ajouté. «Pour le moment, il n'y a pas d'interruption du GNL, mais un risque majeur - en cas d'escalade - est celui de potentielles attaques de missiles sur l'infrastructure du gazoduc israélien», a dit Leo Kabouche, analyste GNL chez EnergyAspects. Il existe aussi un risque d'interruption de l’exploitation des navires de GNL, ont expliqué les analystes. «Les interruptions de l'approvisionnement en GNL à travers le Golfe constituent le risque principal», a déclaré un analyste de Cross Commodity basé au Royaume-Uni. Il a ajouté que l'impact sur les prix à court terme était donc probablement lié à l’humeur. «Il peut y avoir quelques primes de risque accrues qui sont prises en compte dans les prix si le conflit s'étend au reste de la région du Proche-Orient», a-t-il indiqué.

Les prochains jours seront décisifs pour savoir si nous devons continuer à nous attendre à des cotations plus élevées dans le domaine du pétrole, du gaz et de l'électricité. Dans ce dernier cas, nous avons connu un mois de septembre très baissier et il faut également prendre en compte le fait qu'un mouvement inverse était attendu, ne serait-ce que d'un point de vue technique.

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Les réservoirs de gaz allemands ont atteint plus tôt que prévu l’objectif légal de 95% fixé pour le 1er novembre. Il y a un an, le niveau de remplissage était de 91.1%. La loi sur le stockage du gaz impose ensuite un niveau de remplissage d’encore 40% au 1er février 2024. Il serait difficile d’atteindre cet objectif en cas de chute brutale des températures hivernales. Le gouvernement fédéral allemand avait promulgué les prescriptions de la loi sur le stockage du gaz suite à la crise énergétique de l’année dernière; elles devraient encore s’appliquer jusqu’au 1er avril 2027. Cette année, les réservoirs de gaz avaient également atteint prématurément les objectifs précédents de 85% et 75%. L’UE a adopté des prescriptions similaires à celles de l’Allemagne, mais elle a fixé l’objectif à 90% pour novembre. Le niveau de remplissage des réservoirs de l’UE est actuellement aussi de 95%. Au sein de l’UE, c’est l’Allemagne qui possède les plus grandes capacités de stockage, avec près de 250 TWh.

Les grèves sur deux installations de GNL australiennes de Chevron pourraient reprendre dans deux jours au plus tard. Sous la direction d’une commission décisionnelle, Chevron et les représentants de la fédération syndicale Offshore Alliance avaient négocié la semaine dernière un compromis pour les 500 travailleurs des centrales de Wheatstone et de Gorgon, qui représentent 6% de l’offre mondiale de GNL. Toutefois, le contrat envoyé par Chevron aux syndicats est très éloigné selon eux de ce qui avait été négocié auparavant. Offshore Alliance a déclaré qu’il ne contenait pas certains résultats des négociations, sans pour autant les mentionner précisément.

Les importations de GNL vers l’Europe ont augmenté de 5.9% la semaine dernière, pour atteindre 2.6 milliards de mètres cubes, soit leur plus haut niveau depuis août. Les réservoirs de gaz très bien remplis et le temps doux devraient toutefois peser sur la demande dans toute l’Europe. Pendant la semaine en cours, les températures en Allemagne, premier consommateur de gaz d’Europe, sont supérieures de 3.5 degrés à la normale. La semaine dernière, le gisement de gaz norvégien Troll a repris du service après plusieurs prolongations d’un arrêt de maintenance, ce qui a entraîné une augmentation des livraisons totales du pays de 110 millions de mètres cubes/jour par rapport à la semaine dernière, pour atteindre 256 millions de mètres cubes/jour. Entre-temps, les importations asiatiques de GNL ont grimpé à 7.7 milliards de mètres cubes, leur plus haut niveau depuis la mi-mars. Les analystes ont invoqué la forte demande de la Chine et du Japon, qui constituent déjà des réserves pour l’hiver.

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La production d’énergie nucléaire française est repartie à la hausse en août. Elle s'est établie à 23,9 térawattheures (TWh), soit 5,8 TWh de plus qu’au cours du même mois en 2022. La production cumulée annuelle s'est établie à 206,1 TWh, soit 15,1 TWh de plus que celle de la même période en 2022. Pour l’année en cours, le groupe s'est fixé un objectif compris entre 300 et 350 TWh, contre 279 TWh en 2022. EDF a tiré les leçons des problèmes de corrosion sous contrainte rencontrés dans les réacteurs et est désormais mieux à même d'y faire face. Lors d’une manifestation organisée par le Medef, l'association patronale française, Luc Rémont, président-directeur général, a indiqué qu'EDF abordait l’hiver prochain avec beaucoup plus de confiance que le précédent. Entre-temps, les dernières prévisions font état d’une augmentation de la capacité disponible du parc nucléaire de 40,7 GW actuellement à 49,7 GW en octobre, 52,3 GW en décembre et enfin 56,9 GW en janvier prochain. Outre la production d’énergie nucléaire, la production d’électricité hydraulique en août a également augmenté de 32,4 % à 2,5 TWh sur un an, ce qui s’explique par une optimisation de la gestion des stocks d’eau, mais aussi par des précipitations plus favorables. Depuis le début de l’année, la production des barrages d'EDF en France a crû de 5,4 % à 24,5 TWh.

Cette reprise de la production nucléaire et hydraulique attendue pour l’hiver prochain devrait entraîner une inversion des flux et faire que la France redevienne un exportateur net d’électricité, à moins que des problèmes inattendus ne surviennent dans le parc nucléaire du pays. En 2022, pour la première fois depuis plus de 40 ans, le pays a été importateur net durant tout l’hiver après la forte baisse de la production nucléaire due aux contrôles de corrosion et la diminution de la production hydroélectrique en raison de la sécheresse.

Sur le marché allemand de l’électricité, l’année suivante a temporairement atteint mardi de cette semaine son niveau le plus bas depuis trois mois (126.15 EUR/MWh). Le contrat souffre des prix bas sur les marchés du gaz et du CO₂. Toutefois, le conflit sur les salaires non encore réglé entre Chevron et les travailleurs de deux plates-formes de GNL en Australie et ses conséquences possibles sur le marché mondial du GNL sont compensés actuellement par les niveaux élevés des réserves de gaz en Europe et l’augmentation attendue des flux de gaz après la fin des travaux de maintenance en Norvège. De plus, l’utilisation accrue des capacités des centrales nucléaires françaises et l’amélioration de la situation de l’énergie hydraulique limitent le recours au gaz et au charbon pour la production d’électricité. Cela témoigne d'un environnement favorable pour les marchés de l’électricité, comme le montre le marché français. Au cours des trois dernières semaines, le contrat de l’année suivante a chuté d’environ 21 % à 132 EUR/MWh le mardi de la semaine en cours. Le supplément de prix du contrat français par rapport à son homologue allemand a diminué de trois quarts au cours de cette période, passant de 20.14 EUR/MWh à seulement 5 EUR/MWh. L’équivalent suisse cote actuellement 6 EUR/MWh de plus. Il y a trois semaines, le contrat français de l’année suivante était plus cher de 0.08 EUR/MWh (règlement du 22.8.2023).

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Selon le directeur de la recherche européenne sur le gaz, les prix européens du gaz pourraient se rapprocher des 20 EUR/MWh, voire être inférieurs, si le continent connaît des températures douces cet hiver. Les températures d’octobre et de novembre sont déterminantes à cet égard. Si elles sont supérieures à la moyenne pendant cette période, la probabilité d’une baisse augmente, comme l’explique Wayne Bryan lors de l’événement Montel Nordic Energy Day. Le 18 août dernier déjà, l’Europe a atteint l’objectif de stockage de 90%. Sur le marché comptant en particulier, cela peut entraîner une chute rapide des prix. Mais cet effet ne se fera sentir que plus tard, selon Wayne Bryan: «Dès que le risque d’un hiver froid s’estompera, les prix pourraient tomber sous les 20 EUR/MWh à court terme, mais nous devons surmonter les mois de décembre, janvier et février avant de voir une tendance à la baisse significative. Le contrat gazier de référence de l’Europe pour le premier mois sur le marché de référence néerlandais TTF a augmenté de 18% depuis le 9 août, date à laquelle les travailleurs australiens menaçaient de faire grève dans les installations de GNL. Il a atteint mardi 44,80 EUR/MWh, son plus haut niveau sur deux mois. Plus récemment toutefois, une baisse de 4 EUR, à 32,80 EUR/MWh, a été enregistrée, après avoir atteint un plancher de 28,99 EUR/MWh, le niveau le plus bas depuis le 7 août, après l’annonce qu’il n’y aurait éventuellement pas de grève dans l’une des installations de GNL. L’accent est mis sur «éventuellement», la grève ayant été résolue chez la société australienne Woodside. Chez Chevron, elle devrait débuter le 7 septembre si rien ne change. La situation de l’approvisionnement reste tendue dans le monde entier. Les récentes fluctuations des prix déclenchées par l’annonce d’une possible réduction de l’approvisionnement en GNL, ont montré à quel point l’Europe dépendait excessivement du carburant réfrigéré pour remplacer les livraisons russes, a déclaré M. Bryan. La région a non seulement réagi de manière sensible aux éventuelles ruptures d’approvisionnement, mais la baisse des températures dans le bassin Pacifique et atlantique pourrait aussi intensifier la concurrence pour le GNL entre l’Europe et l’Asie, principal consommateur. Il faut donc miser sur un marché du gaz et de l’électricité volatil au cours des semaines à venir.

Une chute des prix est essentielle pour l’industrie. Pour qu’elle puisse survivre, les prix de l’électricité en Europe doivent baisser de 30 à 40%, à environ 80 EUR/MWh, bien qu’une amélioration de l’efficacité énergétique et le déploiement de l’électricité verte puissent atténuer les douleurs, a déclaré un analyste jeudi. Une déflation des prix de l’électricité est nécessaire pour permettre à l’industrie de faire face à la concurrence «d’une manière assez normale», mais les prix élevés du gaz l’ont empêché et pourraient poser problème jusqu’en 2025 au moins, a déclaré Henning Gloystein, directeur de l’énergie, du climat et des ressources du groupe Eurasia, lors de l’événement Montel Nordic Energy Day.

Les principaux acteurs du secteur, tels que les cimenteries, les producteurs de métaux et les entreprises chimiques, avaient auparavant déclaré qu’ils avaient besoin de prix de base moyens de 70-80 EUR/MWh pour rester compétitifs, bien que les valeurs dépassent les 100 EUR/MWh dans de nombreuses régions d’Europe. Toutefois, il faudra attendre le milieu de la décennie pour que les prix actuels de l’énergie atteignent ce niveau, ce qui accélèrera probablement la désindustrialisation de l’Europe. La quantité d’industrie dont l’Europe a besoin et la manière dont les gouvernements devraient intervenir dans la dynamique des prix restent toutefois du ressort des politiques. L’Europe est donc confrontée à d’importants défis, en particulier au cours de cette décennie.

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Les producteurs australiens de GNL Woodside Energy et Chevron sont en pourparlers avec les syndicats pour éviter une grève imminente dans leurs usines australiennes. L’agence de presse Reuters cite un porte-parole de Woodside, selon lequel un accord de principe a été trouvé sur une série de questions clés. En cas de grève, il serait en outre possible d’activer des plans d’urgence élaborés pour de tels cas. Selon Reuters, cette grève pourrait affecter jusqu’à 10% des exportations mondiales de GNL. Les installations australiennes approvisionnent principalement des destinataires asiatiques dans le cadre de contrats à long terme. En cas de grève, ces derniers devraient acheter sur le marché au comptant les quantités manquantes et entreraient ainsi en concurrence directe avec les Européens. 99 % des employés des plates-formes de Woodside qui approvisionnent l’usine de GNL de North West Shelf ont voté en faveur d’une grève. Les syndicats n’ont toutefois pas encore pris de décision à ce sujet. Les grèves pourraient prendre diverses formes, allant de pauses prolongées à une grève générale. Un porte-parole du syndicat a déclaré que les discussions se poursuivraient cette semaine avant qu’une décision définitive ne soit prise concernant les grèves. Pour les employés de Chevron, une votation sur d’éventuelles mesures de grève est encore en suspens. Cependant, l’accord qui doit être donné par la Fair Work Commission en vertu du droit du travail australien ne devrait plus tarder.

Les prix du GNL en Europe ont explosé, conformément au TTF néerlandais, après l’annonce d’une possible grève. Selon les analystes, une grève qui se prolongerait au-delà du mois d’octobre pourrait faire presque doubler les prix du GNL en Asie et ceux du gaz naturel européen dans l’hémisphère nord en hiver par rapport aux prix du début de la semaine dernière. D’autres participants au marché font valoir que les éventuelles grèves en Australie ne sont pas la seule raison des inquiétudes concernant l’approvisionnement mondial en gaz. Depuis fin juillet, le GNL péruvien n’a apparemment plus été expédié par bateau et l’usine Corpus Christi aux États-Unis fonctionne actuellement environ 15% en deçà de sa capacité moyenne.

Le marché pétrolier a fait preuve d’un optimisme surprenant ces dernières semaines, et l’ambiance générale a évolué positivement car on s’attend désormais à ce que l’économie américaine se dirige vers un atterrissage en douceur et non plus vers une récession, comme on le pensait auparavant. Compte tenu des réductions de production de l’OPEP+ et de la prévision d’une demande supérieure à l’offre au quatrième trimestre et jusqu’en 2024, les prix ont eu tendance à augmenter. Le marché reste donc optimiste, malgré les mauvaises données économiques qui continuent de provenir de Chine. Le premier importateur mondial de pétrole brut a en effet récemment publié une série de données économiques défavorables. Tant les chiffres d’affaires du commerce de détail que ceux de la production industrielle ont reculé en juillet, ce qui a poussé hier la Banque centrale chinoise à abaisser son taux directeur.

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A partir du 16. Août, la newsletter vous parviendra aux alentours de 14 heures.

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En raison de la Fête nationale suisse, la prochaine édition de la newsletter est prévue pour le 9 août 2023.

Les incertitudes persistent sur le marché européen du gaz. La situation de l’approvisionnement en gaz reste critique en Europe. Selon les experts, les récentes tensions en Russie et sur le pont de Crimée continuent d’alimenter celles déjà existantes. Un arrêt complet des livraisons de la part de la Russie pourrait entraîner une hausse massive du marché du gaz. Bien entendu, d’autres facteurs doivent également être pris en compte, par exemple la chaleur/le froid de l’hiver à venir. De plus, l’évolution conjoncturelle, notamment en Chine, est déterminante. Si la croissance économique y était meilleure que prévu, il faudrait s’attendre à une raréfaction de l’offre en Europe. D’autant plus que le marché gazier s’est mondialisé davantage du fait de la guerre d’agression de la Russie et de l’augmentation des livraisons de GNL. Selon le dernier rapport sur le marché gazier de l’AIE à Paris, le GNL est la source d’énergie de base et a donc remplacé le gaz acheminé par gazoduc. La part du GNL en Europe est passée de 12% au cours de la dernière décennie, à plus de 35% l’an dernier, avec une tendance à la hausse. Pour les experts, il est donc clair que la fin des exportations russes de gaz par gazoduc doit entrainer une réévaluation de l’ensemble du marché gazier. Selon les experts de l’AIE lors de leur dernier dialogue, il est essentiel que les consommateurs et les producteurs dialoguent plus étroitement. Dans ce contexte, les niveaux actuels des réservoirs de gaz, qui devraient être remplis à 90% d’ici début août, sont réjouissants. Les experts tablent sur un niveau de remplissage de près de 100% d’ici la mi-septembre. La semaine de transactions difficile montre toutefois que des réservoirs de gaz pleins ne protègent en rien contre une forte volatilité du marché. Les cotations, notamment celles de l’année suivante, se sont envolées du fait de l’envenimement de la situation sur le pont de Crimée. Après l’invasion de l’Ukraine par la Russie en février 2022, les prix du gaz en Europe ont atteint des niveaux records d’environ 300 EUR/MWh en raison des craintes d’approvisionnement fin août 2022. Depuis lors, le niveau des prix a chuté de manière spectaculaire. Le mois suivant sur le marché de référence néerlandais TTF s’est négocié à environ 25 EUR/MWh, bien que l’AIE ait déclaré que la guerre avait modifié «la structure» du marché. Toutefois, il faudra attendre les prochaines semaines pour savoir comment les choses vont évoluer. Les principaux facteurs sont l’évolution conjoncturelle et les tensions géopolitiques, qui ne semblent pas s’apaiser actuellement.

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La situation en Russie, avec l’insurrection du groupe mercenaire Wagner le week-end dernier, constitue un nouveau risque géopolitique que le marché n’avait guère pris en compte jusqu’à présent. Cette marche avortée soulève des questions sur la stabilité interne de la Russie, mais elle a aussi ravivé les inquiétudes concernant la situation de l’approvisionnement sur le marché du gaz et, partant, les prix. Ainsi, les cotations du gaz avaient augmenté fortement lundi dernier, au début de la nouvelle semaine de transactions. Bien que la dépendance de l’Europe vis-à-vis de l’approvisionnement en gaz russe ait été considérablement réduite depuis le début de la guerre d’agression de la Russie contre l’Ukraine, les troubles internes au sein de l’énorme fournisseur d’énergie mondial constituent un scénario très haussier. Ce mouvement de nervosité n'a cependant pas duré longtemps et les cotations se sont rétablies au cours du lundi. Sur ce marché, comme sur les autres marchés des matières premières, les inquiétudes conjoncturelles liées à la poursuite de la hausse des taux d’intérêt, en particulier aux États-Unis et en Europe, se sont sans doute révélées un facteur de modération des prix du côté de la demande. Mais du côté de l’offre aussi, selon les analystes, un allègement des contraintes se dessine. Ainsi, les réservoirs de gaz européens sont désormais bien remplis. En Allemagne, par exemple, le niveau de remplissage est actuellement de 81% (état: 3 juillet 2023) et l’objectif légal de 80% au 1er octobre est ainsi atteint trois mois à l’avance. En outre, le redémarrage de trois grandes installations gazières norvégiennes au terme de travaux de maintenance est prévu cette semaine. La capacité totale sera rétablie en Norvège au 15 juillet, ou du moins d'ici la fin du mois, comme le montrent des données sur la transparence. En outre, le terminal méthanier de Sabine Pass aux États-Unis a repris ses activités comme prévu après des travaux de maintenance. Toutefois, ses effets sur l’offre de GNL ne se feront sentir qu’avec un certain retard.

Les dernières données économiques positives des États-Unis ont soutenu les cours du pétrole, qui ont clôturé la semaine dernière avec de légers bénéfices. Cette semaine, il a été annoncé que l’Arabie saoudite allait poursuivre ses réductions de production. Selon le rapport, le pays a l’intention de réduire encore ses quotas de production d’1 million de barils par jour jusqu’au mois d’août, afin de stabiliser les prix du pétrole. La Russie a également déclaré qu’elle produirait 500 000 barils par jour de moins jusqu'au mois d'août. Ces deux réductions supplémentaires, d’un montant total de 1,5 million de barils par jour, viendraient s’ajouter aux précédentes réductions de production de l’OPEP. L’action des deux principaux producteurs de pétrole s’est déroulée hors réunion officielle du cartel pétrolier et intervient à un moment où les prix du pétrole sont inférieurs à 100 dollars le baril depuis près d’un an. Néanmoins, selon les analystes, une reprise de la demande en provenance de la Chine, premier importateur mondial de pétrole, reste la clé d’une reprise durable des prix du pétrole.

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La récente vague de chaleur accroît les risques pour la sécurité énergétique de l’Europe. Selon les météorologues, ce mois de juin sera le plus chaud et le plus sec depuis plus de 40 ans. L’augmentation des besoins en électricité pour le refroidissement a d’importantes conséquences. En Asie aussi, les vagues de chaleur font faire grimper la demande de GNL et les prix de l’électricité. Les experts ne prévoient pas non plus de détente en juillet et en août. L’année dernière, l’Europe a connu l’été le plus chaud depuis le début des enregistrements. En conséquence, les prix de l’énergie se sont envolés en pleine crise de l’approvisionnement en gaz. De plus, la sécheresse a entravé le transport du charbon du fait du faible niveau des principaux fleuves européens. Les prix de l’électricité allemands ont grimpé jusqu’à 700 euros/MWh et la faible production éolienne a encore augmenté la charge résiduelle. Mais un tel scénario peut-il se reproduire cet été? Steven Silver, météorologue en chef chez WeatherDesk, prévoit des conditions «anormalement chaudes» en Europe pour les deux prochaines semaines, tandis que le SMHI public suédois table sur des températures de 2 à 3°C plus élevées que d’habitude pour juillet et août, avec le risque d’une ou deux canicules le mois prochain. Le service météorologique allemand prévoit quant à lui des températures allant jusqu’à 1°C au-dessus de la normale et des précipitations inférieures à la normale jusqu’à fin août. Ces tendances ont toutes une incidence sur le prix de l’électricité. L’électricité destinée à être livrée en Allemagne le mois prochain, a été négociée dernièrement à 96,85 EUR/MWh, soit 20 EUR/MWh de plus qu’au début du mois, et à 100 EUR/MWh au mois d’août sur la Bourse européenne de l’énergie (EEX). En France, les contrats se sont négociés à 97,75 EUR/MWh et 95 EUR/MWh, comme l’indiquent les données de l’EEX. À titre de comparaison, l’été dernier, les prix de l’électricité locale étaient en moyenne de 334 EUR/MWh en Allemagne et de 382 EUR/MWh en France. La France a souffert d’une pénurie d’électricité et d’un manque d’approvisionnement en gaz d’hiver suite aux conséquences de la guerre russe contre l’Ukraine. Lors de la canicule du mois d’août dernier, la France n’a produit de l’énergie nucléaire qu’à hauteur de 44% de sa capacité totale, soit 26,7 GW, selon les données d’EDF. La production pourrait à nouveau être affectée cet été si les températures continuent à grimper. «Si les prévisions se confirment, cela devrait soutenir les prix», a déclaré un négociant.

Les pannes de l’infrastructure norvégienne ont également contribué aux récentes augmentations de prix. Après des mois de baisse des prix, cela a rappelé que le risque de pénuries d’approvisionnement n’est pas encore écarté, a déclaré jeudi l’analyste Wayne Bryan du London Stock Exchange Group. Le contrat du mois suivant sur le marché de référence néerlandais TTF a récemment augmenté de 24% en comparaison journalière, pour atteindre son record sur 10 semaines. Cela a montré que les participants au marché restent nerveux quant à de futurs chocs de l’offre, car l’Europe ne peut plus compter sur une charge de base stable, a déclaré Wayne Bryan lors de la journée finlandaise de l’énergie de Montel, à Helsinki. Bien que l’actuelle hausse des prix soit principalement due à l’inactivité provoquée par les pannes en Norvège et la canicule, les contrats pourraient bientôt baisser du fait du recul des paramètres économiques fondamentaux. Les risques augmentent avec le réchauffement des températures, ce qui pourrait entraîner des semaines et des mois instables.

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Le développement des énergies renouvelables en Europe se poursuit. Rien que cette année, il représente 60 GW d’énergie photovoltaïque et éolienne dans l’UE. Selon les analystes, cette augmentation réduit la dépendance aux énergies fossiles de près de 20%. Cette année, la production mondiale a progressé de 107 GW pour atteindre 440 GW. D’après l’AIE, il s’agit de la plus forte hausse de tous les temps. Fatih Birol (CEO de l’AIE) considère le développement des énergies renouvelables comme le moteur de l’expansion énergétique mondiale. En outre, l’AIE prévoit que l’énergie photovoltaïque et l’énergie éolienne représenteront plus de 40% de la production de certains pays l’année prochaine. Sont inclus de grands pays industrialisés, tels que l’Allemagne, l’Espagne et l’Irlande. En termes de prix, plus de 100 milliards d’euros ont été économisés dans l’UE. «La crise énergétique mondiale a montré que les énergies renouvelables sont non seulement plus sûres, mais aussi plus rentables à long terme que les sources d’énergie fossiles», a déclaré Fatih Birol. Des études récentes montrent que la forte production d’énergie éolienne et photovoltaïque a permis d’économiser plus de 12% des réservoirs de gaz en 2022. Au premier trimestre 2023, la production d’énergie éolienne et photovoltaïque en Europe a augmenté de 32% par rapport au gaz.

Son développement contribue à réduire encore la dépendance vis-à-vis de la Russie. En 2022, l’UE a versé 57 milliards d’euros pour le gaz par gazoduc et 18 milliards d’euros supplémentaires pour le GNL. Pour le premier trimestre 2023, les paiements totaux pour le gaz par gazoduc et le GNL sont tombés à 5,4 milliards d’euros. Cela montre que la dépendance de l’Europe vis-à-vis de la Russie diminue, mais qu’elle existe toujours.

Le développement des énergies renouvelables entraîne souvent des prix de l’électricité négatifs. Les négociants considèrent comme la nouvelle norme lorsqu’aux Pays-Bas, par exemple, les prix spot deviennent négatifs presque tous les week-ends. L’énorme production d’électricité le week-end dernier a fait chuter le prix intrajournalier sous la barre des -700 EUR/MWh. Il s’agissait déjà de la 100e heure cette année avec des prix de l’électricité négatifs sur l’EPEX Spot, ce qui représente une augmentation significative par rapport au total de 83 heures négatives pour l’ensemble de l’année précédente. Avec une puissance installée de 1 kW par habitant, la Hollande est championne de l’énergie solaire en Europe et les prix de l’électricité continueront vraisemblablement d’être négatifs cet été, en particulier les week-ends. Cela montre une fois de plus qu’avec le développement des énergies renouvelables, la question de la flexibilité est au premier plan. Du fait de l’augmentation du nombre d’heures avec des prix de l’électricité négatifs, les technologies de stockage deviennent également plus rentables. Avec une capacité de stockage inférieure à 100 MW, le potentiel des Pays-Bas reste encore important dans ce domaine. Selon les experts, la production d’hydrogène vert par électrolyse n’est pas pour demain lointaine et il faudra peut-être des années pour créer des capacités de stockage. Hans van Cleef, responsable du département de recherche et de stratégie chez Publieke Zaken, prévoit certes un développement des solutions de stockage pour les années à venir, qui créeront plus de flexibilité. Toutefois, leur rythme de développement ne sera pas suivre celui du développement des énergies renouvelables. Il s’attend donc à une augmentation de la volatilité dans toute l’Europe au cours des prochaines années.

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Même si jeudi dernier était un jour férié dans certains pays d’Europe, des transactions ont eu lieu sur le marché gazier. Cette journée a été particulière, car pour la première fois depuis juin 2021, les cotations pour le day-ahead et le mois suivant sont retombées sous la barre des 30 euros par mégawattheure sur le marché de référence de l’Europe continentale, le Title Transfer Facility (TTF) néerlandais.

L’écart de prix entre le mois suivant et l’année suivante connaît de plus fortes fluctuations. Depuis le début de l’année, la moyenne est de 9,17 euros par mégawattheure, mais la fourchette oscille entre 0,34 et 21,35 euros. La dernière majoration pour l’année civile 2024 par rapport au mois suivant était de 19,82 euros. L’élargissement de l’écart s’explique principalement par le fait que le marché continue d’accorder une plus grande probabilité au scénario d’un hiver très froid et d’une crise d’approvisionnement sur le marché du gaz. Cette situation ne devrait changer que lorsque les prévisions météorologiques à moyen terme prédiront un hiver 2023-2024 pas trop froid et des niveaux de réservoirs suffisants.

L’écart s’est également creusé car le mois suivant a chuté nettement plus fortement, alors que l’année civile a beaucoup moins perdu après la hausse de début avril. Certains analystes tablaient sur une hausse des prix du gaz en raison des travaux de maintenance prévus sur l’infrastructure gazière norvégienne en mer du Nord. Ceux-ci étaient certes connus à l’avance, mais ils auraient pu conduire à une hausse des cotations du gaz en cas d’augmentation inattendue de la demande gazière due aux conditions météorologiques. Le mois d’avril a été froid et, en mai aussi, les températures moyennes ont été plus souvent inférieures aux normales saisonnières. Cependant, cela a été partiellement compensé par l’augmentation de la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité. La grève a également pris fin en France, ce qui a permis d’améliorer l’approvisionnement en GNL. Mais le facteur le plus important est qu’à la fin de la saison hivernale, le taux de remplissage des réservoirs en Allemagne et dans l’UE était nettement plus élevé qu’en 2022. Cela réduit les besoins en gaz pour le remplissage des réservoirs, d’une part pour satisfaire aux exigences minimales légales, mais aussi pour retrouver le pic du quatrième trimestre de l’année précédente. Du côté de la demande, le Trading Hub Europe (THE), responsable du secteur du marché, qui se repose encore sur les stocks de l’année précédente, est également absent cette année. La question essentielle n’est donc plus de savoir si les réservoirs de gaz seront à nouveau pleins cette année, mais quand cela sera le cas. Selon les calculs des experts en gaz, les réservoirs de gaz allemands devraient être pleins dès la fin septembre.

La demande chinoise de pétrole croît plus rapidement que prévu, menaçant de saturer les marchés du pétrole brut et de faire grimper les prix du pétrole car l’offre ne peut pas suivre. Les dernières prévisions de l’Agence internationale de l’énergie (AIE) font état d’un fossé croissant entre l’explosion de la demande de pétrole brut dans les pays en développement et la faiblesse de la demande en Europe et en Amérique du Nord, où les perspectives économiques sont sombres. Dans son rapport mensuel sur le marché pétrolier, l’AIE a relevé ses prévisions de croissance de la demande pétrolière mondiale de 200 000 barils par jour cette année, la portant à 2,2 millions de barils par jour. La part de la Chine dans cette augmentation, dont on s’attendait déjà à ce qu’elle soit importante, semble croître et continue de dépasser les attentes. Selon l’AIE, la Chine représentera 60% de l’augmentation totale de la demande pétrolière cette année. Les prévisions de l’AIE soulignent l’écart croissant entre les prix du pétrole – qui ont atteint ces dernières semaines leur niveau le plus bas depuis environ 16 mois – et les anticipations selon lesquelles la forte demande et l’offre limitée entraîneront un déficit important conduisant à une hausse des prix du pétrole selon de nombreux spécialistes.

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Selon les données portuaires récentes, dans les quatre principaux ports européens de vrac, les stocks de charbon ont grimpé à un niveau record sur dix semaines. Avec un stock de près de 5,9 millions de tonnes, les terminaux de la région ARA n’avaient jamais eu autant de charbon depuis la mi-février environ. Il y a un an, le stock était encore d’environ 4,6 millions de tonnes. Selon un employé du terminal de Rotterdam, il y a actuellement moins de charbon expédié vers l’intérieur de l’Europe qu’il n’en arrive aux ports. Par rapport à la semaine précédente, les stocks de charbon aux terminaux d’importation ARA ont augmenté de 4%. Le contrat API2 de juin 2023 à l’ICE était inférieur à 119 USD/t à la date de référence du 9.5.2023, contre 134 USD/t une semaine plus tôt. Il n’est donc pas surprenant que, compte tenu de la faiblesse actuelle de la demande mondiale et de l’existence des importants stocks européens, il n’y ait aucune lutte sur les prix pour l’offre de charbon disponible sur le marché. La Chine pourrait-elle redevenir la locomotive conjoncturelle de l’économie mondiale et stimuler la demande mondiale en charbon? Le plus grand importateur de charbon au monde est lui aussi confronté à des stocks élevés. En outre, le développement de l’offre en Chine et en Inde reste un sujet de préoccupation.

Malgré la détente actuelle sur les marchés gaziers, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) de Paris met en garde contre de nouveaux risques et les fluctuations de prix dans son rapport sur le marché gazier du premier trimestre. Selon elle, la pression sur le marché du gaz s’est certes atténuée début 2023 en raison des températures clémentes en Europe et des mesures politiques, mais l’offre de gaz mondiale restera limitée en 2023 et de grandes incertitudes subsistent. En font partie la perspective d’un été sec ou d’un hiver plus froid que d’habitude, mais aussi d’une disponibilité moindre du GNL et d’une nouvelle baisse des livraisons de gaz par gazoduc russe vers l’Europe. La demande en gaz doit donc encore être réduite, que ce soit en améliorant l’efficacité énergétique de l’industrie, en accélérant le recours aux énergies renouvelables et aux pompes à chaleur, ou en modifiant les comportements individuels. Le fort recul de la demande de gaz a réduit les besoins de soutirage en Europe l’hiver dernier. Par conséquent, l’UE ne devra stocker avant l’hiver prochain que la moitié de la quantité de gaz stockée l’année dernière pour atteindre l’objectif réglementaire des 90%. Cela pourrait contribuer à détendre les marchés. Selon ce même rapport, le gaz liquéfié constituera un nouvel approvisionnement de base pour l’Europe et représentera les deux tiers de ses importations. Les États-Unis deviendraient ainsi le premier fournisseur mondial de gaz liquéfié. Toutefois, l’augmentation des importations de GNL ne suffira pas à compenser entièrement la baisse attendue des livraisons des gazoducs russes vers l’Europe.

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La consommation de gaz naturel dans l’UE a baissé de 17,7% entre août 2022 et mars 2023 par rapport à la consommation moyenne de gaz pour les mêmes mois entre 2017 et 2022. Le règlement 2022/1369 du Conseil relatif à des mesures coordonnées de réduction de la demande de gaz naturel, qui fait partie du plan REPowerEU visant à mettre fin à la dépendance de l’UE vis-à-vis des combustibles fossiles russes, fixe un objectif de réduction de 15% pour la période allant d’août 2022 à mars 2023. Les données montrent que la plupart des pays de l’UE ont atteint cet objectif.

Sur cette même période, la Suisse a économisé plus de 5800 gigawattheures de gaz. L’objectif, qui était également une réduction volontaire de 15% des émissions de gaz, a été dépassé et environ 1250 GWh d’électricité ont été économisés. Outre le climat chaud, la hausse des prix du gaz et de l’électricité a également contribué à réduire la consommation. Des prix plus élevés constituent, en particulier pour l’industrie, un signal essentiel de diminution de la consommation. Environ 60% des 800 exploitants d’installations bicombustibles ont suivi la recommandation du Conseil fédéral de passer du gaz au mazout. La Confédération a participé activement à la mise à disposition de capacités de réserve en cas d’urgence. Des contrats ont été conclus avec trois centrales de réserve, une réserve hydroélectrique a été créée et des groupes d’électrogènes de secours regroupés ont été mis en place afin d’accroître, le cas échéant, les capacités de transport sur certaines lignes électriques. En outre, la branche a acquis des réserves de gaz et des capacités de stockage de gaz à l’étranger.

La Confédération mettra également à disposition diverses capacités de réserve pour l’hiver 2023/24, afin de faire face à la situation d’approvisionnement toujours incertaine. Parmi ces incertitudes figure le fait que l’hiver passé moins enneigé produira moins d’eau de fonte pour remplir les lacs de retenue. En cas de sécheresse persistante, la production d’électricité à partir de l’énergie hydraulique et des centrales nucléaires pourrait diminuer en été. La demande croissante de gaz liquéfié en Asie pourrait compromettre le remplissage des réservoirs de gaz européens, tout comme les travaux de maintenance annoncés sur l’infrastructure gazière norvégienne. En Allemagne, les trois dernières centrales nucléaires ont été mises hors service à la mi-avril 2023 et les problèmes techniques et les arrêts des centrales nucléaires françaises persistent. De plus, l’hiver pourrait être nettement plus froid en 2023-2024.

La France prolonge jusqu’au début de 2025 son bouclier tarifaire sur l’électricité subventionné par l’État. Selon le ministre de l’Économie Bruno Le Maire, la production d’électricité a été inférieure aux prévisions, ce qui explique les prix de l’électricité toujours très élevés. Jusqu’à présent, le gouvernement voulait supprimer le bouclier tarifaire sur l’électricité d’ici fin 2024. La France avait limité la hausse des prix de l’électricité réglementés à maximum 4% en 2022 et à maximum 15% cette année. En raison de retards dans les travaux de maintenance et de fissures sur les conduites de plusieurs centrales nucléaires, la production des centrales a atteint son plus faible niveau au cours de l’année écoulée. Le bouclier tarifaire sur le gaz devrait toutefois être levé en cours d’année. Les prix du gaz, qui s’étaient envolés suite à la guerre en Ukraine, sont retombés à leur niveau d’avant-guerre. Le gouvernement avait estimé à 46 milliards d’euros le montant des subventions pour l’année en cours.

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Les grèves contre la réforme des retraites en France se poursuivent et ont entraîné une réduction de la capacité de production disponible de 6 GW mardi matin. L'impact s'élevait à 2,7 GW pour l’énergie hydraulique, 2 GW pour les centrales à charbon et à gaz et 1,3 GW pour l’énergie nucléaire. Les manifestations durent déjà depuis des semaines. Vendredi, le Conseil constitutionnel français se prononcera sur la conformité à la Constitution de la réforme adoptée.

Selon le ministre fédéral de l’Économie Robert Habeck, l’approvisionnement énergétique de l’Allemagne reste assuré. Les éléments clés ont été, selon lui, les niveaux de remplissage élevés des réservoirs de gaz, les terminaux GNL sur la côte allemande et la poursuite du développement des énergies renouvelables. Les efforts d’économie ont par ailleurs permis de remplir rapidement les réservoirs de gaz. Cela doit nous inciter à continuer à miser sur l’efficacité énergétique pour l’avenir. En ce qui concerne l’arrêt définitif de l’énergie nucléaire, le ministre confirme la fin de cette technologie en Allemagne. Les opérateurs allemands n’ont aucun intérêt à construire de nouveaux réacteurs, car cela constituerait un fiasco économique. Dans certains pays, les nouveaux projets de réacteurs accusent plusieurs années de retard sur le calendrier et leurs coûts dépassent de plusieurs milliards d’euros les coûts prévus. Contrairement à l’Allemagne, d’autres pays restent dépendants de l’énergie nucléaire. La Bulgarie, la République tchèque, la Finlande, la Hongrie et la Slovaquie ont toutes construit des réacteurs de conception russe. En mai de l’année dernière, lorsque l’UE a décidé d'abandonner rapidement les combustibles fossiles russes, ces pays étaient totalement dépendants des importations de combustibles nucléaires russes. Les États-Unis entendent travailler en étroite collaboration avec l’UE afin de réduire cette dépendance vis-à-vis des matières nucléaires russes. Il y a quelques semaines, le fournisseur d'énergie tchèque Cez a signé avec la société américaine Westinghouse Electric un contrat portant sur la livraison du combustible WWER-440 à sa centrale de Dukovany à partir de 2024 pour une durée estimée de sept ans. Le combustible remplacera les livraisons du groupe nucléaire public russe Rosatom. L’année dernière, le fournisseur d’énergie suédois Vattenfall avait signé un accord avec Westinghouse sur l'approvisionnement de réacteurs suédois à partir de 2024. Vattenfall avait cessé d’acheter des combustibles russes en réaction à la guerre menée par la Russie en Ukraine. L’UE et les États-Unis ont également convenu d’organiser conjointement un forum de haut niveau sur les petits réacteurs modulaires (SMR) dans le courant de l’année, reconnaissant ainsi que l’énergie nucléaire pourrait jouer un rôle dans la décarbonation des systèmes énergétiques des pays qui choisissent de l’utiliser.

Selon les experts, les contrats de GNL à long terme comportent toujours un risque de reprise des livraisons par les gazoducs en provenance de Russie. Même si les livraisons par gazoduc seraient très probablement inférieures à ce qu’elles étaient avant l’attaque russe contre l’Ukraine, elles risqueraient néanmoins de compromettre les accords actuels relatifs au GNL. Afin de minimiser ce risque, un droit de douane sur les importations par gazoduc pourrait compenser la différence de prix par rapport à un prix de référence du GNL, ce qui, tout en fixant durablement le prix du gaz naturel au niveau de celui du GNL, réduirait le désavantage de coût du GNL. La question se pose alors de savoir si ce droit de douane ne devrait s’appliquer qu’au gaz russe. L’Allemagne achète également de grandes quantités de gaz à la Norvège par gazoducs. Avant l’attaque de l’Ukraine, la Russie fournissait environ 40 % de la consommation de gaz européenne et près de la moitié de la demande allemande. D’ici 2026, l’Allemagne entend mettre en service onze terminaux GNL fixes et flottants pour remplacer ce gaz.

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La grève nationale en France, liée à la réforme des retraites, a réduit la capacité de production d’électricité de 8,2 GW lundi matin. Elle a pour toile de fond le projet de relever l’âge de la retraite de 62 à 64 ans. Avec 4,2 GW, l’énergie hydraulique représente plus de la moitié des 8,2 GW. Elle est suivie du charbon et du gaz avec 2,8 GW et de l’énergie nucléaire avec 1,2 GW. Dans le négoce intrajournalier, ces évolutions ont fait s’envoler le prix de l’électricité à jusqu’à 9800 euros/MWh. L’électricité a dû être importée d’Allemagne. C’est inhabituel, car l’électricité est généralement moins chère que chez nos voisins de l’Est. Ces évolutions ont fait grimper le prix intrajournalier continu à environ 8500 euros/MWh, selon les données EnAppSys. Des prix supérieurs à 5000 euros/MWh sont clairement perçus par les participants au marché comme une réaction excessive. Dans ce contexte, il a fallu accéder à des réserves rapidement activables. Le gestionnaire de zone de réglage EDF n’était pas encore prêt à prendre position.

La grève pourrait également avoir un effet haussier sur le marché à terme, d’autant plus qu’elle retarde la maintenance des principaux réacteurs français. L’année dernière, ceux-ci avaient entraîné une perte de 4 à 5 TWh. La grève a eu lieu à un moment particulièrement défavorable, alors que, en pleine crise énergétique, la production des centrales nucléaires est tombée à 278 TWh, soit son niveau le plus bas depuis 1989. Comme le gouvernement ne veut pas céder à la pression des grèves, les effets se font sentir sur une longue période, a déclaré un porte-parole du syndicat à Montel. Pour l’année en cours, le groupe énergétique EDF prévoit une production de 300 à 330 TWh, avec une capacité de 61 GW. À condition toutefois qu’il n’y ait pas de panne imprévue. Ce domaine renferme un fort potentiel haussier pour l’année en cours.

La grève française tire également vers le haut le prix d’autres matières premières. Ainsi, les importations de GNL de l’UE ont chuté de 13%, à 3,2 milliards de mètres cubes la semaine dernière. Selon les informations, les 4 terminaux GNL français devraient être en grève jusqu’au 28.03.2023, à 21h00. Durant la semaine en cours, les importations pourraient augmenter de 18% pour atteindre 3,8 milliards de mètres cubes, d’autant plus que 41 méthaniers de GNL attendent encore d’être déchargés. Toutefois, on ne sait pas combien de temps la grève va encore durer ni quel sera le délai jusqu’au déchargement des méthaniers. Le facteur déterminant pour les importations entre les ports de GNL asiatiques et européens est le prix, qui est en grande partie fixé en Europe par le TTF néerlandais. Jusqu’au mois d’août, les prix en Asie seront encore inférieurs à ceux de l’Europe. Puis, l’écart devrait se réduire. Pour cela, le redémarrage de nouveaux réacteurs nucléaires au Japon est essentiel car il fera baisser le prix des importations asiatiques de GNL. Avec 52%, les réservoirs de GNL européens sont remplis d’environ 5% de plus qu’il y a une semaine. En France, le niveau actuel de remplissage des réservoirs de gaz (28,61%), présente encore un fort potentiel de hausse. Pour la saison de remplissage qui débutera le 01/04/2023, cette situation offre également un important potentiel haussier.

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Une tempête a fortement pesé sur les cotations de l’électricité en Europe en début de semaine. Le marché spot affichait des prix dans une fourchette moyenne à deux chiffres. Lundi et mardi, une alimentation en énergies renouvelables de 44 GW et 40 GW était prévue en Allemagne, avec des températures temporairement chaudes. Selon les météorologues d’Eurowind, les quantités injectées devraient diminuer à partir de mercredi et la part des énergies renouvelables devrait baisser progressivement au cours des prochains jours. Une augmentation des prix spot dans la fourchette à trois chiffres est donc à nouveau pré-programmée. Toutefois, les perspectives à plus long terme laissent entrevoir un réchauffement et un apport d’énergie éolienne relativement modéré.

Sur la courbe à terme, les nouvelles de France de la semaine dernière ont entraîné une reprise du marché de l’électricité et du gaz. Une fissure profonde dans un tuyau de la centrale nucléaire française de Penly 1 a provoqué la hausse des prix. Par ailleurs, l’Autorité de sûreté nucléaire française (ASN) a annoncé jeudi dernier que des fissures avaient été découvertes dans deux autres réacteurs français et a exhorté EDF à contrôler d’autres centrales nucléaires, craignant désormais que ce ne soient pas des cas isolés. Rapidement, les acteurs du marché se sont inquiétés de savoir si les inspections et les réparations éventuelles ne compromettraient pas davantage la disponibilité déjà faible des centrales électriques françaises, créant sur le marché une situation semblable à celle de l’été dernier. Du fait de la faible disponibilité historique du parc nucléaire français, la demande de capacité de production d’énergie fossile s’était accrue, faisant s’envoler les prix du combustible.

À court terme, les grèves menées contre la réforme des retraites du gouvernement Macron réduisent la capacité de production française. Les données sur la transparence font apparaître des restrictions de 12,4 GW, dont 3,2 GW pour les centrales nucléaires, 2,7 GW pour les centrales à gaz et plus de la moitié pour les centrales hydroélectriques (6,5 GW). En outre, les apports de GNL dans le réseau gazier européen ont diminué la semaine dernière en raison de la grève, ce qui a entraîné une hausse des primes sur le marché du gaz.

Les apports de GNL restent néanmoins élevés et la capacité d’importation de GNL en Europe continue d’augmenter avec l’autorisation de remettre en service le dernier train du terminal américain d’exportation de GNL de Freeport. De plus, la situation de l’approvisionnement en Allemagne est confortable en ce qui concerne l’hiver à venir. Selon l’association pour le stockage de gaz «Ines» (Initiative Energien Speichern), l’Allemagne sort de l’hiver 2022/2023 avec des niveaux de remplissage très élevés. Le niveau de remplissage est actuellement d’environ 65%, contre 26% fin mars 2022. Bien que le flux de gaz en provenance de la Russie ait été réduit au printemps et complètement arrêté à l’été 2022, les réservoirs étaient remplis à 100% au début de l’hiver 2022/2023. L’hiver prochain, les nouveaux terminaux, dont certains fonctionnent déjà, devraient également faciliter les importations. Des terminaux supplémentaires seront mis en service d’ici la fin 2023.

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Freeport LNG a obtenu l’autorisation officielle de reprendre l’exploitation commerciale de ses installations de liquéfaction et d’exportation de gaz naturel. Après une explosion en juin 2022, le terminal américain d’exportation de GNL avait dû suspendre ses activités sur ordre officiel. Selon l’entreprise, l’autorisation prévoit le redémarrage immédiat et complet d’un train de liquéfaction déjà remis en service, ainsi que la remise en service progressive d’un deuxième train. Le troisième train doit faire l’objet d’une autorisation ultérieure des autorités. Freeport a l’intention de porter sa production à environ 2 milliards de pieds cubes par jour au cours des prochaines semaines. Avant l’accident, elle exportait environ 15% du GNL produit aux États-Unis.

Les prix du charbon en Europe ont augmenté d’environ 15% en comparaison hebdomadaire.Toutefois, la faiblesse de la demande européenne et le niveau élevé de l’offre empêchent actuellement de nouvelles hausses. La pression à la baisse sur le marché du gaz et les prix élevés sur le marché du carbone ne feraient qu’aggraver la situation du charbon. L’évolution inverse sur les deux marchés rend l’électricité à moins forte intensité en C02 produite à partir de centrales à gaz plus compétitive que celle issue du charbon. Les stocks de charbon dans les principaux ports de la région d’Amsterdam, Rotterdam et Anvers (ARA) ont récemment chuté de 5% en comparaison hebdomadaire, pour atteindre un creux sur quatre mois d’environ 5,6 millions de tonnes. Ainsi, ils étaient encore 3 millions de tonnes de plus qu’il y a un an. Les acteurs du marché s’inquiètent cependant de l’augmentation prochaine de la demande de l’Asie. Outre l’intérêt croissant de la Chine en matière d’achats, la situation économique des petits et moyens producteurs de charbon de pays comme l’Australie, l’Afrique du Sud et la Russie pourrait jouer un rôle. Après la chute brutale des prix cette année, ils peinent parfois à couvrir leurs coûts de production. Toutefois, l’approvisionnement en provenance d’Australie et d’Afrique du Sud doit impérativement rester une option pour l’Europe, car elle devra remplacer cette année les quelque 21 millions de tonnes de charbon russe qui ne pourront plus être acheminées en Europe après l’interdiction d’importation adoptée l’été dernier. Si la Chine achetait davantage de charbon à ces pays, l’Europe pourrait avoir du mal à maintenir ses stocks importants.

Le gestionnaire du réseau de transport français RTE table sur un risque d’approvisionnement moindre pour l’hiver prochain, par rapport à cet hiver. Il met toutefois en garde contre les problèmes de production d’électricité nucléaire et les prix élevés du gaz. Selon RTE, la pire phase de la crise énergétique est surmontée, mais il ne prévoit pas de retour à la situation d’avant la crise. L’année dernière, la production française d’électricité hydraulique et nucléaire s’est contractée de 12 TWh par rapport à l’année précédente, tombant ainsi à 82 TWh. Cette année, les modes de production devraient se redresser par rapport aux niveaux historiquement bas de 2022, tandis que les énergies renouvelables devraient aussi progresser avec une nouvelle augmentation des capacités. Toutefois, à court terme, l’électricité produite par les centrales nucléaires ne devrait pas encore atteindre son niveau d’avant la crise, car les études et les réparations liées à la corrosion continuent de freiner la production. À ce jour, sur les six réacteurs pour lesquels des fissures de corrosion ont été constatées en décembre 2021, seul Civaux a été remis en service. Douze autres réacteurs devraient faire l’objet de réparations de corrosion cette année, ce qui porterait à 15,7 GW la capacité totale. En 2023, la demande d’électricité ne devrait pas encore retrouver son niveau d’avant la crise, ce que RTE explique par des mesures d’économie d’énergie, les prix élevés de l’électricité et l’inflation.

Ce rapport «Energy Flash» sera désormais publié toutes les 2 semaines. Sa prochaine date de parution sera donc le 01/03/2023.

Les importations de GNL de l’UE et de Grande-Bretagne pourraient chuter de 2% cette année. L’année dernière, l’Europe a importé un volume record de GNL afin d’utiliser des alternatives au gaz russe. Pour ce faire, plusieurs pays ont renforcé leurs capacités de regazéification (procédé technique de transformation de GNL). Icis estime que la capacité de regazéification de l’Europe pourrait augmenter de 25% d’ici la fin de l’année. Les livraisons de gaz russe à l’UE ont chuté à environ 10% de leur niveau d’avant l’invasion de l’Ukraine, contre laquelle Bruxelles a réagi par des sanctions. Jusqu’à présent, les livraisons russes vers l’Europe sont toutefois restées stables à ce faible niveau. Parmi les autres principaux fournisseurs, selon Icis, le volume des livraisons de gaz norvégien vers l’Europe n’évoluera guère au cours des trois prochaines années par rapport à 2022, et les livraisons en provenance d’Algérie devraient également rester inchangées. L’Europe devrait rester une source importante de la demande de GNL, en particulier lorsque de nouveaux terminaux d’importation seront mis en service. Toutefois, la Grande-Bretagne, qui est depuis longtemps attrayante pour les livraisons de GNL en raison de son infrastructure, pourrait voir moins de cargaisons sur ses côtes du fait de l’amélioration des infrastructures aux Pays-Bas et en Allemagne, qui permet aux méthaniers d’y débarquer directement sans transiter par la Grande-Bretagne.

Le ministère allemand de l’Économie a souligné, à l’occasion d’un rapport sur l’évaluation des systèmes de stockage de gaz présenté au Conseil des ministres, que les niveaux de stockage de gaz exigés par la loi restent nécessaires pour l’hiver prochain. L’approvisionnement gazier est actuellement stable en Allemagne et la sécurité d’approvisionnement reste assurée, mais la préparation à l’hiver 23/24 représente toujours un défi. Le remplissage des réservoirs de gaz conformément aux prescriptions légales continuera de jouer un rôle majeur pour l’hiver 23/24 également. Selon les informations fournies, le Conseil des ministres allemand a pris connaissance du rapport lors de sa réunion à Berlin et il sera ensuite transmis au Bundestag. La loi sur l’économie de l’énergie requiert deux rapports, celui-ci est le premier. D’ici au 1er avril, le ministère devra en outre évaluer les règles relatives à la régulation des réservoirs. Dans l’ensemble, les prescriptions actuelles et nouvelles en matière de niveaux de remplissage de la loi sur l’économie de l’énergie ont pu être respectées en 2022. Les niveaux de remplissage moyens au niveau fédéral étaient donc de 91,79% au 1er octobre de l’année dernière, de 99,19% au 1er novembre et de 78,15% au 1er février de cette année. Le Trading Hub Europe (THE), responsable du secteur du marché, a joué un rôle particulier dans le remplissage des réservoirs de gaz. Il surveille les prescriptions relatives aux niveaux de remplissage des différents réservoirs et, en cas de non-respect, peut également stocker du gaz dans les installations de stockage, si ces derniers n'ont atteint le taux exigé par la législation. Une telle intervention du THE était nécessaire l’année dernière, par exemple pour le remplissage du réservoir Rehden. Au cours de l’année 2022, le remplissage des réservoirs par le THE a également été étendu techniquement et juridiquement. Alors que, dans un premier temps, le THE ne pouvait acheter que sur le marché au comptant allemand, les conditions juridiques, techniques et financières ont été adaptées durant l’année 2022. Dans le cadre de la vente, le THE effectue depuis début octobre 2022 des opérations sur le marché au comptant mais aussi sur le marché à terme.

L’utilisation de nouvelles centrales à charbon cet hiver a permis à l’Allemagne d’économiser environ un cinquième de ses besoins annuels en gaz dans le secteur de l’électricité. Selon les analystes, cela a contribué à la détente des prix dans le contexte de la crise énergétique. L’été dernier, le gouvernement fédéral a adopté une loi autorisant les anciennes centrales à charbon à rester plus longtemps sur le réseau ou à retourner sur le marché afin d’économiser le gaz dans le secteur de l’électricité. Entre début octobre et fin janvier, ces réacteurs ont produit environ 11 TWh d’électricité. D’après les calculs, cela a permis d’économiser jusqu’à 25 TWh de gaz pour la production d’électricité. Cela représente environ 21% de la consommation de gaz dans le secteur de l’électricité en 2021, soit environ 120 TWh. Cela aurait également eu un impact important sur le prix, car de l’électricité a été produite à partir de la lignite et la houille pendant de nombreuses heures, et elle est nettement moins chère que le gaz.

Ce rapport «Energy Flash» sera désormais publié toutes les 2 semaines. Sa prochaine date de parution sera donc le 15/02/2023.

Le gaz devrait rester le principal moteur des prix sur les marchés européens de l’énergie cette année, après que le choc provoqué par la guerre russe contre l’Ukraine l’année dernière a fait monter le prix du combustible à de nouveaux records. Un hiver plutôt doux, une demande timide et une offre excédentaire de GNL ont contribué à faire chuter les valeurs de référence pour le gaz du niveau record de 340 EUR/MWh l’année dernière à environ 55 EUR/MWh. Étant donné qu’il n’y a guère de marge de manœuvre pour accroître l’approvisionnement par gazoduc cette année, le GNL restera primordial pour l’Europe. Selon les prévisions des analystes, l’UE devrait importer au moins 99,5 milliards de mètres cubes de GNL cette année, soit une augmentation de 4% par rapport à l’année précédente. La limite technique se monte actuellement à 113 milliards de mètres cubes. Les prix mondiaux du GNL sont à la baisse, conformément aux contrats de référence européens pour le gaz. Les prix au débarquement du GNL pour l’Europe ont récemment atteint leur niveau le plus bas depuis 17 mois. Les prix asiatiques ont quant à eux chuté à leur niveau le plus bas depuis 16 mois, suite à la baisse de la demande dans les deux régions. La relance de l’usine Freeport aux États-Unis sera cruciale pour élargir l’offre, tandis que la reprise éventuelle des importations chinoises de GNL est la clé de la croissance de la demande. La demande chinoise de GNL, qui se redresse suite à l’assouplissement de la politique du COVID, reste un facteur d’incertitude. Toute hausse importante de la demande de la Chine ou de l’Asie dans son ensemble pourrait rapidement entraîner une concurrence tarifaire. Entre-temps, les prix à terme suggèrent que les cours en Asie pourraient être supérieurs aux prix européens pour le reste de l’année. Cela rendrait l’approvisionnement de combustibles vers l’Asie plus attrayant pour les exportateurs.

Le contrat européen de référence sur le CO2 a fortement augmenté en comparaison hebdomadaire. Le contrat de décembre 2023 a atteint vendredi dernier un nouveau record de quatre semaines en culminant à 90,73 euros la tonne. Toutefois, il n’existe pas de raisons fondamentales pour cette augmentation. Les marchés de l’énergie ont été davantage marqués par la perspective d’une hausse des températures et d’un rebond de la production éolienne, qui pèseraient sur une augmentation du marché du carbone. L’absence de facteurs haussiers suggère qu’un "short squeeze" a été la cause principale de cette évolution. Les données du marché montrent que les fonds d’investissement ont accumulé des positions courtes pour un montant de 9,2 millions d’EUA, soit le niveau le plus élevé depuis le 22 septembre 2022. De nombreux ordres stop-loss ont été déclenchés et le mouvement ascendant a encore pris de l’ampleur. Cette semaine, la reprise pourrait s’essouffler si rien ne change fondamentalement sur le marché. Les acheteurs de conformité espèrent que les prix vont chuter et ils essaieront ensuite de se couvrir à des niveaux plus avantageux.

Ce rapport compact «Energy Flash» sera désormais publié toutes les 2 semaines. Sa prochaine date de parution sera donc le 15/02/2023.

Dans le secteur pétrolier, la stabilité des exportations russes a été l’une des plus grandes surprises du côté de l’offre sur le marché. Un analyste de la Commerzbank parle de livraisons de pétrole plus robustes que prévues en provenance de Russie. Toutefois, étant donné que l’Allemagne ne s’approvisionne plus avec l’oléoduc de Droujba, les livraisons devraient diminuer en janvier. Déjà en décembre, selon les estimations de l’AIE, les exportations journalières s’élevaient à 7,8 millions de barils soit seulement 200 000 barils de moins que le mois précédent. Contrairement aux évolutions en Europe, selon l’AIE, les livraisons russes vers l’Inde ont atteint un nouveau record. Chaque jour, environ 1,4 million de barils de pétrole a été exporté vers l’Inde. Selon le vice-Premier ministre Nowak, c’est aussi à cause de ce «détournement» des exportations de pétrole que les exportations russes se maintiennent au niveau du mois précédent. Cette prétendue résilience de la Russie ne devrait cependant pas durer longtemps, selon certains analystes. Ceux-ci s’attendent à une baisse sensible des prix d’ici la fin du premier trimestre. L’évolution conjoncturelle reste une grande inconnue. Compte tenu des hausses agressives des taux directeurs des principales banques centrales mondiales, une récession semble inévitable. En Europe, par exemple, la BCE prévoit d’augmenter les taux d’intérêt de 50 points de base en février et en mars afin de contenir l’inflation qui reste élevée. En outre, l’économie s’est contractée en décembre, pour le septième mois consécutif. La gravité de la récession et le moment où elle surviendra ne sont pas clairs. Toutefois, ces évolutions se répercuteront inévitablement sur les prix du pétrole. La reprise récente dans ce segment, avec la réouverture de la Chine, semble terminée dans un premier temps. Les mois suivants du Brent de la mer du Nord sont encore plus bas que l’été dernier. Une date importante dans ce contexte est le 5 février, qui marque l’introduction d’un plafond de prix dans le segment pétrolier. S’il est appliqué, il faudra dans tous les cas s’attendre à une baisse des prix.

S’agissant du marché de l’électricité, la Commission européenne a décidé de se concentrer davantage sur les achats que sur la fonctionnalité. La forte hausse des prix du gaz liée à la guerre en Ukraine a fait grimper les prix de l’électricité. Cela est aussi dû au principe de l’ordre de mérite. Celui-ci classe les centrales électriques en fonction de leurs coûts marginaux. L’idée sous-jacente est que les installations capables de produire de l’électricité à bas prix, telles que le photovoltaïque, sont les premières à être utilisées pour la production. Les centrales électriques sont alors branchées jusqu’à ce que la demande soit satisfaite. Ainsi, ces dernières années, les centrales au gaz ont le plus souvent été déterminantes pour le prix de l’électricité, étant donné qu’elles ont tendance à se situer plus loin dans l’ordre du mérite. Chaque acteur du marché souhaite bien entendu produire de l’électricité au meilleur prix possible afin de contribuer à faire baisser les prix de l’électricité. La guerre en Ukraine a eu l’effet inverse et c’est ce principe qui a été au centre des discussions de la Commission européenne. Celle-ci a conclu, selon un rapport de l’agence de régulation ACER, que ce principe était toujours valable et que le marché fonctionnait efficacement. L’UE a déjà pris plusieurs mesures immédiates pour limiter les prix de l’électricité. Toutefois, elle n’a pas d’approche uniforme. Elle prévoit d’organiser «bientôt» une consultation publique et de la présenter avant la fin du premier trimestre. La manière dont cette approche influencera les prix est toutefois floue. À la suite de la récente vague de froid en Europe, les prix du gaz et de l’électricité ont recommencé à augmenter. Cependant, la tendance à la baisse observée depuis décembre est toujours d’actualité pour tous les futures. Cette tendance est également soutenue par des températures plus douces, selon le modèle météorologique américain. À partir de dimanche, les météorologues tablent aussi sur une production d’énergie éolienne plus élevée. Le vent et le photovoltaïque devraient représenter 27 gigawatts.

Le marché de l’électricité tombe à de nouveaux niveaux plancher du fait des prix du gaz toujours peu élevés. Les acteurs du marché font état d’une baisse des prix des combustibles, car la douceur de l’hiver a considérablement renforcé la sécurité d’approvisionnement pour le reste de l’année. Auparavant, les observateurs craignaient des pénuries dues à l’arrêt de l’approvisionnement en gaz provenant de Russie. L’année suivante pour le gaz au TTF a chuté de 20%, atteignant son niveau le plus bas depuis septembre 2021, avant le début de la guerre russe contre l’Ukraine. Malgré la baisse des prix du gaz, beaucoup de GNL continue d’affluer dans les ports européens. Tant qu’il ne fera pas très froid, les prix devraient continuer de dégringoler. Les températures devraient se rafraîchir cette semaine, mais selon les météorologues, elles ne devraient rester basses que jusqu’au milieu voire la fin de la semaine prochaine.

Depuis la mi-janvier, l’Agence européenne de coopération des régulateurs de l’énergie, Acer, avait l’intention de publier des évaluations quotidiennes des prix du GNL fondées sur les données de marché communiquées, mais elle n’a pas pu le faire faute de données. L’Acer a reçu deux transactions éligibles qui, selon sa méthodologie, n’étaient pas suffisantes pour établir une évaluation. Depuis le 30 décembre 2022, les entreprises présentes sur le marché du GNL sont tenues de transmettre à l’Agence leurs données quotidiennes sur le marché du GNL via une plateforme spécifique. L’Acer a l’intention de publier une évaluation tous les jours afin de créer des alternatives au TTF, l’indice néerlandais des prix du gaz. Un benchmark supplémentaire sera ainsi établi. Cette tâche s’inscrit dans le cadre des règles temporaires de l’UE, en vigueur depuis le 30 décembre 2022, qui visent à aider le bloc à atténuer les effets des prix élevés du TTF, aggravés par l’effondrement des livraisons de gaz par gazoduc russe consécutif à la guerre en Ukraine. À compter du 30 décembre 2022, toutes les entreprises participant à l’achat ou à la vente de cargaisons de GNL livrées ou destinées à être livrées dans l’Union européenne sont tenues de transmettre à l’Acer leurs données quotidiennes sur le marché du GNL, via une plateforme spécifique. Ces données comprennent toutes les offres, qu’elles soient négociées ou non, des bourses et des marchés hors bourse, ainsi que les prix réels des transactions, les quantités, les valeurs, les créneaux d’arrivée pour les cargaisons de GNL, les points de livraison et les conditions. L’Acer doit publier l’évaluation quotidienne du prix du GNL avant 18h00. Ce prix sera également utilisé dans un panier de prix, afin de fixer le prix de référence du GNL pour le plafond de prix du gaz TTF de l’UE convenu en décembre, qui s’appliquera à compter du 15 février. En outre, l’Acer doit publier un benchmark quotidien distinct pour le GNL avant le 31 mars à 19h00 ou dès que cela sera techniquement possible. Celui-ci correspondrait à un écart entre l’évaluation journalière du prix du GNL et le prix de règlement journalier du contrat du mois suivant sur le TTF Gashub de l’ICE. L’objectif est que ces nouveaux indicateurs de prix du GNL améliorent la transparence du marché et reflètent mieux les prix européens du GNL que les prix du TTF, qui sont fortement liés aux flux de gazoducs du nord-ouest de l’Europe.

Selon WindEurope, l’UE a installé 15 GW de capacité éolienne en 2022, soit 33% de plus que l’année précédente. Environ 90% de la capacité a été installée par l’Allemagne, la Finlande, la Suède, la France et l’Espagne. De plus, 80 GW de projets de parcs éoliens font l’objet d’une procédure d’autorisation en Europe. WindEurope a constaté que les 15 GW installés en 2022 restent nettement en deçà de ce que l’Europe doit construire pour atteindre ses objectifs en matière de climat et de sécurité énergétique, le déficit étant principalement imputable à des contraintes d’autorisations.

Pour les centrales électriques d’origine fossile, une nouvelle organisation du marché de l’électricité pourrait créer un marché de la capacité. L’Espagne présente aujourd’hui une proposition visant à réformer le marché de l’électricité. Un marché de la capacité sera créé pour les centrales électriques fossiles et un système de plafonnement («Contrat for Difference») sera mis en place pour les énergies renouvelables. La Commission européenne avait déjà proposé, en août 2022, de découpler les marchés de l’électricité et du gaz, jusqu’alors interconnectés, afin d’éliminer l’effet d’entraînement du gaz sur les prix de l’électricité. Toutefois, la proposition espagnole prévoit désormais de retirer les énergies renouvelables du marché de l’électricité et de les négocier séparément. L’électricité issue de sources d’énergie renouvelables sera alors dissociée du marché day-ahead.

Les importations allemandes de gaz ont chuté d’environ 18% en 2022, à 846,5 TWh. Les températures extrêmement douces au début de l’année ainsi que les économies ciblées ont été déterminantes dans cette évolution. En outre, le niveau actuel des réservoirs de gaz dans le nord-ouest de l’Europe s’élève actuellement à 86% et contribue à des facteurs baissiers sur ce segment. L’Allemagne a importé 1449 TWh de gaz l’année dernière. Cela représente environ 203 TWh de moins qu’en 2021. Les contrats à terme sur le gaz ont particulièrement chuté ces dernières semaines, car la probabilité d’une bonne situation d’approvisionnement s’accroît également pour l’hiver 2023/2024, selon un participant du marché. Pendant la «saison de stockage» qui va du 1er avril au 1er octobre, il est possible de remplir les réservoirs sans gaz russe. Selon plusieurs observateurs du marché, les stocks de gaz devraient être élevés vers la fin de l’hiver. Pour que les niveaux de remplissage soient à nouveau menacés, il faudrait qu’il fasse déjà très froid au cours de la seconde moitié de l’hiver, ce qui ne semble pas se profiler pour le moment, selon un opérateur du marché. À partir de la mi-janvier, une baisse des températures sera enregistrée en Europe centrale. Cela pourrait avoir un effet stabilisateur sur les prix. Cependant, aucun mouvement contraire n’est prévu et plusieurs analystes tablent sur une stagnation pour les semaines à venir.

Avec la chute des prix du gaz de ces dernières semaines, le prix de l’électricité a lui aussi globalement reculé. La production éolienne supérieure à la moyenne a également un effet baissier. Les météorologues d’Eurowind tablent sur des apports d’énergies renouvelables d’au moins 25 gigawatts par jour, du mardi au dimanche prochain, les apports éolien et solaire ayant tendance à augmenter de jour en jour. Les températures douces contribuent également à la baisse des prix. En outre, la disponibilité des centrales nucléaires françaises s’est accrue ces dernières semaines.

Les importations chinoises de charbon ont chuté de 9% en novembre, par rapport au même mois de l’année précédente, d’après les données douanières du mercredi de la semaine dernière. Selon les analystes, cela s’explique par une baisse de la demande dans le secteur industriel. En chiffres absolus, les importations ont diminué de 0,1 million de tonnes pour atteindre 32,3 millions de tonnes. En outre, selon Montel, les stocks dans les ports du nord de la Chine ont augmenté de 4 millions, à 15 millions de tonnes. Le charbon ARA a perdu 8,9% par rapport au mardi de la semaine précédente. Selon les estimations, cette baisse pourrait être temporaire, d’autant plus que l’Asie est également touchée par la baisse des températures. De plus, la Chine a récemment assoupli sa stratégie restrictive contre le COVID. Il n’y a pas de bonnes nouvelles dans le secteur pétrolier. Une fuite dans l’oléoduc Keystone au Kansas a fait s’écouler jusqu’à 2,2 millions de litres la semaine dernière. Cette fuite avait déjà été découverte mercredi. Le pétrole qui s’écoulait se déversait entre autres dans une rivière. Selon l’opérateur TC Energy, la fuite est déjà maîtrisée. Toutefois, il n’y a pas encore de confirmation de l’autorité compétente. Si les estimations se confirment, ce serait, selon les activistes, la plus grande catastrophe aux États-Unis depuis 2013.

En revanche, des tendances latérales ont été observées pour le CO2. La hausse récente a été stoppée par les anticipations des négociations sur la réforme du marché. Le contrat de référence de l’EUA pour décembre 2023 s’est établi à 93,76 euros/tonne. Toutefois, si l’on étend la période d’observation aux trois dernières semaines, le CO2 a augmenté de 20%. Un participant au marché fait état d’un «effet magnétique» de la barre des 90 euros la tonne. Outre la conjoncture, l’évolution future dépend dans une large mesure des signaux politiques. C’est le trilogue entre le Parlement européen, le Conseil de l’UE et la Commission européenne qui joue un rôle déterminant dans la fixation des prix. La vague de froid actuelle est elle aussi un facteur déterminant des prix. Cependant, mardi, les négociateurs de l’UE sont parvenus à un accord provisoire sur des règles transfrontalières en matière de taxe carbone. Selon le projet, les entreprises qui importent des produits issus des secteurs de l’aluminium, du ciment, de l’électricité, des engrais, de l’hydrogène, du fer et de l’acier seraient les premiers acheteurs de quotas couvrant la teneur en carbone de ces produits, a déclaré la présidence tchèque de l’UE. L’objectif est de réduire le risque de délocalisation des producteurs de l’UE de ces secteurs vers des régions où les restrictions en matière d’émissions de carbone sont moins strictes, ce que l’on appelle la «fuite de carbone.» Des détails importants, y compris la date d’expiration des quotas gratuits, restent toutefois en suspens. Les négociateurs prévoient un «conseil jumbo» vendredi et samedi prochains afin de clarifier toutes les questions non réglées. Les températures devraient rester 5 degrés sous les normales saisonnières cette semaine et continuer à soutenir les prix. Mais une percée dans les négociations pourrait contrebalancer les tendances haussières. Du 20 décembre 2022 au 9 janvier 2023, le marché des émissions de CO2 fera une pause.

Le prochain numéro d’«Energy Flash» paraîtra le mercredi 11 janvier 2023.
Primeo Energie AG vous souhaite de joyeuses fêtes et une heureuse année 2023.

Le Qatar et l’Allemagne ont conclu un contrat de fourniture de gaz liquéfié. L’émirat du Golfe fournira à l’Allemagne 2 millions de tonnes de GNL par an, pendant au moins 15 ans, à partir de 2026. Il souhaite ainsi soutenir l’Allemagne et l’Europe dans leurs efforts en matière de sécurité énergétique. Le gaz sera livré à Brunsbüttel, où un terminal GNL flottant sera mis en service dès cet hiver. Ce terminal, appelé Floating Storage and Regasification Unit (FSRU), peut capter le gaz liquéfié des méthaniers et le transformer en gaz, à bord, avant de l’injecter dans le réseau de distribution. Lors de sa visite au Qatar en septembre, le chancelier Olaf Scholz avait fait état de progrès dans les négociations sur les livraisons de GNL. L’Allemagne doit remplacer en partie les livraisons de gaz russe manquantes. Le Qatar prévoit d’augmenter sa production de 60% d’ici 2027. Il produira alors 126 millions de tonnes par an.

Le chancelier fédéral Olaf Scholz a également annoncé un renforcement de la coopération avec la Norvège dans le domaine de l’énergie. Au terme d’un entretien avec le Premier ministre norvégien Jonas Gahr Störe, M. Scholz a déclaré que la Norvège était désormais le principal fournisseur de gaz de l’Allemagne. Lors de la conférence de presse conjointe avec le chancelier Scholz, M. Störe a promis que son pays continuerait à maintenir sa production de gaz naturel à un niveau élevé. «La chose la plus importante que la Norvège puisse faire aujourd’hui est d’augmenter sa production de gaz et d’être un partenaire fort, stable et fiable pour l’Europe», a-t-il déclaré. Selon lui, la Norvège fera tout ce qui est en son pouvoir pour maintenir sa production à un niveau maximal au cours des prochaines années. Elle continuera à rechercher du gaz sur le socle norvégien à l’intérieur des infrastructures existantes afin de continuer à y parvenir.

L’embargo pétrolier et le plafonnement des prix pétroliers sont les deux sanctions censées s’appliquer à la Russie depuis lundi. Ces deux mesures ont été mises en œuvre par l’Union européenne. L’embargo sur le pétrole avait déjà été décidé au début de l’été et le plafonnement des prix du pétrole russe a été convenu il y a quelques jours seulement, avec les pays du G7. Désormais, plus aucun navire transportant du pétrole russe ne pourra faire escale dans les ports de l’UE. Le prix plafond convenu au niveau international doit permettre d’éviter que le pétrole ne soit transporté sur des navires européens, comme ceux de la Grèce ou de Chypre. Il s’élève à 60 dollars le baril. Toute assurance du navire ou tout transport est interdit(e), lorsqu’un prix supérieur est demandé pour le pétrole. Au niveau international, on craignait que l’embargo sur le pétrole imposé par l’UE à la Russie n’entraîne une hausse des prix suite à la raréfaction de l’offre. Mais cela n’est maintenant pas totalement impossible avec le plafonnement des prix. Selon les analystes, tout dépendra de la réaction de la Russie. Si elle riposte et réduit ses livraisons, les prix augmenteront, sinon, les cours resteront stables, voire baisseront. Personne ne sait jusqu’à présent comment la Russie réagira. Le Kremlin a déclaré qu’il n’accepterait pas cette mesure. L’OPEP ne semble pas s’attendre à une diminution prochaine du pétrole russe sur le marché mondial. Il n’est pas sûr non plus que le prix plafond reste à 60 dollars. Au G7 et à Bruxelles, il a été dit que l’évolution de la situation sera suivie de près afin de l’ajuster, le cas échéant. Comme on le sait, l’économie mondiale n’a pas besoin d’une envolée des prix du pétrole.

Les ministres de l’énergie de l’UE se sont réunis jeudi dernier à Bruxelles et sont tombés d’accord sur le contenu de la proposition de règlement du Conseil concernant de nouvelles mesures d’urgence temporaires destinées à contenir les prix élevés de l’énergie et à améliorer la sécurité d’approvisionnement. L’année prochaine, les États membres devront commander conjointement une partie du gaz (dont ils ont également besoin) afin de reconstituer les réservoirs. Cette mesure vise à empêcher les pays de surenchérir les uns contre les autres et à maintenir les prix à un niveau bas grâce à des achats mutualisés. Qu’est-ce que cela signifie concrètement ? Les entreprises gazières et les entreprises européennes consommatrices de gaz devront déclarer leurs besoins en gaz à l’avance. L’UE fera appel à un prestataire de services qui calculera la demande globale agrégée et recherchera des offres sur le marché de gros pour couvrir la position. Les entreprises seront tenues d’avoir recours à ce prestataire pour mutualiser 15% de la demande de gaz obligatoire afin d’alimenter les réservoirs en 2023. Cela équivaut à environ 13,5 milliards de mètres cubes pour l’ensemble de l’UE. Pour les quantités de gaz au-delà de l’objectif de 15%, l’agrégation sera volontaire mais reposera sur le même mécanisme. Dans un deuxième temps, les entreprises gazières et celles consommatrices de gaz pourront décider d’acheter du gaz via une plate-forme (individuellement ou en consortium avec d’autres) des producteurs ou des fournisseurs de gaz capables de répondre à la demande groupée. Les États membres ont expressément exclu le gaz russe des achats groupés.

Aucune décision n’a encore été prise quant au plafonnement des prix du gaz dans l’UE. Il semblerait que les ministres de l’UE aient eu un premier débat «houleux» sur la proposition de la Commission européenne d’instaurer un mécanisme de correction du marché pour les contrats avec livraison le mois suivant du TTF. Les points de vue divergeraient fortement. Toutefois, les pourparlers se poursuivront lors de la prochaine réunion, le 13 décembre.

QatarEnergy et ConocoPhillips ont signé hier deux accords d’achat et de vente à long terme pour exporter du gaz naturel liquéfié en Allemagne pendant au moins 15 ans, à partir de 2026. Cet accord fournira à l’Allemagne 2 millions de tonnes de GNL par an. Le gaz liquéfié sera acheminé par Ras Laffan au Qatar vers le terminal GNL allemand de Brunsbüttel. Ce terminal est en cours de construction, mais il est prévu qu’il soit opérationnel cette année. La majeure partie de la capacité totale de 8 milliards de mètres cubes a déjà été réservée par Shell; ConocoPhillips, RWE et Ineos se partagent le reste. Le Qatar est l’un des plus grands exportateurs mondiaux de GNL. Il possède les troisièmes plus grandes réserves mondiales de gaz, après la Russie et l’Iran. Il est donc fort possible que d’autres discussions sur les livraisons de gaz soient déjà en cours.

Les craintes liées aux incertitudes en matière d’approvisionnement, combinées à l’éventualité de températures inférieures à la moyenne en décembre en Europe, ont fait grimper le prix du charbon d’environ 17,5% la semaine dernière. Les acteurs du marché du Pacifique tablent sur des interruptions des exportations. En outre, la Chine ajoute d’autres facteurs haussiers à la courbe des prix en raison de ses stocks de charbon peu élevés pour la saison et du faible niveau d’eau dans ses centrales à accumulation. Du côté de l’offre, le blocage en Colombie réduit les exportations vers l’Europe occidentale. Durant les dix premiers mois de l’année, 9,6 millions de tonnes de charbon ont été exportées de Colombie vers l’Europe occidentale. Au cours de la même période de l’année précédente, ces exportations s’élevaient à 6,9 millions de tonnes. En plus de ces problèmes d’approvisionnement, d’éventuelles interruptions des exportations vers la fin de la semaine en Australie aggraveront la pénurie de l’offre. Après un déraillement la semaine dernière, les exportations sud-africaines via le port de Richards Bay, le plus important du pays, ont été interrompues. Cependant, le lieu de l’accident devrait déjà être remis en état. Des informations plus détaillées n’ont pas encore été confirmées. L’Afrique du Sud a fourni environ un quart des importations de charbon des centrales d’Europe occidentale entre janvier et octobre, alors que ce chiffre n’était que d’environ 8% au cours de la période d’observation de l’année précédente. Il y a de bonnes nouvelles concernant les stocks de l’UE. Actuellement, 5,7 millions de tonnes de charbon sont stockées dans les terminaux d’Amsterdam, de Rotterdam et d’Anvers, soit 300 000 tonnes de plus que la semaine précédente. Selon un opérateur polonais, le prix du charbon a chuté trop bas par le passé compte tenu de l’hiver qui approche, ce qui impliquerait une nouvelle hausse des prix.

La France ne devrait disposer que de 40 GW d’énergie nucléaire en janvier, a annoncé vendredi le gestionnaire du réseau de transport RTE. Les prévisions précédentes tablaient encore sur 45 GW. Des grèves avaient retardé les travaux de maintenance. Selon EDF, des réacteurs entrent en service en moyenne deux semaines plus tard que prévu. Toutefois, la demande d’électricité des quatre dernières semaines dans la zone du réseau RTE a également diminué de 6,6% en dessous de la moyenne quinquennale d’avant la pandémie de coronavirus. D’ici la fin du mois de février, EDF prévoit de remettre en service tous les 25 réacteurs. Dix d’entre eux devraient être raccordés au réseau d’ici la fin du mois, cinq autres en décembre, six en janvier et quatre en février. Il est actuellement difficile d’estimer si la baisse de l’offre et celle de la demande s’équilibreront. On peut toutefois supposer que le risque haussier est plus élevé, d’autant plus que les prévisions en matière de production nucléaire pourraient également être encore revues à la baisse. Le ministre fédéral allemand de l’Économie, Robert Habeck, du parti des verts, a ainsi averti que les prévisions concernant la production nucléaire française avaient tendance à être trop optimistes par le passé.

Le différend sur le plafonnement des prix du gaz visant à faire baisser ceux de l’énergie dans l’UE risque de s’intensifier. Selon certains participants, la réunion des représentants des États membres à Bruxelles a donné lieu une nouvelle fois à des débats animés vendredi dernier. Des pays comme la Belgique, l’Italie et la Grèce ont demandé une proposition concrète de la Commission européenne afin de plafonner les prix dans les plus brefs délais. D’autres pays, tels que l’Allemagne ou les Pays-Bas, ont réitéré leurs réserves et demandé que des discussions plus approfondies soient menées au niveau des experts. Lors du sommet européen d’octobre, les chefs d’État et de gouvernement sont convenus d’un plafonnement des prix souple pour le gaz afin de limiter les fluctuations excessives. La Commission européenne a été invitée à présenter un projet de loi à cet effet, mais la date exacte n’a pas été fixée. Comme le montre une lettre, la plupart des États membres de l’UE semblent aller trop lentement. La Commission européenne a répondu à cette lettre avec Petr Fiala, qui assure la présidence du Conseil en tant que Premier ministre tchèque. Il y est indiqué que la Commission européenne est fermement décidée à présenter sans délai des propositions concrètes concernant le mécanisme de correction du marché du gaz. Toutefois, les appréciations divergent. Concrètement, cela signifie qu’un projet de loi complet sur le plafonnement des prix du gaz est peu probable avant la réunion des ministres de l’énergie du 24 novembre.

Des risques à la hausse subsistent pour les prix du gaz, étant donné que la météo est difficile à prévoir à long terme et qu’il risque de faire encore froid à la fin du mois de février. Cependant, chaque jour où la demande de gaz est inférieure à la normale en raison des conditions météorologiques, le risque lié à l’approvisionnement en gaz en hiver diminue. En Asie, la météo joue également un rôle, de sorte que la demande de GNL en provenance de cette région reste faible. C’est pourquoi les méthaniers attendent aussi devant l’Espagne afin de pouvoir décharger leur chargement et ne se dirigent pas vers d’autres destinations. L’approvisionnement en gaz par gazoduc reste à un niveau élevé, malgré les fluctuations des volumes de livraison.

Le Conseil et le Parlement de l’UE se sont mis d’accord sur certains points concernant la réforme du système d’échange de quotas d’émission. Comme l’a indiqué le rapporteur du Parlement à l’issue du cycle de négociations, le contrôle du SEQE par l’Autorité de surveillance des marchés (AEMF) sera renforcé. Un compromis a été trouvé sur la clause de sauvegarde afin d’éviter une hausse excessive du prix du carbone. La clause est déclenchée lorsque les cotations sur six mois du SEQE sont en moyenne 2,4 fois plus élevées qu’au cours des deux années précédentes. Dans ce cas, 75 millions de quotas provenant de la réserve seraient automatiquement mis sur le marché. Les entreprises qui décarbonent leur production conserveront leur droit à l’allocation gratuite de quotas pour financer les investissements nécessaires. La Commission examinera également la possibilité d’inclure aussi dans le SEQE des technologies telles que le captage et le stockage du carbone (CCU) ou le captage et l’utilisation du carbone. Enfin, le Conseil des ministres a accepté que les États membres consacrent une partie des recettes du SEQE à leurs engagements internationaux pour le financement de la protection du climat dans les pays en développement. Toutefois, les compromis obtenus sont sous réserve d’un accord sur l’ensemble de la réforme du SEQE. Celle-ci devrait avoir lieu cette année, bien qu’il n'y ait pas encore de convergence entre le Parlement et le Conseil des ministres sur les points essentiels de la réforme: une réduction plus importante des émissions industrielles et énergétiques, l’introduction d’une taxe climatique sur les «émissions importées», la restitution des quotas gratuits et l’introduction d’un SEQE 2 pour les transports et les bâtiments.

EDF s’attend à ce que les travaux de maintenance de certains réacteurs et les grèves pèsent sur la production d’électricité nucléaire pour l’année en cours. Les travaux de réparation en cours sur les centrales nucléaires françaises devaient être achevés d’ici la fin de l’année. Vendredi dernier, on a appris qu’EDF ne pouvait pas redémarrer le réacteur Cattenom tant que les soudures endommagées n’étaient pas réparées. C’est ce qu’a décidé l’autorité de sûreté nucléaire (ASN). La production habituelle d’énergie nucléaire se situait auparavant à entre 280 et 300 TWh et EDF prévoit entre 275 et 285 TWh en 2022. La production d’électricité nucléaire en 2023 et 2024 est toujours estimée à entre 300 et 330 TWh et 315 et 345 TWh.

Le risque de pénuries de gaz a considérablement diminué ces derniers mois. Au 1er novembre, les réservoirs de gaz européens étaient remplis à 95% du fait de la baisse de la demande de gaz liée en partie au beau temps, mais aussi en raison des livraisons de GNL des États-Unis et de l’augmentation des volumes en provenance de Norvège et du gazoduc Trans Adriatic. Il existe toujours un risque de voir les réservoirs tomber sous la barre des 15% d’ici à la fin du mois de mars, à condition toutefois que l’hiver soit plus froid que d’habitude et que les dernières exportations russes s’arrêtent.

Alors que les discussions sur le plafonnement des prix du gaz doivent se poursuivre, les ministres de l’énergie de l’UE se sont mis d’accord sur d’autres points, comme la réduction de la consommation d’énergie et l’accélération du développement des énergies renouvelables. En outre, les entreprises européennes achèteront ensemble 15% de leurs besoins de stockage afin de réduire les prix et de ne plus surenchérir les unes contre les autres. Le plafonnement des prix du gaz à l’échelle européenne, que certains pays réclament, mais que d’autres refusent toujours, est bien plus controversé que les achats groupés. Le modèle ibérique est-il une solution? Le Portugal et l’Espagne appliquent déjà ce modèle. L’État subventionne le gaz utilisé pour la production d’électricité. Certains pays s’y opposent, craignant une augmentation de la consommation de gaz et une exportation de gaz bon marché vers des pays tiers tels que la Grande-Bretagne ou la Suisse.

Le gouvernement allemand a présenté la semaine dernière un projet de loi sur l’aide d’urgence pour le gaz et le chauffage. L’objectif est d’alléger les coûts élevés de l’énergie pour les ménages et les entreprises dont la consommation annuelle est inférieure ou égale à 1,5 GWh en décembre. Avec l’aide d’urgence, l’obligation pour les consommateurs de gaz de payer les acomptes prévus dans le contrat en décembre est supprimée. Pour l’approvisionnement en chaleur, un montant forfaitaire est versé en fonction du montant du paiement de septembre. Pour financer cette allègement, les fournisseurs de chaleur et d’énergie ont droit à un remboursement de l’État. La loi doit encore être adoptée par voie parlementaire et devrait permettre, selon les plans du gouvernement, les demandes des fournisseurs d’approvisionnement à partir de la mi-novembre.

La tendance à la baisse des cotations du gaz se poursuit avec des perspectives météo toujours douces. Pendant la seconde quinzaine d’octobre, les prix du marché de référence de l’Europe continentale, le TTF néerlandais, ont subi une pression à la vente pour tous les délais de livraison. Le mois suivant a perdu 21%, le trimestre suivant a également fortement chuté d’environ 11% et l’année suivante a encore baissé d’environ 9%. Même si les contrats de la période suivante sont encore bien supérieurs à leur niveau de l’année précédente, ils sont désormais nettement inférieurs à leur record annuel de fin août 2022, quand l’année civile suivante s’élevait à près de 312 EUR/MWh. Elle a aujourd’hui dégringolé de 60%, à environ 125 EUR/MWh. L’une des raisons de la chute des prix sur le marché gazier est l’intervention des États et gouvernements de l’UE sur ce marché (découplage des prix de l’électricité et du gaz, plafonnement des prix du gaz naturel, achats groupés obligatoires de gaz, etc.) pour atténuer les conséquences de l’arrêt des livraisons de gaz russe sur les ménages, l’industrie et les entreprises. Bien que les propositions faites n’aient pas encore été mises en œuvre ou que des problèmes techniques n’aient pas encore été résolus, les discussions de ces dernières semaines ont probablement déjà permis de réduire les spéculations sur des hausses de prix encore plus importantes sur le marché du gaz et donc aussi sur celui de l’électricité.

La météo, avec ses températures extrêmement douces pour la saison, et l’évolution des réservoirs de gaz en Europe ont également contribué à la baisse des cours. Sur le marché spot en particulier, les températures journalières moyennes nettement supérieures aux prévisions saisonnières ont fait reculer la demande de gaz dans le domaine de la chaleur (par exemple pour le chauffage des bâtiments), entrainant ainsi un effondrement des prix. En Allemagne, l’Agence fédérale du réseau a récemment estimé que la consommation de gaz était de 30% inférieure à la moyenne des années précédentes. Du fait de la douceur des températures, les premiers prélèvements n’ont pas encore commencé et le stockage du gaz naturel a pu se poursuivre. Actuellement, les réservoirs de gaz allemands sont remplis à 99%, soit environ 8% au-dessus de la moyenne des cinq dernières années.

La baisse des prix a également été favorisée par une offre confortable, avec un approvisionnement gazier par gazoduc stable et la présence d’un grand nombre de méthaniers de GNL au large des côtes européennes. Selon les observateurs, les terminaux GNL européens travaillent actuellement à la limite de leur capacité. La situation devrait se maintenir jusqu’à la mi-novembre. D’après le modèle météorologique américain, les températures devraient revenir à la moyenne après le milieu du mois et une augmentation de la demande pourrait s’accompagner d’une hausse des prix du gaz et de l’électricité.

Après une grève de plusieurs semaines dans les centrales nucléaires françaises, la direction d’EDF et les syndicats se sont mis d’accord pour augmenter les salaires afin de dissiper les inquiétudes pesant sur la production avant l’hiver. Suite à l’annonce d’un accord, les grévistes ont relâché la pression sur les centrales électriques, qui sont les principaux fournisseurs d’électricité de la France. Les employés de la centrale nucléaire de Gravelines, la plus performante d’Europe occidentale, ont été les premiers à suspendre la grève. D’autres ont suivi quelque temps plus tard: Saint-Laurent-des-Eaux, Bugey, Chinon, Dampierre, Saint-Alban et Penly. Quatre des douze centrales doivent encore se prononcer sur la suspension du mouvement. À la centrale de Cattenom, en Moselle, le mouvement continue pour l’instant, les travailleurs voulant maintenir une certaine pression tant que l’accord n’est pas signé. La grève a débuté le 13 septembre et s’est étendue au fil des semaines. Vendredi dernier, 12 des 18 centrales nucléaires françaises étaient touchées. Avant la levée partielle de la grève, la production de quatre réacteurs avait diminué, tandis que les travaux de maintenance étaient bloqués dans 18 réacteurs sur les 56 dont dispose la France au total. Selon l’opérateur français RTE, les grèves ont retardé les travaux de maintenance de deux à trois semaines. RTE souligne toutefois qu’aucune pénurie d’approvisionnement n’est à craindre pour l’instant. Les températures sont relativement douces et le gouvernement français estime que ses appels à faire des économies ont déjà permis de réduire la consommation d’électricité de 4%. Les réservoirs de gaz sont remplis à 98% en France, ce qui représente 6% de plus que la moyenne européenne. Néanmoins, selon la Commission française de régulation de l’énergie, un black-out électrique n’est pas à exclure si les températures tombent en dessous des valeurs moyennes.

Les chefs d’État et de gouvernement de l’Union européenne sont convenus d’une feuille de route dans la querelle énergétique, mais de nombreuses questions restent en suspens. Le président du Conseil de l’UE, Charles Michel, a déclaré vendredi matin que les pays de l’UE ont décidé, lors du sommet de Bruxelles, d’élaborer des mesures visant à maîtriser les prix de l’énergie pour les ménages et les entreprises. Selon le chancelier allemand Olaf Scholz, les pays se sont mis d’accord sur des achats groupés de gaz, dont une petite partie serait obligatoire sur proposition de la Commission européenne. En outre, lors d’une réunion à Luxembourg, les ministres de l’énergie de l’UE examineront les moyens d’empêcher la spéculation sur les prix du gaz. L’objectif consiste à ne pas entraver l’approvisionnement en gaz du fait d’une fixation arbitraire des prix. De nombreux doutes subsistent quant à la possibilité d’un plafond européen pour les prix du gaz, comme en Espagne et au Portugal. Des pays comme l’Allemagne et le Danemark s’y sont opposés. La France, comme la majorité des pays, avait plaidé en faveur d’un plafonnement européen des prix du gaz et appelé Olaf Scholz à revenir sur sa position. Le Premier ministre belge, Alexander De Croo, a qualifié cette décision de grand pas en avant. Il n’y a eu aucun blocage selon lui, seulement des craintes justifiées. Les ministres de l’énergie doivent à présent poursuivre leurs discussions sur la manière dont les achats conjoints de gaz et le plafonnement des prix du gaz seront mis en œuvre à l’avenir. M. De Croo s’est dit convaincu que cela pourrait être clarifié en deux ou trois semaines.

Le chancelier allemand Olaf Scholz va prolonger le fonctionnement de ses dernières centrales nucléaires jusqu’en avril 2023. Il a écrit au ministre fédéral de l’Économie, Robert Habeck, et au ministre fédéral des Finances, Christian Lindner: «Les bases légales seront créées pour permettre le fonctionnement des centrales nucléaires Isar 2, Neckarwestheim 2 et Emsland au-delà du 31 décembre 2022 et jusqu’au 15 avril 2023». Fin septembre, Robert Habeck s’était mis d’accord avec EON et ENBW (exploitants d’Isar 2 et de Neckarwestheim 2) sur les modalités d’une poursuite temporaire de l’exploitation après la sortie du nucléaire prévue fin 2022. Cependant, la loi finalisée avait été bloquée au ministère des Finances. Christian Lindner a également appelé à la poursuite de l’exploitation du réacteur RWE d’Emsland A jusqu’en 2024, et à la réactivation des installations déjà fermées. Le ministre fédéral des Finances se félicite de cette décision prise par la Chancellerie fédérale et souligne que la poursuite de l’exploitation de la centrale nucléaire d’Emsland contribuera grandement à la stabilité du réseau, aux coûts de l’électricité et à la protection du climat. Les bases légales peuvent être mises en place immédiatement, ainsi que l’élaboration de solutions durables pour l’hiver 2023/2024.

La situation sur le marché du gaz s’est quelque peu détendue. En comparaison hebdomadaire, l’année suivante a perdu plus de 10%. Cette détente s’explique par plusieurs raisons. D’une part, l’Europe a reçu d’importants approvisionnements en provenance de Norvège et, d’autre part, les réservoirs bien remplis en Europe offrent une sécurité élevée, ce qui atténue les craintes d’un hiver très froid. Néanmoins, le Bundesrat allemand a mis en garde contre les faibles niveaux de stockage de l’été prochain et réclame une stratégie de stockage avant l’hiver 2023/24. À la fin de l’hiver 2022/23, les niveaux de remplissage des réservoirs seront probablement assez bas, c’est pourquoi des mesures doivent être prises pour assurer un remplissage à un tarif économique pour l’hiver suivant.

Un plafonnement des prix du gaz du TTF néerlandais fait l’objet de vives discussions. Un projet de mesures d’urgence de la Commission européenne montre qu’un plafonnement des prix doit être une solution de dernier recours. En cas de situation extrême, la Commission européenne demanderait au Conseil des ministres de l’UE d’approuver un «mécanisme de correction dynamique du marché» pour les transactions au comptant du TTF. Le mécanisme introduirait un prix maximal dynamique pour le TTF, qui garantirait l’approvisionnement en gaz et les flux de gaz en Europe, tout en empêchant la demande d’augmenter. La durée d’une telle intervention serait limitée à trois mois et le Conseil des ministres pourrait y mettre fin à tout moment, dès que la situation sur le marché se sera calmée.

Le Bureau du Procureur général enquête actuellement sur les fuites des gazoducs Nord Stream. Une enquête a été ouverte contre inconnu soupçonné d’attentat à l’explosif et de sabotage anticonstitutionnel. Selon le ministère public fédéral, il existe des preuves suffisantes que les deux gazoducs ont été délibérément endommagés par deux explosions qui ont provoqué quatre grosses fuites de gaz, près de l’île de Bornholm (dans les eaux danoises et suédoises), en mer Baltique, pendant des jours. Bien que les conduites aient été hors service, elles étaient remplies de gaz pour des raisons techniques. Malgré la priorité élevée accordée aux enquêtes (il s’agit en effet d’une grave attaque portée contre l’approvisionnement énergétique allemand), les autorités estiment qu’il ne faut pas s’attendre à des résultats rapides.

La commission d’experts créée par le gouvernement allemand afin d’atténuer la flambée des prix du gaz pour les consommateurs et les entreprises a présenté une proposition visant à freiner les prix du gaz. Conçu comme un modèle en deux étapes, le programme d’aide publique prévoit un paiement unique et un «frein au prix du gaz» jusqu’au printemps 2024. Dans un premier temps, en décembre 2022, l'État prendra en charge les acomptes des clients du gaz et du chauffage urbain. Dans un deuxième temps, à partir du printemps 2023 et au moins jusqu’à la fin du mois d’avril 2024, il est prévu d’introduire un mécanisme de frein au prix pour un contingent défini de consommation de gaz et de chaleur. L’industrie sera aussi soutenue. Le frein au prix du gaz entrera pour elle en vigueur dès janvier 2023. D’ici avril 2024, la Commission estime le volume d’allègement à environ 96 milliards d’euros au total, dont 71 milliards pour les ménages, les petites et moyennes entreprises (PME) et 25 milliards pour l’industrie. Avec son train de mesures, la commission d’experts indique que son objectif premier est d’alléger la charge tout en encourageant les économies de gaz et de chaleur. Le contingent de base des prix subventionnés par l’État pour les ménages et les PME devrait s’élever à 80% de la consommation de gaz et de chaleur. La base sera l’acompte de septembre 2022. Pour la consommation de base, 12 centimes d’euro par kWh seront payés et pour toute consommation plus élevée, les prix du marché plus élevés. En revanche, pour l’industrie, la Commission propose un contingent de base de 70% de la consommation de 2021, à un prix d’achat fixe de 7 centimes d’euro par kWh. Toute consommation supplémentaire se fera ensuite aux prix habituels du marché.

Lors d’une conférence de presse durant laquelle les propositions ont été présentées lundi matin, Veronika Grimm, présidente de la Commission, a déclaré qu’«elle estimait que la Commission avait élaboré une proposition valable et réalisable» et elle a souligné que «les mesures proposées étaient parfaitement compatibles avec d’éventuelles mesures européennes, car elles maintenaient l’incitation à économiser le gaz.» Il appartient maintenant au gouvernement fédéral d’œuvrer au niveau européen pour que l’incitation à économiser évoquée soit intégrée dans un paquet européen. Le gouvernement fédéral a salué les propositions de la Commission, qu’il qualifie de «bonne base» pour freiner les prix du gaz, et il entend maintenant les examiner rapidement.

Un peu plus d’un an après avoir augmenté ses capacités de production, l’OPEP+ a décidé, lors de sa réunion à Vienne la semaine dernière, de réduire sa production de pétrole de 2 millions de barils par jour, dès le mois de novembre, entraînant ainsi une flambée des prix du pétrole. Cette réduction est la plus importante depuis l’apparition de la pandémie de coronavirus au printemps 2020 et arrive au mauvais moment pour les entreprises et les consommateurs européens et occidentaux. Elle pourrait saper le plan du G7 qui consistait à plafonner le prix du pétrole russe sur le marché mondial, un élément clé de la lutte contre Moscou. Déçu par cette décision témoignant d’une vision à court terme de l’Alliance, le président américain Joe Biden a même accusé l’OPEP+ de s’aligner sur la Russie. Les prix élevés du pétrole ont entraîné une augmentation des prix de l’essence aux États-Unis, ce qui contribue à la forte inflation du pays. Cela fait du tort au président Biden et à son parti démocrate avant les élections législatives de novembre.

Les ministres de l’Énergie des 27 États membres de l’UE se sont mis d’accord, lors de leur réunion extraordinaire de vendredi dernier à Bruxelles, sur les mesures d’urgence proposées par la Commission européenne début septembre pour faire face à l’envolée des prix du gaz et de l’électricité. Économies d’énergie, taxes pour les entreprises énergétiques et les compagnies pétrolières, freins nationaux des prix du gaz naturel, soutien aux ménages et aux entreprises en difficulté, telles sont les recettes de l’UE pour lutter contre les prix de l’énergie jugés déraisonnables sur les marchés mondiaux, et qui, selon la Commission européenne, sont principalement alimentés par l’arrêt des livraisons d’énergie russe et les conséquences de la guerre d’agression russe.

La Commission européenne et 14 États membres, dont l’Allemagne, s’opposent à un plafonnement des prix pour les livraisons de gaz par gazoduc ou par méthanier en provenance de pays tiers. Un plafonnement forfaitaire des prix risque d’entraîner une baisse du volume des livraisons vers l’Europe, les États-Unis, la Norvège ou le Qatar préférant vendre leur gaz à des prix plus élevés à l’Asie, par exemple. Kadri Simson, commissaire européenne chargée de l’énergie, a également prévenu que les échanges intra-européens de gaz risquaient de s’arrêter si les prix n’étaient pas librement négociés et d’entraîner de graves pénuries d’approvisionnement. Cependant, les autres pays, dont la France et l’Italie, demandent un plafond forfaitaire afin de réduire le niveau des prix sur le marché mondial et l’inflation. La Commission européenne met en garde contre le fait qu’un plafonnement des prix entraînerait quasiment la nationalisation de l’ensemble de la distribution énergétique dans l’UE. Il faudrait créer une autorité centrale qui fixerait le prix et déciderait quel pays recevrait du gaz, quelle quantité et à quel moment. La Commission européenne estime que ce ne serait pas possible pour cet hiver, car trop complexe et à trop court terme.

La Commission européenne et les ministres de l’UE sont convenus qu’il faut limiter les prix nationaux du gaz payés par les ménages et les entreprises de la manière suivante: les clients règlent un prix fixe inférieur à celui que les fournisseurs d’énergie doivent payer sur le marché au moment de l’achat. La différence est payée par l’État. L’Espagne, le Portugal et la Grèce ont déjà partiellement introduit ce modèle. Toutefois, ce plafonnement national des prix supprime les incitations à l’économie et crée des conditions de concurrence inégales sur le marché intérieur de l’UE, en fonction du niveau des prix nationaux de l’énergie. L’industrie française de l’aluminium dénonce déjà un avantage concurrentiel pour ses concurrents espagnols.

L’Allemagne veut s’endetter de 200 milliards d’euros afin de limiter les prix. Certains États membres riches de l’UE contractent également de nouvelles dettes. D’autres n’ont plus les moyens de le faire parce qu’ils sont très endettés. Les ministres de l’Énergie ont rejeté la demande des pays plus pauvres selon laquelle l’UE devrait financer les subventions, à l’instar du Fonds d’aide contre les conséquences économiques de la pandémie de coronavirus.

Les ministres de l’UE ont également décidé de prélever une taxe sur les entreprises énergétiques qui profitent des prix élevés du gaz alors qu’elles n’ont pas de dépenses supplémentaires pour produire de l’électricité à partir d’énergie éolienne, solaire, hydraulique, ou de combustibles nucléaires ou de lignite. La limite de prix dite «inframarginale» doit être de 180 euros par mégawattheure. Les recettes provenant de ces taxes perçues au niveau national, seront versées aux budgets nationaux des États membres de l’UE. Ces recettes devraient être utilisées par les États pour soutenir les consommateurs et les entreprises dans le besoin, ou pour financer des freins aux prix. Les bénéfices élevés résultent principalement du fait que les prix de la production d’électricité dans l’UE sont liés à la source d’énergie la plus chère. C’est de loin le gaz naturel actuellement. Ce système appelé «Merit Order» ne doit pas être modifié pour ne pas mettre en péril la production d’énergie de l’UE. Celle-ci recommande toutefois d’envisager une réforme à long terme si la part des combustibles fossiles dans la production d’électricité continue de diminuer. Les compagnies pétrolières, les raffineries et les négociants en énergie dont les bénéfices dépassent plus de 20% les bénéfices moyens depuis 2018 seront assujettis à une «taxe de solidarité» de 33%.

La taxe sur le gaz ne semble finalement plus être à l’ordre du jour. Au lieu de cela, il est question d’un plafonnement des prix du gaz. La taxe sur le gaz devait aider les importateurs de gaz, comme Uniper, à endiguer la hausse des prix sur le marché. Uniper subit actuellement des pertes d’environ 100 millions d’euros par jour en raison des quantités de gaz non livrées par la Russie. Si la taxe sur le gaz n’est pas mise en place comme prévue, l’entreprise pourrait enregistrer 10 milliards supplémentaires de pertes en euros d’ici la fin de l’année. Désormais, après la décision de nationaliser Uniper, le principal importateur de gaz d’Allemagne, les voix s’élèvent pour demander l’abandon de la taxe sur le gaz. Le gouvernement allemand prendra en charge 99% des parts. La clarification des points en suspens prendra environ trois mois. Si la taxe sur le gaz n’est pas appliquée, les propriétaires des entreprises devront supporter les coûts supplémentaires liés à l’achat du gaz, estimés à plus de 60 milliards d’euros. Tous les trois grands fournisseurs d’énergie allemands connaissent de graves problèmes financiers: Uniper, Sefe (anciennement Gazprom Germania) et VNG AG. Uniper et Sefe sont toutes deux déjà aux mains de l’État et VNG fait encore l’objet de négociations. Autrement dit, si la taxe sur le gaz est abandonnée, les 60 milliards seront financés par des fonds publics.

La menace d’une pénurie de gaz coûte également cher aux Suisses. Pour l’année en cours, la Suisse a déjà dépensé environ 4,5 milliards de CHF pour les importations de gaz, un montant jamais atteint auparavant. Un examen des dix dernières années montre que les coûts ont été multipliés par six. La source la plus importante pour la Suisse est le gaz provenant d’Allemagne, pour lequel 3 milliards de CHF ont été dépensés cette année contre 440 millions seulement en 2021 et 290 millions en 2020. Le deuxième fournisseur de gaz après l’Allemagne est la France. Les dépenses ont quadruplé par rapport à l’année précédente.

Des manquements en matière de sécurité ont été détectés dans deux centrales nucléaires allemandes. Dans la centrale bavaroise Isar-2 et la centrale Neckarwestheim-2 située dans le Bade-Wurtemberg, des fissures ont été constatées dans des conduites. Les opposants au nucléaire ont donc remis en question l’autorisation d’exploitation du réacteur accordée par le ministère de l’Environnement du canton. L’organisation anti-centrale nucléaire «.ausgestrahlt» et la Bund der Bürgerinitiativen Mittlerer Neckar (BBMN) ont écrit à propos de Neckarwestheim: «Si même une seule des quelque 16 000 conduites venait à éclater, à s’arracher ou à rompre en raison d’une telle fissure, la perte de liquide de refroidissement serait déjà difficile à maîtriser.» Cela pourrait conduire à la fusion du cœur dans le réacteur fissuré. Selon elles, l’exploitant EnBW n’a pas prouvé jusqu’à présent qu’il avait pris des dispositions pour pouvoir exclure en toute sécurité une fuite des conduites. EnBW a rejeté cette affirmation, avançant qu’à la fin de la révision prévue cette année en juin, le ministère de l’Environnement a donné une nouvelle fois son accord explicite au redémarrage de l’installation et ainsi confirmé sa sécurité.

Le Conseil fédéral suisse a adopté vendredi deux ordonnances permettant la construction d’une centrale de réserve de gaz (250 MW) d’ici février 2023. Les travaux de construction pourraient ainsi commencer «dans les prochains jours», a-t-on déclaré à Berne. Cette centrale fait office de protection supplémentaire pour le système énergétique suisse, qui est confronté à des goulets d’étranglement en hiver. Ce plan a été déjà annoncé au début du mois de septembre. Selon le communiqué de presse du ministère de l’Énergie, les règles relatives à l’exploitation de la centrale électrique n’ont pas encore été établies et seront décidées «dans les semaines à venir.» Les huit turbines, d’une capacité totale de 250 MW, seront construites sur le site de GE Gas Power à Birr dans le canton d’Argovie et pourront fonctionner au gaz, au pétrole ou à l’hydrogène, selon le ministère.

Le plafonnement des prix pour les importations de gaz russe n’a pas abouti lors de la dernière réunion extraordinaire des ministres de l’énergie de l’UE, le 9 septembre. Il a cependant été convenu d’une orientation commune pour des mesures d’urgence temporaires et de donner un mandat clair à la Commission européenne afin qu’elle présente une proposition solide et concrète dans les plus brefs délais. Le débat des ministres de l’énergie de l’UE a mis en évidence quatre domaines clés dans lesquels les États membres attendent une action de la Commission. Il s’agit notamment, du côté de l’offre, de la limitation des recettes des producteurs d’électricité à faible coût de production, d’un éventuel plafonnement des prix des importations de gaz, mais aussi, du côté de la demande, de mesures visant à réduire de manière coordonnée la consommation d’électricité dans l’ensemble de l’UE et de mesures permettant de résoudre le problème de la diminution des liquidités. La prochaine réunion extraordinaire des ministres de l’énergie de l’UE est déjà prévue pour le 30 septembre, afin d’examiner les détails des propositions de la Commission sur la sécurité de l’approvisionnement énergétique. Si les marchés de l’électricité jugent les propositions de réduction de la consommation d’électricité prometteuses, la pression sur les prix de l’électricité pourrait s’accentuer. L’objectif étant la charge de pointe, on peut s’attendre aussi à une diminution de la demande de gaz. Mais le scénario d’une hausse des cotations n’est pas non plus improbable, surtout si les conditions météorologiques entraînent des températures inférieures à la moyenne au cours des quatre prochaines semaines.

Outre la politique qui est actuellement un facteur essentiel dans la chute des prix de l’électricité, l’évolution des prix sur le marché spot de l’électricité et sur les marchés gaziers a également contribué à la baisse des cotations à terme de l'électricité. Toutefois, le facteur déterminant sur le marché spot n’a pas été la baisse des prix des combustibles fossiles, mais plutôt la contribution accrue des énergies renouvelables à la production d’électricité, en particulier celle issue de l’éolien. En outre, la disponibilité des centrales nucléaires en France s’est légèrement améliorée, même si elle reste à un niveau historiquement bas. Pour le gaz naturel, les cours du mois suivant sur le marché de référence TTF ont chuté de 12,5% pour s’établir à 187,79 euros, et de 10% à 198,21 euros pour le trimestre suivant. Dans l’UE et en Allemagne, cela s’explique par le remplissage des réservoirs dont les objectifs ont été atteints, voire dépassés. Même l’objectif ambitieux de 95% d’ici le 1er novembre pourrait être atteint en Allemagne. Cela dépendra cependant de l’évolution de la météo et des températures au cours des 6 prochaines semaines. Si, comme l’indiquent les prévisions à long terme à la mi-septembre, il fait plus froid que d’habitude d’ici la mi-octobre, l’objectif risque d’être manqué de peu.

Lors de la réunion extraordinaire de vendredi, les chefs d’État et de gouvernement européens n’ont pas réussi à se mettre d’accord sur un plafonnement des prix du gaz russe et renvoient la proposition à la Commission européenne. Si certains pays y sont favorables, d’autres dépendant du gaz russe, comme l’Autriche et la Hongrie, s’inquiètent des conséquences de cette mesure, qui pourrait conduire la Russie à suspendre complètement ses livraisons de gaz à l’UE. Comme contre-proposition, plusieurs pays, dont la Belgique et l’Italie, ont demandé d’envisager un plafonnement des prix pour toutes les importations de gaz de l’UE, y compris le GNL, qui provient principalement du Qatar et des États-Unis. Cette alternative suscite des doutes dans certains pays, étant donné que le marché du GNL est un marché mondial qui pourrait poser problème pour la sécurité d’approvisionnement. La Norvège, qui est aujourd’hui l’un des principaux fournisseurs de gaz de l’UE, voit également cette proposition d’un œil critique. Le chef du gouvernement, Jonas Gahr Störe, a déclaré lundi, après avoir téléphoné à Ursula von der Leyen, présidente de la Commission européenne, qu’un prix maximum ne changerait rien au problème fondamental, à savoir la pénurie de gaz en Europe.

En Allemagne, on discute actuellement d’un prix de l’électricité pour les entreprises industrielles à forte intensité énergétique. Les coûts de production des énergies renouvelables étant d’environ 60 EUR/MWh, l’industrie doit les voir et ne pas payer les 500 EUR/MWh actuellement négociés en bourse. En principe, certains acteurs du marché, tels que RWE, estiment que l’idée est bonne et qu’il est juste de fournir de l’énergie à des prix attractifs et abordables aux industries à forte intensité énergétique. D’autres, en revanche, expriment leurs inquiétudes. Ils craignent de ne plus pouvoir se fier au marché comme c’était le cas jusqu’à présent, du fait des interventions. Cela renforcerait les incertitudes en matière d’investissement.

EDF a annoncé son objectif de production nucléaire pour 2024, qui se situe entre 315 et 345 TWh. La production d’électricité nucléaire française prévue pour les deux années à venir est donc plutôt faible. En mai dernier, EDF avait abaissé son objectif pour 2022 à 280-300 TWh en raison de problèmes de corrosion dans plusieurs réacteurs, ce qui représente un niveau plancher record. Cette baisse peut même affecter la production jusqu’en 2024. Pour l’année prochaine, les prévisions de production s’élèvent à 300-330 TWh et pour 2024, l’objectif est inférieur à la moyenne sur dix ans. En 2020, la production nucléaire française a chuté à 335,7 TWh, son plus bas niveau depuis 27 ans en raison du COVID-19.

La Commission européenne a l’intention de modifier radicalement la structure du marché de l’électricité, mais les détails doivent encore être précisés. Ursula von der Leyen, présidente de la Commission européenne, a cependant déclaré que les fournisseurs les moins chers ne devraient plus profiter de l’explosion des coûts de l’électricité produite à partir de sources fossiles. En outre, les prix de l’électricité seront dissociés des cotations du gaz. Les acteurs du marché craignaient donc des interventions réglementaires de l’État, qui risqueraient d’entraîner une baisse de la charge électrique. Une réunion extraordinaire des ministres de l’énergie de l’UE aura lieu cette semaine. La Commission européenne entend concrétiser son projet de modification de la structure du marché de l’électricité le 14 septembre. D’ici là, des plans devraient déjà fuiter et servir de tests pour les réactions des marchés, de la politique et de l’économie. Cela maintient la volatilité des prix de l’électricité à un niveau élevé. Mais le marché de l’électricité peut également estimer que les nouveaux plans ne suffisent pas pour résoudre le problème d’une éventuelle insuffisance de la production d’électricité en hiver.

Le découplage des prix de l’électricité et des cotations du gaz a été en partie compris comme signifiant que les gouvernements devraient empêcher la production d’électricité à partir du gaz. Mais cela ne sera pas complètement possible en Allemagne, par exemple. Néanmoins, le marché du gaz a fait valoir qu’il consommerait moins de gaz naturel pour produire de l’électricité et qu’il serait donc disponible pour d’autres utilisations. Les producteurs d’électricité seraient donc en grande partie éliminés de la demande de gaz. Cela n’est pas sans conséquences pour les prix du gaz, puisque les cours ont également chuté après avoir atteint de nouveaux records. Les prix du gaz ont été affectés non seulement par les déclarations de la présidente de la Commission européenne, mais aussi par le ministre allemand de l’économie, Robert Habeck. Celui-ci prévoit en effet une baisse des prix du gaz, après que les réservoirs de gaz allemands ont été remplis à plus de 85% en début de semaine. Selon M. Habeck, l’Allemagne n’est plus obligée dorénavant de faire des offres agressives pour remplir ses réservoirs de gaz.

Cependant, les livraisons de gaz russe via Nord Stream 1 sont complètement interrompues. Vendredi soir, le groupe public russe Gazprom a annoncé l’arrêt des flux de gaz jusqu’à nouvel ordre – et qu’ils ne reprendraient pas comme prévu une fois les travaux de maintenance de trois jours achevés. Il est évident qu’il s’agit d’une manœuvre politique de la Russie. Gazprom a déclaré que l’arrêt était dû à une fuite d’huile à la station de compression de Portowaja, et que le gaz ne pourra plus circuler tant qu’elle n’aura pas été réparée. L’agence fédérale allemande du réseau et Siemens Energy, fabricant de la turbine prétendument concernée, doutent de cette affirmation. Les défaillances alléguées par la Russie ne justifient pas techniquement l’arrêt de l’exploitation. Le moment de l’arrêt est stratégique. Après que les pays du G7 ont annoncé vendredi leur intention de plafonner les prix du pétrole russe, la Russie a réitéré sa menace de représailles. Suite à l’arrêt de Nord Stream, il n’y a plus que deux principaux itinéraires pour approvisionner l’Union Européenne en gaz: celui par l’Ukraine et le gazoduc TurkStream, et celui qui traverse la mer Noire.

Annonce d’urgence a posteriori: le prix de l’électricité s’est effondré ces derniers jours. La principale raison en est le prix du gaz, qui a également fortement baissé.

La présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, part du principe que la Russie arrêtera probablement les flux de gaz vers l’Europe et que celle-ci doit s’attendre à un «scénario du pire.» Les économies de gaz et d’énergie sont indispensables. Selon la présidente de la Commission européenne, nous nous trouvons dans une situation très difficile, principalement due à la manipulation du marché gazier par le président Poutine, mais ce n’est pas la seule raison. La sécheresse de cet été a entraîné une baisse importante de la production d’électricité hydraulique et restreint la production d’énergie nucléaire en France ainsi que le transport de charbon par voie navigable vers les centrales électriques. Tous ces facteurs ont encore aggravé la situation déjà dangereuse du marché de l’énergie.

Face à la menace de pénurie énergétique, cinq centrales électriques françaises sont autorisées à rejeter dans les rivières une eau de refroidissement plus chaude qu’à l’accoutumée jusqu’à la mi-septembre. Selon l’arrêté, cette dérogation vise à éviter que les centrales électriques ne soient obligées de réduire ou d’interrompre totalement la production d’électricité. Pour chaque centrale nucléaire française, la température à ne pas dépasser était fixée très précisément afin de ne pas mettre en danger la flore et la faune du fleuve. Ceci est maintenant en partie édulcoré.

Certains des plus grands exploitants hydroélectriques européens, notamment ceux qui ont des installations en France, en Italie et dans la péninsule ibérique, ont subi une forte baisse de production au cours du premier semestre de l’année en raison de la persistance de températures élevées et des faibles précipitations. À cause de la sécheresse, la production hydroélectrique mensuelle de l’UE est tombée pour la première fois en dessous de celle de l’énergie solaire en juillet. De nombreux exploitants hydroélectriques souffrent financièrement du fait qu’ils doivent acheter de l’électricité à des prix record sur le marché spot afin de remplacer les quantités manquantes d’hydroélectricité.

La sécheresse de cette année a également eu un impact important sur le marché des garanties d’origine. Moins de production d’énergie hydraulique signifie moins de garanties d’origine. C’est un problème majeur pour la Suisse qui est soumise à l’obligation de déclaration complète, contrairement à la plupart des pays de l’UE. Du fait de la forte sécheresse dans le sud de l’Europe, les prix des garanties d’origine pour l’année civile en cours ont explosé, emportant les deux années suivantes. Le défi actuel ne réside pas seulement dans l’envolée des prix, mais aussi dans le fait que certains exploitants de centrales ne peuvent plus ou ne veulent plus vendre. Plusieurs grands producteurs hydroélectriques suisses n’offrent plus de positions depuis février. La Scandinavie n’est pas autant touchée par la sécheresse, mais ses producteurs profitent de la situation du sud de l’Europe pour faire monter les prix. La propension à vendre pour l’année suivante 2023 a également fortement diminué, ce qui a entraîné de nouvelles hausses de prix.

Les prix du gaz en Europe ont considérablement augmenté après la décision de Moscou. Le groupe gazier russe Gazprom a annoncé son intention d’interrompre Nord Stream 1 pendant trois jours en raison de travaux de maintenance. Le marché craint que la remise en service ne se fasse pas comme prévu après les travaux. L’Allemagne, qui ne possède pas de terminaux GNL, se demande notamment si elle pourra passer l’hiver.

À partir de septembre, le plan d’économie d’énergie prévoit une série d’interdictions visant à réduire la consommation d’énergie. Les magasins ne pourront pas garder leurs portes ouvertes en permanence, la publicité éclairée la nuit sera interdite, les piscines privées ne pourront plus être chauffées au gaz ou à l’électricité et la température des bâtiments publics ne dépassera pas les 19 degrés. Selon le ministre de l’économie Robert Habeck, le plan d’économie d’énergie devrait être en vigueur de septembre à février.

Le charbon a également augmenté, mais pas autant que le gaz. Tous les regards se tournent désormais vers les niveaux du Rhin. Le bas niveau des eaux a une incidence négative sur la capacité de fret des navires puisqu’ils peuvent transporter moins de marchandises. Cela concerne également le transport de charbon et de pétrole, qui a pris de l’importance suite à la pénurie de gaz naturel. À l’échelle internationale, le ministère indonésien de l’Énergie a relevé son prix de référence du charbon à 321,59 dollars la tonne en août, du fait de la forte demande européenne, soit de 0,8% de plus qu’en juin. En août 2021, le prix s’élevait encore à 130,99 dollars la tonne. Ce prix élevé reflète en partie l’augmentation de la demande européenne, parce que les centrales au charbon telles que Heyden 4 sont réactivées en raison de la hausse des prix du gaz. Le 29 août, Uniper a l’intention de redéployer la centrale au charbon Heyden 4, d’une puissance de 875 MW. Son exploitation est prévue dans un premier temps jusqu’à la fin avril 2023.

S’agissant des EUA, le contrat de référence Dec-22 n’a cessé de grimper en août, mais il a perdu plus de 6 EUR lundi. La forte hausse des prix de l’électricité et du gaz semble avoir suscité des craintes de contraction de la demande sur le marché. Une autre raison de la chute des prix pourrait être que l’augmentation des contrats de gaz et d’électricité pèse trop lourdement sur les lignes de crédit et les marges de certains acteurs du marché, ce qui les oblige à vendre des quotas de CO2. Il est donc possible que la corrélation positive entre les prix de l’électricité et ceux du CO2 soit rompue. Nous avons atteint un point où les prix du gaz et de l’électricité sont si élevés qu’ils peuvent amener les entreprises à liquider leurs réserves de CO2.

Le marché physique du charbon a été l’un des principaux moteurs des prix au cours des deux dernières semaines. L’offre de Newcastle pour octobre 2022 de 407,25 dollars a donné lundi matin illustrait parfaitement l’amiance. Les Dark Spreads Cal23 pour les centrales au charbon à 36% d’efficacité se sont rapprochés de la barre des 300 euros, qui s’est échangée à 291 euros pendant la matinée, car les prix de l’électricité soutenus continuaient de se redresser.

Les cotations du gaz continuent d’augmenter, mais selon certains négociants, ce n’est pas vraiment fondamental. Bien que les flux de gaz soient faibles, les niveaux de stockage ont pu être augmentés d’environ 3% et atteindre plus de 73%. Gazprom a une fois de plus annoncé ne pas pouvoir récupérer la turbine à gaz en Allemagne à cause de documents erronés. Cela renforce la suspicion selon laquelle la turbine sert de prétexte pour maintenir les flux de gaz à un niveau bas et faire pression sur l’Europe.

Les prix du CO2 ont continué à augmenter lundi. Le Dec 22 a clôturé avec une hausse de 1,91%, à 90,78 euros la tonne. Près de 15 millions de quotas ont été mis en œuvre à cette date. Selon les analystes de Redshaw Advisors, la chaleur devrait continuer à soutenir les prix. En outre, le nombre de quotas mis aux enchères diminue au mois d’août et, pour répondre à la demande à court terme, il faudra recourir davantage aux positions existantes sur le marché, ce qui soutiendra une fois de plus les prix. D’un autre côté, la vague de chaleur persistante risque d’aggraver les problèmes d’approvisionnement des centrales électriques européennes et d’entraîner des restrictions de l’électricité, ce qui pèserait sur les prix du CO2. Toutefois l’EUA n’a guère été freinée par le fait que la navigation sur le Rhin se soit presque arrêtée il y a quelques jours, faisant ainsi grimper le transport du charbon. Les marges massives des centrales au charbon peuvent supporter des coûts de transport plus élevés. On se demande désormais s’il faudra transporter du charbon par chemin de fer en cas d’urgence.

La pression à la hausse sur les cotations gazières européennes ne faiblit pas. Selon Siemens Energy, la turbine ayant été en maintenance au Canada se trouve toujours à Müllheim an der Ruhr (Allemagne). Les documents d’importation nécessaires à son expédition vers la Russie font toujours défaut. Cependant, selon Gazprom, la livraison de la turbine à la Russie est impossible en raison des sanctions imposées. Malgré la diminution des livraisons en provenance de Russie via le gazoduc Nord Stream 1, le remplissage des réservoirs de gaz allemands s’est poursuivi. Selon les dernières données de Gas Infrastructure Europe (GIE), le niveau des réservoirs a même fortement augmenté. Au cours des deux semaines précédant le 5 août, 14,1 térawattheures ont été acheminés dans les réservoirs allemands, de sorte que les réserves ont atteint 173,3 térawattheures. Le taux d’utilisation des capacités est ainsi passé de 65,5 à 71,3%. Si cette tendance se poursuit au cours des huit semaines restantes, les réserves devraient grimper à 229,7 térawattheures à la fin du mois de septembre. Cela équivaudrait à un taux d’utilisation de 94,5%. L’objectif minimum de 85% pour cette date serait ainsi largement dépassé et l’objectif de 95% pour la fin octobre serait presque atteint. On pourrait penser que c’est une raison suffisante pour que la pression retombe un peu sur le marché du gaz. Mais il n’en est rien. En effet, d’une part, une station de compression sera prochainement en maintenance, ce qui alimente les spéculations sur l’arrêt imminent, voire complet, des livraisons de gaz via Nord Stream 1. D’autre part, il est de notoriété publique sur le marché que le ministre fédéral de l’économie et de l’énergie, Robert Habeck, achète du gaz en grandes quantités à des fins de stockage, ce qui devrait encore faire s’envoler les prix du gaz.

Contrairement au gaz, les autres énergies fossiles ont diminué au cours des dernières semaines. Les stocks d’ARA quasiment pleins et la baisse des niveaux d’eau ont pesé sur les cotations du charbon, qui ont dégringolé, passant de 300 dollars à leur niveau le plus élevé à environ 235 dollars la tonne actuellement. Outre la dégradation des perspectives économiques de la Chine, le débat sur la prolongation de la durée de vie des centrales nucléaires allemandes est également déterminant dans ce contexte. Les positions spéculatives sur le charbon ont probablement déjà été réduites. En outre, le bas niveau du Rhin limite la navigation, compliquant ainsi l’acheminement du charbon de Rotterdam vers les centrales, ce qui pèse lourdement sur les prix du charbon. La baisse du niveau du Rhin ne pose toutefois pas seulement des problèmes logistiques aux centrales au charbon, mais combinée à la température élevée des cours d’eau, elle limite la capacité des centrales nucléaires. Par exemple, pour chaque centrale nucléaire française, une température de l’eau maximale est fixée afin de ne pas mettre en danger la flore et la faune du fleuve. Toutefois, en raison du risque actuel de pénurie d’énergie en France, cinq centrales nucléaires ont été autorisées jusqu’à la mi-septembre à déverser dans les cours d’eau une eau de refroidissement plus chaude que d’habitude. Une exception similaire existait déjà en 2018 pour la centrale de Golfech. Cela vise à éviter que les centrales électriques ne soient obligées de réduire voire d’interrompre leur production d’électricité, faisant ainsi encore augmenter les prix de l’électricité qui culminent déjà à un niveau inimaginable.

La France a échappé à un scénario sombre pour son approvisionnement électrique déjà tendu l’hiver prochain, après que l’Autorité nucléaire a validé la stratégie de l’énergéticien EDF pour faire face aux problèmes de corrosion de certains réacteurs. EDF prévoit de contrôler l’ensemble de ses réacteurs d’ici à 2025 pour rechercher d’éventuelles traces de ce problème qui a conduit à l’arrêt de 12 réacteurs sur 56. Le groupe doit contrôler en priorité les zones les plus sensibles des réacteurs de 1450 MW et certains de 1300 MW. L’Agence française de sûreté nucléaire (ASN) considère que la stratégie d’EDF est appropriée compte tenu des connaissances acquises sur le phénomène et des enjeux de sûreté associés, et elle n’exige pas de calendrier plus serré pour les contrôles. Ces problèmes de corrosion ont été détectés ou présumés sur les soudures des arcs des conduites d’injection de sécurité servant au refroidissement en cas d’urgence, qui sont reliées au circuit primaire. Cette corrosion se manifeste par des petites fissures. Pour certains réacteurs, le cycle de refroidissement du réacteur mis à l’arrêt sera également contrôlé. Le problème de la corrosion suscite donc des inquiétudes quant à l’approvisionnement en électricité de la France l’hiver prochain. 30 des 56 réacteurs sont actuellement arrêtés, dont 12 pour cause de corrosion et 18 pour des travaux d’entretien planifiés. La décision prise par l’ASN la semaine dernière n’aggrave pas la situation, car l’Autorité nucléaire n’exige pas des contrôles plus rapides, qui équivaudraient à des arrêts de réacteurs, mais confirme pour l’essentiel le calendrier d’EDF.

L’Agence fédérale allemande du réseau parle d’une situation d’approvisionnement tendue, mais stable, face à la baisse des livraisons de gaz russe. Les gestionnaires allemands de stockage de gaz sont plus optimistes à cet égard. Dans leur analyse, ils partent du principe que les reservoirs continueront d’être remplis, même si les livraisons de Nord Stream 1 restent faibles. D’ici le début de l’hiver, les réservoirs pourraient donc être presque pleins. Si les importations de GNL restent élevées, il est très probable selon eux que le niveau de remplissage atteigne plus de 90% d’ici au 1er novembre. Toutefois, ce calcul repose sur l’hypothèse que le transport de gaz via le gazoduc Nord Stream 1 de la mer Baltique soit en permanence à 20 % de sa capacité maximale.

Le gaz est toujours au centre des discussions. Gazprom, le groupe gazier russe, continue de réduire ses livraisons via Nord Stream 1, le gazoduc de la mer baltique. À partir d’aujourd’hui, seulement 20% de gaz circulera chaque jour en direction de l’Allemagne par cette conduite d’approvisionnement. La raison invoquée est la réparation d’une autre turbine. Vladimir Poutine avait déjà annoncé à l’avance qu’il pourrait y avoir une nouvelle réduction des livraisons de gaz vers le 26 juillet, si la turbine en provenance du Canada n’arrivait pas en Russie à temps. Cette nouvelle coupe étonne cependant car moins d’une semaine s’est écoulée depuis les dix derniers jours de maintenance. La crédibilité du motif invoqué fait donc débat. Le gouvernement fédéral ne semble pas vraiment croire qu’il s’agit de formalités. Toutes les incertitudes sont prises en compte. Vendredi dernier, le prix du gaz pour le mois suivant à la clôture de la Bourse était de 161 EUR/MWh, actuellement il s’élève à 222 EUR/MWh.

Parallèlement, l’UE se prépare à un arrêt complet des livraisons de gaz russe. Elle a convenu d’un plan d’urgence pour le gaz. Qu’est-ce que cela signifie concrètement?

L’objectif global est de réduire la consommation de gaz de 15% dans les 27 États membres entre août 2022 et mars 2023, par rapport à la consommation moyenne des cinq dernières années. C’est à chaque pays de décider lui-même du potentiel d’économies. La consommation de gaz doit être réduite grâce à des mesures d’économie naturelles, conformément à la devise «économiser de l’énergie là où c’est possible!». En outre, le gaz sera remplacé, dans la mesure du possible, par d’autres sources d’énergie (pétrole, charbon et énergie nucléaire). Pour l’instant, tout repose sur une base volontaire. Si cela ne suffit pas, il existe un mécanisme d’urgence qui permettra à l’Union européenne d’imposer des objectifs d’austérité contraignants.

Depuis le 21 mai, les fournisseurs de gaz sont autorisés par la loi, sous certaines conditions, à ajuster les prix avec effet immédiat. Il s’agit essentiellement de veiller à ce que les fournisseurs d’énergie ne deviennent pas insolvables du fait des prix de gros élevés, mettant ainsi en péril l’approvisionnement de leurs clients. Ils doivent en effet acheter aux prix courants afin de pouvoir servir tous les clients. En outre, les recettes tirées des accords existants ne couvrent pas toujours les surcoûts. C’est pourquoi le législateur permet, dans certaines circonstances, d’ajuster les prix du jour au lendemain. Deux conditions doivent être remplies: la première stipule que le plan d’urgence pour le gaz doit être annoncé et la seconde, que l’agence fédérale du réseau doit constater une réduction substantielle des importations de gaz vers l’Allemagne, après l’activation du plan d’urgence pour le gaz. Ces deux conditions sont réunies. Le plan d’urgence pour le gaz a déjà été annoncé le 23 juin par le ministre fédéral de l’Économie, R. Habeck, et la nouvelle réduction des livraisons de Nord Stream 1 diminuera considérablement les volumes d’importation de gaz.

Le marché s’intéresse cette semaine à la fin de la maintenance du gazoduc Nord Stream 1 (NS1) de la mer Baltique. La principale question pour les marchés internationaux du gaz est la suivante: qu’en sera-t-il des livraisons de gaz russe par le gazoduc une fois le délai expiré? Les travaux de maintenance annuels de dix jours ont débuté lundi dernier et devraient se terminer ce jeudi à 6 heures. Avant la maintenance, la capacité maximale du gazoduc de 55 milliards de mètres cubes avait été constamment réduite à partir du 14 juin jusqu’à atteindre 60%, en raison de problèmes techniques, selon Gazprom. Il est reproché au Kremlin de faire des calculs politiques dans le contexte de la guerre russe en Ukraine et des sanctions prises par l’Occident à son encontre. Depuis le début des travaux de maintenance, les marchés semblent en attente. Les acteurs du marché semblent guère enclins à prendre des positions plus importantes de sorte que l’environnement du marché reste peu liquide et très nerveux. Le 15 juillet, Gazprom a également accentué les incertitudes sur le marché en annonçant qu’une exploitation restait tout de même incertaine malgré la turbine à gaz nécessaire libérée par le Canada. Ce mardi après-midi, Gazprom a annoncé que les travaux de maintenance seraient terminés à temps et que le gaz serait de nouveau livré à l’Europe via le gazoduc, même si pas nécessairement à pleine capacité. La perspective d’une reprise rapide a pesé sur les prix du gaz et de l’électricité. En revanche, les marchés boursiers ont réagi rapidement à l’annonce en s’envolant en l’espace de quelques minutes. Le Dax a finalement clôturé avec une hausse de 2,5%. Les actions des producteurs d’énergie comme Uniper, E-ON et RWE se situaient également nettement dans la zone bénéficiaire. L’offre publique de rachat d’EDF par l’État français a permis à l’action de bondir de 15%. Les détracteurs de Poutine craignent qu’il ne joue avec le volume des livraisons en l’augmentant ou en le diminuant à sa guise. Hier soir, en marge de la réunion de Téhéran, le chef du Kremlin a évoqué une nouvelle réduction des livraisons de gaz par NS1 fin juillet si la turbine à gaz réparée au Canada n'était pas livrée à la Russie. Il serait également envisageable que Moscou utilise NS1 comme moyen de pression pour forcer la mise en service de son gazoduc NS2.

D’après les données sur le stockage de gaz, le niveau de stockage en Allemagne est actuellement d’environ 65%. Uniper Energy Storage, le plus grand opérateur allemand de stockage, a commencé depuis le début de la semaine dernière à puiser du gaz dans les réservoirs pour remplir ses obligations contractuelles de livraison suite à l’arrêt des livraisons russes. Les réservoirs d’Uniper représentent environ 25% de la capacité totale allemande.

Comme prévu depuis des mois, les travaux de maintenance du gazoduc russe Nord Stream 1 seront effectués entre le 11 et le 21 juillet. Pendant cette période, aucun gaz ne sera livré, comme toujours à cette période de l’année depuis 2014. Cela signifie qu’environ 60 % des exportations russes totales vers l’UE feront défaut pendant 10 jours. Les acteurs du marché craignent que Gazprom ne mette plus le gazoduc Nord Stream 1 sur le réseau après son entretien. La Russie a déclaré qu’il fallait, pour que le gazoduc fonctionne à plein régime, une turbine qui ne peut pas être renvoyée du Canada après des travaux d’entretien en raison de sanctions. Le Canada a toutefois fait une exception dimanche dernier, ce qui rend possible sa livraison à la Russie. Il est intéressant de noter que la Russie n’a pas déclaré officiellement qu’elle ne voulait pas remettre le gazoduc NS1 sur le réseau (à moins que les pièces de rechange nécessaires en provenance de l’UE et du Canada n’arrivent pas à temps). Néanmoins, le marché craint fortement la défaillance à long terme du gazoduc. C’est pourquoi, sur le marché de l’électricité, mais surtout du gaz, une importante prime de risque a été ajoutée aux prix de gros. C’est pourquoi l’agence fédérale du réseau allemand (*) a tenté d’identifier les effets possibles à l’aide de différents scénarios. Parmi ces facteurs figurent les flux de gaz en provenance de Russie, la disponibilité du GNL et une réduction possible de 20 % de la consommation chez les consommateurs. Dans le scénario le plus pessimiste, le marché serait sous-approvisionné en hiver avec d'environ 100 TWh, alors que dans le scénario le plus optimiste, il ne devrait pas se passer grand-chose. Dans le pire des cas, les prix TTF du Day-ahead pourraient grimper à 300 EUR/MWh (actuellement 173 EUR/MWh) et le contrat de l’année suivante pourrait grimper à 200 EUR/MWh (actuellement 174 EUR/MWh). Dans le meilleur des cas, le marché du contrat annuel pourrait tomber à 100 EUR/MWh. Toutefois, les acteurs du marché considèrent ce niveau de prix bas comme très improbable. Conclusion: D’ici le 21 juillet, il y a beaucoup de place pour la spéculation, mais une chose semble sûre: quoi qu’il arrive, le marché réagira assez vigoureusement. Nous pensons que le mouvement potentiel à la baisse pourrait être plus important que le mouvement potentiel à la hausse, car beaucoup de risques ont déjà été pris en compte.

Le marché à court terme est également source de facteurs de soutien cette semaine. Le Day-ahead pour le mercredi est de 422 euros en Suisse, en comparaison avec le contrat du mois d’août de 396 euros pour la base. Des températures élevées et donc des rendements réduits des centrales nucléaires (à cause du refroidissement) soutiennent le marché. En France, la centrale nucléaire de Cattenom2 a été remise sur le réseau, mais dans la situation actuelle, cela semble plutôt être une goutte d’eau dans l'océan.

(*) https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/Versorgungssicherheit/aktuelle_gasversorgung/HintergrundFAQ/Gas-Mengengeruest.pdf;jsessionid=B3081F738B39881BBD129BC10E3B2DD4?__blob=publicationFile&v=3

Le 8 juillet, le Bundestag doit adopter la loi nécessaire qui crée les bases juridiques permettant de remettre sur le marché les centrales électriques au charbon actuellement en réserve. Auparavant, le ministère fédéral allemand de l’économie et de la protection du climat avait déclaré l’état d’alerte il y a environ 2,5 semaines dans le cadre de la crise actuelle du gaz en Europe. Il s’agit d’une condition préalable au retour sur le marché des centrales de réserve afin d’économiser du gaz pour la saison hivernale prochaine, en utilisant davantage du charbon cet été pour produire de l’électricité, ce qui permettra de continuer à remplir ou à soulager les réservoirs de gaz. Les centrales de réserve représentent au total 10.4 GW, dont plus de 4.3 GW produisant nécessitant du charbon importé. En même temps que le niveau d’alerte a été déclenché, les exploitants de centrales concernés ont été invités à stocker du charbon et à remettre leurs centrales en état de fonctionnement prochainement, a déclaré le ministre allemand Habeck. Le niveau d’alerte est le deuxième des trois niveaux d’alerte du plan d’urgence pour le gaz en Allemagne et son activation faisait suite à des tensions croissantes entre Moscou et l’Occident en raison de la guerre russe contre l’Ukraine et des coupures russes d’approvisionnement vers l’Europe, qui compromettent les objectifs allemands de stockage avant l’hiver prochain. Actuellement, seulement 40 % des capacités maximales sont acheminées par Nord Stream 1 vers l’Europe et les soucis de pénurie d’approvisionnement sont graves, que la Russie ne reprenne pas les livraisons après les travaux de maintenance prévus du 11 au 21 juillet. Si l’approvisionnement devait s’arrêter complètement et ne pas être remplacé soit par des livraisons supplémentaires via d’autres gazoducs ukrainiens ou par des achats supplémentaires de GNL, l’Europe en général et l’économie allemande en particulier pourraient sombrer dans le chaos.

Compte tenu de cette menace de pénurie en gaz et à l'approche de l’embargo sur le charbon à partir du mois d’août, les importations de charbon envers l’Europe ont été si importantes au cours des dernières semaines qu'elles ont entraîné un embouteillage des cargos de charbon dans les ports de la zone ARA (Amsterdam, Rotterdam, Anvers). Les stocks de charbon dans ces ports du nord-ouest de l’Europe ont ainsi augmenté la semaine dernière pour atteindre plus de 6.5 millions de tonnes, le niveau le plus élevé depuis fin 2019. Les stocks actuels devraient être utilisés pour produire de l’électricité en été, afin d’économiser davantage de gaz pour les prochains mois d’hiver, en fait. Si seulement il n’y avait pas ces problèmes logistiques qui menacent d’affecter la chaîne d’approvisionnement au sein même de l'Europe. D’une part, il manque des navires pour organiser le transport du charbon des terminaux d’importation vers les différentes centrales. L’une des raisons de cette pénurie est l’utilisation des cargos pour le transport des céréales et des matières premières agricoles en provenance d’Ukraine. D’autre part, le Rhin, qui est la principale voie d’eau pour l’approvisionnement en combustible des centrales allemandes, constitue un sérieux défi, compte tenu du temps chaud et sec attendu en ce mois de juillet. En effet, plus le niveau de l'eau baisse, plus les navires doivent réduire leur cargaison. Le Rhin deviendra sinon totalement impraticable pour les charbonniers, ce qui entraînera l’interdiction du transport du charbon sur le Rhin. De plus, les faibles niveaux d'eau pourraient entraîner une pénurie de capacités dans d’autres régions (notamment en France), car ils accroissent le risque d’élévation de la température de l’eau, entraînant ainsi des restrictions dans le refroidissement des centrales nucléaires. Cela pourrait se traduire par un triplement des prix spot européens, qui sont actuellement nettement supérieurs à 300 EUR/MWh.

Le Parlement européen a adopté la semaine dernière la réforme du système d’échange de quotas d’émission (SEQE) dans le cadre du paquet climat « Fit for 55. » Après l’échec du 8 juin dernier, les eurodéputés ont voté majoritairement en deuxième lecture en faveur de la proposition de compromis. Le Parlement européen est favorable à la suppression progressive, à partir de 2027, des quotas de CO2 gratuits pour les industries concernées, telles que l’acier, le ciment et la chimie. Ils seront remplacés par un mécanisme d'ajustement aux frontières des émissions de CO2. Toutefois, dans un premier temps, seulement 7 % des importations en provenance des pays tiers seront soumises à la taxe carbone aux frontières et les quotas gratuits seront réduits de 7 %. Le mécanisme devrait être pleinement opérationnel d’ici 2032, c’est-à-dire que toutes les importations seront soumises à la taxe carbone aux frontières et que l’industrie ne recevra plus de quotas gratuits. En outre, 70 millions de quotas de CO2 seront retirés du marché pour la première fois en 2024, et 50 millions supplémentaires en 2026. La limite de CO2 doit être abaissée de 4,4 % par an à partir de 2024. Le Parlement européen doit maintenant négocier le paquet avec les représentants des gouvernements de l’UE afin d’aboutir à un texte législatif définitif.

Le 28 septembre, la bourse d'électricité Epex Spot, basée à Paris, lancera la vente de garanties d’origine permettant d’échanger séparément la qualité verte de l’électricité. Epex Spot s’est efforcée de fournir une large gamme de produits pour ce marché. La qualité verte de l’énergie éolienne et solaire ou de l’énergie hydraulique est valorisée différemment. L’offre comprend des garanties d’origine de durée mensuelle et annuelle. Le fait que l’électricité verte provienne ou non de sources déjà subventionnées joue également un rôle dans la fixation des prix, tout comme la région d’origine de la garantie. Avec les garanties d’origine, Epex Spot n’est qu’au début d’une voie menant à des spécifications de produits toujours plus fines. Actuellement, l'échange des garanties d’origine se déroule de gré à gré. L’avantage par rapport aux produits standardisés de la Bourse est que cela permet des contrats sur mesure.

Le groupe des sept démocraties les plus industrialisées (G7) est sur le point de parvenir à un accord sur le durcissement de ses sanctions contre la Russie. Les pays recherchent un mécanisme destiné à limiter le prix d’achat du pétrole russe. L’objectif est de contrecarrer la forte hausse des prix liée aux précédents paquets de sanctions à l’encontre des exportations d’énergie de Moscou. Les détails du plafonnement des prix du pétrole, avec la création d’un cartel d’acheteurs des pays occidentaux et de leurs alliés, et de l’interdiction des importations d’or, tous deux proposés par les États-Unis, sont en cours d’élaboration avant la fin du sommet du G7. L’un des objectifs des discussions est de maintenir le pétrole russe disponible sur les marchés mondiaux pour des clients tels que l’Inde et la Chine, ce qui pourrait contribuer à stabiliser les prix, actuellement environ deux fois plus élevés qu’avant la pandémie. Mario Draghi, Premier ministre italien, a fait campagne pour que l’UE limite le prix des importations de gaz russe et voit dans la proposition de plafonnement des prix du pétrole un précédent qui pourrait ouvrir la voie à une limitation des paiements du gaz. L’Allemagne et d’autres pays de l’UE fortement dépendants du gaz russe ont jusqu’à présent refusé de limiter ou d’imposer un embargo sur l’approvisionnement en gaz, tandis que leurs gouvernements cherchent d’autres sources d’approvisionnement.

Les flux de gaz russe vers l’UE sont aujourd’hui tombés à 100 mcm/d (100 millions de m³/jour), le niveau le plus bas depuis que ces flux sont enregistrés. À titre de comparaison, 300 mcm/d ont encore été livrés début avril et 470 mcm/d en moyenne ont été mesurés pour l’année 2019. Cela représente environ 80 % de moins qu’en 2019. Les raisons en sont connues : d’une part, la Russie continue d’insister pour que le gaz soit payé en roubles et d’autre part, les livraisons par Nord Stream 1 ont été fortement réduites. Si Nord Stream 1 livrait encore 58 millions de m³/jour début juin, le point nodal de Greifswald ne fournit plus que 32 millions de m³/jour. En outre, les travaux de maintenance du gazoduc TurkStream ont commencé aujourd’hui, de sorte que les importations dans l’UE tomberont à moins de 100 mcm/d. Gazprom aurait toujours la possibilité d’acheminer les coupures via la route de transit ukrainienne (Yamal), mais au contraire elle l'exclut – bien au contraire, le gazoduc est légèrement en flux inversé. Début juillet, un gazoduc norvégien doit être révisé, ce qui pourrait aggraver encore la situation de l’approvisionnement en juillet. Enfin, il y a eu l’annonce que l’usine Freeport LNG aux États-Unis sera à l'arrêt jusqu'à septembre au lieu des trois semaines annoncées. Malgré les réservoirs de gaz très bien remplis, la prime de risque a énormément augmenté, en particulier pour les T3/22 et T4/22. Le 16 juin 2022, pour la base T3/22 en Allemagne, on payait encore à peine 222 EUR/MWh, le même produit s’échange actuellement à 275 EUR/MWh.

En raison des prix très élevés du gaz et de l’énorme volatilité, la liquidité sur les marchés de gros diminue presque quotidiennement, que les transactions soient effectuées via des plates-formes de courtage (OTC) ou par l’intermédiaire des bourses comme EEX ou ICE. Les contreparties de gré à gré sont souvent bloquées en termes de risque, par crainte d'insolvabilité et, partant, du risque de devoir se réapprovisionner en énergie à un prix plus élevé. Les transactions sur le marché boursier ne comportent aucun risque direct de défaillance d’une contrepartie, mais des frais de marge doivent être déposés à titre de garantie. Selon la taille des maisons de trading, 200 à 500 millions d’euros peuvent être rapidement dus. Des crédits bancaires ne sont pratiquement plus octroyés, le risque de perte totale semble trop élevé pour les banques. C'est pourquoi le gouvernement allemand avait annoncé vendredi qu’il proposerait aux négociants en énergie un instrument de financement pour amortir l’augmentation des dépôts de garanties pour les transactions commerciales.

Malgré toutes ces annonces négatives, il semble que la prime de risque ait diminué pour certaines années suivantes, notamment la N+2 et N+3. Le Cal23 a fortement augmenté ces derniers jours, alors que le Cal24 et surtout le Cal25 ont chuté. En comparaison hebdomadaire, le Cal23 a augmenté de 5,5 %, tandis que le Cal25 a perdu 5,4 %.

Au cours de la semaine 23, les cotations sur le marché à terme de l’électricité ont diminué pour tous les délais de livraison. En particulier, l’importante correction de valorisation pour les contrats de l’année civile et du trimestre a entraîné de lourdes pertes en raison des contraintes imposées par les principaux facteurs d’influence (gaz, charbon et CO2). La baisse des prix sur le marché du charbon, qui se poursuit depuis un mois déjà, et la récente évolution modérée des EUA et du gaz naturel, en ont donc été les moteurs.

Selon le bureau national des statistiques chinois, les importations chinoises de charbon ont chuté de 3.7 à 3.4 milliards de dollars américains en mai, après avoir augmenté en avril. Toutefois, les données définitives du bureau des douanes chinois n’ont pas encore été communiquées. En outre, les conditions météorologiques n’entraînent pas encore une augmentation saisonnière de la demande de charbon pour la production d’électricité supérieure à la normale.Par ailleurs, après les pics de prix de l’année dernière, la Chine a considérablement augmenté sa capacité de production locale, ce qui a atténué sa demande croissante. D’autre part, en raison de l’embargo sur le charbon imposé par l’UE, les exportations russes vers la Chine augmentent, tandis que les exportations d’autres régions vers l’Europe augmentent considérablement. En outre, les exportations australiennes retrouvent une croissance normale après une longue période de restrictions de capacité dues à des catastrophes naturelles telles que les fortes précipitations. Enfin, le marché n’a plus l’impression d’une menace imminente d’arrêt des livraisons de gaz russe vers l’Europe.

Outre le charbon, le gaz naturel a pesé sur le marché de l’électricité la semaine précédente. L’incendie d’une installation de GNL aux États-Unis a provoqué une forte réaction du marché et, par conséquent, des bénéfices à court terme, qui ont été intégralement restitués au cours de la semaine. Le marché s’attend à une panne de 3 semaines causée par cet incendie . En Allemagne, le stockage s’est à nouveau légèrement accru. D’après les dernières données de Gas Infrastructure Europe (GIE), 14.4 térawattheures ont été acheminés aux réservoirs de gaz allemands au cours des deux semaines se terminant le 10 juin. Le taux de remplissage est ainsi passé de 47.5 % à un peu moins de 53.6 %. L’année précédente, ce taux n’a été atteint que le 13 août. Cette évolution donne à penser que, d’ici au 30 septembre, les réservoirs de gaz devraient atteindre l’objectif minimal de 80 %.

Le troisième facteur d’influence que sont les droits d´émission du CO2 est également devenu une pression sur les prix de l’électricité au cours de la semaine sous revue. La proposition de la commission de l’environnement visant à réformer le système communautaire d’échange de quotas d’émission (SEQE) n’a pas fait l’objet d’un consensus lors de la dernière session du Parlement européen. Une majorité de députés s’est opposée à l’extension prévue du système à d’autres secteurs (bâtiment et transports). La proposition est maintenant renvoyée à la commission de l’environnement, qui doit la reformuler. La proposition sur laquelle les parlementaires se mettront d’accord est à nouveau ouverte. L’un des facteurs déterminants pour parvenir à un consensus global devrait être la capacité de résorber les tensions entre l’allègement de la charge économique pesant sur les ménages et l’industrie et les incitations nécessaires à l’investissement dans la décarbonisation de la société.

La Commission suisse de l’électricité (ElCom) s’attend à des incertitudes concernant l’approvisionnement en électricité en Suisse, principalement pour l’hiver prochain. Outre la disponibilité de la production nationale d’énergie nucléaire, la sécurité d’approvisionnement dépend avant tout de la capacité d’exportation des pays voisins. En raison de la faible disponibilité prévue des centrales nucléaires françaises pour l’hiver prochain, les possibilités d’importations en provenance de France au cours de ces mois seront très limitées. Les prix en France pour l’hiver 2022/23 sont donc nettement plus élevés que ceux de l’Allemagne et de la Suisse. La France est confrontée à une disponibilité historiquement médiocre des centrales nucléaires en raison de l’arrêt de nombreux réacteurs pour vérifier les dommages dus à la corrosion. Les besoins structurels d’importations de la Suisse, d’environ quatre térawattheures au cours du semestre d’hiver, devraient donc être couverts principalement par les importations en provenance d’Allemagne, d’Autriche et d’Italie. Cependant, la capacité d’exportation de ces pays dépend fortement de la disponibilité des combustibles fossiles. L’Allemagne se prépare actuellement à remettre sur le marché, en cas de pénurie de gaz, des centrales au charbon servant de réserves afin d’économiser le gaz et de garantir l’approvisionnement en électricité. En revanche, la bonne disponibilité actuelle des centrales nucléaires suisses et la baisse de la consommation de l’industrie avec des prix toujours élevés constituent des facteurs d’allégement. Selon les plans actuels, les capacités des centrales nucléaires devraient être entièrement disponibles, avec près de 3 gigawatts. En outre, les travaux préparatoires sont en cours pour l’hiver à venir, afin de disposer pour la première fois, en plus de l’achat anticipé d’énergie de réglage, d'une réserve hydroélectrique stratégique. La Suisse est confrontée à des défis en matière de sécurité d’approvisionnement en raison de son manque d’intégration dans le marché intérieur européen de l’énergie, notamment parce qu’elle n’est pas associée sur un pied d’égalité à la planification des flux commerciaux entre les pays voisins de l’UE.

Selon les données du service météorologique allemand, les températures moyennes de janvier 2022 jusqu’en mai 2022 étaient supérieures à celles de l’année précédente. En raison de l’évolution favorable des conditions météorologiques, le stockage de gaz naturel a été réduit et les réservoirs ont pu être réapprovisionnés plus rapidement qu’il y a un an. La météo est donc la raison pour laquelle il a fallu moins d’importations de gaz naturel en provenance de Russie pour réduire la dépendance. Mais cela n’est pas du tout durable, car l’hiver prochain pourrait encore être très différent et nécessiter davantage d’importations de gaz. En Asie, l’hiver a également été plus doux et la concurrence sur le marché du GNL a donc été faible. Cela peut changer rapidement et il faut alors lutter pour obtenir d'éventuelles livraisons. En ce qui concerne les perspectives de prix, cela signifie qu’il existe toujours un potentiel à la baisse tant que les livraisons en provenance de Russie ne subiront pas d’autres pannes plus importantes. En Asie, la demande de GNL pourrait reprendre si une prochaine vague de chaleur se propageait et se prolongeait. Une baisse du nombre de nouvelles infections au COVID-19 en Chine devrait entraîner une reprise du produit intérieur brut et des besoins énergétiques de la deuxième économie mondiale. Cela limite également la marge de manœuvre des prix à la baisse. En l’absence de contrats d’approvisionnement fermes pour le GNL, la dépendance vis-à-vis de l’approvisionnement en gaz russe devrait continuer.

Lors de la réunion spéciale de deux jours, les chefs d’État et de gouvernement des États membres de l’UE ont discuté de la suite à donner à l'encontre de la Russie à la suite de la guerre en Ukraine. L’objectif premier est de devenir le plus rapidement possible indépendant des sources d’énergie russes, mais des investissements se chiffrant en milliards sont nécessaires.

Les efforts de l’UE en vue d’un embargo pétrolier à l’encontre de la Russie ont eu un effet haussier ces derniers jours. En outre, la Chine a assoupli quelques autres mesures de confinement, ce qui devrait entraîner une hausse de la demande. La hausse actuelle des prix s’explique toutefois par l’unification de l’UE. Les États de l’UE et les chefs de gouvernement se sont mis d’accord sur un embargo partiel qui s’appliquerait à une grande partie des importations par bateau, ce qui représente les deux tiers du total. Les importations par pipeline doivent rester possibles. Des pays comme la Hongrie, la Slovaquie et la République tchèque peuvent toujours s’approvisionner en pétrole à partir du gazoduc de Druschba. Selon les données de l’UE, environ un tiers des livraisons totales a été acheminé par le gazoduc de Druschba. Celle-ci approvisionne des raffineries en Allemagne, en Hongrie, en Slovaquie, en République tchèque et en Pologne. En Allemagne, la raffinerie de Schwedt et une partie de la production chimique de Leuna dépendent du pétrole du gazoduc russe.

La déclaration de la Commission européenne sur les modalités de paiement offre aux consommateurs de gaz une plus grande marge de manœuvre. Les acheteurs de gaz ont ouvert des comptes à Gazprombank et l’approvisionnement en gaz russe s’est poursuivi comme d’habitude. Les réservoirs de gaz se sont bien remplis (actuellement autour de 46,42 %) et avec une telle vitesse de remplissage, l’objectif de stockage de 90 % pourrait être atteint d’ici fin octobre. Avec des réservoirs de gaz remplis à 90 %, l’Allemagne disposerait d’un tampon pendant environ deux mois et demi, dans des conditions stables et par un hiver moyen. Est-ce suffisant pour se rendre indépendant de la Russie? L’Allemagne est actuellement dépendante à 35 % du gaz russe. La part du gaz dans la production d’électricité est de 10 % cette année, contre 15 % l’an dernier. Selon le président de l’agence fédérale des réseaux, Klaus Müller, l’Allemagne devrait passer à d’autres fournisseurs de gaz naturel. En outre, l’industrie et les ménages devraient utiliser le gaz de manière plus économe et plus efficace. Quoi qu’il en soit, les coûts sont énormes.

Le différend sur le commerce des droits d’émission se poursuit. L’UE prévoit de modifier le système européen d’échange de quotas d’émission. Au fond, la Commission européenne veut vendre des certificats de CO2 actuellement stationnés dans la réserve de stabilité du marché (MSR) et financer ainsi l’indépendance par rapport aux approvisionnements énergétiques russes. Si l’industrie y est favorable, le changement prévu n’est pas bien accueilli par le secteur de l’énergie et les organisations de protection du climat. L’industrie espère obtenir ainsi plus de certificats sur le marché et de ce fait, une stabilisation, voire une réduction du prix du CO2. La MSR a été introduite en 2019 dans le but de réduire les excédents d’EUA sur le marché du CO2 ou d’éviter la formation d’excédents supplémentaires. À partir de 2023, tous les quotas de la MSR dépassant le volume des enchères de l’année précédente seront annulés. Aujourd’hui, la Commission européenne prévoit de mettre aux enchères 250 millions de certificats de la réserve au cours des prochaines années et d’injecter les 20 milliards d’euros visés dans le fonds d’aide contre le coronavirus. Le fonds d’aide COVID-19 doit être utilisé pour encourager les investissements qui réduisent la dépendance à l’égard des importations d’énergie russes. Cela perturbe le secteur de l’énergie, car il s’agit d’un détournement de sa fonction et il n’existe donc plus de voie fiable pour réduire les émissions.

À la fin du mois d’avril, la Russie avait coupé le gaz à la Pologne et à la Bulgarie, parce qu’elles n’avaient pas effectué les paiements en roubles. Aujourd’hui, la Russie a suspendu ses livraisons de gaz à la Finlande pour la même raison. Le gaz représente 5% du bouquet énergétique en Finlande et le fournisseur d’énergie Gasum est le seul groupe énergétique finlandais à acheter du gaz directement en Russie. En termes de quantités, les livraisons directes vers la Finlande ne représentent donc pas une baisse importante pour le marché européen.

Il semble désormais évident que les sociétés occidentales qui ouvrent un compte en euros auprès de la Gazprom-banque peuvent y payer leurs factures en euros ou en dollars. La banque convertit l’argent et le transfère à Gazprom. La Commission européenne le confirme et explique que les acheteurs ne violent pas les sanctions en agissant ainsi. Le marché du gaz s’est ainsi quelque peu détendu, mais pas uniquement pour cette raison. Les réservoirs de gaz sont bien remplis et les températures chaudes du mois de mai permettent aux réservoirs de gaz de se remplir rapidement. Tous ces facteurs envoient le signal suivant: il n’y a actuellement pas de crainte de pénurie en Europe.

Les prix du CO se sont révélés plus légers en début de semaine, grâce à la proposition de la Commission européenne de vendre 250 millions d’EUA supplémentaires au cours des prochaines années et d’utiliser ainsi les recettes pour encourager l’abandon des livraisons énergétiques russes. Cet effet spécial à la baisse sera-t-il maintenu?

En ce qui concerne l’embargo pétrolier de l’UE, la Hongrie continue de faire pression sur ses partenaires européens. La ministre hongroise de la Justice, Judit Varga, a expliqué que la Hongrie avait besoin d’une énorme somme d’argent pour investir dans des alternatives au pétrole russe. Le ministre de l’économie Robert Habeck plaide en faveur d’un boycott commun de l’approvisionnement en pétrole contre la Russie. Pour que Poutine ne fasse pas malgré tout de profits, il est important d’imposer un plafond de prix international, comme on le voit dans le cas de la Chine. La Chine se tourne volontiers vers le pétrole russe à prix réduit, après que le principal importateur a annoncé qu’il réduirait ses importations. La Chine peut ainsi importer deux fois plus à partir des pipelines russes. 15% des importations chinoises de pétrole proviennent de Russie. L’attitude de la Chine sur le marché des matières premières est sans doute décisive pour le boycott des matières premières à l’encontre de la Russie. Si la Chine et d’autres pays achètent du pétrole russe, cela atténuera les effets des boycotts.

Durant la semaine 19, les livraisons de gaz en provenance de Russie ont également été au centre de l’attention de nombreux acteurs du marché. Mardi soir dernier, le gestionnaire de réseau gazier ukrainien GTSOU a indiqué qu’en raison de la guerre, il bloquait l’acheminement du gaz russe par la route clé de Sochranivka vers l’Europe occidentale et a annoncé une déviation du flux de gaz vers le point nodal de Soudja. La raison invoquée par GTSOU était que la présence de troupes russes près des installations de Sochranivka et Novopskov dans la région de Louhansk rendait impossible le transit habituel du gaz. Toutefois, le groupe russe Gazprom a déclaré qu’il était techniquement impossible de détourner la totalité du volume de gaz à destination de Sochranivka et qu’il n’y avait pas de cas de force majeure au regard des informations fournies par le gestionnaire de réseau ukrainien. Près d’un tiers du gaz naturel acheminé par la Russie à travers l’Ukraine passerait par Sochranivka. Selon les données de GTSOU jeudi, la quantité de gaz naturel russe passant par Sochranivka est tombée à zéro mercredi. Toutefois, la quantité de gaz acheminée par l’itinéraire alternatif du Sudscha n’a pas augmenté suffisamment pour compenser complètement la baisse. Par la suite, les prix européens du gaz et, par conséquent, de l’électricité ont fortement augmenté, en particulier au niveau des contrats annuels.

Outre la réduction du transit gazier, le gouvernement russe a publié mercredi dernier une liste de sanctions selon laquelle, du point de vue de la Russie, 31 groupes énergétiques des États-Unis, de l’UE et de Singapour ne devraient plus faire l’objet d’affaires. En font partie les filiales du groupe gazier Gazprom Germania, qui a été placé sous le contrôle de l’État en Allemagne au début du mois d’avril. Ces contre-sanctions russes à l’encontre de l’Occident concernent particulièrement les exploitants de stockage de gaz, tels que EuRoPol GAZ PA, propriétaire du tronçon polonais du gazoduc Jamal-Europe. Selon ses propres déclarations, Gazprom ne livrera plus de gaz vers l’ouest par le biais de ce pipeline, ce qui ne change rien à la situation actuelle de l’approvisionnement en Europe, puisqu’il n’y a plus de gaz en circulation depuis fin 2021. Selon le chef de l’autorité allemande de l’énergie, Klaus Müller, la liste de sanctions russe est un décret chirurgical. Car Moscou aurait pu sanctionner Gazprom Germania et toutes ses filles, ce qui n’a pas été le cas. Au lieu de cela, seules les filiales commerciales et de stockage ont été sanctionnées, et non les gestionnaires de réseau. On peut donc en conclure que l’on souhaite continuer à faire des affaires avec l’Allemagne, mais plus aux anciennes conditions contractuelles. Selon Robert Habeck, ministre allemand de l’Économie et de l’Énergie, le décret ne sanctionne volontairement pas les gestionnaires de réseau, mais sanctionne les contrats afin d’obtenir des prix plus élevés. Selon ce responsable des Verts au Bundestag jeudi dernier, l’Allemagne est préparée aux sanctions annoncées et le marché pourrait compenser la panne de gaz russe. Mais l’arrêt des livraisons de gaz de Gazprom à ses filiales allemandes ne pourrait être qu’une étape de plus vers un arrêt complet des livraisons, mettent en garde les analystes. Face à ces craintes, les prix du gaz en Europe se sont déjà envolés. Et d’ici la prochaine échéance de paiement, le 20 mai, il faut s’attendre à une hausse des primes de risque et à de nouvelles flambées de prix sur les marchés du gaz et de l’électricité.

La proposition d’un nouveau paquet de sanctions à l’encontre de la Russie fait l’objet d’une forte opposition. La visite spontanée de la présidente de la Commission européenne Ursula von der Leyen à Budapest ce lundi montre à quel point il sera difficile d’appliquer les mesures pénales sur le plan politique. Les discussions en Hongrie ont porté sur la sécurité de l’approvisionnement énergétique de l’Europe. Mme Von der Leyen a déclaré, après la rencontre avec le Premier ministre Viktor Orban, que l’échange avait permis de résoudre les problèmes liés aux sanctions et à la sécurité énergétique. Des progrès ont été réalisés, mais il faut encore plus de travail. La Hongrie a jusqu’à présent freiné l’embargo pétrolier en indiquant qu’elle dépendait du pétrole russe. Selon la Commission européenne, la Hongrie devrait pouvoir s’approvisionner en pétrole russe jusqu’à fin 2024, tout comme la Slovaquie. Pour la République tchèque, une exception est prévue jusqu’à la mi-2024. Depuis le début de la semaine, la Bulgarie demande à être exemptée de l’embargo. Sans exception, le pays va opposer son véto. La raffinerie de Bourgas a besoin de temps pour étendre sa désulfuration afin de pouvoir passer entièrement au pétrole non russe. Le projet de la Commission européenne prévoit que la plupart des États membres de l’UE n’importent plus de pétrole d’ici la fin de l’année. La Hongrie, la République tchèque et la Slovaquie dépendent fortement du pétrole russe, qui est entièrement acheminé par le gazoduc de Druschba, qui approvisionne également l’est de l’Allemagne. Outre les exceptions pour certains États, les mesures visant à empêcher la Russie de vendre son pétrole sur d’autres marchés sont également controversées. Il était ainsi prévu que les navires européens ne puissent plus transporter de pétrole russe. Selon l’agence Bloomberg, un compromis pourrait revenir à l’invalidation de cette règle. La Grèce avait insisté à ce sujet. Selon Bloomberg, l’interdiction d’assurer les pétroliers russes doit être maintenue. Pendant ce temps, les pays du G7 se sont mis d’accord dimanche pour ne plus acheter de pétrole russe. Alors que la France, l’Italie et l’Allemagne travaillent au sein de l’UE sur les conditions de sortie exactes, les États-Unis, le Canada et la Grande-Bretagne ont déjà décidé d’arrêter les exportations. La décision du G7 est donc particulièrement pertinente pour le Japon. Selon le Premier ministre Fumio Kishida, il s’agit d’une décision extrêmement difficile pour un pays qui dépend largement des importations d’énergie. Mais c’est l’unité du G7 qui est la plus importante à l’heure actuelle. La sortie doit se faire progressivement et lentement. En outre, elle souhaite continuer à importer du pétrole et du gaz provenant de sources situées en Russie dans lesquelles elle détient une participation.

Le gaz naturel avait d’abord réagi à l’annonce de nouvelles sanctions par l’Union européenne. Les négociants ont imputé les gains du gaz naturel à la crainte d’une réaction russe aux plans d’embargo pétrolier envisagés par la Commission européenne. De son côté, le président russe Vladimir Poutine a signé un décret limitant les exportations de matières premières et l’interaction avec les entreprises étrangères. Si la vis des sanctions est encore resserrée, les livraisons de gaz russes devraient à nouveau faire l’objet d’une attention accrue. Ces préoccupations, fondées sur des motifs géopolitiques, se heurtent actuellement à une offre de gaz suffisante. Les flux de gaz en provenance de Russie sont actuellement relativement élevés. Les exportations de gaz en provenance de Norvège devraient s’élever à 328 millions de mètres cubes. Les exportations vers le nord-ouest de l’Europe sont stables avec 248 millions de mètres cubes. Les observateurs du marché du nord-ouest de l’Europe considèrent également la situation de la demande de gaz comme constante.

La semaine dernière, la Pologne et la Bulgarie ont été au cœur des médias parce qu’elles ont refusé de payer des livraisons de gaz en roubles. Gazprom a mis en œuvre les menaces et a suspendu ses livraisons de gaz aux deux pays. Avec ces annonces en provenance de Russie, le marché gazier s’est montré solide et a enregistré de solides bénéfices, qui ont été à nouveau abandonnés dans le courant de la semaine. Sur la principale plate-forme de négoce du gaz naturel, le TTF néerlandais, la cotation est passée de 91 à 107 EUR/MWh, avant de retomber à 99 EUR/MWh. L’arrêt des livraisons ne s’est fondamentalement pas fait sentir. D’une part, les réservoirs en Pologne sont remplis à environ 75% et d’autre part, la Pologne et la Bulgarie ont été approvisionnées par d’autres voies d’approvisionnement. Selon la Commission européenne, l’Europe est généralement préparée à un arrêt des livraisons. Le 27 avril, le groupe de coordination pour le gaz s’est réuni à Bruxelles, au sein duquel les États membres de l’UE et leurs entreprises d’approvisionnement coopèrent. La Commission travaille à l’abandon du pétrole et du gaz russes après le charbon. L’Europe est-elle réellement prête à franchir cette étape?

«Acheminer plus rapidement du GNL vers l'Allemagne et devenir ainsi indépendants du gaz russe», telle est la devise. Les capacités de gaz de l’UE n’ont été que faiblement utilisées jusqu’à récemment, mais le taux d’utilisation a augmenté dès la fin 2021 en raison de l’évolution de la situation du marché et a augmenté avec le début de la guerre d’agression russe contre l’Ukraine. En d’autres termes, presque tous les terminaux GNL en Europe du Nord-Ouest fonctionnent à plein régime. C’est la raison pour laquelle les capacités pourraient être insuffisantes pour absorber des quantités supplémentaires de GNL en provenance des États-Unis et d’autres importateurs. Pour éviter d'en arriver là, il est prévu de construire à court terme ses propres terminaux GNL en Allemagne. À «court terme» signifie généralement 3 à 4 ans. Toutefois, la dépendance russe vis-à-vis du gaz naturel doit être réduite à plus court terme. C’est pourquoi des «Floating Storage and Regasification Units» (FSRU) doivent être mises en place pour la transition. Il s’agit d’infrastructures flottantes d’importation de GNL qui peuvent être affrétées dans le monde entier. La question est de savoir si elles seront disponibles à court terme. Il y a actuellement 43 FSRU dans le monde et 7 commandes de nouvelles FSRU. Le gouvernement fédéral a l’intention de louer trois de ces FSRU à court terme et d’y consacrer environ 3 milliards d’euros. Les locations doivent être effectuées par RWE et Uniper.

Un embargo pétrolier est en proposition visant à mettre fin à l’achat de pétrole russe par les États membres de l’UE d’ici fin 2022. La Slovaquie et la Hongrie, en particulier, ont besoin d’un peu plus de temps pour le mettre en œuvre en raison de leur forte dépendance vis-à-vis du pétrole russe. Une décision d’embargo doit être soutenue par les 27 États membres et la décision pourrait être prise cette semaine.

Alors que l’on discute d’un embargo pétrolier, un embargo européen sur le charbon a déjà été imposé à l’encontre des exportations russes de charbon. Les stocks en Europe sont bien achalandés et atteignent un niveau qui n’a plus été atteint depuis octobre 2021. L’année dernière, 57% des exportations allemandes de houille provenaient de Russie. Cela peut sembler beaucoup, mais ce n’est pas le cas en chiffres absolus, car il ne s’agit pas de grandes quantités. L’Australie, les États-Unis, la Colombie et la Turquie peuvent contribuer à combler cette lacune. Toutefois, si la demande en Chine devait à nouveau augmenter en raison de la levée du confinement, le potentiel de hausse serait important, car la Chine est le premier importateur mondial de charbon.

Lors de l’élection présidentielle française le dimanche dernier, le président en exercice Emmanuel Macron s’est imposé pour un second mandat contre Marine Le Pen, de l’extrême droite. Le résultat du second tour de scrutin était attendu avec inquiétude et tension à Bruxelles et dans de nombreuses capitales européennes, en particulier à Berlin. Le soulagement a été d’autant plus grand lorsque le résultat final officiel a été publié. Le président réélu a ainsi obtenu 58.55 % des voix exprimées, soit 7.55 % de moins que son meilleur résultat d'il y a 5 ans. Marine Le Pen a atteint cette fois 41.45 % contre 33.9 % en 2017. Un appel inhabituel lancé par le chancelier allemand Olaf Scholz et ses homologues espagnols et portugais aux citoyens français pour qu’ils « votent pour la France et l’Europe » témoigne de la nervosité de la direction de l’UE. Une populiste de droite au Palais de l’Élysée serait une mise à rude épreuve pour l’amitié franco-allemande, pour l’unité au sein de l’Union, pour la solidarité en Europe et dans le monde, alors que le conflit ukrainien exige tous les efforts diplomatiques possibles et qu'il convient de faire preuve d’unité au sein de l’UE. Le scénario du cauchemar a été certes empêché, mais les problèmes persistent. Le pays est plus divisé que jamais, plus de 40 % des électeurs ont refusé de voter Macron, en partie pour protester.

Au cours de son second mandat, M. Macron entend poursuivre ses réformes économiques afin de renforcer la compétitivité de la France. Pour la production d’électricité, il mise non seulement sur les énergies renouvelables, mais aussi sur l’énergie nucléaire. Son programme prévoit d’augmenter la capacité éolienne solaire et offshore à 100 GW et 40 GW respectivement d’ici 2050. La puissance éolienne terrestre devrait atteindre 37 GW au cours de la même période, ce qui équivaudrait à deux fois plus qu’aujourd’hui. En ce qui concerne l’énergie nucléaire, M. Macron prévoit non seulement de prolonger la durée de vie des anciens réacteurs mais aussi d'en construire 6 nouveaux pour atteindre la neutralité climatique d’ici 2050. En outre, la construction de 8 réacteurs supplémentaires est envisagée.

Actuellement, l’exploitant français EDF est confronté à une production d’électricité nucléaire qui affiche un niveau historiquement bas. Jeudi dernier, la capacité nucléaire française n’était que de 31 GW. Les raisons invoquées étaient des fissures de tension dans les systèmes de sûreté découvertes lors de l’inspection de 7 des 56 réacteurs du pays. En conséquence, les réacteurs resteront hors du réseau plus longtemps que prévu. Dès le mois de mars, les problèmes de corrosion ont été considérés comme suspects et semblent maintenant se confirmer. Selon l'EDF, les investigations doivent se poursuivre afin d’évaluer précisément les dégâts et il n’est pas exclu que d’autres défaillances se produisent. Compte tenu des prix élevés de l’électricité en Europe et des tensions sur les marchés de l’énergie en raison de la guerre en Ukraine, il s’agit d’une débâcle pour l’entreprise lourdement endettée et majoritairement détenue par l’État.

La situation du gaz semble se détendre un peu. Depuis que le niveau de remplissage des réservoirs a été le plus bas pour le semestre hivernal à la mi-mars, environ 7 TWh ont été injectés dans les réservoirs de gaz. Le niveau actuel des réservoirs de gaz allemands est donc de 74 TWh, soit 31 %. La nouvelle loi sur le stockage, qui prescrit 65 % le 01/08/2022, 80 % le 01/10/2022 et 90 % le 01/12/2022, a entre-temps été approuvée par le Conseil fédéral. Elle entrera donc en vigueur le 1er mai.

Le stockage rapide est favorisé par la disponibilité toujours élevée du GNL. Le confinement en Chine, et en particulier à Shanghai, engendre une demande modérée en Asie, de sorte que les navires en provenance des États-Unis continuent d’être déchargés en Europe. La distribution des charges de GNL reste toutefois problématique. Si le Portugal, l’Espagne et surtout la France possèdent des réservoirs de GNL élevés (69 % pour la France, soit environ 1 million de mètres cubes), l’Italie et l’Allemagne en ont relativement peu. Au cours des prochaines semaines, la demande de GNL en provenance du Japon pourrait légèrement augmenter, car une centrale nucléaire doit être mise en service avec un peu de retard.

Les flux de gaz en provenance de Russie sont actuellement stables. Au total, environ 2 TWh sont importés chaque jour, et les flux ne sont réduits à environ 700 GWh que le week-end. Le nœud de Kondratiki, qui approvisionne la Pologne via la Biélorussie, est quelque peu préoccupant. D’un point de vue technique, un TWh par jour pourrait être fourni, contre 400 GWh au cours des dernières semaines et 90 GWh seulement actuellement. Le gazoduc de Yamal est toujours en mode inversé à -200 GWh/j actuellement.

Les prix de l’électricité sont marqués par la grande incertitude et la forte volatilité qui règnent et sont actuellement soumis à une prime de risque élevée. Alors que le spread pour 2023/2025 était encore d’environ 25 EUR en novembre 2021 pour le produit Base dans la zone de marché allemande, nous voyons maintenant un spread de 70 EUR. Toutefois, cette prime de risque est à la baisse, car le niveau le plus élevé était de 90 euros. Le Cal 23 a tendance à perdre de la valeur par rapport au 25, le Cal 25 est même légèrement haussière par rapport au 23. L’augmentation de la prime de risque à partir du N+2 s’explique par l’expiration partielle des contrats de livraison avec Gazprom. EnBW a annoncé ne pas conclure de nouveaux contrats de fourniture de gaz avec Gazprom.

Les 27 États membres de l’UE ont approuvé l’embargo sur le charbon proposé par la Commission européenne à l’encontre de la Russie. Les représentants permanents des États membres ont donc lancé un nouveau paquet de sanctions à l’encontre de la Russie. Le cinquième paquet de sanctions de l’UE prévoit notamment la fermeture des ports européens aux navires russes et d’autres sanctions à l’encontre des banques russes. L’embargo interdit d’acheter, d’importer ou de transférer du charbon ou d’autres combustibles solides dans l’UE s’ils proviennent de Russie ou ont été exportés de ce pays. La date de lancement est prévue pour août prochain. D’ici là, les entreprises auront le temps d’exécuter leurs contrats d’approvisionnement existants avec des partenaires russes. Jusqu’à présent, le charbon russe était importé de l’UE pour 8 milliards d’euros par an et représentait un quart du total des exportations russes de charbon. Le charbon devient ainsi la première matière première énergétique qui fait partie d’un paquet de sanctions après le déclenchement de la guerre fin février. Les prix du charbon de la zone ARA devraient donc plutôt continuer à augmenter après l’embargo. Bien qu’une période transitoire de quatre mois soit encore en vigueur, il est d’ores et déjà question que les clients éprouvent des difficultés à commander les quantités habituelles de charbon. Toutefois, les problèmes d’approvisionnement en charbon pourraient se produire à court terme, jusqu’à ce que les fournisseurs alternatifs augmentent leur production. La Russie pourrait également essayer d’écouler le charbon livré jusqu’à présent à l’Europe sur des marchés tiers. Cela permettrait de libérer d’autres livraisons de charbon pour le transport vers l’Europe. L’évolution de la guerre entre la Russie et l’Ukraine restera déterminante pour les prix du charbon. Si l’Ukraine devait rencontrer des difficultés militaires face à l’offensive majeure attendue, l’appel à un embargo rapide sur le pétrole et le gaz reviendrait à s’intensifier. Si l’on en arrivait là, le charbon connaîtrait une nouvelle hausse des prix. En effet, le gaz devrait alors être remplacé le plus rapidement possible par du charbon.

Le Parlement européen soutient la mise en place de réserves obligatoires de gaz dans l’UE afin de garantir l’approvisionnement en énergie l’hiver prochain. La semaine dernière, une majorité de députés européens ont voté en faveur d’une proposition législative dans ce sens. Les pays de l’UE doivent donc veiller à ce que leurs réserves de gaz soient remplies à au moins 80 % cette année d’ici au 1er novembre et à 90 % ces prochaines années à la même date de référence. L’objectif est de garantir l’approvisionnement en gaz et de limiter les fluctuations de prix. La mesure doit maintenant être négociée avec les pays de l’UE avant son entrée en vigueur. La loi prévoit que les niveaux de remplissage des réservoirs de gaz soient contrôlés au cours de l’année par les pays de l’UE et la Commission européenne. Les pays pourraient imposer certains tarifs de transport aux fournisseurs de gaz afin d’inciter les fournisseurs à stocker du gaz en dépit de prix élevés. Comme tous les pays de l’UE n’ont pas de réservoirs de gaz, un mécanisme de répartition des charges doit être mis en place afin que tous puissent profiter des niveaux de remplissage plus élevés. Selon l’ACER, l’autorité de contrôle de l’énergie de l’UE, 18 pays de l’UE possèdent des réservoirs de gaz qui couvrent environ 27 % de la consommation annuelle de gaz de l’UE.

Les prix du pétrole ont presque retrouvé leur niveau d’avant le début de la guerre en Ukraine il y a environ six semaines. Outre l’utilisation de réserves stratégiques par les pays industrialisés occidentaux, la prolongation du confinement à Shanghai par les autorités locales a certainement contribué à la baisse des prix. La métropole économique de 26 millions d’habitants, qui représente environ 4 % de la demande pétrolière chinoise, est donc toujours condamnée à l’arrêt. Compte tenu du nombre élevé d’infections en Chine, l’adhésion du gouvernement chinois à la politique zéro COVID devrait entraîner des confinements récurrents. Cela devrait à nouveau laisser des traces sur la demande pétrolière. Entre-temps, la Russie semble parvenue à trouver suffisamment d’acheteurs en Extrême-Orient, du moins pour son pétrole. Les livraisons de pétrole brut Sokol du projet Sakhaline 1 pour le mois de mai ont déjà été entièrement vendues selon les indications des négociants. En raison de la grève des acheteurs en Occident, la Russie doit néanmoins réduire sa production pétrolière. Selon les données du ministère russe de l’énergie, la production de pétrole s’est élevée à 10.5 millions de barils par jour au cours des six premiers jours d’avril. Cela représenterait environ 500 000 barils par jour de moins que la moyenne de mars et la plus forte baisse de production depuis les réductions volontaires dans le cadre de l’accord OPEP+ de mai 2020.

Après cinq semaines, la guerre d’agression de la Russie contre l’Ukraine, entamée le 24.02.2022, tient toujours la communauté mondiale en haleine et marque un tournant en Europe. Les sanctions occidentales s’enchaînent. Au total, quatre paquets de sanctions ont été lancés, tous dans le but de paralyser le financement de la machine de guerre du Kremlin et de mettre fin à la guerre de plus en plus insensée du président russe Poutine. Pourtant, avec chaque nouveau paquet de sanctions occidentales, la guerre est devenue plus brutale et inhumaine, comme le montrent les images et les vidéos de Boutcha, une banlieue ukrainienne au nord-ouest de la capitale Kiev, qui circulent depuis le week-end dernier. Ce sont des images qui révèlent l’ampleur des destructions et des atrocités commises à l’encontre de la population civile. Peu de temps auparavant, l’armée russe avait annoncé qu’elle retirait ses troupes des environs de Kiev, probablement pour les repositionner et préparer des attaques renforcées, par exemple au sud et à l’est du pays, dans le but d’étendre les territoires occupés. Selon le bureau du procureur général ukrainien, plus de 400 habitants ont été retrouvés morts dans les banlieues de Kiev. Au niveau international, la découverte présumée de fosses communes à Boutcha a provoqué la consternation. Le président ukrainien Zelensky a accusé les troupes russes de génocide et continue d’appeler à des négociations avec le président Poutine. Dans une interview accordée à la chaîne américaine CBC, il a souligné qu’il n’y avait d’autre voie que le dialogue si l’on voulait éviter que des centaines de milliers, voire des millions de personnes, ne meurent. En réponse au massacre de Boutcha, l’UE a l’intention d’imposer parmi ses alliés un cinquième paquet de sanctions à la Russie dans les prochains jours. L’embargo sur l’énergie sera-t-il un moyen de sanction ?

Dans les quatre paquets de sanctions à l’encontre de la Russie et du régime de Poutine, l’embargo sur l’énergie a jusqu’à présent échoué en raison du veto de certains pays de l’UE, et notamment l’Allemagne. Jusqu’à présent, ce refus était justifié par les répercussions économiques d’un tel embargo sur l'économie la plus forte de l’UE. Mais malgré les conséquences économiques, un changement de mentalité semble s’amorcer. De nombreux politiciens de l’UE – y compris en Allemagne – réclament de plus en plus un arrêt des importations d’énergie russe. Alors que la ministre fédérale de la Défense, Christine Lambrecht, considère également les sanctions sur les livraisons d’énergie comme un sujet à aborder lors des prochaines négociations au niveau de l’UE, d’autres ministères sont plus réticents à ce sujet. Le ministre fédéral de l’Économie Robert Habeck réclame également un durcissement des sanctions de l’UE, tout en excluant un embargo immédiat sur l’énergie. Un arrêt immédiat des importations d’énergie russe aurait des conséquences très graves pour l’économie allemande, mais aussi pour la cohésion sociale. Robert Habeck met à juste titre en garde contre des dommages considérables pour l’ensemble de l’économie et de la société, qui vont bien au-delà des restrictions individuelles en matière de confort.

Le gaz n’est pas seulement nécessaire pour le chauffage, mais aussi dans l’industrie. En cas d’arrêt immédiat, certaines entreprises de l’industrie chimique – le troisième secteur industriel allemand en termes de chiffre d’affaires – devraient probablement cesser temporairement leur production, ce qui aurait d’énormes conséquences pour la chaîne de production. En effet, l’industrie chimique se situe au début de la chaîne de valeur industrielle et fournit ainsi des produits de base pour l’industrie automobile, les produits de consommation et les emballages en plastique. En ce qui concerne le pétrole brut, la situation est moins dramatique. La libération des réserves stratégiques de pétrole permettra d’atténuer la hausse des prix à court terme. Toutefois, seule une offre excédentaire, par exemple avec du pétrole iranien ou un assouplissement des volumes d’extraction dans des pays comme l’Arabie saoudite, l’Angola ou le Nigeria, devrait pouvoir faire baisser durablement les prix. Cependant, les membres du cartel pétrolier de l’OPEP, dirigés par le principal producteur mondial de pétrole, n’ont aucun intérêt à inonder les marchés et détruire ainsi leur propre économie.

Le marché OTC de l’électricité s’est montré hétérogène au début de la nouvelle semaine. Le produit de base en Allemagne a été évalué à 249 EUR/MWh mardi et le pic a dû être payé 240 EUR/MWh. Depuis mardi, l’alimentation en énergies renouvelables est inférieure à celle de lundi. Selon le modèle météo américain, la production éolienne devrait fluctuer fortement au cours des 14 prochains jours et se situer en dessous de la moyenne saisonnière sur de longues distances, tout comme les températures. Compte tenu de ces perspectives et de la situation incertaine de l’approvisionnement sur le marché gazier, certains acteurs du marché voient encore un potentiel de hausse.

Les prix du gaz ont augmenté la semaine dernière, quand la Russie a annoncé que les paiements des livraisons de gaz ne pourraient se faire qu’en roubles russes. Après la brève hausse des prix, les cotations sont toutefois redescendues en cours de semaine. On ignore si et comment une telle menace peut être mise à exécution dans le cadre de contrats à long terme. Une forte volatilité est toujours attendue sur le marché du gaz.

L’éventualité d’une livraison de gaz en roubles a laissé des traces sur le marché du charbon. En milieu de semaine dernière, il y a également eu une hausse des prix qui a été relativisée durant la seconde moitié de semaine. Fondamentalement, la situation n’est pas menaçante. Malgré les restrictions imposées par la Russie, il devrait y avoir suffisamment de charbon sur le marché. En mars, l’Indonésie a ainsi fourni environ 30% de plus qu’en décembre, avant l’interdiction des exportations. La Chine a elle aussi augmenté sa production par rapport à l’année dernière. Après l’incertitude à court terme qui a suivi le début de la guerre en Ukraine, le marché s’est accommodé de la nouvelle situation. Ainsi, des pays comme la Colombie, l’Afrique du Sud et l’Australie fournissent davantage de charbon à l’Europe et les livraisons russes vont de plus en plus vers la Chine.

Selon l’OPEP, l’attaque russe contre l’Ukraine portera probablement un coup dur à l’économie mondiale, ce qui pourrait avoir des répercussions sur la demande pétrolière. Toutefois, compte tenu de l’évolution rapide de la situation, il est difficile d’en évaluer les effets. Dans son rapport mensuel sur le marché, le cartel n’a donc pas fait de nouvelles prévisions concernant la demande et l’offre pétrolière ou la croissance économique mondiale. L’OPEP a déclaré que le conflit fait grimper les prix des matières premières et aggrave l’inflation déjà élevée. Selon elle, les flux commerciaux, qui venaient de se remettre des perturbations de la chaîne d’approvisionnement dues à la pandémie, seraient à nouveau bloqués et les pays en développement subiraient probablement les effets de l’inflation alimentaire.

Sur le marché pétrolier, on spécule sur la possibilité pour l’UE d’envisager un arrêt des importations de pétrole en provenance de Russie. Cette semaine se tiendra une réunion au plus haut niveau de l’UE avec le président américain Biden, au cours de laquelle il devrait être question de sanctions supplémentaires à l’encontre de la Russie. Il y a deux semaines déjà, les États-Unis avaient annoncé un arrêt des importations de pétrole brut et de produits pétroliers. Face aux actes perpétrés par les forces russes en Ukraine, qui touchent de plus en plus la population civile, la pression se durcit sur les Européens pour qu’ils emboîtent le pas aux États-Unis. Toutefois, l’UE est nettement plus dépendante du pétrole russe. Elle couvre près de 30% de ses besoins d’importation avec du pétrole brut en provenance de Russie. Le diesel représente même jusqu’à 80% de ses importations nettes. Entre-temps, le gouvernement russe a mis en garde contre un embargo pétrolier qui aurait «des conséquences très graves pour le marché mondial du pétrole et le marché européen de l’énergie».

Les prix du gaz du nord-ouest de l’Europe ont baissé ces derniers jours. La Norvège souhaite augmenter ses exportations de gaz en raison de la crise ukrainienne. L’adaptation des autorisations gouvernementales pour le gisement d’Oseberg permettrait d’accroître les exportations d’environ un milliard de mètres cubes d’ici au 30 septembre 2022. De même, la production du gisement d’Heidrun pourrait augmenter cette année de 0,4 milliard de mètres cubes. En outre, le gisement de Troll pourrait permettre à la plus grande source gazière de la mer du Nord de produire encore davantage. La météo a par ailleurs contribué à soulager la demande, de sorte que le marché du gaz a été surapprovisionné la plupart des jours. Dans un premier temps, la météo devrait plutôt continuer à peser sur l’évolution des prix spot du gaz naturel. Selon les dernières prévisions du Centre européen pour les prévisions météorologiques à moyen terme, les températures diurnes moyennes resteront relativement stables, au-dessus des prévisions saisonnières. Elles risquent de tomber temporairement en dessous du niveau saisonnier qu’au début du mois. Autre facteur non négligeable de la baisse des prix de ces derniers jours: la demande de GNL des consommateurs asiatiques est plus faible cette année qu’en 2021, de sorte que la concurrence est moins forte. Cela permet d’augmenter les livraisons de gaz liquéfié (GNL) des États-Unis vers l’Europe via l’Atlantique. De même, les avantages actuels en matière de coûts de transport plaident toujours en faveur d’une augmentation des livraisons de GNL vers l’Europe.

Avant même le sommet des chefs d’État et de gouvernement qui s’est tenu la semaine dernière à Versailles, il était clair que l’UE voulait se libérer de sa dépendance vis-à-vis du gaz, du charbon et du pétrole russe. Dans un premier temps, les dirigeants ne sont pas parvenus à se mettre d’accord sur le calendrier. La présidente de la Commission, Ursula von der Leyen, a désormais fixé comme objectif l’année 2027. D’ici la mi-mai, la Commission a l’intention de présenter des propositions concrètes sur la manière dont l’UE peut y parvenir. Madame von der Leyen a également annoncé vouloir réduire d’au moins deux tiers la dépendance vis-à-vis du gaz russe d’ici la fin de l’année. Pour ce faire, elle souhaite notamment augmenter de 50 milliards de mètres cubes les importations de gaz liquéfié (GNL) en provenance du Qatar, des États-Unis et d’Afrique de l’Ouest, mais aussi accélérer le développement des énergies renouvelables.

Par des interventions sur le marché, la Commission européenne entend par ailleurs réagir aux prix énergétiques élevés depuis des mois, et qui ont encore augmenté du fait de la guerre en Ukraine. Elle se concentre dans un premier temps sur le marché de l’électricité. Ursula von der Leyen a annoncé à Versailles qu’elle présenterait avant la fin du mois des propositions de mesures d’urgence visant à empêcher que la hausse des prix du gaz n’entraîne une hausse des prix de l’électricité. Il est également question de plafonds temporaires pour le prix de l’électricité. Le prix de l’électricité est basé sur le prix de la source d’énergie la plus chère utilisée. Comme les centrales à gaz en font généralement partie, un prix élevé du gaz conduit inévitablement à une hausse des prix de l’électricité. C’est la raison pour laquelle la France, mais aussi l’Espagne et la Grèce, insistent depuis des mois pour que le prix de l’électricité soit dissocié du prix du gaz. Jusqu’à présent, elles se sont heurtées à des résistances en Allemagne, dans d’autres États, ainsi qu’au sein de la Commission. La France veut aligner le prix sur le coût de production moyen. Cela entraînerait automatiquement une baisse des prix pour ce pays qui est fortement tributaire de l’énergie nucléaire comparativement bon marché. L’Allemagne et, pendant longtemps, la Commission ont rétorqué que l’organisation actuelle du marché incitait à investir dans le développement des énergies renouvelables. Mais Madame von der Leyen a apparemment maintenant cédé à la pression française. D’ici la mi-mai, elle entend présenter des propositions pour réformer l’organisation du marché de l’électricité de l’UE.

Les demandes de plafonnement des prix sur le marché du gaz ont provoqué une levée de boucliers à Versailles. Le Premier ministre néerlandais, Mark Rutte, a déclaré qu’un plafonnement des prix pouvait sembler intéressant au premier abord, mais qu’il rendait l’UE peu attrayante pour l’approvisionnement en gaz et la freinerait ainsi dans sa volonté de devenir indépendante de la Russie. Les dirigeants ne sont toujours pas d’accord sur la question de savoir si l’UE, comme les États-Unis et la Grande-Bretagne, doivent imposer à la Russie un embargo pétrolier ou un embargo général sur les matières premières. Le chancelier allemand Olaf Scholz a une nouvelle fois refusé un tel arrêt des importations. L’impact des sanctions de l’UE devrait être selon lui le plus faible possible. La Commission adopte une position similaire. L’UE importe 23% de son pétrole de Russie. Elle est donc beaucoup plus dépendante de ce pays que les États-Unis et la Grande-Bretagne, qui n’y achètent que 8% de leur pétrole.

La guerre en Ukraine pousse les cotations sur les marchés de l’énergie à des niveaux insoupçonnés. Les nouvelles sanctions prises par les pays occidentaux suscitent l’inquiétude. Ce qui est encore valable aujourd’hui peut être déjà dépassé demain. L’explosion des prix sur les marchés des matières premières pèse également sur les marchés de l’électricité.

La détérioration d’un gazoduc en Ukraine, qui n’a pas affecté le transit en Europe, a fait grimper les prix jeudi dernier. Nous tablons toujours sur une forte volatilité du marché du gaz. L’Europe se demande si et comment un approvisionnement avec peu voire pas de gaz russe serait possible. Malgré tout, l’Allemagne souhaite continuer à miser sur les importations d’énergie en provenance de Russie. Le chancelier allemand Olaf Scholz a déclaré que l’approvisionnement énergétique de l’Europe pour la production de chaleur, la mobilité, l’approvisionnement en électricité et l’industrie ne pouvait pas être assuré autrement pour l’instant. C’est la raison pour laquelle l’Europe a exclu les livraisons d’énergie des sanctions à l’encontre de la Russie. En 2020, la Russie a fourni environ 168 milliards de mètres cubes de gaz naturel à l’Europe via pipelines. La même année, l’Allemagne était le principal acheteur de gaz russe au sein de l’Union européenne, avec un total d’environ 56,3 milliards de mètres cubes de gaz naturel importé via pipelines.

Le projet Nord Stream 2 avait déjà été gelé en raison du conflit ukrainien. La société exploitante de ce gazoduc germano-russe est désormais en faillite. La conseillère d’État du canton de Zoug, Silvia Thalmann-Gut, a déclaré que l’entreprise Nord Stream 2 AG, dont le siège se trouve à Zoug en Suisse, est devenue «insolvable» la semaine dernière «à cause des sanctions prises par les États-Unis ». Les quelque 100 employés ont d’ores et déjà été licenciés. Aujourd’hui, la Russie menace d’interrompre les livraisons de Nord Stream 1, qui est actuellement utilisé à 100%. Selon Alexander Nowak (Vice-Premier ministre de la Russie), elle serait prête à écouler ailleurs ses livraisons énergétiques si l’Europe refusait de s’approvisionner en énergie russe.

Le marché du CO2 conserve son modèle établi durant ces jours de guerre et de sanctions et répond par des pertes très lourdes à la hausse exorbitante des prix de l’énergie. Il préconise actuellement une récession provoquée par le choc sur les prix de l’énergie, dont les émissions de CO2 sont logiquement réduites. Même si le court terme domine, les ventes semblent excessives. Un plancher s’est formé, raison pour laquelle nous pourrions voir un mouvement ascendant.

Tous les regards sont tourné actuellement vers l’Ukraine et les marchés ne connaissent plus qu’un seul sujet: la guerre en Ukraine. Avec l’attaque russe sur l’Ukraine tôt le matin du 24 février 2022, le monde vit ce que certains observateurs qualifient de potentiellement plus grand conflit armé en Europe depuis la fin de la Seconde Guerre mondiale. Cette guerre d’agression a également marqué le début de la chute des marchés financiers mondiaux. Les Bourses européennes ont ouvert jeudi dans une zone déficitaire. Le Dax allemand, le Cac40 français, l’EuroStoxx50, mais aussi l’indice directeur suisse SMI ont perdu plus de 3% lors de l’ouverture. Les marchés étaient déjà très incertains aux États-Unis en fin de journée. Les marchés européens de l’énergie ont réagi à l’invasion russe par d’importantes fluctuations, à la fois haussières et baissières. Entre-temps, l’invasion a été en grande partie condamnée par la communauté internationale et les pays occidentaux ont adopté un vaste train de sanctions à l’encontre de la Russie, qui a aussi été repris par d’autres États neutres, dont la Suisse. En outre, le gouvernement fédéral allemand a opéré un revirement dans sa politique étrangère et de sécurité en acceptant samedi dernier de fournir des armes à des fins de défense à l’Ukraine. L’Allemagne fournira 1000 armes anti-char et 500 missiles anti-aériens de marque Stinger à l’Ukraine.

Malgré les sanctions occidentales, les livraisons russes de gaz et de pétrole à destination de l’Europe restent élevées. Toutefois, compte tenu de l’extrême incertitude politique, les acteurs du marché se montrent réticents à s’engager. Les signaux de détente ne sont pas en vue. Les premières négociations de paix sur la fin des combats entre la Russie et l’Ukraine depuis le début de la guerre se sont terminées hier sans résultat. En guise d’avertissement à l’Occident, la Russie a mis ses armes de dissuasion en état d’alerte «accrue» (niveau 2 sur un total de 4 niveaux). Sommes-nous à la veille d’un échange nucléaire? La probabilité d’une attaque nucléaire est très faible selon les experts qui appellent à rester sereins.

Le prix du charbon n’a pas non plus été épargné par l’escalade du conflit ukrainien. L’indice API2 a enregistré une forte hausse de 32% en comparaison hebdomadaire. Cependant, il est extrêmement difficile de prévoir les prix à venir dans cet environnement de marché très volatile. D’une part, le charbon est en concurrence avec le gaz en tant que source d’énergie primaire pour la production d’électricité et de chaleur. Si le flux de gaz était limité, voire paralysé par la crise ukrainienne, il faudrait recourir au charbon. D’autre part, les sanctions occidentales pourraient entraîner des difficultés dans la couverture des ventes par les banques ou le transport vers l’Europe, ce qui provoquerait l’arrêt ou du moins le retard des livraisons de charbon. Selon le gouvernement allemand, 50% des importations de charbon proviennent de Russie. En l’absence de ces livraisons, les centrales électriques au charbon en Allemagne ne pourraient pas continuer à fonctionner. Le gouvernement cherche activement d’autres solutions, mais il n’est pas en mesure de réparer maintenant les erreurs du passé.

La situation politique continue de s’aggraver de jour en jour. Le potentiel de conflit ne cesse d’augmenter. Le chancelier fédéral Olaf Scholz envoie le premier signal susceptible d’être interprété comme des sanctions. Il a annoncé l’arrêt formel du processus de certification de Nord Stream 2. Cela signifie que l’autorisation attendue pourrait être reportée indéfiniment. La question est de savoir comment la Russie réagira à ce signal. Réduira-t-elle l’approvisionnement en gaz ou respectera-t-elle son «obligation de livraison» comme elle l’a mentionné à plusieurs reprises? À court terme, la Russie semble être sous pression, car les réservoirs de gaz en Europe sont revenus à la moyenne sur cinq ans grâce aux températures douces et à l’importante production éolienne. L’offre actuellement forte de GNL contribue également au stockage.

Mais à long terme, le calcul ne sera pas rentable. D’une part, les installations de regazéification en Europe sont plus ou moins à la traîne et ne sont guère en mesure d’accepter de nouvelles livraisons de GNL. D’autre part, à partir du 2e trimestre 2022, la livraison de GNL des États-Unis vers l’Europe pourrait diminuer en l’absence de garantie de livraison de Joe Biden. L’écart entre le JKM et le TTF se réduisant continuellement (actuellement 0,3 USD/MMtu), il est probable que davantage de navires transportant du GNL seront envoyés vers l’Asie à partir du 2e trimestre 2022. Une véritable guerre des prix est attendue entre le TTF et le JKM. Cela signifie que la dépendance vis-à-vis de la Russie persistera à long terme, non seulement pour les livraisons de gaz, mais aussi pour celles de charbon et de blé.

S’agissant de la situation tendue, il faut continuer à surveiller la situation des centrales nucléaires en France. Leur disponibilité est actuellement nettement inférieure à la norme. La puissance installée est d’environ 64 GW en France. Actuellement, le réseau affiche toutefois 45 GW. Pour les mois d’été, la disponibilité plus faible devrait avoir une influence modérée sur les prix de l’électricité, mais au plus tard au 4e trimestre, la puissance réduite pourrait entraîner des prix élevés. Si la situation du gaz restait tendue jusqu’au 4e trimestre, l’Allemagne pourrait fournir moins d’énergie manquante à la France, voire la fournir à des prix très élevés. Le risque de hausse est ici élevé.

Le président français Emmanuel Macron a annoncé jeudi dernier un développement massif de l’énergie nucléaire. L’année dernière, Macron avait déjà insisté à plusieurs reprises sur le fait que la France ne pourrait pas atteindre ses objectifs climatiques de neutralité carbone d’ici 2050 sans l’énergie nucléaire et sans la mise en service de réacteurs supplémentaires. À Belfort, en France, il a précisé ce que cela signifie pour lui: la France commandera dès maintenant 6 réacteurs de type EPR et étudiera la construction de 8 autres. Le président a déclaré que la construction de la première centrale nucléaire EPR à Flamanville, dans le nord-ouest de la France, engendrerait des coûts supplémentaires estimés à 17 milliards d’euros en raison de pannes et de problèmes matériels et techniques. Il prévoit également d’investir un milliard d’euros dans le développement de mini-réacteurs dans le cadre du programme industriel «France 2030». Le président espère que la France pourra inaugurer un premier prototype dès 2030. Dans le même temps, il entend prolonger la durée de vie des centrales nucléaires existantes au-delà de 50 ans, si elles sont suffisamment sûres. Avant de dévoiler son plan de développement nucléaire, le président Macron a parlé de la nécessité d’une réduction drastique de la consommation d’énergie. Dans 30 ans, il faudrait consommer 40% d’énergie en moins. Cela est possible selon lui grâce aux innovations, à une meilleure isolation thermique des bâtiments et au passage à des technologies sans combustibles fossiles. Il faudrait aussi encourager beaucoup plus les énergies renouvelables. D’après lui, celles-ci sont aujourd’hui rentables, compétitives et disponibles plus rapidement que les nouveaux réacteurs nucléaires. L’énergie solaire doit notamment être développée, tout comme l’énergie éolienne offshore, avec environ 50 nouveaux parcs éoliens marins d’ici 2050. La souveraineté en matière d’approvisionnement énergétique souhaitée par Emmanuel Macron n’est possible qu’en développant la production d’électricité. Le chef de l’État a illustré l’importance de l’autosuffisance que la France est en mesure d’atteindre, notamment grâce à ses capacités dans le domaine de l’énergie nucléaire, en prenant l’exemple des prix actuellement élevés des carburants importés et des incertitudes liées aux crises internationales. Actuellement, Emmanuel Macron et le groupe d’électricité EDF sont préoccupés par les centrales nucléaires défectueuses. En raison d’éventuels dommages dus à la corrosion, cinq centrales électriques ont déjà été déconnectées du réseau l’an dernier pour des travaux de maintenance. La semaine dernière, EDF a annoncé une révision de trois autres centrales électriques suite à d’éventuels dégâts et a revu à la baisse sa production d’électricité nucléaire attendue pour 2022.

Les visites du président français Macron à Moscou et à Kiev ont fait baisser les prix du gaz, car elles semblent avoir ravivé les chances d’un règlement diplomatique des tensions géopolitiques. Aucune solution n’a été trouvée mais tant que les deux parties sont prêtes à négocier, il ne devrait pas y avoir d’interruption brutale des livraisons de gaz russes. Cela a des répercussions sur la situation actuelle de l’approvisionnement et sur la prime de risque. S’agissant des besoins en gaz, il convient de faire la distinction entre la couverture des besoins à court terme pour le reste de la saison hivernale et les besoins à moyen terme, car d’une part, les réservoirs doivent à nouveau être suffisamment remplis et d’autre part, un approvisionnement suffisant doit être assuré même pour un hiver 2022/23 froid. Le nouveau gouvernement fédéral allemand qualifie la situation des stocks de gaz allemands de préoccupante, mais l’approvisionnement est selon lui assuré. Même si les quantités moyennes prélevées chaque semaine devaient baisser au cours des prochaines semaines, ce qui serait tout à fait normal pour la saison, les capacités devraient être inférieures à celles de l’année précédente. En 2021, l’Allemagne a atteint son niveau le plus bas en avril, avec 25%. La semaine dernière, les réservoirs de gaz allemands n’étaient plus remplis qu’à 35%. Il existe néanmoins un risque qu’ils soient presque vides à la fin de l’hiver, selon les conditions météorologiques et même si les livraisons de gaz russes se poursuivent dans le cadre convenu contractuellement. Cela signifie qu’il faudra stocker davantage de gaz pendant la saison estivale que l’an dernier pour revenir au niveau le plus élevé du quatrième trimestre 2021. Mais même dans ce cas, le risque serait très élevé pour l’hiver 2022/23 que les réservoirs de gaz ne soient pas suffisants pour un hiver froid. Autrement dit, les prix du gaz ont peu de marge de manœuvre vers le bas, même si la situation géopolitique se détendait. Mais cela signifie aussi que les prix de l’électricité devraient plutôt rester à un niveau élevé tant que les conditions météorologiques n’entraînent pas un changement important de l’offre et de la demande.

Compte tenu des coûts élevés de la production d’électricité fossile, la France entend réformer le marché de l’électricité de manière à ce que le prix de l’électricité ne soit plus aussi fortement influencé par le prix du gaz. À Paris, on s’attend à ce que les prix du gaz et des quotas d’émission restent élevés dans un avenir proche. C’est ce qui ressort d’un document présenté par la présidence française lors d’une réunion des ministres de l’énergie à Amiens, en janvier dernier. Malgré tous les efforts déployés pour décarboner la production d’électricité, le prix de l’électricité reste déterminé par le prix du gaz, car les centrales à gaz sont indispensables à la compensation des charges. Les prix élevés et volatils de l’électricité représentent un risque pour une réduction durable des gaz à effet de serre. En France, on craint surtout que les exploitants d’éoliennes et d’installations photovoltaïques ne réalisent des profits élevés au détriment des consommateurs incapables de réduire leur consommation d’électricité, et de la compétitivité des entreprises. La réglementation actuelle vise à équilibrer l’offre et la demande sur la base de prix à court terme. Cela favorise les placements à faible capital et à coûts variables élevés. Pour les placements dont le coût du capital est important, cela implique des risques et des coûts de financement plus élevés. Malgré cela, les Français ne veulent pas abandonner complètement la formation des prix sur la base des coûts marginaux, car ils soutiennent la flexibilité et l’efficacité du système. Dans le même temps, les signaux de prix à long terme devraient transmettre aux consommateurs les fondamentaux du secteur de l’énergie. À Paris, on s’imagine la chose un peu de la manière suivante: on pourrait permettre aux consommateurs de couvrir à l’avance leurs besoins prévisibles en électricité à un prix fixe. Si la consommation réelle s’en écarte, le client devrait couvrir ou céder la différence via le marché spot. Cela réduirait les risques pour les consommateurs, tout en les contraignant à faire preuve de souplesse.

Les températures douces en Europe provoquent un mouvement à la baisse sur le marché gazier. En revanche, la situation en Ukraine pourrait limiter la détente d’un mouvement baissier. L’afflux des troupes russes à la frontière ukrainienne s’est poursuivie, malgré toutes les discussions entre les chefs d’État occidentaux et les représentants russes. Lundi, E. Macron et W. Poutine se sont rencontrés pour discuter d’une solution au conflit ukrainien et mettre fin aux tensions. Les résultats font actuellement l’objet de nombreuses discussions, mais rien n’a encore été officiellement publié.

Au cours des derniers mois, l’offre sur les marchés pétroliers s’est nettement rétrécie. Les pays de l’OPEP+ n’ont cessé d’augmenter leur production, mais le taux d’augmentation de la production est resté inférieur aux prévisions, de sorte qu’en janvier, la production a été de près de 800 000 barils/jour de moins que prévu. Dans ce contexte, les acteurs du marché sont attentifs aux discussions sur le nucléaire avec l’Iran. Le gouvernement américain a repris les négociations indirectes avec Téhéran et il semblerait qu’il y ait des raisons de faire preuve d’un optimisme prudent. Aussi bien des représentants de l’Iran que de la délégation américaine ont indiqué qu’un accord était envisageable. Les pourparlers, auxquels participent également la Russie, la Chine et certains États membres de l’UE, avaient été interrompus fin janvier et ont maintenant repris à Vienne. Si un accord était trouvé, l’Iran pourrait revenir sur le marché pétrolier mondial ce qui atténuerait les pénuries d’approvisionnement.

Le prix du CO2 du système européen d’échange de quotas d’émission a atteint un record historique à la fin de la semaine dernière: vendredi, la tonne de gaz à effet de serre coûtait environ 96 euros sur le marché spot de la bourse de l’énergie EEX. Sur les marchés à terme, la barre des 100 euros la tonne a même été franchie au cours de la journée, pour la première fois dans l’histoire du commerce des émissions lancé en 2005. Le contrat CO2-Dec-22 pourrait atteindre cette semaine la barre des 100 €/t sur la base du settlement.

La semaine dernière, les cotations sur le marché à terme de l’électricité ont fortement augmenté. Les trimestres suivants T2-22 et T3-22 ont augmenté d’environ 5% en comparaison hebdomadaire, les années civiles ont enregistré des bénéfices constants et ont même progressé de 12.5%, à 147.40 euros le mégawattheure en Suisse (respectivement de 12% à 152.71 euros le mégawattheure en France) pour l’année suivante. Comme attendu, les cotations à terme ont été stimulées par les marchés du gaz en raison de la situation géopolitique entre l’Ukraine et la Russie. À l’extrémité courte de la courbe à terme, des températures plus douces au-dessus de la norme et des arrivées de GNL toujours très élevées en Europe ont quelque peu freiné la hausse des prix. La réduction de 3 GW de puissance des centrales nucléaires françaises, suite à une grève chez l’exploitant EDF mercredi dernier, au cours de laquelle près de 40% de l’effectif ont cessé de travailler, a eu un effet de soutien sur les prix. Selon les informations communiquées par les médias, la grève a été lancée par les quatre plus grands syndicats du secteur de l’énergie du pays et devrait durer jusqu’à jeudi soir dernier. Selon les experts du modèle météorologique européen Eurowind, il faut s’attendre à des rendements éoliens et solaires plus élevés pour la semaine 5, qui devraient atteindre jusqu’à 44 GW de puissance en Allemagne à partir de mardi. D’après le modèle météorologique américain, les injections éoliennes devraient continuer à être supérieures à la moyenne au premier tiers de février. Avec cette perspective de températures relativement douces et supérieures à la moyenne, la probabilité d’une période de froid intense et surtout prolongée devrait nettement diminuer au fur et à mesure que le temps avance.

La crainte d’une escalade due à l’afflux de troupes russes à la frontière ukrainienne et les conséquences imprévisibles d’une invasion sur le marché européen du gaz ont fait grimper les contrats à terme sur le gaz la semaine dernière. En outre, le ministère américain des Affaires étrangères a demandé aux familles de diplomates de quitter la capitale ukrainienne de Kiev, ce qui a alimenté les craintes d’une escalade imminente. Selon la déclaration, étant donné la menace d’une intervention militaire russe dans le pays voisin, tous les citoyens américains devraient envisager de quitter l’Ukraine. Entre-temps, Moscou a réagi aux propositions communes des États-Unis et de l’OTAN visant à désamorcer le conflit ukrainien. Le ministère américain des Affaires étrangères a accusé réception de la lettre, mais il n’a pas fourni d’informations sur son contenu. Selon une porte-parole, le dialogue pour résoudre le conflit est pleinement engagé et les États-Unis continueront à consulter étroitement leurs alliés et partenaires, y compris l’Ukraine.

Les marchés, et en particulier celui du gaz, s’emballent une nouvelle fois. Il y a une semaine, on avait encore l’impression qu’ils pourraient se détendre un peu. Des températures légèrement supérieures aux normales saisonnières et des prévisions relativement clémentes pour février 2022, une grande disponibilité du GNL en Europe du fait des prix élevés du gaz sur le marché TTF par rapport aux prix JKM légèrement plus bas (Japan/Korea Marker) sont autant de signaux d’un marché gazier un peu plus détendu. Les incertitudes politiques entre l’Ukraine et la Russie ont toutefois fait grimper le prix du gaz pour le contrat de février de 75 EUR/MWh à 91,40 EUR/MWh actuellement, en l’espace d’une semaine. La hausse des prix semble exagérée. D’une part, les États-Unis ont assuré qu’ils aideraient l’Europe en lui fournissant du GNL si la Russie stoppait l’approvisionnement en gaz et, d’autre part, la Russie a elle-même assuré qu'en cas de sanctions à son encontre, elle ne fermerait pas le robinet du gaz. Dmitri Peskov, porte-parole du Kremlin, a déclaré: «Dans les moments les plus difficiles de la confrontation entre l’Est et l’Ouest, la Russie a toujours respecté ses obligations contractuelles.» Il n’y aurait selon lui aucune raison de douter de sa fiabilité.

Actuellement, le marché accueille ces affirmations avec scepticisme, d’autant plus que le gazoduc de Jamal est en mode inversé depuis des semaines. Le flux de gaz va de l’Allemagne vers la Pologne. L’apaisement de la situation politique est la condition sine qua non pour une éventuelle détente. D’ici là, tout semble possible.

Commentaire d’un Commodity Broker sur la situation actuelle: «Everything is on a knife edge – hoping things don’t escalate».

Les prix élevés du gaz donnent un nouvel élan à la production d’électricité au charbon. Comme nous l’avons souvent mentionné, les centrales au charbon font davantage de bénéfices lorsque les prix du gaz sont élevés. L’arrêt des exportations indonésiennes a apporté un soutien supplémentaire, de sorte que le prix du charbon est passé en une semaine de 155 USD/t à 180 USD/t pour le contrat de février API2. En début de semaine, l’Indonésie a assoupli l’arrêt des exportations, mais les marchés du charbon restent forts. Les stocks ont nettement diminué en raison de l’interdiction d’exporter et la demande a augmenté du fait des prix élevés du gaz.

L’énergéticien français EDF a indiqué avoir ramené sa prévision 2022 de production d'électricité nucléaire entre 300-330 térawattheures, contre 330-360 auparavant. Lors de travaux de maintenance préventifs et de contrôles sur les réacteurs, des défauts ont été constatés au niveau des joints de soudure du système d’injection de secours. Cela a conduit EDF à prolonger les arrêts de certains réacteurs. Dix des 56 réacteurs nucléaires français sont actuellement hors service pour diverses raisons. Du fait de l’arrêt des réacteurs, la production des centrales nucléaires a oscillé en janvier entre seulement 43 et 51 gigawatts au lieu de 60 gigawatts, et ce en hiver, quand les chauffages électriques consomment à eux seuls environ 30 gigawatts.

Face à la hausse des prix de l’électricité, le gouvernement prend des mesures en France. D’une part, l’État réduit considérablement une importante taxe sur l’électricité, ce qui entraîne une perte de recettes publiques de 8 milliards d’euros.’autre part, le fournisseur d’électricité EDF, majoritairement détenu par l’État, doit temporairement augmenter la quantité d’électricité nucléaire qu’il vend à des concurrents plus petits. Cette mesure déjà approuvée par la Commission européenne selon le ministre de l’économie Bruno Le Maire, vise également à plafonner la facture d’électricité des clients qui ne s’approvisionnent pas auprès d’EDF. Sans cette mesure, les tarifs de l’électricité des Français auraient pu grimper de 35% d’ici deux semaines. Dans un communiqué, EDF a chiffré à entre 7,7 et 8,4 milliards d’euros la perte de recettes induite par le règlement conclu avec le gouvernement au cours des semaines de négociations.

En dépit des restrictions à l’exportation persistantes en Indonésie, il ne faut pas s’attendre actuellement à une envolée des prix sur le marché du charbon. Le plus grand exportateur de charbon au monde veut contraindre les entreprises minières à respecter l’objectif de l’État de proposer 25% de leur production sur le marché intérieur, avec une baisse massive des prix par rapport au prix du marché mondial. Les centrales électriques au charbon du pays devraient notamment bénéficier de cette règle. En janvier, des autorisations d’exportation ont été délivrées pour 1,3 million de tonnes de charbon; en 2020 et en 2021, l’Indonésie avait exporté environ 30 millions de tonnes en janvier. La diminution artificielle de l’offre en tant que facteur haussier s’oppose à un élargissement de la production en Chine. Les stocks ont également augmenté chez le plus grand importateur de charbon au monde et suffisent, chez les producteurs, à produire 21 jours d’électricité, notamment grâce à un hiver plutôt doux dans de nombreuses régions d’Asie du Nord.

La situation sur les marchés gaziers européens devrait rester tendue au premier trimestre, mais la météo plus clémente prévue par les analystes en février et une disponibilité accrue du GNL devraient empêcher que les derniers records ne se répètent. La baisse récente des prix du gaz s’explique principalement par l’arrivée d’une plus grande quantité de GNL en Europe. Celle-ci a importé jusqu’à présent en janvier 3,3 milliards de mètres cubes de GNL, soit une augmentation de plus de 13% par rapport à la même période de décembre. Toutefois, les prix du gaz continuent d’être influencés par la stratégie d’exportation de Gazprom, la mise en service de Nord Stream 2 et les évolutions géopolitiques. Le gazoduc est techniquement opérationnel et doit encore être certifié par l’agence fédérale allemande du réseau. Une vague de froid prolongée serait le principal facteur susceptible de faire remonter les prix si les flux de gaz russes n’augmentaient pas parallèlement.

Le marché est actuellement très volatile.
Alors que la disponibilité des centrales nucléaires françaises a atteint lundi 48,7 GW (79,4% de la capacité installée), soit son plus haut niveau depuis le 5 février 2021, la situation est un peu différente pour le gestionnaire de portefeuille suédois Shepherd Energy. Selon lui, il n’est pas possible de gérer de grandes quantités de capitaux avec un profil de risque raisonnable en raison de la baisse des liquidités et de la forte volatilité du marché, qui se caractérise par d’importantes fluctuations et une pénurie d’acheteurs fondamentaux. La volatilité est certes nécessaire sur le marché, mais la prévisibilité l’est aussi. Il est devenu de plus en plus difficile de trouver une stratégie qui corresponde au profil de risque des gestionnaires de portefeuille et à l’objectif de rendement de 10 à 15%.

Le marché de l’électricité perd un peu du terrain. L’augmentation de l’approvisionnement en énergies renouvelables et le recul des prix du CO2 ont fait baisser les prix. Dès demain, les météorologues d’Eurowind tablent de nouveau sur une hausse des quantités injectées.

Les prix du pétrole continueront d’être soutenus en début de semaine par les problèmes d’approvisionnement persistants au Kazakhstan et en Libye. Selon les négociants, ces problèmes pourraient rester un facteur clé de soutien du marché pour le reste de la semaine. Les manifestations au Kazakhstan ont interrompu les lignes de chemin de fer et pesé sur la production du principal champ pétrolier du pays (Tengiz), bien que, selon les déclarations de l’exploitant Chevron dimanche, la production regrimpe lentement à un niveau normal. Les tensions entre la Russie et l’Ukraine soutiennent également les prix. Des dizaines de milliers de soldats russes sont massés près de la frontière ukrainienne pour organiser ce que les États-Unis et l’Ukraine pourraient qualifier d’invasion, bien que la Russie conteste. Toutefois, une invasion risquerait de perturber les exportations russes de pétrole brut vers l’Europe.

Les interdictions d’exporter du charbon en provenance d’Indonésie pourraient s’appliquer à l’ensemble des producteurs, pendant tout le mois de janvier 2022. L’annonce de l’interdiction semble avoir entraîné une hausse des prix spot du charbon non-indonésien.

Le gaz se détend – nous sommes-nous réjouis trop tôt?
Hier, son prix était de 81,30 euros. Mais est-il prématuré de se réjouir en pensant que la situation pourrait se détendre? On pourrait presque penser que le prix du gaz réagit avec trop de calme au fait que les réservoirs de gaz se vident en Europe centrale (actuellement autour de 47%) et aux livraisons de gaz toujours faibles en provenance de Russie. Apparemment, les traders sur le marché à terme étaient ou sont d’avis que les navires transporteurs de gaz étrangers à destination de l’Europe fourniront suffisamment de gaz liquéfié pour compenser les livraisons russes manquantes. Cependant, certains experts pensent que les réservoirs de gaz en Europe se sont vidés plus fortement que prévu. Ils sont à leur plus bas niveau depuis plus de 10 ans. Les perspectives pour le gaz sont donc stagnantes, voire haussières.

La semaine dernière, les cotations sur le marché à terme de l’électricité ont atteint de nouveaux records. En l’espace de 5 jours de négoce, le trimestre suivant a progressé de 35,3%, à 410 euros le mégawattheure en Suisse, et même de 66,1% en France, pour s’établir à 600 euros le mégawattheure. L’année civile a tout de même enregistré une hausse de 21% pour atteindre 263,40 euros le mégawattheure en Suisse (et une hausse de 35,3%, à 316 euros le mégawattheure en France). Les cotations sur le marché spot ont soutenu les prix. Malgré des températures plus douces que la norme en Europe centrale au cours de la semaine 50 et des flux de gaz stables en provenance de Russie et de Norvège, les cotations du marché spot du gaz se sont envolées. La météo a également joué un rôle important. Avec des centrales nucléaires peu disponibles en France et une faible production éolienne en Allemagne, la demande de production d’électricité a culminé à un niveau élevé malgré des températures plus douces. Des températures inférieures à la norme sont attendues pour la semaine 51, avec un vent modéré.

Toutefois, l’évolution des prix sur les marchés du gaz a été le principal moteur des prix sur le marché à terme de l’électricité. Durant la semaine 50, des événements isolés qui ont soutenu les prix ont porté le marché à terme de l’électricité à de nouveaux sommets. Les déclarations de la nouvelle ministre des affaires étrangères allemande, Annalena Baerbock, au sujet de l’impossibilité d’autoriser le gazoduc Nord Stream 2 à l´état actuel, l’aggravation de la situation à la frontière entre l’Ukraine et la Russie, mais aussi le dernier communiqué de l’Agence fédérale du réseau selon lequel la décision d’autoriser la société exploitante du gazoduc Nord Stream 2 n’est pas attendue au premier semestre 2022 ont encore accentué la pression à la hausse. Enfin, les cotations ont explosé lorsqu’EDF a signalé des problèmes dans ses réacteurs français, entraînant la coupure d’environ 6 GW. Deux centrales nucléaires ont dû quitter le réseau pour des inspections inattendues et les travaux de maintenance ont dû être prolongés pour deux autres. C’est donc une puissance de 6 GW qui fait défaut sur le marché à un moment déjà critique, et qui doit être compensée par une production d’électricité conventionnelle, par exemple en utilisant davantage le charbon, qui est actuellement devant le gaz comme combustible fossible dans la logique du "merit oder".

Les prix élevés du gaz font du charbon une alternative plus avantageuse pour la production d’électricité. Il n’est donc pas étonnant que la demande en charbon reste actuellement élevée en Asie et en Europe. À cela se sont ajoutées quelques restrictions dans la production de charbon ces dernières semaines. La capacité d’exportation du charbon de Richards Bay est actuellement inférieure à la norme car certains itinéraires de transport ont été restreints suite à de fortes précipitations. Et l’Australie devrait, elle aussi, connaître ces prochaines semaines des inondations susceptibles de limiter la logistique du charbon et ainsi de provoquer d’importants problèmes de transport. Cela arriverait à un moment critique, alors que la demande de charbon en tant que combustible fossile alternatif est plus forte que jamais du fait de l’envolée des prix du gaz.

Le prochain numéro d’«Energy Flash» paraîtra le mercredi 12 janvier 2022.

Primeo Energie vous souhaite de joyeuses fêtes de Noël et un bon début d´année 2022.

L’année 2021 touche lentement à sa fin. Les liquidités sur les marchés OTC diminuent continuellement, en particulier pour l’année civile 2022. Les sociétés de trading commencent à fermer leurs positions ouvertes et réduisent leurs risques afin de ne pas livrer des positions trop importantes. En fin d’année, il est toujours intéressant de comparer les prix spot et les achats à terme. Pour 2021, il était certainement préférable de ne pas livrer avec une position courte. Pour la livraison (01/01/2021 – aujourd’hui), nous arrivons à un prix spot moyen de 125 EUR/MWh pour le marché suisse et de près de 100 EUR/MWh pour le marché allemand. Dans le cas d’un approvisionnement structuré, les achats à terme pour 2021 devraient être d’environ la moitié des prix spot. En réalité, l’écart pourrait même être encore plus important, car les prix spot bas du printemps ont fait baisser la moyenne. Les prix plus élevés à partir de septembre sont dûs à une consommation plus forte, ce qui, du point de vue d’un client, se traduit par un prix spot encore plus élevé (profil estival, profil hivernal).

Revenons à l’actualité: ces dernières semaines, de nouveaux records de prix ont sans cesse été enregistrés. CO2 Dec21 90.75 EUR/t, Baseload Cal2022 Allemagne: 210,50 EUR/MWh, pic fév. 2022: 393 EUR/MWh.

La situation sur l’ensemble du marché européen de l’énergie reste très tendue. Les mois de janvier, février et le T1-22 sont particulièrement sous pression. Le fait que la situation du gaz reste très tendue n’a rien de nouveau. Aucune capacité supplémentaire n’est réservée en provenance de Russie. De plus, un important gisement gazier en Norvège a été supprimé. À cela s’ajoutent des troubles politiques, d’une part l’afflux de troupes russes à la frontière ukrainienne et, d’autre part, la nouvelle ministre fédérale des Affaires étrangères, Annalena Baerbock, qui a déclaré que Nord Stream2 ne remplissait pas actuellement les conditions d’autorisation.

Les derniers modèles météorologiques ne semblent pas annoncer de détente. Les températures sont bien inférieures à la normale. Pour la Suisse, les températures (la moyenne de plusieurs modèles) du 15/12/2021 au 28/12/2021 sont d’environ 1,5 degré Celsius en dessous de la norme. En France, la situation est encore plus dramatique. Pour la même période, les modèles prévoient une différence de moins 5,6 degrés Celsius par rapport à la normale. Sur la côte atlantique française en particulier, de nombreux foyers sont encore chauffés à l’électricité. Pour éviter un goulet d’étranglement hivernal, EDF reporte les travaux de maintenance sur 3 centrales nucléaires d’une puissance totale de 3,5 GW. Les prévisions de production éolienne pour les 2 prochaines semaines sont également en dessous de la norme, la situation hydraulique en Suisse et en France est plutôt au niveau inférieur de la courbe normale.

Le complexe énergétique est très tendu et les deux prochains mois devraient certainement réserver d’autres surprises.

S’agissant du système d’échange de quotas d’émission de l’UE, les analystes parlent d’une reprise anticipée de fin d’année. Les prix n’arrêtent toujours pas de grimper. Hier mardi, le contrat de décembre a atteint un nouveau record en dépassant les 84 euros la tonne. Les observateurs du marché évoquent la date d’expiration des options le 15 décembre, qui contraint probablement encore certains vendeurs d’options d’achat à se couvrir. Les fonds d’investissement ont aussi eu tendance à reconstituer leurs positions longues nettes. Toutefois, dans un rapport préliminaire, l’Autorité européenne de surveillance du marché (AEMF) a constaté que leur importance n’a pas augmenté excessivement au cours de ces trois dernières années et qu’il n’y a pas d’indices de manipulation du marché. En outre, les analystes soulignent que les fournisseurs d’électricité se trouvent actuellement dans une phase à forte intensité d’émissions, au cours de laquelle le charbon, plus polluant, est préféré au gaz comme source d’énergie primaire. À cela s’ajoutent les conditions météorologiques relativement froides et les contributions modérées des énergies renouvelables comme autres facteurs haussiers pour les échanges sur le marché du CO2. Il est aussi souligné que la quantité de certificats mis sur le marché au cours des trois prochaines années ne suffira pas à satisfaire les besoins fondamentaux. On table sur un approvisionnement insuffisant de 300 millions de certificats l’année prochaine. En outre, l’intention exprimée dans l’accord allemand de coalition en feu tricolore de ne pas faire descendre le prix des certificats de l’UE en dessous de 60 euros fait office de filet de sécurité pour les acteurs spéculatifs.

Les prix du gaz ont également eu une influence positive sur ceux de l’électricité, bien que les variations en pourcentage du prix du gaz naturel sur le marché de référence de l’Europe, le TTF néerlandais, soient restées bien en deçà des taux d’inflation de l’électricité. La météo a joué un rôle important dans l’évolution de la situation. Les températures journalières moyennes dans le nord-ouest de l’Europe étaient en effet en grande partie inférieures aux normales saisonnières. À cela s’ajoute le fait que les vents étaient faibles certains jours, ce qui a également entraîné une hausse de la demande en gaz. Mais des inquiétudes existent aussi concernant les faibles capacités d’utilisation des réservoirs de gaz. En outre, la politique de Gazprom a déstabilisé le marché, car l’entreprise n’a pas fait d’offres pour les enchères de décembre, préférant acheter lors d’enchères quotidiennes la capacité de transit nécessaire. Ce comportement n’est pas surprenant car Gazprom se procurait en novembre déjà plus de capacités sur une base quotidienne. Au final, l’élément déterminant sont les quantités acheminées par les pipelines de la Pologne et de l’Ukraine.

La panique a dominé les marchés pétroliers la semaine dernière de novembre. L’annonce de la nouvelle mutation du coronavirus survenue en Afrique du Sud a entraîné une liquidation massive des futures de l’ICE sur le Brent. Après plusieurs semaines consécutives de baisse des prix du pétrole, le marché s’est quelque peu redressé. La décision de l’OPEP+ de maintenir les augmentations de production prévues, malgré le variant Omikron et la menace d’une offre excédentaire sur le marché, n’a pesé sur les prix du pétrole qu’à court terme. La prochaine réunion officielle est prévue pour le 4 janvier. Là aussi, il pourrait y avoir un ajustement des plans de production. Si l’OPEP+ maintient son plan et continue d’augmenter progressivement la production de pétrole, il existe un risque d’offre excédentaire considérable dès le début de l’année, que l’OPEP+ chiffre elle-même à 3 millions de barils par jour en moyenne. La semaine dernière, le gouvernement américain a en outre clairement exprimé sa volonté de puiser 50 millions de barils dans ses réserves stratégiques de pétrole. Auparavant, le secrétaire d’État adjoint à l’Énergie avait déclaré que si les prix mondiaux de l’énergie venaient à baisser, l’utilisation du pétrole de la réserve stratégique pourrait se faire à un autre moment.

La nervosité et la volatilité des prix du gaz devraient rester élevées. Par rapport aux deux dernières semaines, les cotations sur les marchés gaziers du nord-ouest de l’Europe ont de nouveau fortement augmenté. L’agence fédérale du réseau, mais aussi l’exploitant du gazoduc Nord Stream 2 AG, sont en grande partie à l’origine de cette hausse des prix. Le tronçon du gazoduc Nord Stream 2 de la Baltique, qui circule sur le territoire allemand, requiert, en vertu du droit allemand, une personne morale sise en Allemagne comme société d’exploitation. Cette condition n’était pas remplie, puisque Nord Stream 2 s’était basée sur une forme d’entreprise différente.

Dans le meilleur des cas, cette procédure peut être exécutée en un mois, mais il faudra plutôt compter deux mois si Nord Stream 2 AG en Suisse promeut rapidement la création de la GmbH en Allemagne et le démarrage de l’activité commerciale à partir de Zoug. La suspension de la procédure permet de gagner du temps, faute de quoi la licence d’exploitation aurait dû être refusée. Dans ce cas, il aurait fallu lancer une nouvelle procédure l’année prochaine, pour laquelle l’agence fédérale du réseau disposerait à nouveau d’un délai de quatre mois. Même si le problème ne s’était pas posé en Allemagne grâce à une société d’exploitation, le marché n’aurait pas dû miser sur une autorisation d’exploitation cette année car la Commission européenne doit prendre position sur la décision de l’agence fédérale du réseau. L’opposition des exploitants de gazoducs, qui transportent le gaz russe via par la Pologne et l’Ukraine, est surtout de nature économique. Elle trouve cependant un certain écho, de sorte qu’il fallait s’attendre d’emblée à des mesures visant à exploiter pleinement les délais d’autorisation. Le marché aurait donc dû partir du principe que le gaz ne pourrait circuler via Nord Stream 2 qu’à partir de la mi-mars 2022.

Vendredi après-midi, le pétrole brut a accusé de fortes pertes. Selon les acteurs du marché, cette chute s’explique par l’apparition du nouveau variant du coronavirus en Afrique du Sud. Entre-temps, Omikron a été détecté dans d’autres pays. L’efficacité des vaccins contre ce variant n’étant pas encore avérée, de nouvelles restrictions risquent d’être mises en œuvre, ce qui fait baisser la demande pétrolière, en particulier dans le transport aérien.

Cette semaine, le marché du charbon devrait être tout aussi sensible aux craintes causées par le variant Omikron que les marchés pétroliers et financiers. Les répercussions de ce variant sur l’économie mondiale sont encore incertaines. Si tout risque de contagion accrue est exclu et que les symptômes sont relativement légers, les marchés devraient se détendre un peu.

Les prix de l’électricité sur le marché à terme sont actuellement surtout portés par le gaz et le CO2.

Le Nord Stream 2 est le sujet-clé du marché gazier. Les perspectives d’un meilleur approvisionnement en gaz naturel en décembre ont été quelque peu tempérées par deux événements: la suspension de la certification du gazoduc Nord Stream 2 par l’agence allemande du réseau et les faibles capacités réservées par Gazprom. S’ajoute à cela la crainte de la 4e vague de COVID-19 qui est attendue en Europe. L’Autriche est en confinement et on craint que la France et l’Allemagne ne lui emboitent le pas.

Après avoir enregistré de fortes baisses récemment, les prix intérieurs du charbon en Chine semblent désormais se stabiliser. Cela peut indiquer que l’intérêt de la Chine en matière d’achats va bientôt revenir, ce qui soutiendrait probablement la hausse des prix du charbon marin. En outre, les prix du charbon API2 devraient réagir de manière sensible à l’évolution des prix du gaz en Europe. La perspective d’une baisse des prix du gaz par rapport aux derniers records historiques pourrait saper la demande de charbon si les baisses des prix du gaz sont suffisamment importantes (fuel switch). Toutefois, nous prévoyons actuellement plutôt une stagnation, puisque la Chine et l’Inde disposent encore quelques jours de réserves d’approvisionnement.

Actuellement, tout tourne autour de la discussion internationale visant à coordonner l’utilisation des réserves stratégiques de pétrole, qui entraînerait un relâchement de la demande et donc une baisse des prix du marché. Au cours des 18 derniers mois, la pandémie de COVID-19 a entraîné une récession économique mondiale sans précédent. Le monde se remettant d’un quasi-immobilisme, les pays du monde entier devraient faire face aux défis que poserait une demande des consommateurs de biens supérieure à l’offre. Aux États-Unis, la reprise économique est cependant plus forte et plus rapide que partout ailleurs dans le monde. Selon l’Organisation de coopération et de développement économiques, l’économie américaine est la seule parmi les grandes économies à avoir retrouvé un niveau de produit intérieur brut d’avant la pandémie.

Et qu’en est-il du prix du pétrole? D’après certains négociants, les perspectives sont mauvaises et le pessimisme devrait persister encore un certain temps. Pour l’heure, le prix augmente légèrement. Les réserves de pétrole font actuellement l’objet de vastes débats. Les États-Unis pourraient bientôt puiser dans leurs réserves pour faire baisser le prix du pétrole. On peut également imaginer une action coordonnée, où le Japon, la Chine, l’Inde et peut-être d’autres pays utiliseraient eux aussi leurs réserves. Certains signes laissent déjà aussi entrevoir une possible utilisation des réserves au Japon, en Inde et en Chine. Même si cela n’influencerait les marchés qu’à court terme, ce serait au moins un message fort. On souhaite voir baisser le prix du pétrole et donc pour cela augmenter fortement l’offre sur le marché.

La semaine dernière, le géant russe de l’énergie Gazprom a suivi l’ordre du président Poutine et a commencé, selon ses propres déclarations, à remplir les réservoirs de gaz européens maintenant que les réservoirs domestiques le sont entièrement. Dès mercredi dernier, les flux de gaz vers l’Europe ont augmenté d’environ 10% par rapport à la moyenne du mois d’octobre. Les livraisons de gaz de Mallnow ont par exemple renominé à 300 GWh/jour pour mercredi, ce qui représente une augmentation par rapport aux 215 GWh de la veille et le volume le plus élevé depuis des semaines. Elles restent toutefois inférieures au niveau de 700 GWh/jour observé en septembre. Sur les deux autres conduites principales (Velke et Nord Stream 1), les flux de gaz vers l’Europe ont aussi légèrement augmenté, mais les taux sont restés globalement inférieurs aux livraisons de septembre et aux capacités de transport réservées pour novembre. Ce signe n’a toutefois pas suffi pour dissiper toutes les craintes face à l’hiver qui approche. Le marché est resté très méfiant face aux engagements russes. Les menaces du président béliorusse Loukachenko de fermer le gazoduc de Yamal au transit du gaz russe vers l’Europe occidentale en cas de nouvelles sanctions de l’UE à l’encontre de son pays ont également provoqué de nouvelles inquiétudes et donc une augmentation des primes de risque. Les inquiétudes se sont quelque peu calmées un jour plus tard, lorsque Moscou a réaffirmé vouloir effectuer ses livraisons. L’UE reproche au dirigeant béliorusse d’attirer des réfugiés en provenance de zones de guerre (Irak, Syrie, Gambie, Mali et autres pays africains) à Minsk par l’intermédiaire d’agences de voyages et par avion, et de les envoyer ensuite vers la Pologne, la Lituanie et d’autres pays de l’UE. Les pertes de la première moitié de semaine ont toutefois pu être presque entièrement compensées durant la seconde moitié de semaine. Compte tenu des surcapacités non réservées à travers l’Ukraine lors de la dernière vente aux enchères de capacités ce lundi et de l’environnement de marché actuellement très tendu, les primes de risque pourraient nettement augmenter.

En raison de différents facteurs, le CO2 a atteint un nouveau record de 66,97 EUR/t ce lundi. Le mardi, la vente aux enchères sur le marché primaire de l’UE a culminé à 67,50 EUR/t, soit près de 4 EUR de plus que la dernière vente aux enchères pour l’Allemagne. Le plafond pour le contrat de référence sur le CO2 était jusqu'ici de 65,77 EUR/t. Outre les inquiétudes persistantes concernant l’approvisionnement en gaz russe, les indicateurs techniques, mais aussi la perspective d’une baisse des températures en Europe, jouent un rôle majeur. Celles-ci devraient être inférieures aux normales saisonnières, ce qui devrait alimenter encore davantage la demande en gaz. Avec la nouvelle barre atteinte, le prix du CO2 arrive en territoire inconnu, exempt de toute résistance, ce qui lui permet d’évoluer librement vers le haut. Par ailleurs, la conférence des Nations unies sur le climat à Glasgow, et son engagement de réduire globalement la production d’électricité au charbon, suscite un sentiment positif sur le marché. Pour la première fois dans l’histoire des sommets mondiaux sur le climat, les quelque 200 États sont parvenus à un consensus sur l’abandon du charbon dans le monde entier. L’accord est historique, même s’il a été édulcoré sous la pression d’États fortement dépendants du charbon comme la Chine et l’Inde: au lieu d’une sortie (phase-out), le consensus n’a finalement porté que sur une réduction progressive (phase-down).

Les exportations russes de gaz vers le nord-ouest de l’Europe par les trois gazoducs principaux – Mallnov entre la Pologne et l’Allemagne, Velke entre l’Ukraine et la Slovaquie et Nord Stream via la mer Baltique – ont augmenté mardi matin de près d’un cinquième par rapport à la moyenne des dernières semaines. Cela ne représente toutefois qu’environ un quart de la moyenne des flux enregistrés en novembre au cours des cinq dernières années. Les observateurs s’attendaient à une hausse des exportations russes vers l’Europe après que le président Vladimir Poutine a annoncé le mois dernier une augmentation des exportations à partir du 8 novembre afin d’atténuer les tensions sur le marché européen. Le risque de pics de prix sur le marché européen du gaz subsiste toutefois lorsque les températures hivernales diminuent. Un démarrage anticipé du gazoduc Nord Stream 2 n’y changerait rien. Les prévisions météorologiques laissent désormais présager un début d’hiver froid en Europe. Certains analystes misent même sur un hiver très froid, avec du gaz en quantité insuffisante. L’inquiétude du marché s’explique par les niveaux assez bas des réservoirs de gaz en Europe pour commencer l’hiver. Selon Gas Infrastructure Europe, le niveau de remplissage était de 76,1% dans toute l’Europe la semaine dernière, contre 95% l’année précédente. L’évolution des niveaux de remplissage avait alarmé certains hommes politiques qui avaient demandé une coordination des achats européens de gaz et une réserve stratégique.

Ces dernières semaines, le prix du contrat charbon de janvier sur le marché intérieur chinois a chuté de près de 2000 yuans la tonne à moins de 850 yuans. La Commission nationale chinoise pour le développement et la réforme a réussi à orienter le marché vers le bas. Elle est parvenue non seulement à réduire drastiquement les prix sur le marché intérieur, mais aussi à stabiliser les marchés internationaux. Entre-temps, la Commission a indiqué qu’elle considérait les prix actuels comme beaucoup plus appropriés que les cotations enregistrées quelques semaines auparavant. Il semble donc qu’elle n’ait pas l’intention d’exercer une pression supplémentaire sur les marchés pour obtenir des prix encore plus bas. La Commission de Pékin peut en effet mettre en avant toute une série d’évolutions positives. Ainsi, les réserves de charbon des centrales chinoises sont passées à 19 jours, ce qui atténue la pression de la demande sur le marché du charbon. Pékin a veillé en même temps à ce que la production nationale de charbon puisse décoller. Elle est actuellement de 11,9 millions de tonnes par jour. Grâce à l’augmentation de la production nationale, les besoins en charbon importé diminuent, ce qui explique la forte baisse des taux de fret. Ce mécanisme permet également de réduire le prix du charbon dans le monde entier.

Les marchés pétroliers ont réagi négativement à la demande du président américain Joe Biden qui a appelé l’OPEP+ à davantage augmenter la production de pétrole afin que les citoyens américains puissent consommer de l’essence à moindre coût. Mais peu de temps après, le président américain a également exhorté le monde à consommer moins d’énergie fossile et à réduire les émissions de CO2 afin de limiter le réchauffement climatique à 1,5° Celsius. L’OPEP+ a cependant rapidement indiqué qu’elle maintiendrait son plan d’augmentation de la production de 400 000 barils par jour lors de sa réunion ordinaire du 4 novembre. Toutefois, l’argument de l’OPEP+ était moins le climat que les attentes concernant l’offre et la demande pétrolières. L’Agence internationale de l’énergie prévoit une hausse plus forte de la demande pétrolière mais l’OPEP+ n’en est pas convaincue. Elle mise plutôt sur une baisse saisonnière et a donc alerté sur le fait qu’une augmentation supplémentaire de la production pourrait entraîner une envolée des stocks dans les pays de l’OCDE. Cette mise en garde est justifiée, comme en témoignent les données sur les stocks aux États-Unis.

Comme annoncé dans le dernier rapport de marché, les réservoirs de gaz en Russie sont entièrement remplis. Le président russe Vladimir Poutine a annoncé qu’il fournirait plus de gaz aux réservoirs européens à partir du 8 novembre 2021. Il est toutefois intéressant de noter que Gazprom n’a pas réservé de capacités de transport supplémentaires via l’Ukraine. Gazprom n’a réservé qu’environ 1/3 des capacités disponibles en Europe via la Pologne. En théorie, des capacités pourraient être réservées aux enchères journalières, ce que Gazprom ne fait pas actuellement. La réalité est plutôt différente. Les exportations de gaz de la Russie vers l’Europe ont chuté de 20% la semaine dernière. Ce week-end, le flux s’est même inversé. 11,5 millions de mètres cubes ont été renvoyés en Pologne. Ce manque de clarté provoque d’énormes incertitudes sur le marché. Le contrat de décembre sur le hub TTF se négocie actuellement à 68,45 EUR/MWh. Si le président Poutine ne fournit pas le gaz supplémentaire promis d’ici le 8 novembre 2021, les contrats d’hiver pourraient à nouveau grimper à 80 EUR/MWh.

Par rapport au marché du gaz, le marché de l’électricité paraît presque détendu. La situation encore très tendue il y a quelques semaines semble s’être un peu assouplie, du moins pour l’instant. Il y a encore deux semaines, le spread T1/T2 dans la zone de marché Allemagne était d’environ 135 EUR/MWh. Actuellement, il s’élève à 53 EUR/MWh, ce qui signifie que le marché a retiré massivement la prime de risque du T1. Toutefois, si des nouvelles négatives concernant les livraisons de gaz nous parvenaient de Russie, le T1 pourrait augmenter de 10 à 20 EUR/MWh en l’espace de quelques heures.

Ces dernières semaines, le marché EUA a moins été au centre de l’attention grâce aux prix élevés du gaz. Le contrat de décembre 21 semble se stabiliser à +/- 60 EUR/t. Un mouvement fort est attendu dans les semaines à venir. Pour que le gaz puisse évincer le charbon du "merit order", il faut un prix d’environ 67 EUR/MWh. Mais des pertes pourraient survenir à court terme. Les centrales au charbon ne font pas de bénéfices, ce qui témoigne d’une réduction des besoins en CO2.

En Grande-Bretagne, plusieurs fournisseurs ont déjà quitté le marché et le premier fournisseur est insolvable en France. Selon le patron d’EON, Leonhard Birnbaum, ceux qui ont spéculé sont évincés du marché. Les concurrents qui ont fait faillite n’ont pas couverts leurs volumes et ont espéré pouvoir les acheter sur le marché au comptant à des prix inférieurs à ceux vendus aux clients. Ils ont misé sur la chute des prix et tant que ceux-ci étaient en baisse, le calcul a bien fonctionné. Actuellement, les prix de gros augmentent et la marge fond rapidement. Le problème, c’est que tous les autres clients en paient désormais la facture. Les coûts de ces insolvabilités sont répartis sur le reste du marché, sur les concurrents qui ont fait des calculs sérieux, et en partie sur les clients qui ont des offres durables. Selon Leonhard Birnbaum, la politique pourrait soulager les clients à court terme en réduisant la charge fiscale et les taxes sur l’électricité.

Les prix du pétrole ont débuté la semaine avec optimisme et ne montrent toujours aucun signe de faiblesse. Après plus d’un an de faible demande en carburant, la consommation d’essence et de distillat aux États-Unis se situe à nouveau dans la moyenne sur 5 ans. La crise énergétique persistante en Chine, en Inde et en Europe continue de soutenir le marché pétrolier. Malgré l’augmentation du nombre de cas de coronavirus en Grande-Bretagne et en Europe de l’Est, qui laisse présager un hiver potentiellement difficile, le marché ne montre aucun signe de refroidissement.

On l’a souvent dit: les prix élevés du gaz ont entraîné de fortes hausses du prix du charbon. La reprise des prix du gaz en Europe a amélioré la compétitivité du charbon dans le bouquet énergétique de la région, ce qui a conduit le charbon à décaler l’ordre du mérite comme combustible le plus économique et a entraîné une augmentation de la combustion du charbon en Europe. Les analystes soulignent qu’il n’y a plus guère de marge de manœuvre pour continuer à passer du gaz au charbon dans un avenir proche, car la production de charbon en Europe a atteint un niveau proche de la pleine capacité. En conséquence, de nouvelles augmentations de l’extrémité avant de la courbe TTF ne devraient pas entraîner de progression significative de la consommation de charbon en Europe au cours des prochains mois.

Les prix du gaz dans la zone de marché allemande Trading Hub Europe (THE) devraient stagner la semaine prochaine, avec des températures plutôt douces. Les réservoirs intérieurs russes sont actuellement remplis à 97%, ce qui pourrait entraîner une hausse des exportations vers l’ENO le mois prochain et une majoration des prix.

Les prix toujours élevés des combustibles fossiles que sont le charbon et le gaz alimentent également le prix du pétrole brut. À cela s’ajoute l’offre déjà faible de pétrole brut pour répondre à la demande mondiale croissante. Les experts estiment que les prix du pétrole resteront élevés non seulement cet hiver, mais aussi au-delà. Les analystes de la banque Goldman Sachs s’attendent à ce que le prix du Brent, le pétrole brut de la mer du Nord, avoisine les 90 dollars le baril cette année. L’Energy Information Administration (EIA) américaine a elle aussi nettement relevé ses prévisions de prix pour le quatrième trimestre 2021 et toute l’année 2022 pour les deux types de pétrole brut Brent et WTI. En comparaison mensuelle, l’EIA table aujourd’hui sur environ 10 dollars de plus que dans son rapport de septembre. Cela correspond à un prix moyen de 81,3 dollars (Brent) et 78,3 dollars (WTI). Les raisons invoquées par l’EIA sont la diminution constante des stocks mondiaux de pétrole brut et la décision de l’OPEP+ de maintenir les volumes de production prévus. Du fait des prix élevés de l’énergie, l’Agence de l’énergie prévoit aussi un switch du gaz au pétrole et s’attend à ce que la demande de pétrole atteigne en 2022 son niveau d’avant la crise du COVID-19.

Selon la société exploitante Nord Stream 2 AG, le premier des deux tronçons du gazoduc de la Baltique est prêt à transporter du gaz vers l’Europe. Conformément aux exigences de conception du système, la première conduite a été remplie pendant deux semaines avec environ 177 millions de mètres cubes de gaz technique, ce qui garantit une pression d’environ 103 bars dans le pipeline. Cette pression est suffisante pour démarrer le transport de gaz à une date ultérieure. Pour le deuxième tronçon, les préparatifs techniques sont en cours, a indiqué l’exploitant. On ne sait toujours pas exactement quand le premier gaz en provenance de Russie arrivera en Europe via Nord Stream 2 et contribuera peut-être à améliorer la situation actuelle de l’approvisionnement sur le marché du gaz. Début septembre 2021, la fin des travaux sur le pipeline a été annoncée. La mise en service est toutefois subordonnée à l’approbation de la «Bundesnetzagentur» allemande, qui examine la demande de certification depuis le 8 septembre. Ce gazoduc devrait permettre de doubler les livraisons de gaz russe vers l’Allemagne. Les opposants au projet lui reprochent d’être utilisé par la Russie comme un outil géopolitique pour faire pression sur tous les pays qui, jusqu’à présent, conduisent les exportations russes de gaz naturel vers l’Europe occidentale.

Au cours des dernières semaines, l’évolution des prix sur les marchés à terme du gaz naturel a confirmé un schéma bien connu: quand les prix s’envolent, il s’ensuit tôt ou tard un effondrement. Dès le mois d’août, Gazprom a annoncé qu’elle comptait encore sur 8,3 millions de mètres cubes de gaz en 2021, acheminés par le gazoduc Nord Stream 2 qui est désormais terminé. Mais lorsque la Bundesnetzagentur (l’agence fédérale allemande du réseau) a déclaré disposer de quatre mois après la remise des documents complets, le 8 septembre, pour délivrer une licence d’exploitation, les espoirs d’une augmentation des livraisons en provenance de Russie se sont envolés. Dès la fin août, les craintes de voir le faible niveau des réservoirs ne pas suffire en cas d’hiver rigoureux se sont accentuées et la reprise s’est accélérée en septembre. Mais l’ambiance a changé lorsque le président russe Vladimir Poutine a déclaré qu’il contribuerait à stabiliser les marchés européens du gaz. L’agence fédérale allemande du réseau a également indiqué qu’elle pourrait prochainement délivrer l’autorisation pour Nord Stream 2. En attendant l’autorisation finale, les prévisions météorologiques à moyen terme risquent toutefois d’entraîner une remontée des prix. Selon le modèle météorologique européen, les prévisions de températures en novembre favorisent la hausse des cotations du gaz, car il devrait faire plus froid que les températures de saison ce mois-ci.

La demande de charbon devrait rester solide. Les producteurs d’électricité du nord-ouest de l’Europe mais aussi d’autres pays ont besoin de plus de charbon. En Chine, le charbon ne suffit pas à produire de l’électricité tout en respectant les objectifs environnementaux. Il en a résulté des rationnements au niveau de la production d’électricité. Cependant, le gouvernement chinois a demandé aux producteurs de charbon du pays d’augmenter leur production afin de garantir la sécurité de l’approvisionnement en électricité pendant l’hiver. La Chine devra donc continuer à importer davantage de charbon. Les prévisions pour les cotations des futures de l’ICE sur le charbon de la zone ARA restent haussières dans les semaines à venir.

Les droits d’émission de CO2 n’ont que peu contribué à la hausse des contrats à terme sur le marché de l’électricité. Les raisons de l’effondrement des cotations du CO2 ne sont pas claires. En effet, les facteurs qui ont fait grimper les prix de l’électricité laissent également présager une augmentation des besoins en droits d’émission de CO2. Outre l’effondrement massif de la semaine dernière, de fortes pertes ont également été enregistrées dans l’après-midi du dernier mercredi de septembre. Dans ces deux cas, les marchés des actions étaient également sous pression. Les craintes d’un ralentissement de la reprise économique pourraient donc avoir eu un impact négatif sur les futures EUA.

Il m’est très difficile de présenter des choses nouvelles sur le marché ou d’expliquer ce qui se passe en ce moment. On n’avait encore jamais vu le marché sous cette forme. Voici quelques chiffres impressionnants. T1/22 Peak Allemagne: 405 EUR/MWh, T1 Gaz Zone TTF 110 EUR/MWh, charbon API2 à l’ICE contrat de novembre 286 USD/t. Marché spot Suisse livraison du 07.10.2021 – Base: 280/300 EUR/MWh. Les raisons de cette envolée sont connues. Le moteur principal est et reste le gaz. En Europe, il manque toujours 200 TWh dans les réservoirs. Les importations de GNL sont-elles un soutien? Pas du tout – En septembre, les importations européennes ont été inférieures de 21% à celles d’août. Les pétroliers GNL ont déchargé leurs citernes principalement en Asie. La Chine a augmenté ses importations à +17%, soit 8,8 milliards de mètres cubes. Et ce, pour une raison très simple. En septembre, le prix moyen du JKM (marqueur Japon-Corée) s’élevait à 68,61 EUR/MWh. La zone de marché TTF se montait à 66 EUR/MWh. Si le TTF était inférieur au JKM, il y aurait de nouveau davantage de déchargements de navires-citernes de GNL en Europe.

La grande question est désormais de savoir dans quelle mesure ce mouvement est durable. Comme toujours, il n’est pas facile d’y répondre. En principe, le mouvement provient du gaz et du faible niveau des réservoirs. À la fin du printemps, les réservoirs étaient au plus bas, qu’ils aient été remplis à 70% ou à 100% avant l’hiver (comme les réservoirs d’eau en Suisse). Autrement dit, les cartes seront redistribuées au printemps. La situation est actuellement similaire sur le marché. Le T1/22 Base (Allemagne) se monte actuellement à 260 EUR/MWh, tandis que le T2/22 Base (Allemagne) est proposé à 120 EUR/MWh. Nous voyons donc un écart de 140 EUR/MWh entre le T1 et le T2. En août 2021, cet écart était encore d’à peine 20 EUR/MWh. Ainsi, les mouvements de l’année 2022 proviennent presque exclusivement du T1. Si l’hiver est à un niveau normal, la situation pourrait rapidement se détendre au printemps. Une prière à Aiolos (le dieu des vents grecs) pourrait peut-être aussi s’avérer utile, car le soutien des éoliennes est en dessous de la moyenne.

Les prix des combustibles pour la production de l'électricité ne connaissent actuellement qu’une seule direction, à savoir la montée en flèche.

La situation gazière dans le Nord-Ouest de l’Europe semble encore très tendue avant l’hiver. Les stocks stagnent à un niveau historiquement bas et un remplissage avant la fin de période de stockage paraît plutôt improbable. C’est actuellement le principal facteur qui fait grimper les prix de l’électricité, en particulier l’année 2022. La nouvelle année gazière débute déjà vendredi, avec la saison hivernale. Selon une estimation de Gas Infrastructure Europe, les réservoirs allemands étaient remplis dernièrement à 65,7%, soit 0,5% de plus que la veille, mais 30% de moins qu’il y a un an. Les réservations de capacités de la Russie via la Pologne et l’Ukraine à destination de l’Europe pour le mois d’octobre sont restées en deçà des attentes. Le marché a réagi à cette nouvelle par des augmentations des prix. L’annonce faite par la Norvège d’accroître sa production dès la nouvelle année gazière a toutefois quelque peu tempéré la hausse.

Le charbon se porte bien lui aussi, car la demande ne faiblit pas et les stocks également bas ont conduit à un nouveau record annuel en Asie. Au cours des derniers mois, l’envolée des prix du gaz ont contribué à faire décoller ceux du charbon. Les prix élevés du gaz en Europe ont amélioré la compétitivité du charbon dans le bouquet énergétique, et le charbon a décalé vers le haut dans l’ordre de priorité dans la mise en œuvre des unités de production électriques (merit order) en tant que combustible plus économique (comparé au gaz naturel). Il en a résulté une augmentation de la consommation de charbon en Europe. D’après les analystes, la possibilité d’une transition supplémentaire du gaz au charbon est fortement limitée, car la production de charbon en Europe a atteint un niveau proche de sa pleine capacité. En conséquence, de nouvelles augmentations de l’extrémité avant de la courbe TTF ne devraient pas entraîner de progression significative de la consommation de charbon en Europe au cours des prochains mois.

Pour la première fois en trois ans, les prix du pétrole ont franchi la barre des 80 dollars le baril du fait des nombreux signes indiquant une raréfaction de l’offre mondiale. La demande énergétique augmente tandis que les économies nationales se remettent de la crise du coronavirus. Il pourrait y avoir une pénurie de pétrole, d’autant plus que les stocks américains sont toujours inférieurs à la moyenne. Les marchés sont donc confrontés à une pénurie de combustibles en hiver. La pénurie mondiale de l’offre de gaz et les mesures prises par la Chine pour réduire la pollution environnementale causée par l’industrie lourde ont alimenté les anticipations d’une nouvelle hausse des prix du pétrole, puisque l’industrie utilise le pétrole pour produire de l’énergie. La Grande-Bretagne souffre elle aussi actuellement d’une crise de l’approvisionnement en carburant, due en partie à une pénurie de chauffeurs routiers, si bien que les stations-service ont été dévalisées suite à une vague d’achats de panique.

Le marché européen du gaz a enregistré une forte hausse durant la première moitié de la semaine dernière. L’une des raisons de l’explosion des prix de mercredi dernier a été l’annonce par le gestionnaire de réseau de transport britannique «National Grid» d’un incendie sur l’interconnecteur Sellindge au Kent (Grande-Bretagne). Celle-ci a également fait grimper les prix du gaz, car si moins d’électricité vient de France, il faut produire davantage d’électricité en Grande-Bretagne. Cette annonce a été faite dans un contexte déjà tendu sur le marché du gaz et, selon les participants au marché, c’est pour cela qu’elle a pu déployer pleinement ses effets. Dans des circonstances normales, elle aurait entraîné une légère hausse des prix, mais pas une telle envolée. Entre-temps, le day-ahead sur le marché de référence pour l’Europe continentale, le TTF néerlandais, avait dépassé de près de 9 euros/MWh la clôture de la veille. Les nouvelles prévisions météorologiques avaient aussi renforcé les prix, car les prévisions de température pour les jours à venir avaient encore été corrigées à la baisse par rapport à la veille. Pour les semaines à venir, la production éolienne devait rester à un niveau faible et inférieur à la moyenne. Les craintes déjà présentes d’entamer la saison hivernale avec de faibles niveaux de réservoirs s'étaient encore renforcées ce mercredi, provoquant la panique. Les marchés internationaux du gaz ont également joué un rôle, notamment les niveaux des réservoirs de gaz aux États-Unis, inférieurs à la normale pour la saison, les arrêts de la production de gaz dus à l’ouragan Ida et la demande toujours forte en provenance d’Asie, même si la vague de chaleur y est maintenant terminée. Un mouvement inverse tout aussi fort a cependant été enregistré le lendemain de la forte hausse des prix du mercredi. Le marché a sans doute réagi de façon excessive à l’annonce de l’incendie, d’autant plus que les facteurs de soutien des prix restent présents.

À quelques jours des élections au Bundestag (parlement allemand), on ne sait toujours pas quelle force politique arrivera en tête pour faire son entrée au parlement. Selon les derniers sondages préélectoraux, les sociaux-démocrates, avec 26% des suffrages, ont une large avance sur les démocrates-chrétiens (22%). Pour les Verts (15%), la course à la chancellerie semble terminée. Entre-temps, tous les regards se tournent vers les coalitions possibles après les élections de dimanche prochain. Si l’ambiance reste inchangée, l’actuelle grande coalition (GroKo) est la seule constellation à deux partis qui suffirait, mathématiquement parlant, pour former un gouvernement. Cela ouvre la porte à des spéculations sur d’éventuelles alliances tripartites qui alimentent la campagne électorale. Les démocrates-chrétiens excluent actuellement toute alliance avec l’AfD ou avec le Parti de la gauche. Pour les sociaux-démocrates et les Verts, seule une alliance avec l’AfD est exclue. La liste des alliances tripartites va de la coalition en feu tricolore (SPD, Verts, FDP) à la coalition de l’Allemagne (CDU/CSU, SPD, FDP) en passant par la coalition jamaïcaine (CDU/CSU, Verts, FDP). Longtemps exclue sur le plan mathématique, l’alliance rouge-rouge-vert du SPD, des Verts et du Parti de la gauche, serait aujourd’hui possible. Cependant, comme près de 16% des électeurs sont encore indécis, beaucoup de mouvements et de reports sont encore possibles jusqu’au dimanche des élections.

Les prix du gaz ont fortement contribué à la reprise du marché de l’électricité. Le taux d’utilisation des réservoirs est inférieur aux niveaux saisonniers en Europe, notamment en Allemagne. Aucun tournant ne semble se dessiner et à la fin de la saison estivale, le taux d’utilisation devrait être inférieur à 70% alors qu’il devrait normalement s’élever à 92,5%. Le gazoduc Nord Stream 2 est désormais terminé mais sur le marché du gaz, on ignore encore la date à laquelle le premier gaz russe arrivera à Lubmin via ce gazoduc de la Baltique. Les exportations de gaz en provenance de Norvège connaissent elle aussi des interruptions en raison de travaux d’entretien. L’ouragan Ida a également touché la production américaine de gaz et environ deux tiers des dégâts n’ont pas encore été réparés. Cela a également des répercussions sur l’offre de GNL. En effet, la demande reste élevée en Asie, bien que les températures soient entre-temps de nouveau plus modérées. Les réserves seront toutefois augmentées pour la saison d’hiver à venir. Compte tenu de cette demande mondiale de gaz, les risques pesant sur les prix du gaz dans le Nord-Ouest de l’Europe devraient rester orientés à la hausse.

Le marché spot a également soutenu les prix sur la partie courte de la courbe à terme du marché de l’électricité. D’un point de vue météorologique, l’automne a commencé le 1er septembre, mais il n’y a toujours pas de vents pour le moment. Cette évolution devrait se poursuivre au cours des prochains jours de septembre. En conséquence, la contribution des énergies renouvelables a également été inférieure à la moyenne. Le surplus de courant issu du photovoltaïque n’a pas pu compenser la baisse de l’énergie éolienne. Il faut donc continuer à produire davantage d’électricité à partir de sources d’énergie fossiles, et la part du charbon dans la production d’électricité a aussi augmenté cette année. Mais la Chine et l’Inde ont également eu besoin de plus de charbon pour produire de l’électricité. En Chine, les stocks ont donc aussi diminué, tant au niveau des mines de charbon que des producteurs d’électricité et des ports d’importation. Cela maintient la demande de charbon à un niveau élevé en Asie. À cela s’ajoutent des interruptions de la production de charbon en Chine du fait des inspections diligentées suite à de nouveaux accidents graves survenus dans certaines mines. La détente de l’approvisionnement en charbon thermique ne semble donc pas se profiler à l’heure actuelle. Cela laisse à penser que le pic des prix du charbon de la zone ARA pourrait ne pas encore être atteint.

Les analystes estimaient qu’à la fin du mois de vacances d’août, les cotations des droits d’émission de CO2 pourraient chuter. En effet, les volumes des ventes aux enchères repartent alors à la hausse. Mais septembre est aussi le mois à partir duquel les droits d’émission de CO2 excédentaires de l’année de conformité précédente sont transférés dans la réserve de stabilisation du marché. Le volume des ventes aux enchères augmente ainsi à nouveau, mais il n’atteint que les deux tiers environ de celui de juillet. Ceci est globalement positif pour les perspectives des futures EUA. La forte baisse des prix vendredi dernier pourrait être le résultat d’une demande adressée à l’Autorité européenne des marchés financiers (AEMF). Dans une lettre adressée à l’AEMF, une entreprise allemande d’électricité a demandé l’introduction de limites de positions pour les investisseurs financiers accusés d’abus de marché. Toutefois, la loi ne prévoit pas de plafond pour les futures EUA, ni pour les positions longues ou courtes, ni pour les adresses commerciales ou spéculatives. Certains négociants ont peut-être supposé à tort qu’il y avait un risque de restrictions de positions et que les investisseurs financiers seraient contraints de réduire leurs positions. Il n’est donc pas exclu que le marché rattrape rapidement ses pertes.

Bid 165.05 USD/t, Offer 167.90 USD/t!! Telle est la situation actuelle du marché du charbon pour le contrat d’octobre 2021 à l’ICE – des chiffres qui laissent sans voix. Les facteurs de cette chasse quotidienne du record sont nombreux. Tout d’abord, les stocks d’ARA sont très faibles du fait de la hausse de la demande en Europe. Un autre facteur est la demande en charbon quasi insatiable de la Chine. En août, elle a importé environ 36% de charbon en plus que le mois précédent. La Chine importe environ 1 million de tonnes par jour; au total, cela représentait 28,1 millions de tonnes au mois d’août. Les analystes estiment que 250 millions de tonnes seront importées d’ici à la fin de l’année, ce qui serait un nouveau record. Et il ne faut pas oublier non plus que la Chine continue d’exploiter son propre charbon. Une reprise n’est pas prévue pour le moment. L’hiver approchant à grands pas, les analystes estiment que le prix du charbon pourrait encore grimper à 180-200 USD/t. Si le marché atteignait la barre des 200 USD/t, ce serait son plus haut niveau depuis 2008.

Compte tenu des prix élevés du charbon, on pourrait penser que le «Fuel Switch» du charbon au profit du gaz fonctionne à plein régime. Mais les prix actuels du marché entraînent plutôt un «Fuel Switch» du gaz vers le charbon! Les prix du gaz ont été multipliés par dix depuis l’été dernier (zone de marché du TTF). Du fait des prix élevés du gaz (52,40 EUR/MWh pour le mois d’octobre), la situation concurrentielle des centrales au gaz se détériore rapidement. Une centrale alimentée au gaz (avec un rendement moyen) coûte actuellement 20% de plus qu’une centrale au charbon. Cette situation n’était certainement pas prévue par les acteurs politiques; attendons de voir si le marché règlera seul le «Fuel Switch» ou si des interventions politiques auront lieu. L’excellente disponibilité de l’énergie nucléaire freine un peu le «Fuel Switch» du gaz vers le charbon.

Le marché du CO2 s’est de nouveau raffermi et a atteint lundi un pic à 61,01 EUR/tonne. Nous estimons que les prix du CO2 ont augmenté en raison de la situation tendue sur le marché du gaz et de la baisse de l’offre d’enchères d’EUA. La disponibilité réduite des énergies renouvelables et l’augmentation des prix du gaz, qui accroît la part du charbon dans le bouquet de production d’électricité, constituent une aide supplémentaire. Le fait qu’un niveau record, à savoir le seuil psychologique de 60 euros par tonne, ait été dépassé pourrait ouvrir de nouvelles perspectives haussières.

Le marché du gaz a également progressé après les pertes de la semaine précédente. Des annonces sur Nord Stream 2 qui se référaient à une erreur de données et à des livraisons de jusqu’à 5,6 milliards de mètres cubes attendues, cette année encore, étaient au premier plan. L’erreur a été rapidement détectée et les pertes ont pu être compensées. Cependant, on se demande de plus en plus si l’annonce de Gazprom n’est pas trop optimiste. Pour livrer les 5,6 milliards de mètres cubes de gaz en 2021, il faudrait que le pipeline soit mis en service très prochainement.

Sur les marchés pétroliers internationaux, les prix ont connu une évolution similaire à celle des prix de l’électricité. Après les fortes baisses de la première semaine d’août, les prix ont encore dégringolé pendant la troisième semaine du mois. Les chutes des prix du Brent de 7,4% et 7,7% en comparaison hebdomadaire étaient dues à la crainte que la propagation du variant delta ralentisse sensiblement la reprise de l’économie mondiale et freine ainsi la croissance de la demande pétrolière. L’évolution en Chine a notamment été suivie d’un œil critique, d’autant que les données économiques chinoises ont elles aussi déçu. Mais les prix du pétrole sont repartis à la hausse durant la quatrième semaine d’août. Pour le Brent, le mois suivant a non seulement rattrapé la perte de la semaine précédente, mais a encore augmenté. En comparaison sur deux semaines, le prix du baril a grimpé de 3%, à 72,70 dollars US par baril.

Ces derniers mois, les fortes hausses des prix du gaz ont soutenu les prix du charbon en améliorant sa compétitivité dans le bouquet énergétique européen et en augmentant la demande de charbon. Celle-ci devrait rester élevée, en particulier en Asie. Autre facteur à court terme de l’augmentation des prix: les pluies qui ont provoqué des perturbations dans le Kalimantan, principale région charbonnière d’Indonésie. La situation en Australie est suivie de très près. L’augmentation des cas d’infection par le COVID pourrait avoir un impact sur les exportations de charbon. Actuellement, la chaîne d’approvisionnement du charbon n’est pas affectée, mais il existe un risque croissant qu’une nouvelle propagation du COVID entrave la production de charbon en Australie.

Mercredi dernier, de fausses informations de GASCADE, le gestionnaire de réseau de transport, ont ébranlé les marchés européens du gaz. La société avait publié des données erronées indiquant que le gazoduc russe Nord Stream 2 avait été mis en service. GASCADE a confirmé l’erreur en expliquant qu’aucun gaz ne traverse encore le gazoduc. Le prix sur le marché de référence d’Europe continentale, le TTF néerlandais, avait réagi à la nouvelle avec une baisse d’environ 10%. Le marché est parvenu à limiter les pertes au cours des échanges, une fois l’erreur révélée. Les observateurs du marché s’étonnent de cette réaction virulente, car il était connu que Nord Stream 2 n’est pas encore en service. Les analystes ne s’attendent donc pas à ce que les régulateurs interviennent après l’incident. Tout le monde sait que Nord Stream 2 n’a pas encore toutes les autorisations nécessaires pour démarrer l’exploitation commerciale, et les acteurs du marché auraient aussi dû le savoir. Les analystes sont néanmoins convaincus que l’incident a profité à la Russie. Avec le déficit sur le marché européen du gaz et l’incendie récent d’une usine de transformation à Novy Urengoy, le lancement de Nord Stream 2 a encore gagné en importance.

Seulement un jour plus tard, Gazprom a annoncé qu’elle prévoyait de fournir 5,6 milliards de mètres cubes de gaz par le gazoduc Nord Stream 2 avant la fin de l’année. Cela signifie implicitement qu’elle pense obtenir les certifications et autorisations d’exploitation encore nécessaires bien avant la fin de l’année. Suite au compromis entre les États-Unis et l’Allemagne, le marché devait s’attendre à ce que le second gazoduc de la Baltique achemine aussi du gaz russe. Mais on ne savait pas encore à quel moment le robinet de Nord Stream 2 s’ouvrirait. Avec la déclaration de la semaine dernière, les probabilités ont considérablement changé. Cela a également des répercussions sur l’approvisionnement du nord-ouest de l’Europe pendant la prochaine saison hivernale, qui débutera dans quelques semaines. À la fin septembre, les réservoirs de gaz devraient être remplis à un peu moins de 70%, alors qu’un taux d’utilisation d’environ 92% serait normal pour la saison. Le marché a donc dû anticiper une prime de risque pour le cas où la situation de l’approvisionnement ne serait pas suffisante au cours des premiers mois de 2022. Toutefois, si 5,6 milliards de mètres cubes sont déjà livrés cette année, les probabilités de livraisons de gaz russe pendant la seconde moitié de la saison d’hiver 2021/2022 sont également repoussées. Le risque d’une hausse rapide des prix du gaz au day-ahead est donc nettement moindre en raison d’une offre relativement faible par rapport à la demande de gaz. Cela devrait également se répercuter sur les prix de l’année 2022.

Dès le début de la semaine, le marché de l’électricité s’est montré solide. L’un des moteurs principaux a été le marché des émissions. Le CO2 a nettement augmenté. Les prix du CO2 sont soutenus par la forte demande en combustibles fossiles pour la production d’électricité.

Le marché du gaz pourrait être volatile cette semaine. Le marché est toujours nerveux. Depuis fin juillet, les flux de gaz en provenance de Russie au point névralgique de Mallnov ne cessent de diminuer. Selon l’exploitant Gazprom, l’installation d’extraction d’Urengoy, qui était probablement responsable des quantités insuffisantes de gaz vers l’Europe par suite d’un incendie, est déjà à nouveau entièrement en service. Une augmentation progressive des flux de gaz après la suppression des restrictions dues à l’incendie ainsi qu'une nouvelle stratégie de livraison de Gazprom consistant à continuer à serrer la vis sont envisageables. Certains observateurs du marché estiment que la panne à Urengoy entraînera des restrictions à long terme. En outre, des capacités supplémentaires seront mises aux enchères par l’Ukraine la semaine prochaine, ce qui permettra des fluctuations dans les deux sens. En revanche, un peu plus de GNL pourrait arriver en Europe à moyen terme, car les prix européens du gaz ont relativement plus augmenté que les prix asiatiques.

Dès lundi, les prix du pétrole étaient en baisse. L’une des raisons en est la publication des données économiques chinoises, qui montrent un ralentissement de l’activité économique dans le pays. Selon les données, la croissance de la production industrielle et du chiffre d’affaires du commerce de détail en Chine a fortement ralenti en juillet. Cela s’explique par l’augmentation des cas de contamination par le variant delta, qui ont conduit les autorités chinoises à imposer de nouvelles restrictions locales. Les restrictions de voyage supplémentaires dans le pays font baisser la demande de carburant.

Le prix du charbon grimpe en flèche et la demande n’a plus été aussi élevée depuis longtemps. Les fortes hausses récentes des prix du gaz ont également favorisé la hausse des prix du charbon en améliorant la compétitivité du charbon dans le bouquet énergétique européen et en provoquant une augmentation de la demande de charbon qui devrait se poursuivre jusqu’à début 2022.

Au début du troisième trimestre, les prix du gaz poursuivent leur envolée depuis le deuxième trimestre. Sur le marché de référence de l’Europe continentale (le TTF néerlandais), le contrat de l’année suivante se négocie actuellement au-dessus de la barre des 30 euros, à un niveau déjà atteint il y a 13 ans en 2008. Les facteurs déterminants sont la réduction des flux de gaz ainsi que la diminution des arrivées de GNL en Europe du côté de l’offre en raison de la forte demande en Asie depuis début 2021, ainsi qu’une forte demande de gaz pour la production d’électricité. Cette hausse s’accompagne de l’augmentation fulgurante des prix du CO2, qui pèse davantage sur les centrales au charbon polluantes que sur les centrales au gaz. En outre, le semestre froid a jusqu’à présent généré une demande supplémentaire due aux températures, ce qui a entraîné une augmentation des combustibles fossiles dans la production d’électricité en raison de l’absence d’électricité éolienne. Actuellement, les réservoirs de gaz dans le nord-ouest de l’Europe sont encore très bas et, compte tenu de la situation actuelle de la demande et de l’offre, il est peu probable qu’ils atteignent le niveau requis d’ici la fin de la saison de remplissage fin septembre.

Au début de cette semaine, les cotations du Brent ont poursuivi leur chute de la semaine précédente. Le lundi matin, le prix du Brent était inférieur de bien quatre dollars à celui du lundi de la semaine précédente et même de 7.50 dollars US à celui de fin juillet. Le prix du pétrole se situe ainsi à nouveau directement dans la zone de son plancher intermédiaire, à 68.60 dollars US le baril. Cet objectif a été atteint à la mi-juillet lorsque l’OPEP+ a annoncé une augmentation progressive des quotas de production. À partir d’août 2021, la production de l’alliance entre les pays de l’OPEP et les pays non membres de l’OPEP menés par la Russie augmentera de 400 000 barils par jour et réduira le déficit actuel de l’offre sur le marché mondial. Les réflexions se fondent sur une nouvelle reprise rapide de la demande en raison de la pandémie de coronavirus. L’augmentation des cas de COVID avec le variant Delta et les restrictions, notamment en Asie, remettent cette variante de plus en plus en question. Outre les inquiétudes liées au coronavirus, la forte augmentation des stocks de pétrole brut américains pèse sur le marché pétrolier.

La reprise du charbon de la zone ARA ne faiblit pas. Le mois suivant n’a certes enregistré qu’une légère hausse de 0,2%, mais le contrat du deuxième mois de livraison a fortement décollé de 4,2%. L’année 2022 a également augmenté pour atteindre 96 dollars US la tonne. Il se peut que le pic de la hausse des prix ne soit pas encore atteint. La raison principale de cette évolution des prix est la météo, non seulement dans le nord-ouest de l’Europe, mais aussi en Asie et aux États-Unis. Alors que dans le nord-ouest de l’Europe, c’est surtout la longue phase de faibles vents qui a alimenté les besoins en charbon pour la production d’électricité, ce sont les températures en Asie et dans certaines parties des États-Unis. Du fait des vagues de chaleur en Asie, les fournisseurs ont absorbé l’offre de GNL. Les centrales au charbon doivent elles aussi satisfaire les besoins supplémentaires d’électricité nécessaires au fonctionnement des climatiseurs. En Chine, l’extraction du charbon a souffert des inspections minières effectuées suite à de graves accidents. Aux États-Unis, les prix du gaz ont également augmenté en raison de la chaleur, ce qui rend le passage du gaz au charbon attrayant pour certains producteurs d’électricité. Concernant le charbon, ces facteurs sont synonymes de perspectives de prix élevés. Seul un profond changement de météo en Europe et en Asie pourrait y remédier.

Les principaux facteurs à l’origine de la hausse des prix du gaz ne montrent pas non plus de signes de détente susceptibles d’entraîner un renversement de tendance. Malgré la fin des travaux d’entretien sur le gazoduc Nord Stream en mer Baltique, les stocks en Allemagne sont restés faibles. L’utilisation des capacités des réservoirs de gaz est actuellement d’environ 50%. Si l’accumulation se poursuit à ce rythme lent durant les semaines restantes jusqu’à la fin de la saison estivale, le taux d’utilisation des capacités devrait avoisiner les 70% à la fin septembre, alors qu’un taux d’utilisation d’environ 92% serait normal pour la saison. Cela pourrait ne pas être suffisant lors d’un hiver rigoureux. La faible contribution des énergies renouvelables entretient également la demande de gaz élevée. Aucun changement ne se profile non plus pour les livraisons de GNL. Au contraire, en Asie, la demande de GNL fait grimper les prix, ce qui se répercute également sur le mois suivant sur le marché de référence européen. Il est donc fort possible que les prix du gaz n’aient pas encore atteint leur niveau le plus élevé. Et cela soutiendrait aussi fortement les prix de l’électricité.

Avec la présentation des propositions de la Commission européenne pour le programme de réduction des émissions de CO2 «Fit for 55», toute fantaisie spéculative a disparu au niveau des futures EUA. En août, le volume des émissions des enchères sera divisé par deux, ce qui devrait soutenir l’évolution des prix. Les cotations des futures EUA sont donc généralement à la hausse durant ce mois de vacances. En septembre auront lieu les premiers transferts des droits d’émission de CO2 excédentaires de la période de compliance précédente, ce qui réduira également l’offre.

Les semaines agitées sur le marché du CO₂ se poursuivent. Lundi, le prix a augmenté d’environ 3 EUR/t. C’était tout de même un peu surprenant, car on aurait pu supposer que la correction à la baisse viendrait en raison de l’ambiance négative qui régnait sur les marchés financiers. Le nombre de cas de Covid en hausse du variant delta crée une mauvaise ambiance et les fonds d’investissement en particulier réduisent leurs positions longues sur le marché des émissions, ce qui incite les investisseurs à opter davantage pour des placements en dollars.

Le marché du charbon risque de s’essouffler tôt ou tard. L’année suivante a atteint son plus haut niveau annuel de 94.75 dollars, mais la barre des 95 dollars semble être très difficile à franchir. Fin juillet, la fin du plein été approche à grands pas. Sur le marché européen, la contribution des énergies renouvelables à la production d’électricité doit rester inférieure à la moyenne. Il n’y a actuellement plus de vague de chaleur et donc pas de besoins supplémentaires en électricité pour les climatiseurs.

En revanche, une bonne ambiance règne sur le marché du gaz. Le thème du Nord Stream 2 a fait la une de la semaine dernière. Après une longue controverse entre l’Allemagne et les États-Unis au sujet du pipeline, un accord a maintenant été trouvé. Plus rien ne s’oppose donc à l’achèvement du pipeline. Les niveaux toujours bas des réservoirs dans la perspective des contrats d’hiver donnent également lieu à des signes haussiers.

Les prix sur le marché pétrolier ont commencé cette semaine par une baisse, car on craint une baisse de la demande due à la propagation du Covid-19. Le nombre de cas continue à augmenter dans de nombreux pays. Malgré l’augmentation de l’incidence dans certains pays, d’autres, comme la Grande-Bretagne et la France, enregistrent également des baisses. Si cette tendance devait se poursuivre, les prix du pétrole pourraient être soutenus vers la fin de la semaine.

Semaines agitées sur le marché du CO₂. Alors que le Dec21 se négociait encore à 58 EUR/t début juillet, les cotations se situent actuellement aux alentours de 50.50 EUR/t. Une perte de 7.5 EUR/t en 14 jours. Les analystes estiment que le marché était en surchauffe et qu’il en est résulté des pertes importantes. Des prises de bénéfices et des ventes stop ont encore accéléré le mouvement à la baisse. Dans un premier temps, les résiliations actuelles de «reflation trades» continueront d’exercer une pression à la baisse. Il reste à voir dans quelle mesure le mouvement est durable, car le mois d’août a tendance à être un mois haussier pour le CO₂. En règle générale, les volumes des enchères fortement réduits entraînent des prix un peu plus fermes. Les négociants en CO₂ sont un peu plus détendus quant à la discussion «Fit for 55». Ces dernières semaines, c’était plutôt un signal fortement haussier. Une annonce selon laquelle «Fit for 55» se concentre sur l’assainissement des bâtiments et l’efficience énergétique a réduit la pression sur le marché du CO₂.

En revanche, les pertes sur le marché de l’électricité sont modérées, notamment pour l’année suivante. Les prix très élevés du charbon et du gaz soutiennent le prix de l’électricité. La situation des réserves de gaz en Europe reste très tendue et les niveaux de remplissage sont encore inférieurs à la normale. Pour que la situation des réserves de gaz puisse se détendre, il faut une alimentation constante en ER. Les prévisions actuelles ne sont guère encourageantes à cet égard. Les contrats annuels au Hub TTF corroborent cette thèse. Le Cal22 est coté à 24.90 EUR/MWh, le Cal23 à 19.25 EUR/MWh et le Cal24 à 17.17 EUR/MWh. Le dernier T4/21 se négocie à 34.75 EUR/MWh. Les décotes très élevées vers la fin de la courbe (T4/21 contre Cal24) montrent à quel point la situation du secteur du gaz est tendue.

Dès le début de la semaine, le prix de l’électricité s’est envolé. La hausse des prix de lundi à mardi s’explique par la baisse des énergies renouvelables prévue pour hier. Les météorologues tablent sur une progression des énergies renouvelables en fin de semaine.

En revanche, les prix du pétrole ont commencé la semaine dans le moins, du fait des incertitudes quant à la politique de production de l’OPEP et de la propagation de nouvelles mutations du coronavirus. Samedi, les responsables des finances des grandes économies du G20 ont prévenu que la propagation des variants du coronavirus et l’accès inégal aux vaccins risquaient de mettre en péril la reprise économique mondiale. La communauté de l’OPEP+ n’a pas réussi à se mettre d’accord sur les quotas et a interrompu les pourparlers de lundi dernier sans parvenir à un résultat. La date de la reprise des négociations n’est pas encore connue.

Le marché du charbon reste intéressant. Les fortes hausses récentes des prix du gaz ont soutenu la remontée des prix du charbon en améliorant sa compétitivité dans le bouquet européen des combustibles. Suite à cela, la demande en charbon a bondi.

Le marché asiatique reste haussier. L’indice Newcastle a une nouvelle fois dépassé son record de 13 ans la semaine dernière, et il est sur le point d’atteindre son record historique. La demande est élevée, alors que la production n’est pas en mesure de suivre. Les producteurs sont peu incités à produire, compte tenu du niveau de prix actuellement élevé. Il est très difficile de trouver des capitaux pour de nouveaux projets car les bailleurs de fonds occidentaux sont très réticents à investir dans la production de charbon. De plus, la production en Indonésie est actuellement limitée par des intempéries.

Cette semaine, la Commission européenne présentera une proposition sur la manière d’atteindre l’objectif européen à l’horizon 2030. Avant la publication, il est possible que le paquet « Fit for 55 » soutienne un peu le marché du carbone, cependant un mouvement latéral volatile paraît plus probable.

Les marchés haussiers continuent à donner la cadence. Il n’y a actuellement aucun signe de reprise en vue. Même l’extrémité courte n’apporte pas de soutien aux marchés baissiers. Du vent en perspective ? Pas vraiment pour l'instant. Le dernier run montre qu'il y aura un peu de vent le 13.07 (environ 20 GW), donc pas de soutien des énergies renouvelables. Les températures ? Légèrement en dessous de la norme – là non plus, pas de soutien. Le seul signe d’une baisse des prix vient de la consommation. En raison du début des vacances en Suisse et dans 6 Länder allemands, la consommation semble légèrement reculer. L’effet de la consommation est toutefois marginal en été.

Revenons aux marchés haussiers. Le marché du CO2 semble rester fort, même s’il a perdu hier 4.50 EUR/t. L’un ou l’autre hedge fund utilise son Take Profit et engrange des bénéfices. La volatilité sur le marché du CO2 continuera à générer de grands bonds.

Le marché actuellement le plus passionnant est celui du gaz, car c’est lui qui présente actuellement la plus forte corrélation avec les prix de l’électricité. Les réservoirs de gaz en Europe restent historiquement bas. 218 TWh (actuellement) contre 360 TWh (norme) parlent d'eux-mêmes. La disponibilité du GNL est très faible. Historiquement, moins de bateaux arrivent en Europe durant l’été. Les rares navires GNL sont principalement déchargés en Asie.Gazprom aggrave considérablement la mauvaise disponibilité du gaz. Si Gazprom a fourni 550 GWh/j en juin 2019, ses livraisons n'ont représenté que 170 GWh/j en juin 2021. Actuellement, Gazprom semble avoir peu d’intérêt à réserver davantage de capacités et à fournir ainsi plus de gaz. Gazprom souhaite probablement accélérer ainsi la construction du gazoduc Nord Stream 2. Les analystes estiment que les gazomètres resteront sous la norme jusqu’au début de l’hiver. Actuellement, environ 320 TWh devraient être stockés, ce qui semble très ambitieux si Gazprom continue à fermer les robinets.

Les nouvelles de ces dernières semaines sont plutôt bonnes: l’incidence sur sept jours diminue, le nombre de décès aussi. Parallèlement, le taux de vaccination augmente et environ la moitié de la population suisse sera entièrement vaccinée d’ici fin juin. Est-ce enfin le grand retour des vacances et des voyages? Si seulement il n’y avait pas le variant Delta. Ce variant particulièrement contagieux du coronavirus apparu pour la première fois en Inde se propage dans de plus en plus de pays d’Europe et complique de nouveau les vacances d’été. Un coup d’œil sur la Grande-Bretagne et surtout sur le Portugal laisse entrevoir le pire. Dans ce pays, le variant delta représente aujourd’hui déjà 50% des nouvelles infections. Alors qu’il avait été particulièrement touché par le coronavirus, le Portugal affichait depuis le printemps 2021 l’un des taux d’infection les plus bas d’Europe, attirant ainsi de nombreux vacanciers. Mais c’est maintenant le choc pour l’hôtellerie et la restauration: l’Institut Robert Koch (RKI) a classé le pays comme zone du variant à partir du mardi 29 juin. Les hôtels se vident, de nombreux vacanciers font leurs valises et quittent le pays prématurément par crainte de restrictions de voyage liées à la nouvelle classification (par exemple, l’obligation de quarantaine de 14 jours pour les Allemands de retour chez eux, qui ne peut pas être levée par un test négatif, même pour les personnes entièrement vaccinées). De plus, il y a quelques semaines, la Grande-Bretagne avait déjà placé le pays du sud de l’UE sur la «liste noire», suscitant ainsi la consternation. On craint désormais que d’autres pays comme la Suisse et l’Autriche ne suivent l’exemple allemand. D’après les données de l’ECDC, l’autorité sanitaire de l’UE, le Portugal affiche maintenant le taux le plus élevé des 30 pays enregistrés, avec une incidence sur 14 jours de plus de 124 infections pour 100 000 habitants. À titre de comparaison: l’Allemagne est actuellement à 25, l’Italie à 34, la France à 66, et même l’Espagne n’arrive qu’en deuxième position (121). Pour l’opposition et de nombreux médias du pays, les responsables de la situation catastrophique au Portugal ne font aucun doute: le gouvernement de gauche du Premier ministre Antonio Costa a décidé fin mai de déplacer de Londres à Porto la finale de la Ligue des Champions entre Manchester City et le FC Chelsea – soit d’autoriser environ 16 500 fans de football britanniques à venir dans le pays. Ceux-ci ont non seulement négligé la discipline des masques mais ils se sont aussi enivrés, parfois sans la moindre retenue, alors que les Portugais devaient encore respecter de très nombreuses restrictions. Avec le match de football historique de cette semaine (huitième de finale de l’UEFA EURO 2020) qui oppose l’Allemagne et l’Angleterre ainsi que la demi-finale et la finale au stade de Wembley, où environ 65 000 fans de football, des milliers de fonctionnaires de l’UEFA et de VIP sont attendus, la patrie du football pourrait bien devenir celle du variant Delta.

Les facteurs fondamentaux qui contribuent à la solidité du marché du charbon n’ont pas changé depuis la semaine dernière. En dernier lieu, le charbon s’inscrit dans la tendance haussière des sources d’énergie due à la reprise de l’économie mondiale et, espérons-le, à la fin durable de la pandémie. Si l’on considère le marché du charbon en particulier, au moins trois facteurs sont à l’origine du niveau élevé des prix. Il y a tout d’abord la contribution exceptionnellement faible de l’énergie éolienne dans la production d’électricité en Europe. Le vent faible s’est installé depuis le début de l’année 2021 et devrait, selon les pronostics des météorologues, se poursuivre aussi au cours des semaines à venir. En outre, le charbon profite de l’augmentation des prix du gaz naturel. Les cotations du gaz naturel sont dues aux prix élevés du GNL en Asie, aux importants travaux de maintenance en Norvège, aux installations sur le plateau continental britannique, aux bas niveaux de stockage et, là encore, à la forte demande en raison de la faible contribution de l’énergie éolienne. Du fait du rebond du gaz, le charbon est plus compétitif que le gaz naturel pour la production d’électricité. Sur le marché allemand, les Clean Dark Spreads sont donc généralement supérieurs aux Clean Spark Spreads. Un troisième facteur est le niveau élevé des prix sur le marché du charbon en Chine, le plus grand importateur mondial de charbon. Les prix élevés y sont dus à des accidents dans les mines de charbon et à des inspections de mines chinoises. À cela s’ajoute la spéculation d’acteurs du marché qui misent sur des prix encore plus élevés et qui retiennent du matériel. Le gouvernement chinois tente d’y remédier en réglementant davantage le commerce des contrats à terme sur le charbon et en augmentant les importations. Les facteurs fondamentaux mentionnés ne devraient guère changer à court terme. Une diminution n’est prévisible que pour les limitations de capacité dues à la maintenance. Les prix élevés du charbon devraient donc perdurer un peu plus longtemps.

Les prix du pétrole ont été soutenus par des facteurs qui ont déjà contribué à franchir la barre des 70 dollars US le baril. La demande se rétablit avec l’amélioration des perspectives conjoncturelles, même si le marché est redevenu un peu plus prudent avec l’augmentation du nombre de nouvelles infections au variant delta du coronavirus. Le trafic augmente cependant aux États-Unis et en Europe, ce qui implique une hausse de la demande de pétrole. L’OPEP+ respecte la discipline des quotas, de sorte que l’offre supplémentaire ne suffit pas pour répondre à la demande croissante. Les cotations du pétrole brut devraient être encore soutenues ces prochaines semaines.

L’électricité provient à nouveau principalement du charbon. Qui aurait cru que la production d’électricité à partir du charbon en Allemagne dépasserait de nouveau l’éolien au premier trimestre 2021? Le vide laissé par le faible vent de ce printemps a été comblé par une hausse de l’électricité produite dans les centrales au charbon et au gaz naturel. La dynamique haussière du mois suivant a été forte ces dernières semaines et ne montre aucun signe de ralentissement à court terme. Les marchés charbonniers du Pacifique devraient également connaître de nouvelles hausses, compte tenu de la vigueur actuelle des prix des matières premières.

Le pic de 32 semaines sur le marché spot du gaz a impacté le marché à terme gazier et a probablement été le principal facteur des bénéfices substantiels. Les prévisions d’un été chaud en Asie, en particulier en Chine, ont également fait grimper la demande de GNL.

Les prix du pétrole ont bien commencé la semaine en raison d’une forte demande. La saison de conduite estivale aux États-Unis fait grimper la demande et l’économie se redresse grâce aux campagnes de vaccination. Selon les médias, le trafic automobile en Amérique du Nord et ailleurs en Europe a retrouvé son niveau d’avant la pandémie. On peut donc s’attendre à ce que la demande de transport aérien augmente également avec l’assouplissement progressif des mesures. Toutefois, la situation est moins favorable en Asie où la vague d’infections pourrait menacer la demande au second semestre.

Les nouvelles de la levée des sanctions américaines à l’encontre de personnes et sociétés impliquées dans le négoce pétrolier iranien ont conduit le prix du pétrole à un bref «flash crash» inférieur à 71 dollars le baril jeudi en fin de journée, mais il a ensuite rebondi presque aussi rapidement. Reste à voir comment se dérouleront les négociations nucléaires avec l’Iran.

Après avoir subi une correction ces dernières semaines, l’EUA de décembre 21 a redécollé la semaine dernière. Une production d’électricité issue d’énergies renouvelables inférieure à la moyenne, combinée à un engorgement persistant sur le marché du gaz, continuera à soutenir le prix du CO2. Les signaux émis par le marché pétrolier laissent également entrevoir un certain optimisme selon lequel l’utilisation accrue de vaccins a entraîné une augmentation de la mobilité et de la demande en carburant. En revanche, l’attribution toujours gratuite en 2021 aux acteurs de la branche est un sujet important qui pourrait tempérer la tendance haussière.

S’agissant du gazoduc Nord Stream 2, l’Ukraine est disposée à faire des compromis. À l’heure actuelle, elle n’est toutefois pas impliquée dans les négociations germano-américaines. Pour l’Ukraine, le Nord Stream 2 constitue avant tout une menace pour la sécurité. Ils veulent utiliser le gazoduc comme un levier pour inciter la Russie à jouer un rôle plus constructif dans le processus de paix dans l’Est de l’Ukraine. Le gouvernement fédéral négocie avec les États-Unis un compromis pour finaliser Nord Stream 2. Ces derniers avaient récemment renoncé à leurs menaces de sanctions à l’encontre de l’Allemagne. La question est maintenant de savoir quelles concessions l’Allemagne fera en échange. Concrètement, il pourrait s’agir d’une compensation de l’Ukraine.

Nouveaux prix record sur le marché du charbon. Le mois de juillet 2021 (un contrat estival!) a été négocié aujourd’hui à 103,35 USD/t, son prix le plus élevé depuis octobre 2018. Le trimestre suivant (T3/21) a lui aussi grimpé de 12% en comparaison sur deux semaines et atteint actuellement 100 USD/t. Comme bien souvent, l’Asie est à l’origine de ce mouvement haussier. Les prévisions météorologiques pour ce continent laissent entrevoir un été très chaud et donc une hausse de la demande en électricité pour les dispositifs de refroidissement. Cette thèse est étayée par la baisse des prix à l’ICE pour les contrats des futures de Richards Bay en Afrique du Sud. Pour des raisons de saisonnalité, la demande américaine s’envole pendant les mois d’été, en particulier sur la côte Ouest. Les prix du charbon rebondissent du fait du niveau très élevé des prix du gaz aux États-Unis. Une reprise des prix du charbon semble plutôt improbable dans un premier temps. Par rapport à l’année passée, la Chine a importé en mai 4,6% de moins de charbon des centrales à cause des restrictions à l’importation du charbon australien toujours en vigueur. Si elle assouplissait cette politique restrictive, le prix du charbon australien décollerait aussi fortement et la spirale des prix resterait haussière.

Les prix du charbon font face à ceux de l’électricité et aux recettes des exploitants de centrale. Si l’on considère les SRMC (Short Run Marginal Costs), l’exploitation de centrales au charbon n’a aucun sens. Le Clean Dark Spread (CDS) de juillet est de -15,50 EUR/MWh pour une centrale au charbon ayant un rendement de 36%. Même les contrats hivernaux T4/21 et T1/22 dégringolent fortement avec respectivement -8,80 EUR/MWh et -6,23 EUR/MWh. Les exploitants de centrale se sont bien sûr couverts à long terme avec du charbon et des certificats de CO2 à des prix plus bas, mais cela n’est pas rentable à long terme. Il faudrait que le prix de l’électricité augmente ou que celui du charbon baisse pour que les centrales au charbon redeviennent rentables. Les grandes gagnantes sont actuellement les centrales au gaz; avec une progression de 11 EUR/MWh à 29 EUR/MWh, les Clean Spark Spreads (CSS) enregistrent de bons résultats.

En raison d’un jour férié au Royaume-Uni et du Memorial Day aux États-Unis, de nombreuses salles des marchés étaient vides en début de semaine. La Wall Street était fermée. Les échanges sur le Nymex, la Bourse des matières premières voisine, se sont faits uniquement en ligne et de manière très limitée. Sans la cadence donnée par l’étranger, notamment l'Amérique et l'Asie, on n’attend pas non plus de fluctuations de cours importantes en Europe. La situation sur le marché pétrolier se caractérise surtout par une offre relativement faible et par les perspectives d’une demande en hausse à court terme du fait de la levée des restrictions liées au coronavirus dans les pays industrialisés occidentaux. La saison imminente des voyages d’été pourrait notamment donner un nouvel élan à la demande pétrolière. Étant donné que la production d’huile de schiste organisée par le secteur privé en Amérique du Nord peine à décoller, le marché porte son attention sur une nouvelle rencontre de l’OPEP+ cette semaine. Le cartel discutera ce mardi des quotas de production pour juin et juillet car les perspectives de la demande sont meilleures pour l’été aux États-Unis et en Europe. Le conseil ministériel de l’OPEP+ se réunira et pourrait libérer des capacités de réserve.

Pour le marché du charbon, l’évolution des prix n’est pas claire pour le moment. Les indicateurs techniques donnent des images différentes, en partie contradictoires. Tandis que le stochastique penche de nouveau vers la vente, le MACD préconise encore des positions longues. Les graphiques ne permettent pas non plus d’interprétation nette. Ils sembleraient indiquer une stabilisation. La semaine dernière, le contrat de l’année suivante a affiché un plus de 0,85, le portant à 80,85 dollars US la tonne. Cependant, une estimation fondamentale du marché du charbon reste également difficile. Moins de charbon est produit actuellement en Chine du fait des contrôles miniers en cours. Parallèlement, les besoins en charbon augmentent avant la saison estivale. Les importations de charbon à destination de la Chine décollent du fait des prévisions d’été chaud en Asie, durant lequel il faudra beaucoup d’électricité pour les climatisations. Les Clean Dark Spreads (CDS) en Europe sont désormais inférieurs aux Clean Spark Spreads (CSS), non seulement pour le contrat annuel mais aussi pour le trimestre suivant, ce qui a plutôt un effet négatif sur le charbon. Les perspectives du marché du charbon sont également difficilement évaluables en fonction du marché du CO2. Le sommet européen infructueux du lundi de Pentecôte a freiné une première fois les cotations des EUA. En amont du sommet, on ne savait toutefois pas comment les prix du CO2 évolueraient après la publication de la proposition de la Commission. Ils pouvaient fluctuer dans les deux sens, en fonction du positionnement des acteurs politiques à Bruxelles. Les prix élevés du CO2 tirent aussi vers le haut les prix de l’électricité, ouvrant ainsi de nouvelles marges de manœuvre pour la production au charbon. Malgré tout, le charbon polluant souffre plus que le gaz des prix du CO2 et cet effet pourrait finalement prédominer.

Les analystes tablent sur des cotations de 65 à 70 euros la tonne pour le contrat de décembre 21 dans les échanges d’émissions européens d’ici la fin de l’année. Les experts soulignent que le niveau actuel des prix est le fruit d’une volonté politique: des représentants de la Commission européenne se seraient d’ailleurs montrés très satisfaits des prix actuels. Déjà au niveau actuel des cours, beaucoup de clients de la conformité se sont intéressés à des investissements dans la réduction du CO2. Une progression rapide à 100 euros pourrait toutefois être trop élevée pour certaines de ces entreprises et les conduire à la faillite. Trop de volatilité pourrait nuire aux clients de la conformité car ils n’auraient pas de base de calcul fiable pour leurs investissements.

Le marché britannique du CO2 a affiché mercredi dernier un prix converti de 53,39 euros la tonne. La première enchère de 6,052 millions de tonnes avait débouché sur un prix de 51,06 euros. Comme beaucoup d’analystes le prévoyaient, le marché est dès son premier jour de négoce plus solide que son équivalent européen qui a fortement chuté pendant le jour sous revue. Le système européen d’échange de quotas d’émissions devrait malgré tout se révéler plus attractif que le marché britannique compte tenu de ses liquidités beaucoup plus importantes. Le marché britannique est très limité, surtout pour les deux premières années. Au début, seuls 6,1 millions de certificats seront mis aux enchères toutes les deux semaines, ce qui pourrait entraîner une augmentation rapide des prix sur ce marché. Cependant, les experts misent sur une convergence à moyen terme des systèmes d’échange britanniques et européens et sur un lien direct entre ces deux marchés. Si les prix du système britannique grimpaient trop par rapport au système européen, il y aurait davantage d’importations d’électricité de l’UE vers la Grande-Bretagne, car les producteurs d’électricité britanniques auraient un handicap concurrentiel par rapport à leurs collègues du Continent. En Grande-Bretagne, on produirait alors moins d’électricité, la demande en certificats de CO2 tomberait et les prix dégringoleraient. La production d’électricité augmenterait sur le Continent, ce qui ferait s’accroître les besoins en certificats. De plus, le nouveau marché britannique a été conçu de sorte à ce que des certificats supplémentaires puissent être émis si les prix augmentaient trop, avec un autre mécanisme de compensation. Dans sa forme actuelle, l’offre de certification britannique n’est pas suffisante pour satisfaire la demande des clients de conformité britanniques. Les adresses britanniques détiennent actuellement encore entre 30 et 40 millions de certificats dans le SEQE pour des raisons de couverture. Elles vendraient leurs EUA si le prix du CO2 par tonne était supérieur à celui de la Grande-Bretagne, ce qui ne devrait pas arriver souvent compte tenu de la conception du marché britannique. Les participants au marché s’attendent à ce que ces réserves ne s’éliminent que progressivement; leur vente n’aura donc guère d’effet sur le SEQE.

Selon les négociants, les baisses du marché gazier sont dues surtout au recul du marché du CO2. Ces pertes ont notamment été induites par la hausse de la production de GNL après la fin des travaux de maintenance prévus sur les terminaux de Dunkerque et de Fos (tous deux en France). Le gaz en provenance de Norvège vers le Continent montait à 196 millions de mètres cube la semaine dernière, soit 10 millions de plus que les jours précédents. Des rapports selon lesquels les États-Unis seraient moins opposés au gazoduc Nord Stream 2 pourraient constituer à moyen terme un autre facteur de baisse du marché gazier. La mise en service de ce gazoduc en début d’année prochaine semble donc se rapprocher. La perspective d’une augmentation du gaz en hiver pourrait parallèlement atténuer la pression exercée sur les gestionnaires de réservoirs de se couvrir pendant l’été. Le niveau de remplissage des réservoirs est actuellement de 26%. Des quantités record ont été prélevées dans les réservoirs du fait des fermetures de centrales et de l’hiver froid.

Qui pousse sans cesse le prix du CO2 vers de nouveaux records?

Jusqu’à présent, c’est la reprise de l’année sur les marchés énergétiques. Et la fin n’est pas en vue: 32 EUR/t en début d’année, plus de 45 EUR/t courant avril et jusqu’à 57,23 EUR/t vendredi dernier. Depuis longtemps, les acteurs énergétiques ne sont plus les seuls à jouer un rôle sur le marché: ils y sont rejoints de plus en plus par les acteurs financiers. Selon des données de la Bourse américaine des matières premières ICE Futures, plus de 270 fonds d’investissement détiennent actuellement environ 67 millions d’EUA. Ce serait deux fois plus qu’en mai 2019. Mais est-ce vraiment les spéculateurs qui font grimper les cours? Peter Reitz (chef de l’EEX) est d’un tout autre avis. Il lui semble peu probable que le marché se détache des fondamentaux. Et d’autres analystes de matières premières partagent son avis. Deux raisons fondamentales sont souvent avancées pour la progression durable des prix du CO2: l’augmentation des prix du gaz depuis l’été 2020 et des dispositions politiques, la réduction des droits d’émission de CO2 notamment depuis 2019, amplifiée par des objectifs climatiques européens plus ambitieux. D’après les négociants, le marché attend encore l’attribution des certificats gratuits pour 2021, ce qui explique pourquoi personne ne vend actuellement de quantité raisonnable.

Les prix du gaz se sont envolés la semaine dernière, ce qui représente une progression de plus de 30% depuis avril. Il y a surtout deux raisons pour cette hausse des prix. Le mois d’avril a été beaucoup plus froid que les années précédentes. Le mois de mai a lui aussi débuté avec des températures plus froides que la normale. À cela s’ajoute le fait que les réservoirs de gaz européens sont moins remplis que les années précédentes.

L’augmentation du prix du gaz a permis aux centrales à charbon de renouer avec les gains. Les données de l’institut Fraunhofer montrent qu’entre janvier et avril, les Allemands ont produit environ 27% de plus qu’en 2020. Cela devrait réjouir les groupes de charbon même s’ils ont actuellement d’autres soucis. Selon la loi sur la sortie du charbon, RWE a droit à 2,6 milliards d’euros d’indemnités et le groupe LEAG à 1,75 milliards. Ces chiffres se basent sur la formule de calcul du ministère fédéral de l’Économie (BMWi). Mais d’après une analyse du groupe de réflexion sur le climat Ember, qui a examiné de près avec Greenpeace la formule du calcul, les fournisseurs RWE et LEAG auraient tout au plus 343 millions d’euros au lieu des 4,35 milliards convenus. Selon Karsten Schmid, expert énergétique de Greenpeace, le ministre de l’Économie Altmaier aurait volontairement rendu confidentiel le calcul des indemnités. Les prix de l’électricité et du CO2 auraient été choisis arbitrairement. Lors du calcul des indemnités en janvier 2020, le ministère fédéral de l’Économie se serait basé sur un prix du CO2 d’environ 17 EUR/t, bien qu’il s’élevait déjà à 22 EUR/t à la fin 2018. Et il a désormais dépassé la barre des 50 EUR/t. Avec des hypothèses plus réalistes, RWE bénéficierait tout au plus de 154 millions d’euros et LEAG empocherait 189 millions. Le ministère de l’Économie a déclaré que les indemnités convenues sont le fruit d’âpres négociations. Une formule de calcul ne peut selon lui tenir compte de tous les aspects, par exemple du manque à gagner subi, et de postes de coûts pertinents comme les coûts supplémentaires de réhabilitation des mines ou les coûts sociaux. De plus, les gestionnaires auraient été d’accord pour ne pas engager de poursuites. Greenpeace a l’intention de transmettre les documents à la Commission européenne qui examine actuellement les indemnités prévues au regard de la réglementation sur les aides. Il reste à voir ce que donnera cet examen.

Cette semaine débute le négoce des futures des certificats d’émission britanniques (UKA) et la première enchère pour les certificats britanniques a lieu aujourd’hui. Selon les négociants, il se pourrait que beaucoup de participants au marché ne soient pas encore prêts pour la première enchère car le temps a manqué pour les préparations. La Grande-Bretagne n’avait prévu le calendrier des enchères qu’en février. En outre, le prix du CO2 est actuellement si élevé qu’il est possible qu’il n’y ait pas tout de suite des ventes. Jusqu’à la fin de l’année, les fournisseurs ne doivent pas échanger leurs certificats. À partir de là, le marché pourrait aussi continuer d’augmenter. Nous pourrions atteindre rapidement les 60 EUR/t mais revoir aussi la barre des 50 EUR/t.

L’ambiance positive concernant la reprise économique perdure. Les prix du pétrole ont augmenté la semaine dernière. On s’attend à ce que la situation s’améliore aux États-Unis, car le confinement a été levé dans plusieurs États. La demande pétrolière profite des progrès réalisés en matière de vaccination et d’autres assouplissement des mesures de confinement.

Jusqu’à la fin mai, les températures devraient rester en dessous des moyennes saisonnières. Les valeurs inférieures à la moyenne ne sont pas forcément synonymes d’une augmentation des besoins en chauffage. Sur le marché spot, les prix ont décollé du fait de la part inférieure à la moyenne des énergies renouvelables. Ce n’est toutefois pas un argument convaincant pour expliquer la hausse du Cal 22. Il est en effet peu probable que les parts des énergies renouvelables soient aussi inférieures à la moyenne l’année prochaine.

Outre la reprise des prix de l’électricité qui ont culminé à des niveaux historiques dans le Phelix-Baseload pour le marché allemand de l’électricité, d’autres facteurs jouent également un rôle, notamment l’évolution des droits d’émission du CO2. Pendant la première semaine de mai, la barre des 50 EUR/t a été dépassée pour la première fois. Les analystes ont souvent avancé l’argument que les prix du CO2 diminueraient et que la barre des 50 EUR/t doit faire office de résistance car avec la fin de la date de conformité, le 30 avril, la demande des entreprises reculerait aussi. Nous constatons qu’aujourd’hui encore, il n’en est rien.

Le pouvoir judiciaire et l’exécutif allemands pourraient jouer un rôle dans le fait que la barre des 50 EUR/t ait été dépassée. La loi fédérale visant à réduire les émissions de CO2 d’ici 2030 est en partie anticonstitutionnelle et doit être révisée d’ici 2022. Cela suffit déjà à faire s’envoler les cotations des futures sur le CO2. Le gouvernement fédéral a désormais pour objectif que d’ici 2030, les émissions de gaz à effet de serre ne soient pas seulement réduites de 55%, mais de 65% par rapport à 1990. Il souhaite en outre déjà atteindre la neutralité climatique en 2045 plutôt qu’en 2050. Ces objectifs et les plans de l’UE laissent présager qu’il y aura moins de droits d’émission de CO2 pour faire face à une demande croissante. Les prix du CO2 devraient avoir des effets négatifs pour le prix du charbon. Pour chaque mégawattheure d’électricité produite, le charbon polluant nécessite plus de certificats d’émission de CO2 que le gaz naturel. La demande en charbon devrait donc diminuer. Ce n’est pas le cas actuellement car d’autres évolutions jouent également un rôle. Compte tenu de la faible part des énergies renouvelables, il faut aussi plus de charbon pour la production d’électricité quand les centrales au gaz tournent à plein régime.

La semaine dernière, les cotations de gaz ont nettement progressé. Les observateurs du marché ont expliqué ces gains par les températures exceptionnellement froides pour la saison, qui étaient non seulement en dessous des normales saisonnières mais paraissaient même plus froides que la semaine précédente. De plus, la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité était peu élevée. La faible production éolienne a soutenu davantage la production d’électricité au gaz et, dans la partie courte de la courbe à terme, les prix de l’électricité par le biais de ceux du gaz. Sur la partie longue, les prix de l’électricité ont surtout été soutenus par l’environnement haussier avec les marchés du gaz, du charbon, du pétrole et du CO2. À l’exception d’une restriction de production en Norvège du fait d’une courte panne de l’installation Snohvit lundi dernier, les flux de gaz en provenance de Russie et de Norvège ont été normaux. Les injections de GNL dans le réseau gazier ainsi que les arrivées en Europe sont légèrement en baisse. Cependant, le recul des importations de GNL, qui était craint en raison des prix élevés dans la région Asie-Pacifique, n’a pas lieu pour le moment. Pour cette semaine, les météorologues prévoient toujours des températures en dessous de la norme, mais elles devraient être un peu plus clémentes que la semaine dernière. De plus, une hausse de la part des énergies renouvelables est attendue qui, avec une situation d’approvisionnement comparable, devrait avoir un effet négatif sur les prix de l’électricité.

Les espoirs nourris par les participants au marché quant à une reprise de l’économie mondiale à moyen terme ont donné une forte impulsion aux prix du pétrole la semaine dernière, les faisant culminer à leur niveau le plus élevé depuis 6 semaines. Cette dynamique haussière a été alimentée par la faiblesse du dollar US qui rend attrayante la matière première pour les acheteurs en dehors de la zone Dollar. Toutefois, les chiffres actuels des cas de coronavirus dans des pays importants pour l’importation de pétrole comme l’Inde, le Japon et la Turquie ont un effet négatif à court terme. Les restrictions gouvernementales visant à contenir le virus en Inde ont par exemple fait diminuer de 13,5% la demande en carburant en avril, par rapport au mois de mars, comme le montrent des données récentes. La demande en kérosène affiche une perte similaire (13,7% par rapport à mars). La consommation de gazole est tombée de près de 8%. Une autre baisse de la demande de carburant est attendue pour le mois de mai car un durcissement des mesures restrictives serait prévu. Jusqu’à présent, le premier ministre Narendra a évité d’instaurer un confinement national pour ne pas compromettre la performance économique de l’Inde. Mais compte tenu du nombre élevé d’infections, l’État n’a pas d’autre choix que d’engager des mesures d’urgence. La plus grande raffinerie du pays, l’Indian Oil Corp (IOC.NS), exploite des raffineries d’une capacité moyenne de 95% et prévoit de diminuer en conséquence ses activités pour réagir à la baisse de la demande.

Les cotations à terme du marché de l’électricité ont été soutenues par l’évolution des prix sur le marché spot. Cela s’explique principalement par des températures en dessous des normales saisonnières. Elles ont entraîné une augmentation de la consommation d’électricité en France qui n’est pas passée inaperçue sur les zones de marché voisines. Mais la faible part des énergies renouvelables dans la production d’électricité a elle aussi contribué à faire progresser les prix spot.

Cependant, le principal facteur pour le développement des prix de l’électricité n’était pas la météo mais une nouvelle fois les prix des droits d’émission de CO2. Lundi, un nouveau record a été atteint: 47,73 euros la tonne. Plusieurs facteurs ont contribué au fort rebond des futures EUA. Il s’agit d’une part des conditions météorologiques qui nécessitent une plus grande utilisation des combustibles fossiles, notamment du charbon polluant. Le deuxième facteur sont les émissions de CO2 vérifiées de l’année dernière. Selon les données publiées par la Commission européenne, elles sont tombées de 13,3%, mais seulement de 11,2% pour les installations stationnaires. C’est une baisse plus faible qu’escomptée, ce qui a obligé certaines entreprises à se couvrir avec des droits d’émission de CO2. Ces certificats d’émission devant être déposés d’ici le 30 avril, la pression d’achat s’est encore accrue. L’Agence internationale de l’énergie a elle aussi alimenté la reprise avec son Global Energy Review annuel, dans lequel elle table cette année sur une hausse des émissions de CO2 mondiales de près de 5%, à 33 milliards de tonnes. Autre soutien: les trilogues, lors desquels les organes de l’UE sont convenus d’un objectif de réduction de 55%. Le marché avait certes misé sur une réduction un peu plus importante, mais il est désormais fixé sur la direction prise. C’est pourquoi de premiers analystes prévoyaient déjà 75 euros la tonne comme prochain objectif de prix.

Le marché de l’électricité a aussi reçu des impulsions positives de la part des énergies fossiles, qui ont été davantage utilisées dans la production du fait de la météo. Le mois et le trimestre suivants du gaz naturel ont notamment augmenté. À cela se sont ajoutés des travaux d’entretien, qui étaient prévu pour le gisement de gaz norvégien Troll et l’usine de traitement de Kollsnes, mais qui ont eu lieu plus tôt que d’habitude. Au début de la troisième semaine d’avril, une panne imprévue a entraîné une baisse des livraisons en provenance de Russie, par le gazoduc de Yamal qui traverse la Pologne. Il a donc fallu de nouveau prélever du gaz dans les réservoirs ce qui, compte tenu des faibles niveaux, a accentué l’augmentation des prix.

La progression apparemment inéluctable des certificats d’émission pèse sur le charbon, qui en souffre plus que le gaz. Les Clean Spreads actuels pour le charbon et le gaz confirment cette présomption. De plus, les Clean Dark Spreads sont actuellement négatifs dans tous les délais. Les prix actuels de la production d’électricité au charbon ne permettent pas de gagner de l’argent. Cela ne veut bien sûr pas dire que le charbon n’est plus utilisé dans la production d’électricité car les producteurs peuvent recourir aux prix couverts. En raison du faible vent et des températures toujours froides, la capacité des centrales au gaz ne suffit pas actuellement pour combler le vide que laissent les énergies renouvelables. Tout le mois de mai devrait encore rester froid et avec peu de vent. Cela permettra de soutenir encore un peu le charbon.

Annalena Baerbock, candidate des Verts à la chancellerie, fait actuellement les gros titres des journaux. Un homme ou une femme politique a rarement connu une ascension aussi fulgurante. Madame Baerbock est maintenant la cheffe de file du parti écologique allemand. La chancellerie va-t-elle être remportée par les Verts? Dans tous les cas, il serait intéressant qu’il y ait un coude à coude des Verts avec la CDU/CSU pendant la campagne et que les perspectives d’une chancellerie verte se concrétisent.

À court terme, l’évolution du CO2 et des marchés voisins est déterminante pour la cotation du charbon. Si la barre des 45 EUR/t devait être dépassée sur le long terme, les prix du CO2 pourraient continuer de grimper. Le charbon souffre davantage que le gaz des prix élevés du CO2, mais ceux-ci tirent également le prix de l’électricité vers le haut. Il peut donc y avoir aussi de nouvelles possibilités d’utilisation pour le charbon: la contribution des énergies renouvelables ne suffit pas pour combler la pénurie de l’offre seulement par l’utilisation de centrales au gaz, ce qui devrait avoir un effet positif pour le charbon, tout comme la hausse des prix du gaz et du pétrole. L’augmentation des prix du CO2 et de l’électricité tire également vers le haut les prix du gaz.

Cette semaine, les négociations entre le gouvernement de l’UE, le Parlement européen et la Commission européenne concernant une loi européenne sur la protection climatique devraient se poursuivre. La pierre d’achoppement est l’objectif de réduction du CO2 d’ici à 2030. Tandis que les États européens souhaitent diminuer de 55% les émissions par rapport à 1990, le Parlement européen demande une réduction de 60%. Certains considèrent l’objectif proposé comme très ambitieux.

Les prix du pétrole étaient en hausse la semaine dernière. Le marché a été soutenu par une amélioration des perspectives de la demande et des signes de reprise économique aux États-Unis et en Chine, qui ont compensé les inquiétudes suscitées par l’augmentation du nombre de cas de COVID-19. Des données de l’Office fédéral chinois des statistiques montrent que le produit intérieur brut du premier trimestre a progressé de 18,3% par rapport à l’année passée, ce qui s’explique par un rebond de la demande en Chine et à l’étranger ainsi que par le maintien du soutien public aux petites entreprises. Aux Etats-Unis, les chiffres indiquent une hausse des chiffres d’affaires du commerce de détail et un recul du chômage et ce, bien que ce pays soit le plus fortement touché par le COVID-19. L’Inde arrive à la deuxième place: elle a enregistré lundi une hausse record de 273 810 nouveaux cas de coronavirus, ce qui porte à plus de 15 millions le nombre total de cas. Hongkong a depuis hier suspendu les vols avec l’Inde, le Pakistan et les Philippines afin d’endiguer les infections au coronavirus. Les entreprises japonaises tablent même sur une quatrième vague et bon nombre d’entre elles se préparent à affronter de nouvelles difficultés.

Les prix du gaz européens sont soutenus à la fois par la météo exceptionnellement froide et par la faible part des énergies renouvelables. La fraîcheur du mois d’avril fait s’envoler la demande et tomber les niveaux des réservoirs de gaz en Europe à des valeurs bien en dessous des normales saisonnières. Par ailleurs, la situation entre la Russie et l’Ukraine se détériore. La Russie aurait désormais stationné 100 000 soldats à la frontière avec l’Ukraine, en Crimée. Pour le moment, le marché ne s’en préoccupe guère. Pourtant, l’aggravation de cette situation pourrait être synonyme de primes de risque pour les matières premières, notamment pour le gaz.

Les marchés énergétiques ont un peu perdu de leur dynamisme du fait des vacances de Pâques de la semaine dernière. Ils restent malgré tout orientés à la hausse. Fait surprenant: bien que personne ne puisse prédire la fin de la pandémie, les marchés financiers restent solides. Le DAX a par exemple bondi de 10% au cours de ces 3 derniers mois pour atteindre, le 6 avril 2021, un niveau record de 15,281 points. Le Dow Jones a connu une évolution identique avec une hausse de 10% entre janvier et aujourd’hui. Cette solidité des marchés financiers s’explique notamment par la multitude de nouveaux petits investisseurs. Les intérêts inexistants voire négatifs de la banque et les prix élevés de l’immobilier ont poussé sur le marché «les investisseurs occasionnels»; chacun voudrait avoir sa petite part du gâteau. La situation est similaire aux États-Unis, où la Fed a annoncé mercredi dernier vouloir maintenir sa politique monétaire souple.

Le CO2 reste le principal moteur des marchés de l’électricité. Actuellement, le contrat arrivant à échéance décembre 2021 est à 44,56 EUR/t; un niveau intéressant. Les chiffres ronds ont un effet psychologique et le prochain chiffre rond est 45 EUR/t. Qu’en est-il de cette barre des 45 EUR? Au mois de juin, les options pour le Dec21 arrivent à échéance. Le prix de base appelé aussi underlying est à ce niveau, ce qui veut dire que nous nous attendons à un jeu du chat et de la souris. Les négociants qui ont acheté l’option vont essayer de faire passer son prix au-dessus des 45 EUR/t (achat à 45 EUR/t). Ils pourraient alors vendre plus cher par rapport à l’option achetée. Les vendeurs de l’option ont un intérêt contraire. Ils essaient de maintenir le prix en dessous de la barre des 45 EUR/t. Il y a certes encore un peu de temps jusqu’en juin, mais nous prévoyons tout de même davantage de volatilité sur le marché du CO2.

Le marché gazier qui, avec le prix du CO2, fixe actuellement les prix sur le marché de l’électricité, reste soutenu. De très nombreux navires transportant du GNL sont arrivés en Europe ces derniers jours, mais les températures basses (les prévisions pour cette semaine sont d’environ 2,5 degrés en dessous des normales saisonnières) ont fait rebondir la demande. A l’ICE, le contrat de juin 21 pour la zone de marché du TTF était de 19,85 EUR/MWh et l’année suivante de 18,10 EUR/MWh. Un contrat des mois estivaux est ainsi plus cher qu’un contrat annuel. Cette situation ne devrait pas changer rapidement; il faudra attendre que le restocking (remplissage des réservoirs de gaz) progresse pour qu’elle évolue.

Les cotations du gaz ont progressé au cours de la semaine précédant Pâques. Selon les observateurs du marché, ces gains de cours sont dus aux prévisions de baisse des températures pendant les jours de Pâques, dans tout le Nord-Ouest de l’Europe. Mais des températures inférieures à la moyenne sont également attendues durant la deuxième moitié du mois d’avril. Par conséquent, des incertitudes subsistent quant aux quantités de GNL qui atteindront le Nord-Ouest de l’Europe. La fin du blocage du canal de Suez peut entraîner l’accumulation des navires transporteurs de gaz dans les ports. Pour le Nord-Ouest de l’Europe, les observateurs du marché tablent sur des importations de GNL d’environ 1 400 gigawattheures par jour durant les deux prochaines semaines. Les restrictions de livraison du gaz norvégien sont actuellement négligeables. Selon des informations de Gassco, des travaux de maintenance devraient réduire un peu plus les flux du gaz à compter du 7 avril. Dès le 10 avril, les baisses de livraison devraient augmenter à près de 60 millions de mètres cubes quotidiens. Le gaz bénéficie toujours de ses avantages concurrentiels par rapport au charbon, en tant que source d’énergie primaire pour la production d’électricité. Le Clean Spark Spread du gaz est légèrement négatif pour le mois et le trimestre suivants. Il n’y a donc pas d’argent à gagner dans ces délais, même avec l’utilisation du gaz. Cependant, même dans ces délais, le charbon est à la traîne derrière le gaz, qui garde une longueur d’avance dans tous les délais.

Jeudi dernier, le Brent a enregistré de légers gains de cours. L’attention du marché s’est portée sur la rencontre de l’OPEP+, lors de laquelle ses membres sont convenus d’augmenter la production. En mai et en juin, 350 000 barils supplémentaires seront produits quotidiennement et ce chiffre grimpera même à 400 000 barils dès le mois de juillet. De plus, l’Arabie Saoudite met un terme, fin avril, à ses coupes volontaires de production d’un million de barils par jour. La demande devrait évoluer dans ce sens. Auparavant, des agences de presse avaient annoncé, en se référant à des cercles proches de l’OPEP, que le cartel a convenu d’un allègement progressif des restrictions de production à partir de mai.

Comme prévu, les émissions de CO2 ont chuté en 2020. Mais contrairement aux années précédentes, la Commission européenne n’a pas publié de données sur les émissions au 1er avril. Le marché et les analystes tablent cependant sur une baisse de 11,6% en moyenne. Les calculs du fournisseur de données Icis arrivent à 1,359 million de tonnes d’équivalent CO2, soit 11,2% d’émissions en moins en 2020 qu’en 2019. Toutefois, du fait de l’absence de données vérifiées, ce chiffre n’inclut pas les émissions du secteur de l’aéronautique. Les analystes expliquent ce recul par un effet combiné résultant de la demande liée à la pandémie, de la production élevée d’énergies renouvelables et du «Fuel Switch» du charbon au profit du gaz. En 2019, la Commission européenne avait chiffré les données vérifiées sur les émissions à 1,575 million de tonnes d’équivalent CO2. Les chiffres agrégés concernant les émissions 2020 sont attendus le 15 avril.

Les prix du charbon de la zone ARA se sont maintenus la semaine dernière. D’un point de vue technique, il existe une résistance à 73,50 dollars US actuellement et une autre à 74,50 dollars US. Le contrat annuel est couvert par une zone de soutien qui va de 70,50 à 70 dollars US. Les raisons fondamentales de la performance du charbon sont sans doute la bonne conjoncture et l’augmentation de la consommation d’électricité en Inde et en Chine. L’offre australienne est en outre limitée en raison des inondations qui ont frappé le pays. Du fait de l’interdiction du charbon australien décrétée par la Chine, Pékin doit d’autant plus en importer des pays tiers. Ce charbon manque alors à d’autres endroits et la baisse des livraisons de l’Australie liée aux intempéries se fait sentir. Toutefois, lorsque l’on observe la situation sur les marchés voisins, la situation du charbon n’est pas aussi positive. Après des pertes initiales, le CO2 a rebondi et pèse sur le charbon. Cependant, les prix de l’électricité ont également décollé, ce qui allège un peu la pression sur les spreads pour le charbon. Mais celui-ci risque de perdre encore en compétitivité par rapport au gaz, en tant que source d’énergie primaire pour la production d’électricité.

Sur le TTF néerlandais, le marché de référence de l’Europe pour le gaz naturel, les cotations du mois et du trimestre suivants ont légèrement progressé, en revanche l’année 2022 a perdu en valeur. La forte augmentation des prix dans la partie courte de la courbe à terme s’explique par les conditions météorologiques. En effet, lorsque les conditions de vent sont même légèrement en dessous de la moyenne, il faut plus de gaz pour produire de l’électricité. Cependant, l’influence plus forte pourrait ne fournir qu´un soutien temporaire. Car le porte-containers «Ever Given» échoué dans le canal de Suez a bloqué les livraisons de GNL du Qatar vers l’Europe. Ces retards impactent toutefois davantage les livraisons à court terme de GNL dans le Nord-Ouest de l’Europe que celles à long terme. Si la remise à flot se fait rapidement, ce qui semble probable au vu des dernières annonces, la situation du gaz naturel devrait vite se normaliser. La plupart des prévisions pour le gaz naturel tablent sur une légère correction du mois suivant et de l’année 2022. Seul le trimestre suivant devrait légèrement décoller. Cette évolution pourrait aussi être portée par celle des réservoirs de gaz. D’une part, la quantité prélevée dans les réservoirs pourrait durer un peu plus longtemps et d’autre part, des réserves déjà plus élevées que l’an passé sont nécessaires pour disposer de stocks de gaz suffisants au début de la prochaine saison d’hiver.

Cette semaine est placée sous le signe de la rencontre de l’OPEP et de ses alliés (OPEP+). On s’attend à ce que les quotas de production soient maintenus. Cependant, les prévisions d’une hausse de la demande, les clients du pétrole qui réclament une augmentation de la production, les pénuries à court terme du fait du blocage du canal de Suez, et les attentes d’une hausse de la production pétrolière en dehors de l’OPEP pourraient aussi entraîner des discussions sur des augmentations de production. L’ambiance sur le marché pétrolier semble actuellement basculer. À l’ICE, les grands investisseurs ont réduit leurs positions longues nettes pour le Brent de plus de 50 000 contrats, soit 15%. Avec près de 89 000 contrats, le nombre de ventes à découvert a atteint son niveau le plus haut depuis la mi-novembre 2020.

Après le repli de la fin de semaine, le marché européen des actions a stagné lundi. Le rendez-vous le plus important de la journée a été la visioconférence de la Chancelière fédérale Angela Merkel avec les ministres-présidents des États fédérés, afin de faire le point sur la situation du coronavirus. Toutefois, un résultat n’était attendu qu’après la clôture en Europe et aucune surprise n’était à prévoir selon les participants au marché. À l’origine, l’ouverture d’autres domaines de la vie publique devaient être évoquée lors de cette rencontre, mais les informations déjà données à la presse laissaient plutôt présager un renforcement du confinement jusqu’au 18 avril.

Les prix du pétrole ont débuté la semaine à un faible niveau, ce qui s’explique, entre autres, par les confinements en Europe. Près d’un tiers de la population française est confinée depuis samedi. La région parisienne ainsi que des régions du Nord de la France sont concernées. Pour le moment, ce confinement est prévu pour un mois. Par ailleurs, Amin H. Nassar, président et directeur de Saudi Aramco, a annoncé dimanche que grâce au programme de vaccination contre le Covid-19, la demande pétrolière mondiale se redressera d’ici la fin 2021. L’entreprise a cependant divulgué le même jour une forte baisse de ses bénéfices nets pour 2020, qui ont chuté de plus de 44% par rapport à 2019 pour s’établir à 41,2 milliards d’euros. Ce recul est dû aux faibles prix du pétrole et à la baisse de la demande liée à la pandémie du coronavirus. Les perspectives sont donc plutôt sombres pour cette semaine.

Le marché du charbon reste tendu. Les prix du charbon ont fortement décollé durant les derniers mois de l’année 2020. Une pénurie d’approvisionnement maritime combinée à des besoins de chauffage élevés en hiver dans les pays du Nord ont fait s’envoler les prix. La production de houille de la semaine dernière était de 25% plus élevée qu’à la même époque de l’année passée. Mais de nouvelles estimations montrent aussi un recul de la consommation d’électricité en Allemagne et en France. Cela suffira-t-il pour entraîner une tendance à la baisse? Tandis qu’en Europe les besoins en électricité diminuent, le marché du charbon profite actuellement de l’ambiance positive dans la région Asie-Pacifique. Du fait de son différend sur le charbon avec l’Asie, l’Australie a fermé vendredi, pour deux semaines, son terminal d’exportation de Newcastle. Ce port est le plus grand au monde pour les exportations de charbon. Cette interruption dans la chaîne d’approvisionnement fait grimper les prix.

La demande en gaz tend à se stabiliser voire à baisser. Cela s’explique par la production éolienne allemande qui devrait augmenter en fin de semaine et prendre le relais du gaz pour les besoins en courant. Les faibles stocks (en dessous du niveau de 2017) ont fourni un peu de résistance.

En principe, le CO2 devrait stagner cette semaine et ne pas réserver de trop grandes surprises, après que le contrat de début décembre a atteint un niveau record en s’établissant à 43,77 EUR/t la semaine dernière. Comme celle d’autres matières premières, la demande gazière se replie un peu car la période de chauffage touche à sa fin. En revanche, certains observateurs du marché sont d’avis que le soutien viendra des acheteurs de conformité qui pourraient même faire grimper le prix jusqu’à 45 EUR/t.

La semaine dernière, les cotations à terme sur le marché de l’électricité ont été une nouvelle fois à la hausse. En comparaison hebdomadaire, l’année suivante de la Suisse a gagné 5%, soit 2,75 EUR/MWh. Au risque de nous répéter, le marché est porté par les mêmes moteurs. Gaz: à l’ICE, l’année suivante s’est négociée à 17,88 EUR/MWh au hub virtuel TTF, ce qui représente une augmentation de 4,3% par rapport à la semaine précédente. Le CO2 mène une nouvelle fois la danse. À l’ICE, le Dec21 a affiché 42,29 EUR/t mardi, soit un net rebond de 8%. Le record absolu a été 43,36 EUR/t.

L’augmentation des prix du gaz dépend actuellement de 4 facteurs:

1. Les prévisions pour la semaine prochaine montrent un écart de température de moins 2-3 degrés par rapport à la température de référence. Si l’on regarde des modèles à plus long terme, les températures ne devraient pas beaucoup remonter et ne pas dépasser la norme avant le mois d’avril.
2. La disponibilité du GNL pour l’Europe reste mauvaise au cours des prochaines semaines. Du fait des prix du gaz très élevés en Asie (sur les marchés day-ahead), les navires transportant du GNL sont déchargés en Asie.
3. Les réservoirs de gaz ont un niveau nettement trop bas, mais cela confirme le point 1 selon lequel les températures basses entraînent une augmentation de la demande gazière. Actuellement, env. 136 TWh de gaz sont stockés en Europe centrale alors que ce devrait être env. 250 TWh à cette saison.
4. Le Clean Dark Spread est beaucoup trop bas. Une centrale au charbon avec un rendement moyen perd env. 15 EUR/MWh pour le mois suivant. Les pertes s’étendent jusqu’à l’année suivante de moins 4 EUR/MWh. Les marges négatives du Clean Dark Spread soutiennent la production de gaz et font augmenter la demande en gaz.

Le CO2 est et reste une pochette-surprise. Les prix élevés sont sans doute justifiés compte tenu des marchés financiers solides qui ont attiré des investisseurs supplémentaires sur le marché et de la progression de la demande en gaz. Il est toutefois assez surprenant que le marché dépasse la barre psychologique et technique de 40 EUR/t en quelques secondes pour ensuite s’établir à 42 EUR/t. Comme prévu, un nombre relativement important de vendeurs ont pris part au marché pour couvrir des gains. Ils ont fait face à de très nombreux acheteurs, de sorte que les prises de bénéfice ont généré peu de pertes. Du fait des nombreux achats à un niveau très élevé, nous ne tablons pas sur une reprise significative du marché du CO2 au cours des semaines à venir.

Sur le marché de l’électricité, les cotations à terme ont d’abord stagné à un faible niveau pendant la première moitié de la semaine dernière avant de se redresser en fin de semaine. Sur la partie courte de la courbe à terme, elles ont profité des températures fraîches, qui ont de nouveau un peu diminué après le beau temps de la fin février, ce qui a soutenu la production de gaz. Mais la faible production éolienne a elle aussi soutenu les prix de l’électricité sur le marché au comptant par le biais des prix du gaz. Sur la partie longue de la courbe à terme, les prix de l’électricité ont surtout été soutenus par les marchés du pétrole et le marché haussier du CO2.

Pendant la réunion de l’OPEP+ jeudi dernier, le groupe de producteurs de pétrole OPEP et ses partenaires menés par la Russie ont convenu de maintenir les coupes de production jusqu’en avril et donc de ne quasiment pas toucher aux quotas de production. Cette décision a surpris les participants au marché et l’impression de raréfaction de l’offre a fait grimper les prix au-dessus de la barre des 70 dollars le baril, leur niveau le plus élevé depuis mai 2019. Toutefois, le lundi matin suivant, l’Arabie Saoudite a annoncé son intention de baisser les prix à l’exportation pour l’Europe au mois d’avril et d’augmenter les prix pour l’Asie et l’Amérique, ce qui a ralenti la flambée des prix du négoce européen. Parallèlement, la Bourse londonienne des matières premières a enregistré des prises de bénéfice qui ont fait retomber le prix du Brent sous la barre des 70 dollars. Actuellement, la demande décolle malgré l’augmentation des prix. Exception faite des achats de besoin directs, ceci laisse supposer la poursuite de la progression des prix. Il est cependant peu probable que le prix du pétrole au-delà de 70 dollars le baril soit sur le point de former un pic. Après la dernière décision de l’alliance, l’offre demeurera certainement limitée mais sans toutefois de véritable pénurie. En effet, les capacités de réserve s’élèvent toujours à env. 8 millions de barils quotidiens et l’industrie américaine de la fracturation hydraulique essaiera également de profiter de la remontée du prix du pétrole. À cela s’ajoute la disparition des difficultés liées au froid qui avaient fragilisé la production pétrolière aussi bien aux États-Unis qu’en Russie.

Le seul perdant de la semaine dernière a été le marché du charbon, qui a subi une perte de 2,5% en comparaison hebdomadaire. Cela n’a rien de surprenant. Les perspectives d’une envolée des prix restent faibles actuellement, déjà du fait des prévisions météorologiques. Le temps froid et le faible vent en Europe centrale ne devraient durer que jusqu’à mercredi. Ensuite, les températures devraient être plus clémentes et le vent devrait souffler davantage. La part des énergies renouvelables dans la production d’électricité augmente et, en conséquence, les besoins en charbon pour la production d’électricité et de chaleur diminuent. De plus, la hausse du pétrole ne soutient que partiellement le charbon, car la remontée fulgurante des prix du pétrole aide aussi les prix du gaz, de l’électricité et du CO2. Les prix élevés du CO2 renchérissent toutefois la production de charbon en comparaison avec le gaz naturel qui génère moins de CO2. Le marché asiatique a aussi moins soutenu le charbon. L’Indonésie, grand exportateur de charbon, a diminué son prix de référence pour le bassin Pacifique. Là-bas aussi, les températures grimpent de nouveau après un hiver froid et pèsent sur les besoins en charbon. La part de charbon dans la production électrique de la Chine est désormais également en baisse.

Pour l’année 2022, la principale raison de la baisse des prix a encore été l’évolution des droits d’émission de CO2. La barre des 40 euros a été dépassée plusieurs fois courant février, ce que n’avaient pas prévu certains grands analystes. Le premier dépassement a été suivi d’un deuxième encore plus important et à l’ICE, le future EUA arrivant à terme en décembre 2021 a grimpé jusqu’à 40,64 euros. Cependant, ce niveau n’a plus été atteint à la troisième tentative. Pour les négociants, cela a alors été le signal de prendre les gains et de constituer des positions à court terme. À la fin du mois, les cotations sont ensuite tombées à 37,28 euros. Le marché des droits d’émission de CO2 est fortement porté par la politique environnementale de l’UE. La Commission européenne, le Conseil de l’UE des premiers ministres et le Parlement européen visent une réduction des émissions de gaz à effet de serre d’au moins 55% par rapport à la valeur initiale. Mais certains pays sont réticents lorsqu’il s’agit de la mettre en œuvre. C’est peut-être l’une des raisons pour lesquelles le marché peine encore actuellement à atteindre la barre des 40 euros. À cela s’ajoute le fait qu’au RU, la première enchère du système d’échange britannique de droits d’émission de CO2 (SEQE-UK) est fixée au 19 mai. Au cours de la phase de négoce européenne précédente, les entreprises britanniques étaient le principal acheteur d’EUA. Elles restent en grande partie engagées dans le SEQE-UE afin de couvrir le risque de prix. Avec le lancement du SEQE du RU, les entreprises britanniques devraient se séparer de plus en plus des EUA. Cette offre potentielle pourrait encore empêcher une envolée des cours. Cela signifie que les futures EUA devraient, dans un premier temps, n’apporter qu’un soutien partiel aux prix de l’électricité. Seule une hausse claire au-dessus des 40 euros permettrait à l’année 2022 de décoller.

Les prix du gaz sur la partie courte de la courbe ont surtout souffert des conditions météorologiques. L’augmentation des températures à un niveau presque printanier a en effet diminué les besoins en gaz naturel pour le chauffage des bâtiments. Avec les vents plus forts et l’allongement de la durée d’ensoleillement, la demande gazière des producteurs d’électricité a elle aussi chuté. En janvier déjà, le marché au comptant britannique avait connu une offre excédentaire. Après la reprise des livraisons de GNL en provenance des États-Unis, le marché a de nouveau réduit la prime de risque pour la non-livraison de GNL, ce qui a encore renforcé la pression sur les prix. Bien que les quantités de gaz prélevées dans les réservoirs aient été faibles en Allemagne la semaine dernière, les réservoirs de gaz ont été bien vidés. Ceci devrait être pris en compte dans les prix à terme des mois estivaux, mais l’augmentation des besoins en gaz par rapport à l’année dernière pourrait réduire la marge de manœuvre.

Le marché de l’électricité a légèrement chuté pour plusieurs raisons. Les Bourses européennes ont eu une influence négative. Les inquiétudes suscitées par l’inflation et la hausse des rendements obligataires plombent l’ambiance.

Beaucoup de choses se sont aussi passées sur le marché des certificats et, comme nous le savons tous, le CO2 est un élément important du prix de l’électricité. La semaine dernière, les prix ont atteint 40 EUR/t avant de dévisser lundi. Actuellement, ils oscillent entre 37 et 38 EUR/t.

Les conditions météorologiques extrêmes dans l’État américain du Texas ont entraîné des prix volatiles sur le marché des contrats à terme pour le pétrole brut, qui ont progressivement augmenté en cours de semaine. Les températures exceptionnellement basses ont entraîné des dysfonctionnements dans la production de pétrole brut américain. Actuellement, celle-ci reste difficile, ce qui a encore permis de soutenir les prix cette semaine. De plus, l’Arabie Saoudite prévoit de relever sa production pétrolière au cours des prochains mois et de revenir ainsi sur sa décision prise récemment de réduire sa production.

Le marché du gaz a lui aussi dégringolé et cette tendance se poursuit cette semaine. Actuellement, cela signifie une perte hebdomadaire d’environ 6%. La demande a reculé du fait du réchauffement des températures et de la baisse des besoins de chauffage.

Pour beaucoup dans le secteur énergétique, le salon E-World est un événement incontournable et il n’aura pas lieu cette année. Il devait se tenir du 4 au 6 mai. L’organisateur explique son annulation par le fait de ne pas pouvoir planifier et par des temps de préparation trop courts. À titre d’alternative, il propose la plateforme E-World Community, sur laquelle les acteurs du secteur énergétique peuvent toute l’année se mettre en réseau, s’informer et engager des relations commerciales. Un programme numérique complet d’exposés sur les défis actuels du secteur est aussi proposé.

La reprise des dernières semaines s’est inscrite dans la durée. Un rebond des prix de l’électricité ne semble pas se profiler pour l’instant. Les prévisions d’une fin d’hiver froide, avec des températures en dessous de la norme, soutiennent fortement le marché. Les semaines 7 et 8 ont par exemple augmenté de 15 EUR/MWh du fait des prévisions de températures plus fraîches.

Nous ne voyons actuellement pas de facteurs susceptibles d’entraîner une baisse - bien au contraire. Aux températures basses s’ajoutent les mauvaises disponibilités des centrales nucléaires en France. Le gestionnaire de réseau français (RTE) dispose de seulement 48 000 MW sur le réseau. Pourtant, à cette saison, 55 000 MW devraient être injectés dans le réseau français. Cela s’explique par les révisions retardées du fait de la pandémie de coronavirus qui sont maintenant nécessaires. Des facteurs régionaux ont également soutenu la tendance haussière. Les contenus des réservoirs des centrales à pompage-turbinage suisses sont nettement en dessous de la normale. Les températures restant froides, il n’y aura pour le moment pas d’eau pour remplir les lacs.

Cependant, le principal facteur d’influence pour les prix de l’électricité a encore été l’évolution des droits d'émission de CO2. Par rapport à la semaine dernière, les prix du CO2 ont grimpé de 17,5%. Cette forte augmentation n’est pas justifiée. Le marché nous paraît en surchauffe, c’est pourquoi nous tablons sur une correction au cours des prochaines semaines.

Les prix de l’électricité ne peuvent pas suivre le rythme des certificats de CO2. Nous prévoyons donc pour les mois et les trimestres suivants un Clean Dark Spread** très faible voire négatif de jusqu’à -12 EUR pour le contrat de mai 2021 dans la zone de marché Allemagne.

La conjoncture robuste constitue certainement un autre moteur. Le prix du pétrole (+7% par rapport à la semaine précédente), qui est un indicateur de l’économie mondiale, envoie un autre signal positif. Il en va de même sur les marchés financiers. SMI, DAX, Dow Jones – tous les indices culminent à un niveau record.

Selon un vieil adage boursier, «la valeur actuelle des marchés ne montre pas la valeur actuelle mais la valeur future».

* Prix du gaz + prix du CO2 vs le prix de l’électricité du commerce de gros

** Prix du charbon + prix du CO2 vs le prix de l’électricité du commerce de gros

Ces deux dernières semaines, les prix spot ont peu influencé la partie courte de la courbe à terme de l’électricité. Durant la troisième semaine de janvier, le mois suivant a progressé mais le day-ahead a dévissé. La moyenne du day-ahead a rebondi pendant la dernière semaine de janvier, grimpant de 1 euro par rapport à deux semaines plus tôt. Alors que la première moitié du mois de janvier s’est surtout caractérisée par un faible vent, les énergies renouvelables ont joué un rôle bien plus important dans la production d’électricité au cours de la deuxième moitié du mois.

Cependant, le principal facteur d’influence pour les prix de l’électricité a encore été l’évolution des droits d'émission de CO2. Par leur propension nouvelle à acheter, les entreprises soumises aux exigences de conformité et les investisseurs financiers ont fait grimper le marché du CO2 à 34,69 euros. Autre fait positif: les entreprises britanniques restent aussi actives dans le SEQE-UE afin de couvrir leurs risques, en attendant les clarifications concernant le système d’échange de quotas d’émission une fois le Brexit terminé. Cela a renforcé la demande dans un premier temps. Par ailleurs, les analystes ont encore revu leurs prévisions à la hausse pour les prix des droits d’émission de CO2 en 2021 et en 2022. Le marché a toutefois basculé juste avant d’atteindre les 35 euros. La première enchère de cette année a eu lieu le 29 janvier et des volumes plus importants seront mis aux enchères au mois de février. De plus, certains instituts de recherche ont tablé sur le fait que la barre des 35 euros représenterait actuellement une résistance pour le future EUA, de sorte qu’il y aurait déjà des prises de bénéfice un peu en dessous de ce niveau.

Des cotations de CO2 solides ont entraîné des baisses sur le marché du charbon. C’est logique, car le CO2 pèse davantage sur les Clean Dark Spreads du charbon que sur ceux des centrales au gaz. Les centrales fossiles sont toujours mises à profit et les besoins en CO2 restent élevés du fait de la nouvelle baisse des températures prévue dès la deuxième moitié de semaine et de la part très modérée des énergies renouvelables dans la production. À cela s’ajoute le fait que l’industrie européenne se révèle étonnamment robuste malgré les différents confinements. Tous ces éléments soutiennent le marché du CO2 mais continuent de soumettre le marché du charbon ARA à une pression des prix.

Sur le marché gazier, les prix du trimestre suivant et de l’année civile 2022 ont légèrement décollé. Les événements politiques y ont contribué. Le nouveau gouvernement américain est tout aussi opposé au gazoduc Nord Stream 2 que l’était le gouvernement Trump. Seul le ton est un peu plus diplomatique. Suite à l’emprisonnement de l’opposant au Kremlin Alexey Nawalny, de plus en plus de pays européens et le Parlement européen demandent l’arrêt des travaux des derniers kilomètres. Mais sans Nord Stream 2 comme moyen de transport supplémentaire, la demande en gaz risque de ne pouvoir être satisfaite qu’à des prix plus élevés. Le GNL des États-Unis ne constitue pas toujours une source d’approvisionnement fiable. Les négociants avaient donc déjà noté que les incertitudes concernant Nord Stream 2, après les sanctions prises par les États-Unis à l’encontre d’un navire russe utilisé pour poser la partie restante du gazoduc, ont tiré les prix du gaz vers le haut.

Tandis que la semaine dernière, les inquiétudes quant à une réapparition du COVID-19 étaient très présentes en Chine, mettant le Brent sous pression, le pessimisme semble s’être quelque peu dissipé cette semaine. Les perspectives sont plutôt optimistes car le marché réagit davantage à des paramètres économiques fondamentaux à long terme qu’à des facteurs liés à l’offre et la demande à court terme.

Les autres matières premières énergétiques (y compris le CO2) affichent des baisses. La pandémie de coronavirus réduit la demande en électricité, mais les prévisions de baisse des températures associées à une production d’énergie éolienne plus faible cette semaine pourraient faire augmenter la demande en combustibles fossiles. Vendredi, les premiers certificats de CO2 de la phase 4 seront proposés au marché dans le cadre de l’enchère allemande de CO2. Comment les prix vont-ils évoluer?

La semaine dernière, nous avons déjà évoqué le fait que le commodity gaz ne cesse de gagner en importance. Le «Fuel Switch» est un sujet central et par conséquent le gazoduc de la mer Baltique, le Nord Stream 2, l’est aussi. Angela Merkel cherche à dialoguer avec le gouvernement américain et à établir quelles relations économiques sont acceptables dans le domaine gazier avec la Russie. Les États-Unis veulent empêcher le Nord Stream 2 en arguant du fait qu’il rend trop importante la dépendance énergétique de l’Europe par rapport à la Russie. Le gouvernement allemand continue de souhaiter ce gazoduc malgré la position du gouvernement américain et l’emprisonnement de l’opposant au Kremlin Alexey Nawalny. De même, Uniper continue de croire à la réalisation de Nord Stream 2, en dépit de la sanction prise par le gouvernement américain à l’encontre d’une entreprise impliquée dans ce projet. L’entreprise Uniper participe au financement à hauteur de 950 millions d’euros. Les parties impliquées estiment cependant que le nouveau président américain, Joe Biden, représente une source d’espoir. Les arguments des Européens pourraient être entendus et un véritable partenariat pourrait voir le jour.

Bon nombre de matières premières comme le charbon, le pétrole, l’or et l’argent sont couplées au dollar américain. La Commission européenne veut désormais que l’euro joue un rôle plus important en tant que monnaie de référence dans le négoce international de l’énergie et des matières premières afin de renforcer le système économique et financier commun. Selon la Commission, l’émission d’obligations en euros dans le cadre du plan de relance NextGenerationEU adopté suite au coronavirus permettra d’augmenter sensiblement les liquidités sur les marchés de capitaux de l’UE au cours des années à venir, et de rendre l’euro plus attrayant pour les investisseurs. Selon elle, l’euro est devenu de plus en plus important sur les marchés énergétiques ces dernières années et atteint déjà 64% pour les contrats de gaz naturel.

D’après une analyse commune d’Agora Energiewende et du groupe de réflexion britannique Ember, l’UE pourrait enregistrer en 2020 l’année de l’électricité la plus verte de tous les temps. Pour la première fois, la production d’électricité issue d’énergies renouvelables a dépassé celle des combustibles fossiles. Dans le mix énergétique européen, les énergies renouvelables représentaient 38%, tandis que les énergies fossiles n’atteignaient que 37%. Ceci s’explique surtout par la croissance fulgurante de la production d’électricité éolienne et solaire. Les parts les plus élevées ont été enregistrées au Danemark (61%), en Irlande (35%), en Allemagne (33%) et en Espagne (29%). Contrairement à la croissance des énergies renouvelables, la production d’électricité au charbon a été divisée par deux depuis 2015. Celle produite à partir du gaz naturel n’a baissé que de 4% en 2020. Cette évolution inégale s’explique par la nette augmentation du prix des certificats d’émission.

Selon un vieil adage boursier, l’évolution des marchés des actions sur une année est la même que durant la première semaine de l’année. Si cette règle devait se vérifier pour 2021, celle-ci se terminerait avec une progression des cours. Ce qui s’applique aux marchés des actions peut aussi être extrapolé aux marchés des matières premières.

Depuis la fin de la semaine dernière, on assiste à un essoufflement de la reprise des trois derniers mois. Des prises de bénéfices dans le pétrole et la hausse des chiffres du coronavirus ont fait chuter les contrats à terme sur le Brent et le WTI. Les réductions de production d’un million de bbl/t de l’Arabie Saoudite ont été compensées par la forte baisse de la demande. Comme le pétrole, le marché du charbon a aussi dévissé. La Chine revoit nettement à la baisse la part de ses importations très élevée. Avec la réapparition du COVID-19, les craintes d’une deuxième vague augmentent en Chine. Il doit aussi être tenu compte du «Fuel Switch» en Europe. Avec les prix élevés du CO2, les centrales à gaz européennes s’inscrivent plus souvent dans le cours et font sortir les centrales au charbon plus anciennes de l’ordre du mérite. En conséquence, la demande en charbon baisse pour la production d’électricité.

Le commodity gas ne cesse de gagner en importance. Mots clés: fuel switch, GNL et Nord Stream2. Rares sont les matières premières qui réagissent de manière aussi sensible que le gaz. Par exemple, le mois de février sur le HUB TTF se négociait encore à 28 EUR/MWh le 12 janvier 2021; aujourd’hui, il est à 20,30 EUR/MWh. La forte hausse des prix en début de semaine dernière a été due aux températures très froides dans le monde et aux prix élevés du GNL en Asie. La perspective de températures plus clémentes et l’augmentation de la production éolienne ont fait perdre environ 8 EUR/MWh au mois suivant. Avec le recul des prix de tous les combustibles, le CO2 a aussi perdu de sa valeur. Les prévisions de température pour l’Europe ont été légèrement corrigées à la hausse la semaine dernière. Il en est allé de même avec les prévisions pour le vent de la semaine en cours.

Nous tablons actuellement sur une stagnation. Les prix pourraient de nouveau remonter un peu en début de semaine prochaine, grâce aux températures qui devraient redescendre légèrement, tout comme la production éolienne.

À la finalisation du Brexit, l'UE et le Royaume-Uni se sont formellement engagés à envisager sérieusement de fusionner leurs systèmes d'échange de quotas d'émission (SEQE-UE et SCEQ britannique). Toutefois, selon un rapport d'Argus Media, cela n'exige pas que les systèmes d'échange soient associés, ni que les objectifs climatiques et énergétiques du Royaume-Uni soient automatiquement alignés sur les objectifs révisés de l'UE. L'accord sur le Brexit exige que la Grande-Bretagne dispose d'un système efficace de tarification des gaz à effet de serre provenant de la production d'électricité et de chaleur, de l'industrie et de l'aviation à partir du 1er janvier 2021. Le système de tarification des émissions de gaz à effet de serre doit préserver le niveau de protection atteint jusque fin 2020. De plus, les objectifs que se sont déjà fixés l’UE et la Grande-Bretagne pour 2030 en matière d’énergies renouvelables et d’efficacité énergétique sont confirmés par les deux parties. Il existe une obligation de se tenir mutuellement informés de toutes nouvelles modifications dans la législation. Les deux parties se sont engagées à mettre en œuvre l'accord de Paris sur le climat de 2015.

Le rallye de fin d’année qui s’est tenu en 2020 sur les marchés des matières premières (charbon, gaz naturel, CO2 et marché de l’électricité) s’est poursuivi au début de la nouvelle année 2021. À court terme, elles profitent toutes des conditions météorologiques toujours hivernales dans le nord-ouest de l’Europe. Le charbon de la zone ARA, et encore plus le gaz naturel, ont profité du temps froid et pluvieux qui a dominé en Asie. Là-bas, l'hiver a fait monter les prix du charbon et aussi le prix au comptant du GNL, ce qui a ensuite eu un impact sur les prix du gaz naturel et du charbon en Europe. En outre, la contribution des énergies renouvelables a continué à être faible de telle sorte qu’il a fallu de plus en plus avoir recours aux énergies fossiles. Bien qu'il y ait encore de la marge pour une hausse des prix du charbon en 2021, la prochaine résistance majeure est à 73,69 $, le record atteint en octobre 2019. De leur côté, les marchés des actions profitent comme toujours de l’optimisme déclenché par les campagnes de vaccination déployées et masquent en grande partie les risques. Les chiffres records d'infection en Grande-Bretagne, vraisemblablement causés par une mutation plus contagieuse du coronavirus, mais aussi la stagnation du nombre élevé de nouvelles infections dans de nombreux endroits en Europe et aux États-Unis, et les campagnes de vaccination en cours ne montrent toujours pas d'amélioration significative. Si les chiffres malgré les restrictions de sortie durcies et les interdictions de contact plus sévères ne s’améliorent pas, un troisième confinement reste un scénario réaliste en Europe, tout comme dans toute l’Angleterre.

L’évolution des prix sur le marché au comptant de l’électricité a plutôt pesé sur la partie courte de la courbe à terme. La météo a joué un rôle capital. En effet, le réchauffement des températures a entrainé une baisse des besoins en électricité, notamment en France. En raison des vents plus forts, la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité a progressé certains jours, de sorte que moins d’énergies fossiles onéreuses ont dû être utilisées. La température diurne moyenne devrait redescendre à partir du 25 décembre. Mais l’augmentation des besoins en électricité pourrait alors être neutralisée en Allemagne par des vents plus forts. Ce week-end, les météorologues prévoient une contribution d’environ 38 gigawatts de l’éolien et du solaire. Dans l’ensemble, la météo devrait donc être un facteur neutre.

Les prix du charbon de la zone ARA affichent actuellement une tendance à la hausse. Hier mardi, l’année 2021 a presque atteint les 70 USD la tonne. Le marché profite des prévisions de reprise économique pour 2021 en Asie, qui a été largement épargnée par la deuxième vague de la pandémie et, actuellement, de l’hiver froid dans certaines parties d’Asie, ce qui a aussi des retombées sur les prix du charbon de la zone ARA. En Europe, le charbon des centrales est aussi utilisé davantage du fait du niveau modéré des énergies renouvelables. Cependant, les événements récents, l’apparition d’une variante du coronavirus visiblement beaucoup plus agressive, avec un durcissement des règles de confinement, ainsi que l’incapacité de l’UE et du gouvernement britannique à convenir d’un accord post-brexit ont pesé sur les marchés. Il est difficile d’évaluer actuellement l’impact de tout cela sur le marché du charbon.

Les droits d’émission de CO2 ont à nouveau fortement influencé l’évolution des prix de l’électricité. À l’ICE, le future EUA arrivant à terme en décembre 2021 a grimpé jusqu’à 32,50 euros la tonne d’émissions de CO2 la semaine dernière, puis le marché est légèrement redescendu, passant à 31,10 euros actuellement. Lors de son sommet de la semaine passée, le Conseil de l’UE a confirmé le durcissement des objectifs climatiques de 2030. Les chefs d’État et de gouvernement se sont ainsi prononcés en faveur d’un objectif européen contraignant, pour une diminution des émissions de gaz à effet de serre d’au moins 55% d’ici à 2030. Ce nouvel objectif doit être atteint conjointement, avec la participation de tous les États membres de l’UE. Toutefois, il ne s’applique pas à chacun d’entre eux. La Pologne et certains États comme la Tchéquie et la Bulgarie considèrent irréalisable une réduction de 55% à leur niveau, ce qui obligerait d’autres États à compenser par des réductions plus importantes. De plus, les trilogues n’ont pas encore eu lieu. Mais les positions du Parlement européen quant à cette exigence de 60% de réduction par rapport à 1990 ne sont pas tellement éloignées. Un accord définitif est donc à prévoir. Ceci devrait aussi soutenir les futures EUA au début de la quatrième période de négoce, de 2021 à 2030.

Le prochain numéro du Energy Flash paraîtra le mercredi 13 janvier 2021.

Primeo Energie vous souhaite de joyeuses fêtes et une bonne et heureuse année 2021.

L’évolution des prix sur le marché de l’électricité a été mitigée la semaine dernière. Alors que les cotations du mois suivant dégringolaient, le trimestre suivant et l’année suivante se sont envolés. Sur la partie courte de la courbe, des impulsions sont venues de la contribution des énergies renouvelables dans la production d’électricité et des températures basses. Le gaz et le charbon ont aussi nettement progressé. Pour le gaz naturel, l’influence des conditions météorologiques s’est faite particulièrement sentir, non seulement en Europe mais aussi en Asie, par les prix du GNL. L’année civile a, elle aussi, affiché une forte hausse de 7,6%. Les cotations du charbon ont même soutenu tous les délais de livraison. En plus du rebond des prix du charbon, un autre facteur de coût vient se greffer: compte tenu du faible niveau du Rhin, les frais du transport par péniches à partir de Rotterdam ont eux aussi augmenté. Les cotations à terme du CO2 ont également enregistré de forts gains et atteint un nouveau record historique en deuxième partie de semaine. Le future EUA négocié pour la dernière fois ce lundi, avec une échéance en décembre 2020, a pu se hisser à 31,30 euros vendredi. Le nouveau contrat de référence arrivant à échéance en décembre 2021 a atteint 30,73 euros la tonne d’émission de CO2. Mais les cotations ont aussi été soutenues par des opérations de couverture effectuées avant la fin de la troisième phase de négoce qui se termine au 31 décembre. En effet, les nouveaux droits d’émission de CO2 de l’année à venir (phase 4) ne peuvent pas servir pour remplir l’obligation de conformité de 2020.

Les marchés pétroliers ont aussi généré des impulsions positives. Durant la première moitié de semaine, les nouvelles tensions entre les États-Unis et la Chine ainsi que des craintes quant à la demande à court terme suite à la hausse des nouveaux cas de coronavirus aux États-Unis et en Europe ont pesé sur la conjoncture. Cela a toutefois été de courte durée. Car pendant la deuxième moitié de semaine, les prévisions à moyen terme ont repris le dessus après que le RU a homologué en urgence le vaccin de Pfizer et BioNTech et que les premières vaccinations ont été réalisées.

Malgré la très forte hausse des prix des dernières semaines, les perspectives économiques de cette semaine pourraient bien freiner la reprise. Les impacts négatifs sont encore une fois divers. Les indices ont dégringolé sur les marchés européens. En comparaison hebdomadaire, le Dax a perdu 1,4%. Les nouvelles tensions apparues entre les États-Unis et la Chine ont aussi plombé l’ambiance. Mais l’augmentation du nombre de nouvelles infections au coronavirus ainsi que le durcissement du confinement dès mercredi en Allemagne ont également eu des retombées négatives. Une autre pression à la vente est due à un probable Brexit dur après l’échec de la rencontre entre le premier ministre britannique, Boris Johnson, et la présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, vendredi dernier. À l'extrémité courte aussi, une détente se profile. L’augmentation de la production éolienne et les températures en moyenne supérieures aux niveaux saisonniers ont un impact négatif. Il est donc fort possible que la reprise sur le marché de l’électricité tourne court pendant la semaine sous revue.

Sur les marchés, il n’est pas rare que les récits jouent un rôle plus important que les faits dans l’évolution des prix. Cela a sans doute aussi été le cas pour les droits d’émission de CO2 qui ont poursuivi leur ascension fulgurante dès le début de la semaine dernière. Suite aux données chinoises positives pour l’indice officiel des directeurs d’achats, le marché a de nouveau misé sur un redressement rapide de la conjoncture avec la disponibilité d’un vaccin contre le coronavirus, et donc sur une augmentation de la demande en droits d’émission de CO2. Mais pendant la phase du deuxième confinement, le PIB n’est pas un bon indicateur pour les besoins en certificats d’émission de CO2, car l’industrie tire mieux son épingle du jeu. Il y a toutefois aussi quelques facteurs positifs pour les futures EUA: le volume plus faible mis aux enchères en décembre et la fin prochaine de la phase de négoce actuelle. Au 1er janvier débute en effet la nouvelle phase de négoce qui durera jusqu’en 2030, durant laquelle aucun droit d’émission de CO2 ne peut être emprunté pour remplir l’obligation de conformité de 2020. Les entreprises doivent donc, dès maintenant, se couvrir suffisamment, ce qui soutient la demande. À l’ICE, les futures EUA arrivant à échéance le 14 décembre ont ainsi dépassé une nouvelle fois la barre des 30 euros la tonne, mais sont restées en dessous de leur record annuel de septembre. En fin de semaine, la tonne d’émission de CO2 était à 30,11 euros, soit 7% supérieure au dernier vendredi de novembre.

La progression des prix du charbon de la zone ARA a continué. Le mois suivant des futures de l’ICE a augmenté de 17,9% à 63,40 dollars US la tonne, ce qui a toutefois aussi été causé en grande partie par le changement de contrat. Le trimestre suivant a progressé de 5,1% tandis que l’année 2021 augmentait de 3,8% pour s’établir à 62,90 dollars US. Pour les prix du charbon, la météo a également joué un rôle significatif. La grève dans une mine de charbon en Colombie, qui s’est terminée au bout de 91 jours, peut aussi expliquer la baisse de la production colombienne et des exportations. Selon les données des négociants, ces facteurs ont provoqué une nette diminution des stocks à Rotterdam et une envolée des prix. Les prévisions météorologiques laissent présager une augmentation durable des besoins en charbon, bien que le gaz naturel soit de nouveau plus avantageux que lui pour la production d’électricité dans tous les délais de livraison. La première enchère concernant la fermeture des centrales au charbon en Allemagne a aussi eu un effet positif sur les prix. Les cotations des futures de l’ICE sur le charbon de la zone ARA devraient nettement progresser au cours des quatre prochaines semaines dans tous les délais de livraison, ce qui devrait également soutenir les prix de l’électricité en Allemagne.

L’euro a été à double tranchant pour les prix de l’électricité. La propension au risque des investisseurs a encore augmenté, de sorte que les transferts de valeurs refuges vers des actifs plus risqués ont aussi généré des fuites de capitaux du dollar US vers d’autres devises importantes. Cela a permis à l’euro de s’apprécier de 1,1962 à 1,2120 dollar US en comparaison hebdomadaire. Cette évolution a également été avantageuse pour les prix du charbon et du pétrole brut. Cependant, la progression de l’euro a été plus faible du fait de l’appréciation de 1,3%. Le charbon de la zone ARA et le pétrole brut ont tout de même affiché une hausse, de sorte qu’au final le durcissement de l’euro s’est révélé avantageux pour les prix de l’électricité.

Sur le marché de l’électricité, le mois suivant a été largement soutenu par le marché au comptant. La raison principale de cette augmentation des prix est la météo. Les températures ont fortement chuté, entraînant une hausse de la demande, notamment en France, qui s’est aussi répercutée sur les prix de l’électricité suisses. Mais un autre facteur a été la baisse de la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité. Il y a eu très peu de vent et d’heures d’ensoleillement. Selon les prévisions des météorologues, cette météo qui se caractérise par des conditions de vent moins fortes que la moyenne et des températures plus faibles que les normales saisonnières devrait perdurer une bonne partie du mois de décembre. Les cotations ont cependant fortement progressé aussi pour les mois de janvier et de février ainsi que pour le trimestre suivant. Mais ces prix ne seraient justifiés que si le froid et le manque de vent duraient pendant tout l’hiver.

Les cotations à terme ont également été soutenues par les droits d’émission de CO2. À l’ICE, les futures EUA arrivant à échéance le 14 décembre se négociaient hier, mardi, un peu en dessous de 30 euros la tonne d’émission de CO2. La tendance haussière observée depuis début novembre dans le contexte de marchés voisins favorables et avec l’espoir d’une reprise économique se poursuit. L’espoir d’un vaccin contre le coronavirus disponible prochainement a également joué un rôle majeur dans cette augmentation des prix. L’annonce de l’entreprise britannique Astra-Zeneca a déclenché une nouvelle vague d’euphorie. Mais la hausse des prix a aussi été soutenue par les ventes aux enchères plus faibles des droits d’émission de CO2 en décembre et le report des ventes aux enchères à début février l’année prochaine.

Les futures de l’ICE sur le charbon de la zone ARA ont aussi fortement rebondi. L’année suivante cote actuellement à 61,50 USD la tonne. Cette hausse des prix est aussi probablement imputable aux prévisions météorologiques. Du fait de l’augmentation de la demande en électricité et de la baisse simultanée de la part des énergies renouvelables, davantage d’électricité doit être produite de manière classique. Pour ce faire, les centrales au charbon sont aussi utilisées. À cela s’ajoutent les besoins en charbon en Allemagne pour la production de chaleur à distance.

Les prix du gaz naturel se sont aussi envolés. Actuellement, l’année 2021 du TTF néerlandais se négocie à 14,35 euros. Ici aussi, la météo a joué un rôle prépondérant et entraîné une hausse de la demande. Mais la grève des agents de sécurité sur les plateformes norvégiennes et à l’usine de traitement du gaz Nyhamna a également contribué à faire rebondir les cotations. De plus, la demande en GNL a augmenté en Asie du fait de l’arrivée précoce du froid et les prix du gaz ont aussi décollé aux États-Unis en raison de la météo. Afin de rester attrayants pour les livraisons de GNL, les prix du gaz au TTF ont donc aussi dû suivre la hausse pour la partie courte de la courbe à terme.

Sur le marché de l’électricité, les cotations à terme ont été volatiles la semaine dernière. Elles n’ont cependant pas pu se maintenir en hausse pendant la deuxième moitié de semaine, clôturant légèrement en dessous des valeurs de la semaine précédente. L’annonce du groupe pharmaceutique américain Moderna sur l’efficacité de son vaccin contre le coronavirus a fait s’envoler les prix sur le marché pétrolier et les marchés des actions européens en début de semaine. Une semaine seulement après que Pfizer/Biontech annonce les 90% d’efficacité dans les tests du vaccin développé conjointement contre le coronavirus, un autre candidat américain au vaccin a même atteint 94,5% d’efficacité, ravivant ainsi les espoirs et les attentes pour la demande pétrolière. Malgré des déclarations positives sur la disponibilité du vaccin, il faudra aussi du temps chez Moderna avant d’atteindre l’immunité de groupe. À court terme, l’évolution des cas de nouvelles personnes infectées au coronavirus devrait donc encore peser sur la demande en pétrole. Les déclarations sur la réunion virtuelle de l’OPEP+ en début de semaine prochaine constitue un autre facteur pouvant expliquer l’augmentation des prix la semaine dernière. Le marché table sur un accord de l’OPEP+ concernant le report du relèvement des plafonds de production. Mais une nouvelle réduction de la limite de production est également considérée comme possible.

Le marché des actions américain a réagi avec beaucoup moins d’enthousiasme que les marchés européens à l’annonce du vaccin de Moderna. En comparaison hebdomadaire, l’indice général du marché des actions américains, le S&P, a perdu 0,8%. Les déclarations de la Fed sur l’état de l’économie américaine et des risques ont également freiné l'appétit pour le risque des investisseurs. Le Dow Jones a aussi atterri dans le rouge et seules les valeurs technologiques américaines du Nasdaq ont pu légèrement rebondir par rapport à la semaine précédente. Les données économiques américaines ont elles aussi été mitigées. Les chiffres d’affaires du commerce de détail ont été décevants avec une hausse plus faible qu’escomptée. Contre toute attente, l’indice manufacturier de la Fed de New York (Empire State Manufacturing Index) a dégringolé de 10,5 à 6,3 points. La production industrielle a toutefois enregistré des résultats meilleurs que prévus en octobre. Après une baisse de 0,4% (0,6% à l’origine) par rapport à septembre, elle a ensuite gagné 1,1%. Les données économiques américaines mitigées corroborent l’estimation de la Fed selon laquelle des risques subsistent toujours pour la conjoncture américaine. Ceci est aussi un facteur négatif pour les perspectives de la demande pétrolière américaine.

Contrairement au pétrole, les cotations à terme du marché gazier ont fortement chuté la semaine passée. L’évolution des prix sur les marchés au comptant en est en grande partie responsable. Les prévisions d’un hiver clément associées à un fort approvisionnement dans un avenir proche du fait du niveau actuellement élevé des réservoirs ont lourdement pesé sur les contrats hivernaux. Les mois de décembre et janvier ont tous deux dévissé de 9% tandis que l’année suivante perdait 6%. La marge de la centrale pour la production d’électricité au gaz s’est ainsi améliorée, redevenant plus compétitive face à celle au charbon. Cette semaine, une chute des températures conforme aux normales saisonnières est attendue. De plus, les météorologues prévoient une baisse continue de la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité jusqu’à vendredi, ce qui signifie une augmentation de la demande en gaz des producteurs d’électricité. Les besoins en gaz devraient également grimper compte tenu des prévisions de températures diurnes moyennes. Ceci devrait permettre de soutenir un peu les prix à court terme.

Compte tenu de l’évolution d’autres segments des marchés énergétiques, l’évolution des prix du Phelix Baseload est une surprise car on aurait pu s’attendre à des cotations plus élevées. La principale nouvelle a été l’annonce de Pfizer/Biontech, selon laquelle le vaccin commun contre le nouveau coronavirus est efficace à 90% et une demande d’autorisation est désormais imminente. Les futures EUA ont réagi à la nouvelle en enregistrant de fortes progressions. Le contrat arrivant à échéance dans quelques semaines en décembre a grimpé de 25,32 à 27,13 euros la tonne d’émission de CO2. Il a toutefois légèrement baissé pendant la deuxième moitié de semaine pour s’établir à 26,28 euros en fin de semaine, soit 3,4% au-dessus de la semaine précédente. Le marché a d’abord supposé que la situation économique s’améliorerait rapidement avec le vaccin et ferait ainsi redécoller la demande en électricité. Mais une fois l’euphorie passée, il a réalisé qu’il faudra encore quelques semaines voire quelques mois jusqu’à l’obtention de l’autorisation et la production du vaccin en quantités nécessaires. Par conséquent, l’année civile 2021 enregistre une hausse modeste (1%).

Les impulsions des énergies fossiles ne se sont guère répercutées sur les prix de l’électricité. Le pétrole brut s’est envolé. Pendant la première moitié de la semaine dernière, la cotation du Brent pour le mois suivant a progressé, passant de 39,45 à 45,30 dollars US le baril à son niveau le plus haut mercredi dernier, avant de retomber à 42,78 dollars US en fin de semaine, ce qui représente toujours une forte hausse de 8,4%. Les futures de l’ICE sur le gazole en Europe ont aussi fortement grimpé de 6,8% à 344,75 dollars US la tonne pour le mois suivant. Sur les marchés pétroliers aussi, les attentes ont d’abord été trop optimistes. L’Agence internationale de l’énergie a annoncé dans son rapport mensuel qu’il faudra attendre le deuxième semestre 2021 avant que le vaccin n’ait un effet sur la demande en pétrole, causant ainsi la désillusion des négociants en pétrole. À court terme, les problèmes de demande subsistent du fait de la hausse du nombre de personnes contaminées par le coronavirus.

L’annonce d’un vaccin bientôt disponible contre le COVID-19 a également soutenu le charbon. On table sur une levée des restrictions actuelles de l’activité économique au cours de l’année 2021. Un autre pilier de cette hausse est le marché Pacifique du charbon qui reste solide. Sur ce marché, de nouvelles augmentations sur le long terme ont été enregistrées du fait de spéculations concernant les interdictions d’importation chinoises de charbon australien et les grèves imminentes en Afrique du Sud. Les prévisions d’hiver froid et pluvieux dans la région Pacifique se sont en outre concrétisées, ce qui laisse présager des restrictions de production et une augmentation de la demande. Les restrictions liées à la grève en Colombie subsistent.

Le marché de l’électricité affiche principalement une tendance à la hausse. L’annonce faite par Pfizer/Biontech lundi selon laquelle une demande d’autorisation pour un vaccin va être déposée déjà la semaine prochaine aux USA pourrait changer la donne sur les marchés et entraîner une augmentation durable des cotations. Il est donc essentiel de savoir quelle importance les analystes et autres experts accordent à cette annonce. Hormis les nouvelles relatives à la crise du coronavirus, les marchés ont apprécié la victoire de Joe Biden lors des élections présidentielles américaines. Les investisseurs ont misé sur une détente dans le cadre du conflit commercial et sur des mesures de relance. Une réorientation de la politique américaine vers des énergies plus écologiques est également attendue. Les cotations à terme sur le marché de l’électricité ont également été soutenues par l’évolution des prix sur le marché spot. La hausse du Day-Ahead est due à la diminution des énergies renouvelables. Les participants au marché tablent sur la poursuite d'un automne clément. Dès lors, les prix spot pourraient également soutenir les cotations à terme.

L’évolution des droits d’émission de CO2 jouent en effet un rôle essentiel dans l’augmentation des prix de l’électricité. Après la divulgation de l’annonce de Pfizer/Biontech, les émissions ont décollé en même temps que le marché des actions et dépassé la résistance de 27 euros. 31,8 millions de certificats ont été mis en œuvre jusqu’à cette date. Si les semaines d’octobre ont été marquées, dans un grand nombre de pays d’Europe, par la crainte des conséquences du confinement, les données économiques contribuent maintenant à améliorer l’ambiance, ce dont les futures EUA profitent eux aussi. En Europe, les indices des directeurs d’achat pour l’Italie et l’Espagne ont été nettement meilleurs que prévu. Les données provisoires pour l’Allemagne et la zone euro ont également été revues à la hausse. Mais l’industrie n’est pas la seule à être sur la voie de la reprise, car pour les services, les indices ont été bien meilleurs qu’escompté ou provisoirement annoncé. Ils sont toutefois encore inférieurs au seuil critique de 50 points et dans certains secteurs, le confinement pourrait encore aggraver la situation.

Le gaz naturel a perdu son rôle de combustible fossile le moins cher pour produire de l’électricité en raison de l’augmentation des prix de juillet jusqu’à l’avant-dernière semaine d’octobre. La partie courte de la courbe à terme a toutefois souffert début novembre des cotations à la baisse du gaz naturel aux USA et du GNL en Asie, car des prix aussi élevés en Europe ne sont de ce fait plus nécessaires pour des livraisons de GNL suffisantes en hiver. À cela s’ajoute le fait qu’en raison du confinement, le marché mise toujours sur une demande de gaz naturel plus faible. Pour ces prochaines semaines, les prévisions sont plutôt basées sur une évolution latérale.

La semaine dernière, les cotations à terme sur le marché de l’électricité se sont alignées sur les marchés voisins qui ont tous été fortement sous pression. Le marché spot a donné une impulsion négative. En raison de vents plus forts, la contribution des énergies renouvelables à la production d’électricité a augmenté, de sorte que moins d’énergies fossiles ont dû être utilisées. Les modèles météorologiques partent toutefois de l'idée qu’après le niveau élevé du premier lundi de novembre, les contributions des énergies renouvelables vont retomber. Cela pourrait également avoir un effet positif sur la partie courte de la courbe à terme. Les énergies fossiles ont également une part de responsabilité. La tendance ininterrompue du gaz naturel à la hausse depuis mi-septembre a montré la semaine dernière une première correction du marché à la baisse. Les mesures imposées en Europe en raison de l’augmentation du nombre de personnes contaminées par le coronavirus ont fait craindre une baisse importante de la demande de gaz. La réduction immédiate de la demande escomptée a exercé une pression à la baisse sur les prix du gaz. Sur le marché de référence du gaz sur le continent européen, le TTF néerlandais, le mois suivant a perdu 8,8 pour cent, tombant à 14,06 euros par mégawattheure, tandis que le trimestre suivant a enregistré la plus forte baisse, avec 9,6 pour cent, tombant à 14,15 euros. C’est l’année civile qui a enregistré les meilleurs résultats, avec quand même une baisse notable de 7,7 pour cent, tombant à 13,59 euros. La demande de GNL en Asie a toutefois limité les pertes. Les récentes prévisions d’un hiver froid ont fait grimper les commandes asiatiques à court terme et augmenter les frais de transport pour les tankers GNL. Les réserves de gaz du nord de l’Europe étaient récemment de 92,28 pour cent, soit environ 2 pour cent de plus que la moyenne à long terme.

Outre l’impact de la chute des prix du gaz, le marché de l’électricité a été bridé concernant les matières premières, en particulier par les cotations du charbon et les certificats d’émission. Par rapport aux cotations des futures de l’ICE sur le charbon de la zone ARA, elles ont été à nouveau plus avantageuses que l’utilisation du gaz naturel pour la production d’électricité dans tous les contrats de la période suivante durant la semaine jusqu’au 23 octobre. Mais durant la dernière semaine du mois précédent, les cotations ont fortement chuté dans tous les délais de livraison. C’est l’année 2021 qui a enregistré la plus forte perte, avec une baisse de 8,2 pour cent la faisant tomber à 54,51 dollars US. Les futures EUA ont affiché durant les deux premières heures de trading du 23 octobre une reprise qui n’a pas duré. Car le marché a rebasculé dans le négatif déjà au début de la dernière semaine d’octobre. Jusqu’à mercredi à l’ICE, le future EUA arrivant à terme en décembre est passé de 25,49 à 22,88 euros par tonne d’émission de CO2. Les craintes d’un nouvel effondrement de la conjoncture et la réduction des émissions durant l’année actuelle ont joué un rôle important (jusqu’à 10,2 pour cent). La troisième énergie fossile qu'est le pétrole brut, qui sert souvent de marché de référence sur lequel s’orientent les prix d’autres produits énergétiques, a elle aussi fortement chuté. Les reconfinements partiels qui viennent d’être décidés afin de lutter contre la pandémie de COVID-19 devraient avoir un impact négatif sur la demande de pétrole pendant un certain temps. De plus, la reprise de la production pétrolière en Libye laisse augurer une offre excédentaire du marché comme au printemps. Les élections américaines de cette semaine entraîneront probablement une volatilité significative sur les marchés. Un changement de pouvoir en faveur des démocrates pourrait provoquer des émeutes en raison d’un refus de la passation de pouvoir ou de recomptages fastidieux et un traitement judiciaire des résultats de l’élection, ce qui entraînerait à nouveau des mouvements de marché à la baisse.

Les ministres européens de l’environnement se sont mis d’accord pour l’essentiel sur la protection du climat en Europe. L’UE doit atteindre la neutralité climatique d’ici 2050. Les ministres de l’environnement ont reporté la décision d’un objectif intermédiaire d’ici 2030 à leur prochaine séance du mois de décembre. Le conseil Environnement de l’UE discute de la proposition de la Commission pour une réduction des émissions de CO2 d’au moins 55 pour cent d’ici 2030. «Le point de vue du conseil est partiel, parce qu’il ne contient pas encore d’objectif actualisé pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre pour 2030» a fait savoir le ministère fédéral allemand de l’environnement. D’autres discussions seront manifestement nécessaires pour parvenir à une entente.

Selon la conviction du chef de l’Agence internationale de l’énergie atomique (IAEA), Rafael Grossi, «atteindre les objectifs climatiques mondiaux sans le nucléaire est pratiquement exclu. Si la sortie du nucléaire décidée pour 2022 en Allemagne est légitime du point de vue politique, en ce qui concerne le climat, l’objectif des deux degrés n’est pas fondé au niveau scientifique». «La réalité scientifique est que les centrales nucléaires génèrent extrêmement peu de CO2» a dit M. Grossi à Vienne. L’expérience a montré qu’un tiers de l’énergie propre vient de sources nucléaires. En se référant au groupe d'experts intergouvernemental sur l'évolution du climat (GIEC) et à l’Agence internationale de l‘énergie, M. Grossi a déclaré : «Tous les moyens pour atteindre le seuil des deux degrés fixé dans l’accord de Paris sur le climat sont pratiquement impossibles sans le nucléaire. Le nucléaire fait partie de la solution», a-t-il indiqué en ajoutant que les réacteurs nucléaires offraient un approvisionnement stable en électricité qui peut soutenir l’énergie renouvelable moins constante issue du vent, de l’eau ou du soleil. Les scientifiques indépendants du GIEC ont constaté que des efforts accrus sont nécessaires pour traiter l’élimination des déchets nucléaires et autres risques si l’énergie atomique doit se développer. Rafael Grossi se rend en Allemagne pour un nouveau débat sur un centre de stockage pour les combustibles usés. La Finlande est jusque-là le seul pays à avoir créé un site d’enfouissement permanent de déchets nucléaires. La Suède a elle aussi récemment donné son accord concernant un site. «Nous avons ajourné un problème jusqu’à ce qu’il soit impossible de ne pas l’aborder» a dit M. Grossi concernant l’absence de solutions à long terme pour les déchets radioactifs. La résistance des gens à savoir que ce type de substances se trouve tout près de chez eux est compréhensible. Les gens privilégient une solution dans laquelle les déchets ne sont pas trop proches de chez eux». La sortie de l’Allemagne du nucléaire est, dans ses conséquences et son rythme, pratiquement unique au niveau international et se retrouve sur une voie vraiment spéciale. Très peu de pays seulement se sont décidés pour une sortie du nucléaire. D’autres visent une réduction du nucléaire mais ne souhaitent pas en sortir. Il existe sinon une tendance notable au renforcement du nucléaire, que ce soit en Chine, en Russie, en Inde, en Afrique du Sud, en Turquie, au Bangladesh, au Vietnam, aux Émirats arabes unis, en Égypte, en Argentine ou au Brésil d’après le chef de l’IAEA, qui préconise l’exploitation sécurisée de centrales nucléaires utilisées à des fins civiles.

Le marché du CO2 affiche des valeurs très faibles. Les cotations sont tombées sous la barre de soutien de 25 euros par tonne et se situaient mardi à 24.20 euros. Les nombreuses ventes supplémentaires aux niveaux de soutien actuels ont été déterminants concernant cette baisse. Étant donné aussi qu’aucun accord n’a pu être trouvé dans le cadre des discussions entre l’UE et la Grande-Bretagne concernant un accord commercial, la menace d’un retour aux règles de l’OMC avec des conséquences économiques négatives pour les deux partenaires est à l’ordre du jour. Si le prix du CO2 ne remonte pas dans les jours qui viennent, il est possible qu’il chute à nouveau jusqu’à son niveau plancher de début juin, à savoir 21 euros. D’après les analystes, un scénario aussi négatif nécessite toutefois un catalyseur ainsi que l’aide d’autres marchés. Mais une telle évolution ne semble pour l’instant guère probable. Les émissions mises aux enchères sont bien accueillies et les marchés voisins bien soutenus. Le vote du Parlement européen pour une réduction de 60 pour cent des gaz à effet de serre pourrait également avoir une impulsion positive pour le marché du CO2. Il sera certes difficile de rallier le Conseil de l’UE à cet avis mais la décision du Parlement aura augmenté les chances de voir en tout cas la valeur de 55 pour cent s’imposer au niveau politique. La décision du Parlement contient aussi des objectifs contraignants pour les États membres de l’UE. Le Conseil se penchera pour la première fois le 23 octobre sur la proposition sur les gaz à effet de serre. La présidence allemande du Conseil souhaite trouver une solution d’ici la fin de l’année.

À la suite de l’augmentation des prix du gaz naturel et du recul des certificats d’émissions, la situation sur le marché du charbon en concurrence avec le gaz pour attirer les faveurs des exploitants de centrales s’est nettement améliorée. Les Clean Dark Spreads sont maintenant supérieurs aux Clean Spark Spreads dans tous les délais de livraison hormis à l’horizon d’une année. La résistance pour l’année suivante du charbon de la zone ARA affiche fin septembre 60.90 dollars US et une autre résistance s’inscrit à 61.40 dollars US. Mais il est aussi garanti que les arbres pour le charbon ne montent pas jusqu’au ciel. Le premier importateur mondial de charbon qu’est la Chine essaie visiblement de protéger sa production locale en cherchant à empêcher les importations. Pékin a en effet importé moins de charbon en septembre. Le gouvernement chinois mène soi-disant des discussions avec de grands importateurs de charbon afin de les dissuader d’acheter. BHP a dans l’intervalle communiqué que c’est la raison pour laquelle les premiers clients chinois ont demandé un report des livraisons. Le charbon non demandé par la Chine envahit d’abord le marché Pacifique mais le charbon de la zone ARA pourrait lui aussi être indirectement touché. Mais les prix élevés du gaz qui ont tellement amélioré la compétitivité du charbon pourraient bien eux aussi être instables. Enfin, le marché s’est laissé déconcerter par des rapports indiquant qu’une restriction des livraisons de GNL des USA menaçait l’Europe. Mais la différence de prix entre le TTF et le centre Henry est de toutes façons suffisamment importante pour permettre aux exportateurs de réaliser une bonne marge. Compte tenu du fait que les capacités d’exportation russes ne sont pas pleinement exploitées, des livraisons moindres de GNL pourraient être compensées par des importations russes plus importantes. On attend de plus en Europe des températures clémentes à court terme, ce qui va entraîner une baisse de la demande de gaz à des fins de chauffage.

Le marché européen du charbon a affiché la semaine dernière une tendance à la hausse. Pour ce qui est des futures de l’ICE sur le charbon de la zone ARA, les cotations ont augmenté dans tous les délais de livraison et l’année du charbon a terminé la semaine de transactions avec 2,4 pour cent à 59.75 dollars US. Concernant les matières premières, les prix du charbon ont été essentiellement soutenus par l’évolution positive des deux autres énergies fossiles. Dans ce contexte, le thème central était la grève dans le secteur pétrolier et gazier norvégien pour de meilleurs salaires. Les premières installations ont été arrêtées au début de la semaine déjà. Après l’échec des négociations du mercredi, le syndicat Lederne a menacé d’étendre à d’autres plateformes la grève qui pourrait, dans le pire des cas, toucher jusqu’à un quart de la production de gaz et de pétrole à court terme. L‘ouragan Delta a également entraîné des pertes de la production de pétrole américaine dans le Golfe du Mexique, ce qui a également réussi à soutenir le prix du pétrole à court terme. Le marché du charbon a également été soutenu par le marché des émissions de CO2. Le Parlement européen a approuvé à une grande majorité la proposition de la commission de l’environnement de réduire encore plus les émissions de CO2, c’est-à-dire de 60 pour cent par rapport à la valeur de référence de 1990, ce qui est nettement supérieur aux 55 pour cent proposés par la Commission européenne. L’objectif est jusqu’à présent de les réduire de 40 pour cent, ce qui ne devrait toutefois pas suffire pour remplir les obligations de l’accord de Paris sur le climat. Cela a fait à nouveau grimper les cotations de CO2 tout près de la barre des 28 euros, mais sans l’atteindre. Durant le reste de la semaine, les prises de bénéfices ont cependant été tellement importantes qu’elles ont entraîné un effondrement des cours. Vendredi passé, à l’ICE, le future EUA arrivant à terme en décembre 2020 a baissé jusqu’à 25.51 euros. Ce recul massif sous la barre de soutien des 26 euros pourrait être dû à la résistance considérable de certains pays d’Europe de l’Est, en particulier la Pologne et la Tchéquie, même contre la proposition de la Commission européenne. La discussion va continuer jusqu’à la fin de l’année au sein du Conseil de l’UE (Conseil des ministres des pays membres) qui doit maintenant approuver à son tour la proposition. Un accord est prévu pour décembre 2020.

Dans la partie courte de la courbe à terme, la demande de gaz est soutenue par le temps froid et le recul des températures durant la semaine en cours. De plus, grâce à l’accord trouvé vendredi dernier concernant un nouveau contrat tarifaire entre les producteurs de pétrole et le syndicat Lederne, l’arrêt des plateformes norvégiennes consécutif à la grève n’est plus à l’ordre du jour. Dans le Golfe du Mexique, la production de gaz et de pétrole est progressivement repartie après le passage de l’ouragan Delta dans le pays vendredi dernier. On attend en outre pour la semaine à venir un temps sec et froid avec très peu de vent qui devrait générer un besoin de chauffage plus élevé et par conséquent des prix du gaz plus stables. Compte tenu du fait que le gaz est actuellement plus intéressant que le charbon pour la production d’électricité, l’effet pourrait se réduire si les cotations du gaz continuent à augmenter. Et le recul des prix du CO2 rend le charbon à nouveau plus compétitif.

La situation tendue des centrales nucléaires en France devrait rester un sujet brûlant en 2021. L’EDF a en effet repoussé à 2021 les travaux d’entretien de certains réacteurs prévus au départ en 2020. L’année prochaine sont également planifiées plusieurs révisions des 10 ans plus longues et plus compliquées que l’entretien habituel des réacteurs nucléaires. Les analystes n’attendent par conséquent pas d’amélioration majeure concernant la disponibilité des centrales nucléaires en France. Malgré la détente observée grâce à l’ajournement des dates de contrôle pour l’année en cours, l’EDF s’attend à une production historiquement basse des centrales nucléaires pour 2020, de 315 à 325 térawattheures. Depuis juillet, la demande française d’électricité n'est par ailleurs que d’environ 3 pour cent inférieure au niveau de l’année précédente. Compte tenu du besoin qui repart à la hausse, il existe un risque important d’augmentation des prix spot en hiver.

Le fournisseur suisse Axpo s’attend, dans sa dernière évaluation de marché dans le cadre du scénario de base, à ce que les prix du gaz passent pratiquement du simple au double d‘ici 2023. Il faut ensuite s’attendre à un ralentissement progressif des prix d’ici la fin de la décennie. Les analystes Axpo partent de l’idée que l’offre excédentaire actuelle de GNL ne cessera de diminuer dès 2021 en raison des nouveaux projets qui voient le jour. Dans un contexte de bas niveau des prix dû au coronavirus, les projets GNL sont en outre reportés voire même suspendus. Le fournisseur n’attend une deuxième vague d’offres GNL que pour le milieu de la décennie en cours. L’Europe va donc d’abord devoir se livrer à une concurrence acharnée avec l’Asie pour les GNL. Étant donné que la production de gaz dans la Mer du Nord et aux Pays-Bas recule en raison de la baisse des réserves et du manque d’investissements, l’analyse Axpo avance que l’Europe dépendra d’abord aussi de manière accrue des importations de gaz naturel de Russie et d’autres états issus de l’ancienne Union soviétique. Les analystes sont d’avis que la sortie du charbon et du nucléaire va soutenir la demande européenne de Gas-to-Power. La tendance générale à la demande de gaz en Europe devrait toutefois, selon Axpo, baisser à partir de 2025 en raison des besoins moins élevés de l’industrie et des ménages. La consommation européenne globale va par conséquent passer des bien 250 milliards de mètres cubes actuels par année à environ 230 d’ici la fin de la décennie.

Le pétrole brut Brent s’est montré très ferme lundi. Les négociants ont justifié les gains importants par les grèves qui ont lieu sur six gisements norvégiens de pétrole et de gaz offshore. Selon les indications des analystes, la production norvégienne baisse ainsi de l’équivalent de 330’000 barils de pétrole par jour. En outre, les prix sont soutenus par l’optimisme croissant concernant l’état de santé du président américain Donald Trump et par un plan de relance économique qui va être mis en place. Jusque vers 16h45, le Brent de décembre a pris 2,16 pour cent, passant à 41,43 dollars US la tonne. Le gazole de novembre augmente pour sa part de 13,25 pour cent, passant à 332 dollars la tonne.

Les combustibles fossiles utilisés pour produire de l’électricité ont connu une évolution mitigée. Sur le marché de référence du gaz, le TTF néerlandais, l’année civile 2021 a enregistré un recul de 0,8 pour cent à 13,57 euros par mégawattheure et le trimestre suivant a augmenté de 0,8 pour cent à 12,85 euros. La partie courte de la courbe à terme a été soutenue par les prix spot qui ont profité de la demande des producteurs d’électricité et des livraisons parfois moins nombreuses en provenance de la Norvège dues aux travaux d’entretien. Les réservoirs de gaz en Allemagne ne sont plus aussi remplis qu’à la même période de l’année précédente en raison du stockage peu élevé à partir du mois d’août mais ne donnent aucune raison de penser que les prix du gaz vont augmenter, car même si l’hiver prochain est un peu plus froid, les réserves devraient être suffisantes. Les prévisions pour les semaines à venir sont plutôt négatives pour le trimestre suivant et l’année civile, ce qui pourrait également peser sur les prix de l’électricité.

Pour ce qui est des futures de l’ICE sur le charbon de la zone ARA, les cotations ont augmenté. Avec 4,6 pour cent, le trimestre suivant enregistre la plus forte hausse, suivi par l’année civile 2021 qui a progressé de 2,6 pour cent à 59,91 dollars US. Les prix ont profité d’une part du recul des énergies renouvelables dans la production d’électricité mais aussi de la disponibilité des centrales nucléaires en France. C’est pourquoi le pays voisin a à nouveau mis plus de centrales électriques à charbon sur le réseau, ce qui augmente la demande de charbon. De plus, l’évolution des prix des droits d’émission de CO2 s’est répercutée de manière positive sur les prix du charbon.

L’évolution a été négative sur les marchés pétroliers internationaux. L’augmentation du nombre de nouvelles infections au coronavirus dans certains pays européens ainsi que les mesures redoutées afin de réduire la propagation du virus devraient avoir un impact négatif sur la demande de pétrole. En Grande-Bretagne par exemple, le Premier Ministre Boris Johnson a invité la population à privilégier le télétravail. La Libye a commencé à charger du pétrole brut et des travaux ont été entrepris dans les champs pétroliers après l’instauration d’un compromis entre les parties en conflit à l’est et à l’ouest du pays. La compagnie nationale de pétrole a supprimé la clause de force majeure. Un recul de la demande devrait par conséquent faire face à une offre de pétrole légèrement croissante.

La volatilité des droits d’émission de CO2 a clairement grevé le marché de l’électricité. Tout d’abord, les cotations ont continué à baisser jusqu’à 25,70 euros la tonne. Le facteur principal de ce recul est l’augmentation du nombre de personnes contaminées par le coronavirus. Mais jusqu’à mercredi de la semaine précédente, à l’ICE, le future EUA arrivant à terme en décembre a atteint 28,33 euros, ce que certains participants au marché attribuent aux dates d’échéance des options. Mais jusqu’à la clôture des transactions vendredi, les futures EUA sont redescendus à 26,11 la tonne d’émission de CO2, soit une baisse de 6,5 pour cent en comparaison hebdomadaire. Le marché redoute que les mesures de confinement, même si elles sont limitées au niveau local, entraînent une reprise de la conjoncture et un besoin en droits d’émission de CO2 plus lents que prévu jusque-là.

Les cotations à terme pour le gaz naturel dans le Nord-Ouest de l’Europe ont affiché la semaine dernière des gains notables. L’impulsion est venue principalement de l’évolution sur les marchés concernés mais les attentes relatives à la demande de gaz des producteurs d’électricité ont eu elles aussi une influence sur les prix spot. En comparaison hebdomadaire, le Day-ahead a augmenté pour le NBP britannique de 11,2% à 29.65 pence p/Therm. Dans les zones de marché sur le continent, le Day-ahead n’a encore plus augmenté que pour Gaspool, avec 12,9%, tandis qu’il n’a progressé pour TTF et NCG que de 5,3 respectivement 4,6%. Les travaux de révision ont fortement marqué la semaine précédente, contribuant ainsi à cette augmentation. La capacité de réception sur les terminaux GNL français était donc réduite en raison des travaux d’entretien. La faible injection de GNL dans le nord-ouest de l’Europe a ainsi réduit la flexibilité de l’approvisionnement. L’entretien prévu du gazoduc britannique BBL a également entraîné une réduction importante du flux de gaz de Grande-Bretagne. La poursuite des travaux dans les zones de production norvégiennes Troll et Kollsnes a généré une réduction de l’exportation norvégienne. Les réserves de gaz du nord-ouest de l’Europe étaient récemment de 92.15%, soit environ 8% de plus que la moyenne mais 6% de moins par rapport à l’année dernière. De l’autre côté de l’Atlantique, de nombreux terminaux n’ont toujours pas repris leur activité en raison des conséquences de l’ouragan Laura, car l’approvisionnement en électricité est instable. Quelques semaines seulement après le redémarrage de la production, certains producteurs de la Côte du Golfe du Mexique ont dû cesser à nouveau leur activité en raison de l’ouragan Sally. Actuellement, environ un cinquième des plateformes de production américaine est immobilisé en raison des intempéries. Ces restrictions de production risquent de nuire aux livraisons de GNL aux terminaux de réception dans le Nord-Ouest de l’Europe pendant encore quelque temps et surtout d’entraîner une augmentation des prix à la partie courte de la courbe.

L’évolution des prix sur les marchés pétroliers internationaux a eu une évolution positive sur les prix du gaz, tant sur le marché spot que sur le marché à terme, même si l’inquiétude régnait encore quant à l’évolution de la demande mondiale de pétrole renforcée par les prévisions revues à la baisse de l’OPEP et de l’AIE. L’OPEP en particulier est beaucoup plus pessimiste et se base sur un recul de la demande de pétrole en 2020 de 9,46 millions de barils par jour par rapport à l’année précédente, soit 0,4 million de barils de plus que les prévisions du mois d’août. Mais depuis mardi passé, les conséquences du prochain ouragan Sally qui a atteint la Côte du Golfe du Mexique et entraîné l’évacuation des plateformes ont pris le dessus. L’ouragan Sally a temporairement paralysé environ 30% de la production pétrolière dans le Golfe du Mexique mais n’a pas causé de dégâts irréversibles sur les plateformes pétrolières comme l’a fait l’ouragan Laura. Avec le 22ème système cyclonique se prépare une nouvelle tempête qui risque de se transformer en ouragan sur la région. L’augmentation des prix du pétrole a été renforcée par un important recul inattendu des stocks de pétrole brut et de l’essence pour moteur aux Etats-Unis durant la semaine du 11 septembre. L’OPEP pousse les retardataires à compenser les réductions de production erronées, ce qui a également été accueilli positivement sur les marchés pétroliers. En comparaison hebdomadaire, la cotation du Brent pour le mois suivant a augmenté de 8,3%, passant ainsi à 43,15 dollars US le baril et a compensé le fléchissement de la semaine précédente.

L’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) est d’avis que le ralentissement économique dramatique induit par la pandémie nuira plus et plus longtemps à la demande énergétique mondiale qu’on ne le craignait jusque-là. Dans son rapport mensuel, l’OPEP a relevé son estimation concernant la suppression du besoin mondial de pétrole cette année à 9,5 millions de barils par jour, soit un recul de 9,5 pour cent par rapport au besoin de l’année précédente. L’organisation domiciliée à Vienne a cité l’affaiblissement de l’activité économique, la reprise de la demande en carburants plus lente que prévu et l’augmentation du nombre de contaminations en Inde, Indonésie, Thaïlande et aux Philippines comme autant de motifs expliquant la baisse récente des prévisions en matière de demande.Le rapport actuel va être publié avant la séance du comité de surveillance commun de l’OPEP jeudi lors de laquelle le cartel et ses partenaires vont discuter des plans portant sur un nouvel assouplissement des réductions de production dans les mois à venir. Bien que peu de signes laissent penser que l’alliance OPEP prévoie d’adapter ces plans ce mois-ci encore, « les incidences des développements en lien avec la Covid 19 sur les conditions économiques mondiales déjà fragiles restent un défi et vont nécessiter des mesures politiques mondiales coordonnées de la part de tous les participants au marché », a expliqué l’OPEP. Dans ce contexte, les investisseurs chercheront, lors de la réunion, à savoir ce qu’il en est de la discipline au niveau de la production. Tandis que les Émirats Arabes Unis, normalement partenaire fiable de l’Arabie Saoudite, sont à la traîne d’après Cargo-Tracker Kpler, le rapport de l’OPEP a montré que l’Irak - retardataire notoire en matière de respect - a réduit en août sa production de 100 000 barils, selon des sources secondaires.

Aujourd’hui, la cheffe de la Commission européenne, Ursula von der Leyen, souhaite annoncer officiellement un nouvel objectif pour la réduction des gaz à effet de serre dans dix ans. On sait déjà clairement ce que cela représente : moins 55 pour cent et pas seulement, comme prévu jusqu’à présent, 40 pour cent de moins que les émissions de CO2 de 1990. L’industrie allemande est inquiète. Car cela signifie par exemple : mettre plus rapidement plus de véhicules électriques sur la route, équiper plus rapidement les bâtiments anciens de meilleures fenêtres et de meilleurs chauffages, plus d’énergie verte, de nouvelles forêts, une agriculture plus soigneuse, une industrie moderne - un tour de force qui s’accompagne d’investissements gigantesques. Dans l’idéal, le plan climatique européen doit servir de précurseur écologique moderne pour une économie mondiale respectueuse du climat. Tout le monde n’en est pas convaincu. En Allemagne, le ministre des transports Andreas Scheuer (CSU) et l’industrie automobile mettent en garde contre des « valeurs exagérées ». La Chambre du commerce et de l’industrie allemande (DIHK) craint également que les entreprises allemandes soient dépassées. La proposition de l’objectif de 55 pour cent n’est pas officielle. Ursula von Leyen va parler aujourd’hui de son objectif au Parlement européen dans le cadre du « discours sur la situation de l’Union européenne ». Il faut procéder à des réajustements concernant les exigences qui se sont déjà durcies ces dernières années dans le secteur de l’énergie et de l’industrie. La Commission a laissé ouverte la question de savoir comment les choses doivent se passer en détail. Elle n’annonce des projets de loi concrets que pour juin 2021. Mais il est déjà prévu maintenant, entre autres choses, d’étendre le système d’échange de quotas d’émissions SEQE aux bâtiments et aux transports. La Chambre de commerce et d’industrie allemande a confirmé dans une analyse sur le renforcement prévu des objectifs climatiques que l’échange de quotas d’émissions fonctionne. L’association met toutefois en garde, dans le cadre de l’objectif des 55 pour cent, contre les augmentations de prix pour les certificats pouvant aller jusqu’à 171 pour cent, soit 55 euros la tonne. Cela pourrait toucher aussi les consommateurs en Allemagne.

L’impulsion des énergies fossiles pour la production d’électricité est mitigée. Le prix du gaz naturel s’est envolé le mois suivant dans le nord-ouest de l’Europe. Sur le marché de référence, à savoir le TTF néerlandais, il a enregistré une hausse de 4.5 % portant le prix du mégawattheure à 11.68 euros. De même, le trimestre suivant a affiché une augmentation de 1.5 % portant son prix à 12.99 euros. L’année civile 2021, en revanche, a fléchi de 3.5 % pour atteindre un prix de 13.50 euros. L’année suivante, la baisse des prix du pétrole a eu un impact plus fort. Par contre, le mois suivant et le trimestre suivant ont été plus fortement sous l’emprise de l’évolution des marchés au comptant. Des travaux de maintenance ont entraîné une diminution des livraisons en provenance du plateau continental britannique. La baisse de la contribution de l'énergie éolienne à la production d'électricité et la faible disponibilité des centrales nucléaires en France ont également fait grimper les prix du gaz. Certes, la situation s’est détendue dans le courant de la semaine, mais la seconde moitié de la semaine a été dominée par la crainte que la demande de l’arrêt du chantier de construction du gazoduc Nord Stream 2 puisse réduire les livraisons de gaz. Cependant, ce scénario négatif pour l’approvisionnement énergétique de l’Europe n’a pas encore d’effets à court terme, mais concernerait seulement les livraisons de gaz russe à partir de 2021.

Les perspectives pour le charbon sont plutôt sombres à court et moyen terme. Les facteurs à charge dominent trop - surtout la situation de la demande : l’Indonésie notamment a baissé son prix de référence du charbon à un plancher record en raison de la hausse de ses stocks. Malgré des réductions de sa production, la Pologne s’est plainte de stocks excessifs et veut diminuer sa production l’an prochain de 7 millions de tonnes pour réduire ses stocks. En juillet, le Japon a baissé ses importations de charbon de 13.9 % par rapport au même mois de l’année précédente. On pourrait poursuivre cette liste à volonté. Par conséquent, la demande affiche des signes de faiblesse dans de nombreuses régions du monde et les réductions de production n'ont pas réussi à résoudre le problème. Les analystes discutent entre eux du moment où l'économie se rétablira réellement de ces pertes - souvent engendrées par la pandémie de corona. En conséquence, les publications mensuelles de différents indices sont très attendues. Jusqu’ici, ils ont fourni des tableaux mitigés. Alors que l'on s'attendait en Europe à une reprise économique assez rapide, certains experts craignent maintenant que l'euphorie n’ait été prématurée.

Toutefois, le principal facteur responsable de la baisse des prix de l’électricité est le marché des droits d’émission de CO2. Le future EUA arrivant à terme en décembre 2020 a réussi à franchir lundi dernier, en août, la marque des 30.00 euros la tonne d’émission de CO2, mais n’a pas pu se maintenir à ce niveau. Par manque d’achats ultérieurs et de prises de bénéfices, les prix ont de nouveau perdu beaucoup de terrain et sont retombés à 26,66 euros ce lundi. Les estimations haussières à long terme de quelques fonds spéculatifs n’ont pas suffi pour s’imposer face aux fondamentaux négatifs à court terme. Cela laisse à penser que la large marge commerciale pourrait se maintenir dans les semaines à venir.

La hausse des prix du gaz observée en août s’explique notamment par les fluctuations observées côté offre. Des travaux d’entretien effectués en Norvège ont entraîné une nette réduction du flux de gaz vers l’Europe centrale. Parallèlement, de nombreux travaux d’entretien réalisés en Grande-Bretagne ont également soutenu les prix sur le marché britannique, augmentant ainsi les prix du gaz au nord-ouest de l’Europe. L’évolution des prix joue également un rôle substantiel dans les cotations de l’autre côté de l’Atlantique. La vague de chaleur prolongée qui s’est abattue sur les États-Unis et la reprise des livraisons vers les terminaux de liquéfaction du gaz naturel du pays pour son exportation font grimper les prix sur le marché du gaz états-uniens, soutenant par là même le marché européen.

Les marchés pétroliers internationaux ont eu peu d’influence sur les prix. Après avoir atteint 46,53 dollars US au plus fort de la hausse la semaine dernière, les prix du pétrole brut Brent ont cependant de nouveau fléchi après passage de l’ouragan Laura aux États-Unis, moins dévastateur pour l’industrie pétrolière que ce qui avait été initialement craint. Dans l’ensemble, le marché pétrolier reste tiraillé entre la reprise économique et la progression accrue du nombre de nouvelles infections au coronavirus dans certaines régions. Les pronostics restent optimistes. En l’absence d’une amélioration notable de la demande pétrolière toutefois, le potentiel de forte augmentation des prix du pétrole devrait rester relativement restreint.

Le rétablissement passager des prix du charbon n’a pas eu de grande influence. En comparaison sur quatre semaines, les cotations ont enregistré un recul. Au niveau international, le marché du charbon affiche un excédent, avec un niveau de stock limitant le potentiel de hausse, notamment en Europe. La Chine limite les importations de charbon thermique pour soutenir sa propre production. En Europe, la production d’électricité laisse de plus en plus le charbon de côté pour se tourner vers le gaz; une tendance qui devrait se poursuivre.

En ce qui concerne les futures EUA arrivant à terme en décembre 2020, les dernières prévisions misaient sur une évolution latérale. Au cours de la dernière semaine d’août cependant, l’évolution et les cotations ont fortement progressé pour atteindre le lundi un record de 30,16 euros. Selon les revendeurs, l’envolée des prix serait due à un article publié dans le Financial Times, selon lequel les hedge funds et autres investisseurs institutionnels auraient, au vu de l’évolution de la politique environnementale de l’Union européenne, découvert les certificats d’émissions de CO2 comme un instrument spéculatif à long terme, s’attendant à une hausse à près de 50,00 euros, voire plus, ces prochaines années. L’engagement de hedge funds pourrait également expliquer la faible réaction du marché face à la surenchère de l'offre issue de la crise du coronavirus. Une consolidation des futures EUA serait donc une opportunité d’achat pour les hedge funds, limitant ainsi le potentiel de baisse. Suite à l’important gain de cours, une consolidation à court terme est cependant possible, ce que corrobore le redressement du volume des ventes attendu pour le mois de septembre.

Le marché du gaz européen a principalement affiché une tendance à la hausse. Sur le marché de référence d’Europe continentale, le TTF néerlandais, l’année 2021 a progressé et s’est établie à 13,30 euros. Les participants au marché ont imputé l’augmentation des prix entre autres aux livraisons moins nombreuses en provenance de la Norvège dues à l’entretien. Si la plupart d’entre elles étaient prévues, elles ont tout de même soutenu le marché. D’autres travaux d’entretien sont prévus dans les jours et les semaines qui viennent, ce qui devrait continuer à stabiliser les prix. Les cotations plus élevées du gaz US au centre Henry ont contribué à l’augmentation des prix européens. Et finalement, la vague de chaleur qui a entraîné une utilisation plus importante des climatiseurs et par conséquent du gaz nécessaire pour la production d’électricité a elle aussi soutenu les prix. Comme le montrent les chiffres actuels, le gaz est toujours, dans tous les délais de livraison, plus avantageux pour la production d’électricité que le charbon. Cela s’est fait remarquer également dans la consommation de gaz qui a été ces derniers jours souvent nettement plus élevée que pronostiqué pour les zones de marché Gaspool et Net Connect Germany. En septembre, la demande devrait à nouveau légèrement reculer, car les climatiseurs seront moins utilisés en raison de la baisse de la température et du fait que le chauffage n’est pas encore nécessaire.

Les nouvelles du golfe du Mexique devraient influencer la situation du marché du pétrole ces trois prochains jours. Deux tempêtes tropicales se dirigent en effet directement sur l’infrastructure énergétique importante dans le golfe. C’est là que se trouvent plus de 15 pour cent de la production de pétrole américaine. C’est pourquoi presque 60% des plateformes de production ont été provisoirement fermées depuis dimanche, ce qui devrait avoir une influence sur la situation de l’approvisionnement. L’effet possible sur les capacités de traitement est encore plus important, car presque la moitié de toutes les raffineries américaines sont situées sur la côte américaine du golfe du Mexique. Il convient de ne pas sous-estimer l’effet psychologique, même si la production de pétrole américaine est censée, selon l’estimation de l’EIA, reprendre dans les semaines qui viennent. D’autre part, la demande reste faible et sa dynamique incertaine. L’Inde, le troisième plus gros importateur et consommateur de pétrole du monde, a importé chaque jour en juillet, avec 2,92 millions de barils, 36,5 pour cent de moins que l’année précédente et aussi peu de pétrole brut que depuis 2011. En raison des restrictions actuelles (c’est l’Inde qui enregistre le plus de nouvelles contaminations au Covid 19), le faible niveau de la demande devrait persister. Les chiffres plus bas des indices des directeurs d’achat en Europe laissent également augurer une dynamique plus faible de la demande.

L'Union européenne a protesté vivement, pour ainsi dire à l'unanimité, contre toute nouvelle ingérence américaine dans la construction du gazoduc Nord Stream 2 de la mer Baltique. La semaine dernière, la délégation de l'UE a invité le ministère américain des affaires étrangères à intervenir à propos de la politique de sanctions américaine. 24 états-membres de l’UE ont participé au recours diplomatique qui s’est fait par vidéoconférence. Ainsi, la protestation européenne contre les ingérences américaines obtient un soutien étonnamment fort. Bien que la construction du gazoduc de la mer Baltique entre la Russie et l’Allemagne soit critiquée par un certain nombre de pays européens, l’Union Européenne fait preuve d'une grande solidarité dans son opposition à l'ingérence américaine. Seuls trois états de l’UE ne se sont pas ralliés à la note de protestation. Pour l'instant, on ne sait pas encore de quels pays il s'est agi. Fin juillet, le secrétaire d'État américain Mike Pompeo avait étendu la loi américaine en matière de sanctions aux fournisseurs et entrepreneurs européens du gazoduc Nord Stream-2. Des échanges directs menaçants entre des représentants de ministères américains et certaines entreprises européennes ont eu lieu la semaine suivante. La semaine dernière, plusieurs sénateurs américains regroupés autour du républicain texan Ted Cruz ont menacé les exploitants et collaborateurs du port allemand de la Baltique, Sassnitz de « ruine financière », s’ils continuaient à soutenir la construction du gazoduc. La critique des 24 États membres de l'UE dit que la menace croissante de sanctions par les États-Unis est observée depuis un certain temps. « Par principe », l’Union Européenne se défend contre l’usage de sanctions par des « états tiers » contre des « entreprises européennes qui exercent une activité commerciale légitime. » Elle considère les sanctions extraterritoriales comme une violation du droit international et estime que la politique européenne doit être décidée en Europe, et non par des pays tiers.

Le marché du CO2 a légèrement fléchi la semaine dernière. La vente aux enchères de 1,797 millions de contrats sur les stocks de l'UE qui ont été adjugés pour 25,94 euros a contribué à cette médiocre performance. Le prix du marché était à ce moment-là de 26,10 euros. Le volume des ventes aux enchères ayant diminué de moitié en août, certains investisseurs ont spéculé sur un envol des prix, comme cela s'était produit si souvent ces dernières années. Cependant, il semble peu à peu que cet espoir pourrait être trompeur, comme ce fut le cas l'année dernière. Dans l'ensemble, le marché n'a guère progressé au cours des deux dernières semaines. Cela s’explique aussi par la faiblesse des ventes aux enchères qui, à chaque fois, ont obtenu un prix inférieur à celui du marché. Manifestement, les participants au marché sont devenus prudents. Et le temps joue contre les haussiers. Plus la reprise espérée se fait attendre, plus les grandes ventes aux enchères de septembre deviennent menaçantes. Ceux qui misent sur des gains ont probablement oublié la situation actuelle due au coronavirus. Du fait de la crise économique mondiale déclenchée par la pandémie, beaucoup moins de certificats sont requis que ce que l’on avait spéculé avant la crise du coronavirus. Même si la réserve de stabilisation du marché permettra de retirer du marché une partie des certificats excédentaires, cela prendra encore un certain temps.

En comparaison hebdomadaire, les cotations à terme sur le marché suisse de l’électricité ont augmenté dans toutes les livraisons. L’évolution des prix sur le marché spot a constitué un soutien important. Les conditions climatiques ont joué un rôle important à cet égard. D’une part, l‘évolution des températures et l’augmentation de la demande en électricité qui en a découlé en raison de la vague de chaleur momentanée soutient en particulier le débat sur la solidité de l’approvisionnement en électricité dans le pays voisin qu’est la France en période de conditions climatiques extrêmes. D’autre part, la contribution des énergies renouvelables dans la production d’électricité a reculé. La semaine dernière, le marché des émissions a par contre affiché des hauts et des bas. Dans l’ensemble, les droits d’émission n’ont que légèrement soutenu les prix de l’électricité. Jusqu’à jeudi matin de la semaine passée, à l’ICE, le future EUA arrivant à terme en décembre 2020 a atteint le niveau hebdomadaire de 27,44 euros pour retomber le vendredi matin sous la barre des 26,00 euros et finalement se redresser en raison de l’évolution positive des cours sur les marchés européens des actions. Le DAX resp. l’Euro Stoxx ont gagné 2,9 (respectivement 2,6) pour cent. Les données définitives des indices des directeurs d’achat dans l'industrie manufacturière pour le mois de juillet ont encore été nettement revues à la hausse par rapport à l’estimation provisoire. L’indice allemand est ainsi passé de 45,2 à 51 points, tandis que l’indice de la zone euro est monté de 47,4 à 51,8 points. Les indices pour le secteur tertiaire ont toutefois été revus à la baisse. Les entrées de commandes en juin ont augmenté en Allemagne de 27,9 pour cent par rapport au mois précédent, alors que la majorité des économistes des banques ne tablait que sur une augmentation de 10,3 pour cent.

Les prix de l’électricité ont été fortement soutenus par la remontée du gaz naturel qui a été la semaine dernière le principal vecteur de croissance pour le marché de l’électricité. Le mois suivant sur le marché de référence, à savoir le TTF néerlandais, a connu une hausse de presque 31,7 pour cent et a fait progresser l'année suivante de presque 6,1 pour cent. Le marché spot en Europe a même augmenté de 35 pour cent. Les mouvements importants à la hausse sont imputables d’une part à la forte augmentation des prix du centre Henry aux USA. En raison des restrictions de production, l’offre de gaz naturel y a été beaucoup moins importante. Les livraisons de GNL des USA vers l’Europe seront par conséquent vraisemblablement ralenties. D’autre part, les modifications des flux de gaz continentaux en Europe ont été elles aussi une source de soutien. Les travaux d’entretien en Norvège et l’apport plus faible de gaz russe transitant par l’Ukraine, ce qui a toutefois été largement compensé par des livraisons plus importantes du gazoduc Nord Stream et de la Pologne, ont entraîné les hausses de prix notables constatées.

En comparaison hebdomadaire, l’évolution des prix a également été positive sur le marché pétrolier. Malgré une baisse de production réduite en août, le cours du pétrole brut Brent est à la hausse. Les cotations sont soutenues par l’espoir d’une reprise rapide et notable de l’économie mondiale, d’une ambiance conviviale sur les marchés financiers et du nombre de cas de contamination au Covid-19 qui baisse à nouveau pour la première fois depuis longtemps aux USA. Mais les inquiétudes au sujet d’une offre excédentaire sur le marché continuent à jouer un rôle important. L’une de ces inquiétudes est l’augmentation de la production de l’OPEP+. Les analystes mettent en garde contre le fait que l’augmentation des prix du pétrole pourrait également entraîner une hausse plus rapide de la production de pétrole.

La correction des droits d'émission de CO2 s'est poursuivie au début de la dernière semaine de juillet. Le future EUA arrivant à terme en décembre 2020 a franchi la barre des 25.00 euros pour retomber à 24,82 euros. Vers la fin de la semaine, les contrats se sont redressés et ont terminé vendredi après-midi à 26,28 euros la tonne. La hausse s’explique entre autres par le volume mis aux enchères en août qui représente environ la moitié de la quantité normale. Le déficit prévu pourrait soutenir les prix du CO2.

Les prix de l’électricité ont bénéficié en particulier pour le mois suivant de l’évolution des prix du gaz naturel dans le nord-ouest de l’Europe. Il est certain que dans la comparaison hebdomadaire du mois suivant sur le marché de référence, à savoir le Title Transfer Facility (TTF) néerlandais, une partie de la hausse des prix de 20,2 pour cent est à mettre sur le compte du changement de contrat. Mais aussi le mois de septembre suivant a augmenté de 6,9 pour cent. Le trimestre suivant a quand même augmenté de 1 pour cent, l’année civile 2021 est restée presque inchangée à 12,20 euros. D’une part, la partie courte de la courbe a été soutenue par la hausse des prix spot pour le day-ahead. Mais les prévisions météorologiques ont également contribué à une hausse des prix très forte pour le mois suivant. La situation de l’approvisionnement et du stockage est bonne, le taux d’utilisation des stocks de gaz a été de 88,4 pour cent. À court terme, une consolidation des prix au niveau actuel est envisageable.

La part du charbon dans la production d’électricité diminue de plus en plus. Au cours du premier semestre 2020, les énergies renouvelables ont contribué pour plus de 50 pour cent à la production de l’électricité, bien que la demande en électricité ait aussi baissé. De plus, compte tenu de l´évolution des prix du gaz naturel et des droits d’émission du CO2, le «fuel-switching» supplante le charbon qui, si on compare les Clean Dark et Spark Spreads dans tous les délais de livraison au gaz naturel, n’est pas rentable pour la production d’électricité. La demande de charbon pour la production d’électricité est donc en régression. Cela n’a pas empêché les cotations du charbon d’augmenter dans tous les délais de livraison. Les prix sont soutenus par une production du charbon plus faible en Colombie, aux États-Unis et en Russie, due à la crise du coronavirus. Mais suite à de nouvelles hausses de prix, le handicap concurrentiel du charbon par rapport au gaz naturel dans la production d'électricité ne fait qu'augmenter.

En comparaison hebdomadaire, le pétrole brut Brent est resté inchangé à 43,40 dollars le baril. La situation économique des États-Unis a pesé sur les marchés pétroliers. En particulier, quelques participants au marché n’avaient pas anticipé un recul de 32,9 pour cent du PIB américain au cours du deuxième trimestre. Aux États-Unis, la seule raison de cette baisse a été le calcul du taux annuel. Si on calcule le changement qui en résulte par rapport au trimestre précédent, comme en Europe, la chute a été moins forte qu’en Allemagne. De surcroît, la hausse des premières demandes d’assistance-chômage avait pesé sur les prix du pétrole. Les prévisions tablent certes sur une hausse des prix au cours des prochaines semaines, mais elles pourraient se tromper. Compte tenu de la relance de la production de l’OPEP+ à partir d’août, il faut s’attendre tout au plus à une poursuite de la stagnation. Cependant, une correction un peu plus marquée n’est pas exclue, compte tenu du nombre en hausse de nouvelles infections par le coronavirus.

La semaine dernière, les cotations du Swiss-Baseload se sont effondrées dans tous les délais de livraison. L’évolution des prix des futures EUA a eu des répercussions négatives sur les prix de l’électricité, en particulier du Cal 21. Comme la barre des 30 euros par tonne a été dépassée pendant la troisième semaine de juillet, mais n’a pas pu être maintenue, le future EUA arrivant à terme en décembre 2020 a continué de fléchir pour atteindre un score minimum de 25.65 euros mercredi dernier. Ici, la demande a repris ses droits et le contrat de référence pour les droits d’émission de CO2 a pris un nouveau départ à la hausse. Cependant, avant que la marque des 27.50 euros ne soit atteinte, les haussiers se sont de nouveau essoufflés. Le marché a de nouveau chaviré et a clôturé la semaine à 26.37 euros, ce qui représente une baisse de 5.2% en comparaison hebdomadaire. Cependant, sur le front politique, rien ne prédisait un écroulement des futures EUA. Cela dit, la hausse du nombre de nouvelles infections au coronavirus pourrait aussi avoir pesé sur les droits d’émission de CO2 du fait des risques pour la reprise de l’économie.

Pendant la quatrième semaine de juillet, les cotations du gaz naturel ont également reculé dans tous les délais de livraison. Le mois suivant a enregistré les meilleurs résultats sur le marché de référence de l’Europe, à savoir le TTF néerlandais, qui n’a encaissé dans la semaine du 24 juillet qu’une baisse de 2.0% portant le prix du mégawattheure à 5,01 euros. Cependant, le trimestre suivant a enregistré un très fort recul de 4.5%, se retrouvant à nouveau sous la marque des 10 euros, puisque le cours de clôture a été constaté à 9.89 euros. L’année civile 2021 a enregistré la baisse la plus forte en retombant de 4.8% à un prix de 12,15 euros le mégawattheure. En Allemagne, on a relevé un retrait inhabituel de 3.1 térawattheures, alors que l’été permet sinon de réaliser des stockages. Néanmoins, Gazprom a de ce fait compensé la panne d'approvisionnement due aux travaux de maintenance du gazoduc Nord Stream. Cependant, l’utilisation des capacités qui est de 87.9% est toujours plus élevée qu’à la même période de l’an passé, lorsque le taux d’utilisation était de 84.9%. De toute façon, à l’issue des travaux de maintenance, les stockages devraient aussi remonter en Allemagne et les prix du gaz pourraient rester sous pression.

Le contrat de référence Cal 21 du marché du charbon a oscillé la semaine dernière autour des 60 dollars US par tonne. Jusqu’en milieu de semaine, l’indice API2 a résisté et a fléchi ensuite en harmonie avec l'environnement énergétique global. Actuellement, le marché du charbon est dicté essentiellement par la Chine. Ces dernières semaines, une demande accrue est venue de Chine, car les exploitants de centrales ont agrandi les stocks en raison d’une consommation estivale élevée. Maintenant, les stocks ont augmenté de manière significative et la demande fléchit. En Europe, les centrales électriques à charbon continuent de perdre de leur rentabilité. Ainsi, par exemple, le Clean Dark Spread calculé pour une centrale électrique à taux d’efficience de 41% est resté négatif pendant toute la semaine dernière. Le niveau actuel pourrait encore nous accompagner un certain temps avant que le cours ne suive les facteurs fondamentaux à la baisse. En particulier, les restrictions chinoises à l’importation devront être surveillées de près au cours du second semestre de l'année. On s'attend à ce que les importations de charbon chinoises diminuent de près de 40 %, ce qui pourrait avoir un impact significatif sur les prix.

La semaine dernière, les prix des futures EUA et notamment les marges horaires ont connu une forte volatilité. En début de semaine, le 13 juillet, les certificats d’émission ont affiché une excellente performance en franchissant la barre importante des 30 euros par tonne pour culminer à 30,80 euros. Cette valeur était non seulement la plus élevée de la semaine, mais aussi des 14 dernières années. Le cours a toutefois dévissé pendant la dernière heure de trading et le contrat est tombé sous la barre psychologique des 30 euros, de sorte que le cours de clôture n’a pas affiché de hausse significative. Lors d’un autre essai deux jours plus tard, mercredi dernier, le cours a une nouvelle fois dépassé les 30 euros en début de journée, mais il n’a pu atteindre le niveau élevé de lundi, ce qui a été interprété par les négociants comme un avertissement. Et ce qui devait arriver arriva: certains bulls se sont montrés frileux et ont réalisé des gains, ce qui a fait dégringoler le future EUA à 26,37 euros. Vendredi, le marché s’est stabilisé et a grimpé de 27,04 à 27,95 euros pendant la dernière heure de trading, ce qui a nettement réduit la perte en comparaison hebdomadaire.

Hier, jusqu’à midi, le Cal 21 affichait des baisses, avec 45,40 euros par mégawatt-heure sur la partie longue du marché suisse. Les pertes sur les marchés voisins ont pesé sur la courbe. L’année suivante du gaz a diminué, tout comme celle du charbon qui est retombée sous les 60 dollars US par tonne. Après un fort rebond la semaine dernière, le marché du charbon devrait stagner voire baisser au cours des prochains jours, comme l’indique clairement la demande. Le rapport de la Fédération des importateurs de charbon a aussi indiqué la semaine dernière qu’il prévoit une autre baisse des importations allemandes de charbon et un évincement croissant du charbon par les énergies renouvelables pour la production d’électricité. Les Dark and Spark Spreads soulignent eux aussi la perte d’attractivité du charbon par rapport au gaz dans ce domaine. Le pétrole brut Brent a également accusé des baisses hier. La recrudescence des nouvelles infections du coronavirus aux États-Unis, au Brésil et désormais aussi en Inde, représente un risque pour la demande mondiale en pétrole brut. La nouvelle baisse des certificats d’émission a été particulièrement spectaculaire: -1,70 euro hier, pour clôturer à 26,17 euros par tonne. Les marchés européens des actions n’ont généré que peu d’impulsions positives pour le marché de l’électricité. Les déclarations du Vice-président de la BCE, M. Guindos, selon lesquelles le ralentissement économique devrait être moins fort que prévu au deuxième trimestre, ont un peu soutenu les cours. Les marchés des actions attendaient de voir si les participants au sommet européen de Bruxelles parviendraient à se mettre d’accord sur le plan d’aide de 750 milliards d’euros annoncé suite au coronavirus. C’est maintenant chose faite et le suspense reste entier.

Au cours de la première moitié de la semaine, les prix de l’électricité ont fortement augmenté, mais fléchi pendant la deuxième moitié de la semaine. Cependant, les cotations du trimestre suivant et du Cal 21 ont tout de même réussi à enregistrer un rebond en comparaison hebdomadaire. Au cours de ces deux phases, les prix du pétrole brut ont toutefois évolué autrement. Ainsi, le Brent avait plutôt tendance à stagner pendant la première moitié de la semaine. Jeudi dernier, le pétrole brut a certes basculé dans le négatif, mais s’est finalement redressé en fin de semaine. Dans l’ensemble, le Brent a connu une hausse de 1,0%, ce qui toutefois ne correspond pas à l’évolution des prix de l’électricité. Les prix de l'électricité n'ont pas bénéficié des cotations des futures de l’ICE sur le charbon ARA. Si le début de la dernière semaine d´échanges est resté aussi positif, la fin de la semaine est toute autre. Seule l’année civile a permis d’afficher une hausse marginale de 0,1% pour atteindre un prix de 57,61 USD la tonne, après que le prix eut culminé à 59,80 USD. Le mois suivant a chuté de 4,3 % et le trimestre suivant de 4,2 %. C'est ici que s'est manifesté l'inconvénient du charbon dans la production d'électricité par rapport au gaz naturel. Cela dit, les prix de l’électricité suivent désormais davantage les cotations du gaz naturel, de sorte qu’ils n’ont pas été entraînés à la baisse le trimestre suivant. Si le recul du charbon pendant le trimestre suivant n’a eu aucun impact négatif sur les prix de l’électricité, cela était en corrélation avec les droits d’émission de CO2. En effet, à l’ICE, la future EUA arrivant à terme en décembre 2020 a poursuivi sa reprise. Elle s’est littéralement envolée, notamment au début de la semaine d´échanges. La décision du Parlement européen d'inclure également le transport maritime dans le système d'échange de quotas d'émission de l'UE contribue à expliquer la hausse à 29,93 Euros par tonne d’émissions de CO2. Jusqu'à présent, le secteur des transports ne couvre que l'aviation. Toutefois, la question de savoir si le transport maritime doit former un segment distinct (analogue à celui de l'aviation) ou être inclus dans le secteur des EUA reste en suspens. Comme la barre des 30,00 euros n'a pas été atteinte, une consolidation a eu lieu. Mais en comparaison hebdomadaire, les futures EUA ont augmenté de 27,91 à 29,02 euros, ce qui représente une hausse de 7,2%.

Pendant la semaine 28, le marché à terme du gaz a pu nettement se redresser passagèrement de son niveau plancher, mais a ensuite reperdu du terrain vers la fin de la semaine. Pour les contrats de fourniture de gaz à long terme, la situation a été nettement meilleure. Le CO2 a repris son ascension, le charbon a connu également une hausse et, au final, ces fluctuations de prix ont profité à la production d'électricité au gaz, qui devient de plus en plus intéressante par rapport à la production d'électricité au charbon. Cela a bien soutenu le marché à terme du gaz. Bien que le marché spot ait subi par endroits des corrections à la baisse, il semble se relever un petit peu en très petites étapes, ce qui est plutôt source d’optimisme pour l’avenir. Malgré tout, les réservoirs de gaz sont toujours bien remplis et les perspectives économiques sont plutôt sombres, en particulier dans l’industrie.

Sur la partie longue du marché de l’électricité, l’année civile a été une nouvelle fois portée par les certificats de CO2. Le Dec 20 a grimpé jusqu’en début d’après-midi de 1,51 euro pour atteindre 29,42 euros par tonne. En conséquence, le Cal 21 de l’électricité a gagné 1,60 euro, s’établissant à 43,10 euros par mégawatt-heure. L’année suivante du charbon de la zone ARA a également fortement rebondi de 1,42 dollar, à 58,95 dollars. Comme l’ont déclaré les participants au marché, les marchés des actions ont aussi soutenu les marchés, en poursuivant leur ascension pendant la matinée. Selon Milan Cutkovic, analyste chez la société de courtage Axitrader l’«afflux d’argent bon marché» tire les cours vers le haut. En outre, les participants au marché sont partis du principe que la pandémie resterait sous contrôle et que de meilleurs chiffres viendraient bientôt confirmer l’espoir d’une reprise économique rapide et généralisée. La Chambre du commerce et de l’industrie allemande (DIHK) a cependant souligné que malgré l’amélioration actuelle des commandes, l’économie aura besoin de plus de temps pour se redresser. «Le recul de la demande a touché de plein fouet l’industrie», a expliqué Kevin Heidenreich, expert de la DIHK. «Seule la légère reprise par rapport à avril représente une petite lueur d’espoir d’un redémarrage progressif de l’économie», a-t-il souligné. «Mais il prendra encore du temps». Les entrées de commandes de l’industrie allemande ont nettement progressé au mois de mai, mais moins qu’escompté. Selon l’Office fédéral des statistiques, les commandes ont augmenté de 10,4% par rapport au mois précédent, mais en données corrigées des jours ouvrables, elles ont été de 29,3% inférieures au même mois de 2019. Le ministère fédéral de l’Économie a déclaré qu’au vu des données, la récession industrielle est sortie de son pire niveau. Il a toutefois ajouté que le processus de rattrapage est encore loin d’être terminé.

Le gaz a fortement décollé pendant la semaine 27. Vendredi, le contrat de référence Cal 21 de la zone de marché NCG a terminé à 13,03 euros/MWh, soit environ 3 points de pourcentage au-dessus du cours de clôture de la semaine précédente. Les contrats mensuels et trimestriels ont eux aussi progressé dans une même mesure. Pendant la semaine sous revue, le Clean Spark Spread (CSS) a fortement chuté du fait de la hausse des prix du CO2, ce qui a rendu moins attrayants les produits de couverture sur le gaz. Mais en parallèle, le Clean Dark Spread du charbon a perdu beaucoup plus. Le gaz a donc de meilleures cartes que le charbon, ce qui fait augmenter sa demande. S’agissant du gazoduc Nord Stream II, le gouvernement allemand a critiqué les sanctions américaines et promis d’aider à mener à bien le projet. Il a également souligné qu’il s’engagerait en faveur d’un autre contrat de transit gazier pour le gaz russe qui transite par l’Ukraine. Les réservoirs de gaz restent très remplis, même si leur niveau augmente moins ces derniers jours.

Les droits d’émission de CO2 ont été le principal moteur de l’augmentation des prix à terme sur le marché de l’électricité. À l’ICE, le future EUA arrivant à terme en décembre 2020 a poursuivi son ascension, atteignant jusqu’à 26,80 euros par tonne d’émission de CO2. Les données économiques étonnamment meilleures que prévu, notamment les données provisoires des indices des directeurs d’achat et l’indice ifo du climat des affaires allemand, ont joué un rôle majeur dans cette évolution. Selon les prévisions, la hausse devrait se poursuivre également au cours des prochaines semaines, ce qui tirerait vers le haut les prix de l’électricité et en particulier l’année 2021. Cependant, les risques accrus d’une deuxième vague de coronavirus devraient tempérer les attentes sur le marché des droits d’émission de CO2. De plus, les futures EUA ont déjà beaucoup d’avance sur l’évolution de la production industrielle.

Les énergies fossiles ont plutôt pesé sur les prix de l’électricité. Ainsi, sur le TTF néerlandais, le marché de référence de l’Europe, les cotations ont diminué pour le gaz naturel dans la plupart des délais de livraison. Le mois suivant a accusé la plus forte baisse (9,1%), tombant à 5,11 euros par mégawatt-heure. Les marchés du gaz ont été bridés par l’évolution du pétrole brut. Mais une offre de gaz de nouveau abondante sur les marchés au comptant a également entraîné la baisse des prix du day-ahead et ainsi pesé sur le mois suivant. En outre, les réservoirs de gaz continuent de se remplir et risquent donc toujours d’atteindre leur capacité maximale avant même la fin de l’été. Toute offre excédentaire aurait en conséquence des retombées négatives sur les prix du gaz, ce dont pâtiraient aussi les prix de l’électricité. Certes, les analystes tablent sur une progression des prix du gaz au cours des prochaines semaines, mais le risque d’un nouveau repli ne doit pas être négligé compte tenu des dernières données sur les cas d’infection au coronavirus.

Sur les marchés pétroliers internationaux, les prix ont d’abord décollé. Mais là aussi, les négociants se sont inquiétés de l’augmentation du nombre de nouvelles contaminations en Allemagne, en Chine et dans certains états des États-Unis. Même si les nouvelles mesures de quarantaine sont restées régionales, elles ont plombé l’ambiance. Les négociants partent donc du principe que les données de la consommation pourraient de nouveau se dégrader. De plus, les stocks de pétrole brut ont encore augmenté aux États-Unis, battant un nouveau record. Cette hausse s’est répercutée sur le marché pétrolier qui, après avoir réalisé des gains, a dégringolé. Les prévisions des analystes sont plutôt optimistes pour le secteur pétrolier. Cependant, si les prix du pétrole progressaient, la production américaine de pétrole augmenterait aussi rapidement, ce qui pèserait sur les prix.

Courant février 2020, le gaz naturel avoisinait les 15 euros sur le TTF néerlandais, marché de référence de l’Europe continentale. Par rapport à la valeur de 2019 qui était d’environ 20 euros, cela représente une chute de 25%. Cette évolution s’explique par les températures plus élevées que la moyenne pendant les mois d’hiver, qui ont fait fléchir la demande en gaz. Les prix du gaz restent à un niveau historiquement bas sept semaines après la réouverture des écoles et des magasins en Suisse. Sur le TTF, le niveau plancher a été atteint le 30 mars, avec 11,80 euros/MWh pour l’année 2021, puis défendu trois fois durant le deuxième trimestre en cours. Les réservoirs de gaz étaient récemment remplis à 80% au nord-ouest de l´Europe, ce qui est de 29 points de pourcentage supérieur à la moyenne à long terme. Outre les températures moyennes élevées et le haut niveau des réservoirs de gaz, le principal facteur négatif a été la reprise lente et prudente de l’économie mondiale. Les prévisions de la Banque mondiale sur le PIB mondial et de la Fed sur l’évolution de l’économie américaine ont répandu une ambiance morose. En avril, la production industrielle allemande s’est repliée de 17,9% par rapport au mois de mars qui avait lui-même déjà perdu 8,9%.

D’après les données d’Entso-E sur la charge électrique en Allemagne, l’assouplissement des mesures anti-coronavirus n’a pas encore fait redécoller la demande en électricité. La charge lors des jours de travail reste nettement inférieure au niveau qui serait prévisible compte tenu des facteurs saisonniers et des températures. De plus, la charge reste au même niveau que celui qui a prédominé en avril et en mai. Cela montre aussi que la demande n’est pas la principale raison de la hausse des prix de l’électricité. Celle-ci semble plutôt avoir été induite par l’évolution des prix des facteurs de coûts, notamment, parmi les énergies fossiles, par l’évolution des prix du gaz. Sur le marché au comptant, le day-ahead a augmenté de 8,2 à 9,9% en comparaison hebdomadaire, selon les zones de marché. Dans les cotations à terme sur le TTF néerlandais, marché de référence des zones des marchés d’Europe continentale, le mois suivant a enregistré le plus fort rebond (6,5%) pour s’établir à 5,62 euros par mégawatt-heure, suivi du trimestre suivant qui a progressé de 5,8%. L’année 2021 est restée loin derrière avec une hausse de seulement 4% à 12,48 euros. Le gaz naturel étant désormais moins cher que le charbon pour la production d’électricité dans tous les contrats de la période suivante, les prix de l’électricité suivent aussi davantage les évolutions des prix du gaz. Les annulations de livraisons de gaz liquide (GNL) en provenance des États-Unis pour juin et juillet ont considérablement réduit l’offre excédentaire du gaz sur le marché au comptant. Cela se répercute davantage sur les prix du mois et du trimestre suivants que sur l’année 2021. Les prix du gaz ont cependant aussi profité de l’évolution sur les marchés pétroliers.

Cette semaine, les prix du gaz sur les marchés au comptant et dans la partie courte de la courbe à terme pourraient pâtir des conditions météorologiques. Selon les dernières prévisions du Centre européen pour les prévisions météorologiques à moyen terme, les températures diurnes moyennes sont déjà supérieures aux normales saisonnières. Elles devraient encore grimper pendant la semaine, ce qui pourrait notamment peser sur la demande au RU. D’après les prévisions actuelles d’Eurowind, la contribution des énergies renouvelables devrait se stabiliser cette semaine en Allemagne. Il ne faut donc pas non plus s’attendre de ce côté-là à une impulsion positive pour la demande en gaz.

Selon François Brottes, président du gestionnaire de réseau de transport français RTE, la production d’électricité de la France connaitra une situation «inédite» pendant l’hiver 2020/2021 en raison des conséquences du coronavirus. Cependant, il ne devrait pas y avoir de coupures électriques involontaires et massives. Les mesures de lutte contre le coronavirus ayant repoussé les travaux de maintenance sur les centrales EDF et donc leur disponibilité, le Groupe a annoncé dans le courant d´avril que la production française d’électricité nucléaire tomberait cette année à son niveau le plus bas depuis trente ans. D’après RTE, la consommation électrique actuellement de 7% inférieure à il y a un an – devrait, durant l’hiver prochain, être au même niveau qu’en 2019. Toutefois, la France se trouvera dans une nouvelle configuration concernant sa production, bien qu’EDF ait optimisé son programme de maintenance et soit passé d’un déficit de jusqu’à 15 gigawatts à une situation moins critique de 6 gigawatts en novembre et décembre de l’année prochaine, par rapport aux prévisions d’avant la crise sanitaire. Selon M. Brottes, la sécurité d'approvisionnement est garantie en situation de normalité saisonnière sans qu’il ne soit nécessaire d’utiliser un autre levier. Cependant, en cas de vague de froid (si les températures étaient de trois degrés, sept degrés ou plus inférieures à la moyenne saisonnière), RTE devra examiner et exploiter d’autres moyens de production d’électricité que ceux à disposition. Parmi ces solutions figurent les économies de frais de chauffage dans les bâtiments, la diminution de la tension du réseau ou encore la réduction volontaire et le report de la demande de certains consommateurs industriels. RTE estime que la France peut tabler sur une disponibilité des importations d’électricité de 10 gigawatts. Mais M. Brottes a également mis en garde sur le fait que même si la France épuise tous ces piliers qui correspondent à 18 gigawatts, des délestages ciblés, temporaires et contrôlés pourraient s’avérer nécessaires en tout dernier recours.

D’après les analystes, l’évolution des prix du charbon au cours des prochaines semaines dépendra principalement des nouvelles sur la propagation du coronavirus. Les marchés financiers et des matières premières restent très fébriles face aux évolutions en la matière, comme par exemple le rebond des contaminations à Pékin et la réaction des autorités. Bon nombre d’experts craignent désormais un deuxième confinement et ses retombées sur l’économie mondiale. Les importations chinoises de charbon ont augmenté pendant les cinq premiers mois de l’année par rapport à la même période de 2019, mais le gouvernement chinois tente de les juguler pour soutenir les prix nationaux. Il est par exemple question d’opérations douanières ralenties pour les importations venant de l’étranger. Ceci devrait peser sur les prix du charbon européens. L’évolution des prix du pétrole devrait également affecter le charbon. L’Arabie saoudite avait annoncé ne pas vouloir poursuivre ses coupes de production volontaires en juillet, car elle a besoin davantage de pétrole pour produire de l’électricité ensuite utilisée dans les climatisations. Dans l’ensemble, les perspectives des prix du charbon, qui est un moteur important du marché de l’électricité, restent en demi-teinte.

La semaine dernière, les cotations pour le marché suisse de l’électricité ont fortement rebondi dans tous les délais de livraison. Pour le mois suivant, le changement de contrat de juin à juillet a aussi joué un rôle, mais il ne peut expliquer qu’en partie l’augmentation de plus de 40% par rapport à la dernière semaine de mai. Le mois de juillet s’est lui aussi envolé. Le trimestre suivant a également enregistré une progression de 17% tandis que l’année 2021 grimpait de 4,6%. Cette remontée des prix s’explique surtout par les coûts des énergies fossiles. Après avoir atteint fin avril leur niveau le plus bas de fin de semaine, les prix du pétrole ont nettement augmenté. Le prix du pétrole brut Brent a pratiquement doublé depuis lors. La semaine dernière, il a progressé de 19,7% pour s’établir à 42,30 dollars US le baril. Le début du nouveau mois d’août a aussi connu un fort rebond par rapport au dernier vendredi de mai, ce qui s’inscrit tout à fait dans l’évolution des prix de l’électricité de tous les contrats de la période suivante. Cependant, le diesel est plus important que le pétrole brut pour la production d’électricité et dans ce domaine, le mois suivant des futures de l’ICE sur le gazole a grimpé de 16,5%. Les rapprochements entre la Russie et l’Arabie saoudite ont été l’une des raisons de cette progression des marchés pétroliers en début de semaine. Si ces pays se sont tous deux prononcés en faveur d’une prolongation de la première phase des baisses de production de l’OPEP+, l’Arabie saoudite en privilégiait une de 6 mois, jusqu’à la fin décembre, tandis que la Russie en souhaitait une plus courte. Elles sont finalement convenues d’un mois supplémentaire avant de réduire les coupes de production.

La deuxième énergie fossile, le gaz naturel, a elle aussi fortement augmenté. Le TTF néerlandais, marché de référence des zones des marchés d’Europe continentale, a suivi le même schéma que le marché de l’électricité concernant les taux de variation en comparaison hebdomadaire. Le mois suivant du TTF a affiché la plus forte augmentation (+30,2%). Toutefois, le changement de contrat avait déjà eu lieu fin mai et n’a donc eu aucun effet sur la comparaison des prix pour la première semaine de juin. Le trimestre suivant a grimpé de 24,3% tandis que l’année civile ne gagnait que 5,3%. L’évolution du pétrole brut s’est aussi répercutée sur le gaz naturel. Le charbon, qui est la troisième énergie fossile, a également fortement rebondi. Le mois suivant des futures de l’ICE sur le charbon de la zone ARA a joué un rôle majeur dans cette augmentation des prix de 20%, à 46,20 dollars US, causée par le changement de contrat. Le trimestre suivant a progressé de 9,1% tandis que l’année civile augmentait de 7,4% pour s’établir à 55,68 dollars US la tonne. Le soutien est aussi venu du marché des émissions de CO2, l’élément déterminant pour le marché de l’électricité, qui a également fortement tiré vers le haut les prix de l’électricité. Le benchmark du contrat des futures EUA arrivant à terme en décembre 2020 a progressé de 8,6% en comparaison hebdomadaire, pour atteindre 23,24 euros par tonne d’émission de CO2. Selon certains rapports sur le marché, cette hausse s’explique par des plans pour le système britannique d’échange de quotas d’émission. À la fin de l’année, le RU quittera le système européen (SEQE-UE) et aura son propre système d’échange qui s’appuiera sur celui de l’UE. Cependant, il comportera également des mécanismes réglementant les prix minimums et maximums. Certains négociants semblent ainsi tabler sur une stimulation de la demande pour les droits d’émission de CO2 au sein de l’UE. Mais après la fin de l’année, les deux systèmes seront séparés et les entreprises britanniques ne pourront plus s’approvisionner dans l’UE s’il s’avérait que les prix y sont inférieurs à ceux du RU. Des évolutions parallèles des prix sont certes possibles, mais seulement en raison des facteurs externes communs ou de la psychologie du marché. Toutefois, il ne faut pas s'attendre à des mécanismes d'arbitrage.

Le marché allemand de l’électricité est resté hésitant tout au long du vendredi précédant le week-end férié. Ce jour-là, le mardi était évalué à 23,75 euros par mégawatt-heure sur le marché de gré à gré. Le peak n’a pas été négocié jusqu’en début d’après-midi. Jeudi dernier, le vendredi affichait 22,75 euros pour la charge de base et 22,50 euros pour la charge de pointe. Selon les météorologues d’Eurowind, les énergies renouvelables devraient rester à un niveau modéré pendant la semaine en cours. Les contributions du vent dans la production d’électricité devraient s’inscrire dans la moyenne ou y être inférieures pendant les 14 prochains jours. Les prévisions des températures laissent toujours entrevoir un temps relativement chaud et estival pour les premiers jours de juin. D’après les participants au marché, la canicule n’est cependant pas pour tout de suite. En effet, des températures inférieures aux moyennes saisonnières sont prévues à partir du 6 juin. L’année civile de l’électricité a enregistré un léger rebond par rapport à la clôture de la veille. Vendredi, les marchés voisins affichaient une image mitigée: le CO2 et le charbon ont légèrement progressé tandis que le gaz et le pétrole dégringolaient. Le pétrole brut a fortement chuté. Les marchés boursiers européens ont été marqués par des prises de bénéfices vendredi après-midi. En outre, les participants au marché attendaient impatiemment que Donald Trump présente les mesures prévues par les États-Unis pour riposter à la politique chinoise menée à Hong Kong. L’annonce d’une réaction avait déjà suffi à faire trébucher Wall Street jeudi, en fin de journée. Les participants au marché craignent notamment une aggravation du différend commercial. En réaction à la loi sur la sécurité prévue par Pékin, le gouvernement américain avait déjà révoqué mercredi le statut particulier accordé à Hong Kong en tant que région administrative spéciale de Chine. Pour les marchés financiers, cette révocation du statut spécial dont bénéficiait ce territoire risque d’avoir des conséquences importantes, car il pourrait être rétrogradé au statut de marché de pays émergent. Les investisseurs seraient alors obligés de réaffecter entièrement leur argent puisque beaucoup de fonds ne sont autorisés à investir que dans les pays industrialisés. «Les investisseurs sont donc actuellement très prudents», explique un négociant.

Plus d’électricité issue de l’éolien, du biogaz et du photovoltaïque. Pour la première fois en Allemagne, la part des énergies renouvelables dans l’électricité a dépassé celle d’énergies conventionnelles comme le charbon et le nucléaire. Selon des calculs de l’Office fédéral des statistiques, 72,3 milliards de kilowatt-heures (kWh) ont été injectés dans le réseau électrique au premier trimestre 2020. La production d’électricité issue des énergies renouvelables a ainsi grimpé de près de 15% par rapport au premier trimestre 2019, à 51,2% de la production électrique injectée. Avec 21,4%, l’électricité éolienne a enregistré la plus forte hausse, comme l’ont annoncé les autorités jeudi. Grâce à un trimestre particulièrement venté, l’éolien représentait un bon tiers (34,9%) de la production d’électricité injectée, se hissant ainsi pour la première fois au rang de vecteur énergétique numéro un en Allemagne. Il est suivi du charbon (22,3%), du gaz naturel (12,7%) et du nucléaire (11,6%). Au total, les énergies conventionnelles ont perdu 21,9% par rapport à la même période de 2019. Avec une baisse de 33,4%, le charbon a particulièrement chuté par rapport au premier trimestre de 2019.

Malgré de nouvelles menaces de sanctions des États-Unis, la Russie poursuivra la construction du gazoduc Nord Stream 2 controversé en mer Baltique. Selon l’agence Interfax, le porte-parole du Kremlin Dmitri Peskow a déclaré jeudi dernier à Moscou que les plans n’avaient pas changé. «Notre position concernant de telles sanctions est bien connue. Elle est extrêmement négative», a affirmé M. Peskow suite aux déclarations de l’ambassadeur américain qui quitte ses fonctions en Allemagne, Richard Grenell. Selon ce dernier, il existe aux États-Unis un «consensus de tous les partis» quant à de nouvelles sanctions, ce à quoi M. Peskow a rétorqué: «Nous considérons que ces aspirations sont ni plus ni moins la continuité d’une concurrence déloyale et d’actes contraires au droit international». L’entreprise Nord Stream 2 AG avait également tenu des propos similaires et parlé de «discrimination illégale d’entreprises européennes». Washington entend stopper le projet de construction et a d’ores et déjà décrété des sanctions. L’Ukraine et plusieurs États membres de l’UE veulent eux aussi empêcher le projet d’aboutir. À l’origine, le gazoduc devait être terminé à la fin de l’année 2019. L’Allemagne, qui est le point de chute de Nord Stream 2, avait critiqué les sanctions des États-Unis. Ceux-ci pointent depuis longtemps du doigt une trop grande dépendance de l’UE face au gaz russe. Ils veulent vendre en Europe leur GNL plus cher que le gaz de conduite russe.

Dans la course à un vaccin contre la nouvelle maladie Covid-19, la société biotechnologique américaine Moderna a fait état de premiers succès dans des essais cliniques au début de la dernière semaine de transactions. Les résultats provisoires présentés ont provoqué un feu d'artifice boursier aux États-Unis et ont donné aux actions de la société un gain de cours de plus de 20 % au début de la négociation à New York, ce qui a permis pour la première fois une capitalisation boursière de la société de plus de 30 milliards. Les actualités ont également redonné des ailes aux marchés boursiers européens. Le cours de l'action de l’entreprise allemande de biotechnologie et de son concurrent Biontech, qui, comme Moderna, travaille sur un vaccin à base d'ARNm contre le Covid-19, a également augmenté de plus de 5 %. Grâce au vaccin spécialement développé à cette fin par Moderna, l'ARNm-1273, une réponse immunitaire a été démontrée chez les huit premiers patients traités. En l’occurrence, l'administration de deux doses du vaccin a produit une concentration d'anticorps chez tous les patients au moins aussi élevée, voire plus élevée, que chez les patients qui avaient surmonté naturellement le Covid 19 et étaient donc considérés comme immunisés. Selon la direction de l'entreprise américaine, une grande étude pivot de la phase 3 devrait commencer en juillet, avant même que la phase 2 ne soit terminée. Le groupe suisse Lonza participe au projet de la société biotechnologique Moderna et fournit le principe actif, à savoir l'ingrédient pharmaceutique actif. Même si les données provisoires ne représentent jusqu’à présent que des résultats de phase 1, le groupe bâlois espère obtenir des résultats définitifs d'ici la fin de l'année afin de pouvoir commencer la production au début de l'année prochaine. Toutefois, à l’heure actuelle, Lonza investit déjà des millions sans savoir si le vaccin sera finalement efficace, déclare le PDG Albert Baehny.

Les marchés boursiers européens ont fortement progressé, non seulement en raison des données positives de la société biotechnologique américaine Moderna sur le développement d'un médicament pour combattre le coronavirus, mais aussi parce que le paquet de mesures proposé par la chancelière allemande Merkel et le président français Macron pour stimuler la zone Euro a été bien accueilli par les marchés boursiers. En une semaine, le DAX a augmenté de 5,8 % et, pour la première fois depuis le blocage, a franchi la barre des 11 000 points. En plus, les données économiques ont fait sensation avec des chiffres meilleurs que prévu. Ainsi, l’indice allemand ZEW est passé de 28,2 à 51,0 points et celui de la zone Euro est monté de 25,2 à 46,0 points. Si l’indice est maintenant plus élevé qu'avant le blocage, la situation économique et les perspectives à court terme sont pires. Parallèlement à la forte hausse du DAX, l’évolution du pétrole brut a soutenu la partie longue de la courbe tant sur le marché de l'électricité que sur celui des combustibles destinés à la production d'électricité. Les éléments moteurs de la hausse des prix du pétrole ont continué d’être les réductions de production du côté de l'offre et la reprise de la demande attendue avec l'assouplissement des mesures contre la propagation du coronavirus. Selon l’agence Reuters, la densité du trafic (et donc la demande d'essence) dans quelques grandes villes américaines devrait revenir au niveau d’avant le blocage. Le facteur essentiel pour l’année civile de l'électricité 2021 a été l’évolution des droits d'émission de CO2. Le contrat EUA-Future arrivant à terme en décembre 2020 à l’ECI a fortement augmenté au cours de la première moitié de la semaine, culminant à 21,63 euros par tonne d'émissions de CO2. Après une correction jeudi, la tendance à la hausse s’est toutefois poursuivie vendredi. En concluant la semaine à 21,40 euros, le contrat de référence pour les droits d'émission de CO2 a enregistré une hausse de 11,6 % par rapport à la semaine précédente.

Le charbon ARA pourrait être à la hausse ou stagner au cours de la nouvelle semaine. En tout cas, la pression à la baisse qui a pesé sur les prix la semaine précédente a reculé. Ainsi, l'économie chinoise montre des signes remarquables de reprise rapide. En avril, la production industrielle chinoise a été de 3,9%, dépassant le niveau du même mois de l’an passé. Dans la foulée, les prix du charbon dans la région Asie-Pacifique, mais aussi les cotations du charbon d'Afrique du Sud, ont récemment augmenté, ce qui soutient également le charbon ARA. L'évolution des prix du gaz est également légèrement positive pour le charbon. Dans ce domaine, la partie longue de la courbe à terme a pu bénéficier de la reprise des prix du pétrole. Cela a réduit le désavantage du charbon par rapport au gaz comme source d'énergie pour la production d'électricité. Toutefois, pour le mois et le trimestre en cours, le gaz naturel présente encore un très grand avantage. Le redressement des prix de l'électricité en Europe est tout aussi positif pour le charbon.

Des analystes de la Commerzbank renvoient à certains signes actuels de restriction du marché du pétrole brut. Par exemple, les stocks américains de pétrole brut ont chuté de 745 000 barils au cours de la semaine précédente pour la première fois depuis la mi-janvier. On s’attendait en revanche à une hausse de 4,3 millions de barils. Les stocks de pétrole brut à Cushing, le point de livraison du WTI, ont même diminué de 3 millions de barils, ce qui indique un assouplissement net de la situation des stocks. En outre, les stocks d'essence ont de nouveau fortement diminué, la demande d'essence ayant continué sur sa lancée de ces dernières semaines pour atteindre 7,4 millions de barils par jour. En attendant, un rétrécissement du marché en Chine se profile aussi à l’horizon. Par exemple d’importants pays exportateurs comme l’Arabie Saoudite et l’Irak ont réduit leurs volumes de livraison et augmenté leurs prix. De même, des fournisseurs comme le Brésil, la Russie, Oman ou l’Afrique exigent maintenant des prix plus élevés. En outre, il est manifeste que la demande des raffineries est fortement en hausse. Par exemple, le taux d'utilisation des raffineries de la province de Shandong, qui représente 80% des capacités de raffinage indépendantes de la Chine, est récemment passé à 75%, le pourcentage le plus élevé depuis le début des relevés en 2011. En février, il était passé sous la barre des 40% à la suite des mesures contre le coronavirus prises en Chine.

Des données de transparence de lundi montrent qu'Électricité de France (EDF) a l'intention d'arrêter définitivement le réacteur nucléaire de Fessenheim 2 (880 MW) le 29 juin 2020, à 23h30. Déjà cinq heures avant la fin prévue de l'exploitation, la puissance sera réduite de 830 MW selon les données. En avril déjà, l’EDF avait confirmé que le réacteur serait arrêté avant le 30 juin même si les calendriers des travaux à réaliser sur tous les réacteurs du groupe devaient être révisés plusieurs fois suite à la pandémie du coronavirus. Le gouvernement français avait décidé en janvier la fin des réacteurs après 42 années d’exploitation. Le premier réacteur a été débranché du réseau électrique le 22 février.

Lundi, le marché de l’électricité allemand, qui sert de référence à celui moins liquide de la Suisse, a été hétérogène. Le day-ahead a affiché sur le marché de gré à gré 21,75 euros par mégawatt-heure pour la base. Pour le peak, il fallait payer 20,25 euros. Vendredi, le lundi a même été négocié à 12,75 euros pour la charge de base et 16,50 euros pour la charge de pointe. Ce bond entre lundi et mardi est dû aux injections d’énergies renouvelables beaucoup moins élevées qui étaient prévues pour mardi. Selon les météorologues d’Eurowind, la part des énergies renouvelables dans la production d’électricité doit baisser progressivement jusqu’à jeudi inclus, puis redécoller un peu. Pour le reste du mois, les météorologues tablent sur des conditions de vent légèrement en dessous de la moyenne. Ils ne prévoient un peu plus de vent que pour le week-end prochain. Les températures ne devraient regrimper au-dessus de la moyenne qu’à partir du 19 mai. Lundi après-midi, l’année civile 2021 a légèrement baissé, à 36,55 euros. «Après un très bon départ, le soufflet est vite retombé» a expliqué un négociant. Cette évolution est surtout due aux certificats d’émission qui, après une mise aux enchères très basse, ont été sous pression. Le gaz et le charbon n’ont pas non plus donné d’impulsions positives pendant le jour sous revue. Ces deux vecteurs énergétiques se sont légèrement repliés lundi. La tendance observée sur le marché de l’électricité était la même que sur les marchés boursiers. Les bourses européennes ont creusé leurs pertes du fait de l’augmentation des prises de bénéfices lundi après-midi. Certains négociants ont souligné le fait que les cours étaient trop éloignés des données fondamentales. Dans l’ensemble, il y a eu peu de transactions en début de semaine. Sur le marché de l’électricité toutefois, on a considéré comme attrayants des prix compris entre 36 et 37 euros pour l’année suivante. Par conséquent, des achats pourraient s’avérer intéressants pour les clients.

D’après les analystes de la Commerzbank, l’Arabie saoudite a créé la surprise jeudi dernier en offrant à ses clients des réductions bien moins importantes par rapport aux prix de référence du pétrole brut pour les livraisons de juin. Les prix de l’Arab Light ont été augmentés de près de 7 dollars US par baril pour les clients européens. Les analystes sont d’avis que «cela doit être considéré comme une offre de paix dans la guerre des prix menée contre la Russie». Du fait de sa politique des prix très agressive, l’Arabie saoudite était même parvenue récemment à gagner parmi ses clients des partenaires commerciaux traditionnels de la Russie, comme la Biélorussie. La Russie en a manifestement tiré les leçons en réduisant nettement sa production de pétrole dès début mai. En revanche, l’Arabie saoudite n’a que peu relevé les prix de ses livraisons destinées à l’Asie. Elle veut ainsi montrer au marché qu’elle défendra ses parts de marché dans cette région. Les baisses de réduction indiquent aussi que la demande s’affermit. Rien d’étonnant donc, à ce que les prix du pétrole y aient réagi avec euphorie en grimpant parfois de plus de 10% (WTI). Mais l’euphorie initiale a rapidement laissé la place à la désillusion, et les prix du pétrole ont de nouveau perdu tous leurs gains jeudi. Les analystes mettent cette évolution sur le compte des prises de bénéfices et considèrent l’ambiance et le niveau des prix comme excessifs. La reprise de la demande pourrait s’avérer plus laborieuse que ce qu’imaginent actuellement de nombreux acteurs du marché.

Les prévisions pour le charbon restent à la baisse à court et moyen terme. Comme déjà la semaine dernière, les analystes considèrent que les prix de cet élément important pour le marché de l’électricité restent relativement bons. Avec 51,90 dollars US la tonne lundi après-midi, le contrat était de 0,75 dollar inférieur à la clôture de la veille. L’année 2021 de l’ARA a ainsi rebondi après son niveau plancher de 51,55 dollars atteint la semaine dernière. Le niveau de support du contrat est de 51,45 dollars, avec une résistance à 53,20 dollars. Le charbon souffre toujours des incertitudes sur les marchés financiers et des perspectives conjoncturelles encore négatives. On ignore encore à quelle vitesse l’économie mondiale se redressera après les restrictions liées au coronavirus. Les avis des participants au marché et des analystes divergent fortement sur ce point, d’autant plus que chaque pays va bien sûr à son rythme pour assouplir ses mesures contre le coronavirus. À l’ICE, le changement de contrat s’est opéré la semaine dernière non seulement pour le mois suivant mais aussi pour le trimestre suivant, du fait des conditions du dernier jour de négoce. Seule l’année 2021 n´a pas été faussée et a perdu 1,8% en comparaison hebdomadaire pour s’établir à 52,30 dollars US. Le mois suivant a reculé de 12,3%, tombant ainsi à 39,50 dollars US, tandis que le trimestre suivant grimpait de 3,6%, à 44,33 dollars, car la cotation du nouveau trimestre suivant était supérieure à celle du trimestre précédent. La demande en charbon est faible aussi dans le nord-ouest de l’Europe, comme l’indique un tweet du gestionnaire du réseau de transport britannique. National Grid a en effet annoncé qu’au 28 avril, plus aucun charbon n’avait été utilisé depuis 18 jours pour produire de l’électricité. La semaine dernière aussi, des analystes ont publié des rapports montrant un repli du charbon dans la production d’électricité elle aussi en baisse. Même en Pologne, le secteur du charbon se plaint d’une demande trop faible. Dans ce contexte, les prix du charbon devraient diminuer afin de rester concurrentiels face au gaz pour la production d’électricité. Il existe donc un risque qu’ils soient encore fortement sous pression et dévissent, ce qui aurait aussi un effet négatif sur les prix de l’électricité. Les prévisions météorologiques ne laissent pas non plus présager une hausse des prix du charbon. Certes, on table actuellement jusqu’en juin sur des températures légèrement inférieures à la moyenne, mais celle-ci est de toute façon relativement élevée en mai et en juin. La baisse des températures n’entrainera donc pas nécessairement une hausse importante des besoins en chauffage.

S’agissant du gaz, l’effet sur les prix de l’électricité est également mitigé. Tandis que sur le marché de référence, le TTF néerlandais, les prix ont augmenté de 1,3% pour le mois suivant, à 5,84 euros par mégawatt-heure, le trimestre suivant a dégringolé de 2,7% à 6,71 euros, et l’année 2021 de 3%, à 11,89 euros par mégawatt-heure. Toutefois, le nouveau mois de juin a également chuté en comparaison hebdomadaire. La demande continue de peser sur les prix du gaz. La demande industrielle en gaz pourrait redécoller avec l’assouplissement des mesures visant à endiguer la pandémie de coronavirus. Cependant, certains négociants pourraient être trop optimistes. Les besoins en chauffage étant très faibles en mai, les entreprises ne devraient pas avoir besoin de quantités de gaz importantes pour les bâtiments administratifs. Et la production industrielle ne devrait pas non plus se redresser rapidement. Les réservoirs de gaz affichent toujours un haut niveau de remplissage. Les prix du gaz pourraient donc ne pas encore avoir atteint leur niveau plancher, ce qui affecterait aussi les prix de l’électricité.

Même en cas d’évolution favorable de la crise du coronavirus, les prix européens de l’électricité ne redécolleront pas avant l’année prochaine et ils retrouveront leur niveau d’avant la crise à partir de 2022. Ces conclusions sont celles d’une étude portant sur huit pays européens, qui a été réalisée par Aurora Energy Research. Elle montre que les prix européens de l’électricité ont jusqu’à présent perdu 30 à 40% en moyenne. Dans le pire scénario d’une dépression mondiale, les prix ne se redresseraient qu’en 2025. Mais les auteurs considèrent une telle évolution comme peu probable; une fin rapide des restrictions leur paraît être l’hypothèse la plus vraisemblable. Les pays affichant une part importante de gaz dans leur bouquet énergétique comme l’Espagne, l’Irlande et les Pays-Bas sont les plus touchés par cette baisse des prix de l’électricité. Selon cette même étude, la France (avec une faible part de gaz et une part élevée de nucléaire) accusera aussi un net repli des prix car elle dépend fortement des importations d’électricité provenant d’Allemagne et d’Espagne.

La nervosité reste élevée sur le marché pétrolier. Après avoir quitté leur niveau bas historique durant les derniers jours de négoce, les prix du Brent et du WTI sont de nouveau soumis à une pression à la vente en ce début de semaine. La phase de stabilisation observée depuis le milieu de la semaine dernière est déjà terminée. La situation semblait pourtant s’être un peu améliorée. Du fait de la baisse des cas d’infections, certains pays consommateurs débutent leur retour contrôlé à la «normalité». Du côté de l’offre, certains États importants de l’OPEP comme l’Arabie Saoudite, le Koweït, le Nigeria et l’Algérie ont avancé les coupes de production prévues et commencé à les mettre en œuvre avant le 1er mai. De plus, au mois de mars, la Chine a importé presque 5% de plus de pétrole brut que l’année dernière, ce qui semble indiquer des constitutions de stocks. Les analystes prévoient que l’offre excédentaire actuellement très importante se tassera progressivement au second semestre. Car la demande devrait se redresser fortement après la fin des mesures de confinement dans les grands pays consommateurs de pétrole. En outre, l’offre en pétrole diminue du fait des baisses de production de l’OPEP+, en vigueur dès vendredi prochain, et du net repli de la production pétrolière aux États-Unis et au Canada. Selon les analystes de la Commerzbank, cela donne de la marge pour une augmentation du prix du Brent à 40 dollars US le baril d’ici la fin de l’année.

La Suède a été le 3e pays d’Europe à arrêter sa production d’électricité à partir du charbon. Récemment, une centrale au charbon de Stockholm a été sortie du réseau plus tôt que prévu. À la même période, l’Autriche a fermé sa dernière centrale. Le troisième pays est la Belgique, qui a proscrit le charbon de son réseau énergétique. Six autres pays européens souhaitent sortir du charbon d’ici 2025. La France veut fermer sa dernière centrale en 2022, la Slovaquie et le Portugal prévoient cette étape en 2023, suivis du Royaume-Uni en 2024 et de l’Irlande et l’Italie en 2025. Cinq autres pays fermeront leur dernière centrale d’ici à 2030: la Grèce, les Pays-Bas, la Finlande, la Hongrie et le Danemark.

La semaine dernière, le négoce d’électricité a un peu moins souffert de la crise du coronavirus. Le marché spot reste à un faible niveau, mais il a redécollé. Le mois et le trimestre suivants de la Suisse ont affiché des mouvements. Suite à l’annonce d’allègements des restrictions liées au coronavirus, le mois de mai 2020 a grimpé, passant de moins de 19 €/MWh à plus de 21,50 €/MWh lundi. Le troisième trimestre 2020 a également enregistré un rebond, avec une cotation à 33,35 €/MWh lundi après-midi.

Le groupe d’électricité français EDF a aussi surpris par son annonce de la semaine dernière. Face au repli de la demande en électricité induit par la pandémie du coronavirus, il a réévalué à la baisse sa production annuelle d’électricité nucléaire. Selon lui, le fléchissement de la conjoncture et les mesures de confinement pourraient entraîner une baisse de 20% de la demande. Pour 2020, il table donc désormais sur une production électrique annuelle d’environ 300 térawattheures dans ses centrales, au lieu des 375 à 390 prévus à l’origine. EDF envisage par conséquent d’arrêter la production de plusieurs réacteurs nucléaires afin d’économiser du combustible dans ces blocs.

En comparaison, l’année civile 2021 s’est révélée stable. Avec actuellement 43,00 €/MWh, elle a perdu presque 2 euros par rapport à lundi, mais reste toujours très loin de son niveau le plus bas du mois de mars, 37,95 €/MWh, causé par le coronavirus.

Toutefois, les ondes de choc de la crise sanitaire ne sont pas encore surmontées dans le négoce d’électricité. Du fait des ajustements des besoins industriels, les négociants d'électricité doivent toujours vendre des quantités qui avaient été achetées à des prix beaucoup plus élevés. Le marché suivra aussi avec intérêt les données de la Commission européenne sur les émissions de CO2 de 2019, qui seront divulguées fin avril. Elles apporteront peut-être un peu de mouvement dans le marché du CO2, qui se répercutera sur le négoce d’électricité.

L’année 2021 du charbon de la zone ARA a peu évolué. La fourchette de trading de ce composant souvent déterminant du marché de l’électricité est actuellement très étroite. Le charbon affiche toutefois une force étonnante, alors que peu d’éléments lui sont favorables. Parmi les certificats d’émission de nouveau en hausse, le charbon polluant souffre davantage que le gaz, lui-même sous pression du fait de son indexation sur le prix du pétrole et du haut niveau de remplissage des réservoirs. Il n’y a donc pour le moment aucune raison de voir le marché du charbon décoller. À cause du coronavirus, la production industrielle et électrique devrait être inférieure en 2020 à celle de 2019 dans tous les grands pays industrialisés. Cette baisse affecte aussi la demande en charbon.

La semaine dernière, les prix spot ont peu évolué pour les cotations à terme sur le marché allemand de l’électricité. Même pour le Vendredi saint, les enchères du day-ahead (23,14 euros par mégawatt-heure) étaient au même niveau de prix que les jours ouvrables précédents. Habituellement, les prix de l’électricité des jours fériés sont nettement plus faibles mais cela n’a pas été le cas cette année, sans doute en raison du recul de la demande lié au coronavirus et de la contribution des énergies renouvelables dans la production d’électricité. D’après les indications de prix de l’EPEX Spot, la moyenne du day-ahead des enchères s’élevait à 22,72 euros par mégawatt-heure pour la livraison des jours ouvrables précédents de lundi à jeudi, ce qui est légèrement inférieur à la semaine du 3 avril. Toutefois, la combinaison du jour férié et de la production d’électricité issue d’énergies renouvelables pour le lundi de Pâques a entraîné des prix négatifs dans la charge de base.

Les prix de l’électricité ont bondi au cours des deux premiers jours de négoce pendant la semaine avant Pâques. Cette hausse s’explique essentiellement par des spéculations selon lesquelles l’évolution des nouveaux cas d’infections au coronavirus conduirait bientôt à l’allègement des restrictions dans la vie quotidienne. Tandis que la Chancelière Angela Merkel appelait à la prudence, les marchés sont devenus euphoriques. S’il est vrai qu’ils ont pour tâche d’anticiper, cela ne justifie toutefois en rien les exagérations. Même si le gouvernement fédéral et les ministres-présidents des Länder décidaient, lors de leurs consultations cette semaine, d’alléger les mesures, cela ne se ferait que très progressivement, afin d’éviter une nouvelle vague d’infections. Pourtant, les droits d’émission de CO2 se sont envolés après être tombés très bas. À l’ICE, les futures EUA arrivant à terme en décembre 2020 ont grimpé de 17,96 à 21,74 euros pendant la première moitié de semaine, ce qui représente un bond de 21% en deux jours de négoce. Les opérations de couverture à court terme ne sont sans doute pas étrangères à cette évolution. Mais cette hausse massive des prix ne se justifie par aucun facteur fondamental. Les PIB des économies de la zone euro vont accuser de lourdes pertes cette année, de sorte que moins de droits d’émission de CO2 seront nécessaires. Cela n’a pas empêché les futures EUA d’augmenter fortement de 17,4% en comparaison hebdomadaire, pour s’établir à 21,04 euros la tonne d’émission de CO2.

Lors de l’analyse des principaux facteurs influençant l’évolution des cotations à terme dans l’indice Phelix Baseload, on constate d’abord l’augmentation très nette du pétrole brut, ce qui pourrait nous faire penser que c’était aussi le facteur essentiel. Mais en examinant l’évolution horaire des prix, on s’aperçoit que le Phelix Baseload et le Brent ont parfois suivi des directions différentes. Le Brent a été porté par des opérations de couverture à court terme déclenchées par les tweets de Donald Trump. Toutefois, il n’est pas certain que la Russie et l’Arabie saoudite se mettent d’accord sur une baisse de production de 10 à 15 millions de barils par jour. Il s’agit sans doute plutôt d’une tentative de manipulation du marché visant à détourner l’attention des chiffres catastrophiques du marché du travail américain. Ces deux pays sont prêts à mener des discussions, mais il semblerait que la Russie et l’OPEP souhaitent voir d’autres pays producteurs de pétrole, notamment les États-Unis, y participer également. Et beaucoup s’y opposent, justement aux États-Unis. Les gains des prix du pétrole risquent donc de fondre rapidement si aucun accord n’est trouvé. De plus, même une réduction de la production pétrolière de 10 millions de barils par jour pourrait ne pas suffire car la demande pétrolière risque fort de dégringoler encore ce mois-ci et le mois suivant. Les marchés pétroliers pourraient donc aussi provoquer une nouvelle chute des prix de l’électricité.

Un vent plus faible que la moyenne mais beaucoup de soleil et de chaleur sont prévus pour les jours à venir. Ces conditions météorologiques devraient changer dès le samedi saint et les jours de Pâques, qui devraient être plus ventés et plus instables. Le retour du soleil et de la chaleur sont prévus pour la semaine après Pâques. Lundi, le Cal 21 a gagné 1,60 euro jusqu’en début d’après-midi, pour s’établir à 37,50 euros. Cette hausse s’est aussi reflétée dans la progression des émissions de CO2 qui ont augmenté de 2 euros pour atteindre la barre des 20 euros. L’année suivante du gaz a également progressé au TTF; le charbon a peu changé. Les Bourses asiatiques et européennes ont été les premières à enregistrer une hausse massive des cotations. En début de journée, elles avaient affiché de fortes augmentations liées au recul des cas de coronavirus. La fin de la guerre des prix opposant l’Arabie saoudite à la Russie commence à se profiler, ce qui a permis aussi de soutenir les marchés. Après avoir atteint le niveau plancher de 33 euros en mars, le Cal 21 du marché de l’électricité allemand a bien rebondi, alimentant les espoirs que les prix de l’électricité ont eux aussi surmonté le pire. Mais avec l’endiguement de l’épidémie, les retombées économiques catastrophiques du «shutdown» presque mondial pourraient bien occuper davantage le devant de la scène.

En début de semaine, les prix du pétrole ont fortement chuté du fait des retombées économiques de la pandémie de coronavirus. Lundi, un baril de Brent de la mer du Nord ne coûtait plus que 21,65 dollars US, un niveau inégalé depuis novembre 2002. À l’époque, les prix du pétrole étaient sous pression suite aux attentats terroristes du 11 septembre 2001. Le prix du pétrole léger américain WTI est également tombé sous la barre des 20 dollars US lundi. Le prix du pétrole a connu un fort recul, il y a un peu plus de trois semaines, quand la Russie et l’Arabie Saoudite ne sont pas parvenues à trouver un accord pour faire face à la baisse de la demande liée à la pandémie. Depuis lors, il a été divisé par deux. Le repli de la demande causé par la pandémie, que les analystes estiment à environ un quart ces dernières semaines, est sans précédent: depuis 1965, les besoins en pétrole n’avaient perdu que 7,5% entre 1979 et 1982 et 1,4% en 2009. Après la rupture avec la Russie et malgré cette situation, l’Arabie saoudite a nettement augmenté sa production pétrolière et baissé ses prix afin de faire fléchir la Russie, sans succès à ce jour. Vendredi dernier, elle a indiqué ne pas être en pourparlers avec la Russie. Le ministre adjoint de l’énergie russe, Pawel Sorokin, a déclaré qu’un prix de 25 dollars US était certes fâcheux mais pas catastrophique pour les producteurs russes. Selon les analystes, les marchés ont abandonné tout espoir d’accord, laissant ainsi libre cours aux spéculations quant à un ordre nouveau des producteurs. L’une de ces spéculations est que les États-Unis et l’Arabie saoudite souhaitent conclure un accord après que cette dernière a quitté les rangs de l’OPEP. Un groupe de six sénateurs a adressé un courrier au ministre des affaires étrangères, Mike Pompeo. L’Arabie saoudite et la Russie menacent l’hégémonie américaine sur le marché de l’énergie et mènent une guerre économique contre les États-Unis. Selon ces sénateurs, l’Arabie saoudite doit quitter l’OPEP et conclure un partenariat stratégique avec les États-Unis ou «supporter les conséquences», qui pourraient être des taxes douanières, d’autres restrictions commerciales, des sanctions et bien d’autres choses encore. Deux autres sénateurs d’États fédéraux producteurs de pétrole ont présenté vendredi dernier un projet de loi concernant le retrait des troupes américaines stationnées en Arabie saoudite. L’Amérique est sous pression. Les États-Unis ont eux-mêmes favorisé le développement de l’industrie de l’huile de schiste compte tenu des prix élevés du pétrole à l’époque. Washington avait ainsi fait pression sur les prix désormais tombés à un niveau que les producteurs américains peinent à suivre. La «guerre des positions» semble bien partie pour durer. Les analystes considèrent que l’Arabie saoudite est avantagée par rapport à la Russie. Selon eux, les Arabes sont les producteurs les moins chers à l’échelle internationale, la production pétrolière devenant de moins en moins rentable pour bon nombre de nations. La situation sur le marché est assez complexe car deux positions antagonistes s’affrontent, au moins en Russie et aux États-Unis, et les deux présidents ne semblent pas décidés pour le moment à prendre position. À l’instar de Donald Trump, le chef d’État russe Vladimir Putin n’évoque pas la question du pétrole. Pendant ce temps, l’Arabie saoudite durcit encore sa pression dans la guerre des prix du pétrole. Elle a annoncé lundi qu’elle relèvera ses exportations pétrolières à un niveau record de 10,6 millions de barils par jour, dès le mois de mai. Cela représente une augmentation de 600 000 barils par jour.

Le marché du CO2 a connu avant-hier un autre «lundi noir». L’ouverture s’est faite à 15,21 euros, ce qui représente une perte de presque 90 eurocent par rapport à vendredi. En effet, le benchmark du contrat EUA de décembre 2020 était de 16,11 euros à la clôture vendredi. À 14h33, il ne coûtait plus que 14,87 euros à l’ICE. Jusqu’à ce moment-là, les futures avaient été négociés sur un volume total d’émissions de CO2 de 38,2 millions de tonnes. La menace d’une chute des prix s’était profilée dès le week-end, avec la décision de l’Italie de fermer tous les services et activités de production non essentiels. Depuis lors, les participants du marché se demandent qui sera le prochain, l’Allemagne ou l’Espagne? Selon eux, rien dans les paramètres économiques fondamentaux ne pourrait soutenir le prix. Avec les fermetures totales en Italie et celles partielles d’entreprises dans d’autres pays, la consommation d’électricité recule nettement, ce qui a aussi fait chuter les émissions de CO2. Le marché du CO2 reflète précisément ces craintes des participants du marché. Si, fin février, il était encore assez stable, cette force relative s’est évaporée la semaine dernière. Cela pourrait aussi être dû au fait que les grands acteurs financiers endossent le rôle de spéculateurs sur le marché. Fidèles à la devise «Cash is king», ils quittent en nombre le marché. Quiconque possède des positions longues devrait les liquider. Avec ce prix peu élevé, seules les entreprises soumises aux exigences de conformité s’y retrouvent. «Même si ce n’est pas pour demain: lorsque le marché reprendra des couleurs, la réserve de stabilité retirera 24% des certificats en excédent et le plafond des quotas diminuera encore au cours de la 4e période d’échange (phase 4). Cela devrait faire grimper les prix», explique une analyste de la société de trading Vertis. Mais dans un premier temps, les prix devraient encore baisser. Un niveau de prix tel que celui que nous connaissons actuellement a été atteint pour la dernière fois en mai 2018. Le prochain niveau de support serait 14,35 euros du 30 mars 2018. Toutefois, si le prix dégringolait encore, le niveau de support suivant ne serait à prévoir qu’à 8,21 euros. En revanche, la prochaine résistance est de 21,20 euros et de 21,55 euros selon la moyenne mobile des bandes de Bollinger.

Lors de la dernière vente aux enchères des stocks européens, 3 396 500 quotas ont trouvé preneur à 16,25 euros. 22 personnes intéressées ont participé à la vente aux enchères, mais seules 15 d’entre elles ont enchéri avec succès. La Bourse EEX indique le degré de sursouscription à 1,74.

Le charbon pourrait continuer de se stabiliser au cours de la nouvelle semaine. Lundi, vers 14h00, il était à 55,20 dollars US la tonne. Il s’inscrivait ainsi en dessous de la moyenne mobile des bandes de Bollinger qui est de 56,34 dollars US et doit être considérée comme résistance. Le niveau de support de la bande de Bollinger inférieure s’élève actuellement à 54,43 dollars US. Le charbon affiche donc toujours une relative force, qui est principalement due à la chute rapide des prix des certificats d’émission, tombés en dessous de 15 euros la tonne lundi. Le charbon polluant profite davantage que le gaz pourtant plus propre des prix bas des EUA du système européen d’échanges de quotas d'émissions. Malgré tout, l’utilisation du gaz reste actuellement toujours plus avantageuse que celle du charbon pour la production d’électricité. Tous les autres facteurs indiquent cependant la poursuite de la chute des prix. Cela vaut actuellement même pour le facteur Chine. Malgré le redécollage de l’économie chinoise et une demande chinoise en hausse pour le charbon, celui-ci a vu ses prix dégringoler la semaine dernière. L’augmentation des prix du charbon en Europe fait aussi face à une baisse de ceux de l’électricité. Si les prix du charbon augmentaient fortement, il perdrait rapidement en compétitivité par rapport au gaz.

L’évolution des prix du charbon pendant la semaine en cours dépend aussi de celle des autres marchés des matières premières et des Bourses mondiales. Avec la guerre des prix du pétrole, le gaz est également sous pression du fait de son indexation sur le pétrole. La semaine dernière, les Bourses européennes se sont stabilisées tandis que la dégringolade s’est poursuivie aux États-Unis. Beaucoup de choses dépendront des indices des directeurs d’achat qui seront publiés cette semaine. Ils permettront un premier aperçu sur l’ampleur des dégâts du coronavirus sur l’économie mondiale.

L’économie mondiale est très fortement touchée par les effets de la pandémie de coronavirus. Le spectre de la récession se profile au premier semestre 2020 et pour l’année entière. Cela a aussi des conséquences sur le secteur de l’énergie. En Allemagne, le plus grand consommateur d’électricité est l’industrie. Selon l’institut de recherche enervis, ce secteur représente près de la moitié de la consommation d’électricité, soit 250 térawattheures (TWh). Une forte baisse de la demande influencerait directement le niveau des prix de l’électricité. Si l’on se réfère aux évolutions de la crise financière de 2009, enervis n’exclut pas un recul de 10 à 20% de la demande en électricité cette année. Parallèlement, les prix du CO2 pourraient aussi chuter du fait de la baisse des émissions de CO2.

Les marchés des actions s’enfoncent un peu plus. Cette évolution est surtout due au plongeon des certificats d’émission, qui, avec un volume élevé de 54 millions de certificats, ont perdu 2,56 EUR, pour s’établir à 19,40 EUR. Sur le marché des certificats, les entreprises soumises à l’obligation de conformité sont restées sur la réserve en espérant d’autres baisses de prix. Le marché de l’électricité est sur la même pente que les marchés des actions. Lundi aussi, les cours des Bourses européennes étaient en chute libre. Après l’Italie, l’Espagne s’est elle aussi placée en confinement. L’Allemagne a fermé ses frontières avec les États voisins. Les mesures d’urgence des banques centrales, comme la Réserve fédérale américaine, ont plutôt attisé les inquiétudes et n’ont pas eu l’effet escompté. Les analystes de Goldman Sachs ont fortement revu à la baisse leurs prévisions de PIB américain et tablent, au mieux, sur une stagnation au premier trimestre, contre une précédente prévision de croissance de 0,7%. La Réserve fédérale américaine a pris une mesure sans précédent ce week-end, en abaissant les taux d’intérêt à presque 0 et elle a repris son programme d’achats d’obligations. La Banque centrale européenne, la Banque nationale suisse, la Banque d’Angleterre et d’autres banques sont elles aussi montées au créneau pour garantir les liquidités sur les marchés. Mais ceci est interprété comme un « signe de désespoir » plutôt que comme une mesure utile. Tous les yeux sont désormais rivés sur la BCE, dans l’attente d’autres mesures. Les participants du marché conviennent toutefois que les banques centrales ne peuvent pas faire grand- chose. L’onde de choc sur les marchés vient à la fois de l’offre et de la demande. Par conséquent, on attend plus de la rencontre des ministres des finances de la zone Euro. Ils pourraient décider des mesures fiscales visant à relancer directement la conjoncture.

L’Arabie Saoudite a provoqué l’effondrement des prix du pétrole. Elle a en effet décidé d’augmenter sa production malgré le risque que le coronavirus fait peser sur la demande. Suite à cette décision, les prix du pétrole ont perdu environ 30% lundi. Vendredi dernier, ils avaient déjà subi une baisse d’environ 10% car l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) n’était pas parvenue à se mettre d’accord avec ses partenaires, notamment la Russie, sur une réduction de la production, lors de son sommet à Vienne. Lundi matin, le cours du pétrole brut Brent était de 31,02 USD le baril. Dans un message adressé à ses clients, le groupe pétrolier saoudien Aramco a annoncé ce week-end baisser la plupart de ses prix et préparer l’augmentation de sa production. Selon certaines sources, l’Arabie Saoudite prévoirait d’accroître sa production de pétrole à jusqu’à 12 millions de barils par jour. La Russie souhaiterait elle aussi augmenter sa production à partir du mois d’avril. La situation actuelle semble augurer la fin d’une coalition de quatre ans de l’OPEP et de dix autres producteurs de pétrole autour de la Russie. L’OPEP a ainsi cessé, du moins à l’heure actuelle, de fonctionner en tant que cartel. Désormais, tous les producteurs misent sur une production maximale dès lors que les coûts marginaux de l’extraction sont couverts. D’après les analystes, l’arrêt des discussions entre la Russie et l’OPEP a mis à mal la confiance des investisseurs. L’ambiance était déjà fragilisée par la propagation du coronavirus. Cependant, le faible niveau des prix pourrait faire fléchir l’augmentation de l’offre pétrolière en dehors de l’OPEP – surtout de l’huile de schiste des États-Unis – et attiser la demande dès que les effets de la pandémie de Covid-19 s’estomperont. Selon la Commerzbank, les prix pourraient donc de nouveau grimper au cours du deuxième semestre. L’année 2016 pourrait ici servir d’exemple: après être tombés à 30 USD en janvier, les prix du pétrole étaient remontés à 55 USD en fin d’année. Des spéculations quant à d’éventuelles coupes de production de l’OPEP avaient toutefois contribué à cette hausse. Par conséquent, l’augmentation des prix devrait être moins marquée cette fois-ci. Les prévisions de Goldman Sachs pour le marché pétrolier sont beaucoup plus moroses. Selon l’analyste américain, la guerre des prix entre la Russie et l’OPEP a entièrement changé les perspectives des marchés du pétrole, du gaz et du charbon. Il prévoit désormais le baril de Brent à 30 USD aux deuxième et troisième trimestres et n’exclut pas non plus une chute des prix à 20 USD.

Les prix du gaz étant indexés sur ceux du pétrole, ces derniers exercent une influence directe sur eux. Le gaz et le charbon sont rivaux en tant que matières premières pour le marché de l’électricité. Si le gaz dégringole encore, le charbon devra lui emboîter le pas pour ne pas céder davantage de terrain dans la production d’électricité.

Les prix baissent aussi sur le marché de l’électricité du fait de l’effondrement du marché pétrolier et de la fragilité des marchés des actions dans le monde. Les participants ont abandonné la ligne longtemps défendue des 40 EUR de l’année 2021 en Allemagne. Le prix le plus bas négocié lundi était 38,10 €/MWh. La situation actuelle rend difficile les prévisions sur le marché de l’électricité. Il faut toutefois s’attendre, au cours des prochaines semaines, à d’autres baisses des prix des matières premières.

Le virus Covid-19 pèse toujours fortement sur les marchés des matières premières. Les marchés pétroliers internationaux ont une nouvelle fois joué un rôle prépondérant dans l’évolution des cotations à terme. Avec un niveau plancher de 50,05 dollars US le baril vendredi dernier, la cotation du Brent pour le mois suivant est tout juste parvenue à se maintenir au-dessus de la barre des 50 dollars US. En comparaison hebdomadaire, le Brent a chuté de 13,6% et s’est établi à 50,52 dollars US. Cela représente la plus lourde perte hebdomadaire depuis janvier 2016. Le pétrole brut WTI a même accusé sa plus forte baisse depuis la crise financière de 2008. Le mois suivant des futures de l’ICE sur le gazole en Europe n’a fait guère mieux, dégringolant de 13,3% pour s’établir à 441 dollars US la tonne. Ces pertes massives sur les marchés pétroliers sont dues uniquement à la propagation du coronavirus qui s’est accélérée dans les pays hors de Chine. Les marchés financiers et de matières premières ont craint des répercussions beaucoup plus négatives sur l’évolution mondiale de l’économie et donc sur la demande en pétrole. Malgré cette forte chute, les risques de baisse des prix du pétrole subsistent toujours. L’OPEP+ se réunira cette semaine et cette rencontre risque de décevoir les marchés pétroliers, même en cas de réduction de production supplémentaire de 0,6 million de barils par jour. Le marché mise encore sur le fait que l’OPEP+ se mettra d’accord sur une réduction de production plus forte. Mais rien n’est sûr car la Russie ne voit toujours aucune raison de participer à d’autres mesures de réduction. Le président Wladimir Putin a déclaré ce week-end que l’actuel niveau des prix convenait à la Russie. Les marchés pétroliers pourraient donc continuer de peser sur les prix de l’électricité pendant les semaines à venir.

Les cotations du Swiss-Baseload ont notamment été tirées vers le bas par les prix des droits d’émission de CO2. Après que les futures EUA arrivant à terme en décembre 2020 ont de nouveau presque atteint la barre des 26 euros la tonne d’émission de CO2 durant la troisième semaine de février, il fallait s’attendre à ce que les nombreux spéculateurs changent une nouvelle fois de direction. Mais si ceci a sans doute amplifié l’évolution des prix, ce n’est toutefois pas la principale raison de la chute des futures EUA de 25,61 à 23,61 euros la tonne en comparaison hebdomadaire. Cette baisse de 7,8% est plutôt due à la propagation accélérée du virus en dehors de la Chine. Les marchés estiment à juste titre que cela a des effets négatifs sur la croissance mondiale. En Europe aussi, un fléchissement de l’activité économique est désormais à prévoir. On ignore toutefois quelles y seront les retombées économiques d’une propagation du virus Covis-19. Elle risque de freiner la reprise industrielle de sorte que moins de droits d’émission de CO2 seront nécessaires. En outre, il reste l’impact négatif des réservoirs de gaz toujours très remplis tandis qu’aucune vague de froid n’est prévue. Dans un tel contexte, d’autres baisses pourraient se produire sur le marché gazier et donc aussi sur celui de l’électricité.

Les marchés subissent de plein fouet le virus Covid-19. C’est actuellement le facteur critique pour la fixation des prix, non seulement sur les marchés des produits de base mais aussi sur les marchés des actions. En Italie, selon les chiffres officiels, plus de 160 personnes ont contracté le virus et quatre patients en sont déjà décédés. L’Italie est ainsi le pays qui compte le plus grand nombre de cas hors d’Asie. La Corée du Sud a annoncé 70 nouveaux cas et l’Iran déplore lui aussi de nouvelles contaminations et des décès. Avec plus de 77 000 personnes infectées en Chine, Pékin a décidé de reporter le Congrès populaire national qui devait se tenir en mars. Dès samedi, le Fonds Monétaire International a mis en garde contre l’effet négatif de l’épidémie sur l’économie mondiale, dont la croissance pourrait être de 0,1 point de pourcentage inférieure aux prévisions du mois de janvier. La croissance chinoise pourrait même perdre 0,4 point de pourcentage. Toutefois, quelques signes laissent présager un timide retour à la normale en Chine: six provinces chinoises, dont la province du Guangdong qui représente 10% du produit intérieur brut chinois, ont baissé leurs mesures d’urgence car très peu voire pas de nouvelles contaminations ont été enregistrées. En outre, plus de 70% des grandes entreprises de l’industrie manufacturière ont repris le travail dans les provinces côtières.

Dans la centrale nucléaire française de Fessenheim, qui représente depuis des décennies un risque pour la sécurité, le premier réacteur a été arrêté. Il a été définitivement débranché dans la matinée de samedi, comme l’a annoncé le groupe énergétique français EDF. Cette opération, qui avait débuté vendredi soir, s’est déroulée comme prévu. Selon EDF, cet arrêt sera suivi des préparations pour le démontage qui devrait commencer à partir de 2025 et durer jusqu’à 20 ans. L’Autorité de sûreté nucléaire française (ASN) avait récemment émis des doutes quant aux plans. Elle a notamment pointé du doigt le manque de détails du projet présenté par EDF. Sur le site, il est prévu de créer par la suite un parc d’activités franco-allemand pour les entreprises.

L’Intercontinental Exchange (ICE) a publié le calendrier des mises aux enchères britanniques des quotas d’émission européens (EUA) et des quotas pour l’aviation (EUAA). Au total, 125 109 000 quotas britanniques cherchent preneur. 5 727 500 EUA seront mis aux enchères lors de la première vente qui aura lieu le 4 mars. Les ventes se succèderont toutes les deux semaines et la suivante se tiendra le 18 mars. Du 4 mars au 22 juillet, 5 727 500 EUA seront mis aux enchères, suivis de 2 863 500 EUA le 5 août et 2 869 500 le 19 août. Du 2 septembre au 25 novembre, 6 837 500 EUA changeront de propriétaire. La dernière vente aux enchères prévue le 9 décembre portera sur 6 842 000 EUA. Seule la date du 25 mars est prévue pour les EUAA. 1 669 000 EUAA chercheront alors un nouveau propriétaire. L’ICE opère pour le ministère britannique de l’Economie, de l’Energie et de la Stratégie industrielle (BEIS). La publication de ce calendrier a provoqué des ventes sur le marché. Vers midi, le benchmark du contrat EUA de décembre 2020 coutait 24,67 euros à l’ICE. A la clôture vendredi, il était de 25,61 euros. Du fait des négociations pour le Brexit, la dernière vente aux enchères britannique avait eu lieu en janvier 2019. Selon l’accord de sortie conclu avec l’UE, le Royaume-Uni reste jusqu’au 31 décembre dans le système européen d’échange de quotas d'émission. Comme l’a assuré le BEIS, les exploitants d’installation britanniques peuvent toujours se servir de leurs comptes dans le registre de l’Union et utiliser tous les quotas pour la conformité prévue le 30 avril 2021.

Les prix de l’électricité pour le trimestre suivant et l’année civile 2021 se sont envolés. Dans ce contexte, le marché pétrolier a joué un rôle majeur. En début de semaine dernière, les prix du pétrole ont encore reculé mais le marché est reparti à la hausse dès mardi. Les rapports mensuels de l’EIA, l’OPEP et l’AIE n’y sont pour rien dans cette augmentation. Avec seulement 230 000 barils par jour, c’est l’OPEP qui a le moins revu à la baisse ses prévisions pour la demande pétrolière mondiale cette année. Elles portent malgré tout la croissance de la consommation mondiale de pétrole à seulement 990 000 barils par jour. Les marchés pétroliers ont toutefois réagi positivement aux annonces sur le coronavirus, dont le nombre journalier de nouvelles contaminations diminue. Cela permet d’espérer que l’apogée est déjà ou tout au moins bientôt atteinte. La reprise du pétrole brut a également eu des effets sur les prix du gaz et, celui-ci étant moins cher que le charbon pour produire de l’électricité, elle s’est aussi répercutée sur les prix de l’électricité.

Les cotations du CO2 ont elles aussi connu une baisse en début de semaine et sont tombées sous la barre des 23 euros la tonne. Mais le vent a tourné à partir de mardi et les futures EUA ont grimpé jusqu’à 24,67 euros. Pourtant, les conditions étaient favorables pour que la chute des cotations des futures EUA se poursuive. Le 4 mars débutent les ventes aux enchères des stocks britanniques pour les années 2019 et 2020 puisque, jusqu’à la fin de la phase de transition, le RU reste membre du système européen d'échange de quotas d'émission (SEQE-UE) malgré sa sortie de l’UE. Les premières attributions de certificats d’émission de CO2 gratuits sont elles aussi imminentes. Le développement industriel de la zone euro est moins dynamique que prévu. L’évolution du coronavirus a toutefois constitué un tournant et l’électricité tire les futures EUA vers le haut. La hausse de 72,9 à 97,1% du coefficient de corrélation calculé sur une base de prix horaire entre le future EUA et l’année civile 2021 dans l’indice Phelix Baseload montre bien que les prix de l’électricité ont encore fortement influencé l’évolution des prix des droits d’émission de CO2.

La tempête «Sabine» a aussi fait s’envoler la production d’électricité éolienne. En Allemagne, 43,7 gigawatts d’électricité éolienne ont parfois été injectés dans le réseau. Selon les calculs du groupe de réflexion Agora Transition énergétique, entre dimanche midi et lundi midi, plus des trois quarts de l’électricité consommée en Allemagne provenaient des énergies renouvelables. Outre les éoliennes terrestres et maritimes, l’énergie solaire a aussi produit une grande partie de l’électricité verte pendant la journée de dimanche. L’électricité éolienne a, à elle seule, couvert environ 60% de la consommation d’électricité. Pour les gestionnaires de réseau, «Sabine» a représenté un défi de taille, car l’injection dans le réseau d’électricité issue des installations éoliennes n’a pas été régulière et les éoliennes ont cessé de fonctionner en cas de trop fortes bourrasques. Une nouvelle tempête est prévue pour dimanche prochain et la contribution des énergies renouvelables devrait de nouveau grimper à 45 gigawatts. Dans l’ensemble, les deux prochaines semaines s’annoncent relativement difficiles.

Les analystes expliquent l’actuelle faiblesse des prix du CO2 par plusieurs facteurs. Tout d’abord, le mois de février est un mois négatif du fait de l’augmentation de l’offre d’autorisations (attributions gratuites). Cette tendance pourrait encore se poursuivre en mars, avec la reprise des ventes aux enchères britanniques. Par ailleurs, les données fondamentales sont trop faibles et ne stimulent pas les prix. Les températures supérieures à la moyenne et le faible prix du gaz pèsent sur le prix du CO2 tout autant que les conséquences du coronavirus sur l’économie. Cependant, les entreprises soumises à l’obligation de conformité restent encore réservées lors de l’achat de leurs besoins. Elles tablent sur une baisse des prix d’entrée. Un premier niveau de support est de 22,25 euros, le niveau plancher du mois d’octobre 2019.

L’utilisation des capacités des réservoirs de gaz allemands a reculé à 82,9% mais reste nettement supérieure à la valeur de l’année dernière qui était de 58,5%. Étant donné que sur la même période de 2019, 6,4 térawattheures (contre 5,7 actuellement) ont été prélevées des réservoirs, l’écart avec la valeur de l’année dernière s’est encore creusé. Cela signifie qu’au 31 mars, les niveaux des réservoirs devraient être bien supérieurs à ceux de 2019 et donc qu’il faudra moins de gaz pendant les mois d’été pour remplir les réservoirs. Par conséquent, le mois de mars et le trimestre suivant ont encore de la marge pour des baisses de prix au cours des prochaines semaines.

Les températures clémentes du nord-ouest de l’Europe, les niveaux élevés des réservoirs de gaz naturel, l’environnement défavorable sur le marché, avec le charbon à moins de 60 dollars US la tonne et la baisse des prix sur le marché du CO2 sont autant de raisons pouvant expliquer la baisse des cotations sur le marché à terme de l’électricité. À cela est venu s’ajouter le coronavirus avec son influence négative sur la Chine, deuxième puissance économique mondiale.

Le marché pétrolier souffre des conséquences du coronavirus sur l’économie chinoise. D’après l’Organisation Mondiale de la Santé (OMS), plus de 20 500 personnes ont contracté cette maladie dans le monde, et plus de 427 décès ont été enregistrés. En réalité, ces chiffres sont même certainement supérieurs, car les malades n’ont pas tous été testés et le nombre réel des cas légers et graves est connu. Les analystes soulignent que les premiers chiffres de la Chine indiquent des pertes de demande d’environ 3 millions de barils par jour. Et le virus continue de se propager. Selon certains responsables de l’OPEP, l’Arabie Saoudite envisage une réduction drastique de la production pétrolière pour faire face aux conséquences du coronavirus sur la demande. Des représentants du cartel pétrolier et leurs partenaires se rencontrent cette semaine pour évoquer les mesures envisageables après que l’apparition du virus en Chine a entraîné la plus grande baisse mensuelle du prix du pétrole depuis 30 ans. La Chine est le pays qui consomme le plus de pétrole au monde. En comparaison hebdomadaire, la cotation du Brent pour le mois suivant est tombée de 4,2% supplémentaires, à 58,16 dollars US le baril. La chute a été encore plus forte pour le mois suivant des futures de l’ICE sur le gazole en Europe, avec un recul de 6,2%, à 501 dollars US la tonne. L’augmentation des cas d’infection et les mises en garde de l’OMS ont continué d’effrayer les négociants en pétrole. Pour cette année, les analystes évaluent la perte de la demande pétrolière à environ 0,25 million de barils par jour. La perte de production libyenne s’élève à environ 1 million de baril par jour, mais n’a aucune influence sur les prix du pétrole car le marché table sur une perte très courte en Libye tandis que les effets du coronavirus pourraient durer plus longtemps.

Le gouvernement britannique a désormais clarifié la procédure ultérieure concernant les ventes aux enchères et dans le commerce des émissions. La première vente aux enchères britannique depuis plus de 12 mois est fixée au 4 mars. Le calendrier complet de ces ventes doit être publié prochainement et contenir des certificats de 2019 et 2020, répartis sur l’année 2020. Dans le cadre de l’accord de départ conclu entre le Royaume-Uni et l’UE, les placements britanniques sont soumis aussi bien pour les émissions de 2019 que pour celles de 2020 aux règles de conformité dans le SEQE-UE.

Selon des représentants du secteur de l’énergie et de la recherche suisse, l’absence d’un accord sur l’électricité entre la Suisse et l’UE représente un risque croissant pour les importations d’électricité et, par conséquent, pour la sécurité d’approvisionnement. Cet accord doit réglementer l’intégration de la Suisse dans le marché intérieur de l’électricité de l’UE et donc aussi les conditions des raccordements transfrontaliers. Cependant, il est toujours gelé en raison de points de discorde généraux qui subsistent entre la Commission européenne et la Suisse. En tant «qu’acteur secondaire», la Suisse risque, entre autres, de devoir faire face à une augmentation des coûts de redispatching, dont la répartition financière comporte d’importantes zones d’ombre, à des concertations compliquées et, au final, à des restrictions de ses possibilités d’importation. Or ces importations revêtent une importance accrue dans le cadre de la Stratégie énergétique 2050, qui prévoit une sortie du nucléaire et un développement massif de l’énergie solaire. Avec ce scénario, la Suisse devrait importer environ 14 TWh d’électricité pendant les mois d’hiver de l’année 2035. L’Elcom, l’autorité de surveillance suisse, considère toutefois déjà 10 TWh – soit un sixième de la consommation d’électricité suisse actuelle – comme une valeur critique. Selon son directeur, Renato Tami, l’augmentation de la demande liée à l’électromobilité et aux pompes à chaleur pourrait même faire grimper les besoins à 23 TWh durant les mois d’hiver. Il met en garde contre les «congestions politiques des réseaux» qui, en l’absence d’un accord, renforcent encore les restrictions physiques déjà existantes sur le réseau. Un accord sur le redispatching entre la Suisse, la France et l’Allemagne est désormais en vigueur. Il doit permettre de mieux coordonner l’équilibrage du réseau entre ces trois pays. En effet, les flux d’électricité imprévus aux frontières de ces pays représentent un problème de taille depuis des années. En 2018, les flux d’électricité imprévus, donc non négociés, étaient de 8 TWh, à la frontière entre l’Allemagne et la Suisse, tandis qu’entre la France et la Suisse 6,7 TWh d’électricité de moins a été livrée par rapport à ce qui avait été négocié. Une partie des exportations françaises est passée par des réseaux allemands pour rejoindre la Suisse.

Le gouvernement français souhaite instaurer un «corridor des prix» pour le marché de gros de l’électricité nucléaire national. Il doit permettre à l’entreprise EDF, fournisseur d’énergie contrôlé par l’État, de couvrir ses coûts tout en protégeant les consommateurs des fluctuations du prix de l’électricité. Ce nouveau système vise à remplacer l’actuel mécanisme de réglementation du marché nucléaire appelé ARENH. Dans le cadre de ce mécanisme, l’entreprise est tenue jusqu’à présent de vendre un quart de sa production nucléaire annuelle à un prix fixe de 42 EUR par mégawattheure à des concurrents. Ce projet de loi devrait doper les bénéfices du fournisseur d’énergie lourdement endetté, tout en continuant d’offrir aux consommateurs finaux français un tarif parmi les plus faibles d’Europe. Le prix plancher et le prix plafond du nouveau système seront fixés selon une méthode transparente et appliqués sous le contrôle de l’autorité de régulation du marché de l’énergie (CRE). Il reste encore à déterminer la fourchette de prix précise, toutefois on table sur une différence d’environ 6 EUR par mégawattheure.

Les températures clémentes ont des répercussions négatives sur les quantités de gaz prélevées dans les réservoirs en Allemagne. L’utilisation des capacités a reculé de 94,3 à 92,6%, mais elle reste nettement supérieure au niveau de l’année précédente (70%). Étant donné que pour la même période en 2019, les quantités prélevées étaient de 0,8 TWh supérieures (donc 4,7 TWh), la situation des réservoirs s’est même dégradée par rapport à l’année passée. Certains météorologues prévoient des températures dans les normales saisonnières ou plus clémentes que celles-ci, aussi pour le mois de février. Fin mars, les réservoirs devraient donc être nettement plus remplis que l’année dernière, si les importations de gaz naturel en provenance de Norvège et de Russie ne diminuent pas fortement. Les prix du gaz et de l’électricité risquent donc actuellement de continuer à baisser.

Sur les marchés gaziers européens, les marchés pétroliers soutenaient encore les cotations à terme en début d’année, mais le vent a tourné durant la deuxième semaine de 2020. Les tensions géopolitiques se sont durcies pendant la deuxième moitié de la semaine dernière, ce qui a fortement pesé sur les prix du pétrole. La cotation du Brent pour le mois suivant est tombée de 5,3%, à 64,98 dollars US par baril, retrouvant ainsi son niveau de début décembre 2019. Les futures de l’ICE sur le gazole ont aussi fortement chuté de 5,2% à 593,25 dollars US la tonne pour le mois suivant. Les mesures de représailles iraniennes étant restées limitées, les États-Unis ont renoncé à une frappe militaire malgré les menaces proférées par Donald Trump. Désormais, le marché pétrolier se concentre de nouveau sur l’évolution fondamentale de l’offre et la demande. La plupart des estimations prévoient une offre excédentaire au premier trimestre 2020, malgré d’autres réductions de production de l’OPEP+. L’interprétation de l’évolution des stocks américains de pétrole brut et de produits pétroliers va aussi dans ce sens. Cette évolution représente un risque, de sorte que les prix du pétrole pourraient aussi affecter les cotations à terme du gaz naturel dans le nord-ouest de l’Europe.

Compte tenu des températures journalières moyennes, les conditions météorologiques devraient d’abord continuer de peser sur les prix du gaz dans cette région du monde. Aussi bien le modèle du Centre européen pour les prévisions météorologiques à moyen terme que le modèle américain tablent sur des températures moyennes nettement supérieures aux normales saisonnières. Une baisse n’est prévue qu’à partir du week-end prochain. Sur le continent, les températures devraient alors atteindre la moyenne saisonnière et même s’inscrire en dessous au RU. Pour la semaine suivante, les prévisions divergent selon les deux modèles. Tandis que le modèle européen table sur des températures plus froides, le modèle américain prévoit un réchauffement. La quantité prélevée dans les réservoirs pourrait être inférieure au niveau de 2019, ce qui serait négatif pour les prix du gaz.

L’évolution des prix de l’électricité a été mitigée car en fin de semaine le Cal 21 a gagné 0,1% alors que le mois suivant et le trimestre suivant ont perdu respectivement 3,8 et 2,1%. Les droits d’émission de CO2 ont eu des répercussions négatives sur les prix de l’électricité. La Chambre des communes a désormais approuvé la loi de ratification sur la sortie de l’UE. Il est donc certain que le RU la quittera au 31 janvier. Cependant, le gouvernement britannique n’a toujours pas expliqué comment il entend procéder avec les droits d’émission de CO2 britanniques qui n’ont pas été mis sur le marché l’année passée mais peuvent maintenant être cédés. Une répartition homogène tout au long de l’année ne seraient certainement pas dans l’intérêt des entreprises britanniques soumises aux exigences de conformité. Des doutes subsistent donc quant à l’éventualité d’un volume plus élevé mis aux enchères d’ici le mois d’avril. Par conséquent, les acteurs du marché attendent avant d’effectuer des achats stratégiques. Cela a aussi entraîné la chute des prix des futures EUA en comparaison hebdomadaire de 3,1%, faisant passer la tonne de 24,98 à 24,21 euros. Les prévisions modélisées à quatre semaines restent optimistes, mais la décision britannique représente un risque majeur susceptible d’entraîner une baisse des prix des droits d’émission de CO2 et une pression sur les prix du Swiss-Baseload.

Les membres du cartel pétrolier de l’OPEP et ses partenaires, dont la Russie, ont convenu d’un commun accord de limiter encore davantage la production de pétrole d’ici fin mars 2020. Elle sera bridée de 500 000 barils supplémentaires par jour. Cette décision des 24 nations (OPEP+) tombe en même temps que l’entrée en Bourse d’Aramco, la société pétrolière contrôlée par l’État saoudien. Elle montre la capacité à s’imposer de l’Arabie Saoudite, qui domine quasiment l’alliance. L’OPEP avait déjà adopté cette réduction supplémentaire jeudi dernier, mais elle devait encore être approuvée par tous les partenaires. Après s’y être opposée, la Russie a finalement donné son accord. Actuellement, la production est amputée de 1,2 million de barils par jour. À l’avenir, ce chiffre grimpera à environ 1,7 million de barils. Les acteurs du marché pétrolier ne sont pas convaincus que cette mesure du cartel entraîne véritablement des baisses de production. Une certaine confusion règne, par exemple, quant aux réductions de l’Arabie Saoudite. Le Royaume a en effet approuvé une diminution de 160 000 barils par jour, portant sa production à 10 151 millions de barils. Mais selon des estimations indépendantes, la production de Riyad est d’ores et déjà inférieure de 400 000 barils par jour à ses quotas actuels. Les analystes considèrent ces décisions insuffisantes, car l’offre excédentaire du premier trimestre 2020 dépasse nettement les 500 000 barils par jour. De plus, on ne sait pas, selon eux, comment il sera possible d’endiguer l’offre excédentaire du deuxième trimestre, toute aussi importante, sans réductions de production. Les risques de baisse des prix du pétrole sont donc élevés. Les analystes estiment aussi qu’une nouvelle rencontre de l’OPEP devra avoir lieu au plus tard en mars pour discuter d’autres réductions. À cela s’ajoute que la Libye veut augmenter sa production l’année prochaine. D’ici la fin 2020, elle souhaite produire 1,5 million de barils par jour. La Libye reste exclue des réductions de production. Si ses plans se réalisaient, ils auraient pour effet d’annuler les réductions saoudiennes.

L’approvisionnement en gaz de l’Union européenne est garanti pour cet hiver, même si les négociations actuelles menées entre le fournisseur russe Gazprom et l’ukrainien Naftogaz sur les livraisons de gaz provenant de Russie et transitant par l’Ukraine pour rejoindre l’Europe n’aboutissaient pas. D’après les analystes, le prix du gaz augmenterait seulement modérément dans la plupart des pays membres de l’UE. Même en cas de scénario extrême, comme l’arrivée du froid en plus de l’arrêt pendant 3 mois des livraisons de gaz, l’approvisionnement en gaz de l’UE serait assuré durant la période considérée. Le fait qu’il ne soit pas remis en cause, malgré l’arrivée d’une vague de froid, s’explique par plusieurs raisons: les réservoirs de gaz sont encore presque entièrement remplis, les prix du gaz ont atteint un niveau plancher inédit pour la saison depuis plusieurs années et le système de gaz européen a de bien meilleures cartes que par le passé. La Russie et l’Ukraine négocient actuellement un accord de transit pour les livraisons de gaz, qui expirera fin 2019. Si l’approvisionnement en gaz via l’Ukraine est aussi garanti à partir de janvier, les risques liés au prix du gaz devraient diminuer au premier trimestre 2020.

Selon le secrétaire d’État à l’environnement allemand, l’Allemagne supprimera ses certificats d’émission superflus dans le cadre de sa sortie du charbon. Cela vaut pour les certificats restant après l’application de la réserve de stabilité du marché. Il s’agit d’un mécanisme complexe devant permettre de retirer du marché les droits d’émission en surplus pour le secteur énergétique et certaines parties de l’industrie. Cette suppression est importante car le dioxyde de carbone économisé en Allemagne grâce à la fermeture des centrales au charbon pourrait sinon être rejeté ailleurs dans l’UE. L’actuelle évolution des prix est également influencée par d’autres facteurs. Les options sur les futures EUA de décembre 2019 arrivent à échéance en milieu de mois. La répartition de l’open interest indique qu’il pourrait avoir un intense combat autour de la barre des 25 euros. Des incertitudes subsistent également concernant le Brexit et les élections parlementaires anglaises. Les sondages britanniques prévoient une large avance pour Boris Johnson. Mais même si les conservateurs s’imposaient, cela ne garantirait pas une sortie réglementée de l’UE. Au contraire, les conservateurs les plus radicaux pourraient pousser Johnson vers un Brexit dur. Même si l’accord sur la sortie de l’UE était signé, le risque de Brexit dur reste élevé à la fin de l’année 2020 du fait des délais inchangés pour les négociations sur les relations futures entre l’UE et le Royaume-Uni. Il semble certain que les centrales britanniques sont soumis aux exigences de conformité et que les gestionnaires tentent de combler les pénuries à un tarif avantageux. Toutefois, on ignore encore quand le gouvernement procèdera à l’attribution gratuite et à la mise aux enchères des certificats. Du point de vue des analystes, les futures de décembre 2019 resteront stables. Ils ne prévoient pas de mouvements importants, mais plutôt que les EUA resteront sous pression.

L’évolution des marchés pétroliers internationaux a pesé sur les cotations à terme du gaz naturel dans le nord-ouest de l’Europe. Au début, les prix du pétrole étaient encore soutenus par les espoirs d’accord entre les USA et la Chine. Mais avec le rapport de l’Agence Internationale de l’énergie (AIE) sur les stocks et la production pétrolière des USA durant la semaine du 22 novembre, les prix du pétrole ont subi une forte pression. Les avertissements de la Chine concernant des mesures de représailles après la signature d’une loi par le président Trump en raison des protestations à Hong Kong ont tempéré les espoirs d’arriver à un accord commercial et ont ainsi pesé sur les prix du pétrole. Cette semaine démarre la réunion de l’OPEP+. L’organisation des pays exportateurs de pétrole conduite par l’Arabie saoudite rencontrera les 5 et 6 décembre à Vienne un cartel de dix nations sous la houlette de la Russie afin de discuter de la prolongation d’un pacte en vue de restreindre la production. L’Arabie saoudite insistera pour prolonger les réductions de la production de pétrole au moins jusqu’en juin 2020 afin de favoriser l’introduction en bourse de Saudi Aramco. Le pacte qui prévoit une réduction de 1,2 million de barils par jour est toujours en vigueur jusqu’à fin mars 2020. L’Arabie saoudite souhaite des « prix stables » d’au moins 60 dollars US le baril par peur que l’insécurité entraîne un recul important des prix et risque ainsi de nuire aux investisseurs indigènes qui ont participé à l’introduction en bourse prochaine de « Saudi Aramco ». Saudi Aramco est la compagnie pétrolière d’Arabie saoudite. Elle va faire son entrée en bourse et aimerait communiquer le prix de ses actions le 5 décembre 2019. L’entrée en bourse devrait représenter un volume de 25 milliards de dollars.

La semaine dernière, le contexte du marché de l’électricité était hétérogène. Les EUA futures ont dépassé de manière marginale la barre des 25 euros. L’année gazière suivante a coté un peu plus faible. Le charbon a enrégistré d’importantes pertes vers le support clé de 63 dollars US par tonne. Après le jour des actions de grâce (Thanksgiving), de nombreuses salles de marché seront restées vacantes le vendredi et le nombre d’impulsions provenant des USA n’aura pas été très important. Avant les événements importants du mois de décembre, le marché semble déjà se consolider: les décisions concernant la politique de l’OPEP sur la production de pétrole, le conflit commercial entre la Chine et les USA, les modalités du Brexit et la crise du gaz entre la Russie et l’Ukraine recèlent des incertitudes et pèsent sur le marché à terme de l’électricité. L’évolution des prix sur le marché du CO2 a également marqué les cotations à terme et eu des effets négatifs. Hier, le benchmark du contrat EUA de décembre 2019 est passé sous la barre psychologiquement importante de 25 euros et a terminé sur le marché secondaire à 24.33 euros, ce qui a entraîné une ambiance pesante sur le marché à terme de l’électricité. Avant cela, les enchères sur le marché primaire dans le cadre du stock européen durant la matinée avaient fixé un prix d’équilibre de 24.62 euros.

L’évolution des droits d’émission de CO2 est sans doute la principale responsable de la baisse des prix à terme sur le marché de l’électricité. Les futures EUA arrivant à terme dans quelques semaines ont chuté de 6,2% en comparaison hebdomadaire, à 23,39 euros la tonne. La politique a continué à jouer un rôle majeur, même si l’attention s’est détournée du RU pour se concentrer sur l’Allemagne. Le gouvernement fédéral allemand a en effet présenté un projet de loi sur l’abandon de la production d’électricité à partir du charbon. Il prévoit qu’aucune sanction ne sera prise d’ici 2026 si les enchères concernant la fermeture des centrales au charbon restaient en deçà des attentes, ce qui est plutôt positif pour les futures EUA. Cependant, le gouvernement fédéral ne donne aucune information sur ce qui se passera avec les droits d’émission de CO2 devenus inutiles du fait de la sortie du charbon. Il est donc possible qu’ils ne soient pas supprimés et qu’ils ne puissent pas non plus être directement absorbés par la réserve de stabilisation des marchés. Cette hypothèse pèse sur les cotations des futures EUA. Les perspectives des droits d’émission de CO2 restent négatives. Ils pourraient tomber en dessous du niveau de support de 22 euros, ce qui pourrait avoir aussi des répercussions négatives sur les prix de l’électricité. En outre, les acteurs du marché partent du principe que les questions en suspens concernant le Brexit ne pourront être résolues d’ici la fin de l’année. On ne sait pas grand-chose sur l’obligation de conformité des entreprises britanniques et on ignore aussi quand le gouvernement commencera à distribuer les certificats.

La semaine dernière, les énergies fossiles ont légèrement soutenu les prix de l’électricité. Ainsi, le cours du pétrole brut Brent n’a pratiquement pas changé en comparaison hebdomadaire, avec 62 USD le baril. L’OPEP+ a apparemment l’intention de prolonger ses réductions de production de neuf mois supplémentaires, jusqu’à la fin 2020, mais elle ne devrait pas les augmenter. D’après les analystes, une telle décision ne suffirait pas à empêcher une offre excédentaire au premier semestre 2020. L’OPEP+ risque ainsi un effondrement des prix qui pourrait ressembler à celui de l’année dernière, quand le cours du pétrole de Brent était tombé à 50 USD le baril pour Noël. Reste à savoir si cela serait dans l’intérêt de l’Arabie Saoudite et sur ce point, les doutes sont permis. Enfin, ce pays a l’intention d’introduire en Bourse les actions du groupe pétrolier étatique Saudi Aramco à la mi-décembre.

La semaine dernière, les futures de l’ICE sur le charbon de la zone ARA ont connu un revirement pour l’année civile. Les cotations ont d’abord perdu presque 1 USD, tombant à 62,20 USD la tonne, soit un niveau légèrement inférieur à celui déjà bas de la fin août, avant de redécoller au cours de la même journée. Mais ce rebond n’est sans doute pas dû aux achats liés aux analyses techniques mais plutôt au fait qu’EDF a annoncé l’arrêt en France de trois réacteurs nucléaires afin de réaliser des contrôles suite au fort tremblement de terre qui a eu lieu. Cependant, le projet de loi du gouvernement fédéral allemand a aussi influencé positivement les prix du charbon. Les réserves mondiales de charbon étant bien remplies, aucun signe de raréfaction de l’offre ne se fait toutefois sentir pour le moment. C’est pourquoi les acteurs du marché tablent toujours sur une baisse des cotations du charbon.

L’utilisation des capacités du gaz naturel a légèrement reculé, de 99,6% à 99,2%. En 2018 aussi, le pic du remplissage des réservoirs avait été atteint au cours de la deuxième semaine de novembre, mais avec seulement 87,9%. Si l’hiver n’est pas plus froid ou s’il n’y a pas de rupture d’approvisionnement à partir de janvier du fait de l’expiration de l’accord de transit à travers l’Ukraine, le haut niveau de remplissage des réservoirs pourrait peser sur les prix du gaz en 2020.

La baisse des cotations à terme la semaine dernière n’a pas été causée par les prix spot. La moyenne pour les jours ouvrés a progressé de 42,70 à 44,61 euros. Le recul des énergies renouvelables dans la production d’électricité, mais aussi une demande plus forte causée par la chute des températures, ont contribué à faire augmenter les prix spot. Les évolutions des prix du Swiss-Baseload pour le mois et le trimestre suivants montrent que malgré la baisse des températures qui devrait aussi perdurer cette semaine, les négociants d'électricité tablent sur une météo plus clémente en décembre et durant les mois d’hiver. En effet, c’est pour le mois suivant que les prix en comparaison hebdomadaire ont le plus chuté (3%). Pour le trimestre suivant, la baisse est de 2,5% alors qu’elle n’est que de 1,2% pour l’année civile 2020. Cette évolution s’inscrit aussi dans celle des prix du charbon de la zone ARA bien que dans ce domaine, les différences entre les délais de livraison soient moins importantes. Il serait erroné de mettre la baisse des prix du charbon de la zone ARA sur le compte des données économiques chinoises. Le recul des importations de charbon de la Chine de 15,2% en octobre par rapport au mois précédent peut facilement s’expliquer par les jours fériés. En outre, les importations de charbon ont bondi de 11,3% par rapport à octobre 2018. La baisse des prix a donc plus probablement été causée par les attentes concernant la demande européenne en charbon.

L’évolution des droits d’émission de CO2 a également pesé sur les prix de l’électricité. À l’ICE, les futures EUA arrivant à terme en décembre 2019 ont chuté de 25,29 à 24,84 euros la tonne en comparaison hebdomadaire, ce qui représente une perte de 1,8%. Cette baisse réduit les coûts de la production d’électricité et affecte aussi les prix de l’électricité. La politique britannique joue toujours un rôle important. Avec la décision de tenir de nouvelles élections, les négociants ne sont toutefois pas plus avancés qu’auparavant. La seule chose quasi certaine est que les entreprises britanniques auront une obligation de conformité en 2019. On ignore cependant toujours quand le RU pourra attribuer ou mettre aux enchères ses droits d’émission de CO2. À ce stade, une forte augmentation n’est pas à prévoir. Et il semble que pour le moment, la tendance soit plutôt à la baisse.

Parmi les autres énergies fossiles, les cotations à terme pour le gaz dans le nord-ouest de l’Europe ont aussi reculé, bien que les prix spot aient connu un fort rebond. Les conditions météorologiques ont aussi fait décoller la demande du gaz naturel. Pour tous les contrats de la période suivante, les «clean spark spread» sont inférieurs aux «clean dark spread». Cela signifie que la baisse des prix du gaz ne pèse pas directement sur les prix de l’électricité, mais que comme souvent les prix du charbon diminuent pour préserver l’avantage concurrentiel, les effets indirects sont négatifs. Au TTF, les cotations pour le mois et le trimestre suivants ont, avec 1,5%, beaucoup moins chuté que les prix de l’électricité du Swiss-Baseload pour ces délais de livraison. C’est seulement pour l’année civile 2020 que le pourcentage de la baisse des prix a été légèrement plus élevé que le prix de l’électricité.

Les données économiques étonnamment positives des États-Unis et de la Chine, ainsi que de nouveaux espoirs de voir se terminer le conflit commercial entre ces deux pays, ont entraîné un regain d’optimisme conjoncturel et des cours record sur les Bourses américaines vendredi dernier. Cela a aussi enflammé les marchés européens des actions. Le S&P500 a enregistré un nouveau record, avec 3064 points. Après s’être approché des 13 000 points, le DAX culmine désormais à 13 131 points, dépassant ainsi pour la première fois son niveau de juin 2018. Le SMI, l’indice suisse de référence, a lui aussi connu un fort rebond en début de semaine et atteint actuellement les 10 353 points. D’après les experts, cette hausse des cours a surtout été provoquée par les déclarations des deux plus grandes économies mondiales, les États-Unis et la Chine, concernant la conclusion imminente d’un accord partiel dans le conflit commercial qui les oppose. De plus, le ministre américain du Commerce, Wilbur Ross, a affirmé en marge d’un sommet économique régional à Bangkok que les sanctions douanières sur les importations de voitures provenant d’Europe et d’Asie pourraient sans doute être évitées. Selon la chaîne d’information Blomberg TV, les discussions menées avec les entreprises sur leurs projets d’investissement, mais aussi les négociations avec les gouvernements se sont bien déroulées. Invoquant une supposée menace de la sécurité nationale liée aux importations élevées de voitures, le gouvernement américain avait menacé l’Europe et le Japon de sanctions douanières, avant toutefois de les suspendre pour six mois en mai 2019. À la mi-novembre 2019, une décision concernant une éventuelle prolongation devra une nouvelle fois être prise. Les experts estiment que le gouvernement américain se sert surtout des sanctions douanières comme d’un moyen de pression lui permettant d’obtenir des concessions. Cependant, on ignore toujours si l’UE et le Japon ont consenti des concessions à son égard dans le domaine des importations de voitures.

Les droits d’émission de CO2 ont joué un rôle décisif dans l’évolution des prix de l’électricité. Cette fois-ci, leur augmentation n’a pas suffi à soutenir les cours car la chute des prix du charbon de la zone ARA et des marchés pétroliers internationaux a été trop forte. À l’ICE, les futures EUA arrivant à terme en décembre 2019 ont légèrement progressé durant la première moitié de la semaine. Ils n’ont cependant pas pu se maintenir à leur niveau hebdomadaire le plus élevé (26,27 euros jeudi) et ont reperdu la majeure partie de leurs gains. Le report du Brexit a empêché dans un premier temps l’envolée des ventes, mais des incertitudes subsistent toujours quant à la date des enchères pour les droits d’émission de CO2 britanniques. Le projet d’accord de sortie du premier ministre Boris Johnson et de l’UE n’ayant pas obtenu la majorité nécessaire au Parlement britannique, la Grande-Bretagne et l’UE sont convenues d’un report flexible jusqu’au 31 janvier 2020 au plus tard. De nouvelles élections sont prévues en Grande-Bretagne, le 12 décembre 2019. Boris Johnson espère ainsi reconquérir à la Chambre des communes la majorité dont il a tant besoin pour son accord de Brexit.

Les négociants, mais aussi les analystes, ne sont jamais tous d’accord en ce qui concerne l’évolution future des prix. D’ailleurs, si tel était le cas, le négoce n’existerait pas. Néanmoins, ils conviendront sans doute que l’évolution des prix du gaz (et donc de l’électricité) est étroitement liée aux conditions météorologiques en hiver. Ce constat s’applique à la fois aux prix spot et aux contrats à terme. Pour cette saison hivernale, le fait que les réservoirs de gaz soient entièrement remplis dans certains pays européens et que le taux d’utilisation des capacités avoisine les 100% dans la plupart des autres pays joue bien entendu aussi un rôle majeur. Si l’hiver s’avérait plus froid qu’à la normale, les hauts niveaux des réservoirs devraient freiner la hausse des prix du gaz; ceux-ci seraient cependant soumis à une forte pression en cas d’hiver plus clément. En octobre, les réserves de gaz devraient encore légèrement augmenter compte tenu des prévisions de température. Les réservoirs devraient commencer à se vider à partir du mois de novembre, prévu un peu plus froid. Selon des calculs modélisés, 97,4 térawattheures seront prélevées des réservoirs au cours de l’hiver 2019/2020. L’hiver dernier, ce chiffre s’élevait à 69,4 térawattheures d’après l’Office fédéral allemand de l’économie et du contrôle des exportations (BAFA). Pendant l’hiver à venir, la quantité de gaz prélevée dans les réservoirs serait ainsi d’environ 40% supérieure à celle de l’hiver précédent. Compte tenu des niveaux de réservoir que Gas Infrastructure Europe a estimés à 222,6 térawattheures fin septembre, cela voudrait dire que les réservoirs pourraient encore contenir 125,2 térawattheures à la fin mars 2020. Sur la base de la capacité actuelle, cela correspondrait à un taux d’utilisation de 55,1%. Le 31 mars 2019, les réservoirs étaient remplis à 52,3%. Les degrés-jours de chauffage des jours à venir sont actuellement inférieurs à la valeur saisonnière attendue, ce qui signifie une baisse des besoins en gaz pour le chauffage des logements. Mais même ces estimations pourraient se révéler trop optimistes. Si la demande en gaz stagne pour la production d’électricité du fait des conditions de vent, le risque d’une offre excédentaire augmente sur les marchés spot. Celle-ci ne pouvant être absorbée en raison du taux élevé de remplissage des réservoirs, le risque de baisse doit toujours être considéré comme élevé pour les prix spot et le mois suivant.

Les facteurs politiques jouent actuellement un rôle clé en matière de droits d’émission de CO2. Leur évolution peut difficilement être représentée dans des modèles quantitatifs et encore moins se prévoir. Même les experts politiques ont été surpris de la tournure des négociations concernant la sortie du Royaume-Uni de l’UE. Le risque d’un Brexit dur a certes diminué depuis l’accord conclu entre le gouvernement du RU et la Commission européenne, cependant il n’est pas encore complètement écarté. Une majorité de députés britanniques de la Chambre des communes ne fait pas confiance au premier ministre Boris Johnson. Ils se sont aperçus qu’en adoptant l’accord dans la Chambre des communes, les conditions de la loi Benn pour un report de la date de sortie ne seraient plus réunies. Par conséquent, le gouvernement risquerait soit de ne pas pouvoir transposer l’accord dans le droit britannique notamment du fait des partisans d’un Brexit dur, soit la transposition elle-même pourrait dépasser le delai du 31 octobre. Dans ce cas, le RU sortirait de l’UE sans accord, ce que ne souhaite pas une majorité de députés de la Chambre des communes. Un amendement a donc été déposé, qui permet de se prononcer sur l’accord seulement après l’adoption de toutes les lois d’application. Il a été adopté, ce qui oblige Boris Johnson à solliciter un report de la date de sortie à la fin janvier 2020. Selon les dires des analystes politiques, il essaie, là aussi, de faire porter la responsabilité à l’UE. Dans un courrier non signé, il sollicite un délai supplémentaire mais se distance de cette demande de report dans un second courrier, cette fois-ci signé. La sortie de l’UE doit cependant se faire en application du droit du pays souhaitant partir. Le premier ministre ne peut imposer sa volonté, il lui faut une décision parlementaire et la Chambre des communes s’est montrée très claire dans ce domaine. Mais des résistances existent également au sein de l’UE, de la part du président français, Emmanuel Macron. Le risque d’un Brexit sans accord est donc toujours présent. Si l’UE hésite lors de sa décision voire refuse un report, la pression des prix pourrait de nouveau augmenter sur les futures EUA. La volatilité des droits d’émission de CO2 pourrait rester élevée au cours des deux semaines à venir.

Les cotations du Brent et du West Texas Intermediate (WTI), les deux principaux types de pétrole brut à l’échelle mondiale, n’ont pas augmenté comme escompté jusqu’au milieu de la semaine dernière, mais sont devenues positives à partir de la deuxième moitié de la semaine. Trois facteurs ont contribué à ce redressement. Tout d’abord, le secrétaire général de l’OPEP, M. Barkindo, a déclaré jeudi dernier que lors de sa rencontre en décembre, l’OPEP+ débattrait également de la production pétrolière de 2020 et que toutes les options seraient ouvertes. Les négociants ont rapidement interprété ses propos comme l’annonce d’une baisse de la production, bien que rien ne soit encore décidé. Le deuxième facteur a été l’attentat signalé par l’Iran, au cours duquel un pétrolier iranien a été touché par deux missiles dans la mer Rouge, au large de l’Arabie Saoudite. Cette annonce a fait s’envoler les cours, car la prime de risque géopolitique a de nouveau augmenté. Étant donné que ce pétrolier se trouvait dans des eaux internationales devant l’Arabie Saoudite, celle-ci a d’abord été soupçonnée d’être à l’origine de l’attentat. Mais l’Iran a réfuté ces accusations vendredi le lendemain. Troisième facteur: les espoirs de trouver un accord permettant de mettre un terme à la guerre commerciale opposant les États-Unis à la Chine ont fait bondir les prix du pétrole. Cependant, l’accord conclu entre ces deux pays peut tout au plus être considéré comme un compromis a minima visant à éviter d’autres taxes douanières américaines. Cette guerre commerciale est encore loin d’être terminée.

Les fluctuations des prix de l’électricité, notamment du Cal 20, enregistrées la semaine passée n’étaient toutefois pas imputables au marché pétrolier, même si les prix de l’électricité ont suivi les prix du Brent et du gazole, mais plutôt à l’évolution des droits d’émission de CO2. À l’ICE, les futures EUA arrivant à terme en décembre 2019 ont légèrement progressé au début de la semaine dernière avant de rechuter fortement mardi, pour atteindre leur niveau hebdomadaire le plus bas, soit 22,03 euros la tonne. Des allégations venues de Londres, après une conversation téléphonique entre le premier ministre britannique, Boris Johnson, et la chancelière allemande, Angela Merkel, selon lesquelles un accord serait quasiment impossible ont pesé sur les cours. Le marché a redouté un Brexit dur et d’autres ventes des futures EUA par les entreprises britanniques. L’espoir de parvenir tout de même à un accord de sortie a cependant refait surface en fin de semaine, avec la rencontre de Boris Johnson et de son homologue irlandais, Leo Varadkar. Cela, ajouté aux perspectives d’un accord partiel entre les Etats-Unis et la Chine, a entraîné une forte hausse des futures EUA, qui ont gagné 6,5% en comparaison hebdomadaire pour s’établir à 24,44 euros la tonne. La poursuite de la progression des prix de CO2 et donc de l’électricité dépendra des négociations qui se tiendront en fin de semaine. Pour l’heure, aucun diplomate européen ne se risque à faire des pronostics sur le Brexit et le scepticisme reste perceptible, malgré quelques signes de rapprochement. Si aucun accord n’est conclu d’ici au 19.10.2019, Boris Johnson sera contraint par la loi de demander une nouvelle fois un report de la date de sortie de l’UE, ce qu’il a refusé catégoriquement jusqu’à présent. Toutefois, il a aussi semé le doute en déclarant qu’il respecterait bien entendu la loi.

Das schweizerische Bundesamt für Energie erwägt eine längere Laufzeit für die Kernkraftwerke. Laut Angaben der Neuen Zürcher Zeitung wurde bisher davon ausgegangen, dass die Kernkraftwerke in der Schweiz 50 Jahre lang betrieben werden. Dies ergäbe als Enddatum 2034 für die Atomkraft in der Schweiz, wenn das jüngste AKW, Leibstadt, 50 Jahre Betriebszeit erreicht hat. Derzeit revidieren die Fachleute des Bundes jedoch die Szenarien; sie sollen nächstes Jahr vorliegen. Fest steht bereits: Neu wird in den Szenarien auch mit einer Betriebsdauer der AKW von 60 Jahren gerechnet. Dies ergäbe ein Auslaufdatum 2044. „Die Realität hat die bisher unterlegten 50 Jahre überholt“, sagt BFE-Sprecherin Marianne Zünd. Einerseits gehe Mühleberg bereits dieses Jahr nach 47 Betriebsjahren vom Netz. Andererseits trete Beznau 1 dieser Tage in sein 51. Betriebsjahr. „Wir können das Szenario nicht mehr mit nur 50 Jahren machen. Es geht darum, die Modellrechnung mit 60 Jahren näher entlang der Realität zu zeichnen“, sagte Zünd.

Einen Verlust von knapp 2 Euro in nur drei Tagen weist der Dec-19-Kontrakt am Emissionsmarkt aus. Neben schwachen Konjunkturdaten drücken die Brexit-Unsicherheit und ein negatives charttechnisches Bild, nachdem Anfang letzte Woche die 200-Tage-Linie bei knapp 25 Euro nach unten durchbrochen wurde, heisst es dazu von den Analysten der Commerzbank. Ein Marktbeobachter wies darauf hin, dass der Markt akut vor allem von den Brexitsorgen belastet werde. Die Rede des britischen Premierministers Boris Johnson auf dem Tory-Parteitag sei in Brüssel und Dublin nicht wohlwollend aufgenommen worden. Möglicherweise hätten einige britische Adressen bereits die Geduld verloren und werfen die Zertifikate auf den Markt, von denen sie annehmen, dass sie sie nach dem 31. Oktober nicht mehr benötigen werden. Am Donnerstag allein verlor der Markt gut einen Euro. Der Umstand, dass die deutschen Handelstische feiertagsbedingt nicht besetzt waren, sei nicht der Hauptauslöser des Kursrutsches gewesen, so der Marktbeobachter weiter. Die nächsten Unterstützungen für die Zertifikate sieht er bei 23 Euro, die allerdings nur psychologisch, nicht technisch eine gute Haltemarke seien, bei 22.72 Euro (Fibonacci) und schliesslich bei 20.50 Euro, dem Tief vom März. Mit weiteren Abgaben müsse gerechnet werden, so dieser Marktbeobachter, da sich keine Besserung des Marktumfelds abzeichne.

Die Internationale Energieagentur (IEA) hat das geplante Klimapaket der Bundesregierung gelobt. „Dies ist das erste seiner Art“, sagte der Exekutivdirektor Fatih Birol anlässlich der Globalen Ministerkonferenz zur Systemintegration von erneuerbaren Energien in Berlin, die von der IEA und dem Bundeswirtschaftsministerium organisiert wurde. Seine Agentur habe die Massnahmen einem internationalen Vergleich unterzogen, und er wolle der Bundesregierung zu diesem „mutigen“ Schritt gratulieren. Von Deutschland sei bei der UN-Klimakonferenz in New York eine der wenigen konkreten Zusagen gekommen, lobte der IEA-Direktor. Allerdings brauche es grössere Anstrengungen beim Ausbau von Windenergie an Land und bei der Dekarbonisierung des Verkehrs. Weltweit seien die sinkenden Kosten von Energie aus Wind und Sonne eine grosse Chance. „Die Stromversorgungssysteme müssen jedoch flexibler werden und das Marktdesign muss angepasst werden, um unbeabsichtigte Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit zu vermeiden“, so Birol.

Der Bundesrat will am Ziel der vollständigen Öffnung des Schweizer Strommarkts festhalten. Eine Anhörung hat ergeben, dass sich eine Mehrheit der Teilnehmenden für diese Öffnung ausspricht. Dies wurde regierungsamtlich mitgeteilt. Eine Mehrheit hat aber auch Begleitmassnahmen verlangt, um die Versorgungssicherheit zu stärken und die Ziele der Energiestrategie 2050 zu erreichen. Das schweizerische Energieministerium (UVEK) wurde beauftragt, eine Vorlage zur Anpassung des Energiegesetzes auszuarbeiten. Zudem sollen die Investitionsanreize in die einheimischen erneuerbaren Energien verbessert werden, mit dem Ziel, die Versorgungssicherheit zu stärken.

Die französische „Électricité de France“ (EDF) will den Betrieb seines Atomkraftwerks im elsässischen Fessenheim an der Grenze zu Deutschland vorzeitig einstellen. Im Februar nächsten Jahres soll der erste Reaktor vom Netz genommen werden, Ende Juni dann der zweite und letzte Reaktor. Mit der französischen Regierung sei eine Vereinbarung für einen finanziellen Ausgleich unterschrieben worden. EDF, zu 84 Prozent im Staatsbesitz, wird fast 400 Millionen Euro als Ausgleich für die vorzeitige Abschaltung erhalten. Zusätzlich soll EDF für den Ertragsausfall entschädigt werden. Der werde anhand der bisherigen Stromerzeugung am Standort Fessenheim errechnet.

Die Nord Stream 2 AG hat jetzt im Streit um die gleichnamige Gaspipeline von Russland nach Deutschland ein zweites Verfahren gegen die EU eingeleitet. Wie die von der russischen Gazprom kontrollierte Betreibergesellschaft mitteilte, soll ein internationales Schiedsgericht feststellen, dass die EU-Kommission mit der Änderung der Gasrichtlinie gegen die Investitionsschutzbestimmungen des Vertrags über die Energiecharta (ECT) verstösst. Nord Stream 2 sieht sich durch die novellierte EU-Gasrichtlinie diskriminiert und fordert deren Annullierung. Im Juli hatte Nord Stream 2 bereits eine Nichtigkeitsklage gegen die entsprechende Gasrichtlinie beim Gericht der Europäischen Union eingereicht. Die Richtlinie (EU) 2019/692 verstosse insbesondere gegen die EU-Rechtsgrundsätze der Gleichbehandlung und Verhältnismässigkeit.

Der Iran will die Verlegung seines wichtigsten Ölterminals aus dem Persischen Golf schneller vorantreiben. Die Errichtung eines neuen Ölterminals in Bandar-e Dschask und der Bau einer Pipeline von der Hafenstadt am Golf von Oman nach Goreh in der Provinz Buschehr gehörten zu den „Plänen mit Priorität“, erklärte das iranische Ölministerium am Montag. Dschask werde damit als zweitgrösstes Ölterminal „strategische Bedeutung“ erlangen. Irans Präsident Hassan Ruhani hatte vor einem Jahr angekündigt, dass ein „bedeutender Teil“ der iranischen Ölexporte in Zukunft nicht mehr über das Ölterminal auf der Insel Chark im Persischen Golf abgewickelt werde, sondern über Dschask. Um das neue Ölterminal zu erreichen, müssen Tanker künftig nicht mehr die Seestrasse von Hormus durchqueren. Laut der amtlichen Nachrichtenagentur Irna soll das neue Terminal in 18 Monaten in Betrieb gehen. Die Nationale Iranische Ölgesellschaft unterzeichnete am Montag einen Vertrag mit drei iranischen Firmen über die Lieferung von 50 Pumpen für die rund tausend Kilometer lange Pipeline von Goreh nach Dschask, wie das Ölministerium mitteilte.

Die Meldung vom 10.09.2019 des französischen Stromproduzenten EDF, dass das Tochterunternehmen Framatome bei einigen Bauteilen, die in Kernkraftwerken verbaut wurden, Abweichungen von den technischen Standards festgestellt wurden, schockte der Energiemarkt. EDF machte dabei zunächst keine Angaben, wie viele Kernkraftwerke hiervon betroffen sind und, ob diese Bauteile ersetzt werden müssen, was zu einem Herunterfahren der Reaktoren während des Austauschs führen würde. Die Energiemärkte hatten aber noch den Winter 2016/2017 in Erinnerung. Damals mussten ebenfalls Bauteile von Framatome ausgetauscht werden, was zu einem erheblichen Ausfall von Kernkraftwerken über einen längeren Zeitraum führte, in dem die Stromnachfrage in Frankreich saisonbedingt ohnehin höher ist. Da die Informationspolitik von EDF unzuverlässig war und die angekündigten Fristen für das Wiederhochfahren der Reaktoren mehrfach verschoben wurden, ging der Markt dazu über, den Worst Case einzupreisen, noch bevor die Regulierungsbehörde sich geäussert hatte. Da bei einer geringeren Stromproduktion in Frankreich aus Kernkraft im Winter weniger Strom exportiert werden kann oder sogar Strom importiert werden muss, ist die Minderproduktion in Frankreich durch konventionelle Energieträger auszugleichen. Entsprechend preisten die Kohle- und Gasmärkte eine höhere Nachfrage für die Stromproduktion in der Wintersaison ein. Inzwischen hat EDF eine Entwarnung gegeben. EDF hat mitgeteilt, dass insgesamt 16 Dampfgeneratoren von den Problemen mit Schweissnähten betroffen sind. Die Funktionsfähigkeit der Reaktoren sei jedoch nicht eingeschränkt. Deshalb seien aktuell keine Reparaturen notwendig. EDF und Framatome hätten ihre Untersuchungen mit ausserordentlicher Vorsicht ausgeführt. Sie wollen die französische Atomaufsichtsbehörde ASN über ihr weiteres Vorgehen auf dem Laufenden halten. Die ASN muss nun entscheiden, ob sie eine vorläufige Schliessung der betroffenen Anlagen und Reparaturen für nötig hält.

Es war im Wesentlichen ein Faktor, der die Bewegung der Ölpreise in der dritten Septemberwoche geprägt hat, nämlich der Anschlag auf die saudi-arabische Ölinfrastruktur, der zu einem Ausfall von rund 5 Prozent der globalen Ölproduktion führte. Im Vordergrund standen dabei zwei Fragen. Die erste Frage ist natürlich, wie schnell kann Saudi-Arabien die Ölförderung wieder auf das Niveau vor dem Anschlag steigern und werden hiervon Lieferungen an die Kunden betroffen sein. Die zweite Frage dreht sich darum, wer für den Anschlag verantwortlich ist und wie die Reaktion hierauf ausfallen wird. Die ersten Befürchtungen waren, dass sich die Reparaturen nicht nur über ein paar Wochen, sondern über Monate hinziehen könnten. Saudi Aramco will die Anlagen möglichst schnell wieder in Betrieb nehmen. Laut Analysten könnte dies aber Monate dauern, statt die versprochenen maximal 10 Wochen. Aramco führt Krisengespräche mit den Ersatzteillieferanten und den Dienstleistern und ist auch bereit, für eine schnelle Reparatur mehr zu bezahlen. Möglicherweise hängt der zur Schau gestellte Optimismus mit dem geplanten Börsengang von Saudi Aramco zusammen, für den man ein positives Marktumfeld benötigt und um Vertrauen der Investoren werben muss. Ein längerer Produktionsausfall wäre daher kontraproduktiv. Die zweite Frage wird wohl nie wirklich geklärt werden. Die Huthi-Rebellen im Yemen haben zwar erklärt, dass sie für die Anschläge verantwortlich seien. Aber dies wurde von Saudi-Arabien schnell dementiert und Teile der Regierung schoben dem Erzfeind Iran die Schuld in die Schuhe. Auch für US-Präsident Donald Trump und die US-Geheimdienste stand schnell fest, dass der Iran hinter den Anschlägen stecken müsse. Doch wer Geheimdiensten glaubt, der fällt auch leicht Betrügern mit dem Enkeltrick zum Opfer. Spätestens mit den Unwahrheiten von Ex-US-Aussenminister Colin Powell vor dem UN-Sicherheitsrat ist hier Vorsicht angebracht. Dass Saudi-Arabien die Huthi-Rebellen ausschliesst, aber dennoch binnen einer Woche angreift, wirft ebenfalls Fragen auf. Zudem kann der saudi-arabische Kronprinz ja kein Interesse haben, das deutlich wird, der Krieg ist trotz militärischer Überlegenheit nicht gewonnen und der Gegner kann sogar mit einfacherem Gerät dem Königreich erheblichen Schaden zufügen. Auch die Vorgehensweise mit der Frage, wem der Anschlag nützt, hilft nicht weiter, denn es gibt doch mehrere Seiten, denen es nützen könnte. Allerdings besteht nun das Risiko, dass die Sache ausser Kontrolle geraten könnte. Dass zudem Saudi-Arabien trotz Milliardeninvestitionen ins Militär den Anschlag nicht abwehren konnte, spricht ebenfalls für das Risiko von Wiederholungen.

Bemerkenswert schwach war die Performance des CO2-Marktes in den vergangenen Tagen. Im Vergleich mit Öl, Gas oder Kohle ist der CO2-Markt ziemlich verhalten. Sonst zählt er zu den volatilsten Märkten überhaupt. Die jüngsten Ereignisse – der Drohnenangriff auf Saudi-Arabien und die Probleme von EDF an den Kernkraftwerken in Frankreich und möglicherweise Grossbritannien- spiegelten sich nicht ausreichend wider. Laut Analysten ist der CO2-Preis derzeit zwischen 25 und 30 EUR fair bewertet.

Mit einem gewaltigen Preissprung hat Rohöl auf den Drohnenangriff auf zwei saudi-arabische Erdölanlagen reagiert. In der Spitze schossen die Notierungen um knapp 20 Prozent auf 71.95 US-Dollar je Barrel nach oben. Am Dienstagnachmittag notierte November-Brent mit 67.91 Dollar. Die Beruhigung der Märkte hat eingesetzt, nachdem US-Präsident Donald Trump die Freigabe von Öl aus den US-Reserven genehmigt. Er hat erlaubt, bei Bedarf auf die strategische Reserve zurückzugreifen. In welchem Umfang dies geschehen soll, muss noch festgelegt werden. Die US-Ölreserven haben einen Umfang von 630 Millionen Barrel. Deutschland wird sich dem US-Vorgehen nicht anschliessen und keine Reserven freigeben. Der Angriff auf die Raffinerie in Abqaiq und auf das Ölfeld Khurais hat den Ausfall von 5.7 Millionen Barrel pro Tag zur Folge. Das sind knapp 60 Prozent der Gesamtförderung des Landes und rund 5 Prozent des weltweiten Bedarfs.

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat laut eigenen Angaben Aufsichtsmassnahmen gegen Opal-Gastransport und Gazprom beschlossen. Ziel ist die sofortige Umsetzung des Urteils des Europäischen Gerichts, das einen Beschluss der Europäischen Kommission zu den modifizierten Nutzungsbedingungen der Gasleitung Opal auf eine Klage Polens hin nichtig erklärt hat. Die betroffenen Kapazitäten dürfen weder vermarktet noch genutzt werden. Der Beschluss hat die Gaspreise nach oben getrieben. Am niederländischen TTF legte der Frontmonat Oktober bis gegen 15.00 Uhr 1.55 Euro auf 15.95 Euro je Megawattstunde zu. Am deutschen NCG kletterte das Kalenderjahr 2020 um 0.45 Euro auf 18.65 Euro. Nach Auffassung der BNetzA ist es Opal-Gastransport seit dem Urteil untersagt, auf der Opal weitere Versteigerungen der betroffenen Verbindungskapazitäten durchzuführen.

Laut Aussage von Bernard Doroszczuk, Chef der französischen Atomaufsichtsbehörde ASN, sind Mindestens fünf vom französischen Versorger EDF betriebene Kernreaktoren von Anomalien bei den Schweissnähten betroffen. EDF will in etwa einer Woche die exakte Anzahl der betroffenen Anlagen nennen. EDF hatte am Dienstag für einige Reaktoren Probleme mit den Schweissnähten der Dampfgeneratoren eingeräumt. Daraufhin verloren die Anteile von EDF an der Börse 6.8 Prozent aus Furcht, die Mängel könnten zu Reaktorauszeiten führen. Die Nachrichten über die Probleme der französischen Kernkraftwerke hatten auch am deutschen Strommarkt erhebliche Auswirkungen gezeigt.

L’évolution des droits d’émission de CO2 est importante compte tenu des événements au Royaume-Uni. Après deux votes qui se sont soldés par de cuisantes défaites, Boris Johnson a perdu sa liberté d’action. Sa manœuvre visant à suspendre le Parlement s’est retournée contre lui, car la Chambre des communes est parvenue, en seulement quelques jours, à adopter une loi l’obligeant à solliciter un report du Brexit si aucun accord de sortie n’est conclu d’ici à la mi-octobre. La Chambre haute a également approuvé cette loi. Il ne devrait pas non plus y avoir d’élections anticipées, car Boris Johnson a besoin pour cela de la majorité des deux tiers, or il a perdu la confiance des parlementaires. Ces événements au Royaume-Uni font reculer le spectre d’un Brexit dur, sans accord. Cependant, il est encore possible qu’un Etat membre de l’UE rejette la demande de report. Malgré tout, la probabilité de voir les entreprises britanniques vendre massivement leurs droits d’émission de CO2 diminue, ce qui devrait soutenir les prix. Les querelles autour du Brexit se répercutent aussi sur l’élément spéculatif du marché du CO2. L’intérêt spéculatif sur le marché a en effet nettement diminué par rapport à l’année passée. Les positions ouvertes (open interest) à la Bourse sur les options d’achat et de vente sont de 57 millions de tonnes inférieures à l’année dernière. Il y a plus d’options d’achat (positions ouvertes à hauteur de 299 millions de tonnes) que de vente (211 millions).

Le roi d’Arabie saoudite a limogé son ministre de l’énergie et nommé à ce poste son fils, frère du prince héritier. On s’attend à ce que le nouveau ministre de l’énergie poursuive la politique menée par son prédécesseur ou la durcisse encore, afin de maintenir l’offre de pétrole à un bas niveau. Ces derniers mois, l’Arabie saoudite avait réduit sa production de pétrole à un niveau nettement inférieur à celui prévu dans l’accord OPEP+. La Chine a une nouvelle fois importé beaucoup plus de pétrole brut en août. D’après les données des autorités douanières chinoises, ces importations sont montées à 42,17 millions de tonnes, ce qui représente 1 million de tonnes (soit 3%) de plus qu’au mois de juillet. Le niveau de 2018 est dépassé de près de 10%. La Chine reste ainsi un pilier important pour la croissance de la demande pétrolière cette année. Cependant, une partie du pétrole brut importé est réexportée sous forme de produits pétroliers transformés. Les analystes tablent, pour les prochains mois, sur une stabilisation du cours du pétrole à 60 USD le baril en moyenne. Le cours ne devrait pas tomber bien en dessous des 60 USD compte tenu de la volonté de l’OPEP, et surtout de l’Arabie saoudite, de stabiliser les prix.

Les réservoirs de gaz européens sont déjà pleins à plus de 95% et peuvent encore théoriquement se remplir pendant quatre semaines. Ils devraient donc être pleins avant la fin de la saison de stockage, ce qui devrait peser encore sur les prix spot. Les quantités de GNL qui arrivent toujours en Europe actuellement tirent également les prix vers le bas. La baisse enregistrée ces derniers jours pour le mois d’octobre dans le sillage des prix spot devrait cependant rendre de moins en moins attrayantes les livraisons de GNL vers l’Europe en provenance des Etats-Unis. Une partie d’entre elles pourrait donc aller en Asie, où les prix du GNL sont, pour l’heure, encore légèrement supérieurs aux prix du gaz européens. La tendance pourrait cependant s’inverser au plus tard en octobre, à condition que les températures ne soient pas trop clémentes.

Im Monat August gingen die Strompreise per Saldo in allen Lieferfristen zurück. Grund für die schwachen Notierungen bei den Terminkontrakten ist nicht etwa die Preisentwicklung am Spotmarkt gewesen, auch wenn es hier wetterbedingt teilweise zu niedrigeren Preisen an einzelnen Tagen kam. Der Preisrückgang der Terminnotierungen am Schweizer Strommarkt liegt primär daran, dass bei den CO2-Emissionsrechten der August in diesem Jahr seinem Ruf als Monat mit positiver Preisentwicklung nicht gerecht wurde. Im Gegenteil, der im Dezember 2019 fällige EUA-Future an der ICE fiel gegenüber dem Schlussstand vom 1. August bei 29.45 Euro je Tonne bis auf 24.81 Euro, was einen Verlust um bis zu 15.8 Prozent bedeutet. In der letzten Augustwoche konnten sich die EUA-Futures zwar etwas erholen, mit 26.32 Euro pro Tonne blieb im Monatsvergleich allerdings immer noch ein Minus, das auch die Strompreise mit nach unten zog. Marktkommentaren einiger Händler zufolge hätten sich wohl einige Spekulanten hinsichtlich des saisonalen Musters bereits im Juli mit EUA-Futures eingedeckt und seien im August zu Gewinnmitnahmen geschritten. Dies dürfte allerdings nicht der wesentliche Grund für die negative Preisentwicklung sein. Vielmehr wurde der Markt mit der Eskalation des US-Handelskriegs gegen China durch die Ankündigung der Strafzölle auf restliche US-Importe aus China auf dem falschen Fuß erwischt. Der grösste Teil der Strafzölle trat am vergangenen Sonntag in Kraft und der Zollsatz wurde nach Gegenmaßnahmen von China auch noch von 10 auf 15 Prozent erhöht. Hierdurch sind die Befürchtungen negativer Auswirkungen auf das globale BIP-Wachstum weiter gestiegen. Die aktuell schwächere Weltkonjunktur bremst auch die Schweizer Wirtschaft. Zudem belastet die grosse Unsicherheit die Investitionstätigkeit der Unternehmen in ihre Produktionskapazitäten. Wächst die Wirtschaft langsamer als erwartet oder sinkt das BIP sogar, dann nimmt auch der Bedarf der Industrie nach CO2-Emissionsrechten ab. Wird dies dann nicht durch einen wetterbedingt höheren Bedarf für den Einsatz von Kohle und Gas für die Stromproduktion kompensiert, so kommt es zu einem Überangebot und fallenden Preisen der CO2-Emissionsrechte, auch wenn das saisonale Muster eigentlich für höhere Notierungen der EUA-Futures sprach. Fallende Preise der CO2-Emissionsrechte drücken dann auch die Strompreise kräftig nach unten.

Von den Erneuerbaren-Energieträgern ging ebenfalls kein hinreichender Impuls für höhere Strompreise aus, da eine geringere Stromproduktion von den Windparks teilweise von einer höheren Erzeugung durch Photovoltaik kompensiert wurde. Im Gegenteil, bei Kohle führten die Erwartungen eines geringeren Wirtschaftswachstums oder gar eines Abgleitens in eine Rezession dazu, dass auch die Notierungen der ICE-Futures auf ARA-Kohle nachgaben. Bei den Terminnotierungen für Erdgas in den kontinentaleuropäischen Marktgebieten gaben das Frontquartal und Kalenderjahr jeweils nach. Lediglich beim Frontmonat ging es durch den Kontraktwechsel nach oben. Auch der letzte fossile Energieträger Öl lieferte im Vier-Wochen-Vergleich kein signifikanter Impuls für die Strompreise, auch wenn hier der Preisrückgang vom 60.50 am Monatsanfang auf 60.43 US-Dollar je Barrel zum Monatsultimo geringer ausfiel.

Der asiatische Kohlepreis ist letzte Woche um weitere 4 Prozent auf ein neues Drei-Jahrestief von 62.22 USD gefallen. Dieser pazifische Referenzpreis für hochwertige australische Kohleexporte nach Asien, Newcastle-Index, steht jetzt 38 Prozent tiefer als zu Jahresanfang. Newcastle in Australien, oberhalb Sydney, ist der grösste Kohleexportierende Hafen der Welt, mit 160 Millionen Tonnen im Jahre 2017. Die schwache Kohlenachfrage in Europa, die stärkere Konkurrenz durch LNG sowie die steigenden Kohleexporte aus Australien und Russland sowie eine höhere Förderung in China sind Gründe für den Rückgang. Diese Faktoren haben sich im vergangenen Monat verstärkt, was den andauernden Rückgang der Preise für Kraftwerkskohle erklärt. Gleichzeitig sieht es derzeit so aus als würde China bald seine Einfuhren begrenzen. Auf das Land entfällt normalerweise etwa ein Viertel der weltweiten Kohleimporte. China importierte von Januar bis Ende Juli 7 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum. Die Regierung will jedoch die Importe auf dem Niveau von 2018 einfrieren, was zu einer starken Reduzierung der Einfuhren im zweiten Halbjahr führen dürfte.

Kurzfristig dürften Wartungsarbeiten in Norwegen die Gasflüsse deutlich reduzieren und so die Spotpreise stützen. Zudem sind in Russland einige Wartungsarbeiten angesichts der guten Versorgungslage vorgezogen worden. Ein belastender Faktor für die Gaspreise bleiben aber die Speicherstände. Die Speicher in Deutschland sind zu mehr als 92 Prozent gefüllt, EU-weit sind es etwa 89 Prozent. Sollten die Einspeicherungen sich in dem bisherigen Tempo fortsetzen, dürften die Kapazitäten demnächst ausgeschöpft sein. Ein entsprechendes Überangebot würde deutlichen Druck auf den Spotmarkt ausüben.

Gemäss Analysten könnte der Preis für CO2-Zertifikate aufgrund einer möglichen Rezession als Folge des amerikanisch-chinesischen Handelskrieges und des Brexit bis zum Jahresende unter 20 Euro/t fallen. In der Finanzkrise 2007/2008 verschärfte sich das Überangebot an CO2-Zertifikaten auf dem Markt, getrieben durch eine deutlich rückläufige Nachfrage aus der Industrie. In der Folge lagen die CO2-Preise über Jahre unter 10 Euro/t. Eine Rezession würde zwar erneut die Nachfrage nach Zertifikaten treffen. Die Reformen im Emissionshandelssystem – allen voran die Marktstabilitätsreserve (MSR) – dürften allerdings dafür sorgen, dass die Preisreaktionen schwächer ausfallen würden.

Im ersten Halbjahr 2019 war der Ausbau der Windkraft an Land in Deutschland fast zum Erliegen gekommen. Als Hauptgründe nannte die Branche, dass es derzeit zu wenig genehmigte Flächen für den Bau von Windkraftanlagen sowie einen Genehmigungsstau bei Behörden gibt. Es wird mittlerweile so gut wie jedes Onshore-Windkraftprojekt juristisch angegriffen. Derzeit werden deutschlandweit 325 Windturbinen mit 1‘000 Megawatt (MW) Leistung beklagt. Davon sind knapp 100 Anlagen bereits gebaut. Zudem können mehr als 1‘000 Anlagen mit mehr als 4‘800 MW Leistung derzeit nicht realisiert werden, weil ihnen der Einfluss auf Flugnavigationsanlagen entgegengehalten wird. 900 Anlagen beziehungsweise 3‘600 MW davon können derzeit aufgrund von verteidigungsspezifischen Restriktionen des Luftraums nicht genehmigt werden.

Der Terminmarkt Strom und das sonstige Marktumfeld leiden aktuell unter der weltwirtschaftlichen Eintrübung. Das Risiko eines deutlichen Rückgangs der Weltkonjunktur scheint somit noch nicht vollständig in den Preisen für Strom, die Energieträger Kohle und Gas sowie für CO2 eingepreist zu sein. Der Frontjahreskontrakt Strom in Deutschland verlor am Montag bis Frühnachmittag 0.20 auf 48.05 Euro, konnte jedoch seine im frühen Handel gesehenen Verluste am Spätnachmittag begrenzen und bei 48.50 Euro schliessen. Am OTC-Strommarkt Schweiz kam am Montag kein einziger Trade zustande. Am Dienstag dagegen wurden im Frontjahr Base insgesamt 4 Trades zwischen 52.85 und 52.90 Euro und somit den am vergangenen Freitag gehandelten Preis bei 52.95 Euro noch einmal bestätigt. Mit dem enormen Preisrückgang der letzten Wochen sind zudem die Spreads zwischen Deutschland und der Schweiz wieder auseinander gegangen.

Nach dem Preisrutsch bei den EUA-Futures vergangene Woche unter die wichtige Unterstützungsmarke von 27.85 Euro fiel der Benchmark-Kontrakt Dec-19 auf 26.19 Euro und damit fast auf die nächste Unterstützungsmarke von derzeit 26.14 Euro. An diesem Dienstagvormittag konnte er sich gut erholen und notierte in der Spitze bei 27.04 Euro, musste allerdings bis zum Handelsschluss bei 26.20 alle Gewinne des Tages wieder abgeben. Damit dürfte die nächste Zielmarke von 30 Euro je Tonne noch weiter in die Ferne rücken.

Fester hat sich die Rohölsorte Brent am Montag gezeigt. Marktteilnehmer bezeichneten die Aufschläge als Gegenbewegung nach den massiven Abgaben in jüngster Zeit. Auch die Aktienmärkte erholten sich von ihren zuletzt gesehenen Tiefständen. Bei vielen Investoren verfestige sich der Eindruck, dass die Märkte auf die aufkommenden Rezessionsängste überreagiert hätten. Ähnlich wie an diesem Montag hatte sich die Rohölsorte Brent am vergangenen Freitag präsentiert, büsste jedoch nach Veröffentlichung des Monatsberichts des Rohölkartells Opec einen grossen Teil ihrer zuvor gesehenen Gewinne wieder ein. Die Organisation hatte ihre Prognose für das Wachstum der globalen Ölnachfrage auf 1.10 Millionen Barrel pro Tag von zuvor 1.14 Millionen Barrel pro Tag zurückgenommen. Ursache für die pessimistischeren Schätzungen seien die weltweite konjunkturelle Abkühlung und die Unwägbarkeiten im US-chinesischen Handelskrieg, so das Rohölkartell. Diese Zahl liegt nur 40.000 Barrel pro Tag niedriger als zuvor, aber sie vervollständigt das Bild, das bereits andere große Ölinstitute, ein überraschender Anstieg der US-Öllagerbestände und rezessive Signale wie eine inverse Zinskurve gezeichnet haben. Die Opec senkte auch ihre Prognose für das Angebotswachstum 2019 und 2020 für die Länder außerhalb der Opec - eine Gruppe, zu der auch die USA gehören, die jetzt mit ihrem Schieferöl ein Energieexporteur sind. Die hohe Produktion in den USA hat Bedenken hinsichtlich einer Angebotsschwemme ausgelöst. Trotz der reduzierten Produktion aus dem Iran und Venezuela haben einige Analysten vorgeschlagen, dass die Opec ihre vereinbarte Kürzung entweder strenger durchsetzen oder sogar vertiefen muss, um die Preise zu stützen.

Analysten sehen aktuell nur noch ein begrenztes Abwärtsrisiko für die Ölpreise und rechnen in den kommenden Wochen mit einer leichten Preiserhöhung bei Brent auf 60 US-Dollar pro Barrel. Vom Mitte vergangener Woche verzeichneten 7-Monatstief hat sich Brent mittlerweile rund 3 US-Dollar erholt. Selbst der alles andere als optimistisch klingende Nachfrageausblick der Internationalen Energieagentur hat die Preise nicht erneut unter Druck gebracht. Zudem erwartet die IEA im zweiten Halbjahr 2019 ein beträchtliches Angebotsdefizit am Ölmarkt, sofern die OPEC die aktuelle Ölproduktion von 29.7 Millionen Barrel pro Tag beibehält. Dafür dürfte Saudi-Arabien sorgen. Vor dem Hintergrund des aktuell schwachen Ölpreises versucht Saudi-Arabien offenbar mit allen Mitteln, den Ölmarkt zu stabilisieren. Wie Analysten weiter mitteilten, soll Saudi-Arabien jetzt angekündigt haben, dass die Ölexporte des Landes auch im September bei weniger als 7 Millionen Barrel pro Tag liegen werden. Demnach laufen sich die Zuteilungen der Fördergesellschaft Saudi Aramco an die Kunden zurzeit auf insgesamt rund 700‘000 Barrel pro Tag unter der angefragten Menge. Tatsächlich hätte Saudi-Arabien 10.3 Millionen Barrel pro Tag produzieren können, um die Nachfrage zu bedienen. Danach soll die Ölproduktion im September sogar im Vergleich zum August nochmals gedrosselt werden. Im Juli hatte die Fördermenge des Landes nach Angaben der IEA bei 9.65 Millionen Barrel pro Tag gelegen.

Marktteilnehmer gehen von weiteren Abgaben für das Kohlefrontjahr aus. Die Unterstützung bei 65 US-Dollar wurde letzte Woche durchbrochen. Zurückzuführen ist dies neben der Eskalation im Handels- und Währungsstreit zwischen den USA und China auch auf den Umstand, dass China im ersten Halbjahr 2019 die Genehmigung neuer Kohleminen gegenüber dem Vorjahr spürbar erhöht und deren Kapazität fast verfünffacht hat. Zudem sind die Kohlevorräte der sechs grossen Stromerzeuger Chinas nach wie vor sehr hoch. Darüber hinaus sind zuletzt insbesondere die Kohleexporte Australiens spürbar gestiegen. Alles in allem bleibt das Umfeld für den Kohlemarkt negativ.

Die Gas-Kapazitätsauslastung in Deutschland stieg auf 89.7 Prozent. Im vierten Quartal 2018 lag das Hoch bei 87.90 Prozent. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres waren die deutschen Gasspeicher jedoch nur zu 62.4 Prozent ausgelastet. Bis zum Hoch wurden also in 2018 noch 25.5 Prozent der Kapazität eingespeichert. Dies ist in diesem Jahr nicht mehr möglich. Die kommenden Lieferungen aus Russland sind jedoch entweder abzunehmen oder dennoch zu bezahlen. Sind die Speicher randvoll gefüllt, dann ist es aber weiterhin wirtschaftlich, das Gas abzunehmen und zu verkaufen, solange der Erlös noch höher als die zusätzlichen Kosten für Transport und Einspeisung ins Netz sind. Von daher könnten die Gaspreise in Europa in den kommenden Wochen noch unter Druck geraten. Es wird dann auch davon abhängen, wie sich die Temperaturen im Oktober und November entwickeln, ob es dann durch Ausspeicherungen zu einer Entspannung kommt oder nicht.

Zwischen den EUA-Futures und dem Terminmarkt Strom herrscht nach wie vor ein hoher Gleichlauf und somit spielen wieder einmal die Emissionsrechte eine wichtige Rolle für den Anstieg beim Cal 20. Der im Dezember 2019 fällige EUA-Future an der ICE startete letzte Woche zum Wochenstart einen neuerlichen Anlauf auf die Marke von 30.00 Euro je Tonne, bei 29.28 Euro ging aber den Bullen die Kraft aus. Im Zuge der Konsolidierung bei den EUA-Futures, bei der der Benchmark-Kontrakt bis auf 27.69 Euro am vergangenen Mittwoch zurückfiel, konnte auch das Cal 20 das Preisniveau von vergangener Woche nicht mehr halten und musste einen Rückgang auf 55.45 Euro je Megawattstunde hinnehmen. Aber mit dem Wechsel auf den Monat August, in dem die Auktionsvolumina traditionell niedriger sind und in diesem Jahr noch zusätzlich durch die Marktstabilisierungsreserve verringert werden, starten die EUA-Futures einen erneuten Preisanstieg, der diesmal bis auf 29.49 Euro ging. Gebremst wurde dies jedoch am Freitag durch die Schwäche bei Rohöl und anderen Energieträgern aufgrund der Ankündigung von Donald Trump, dass ab dem 1. September auch die restlichen US-Importe aus China mit Strafzöllen in Höhe von 10 Prozent belegt werden. Der Markt befürchtete deshalb, dass die Auswirkungen auf die Industrie auch den Bedarf an CO2-Emissionsrechten belasten dürften. Dennoch verblieb bei den EUA-Futures im Wochenvergleich ein Plus von 3.4 Prozent auf 29.26 Euro. Der aktuelle Rücksetzer bei den Strompreisen bietet im Vergleich zu den Vorwochen jedoch gute Einkaufsmöglichkeiten.

In der ersten Wochenhälfte ging es mit den Ölpreisen noch nach oben. Neben der geopolitischen Risikoprämie, die aufgrund der anhaltenden Spannungen und der Wende in der britischen Politik, nun doch zusammen mit den USA gegen den Iran vorzugehen, weiterhin hoch bleibt, unterstützten auch Hoffnungen hinsichtlich der FOMC-Sitzung der Fed sowie der Verhandlungen zwischen den USA und China in Shanghai die Ölpreise. Aber die letzten beiden Faktoren wurden dann zur Belastung. Selbst von Mitgliedern des FOMC kam die Forderung, nach einer kräftigeren Zinssenkung um 50 Basispunkte. Hierdurch gingen die Finanzmärkte doch davon aus, dass es zu einer positiven Überraschung einer stärkeren Zinssenkung kommen sollte. Die Mehrheit konnte sich jedoch nur auf einen Zinsschritt in Höhe von 25 Basispunkte einigen, wobei zwei Mitglieder für keine Zinssenkung votierten. Auch sieht die Fed diesen Schritt als einmalige Versicherungsprämie, nicht jedoch als den Beginn eines Zinssenkungszyklus. Die Verhandlungen in Shanghai endeten wie eigentlich zu erwarten war, ohne konkretes Ergebnis, aber mit der Vereinbarung der nächsten Verhandlungsrunde am 1. September 2019. Ob es allerdings dazu kommen wird, ist fraglich. Die beiden Präsidenten Donald Trump und Xi Jinping verlautbarten bei ihrem Treffen am Rande des G20-Gipfel Ende Juni in Osaka, dass es während der Verhandlungen zu keinen weiteren Strafzöllen kommen soll. Aber Donald Trump hält sich nicht an Vereinbarungen und kündigte am Donnerstag nach Handelsschluss in Europa an, dass ab dem 1. September auch ein Strafzoll von zunächst 10 Prozent auf die restlichen US-Importe aus China im Umfang von rund 350 Milliarden US-Dollar erhoben wird. Die Strafzölle könnten darüber hinaus weiter angehoben werden, auch über die 25- Prozent-Grenze hinaus.

Ohne grosse Auswirkungen auf den CO2-Preis blieb letzte Woche die Wahl von Boris Johnson zum neuen Chef der britischen Konservativen. Vor der Wahl kletterte der Benchmark-Kontrakt EUA Dec 19 um 12:33 Uhr auf ein neues 11-Jahres-Hoch bei 29.64 Euro. Um 15:30 Uhr kostete CO2 zur Lieferung im Dezember 2019 an der ICE 29.62 Euro. Bis zu diesem Zeitpunkt wechselten 16 Millionen Berechtigungen den Besitzer. Zum Settlement am Montag hatte der Dec 19 mit 28.99 Euro in den Büchern gestanden. Der CO2-Markt zeigt sich stark, auch wenn durch die Wahl von Johnson zum neuen Tory-Chef die Möglichkeit für einen ungeordneten Brexit wieder im Raum steht. Deutlich geringer als zunächst angenommen dürfte die Zahl der Berechtigungen sein, die britische Unternehmen im Fall des britischen Ausstiegs aus dem EU-ETS auf den Markt bringen. Viele dürften die Berechtigungen auf ein Registerkonto auf dem Kontinent oder an Tochterunternehmen transferiert haben und darauf warten, dass der Preis noch weiter steigt. Da langfristig eine Verknüpfung zwischen einem nationalen britischen und dem europäischen Emissionshandelssystem geplant ist, verlieren die Zertifikate auch nicht an Wert. Das haben die Unternehmen erkannt. Zunächst hatte es Schätzungen gegeben, wonach 60 Millionen britische Berechtigungen an den Markt gelangen und den Preis unter Druck setzen könnten. Auch mit Johnson als Premierminister sei ein harter Brexit noch nicht ausgemacht. Das House of Commons dränge auf eine gütliche Trennung mit der EU. Möglich sei auch ein Misstrauensvotum der Labour-Partei gegen Johnson, was zu einem erneuten Aufschub des Austrittsdatums führen könnte. Alle Varianten sind weiter auf dem Tisch.

Beim schweizerischen Kernkraftwerk Gösgen mit einer Nettoleistung von 1‘010 Megawatt unweit der Grenze zu Baden-Württemberg hat ein Kurzschluss im Schaltanlagengebäude am Freitag zu einer Turbinenschnellabschaltung geführt. Die Anlage sei in einem sicheren Zustand, teilte der Betreiber mit. Nach der Ursache werde gesucht. Das Atomkraftwerk Gösgen liegt rund 50 Kilometer südöstlich von Basel. Es ist eines der fünf Schweizer Atomkraftwerke. Eines davon, die Anlage in Mühleberg, soll am 20. Dezember abgeschaltet werden.

Etwas leichter hat sich Rohöl der Sorte Brent in volatilem Handel am Montag präsentiert. Die Kontrakte bewegten sich in einer relativ engen Bandbreite. Viele Marktteilnehmer warteten auf neue Signale von den US-chinesischen Handelsgesprächen, die diese Woche wieder aufgenommen werden. Die derzeitigen Spannungen zwischen den USA, Grossbritannien und Iran, haben keinerlei treibenden Einfluss auf dem Rohölpreis. Gegen 16:30 Uhr zeigte sich der Oktober-Brent mit einem Rückgang von 0.15 auf 63.22 US-Dollar je Barrel. Das September-Gasöl präsentierte sich hingegen um 1.50 auf 587.50 Dollar je Tonne erhöht.

In der laufenden Woche wird für die Schweiz und weitere Teile Europas erneut eine Hitzewelle prognostiziert, die laut sowohl amerikanischem als auch europäischem Wettermodell am Wochenende wieder abflauen wird. Uneinig sind sich beide Wettermodelle nur darüber, wie nach diesem Wochenende weitergeht. Geht es nach den europäischen Prognosen, reicht es allerdings nur zu einer kurzen Verschnaufpause, ehe es in der kommenden Woche heiss weitergeht. Das US-Modell hingegen geht von einem fortschreitenden Temperaturrückgang bis in den Normalbereich aus. Die hohen Temperaturen hätten wegen der Kühlwasserproblematik bereits zu ersten Betriebseinschränkungen bei den französischen Kernkraftwerken Saint-Alban an der Rohne (50 Kilometer südlich von Lyon) sowie bei Golfech in der Nähe von Toulouse geführt, so eine Medienmitteilung der französischen Kraftwerksbetreiberin EDF. Beide Kraftwerke bestehen aus zwei Reaktoren mit je 1‘300 MW Leistung. Die Situation könnte sich in der laufenden Woche noch deutlich verschärfen und die derzeit noch recht moderaten Preise am kurzen Ende des französischen (und damit auch des Schweizer) Marktes nach oben treiben. Hierzulande sei man von kühlwasserbedingten Problemen allerdings noch ein Stück weit entfernt.

Der Montag hat sich am Spotmarkt deutlich fester präsentiert, ab Dienstag fällt der Beitrag der Erneuerbaren Energien an der gesamten Stromproduktion etwas geringer aus. Zudem wird für die kommenden Tage eine deutlich höhere Last prognostiziert, die im Zuge der herannahenden Hitzewelle und der vermehrt anspringenden Klimaanlagen zu erwarten ist. Diese hohen Temperaturen sowie die eher moderaten Strommengen aus Erneuerbaren Energien in der laufenden Woche dürften die Preise am kurzen Ende des Strommarktes zusätzlich stützen.

Das lange Ende des Strommarktes zeigte sich am Montagvormittag ebenfalls in Deutschland sehr fest bei 53.10 Euro, verlor allerdings bis zum Spätnachmittag 0.69 auf 52.31 Euro. Am Schweizer OTC-Markt kam im Frontjahr 2020 kein Deal zustande, ermittelt wurde jedoch ein Schlusskurs von 56.58 Euro. Haupttreiber für den Preisanstieg waren die CO2- sowie Kohlepreise, wobei der Brennstoff bemerkenswerterweise zwischenzeitlich über die 70-Dollar-Marke schaffte und den ersten Handelstag dieser Woche mit einem Kurs von 71.25 Dollar pro Tonne schloss. Beim zweiten Brennstoff Erdgas legten die Terminnotierungen im Wochenvergleich nur marginal zu. Die Verteuerung bei Kohle sowie die weiterhin hohen CO2-Preise sind jedoch gute Voraussetzungen für einen Fuel Switch von Kohle zu Gas, wodurch der Energieträger Erdgas weitere Unterstützung bekommt.

Beim dritten Brennstoff Rohöl konnte insbesondere die Sorte Brent einen Teil seiner Verluste am vergangenen Freitag wieder wettmachen. Grund für den Preisanstieg war die Sorge um eine Eskalation am Persischen Golf. Die USA hatte am Donnerstag den Abschluss einer iranischen Drohne über der Strasse von Hormus (Hormus Island) gemeldet, was prompt von Teheran bestritten wurde.

Der gesamte Strommarkt wurde am Montag, nach Einschätzung von Händlern, vor allem durch die anhaltende Rally am CO2-Markt, sowie das insgesamt feste Umfeld gestützt. Hohe Temperaturen und eine eher geringe Windeinspeisung sorgen dabei auch für feste Gaspreise: Ein Blick auf die Clean Spark und Dark Spreads verrät, dass Gas für den Day-ahead und den Frontmonat wettbewerbsfähiger ist als Kohle. Diese Faktoren treiben auch die Preise am langen Ende des Strommarktes, wobei kaum noch auseinander zu halten ist, ob die Strompreise dieser Tage den CO2-Markt stützen oder umgekehrt. Das kurze und das lange Ende stützen sich also gegenseitig. Die derzeitige Lage zeigt sehr schön, wie eng die Energiemärkte untereinander und jeweils auch mit dem CO2-Markt verbunden sind. Bei keinem der Energieträger lässt sich der derzeitige Preisanstieg isoliert betrachten. Das Strom-Cal-20 kletterte am Montag über die Marke von 53.00 Euro, am CO2-Markt lag der Benchmark-Kontrakt Dec-19 am Nachmittag mit 29.30 um 0.51 Euro über dem Vortagesschluss. In der Spitze war der Kontrakt auf 29.50 Euro geklettert. Grund für die Rally bei den Zertifikaten sind nach Einschätzung von Händlern neben den zuvor beschriebenen Entwicklungen an den Energiemärkten auch die verringerten Auktionsvolumina im August, die bei vielen Marktteilnehmern zu einer vorausschauenden Eindeckung führen, sowie das Urteil des EuGH zur kostenlosen Zuteilung für Heizkraftwerke. Die kostenlos zugeteilten Zertifikate müssen rückwirkend zurückgegeben werden. Die betroffenen Anlagen müssen entsprechend Zertifikate kaufen.

Nach Abschluss des jährlichen Brennelementewechsels und der damit verbundenen Revision darf das Atomkraftwerk Brokdorf (Kreis Steinburg) wieder ans Netz gehen. Aufgrund erhöhter Oxidation an Brennelementen darf der Meiler aber weiter nur mit bis zu 95 Prozent Leistung laufen, wie das für die Atomaufsicht zuständige Energieministerium in Kiel mitteilte. Der Reaktor war am 8. Juni für die Arbeiten vom Netz genommen worden. Betreiber PreussenElektra will den abgesicherten Modus laut Ministerium bis zum Ende der Restlaufzeit fortsetzen. Das Kraftwerk mit einer elektrischen Leistung von rund 1‘480 Megawatt und rund 500 Mitarbeitern muss spätestens am 31. Dezember 2021 endgültig vom Netz. Es war im Oktober 1986 in Betrieb genommen worden.

Die Organisation Erdöl exportierender Länder (OPEC) hat die Wachstums-prognose für die Ölförderung ihrer nicht kartellgebundenen Konkurrenten für dieses Jahr gesenkt. In ihrem monatlichen Ölmarktbericht reduzierte die OPEC ihre Prognose für das Angebotswachstum 2019 ausserhalb der OPEC auf 2.05 Millionen Barrel pro Tag. Diese Zahl markierte einen Rückgang von 95‘000 Barrel pro Tag. „Obwohl nach wie vor grosse Unsicherheiten bestehen, gehen die aktuellen Wachstumsprognosen nicht von weiteren Abwärtsrisiken aus, insbesondere davon, dass die Handelsstreitigkeiten nicht weiter eskalieren“, hiess es in dem Bericht. Dennoch dürfte die Reduzierung der Förderprognose wenig dazu beitragen, die Anleger zu beruhigen, die sich Sorgen um eine wachsende globale Ölschwemme machen. Die Ölvorräte der Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (OECD) stiegen im Mai um 41.5 Millionen Barrel, was einen deutlichen Anstieg gegenüber dem Plus im April bedeutet. Die US-Rohölproduktion stieg indessen um 246‘000 Barrel pro Tag, hiess es im Bericht. Auch Saudi-Arabien, das mehr als seinen Anteil an den Angebotskürzungen übernommen hat, trug mit einer Produktionssteigerung von 112‘000 Barrel im Juni zu steigenden Lagerbeständen bei. Auch Nigeria verzeichnete im Juni einen Produktionsanstieg von 307‘000 Barrel. Um den steigenden globalen Lagerbeständen entgegenzuwirken und die Ölpreise zu stützen, haben sich die OPEC und ihre Verbündeten im Juni darauf geeinigt, ihre laufende Produktionssenkung um weitere neun Monate zu verlängern. Der Markt zeigte sich jedoch enttäuscht von der Ankündigung, da der Ölpreis im Zuge der Ankündigung stark gefallen war. Die Investoren nannten eine Reihe von Gründen, darunter die Dauer der Verlängerung, als Zeichen für mangelndes Vertrauen in den Markt; zudem dürfte eine künstliche Angebotsknappheit, die bald in ihr viertes Jahr eintreten wird, nicht ewig anhalten. Derzeit konzentrieren sich die Anleger auf prognostizierte Stürme im Golf von Mexiko - ein Drittel der Produktionskapazität der Region ist bereits geschlossen - sowie auf immer häufiger auftretende Scharmützel zwischen dem Iran und westlichen Nationen im Persischen Golf.

Die von Russland angeführte Staatengruppe, die mit der Organisation Erdöl exportierender Länder (OPEC) eine Allianz bildet, hat eine Verlängerung der Förderkürzung um neun Monate gebilligt. Im Dezember 2018 hatte die Allianz beschlossen, die Ölproduktion um 1.2 Millionen Barrel pro Tag zu drosseln. Ausserdem besiegelte die OPEC einen langfristigen Kooperationsvertrag mit Russland, womit sie eine vor zwei Jahren gegründete Partnerschaft verlängerte. Diese Partnerschaft richtet sich gegen die Ölschwemme aus den USA, die die Preismacht des Kartells stört. Dass sich die OPEC nun auf eine Verlängerung um gleich neun Monate einigen konnte, werten Analysten als deutliches Zeichen der Einigkeit. Die OPEC sei offensichtlich sehr bestrebt, Einigkeit und Handlungsfähigkeit zu zeigen. Die Analysten sind aber dennoch skeptisch, ob sich letztlich alle Länder an ihre Zusagen halten werden. Vor allem für Saudi-Arabien ist es wichtig, dass der Ölpreis weiter steigt. Laut einer Berechnung des Internationalen Währungsfonds benötigt Saudi-Arabien einen Ölpreis von etwa 85 USD pro Barrel für einen ausgeglichenen Staatshaushalt. Saudi-Arabien hat zuletzt seine Ölförderung deutlich stärker gekürzt, als es mit Blick auf die Absprachen nötig gewesen wäre. Die 14 OPEC-Staaten pumpen gemeinsam rund ein Drittel des gesamten Ölangebots aus dem Boden, die 24 „OPEC+“ Staaten gemeinsam fast die Hälfte. Insgesamt liegt das Ölangebot bei rund 99 Millionen Barrel Öl pro Tag, während die Nachfrage laut der IEA für 2019 im Schnitt bei 100.4 Millionen Barrel pro Tag liegt.

Die Stimmung am Kohlemarkt hat sich etwas aufgehellt. Ein bullisher Faktor ist unter anderem der derzeit recht hohe Kohlebedarf im asiatischen Raum. Der erneut gestiegene Baltic Dry Index legt nahe, dass die Nachfrage nach Trockenfrachten weiterhin sehr hoch ist. Dies zeigen die monatlichen Importdaten für China und Indien. Der Baltic Dry Index ist ein wichtiger Preisindex für das weltweite Verschiffen von Hauptfrachtgütern, hauptsächlich Kohle, Eisenerz und Getreide. Die Frachtraten werden ausschliesslich aus den Angaben von Schiffsmaklern, Reedern und Charterern ermittelt. In den Preis fliessen nur die reale Nachfrage und das reale Angebot für den Transport von Rohstoffen auf Standardrouten ein. Auch der Blick auf die Charttechnik zeigt verbesserte Aussichten für die Kohlepreise. Zwar dürfte es für die Kohlenotierungen weiterhin schwierig sein, nachhaltig zuzulegen, aber das Umfeld ist deutlich freundlicher als noch im Juli. Ein Test der psychologischen Marke von 70.00 USD ist nicht auszuschliessen.

In Deutschland sind die Gaseinspeicherungen etwas zurückgegangen. Die geringeren Lieferungen sowie höhere Spotpreise haben die Einspeicherungen etwas gebremst. Dennoch stieg die Auslastung der Kapazitäten von 80.7 Prozent auf 82.7 Prozent. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres lag die Kapazitätsauslastung nur bei 49.5 Prozent. Mit den jährlichen Wartungsarbeiten an der Jamal-Pipeline könnte weniger Gas aus Russland geliefert werden, sodass auch die Einspeicherungen abnehmen könnten. Die Jamal-Leitung ist eine knapp 4‘200 km lange Pipeline, durch die Erdgas von der Jamal-Halbinsel in Sibirien durch Russland, Weissrussland, Polen bis nach Deutschland transportiert wird. Dennoch bleibt die Gefahr bestehen, dass in der Sommersaison die Gasspeicher vollständig gefüllt werden. Das Wetter könnte hinsichtlich der durchschnittlichen Tagestemperaturen zu einer Belastung für die Gaspreise an den Spotmärkten werden. Für Deutschland und die Schweiz sagen die jüngsten Prognosen des Europäischen Zentrums für mittelfristige Wettervorhersagen einen erneuten Anstieg der Temperaturen im Tagesmittel voraus.

Vergangene Woche haben die Schweiz und weitere Teile Europas eine aussergewöhnliche Hitzewelle erlebt. Die Zahl der Hitzegeschädigten nahm laut Medieninformationen drastisch zu. Kreislaufzusammenbrüche, Sonnenstiche, Hitzeschläge, aber auch Trinkwasserknappheit für Menschen und Tiere waren das Ergebnis. Mindestens 7 Menschen kamen europaweit ums Leben. In Frankreich stiegen die Temperaturen am Freitag mit 45.9 Grad auf den höchsten dort jemals gemessenen Wert. In Brandenburg Deutschlands und in der südkatalanischen Provinz Tarragona waren Einsatzkräfte der Feuerwehr tagelang damit beschäftigt, verheerende Waldbrände in den Griff zu bekommen. Hierzulande wurde am Sonntag der Spitzenwert von 37 Grad im französischen Sion (Sitten im Kanton Wallis) erreicht, was einem Juni-Allzeitrekord entspricht. Damit wurden die Höchstwerte vom Donnerstag und Freitag nochmals übertroffen. Das Schlimme scheint überstanden zu sein. Doch droht jetzt mit den Gewittern ein Unwetter. Gegenüber letzter Woche wird ein Temperaturrückgang erwartet, tagsüber liegt sie um die 30 Grad, es wird zunehmend schwül mit Gewitterrisiko und Schauern. Der europäische Wetterdienst Eurowind geht ab dem 1. Juli von einem Rückgang unter den saisonalen Durchschnitt aus.

Der Spotmarkt und das kurze Ende des Strommarktes gaben letzte Woche deutlich nach, hervorgerufen durch den höheren Beitrag der Erneuerbaren an der Stromproduktion. Im Nachbarland Deutschland lag dieser laut Eurowind bei ca. 45 GW am vergangenen Mittwoch respektive knapp 50 GW am Donnerstag. Hingegen profitierte das lange Ende des Strommarktes (Frontjahr 2020) von den verbesserten Notierungen am CO2-Emissionsmarkt und kletterte am Donnerstagvormittag auf bis zu 54.50 EUR/MWh in der Grundlast.

Ein Aufatmen gibt es beim Handelskrieg zwischen den USA und China. Beim G20-Gipfel in Osaka/Japan am vergangenen Wochenende kam etwas Bewegung im US-chinesischen Handelsstreit, was für Euphorie an den Finanzmärkten und vor allem beim Rohöl sorgte – und damit auch indirekt die Energiemärkte stützte. Allerdings kann die Stimmung schnell wieder verfliegen, da nur die Wiederaufnahme der Gespräche beschlossen wurde, keinesfalls ein Ende des Handelsstreits oder gar ein abgeschlossenes Handelsabkommen zwischen den beiden Weltmächten. Die US-Regierung hatte Strafzölle auf chinesische Importgüter im Wert von 300 Milliarden Dollar angedroht und den chinesischen Konzern Huawei sowie 68 seiner Tochtergesellschaften weltweit auf eine schwarze Liste gesetzt, deren Geschäftsbeziehungen zu US-Partnern strengen Kontrollen unterliegen. Fürs Erste sieht nun der US-Präsident von der angedrohten Verhängung von Strafzöllen auf die chinesische Importgüter im Wert von 300 Milliarden Dollar ab. Auch darf der chinesische Konzern Huawei von US-Partnern wieder beliefert werden, zumindest vorläufig. Ob der chinesische Hightech-Gigant wie von seinem Präsident Xi Jinping verlangt von der schwarzen Liste komplett gestrichen wird, macht Trump vom Abschluss eines Handelsabkommens mit China abhängig. Im Handelsstreit mit der Volksrepublik geht den Amerikanern vor allem darum, das amerikanische Handelsdefizit abzubauen. Dieses stieg 2018 auf etwas mehr als 420 Milliarden Dollar. Die Chinesen hatten zur Linderung versprochen, mehr Lebensmittel, Erdöl, Flüssiggas und landwirtschaftliche Erzeugnisse wie Mais und Soja aus den USA zu importieren.

Die zunehmende Hitze treibt den Strombedarf von Klimaanlagen in die Höhe. Am längsten von der Hitzewelle betroffen werden der Alpenraum und Österreich sein. Die Meteorologen von Eurowind rechnen für die kommenden Tage für den Peak mit einer Windproduktion, die um die 10 Gigawatt schwankt. Die Solarpanels dürften im selben Zeitfenster bis an die 20 Gigawatt einbringen. Am Montag legte das Strom- Cal-20 bis gegen 14.00 Uhr um 1.25 auf 48.40 Euro zu. Der Markt profitierte insbesondere von den deutlich gestiegenen Emissionszertifikaten. Am Montag hatte sich dort eine Rally fortgesetzt, die am Freitagnachmittag begonnen hatte. Der Dec-19-Kontrakt zeigte sich bei hohen Umsätzen am Montagnachmittag deutlich oberhalb von 26 Euro und durchbrach dabei mehrere technische resistance levels. Widerstände auf dem weiteren Weg nach oben liegen bei 26.50 Euro und bei 27.00 Euro. Ein fundamentaler Faktor hinter der Rallye seien die hohen Temperaturen, in Europa, die den Strombedarf und damit auch den Bedarf an Verschmutzungsrechten erhöhten. Zudem würden weniger Zertifikate in den Markt gegeben, da an diesem Mittwoch keine polnische Auktion angesetzt sei.

Zum Start der Vorwoche ging es mit den Ölpreisen wie in den letzten vier Wochen zuvor gewohnt weiter nach unten. Doch dann schlug das Pendel wieder in die andere Richtung um. Händler reagieren schnell auf jedes Gerücht und fragen nach dem Wahrheitsgehalt erst hinterher. Dieses Verhaltensmuster zeigt sich auch bei Aussagen von Donald Trump, obgleich längst jeder wissen sollte, dass seine Aussagen nicht immer stimmen. So genügte auch die Aussage des US-Präsidenten, dass er ein gutes Telefonat mit seinem chinesischen Amtskollegen Xi Jinping geführt habe und es beim G20-Gipfel zu einem Treffen kommen soll, um an den Ölmärkten wieder Hoffnungen auf ein Ende des Handelskriegs aufkommen zu lassen. Dabei droht eher eine Wiederholung des Treffens von Trump mit Nordkoreas Machthaber in Vietnam, bei dem keine Einigung erreicht werden konnte und Trump das Treffen vorzeitig verlassen hatte.

Zu dem kräftigen Plus bei den Ölpreisen trug aber auch der neuerliche Anstieg der geopolitischen Risikoprämie bei, nachdem der Iran eine US-Drohne abgeschossen hatte. Donald Trump gab schon den Einsatzbefehl für drei Militärschläge gegen den Iran, bricht jedoch 10 Minuten vor der Ausführung nach eigenen Aussagen wieder ab, nachdem er die Anzahl ziviler Opfer als unverhältnismässig erachtete. Aber inzwischen wurde mit weiteren militärischen Aktionen gegen den Iran gedroht. Auch die Cyberattacken der USA, über die vor einigen Tagen die New York Times berichtete, was von Trump als Hochverrat verurteilt wurde, sind mittlerweile bestätigt worden. Von daher ist so schnell keine Entspannung der Lage zu erwarten. Dies schliesst jedoch nicht aus, dass das Pendel auch wieder in die andere Richtung ausschlagen könnte, insbesondere wenn es in dieser Woche nicht zu einem Abkommen zwischen USA und China kommt.

Es ist wohl nicht verwunderlich, dass es wieder einmal US-Präsident Donald Trump war, der mit seinen Aussagen zu den fallenden Ölpreisen zu Beginn der letzten Woche erheblich beigetragen hat. Donald Trump drohte, dass es zur Erhebung von Strafzöllen mit einem Zollsatz von 25 Prozent auch auf die restlichen US-Importe aus China im Volumen von rund 300 Milliarden US-Dollar kommt, wenn bei einem Treffen mit Chinas Präsident Xi Jinping beim Treffen der G20 in Osaka am 28. und 29. Juni kein Abkommen erzielt wird. Aus China verlautete, dass kein Treffen der beiden Präsidenten geplant sei. Dies belastete die Ölpreise, da die Befürchtungen von einem zu geringen Wachstum der globalen Ölnachfrage abermals befeuert wurden. Chinas Rohölimporte sind im Mai von Rekordhoch im April um 8.0 Prozent auf 40.23 Millionen Tonnen gefallen. Umgerechnet auf Barrels pro Tag bedeutet dies einen Rückgang um 9.9 Prozent, da der April ja einen Kalendertag weniger hat. Allerdings sollte dies nicht als Signal für eine fallende Ölnachfrage in China aufgrund des Handelskonflikts überinterpretiert werden. China hat zum einen die Importe aus dem Iran verringert, nachdem die Ausnahmegenehmigungen von den US-Sanktionen ausgelaufen sind. Zum anderen sind viele chinesische Raffinerien in der Wartungsphase des zweiten Quartals, sodass auch entsprechend weniger Rohöl benötigt wird.

Es liegt an geopolitischen Spannungen im Mittleren Osten, dass die Ölpreise nicht weiter gefallen sind. Anschläge auf zwei Öltanker in der Strasse von Hormus im Persischen Golf führten zu einem Preisanstieg. Es handelt sich dabei um den zweiten Anschlag auf Öltanker innerhalb eines Monats. An den Ölmärkten wird jetzt befürchtet, dass die Schiffsversicherer nun eine höhere Versicherungsprämie für Tanker auf der Route durch den Persischen Golf verlangen oder den Versicherungsschutz ganz versagen. Laut Medienberichten soll es bereits zu den ersten Anhebungen der Prämien gekommen sein. Kommt es zu weiteren Angriffen auf Öltanker, dann könnte sich dies verstärken, was wiederum den Öltransport nicht nur verteuern dürfte, sondern auch reduzieren könnte. Aber noch überwiegt die Angst vor einem zu geringen Wachstum der globalen Ölnachfrage.

Hierzu haben auch die drei führenden Organisationen, US Energy Information Administration (EIA), OPEC und Internationale Energie Agentur (IEA) mit ihren aktuellen Monatsberichten beigetragen. Alle drei Organisationen haben die Schätzung für das Wachstum der globalen Ölnachfrage im Jahr 2019 und 2020 reduziert.

Die Gaspreise wurden von den Kohlepreisen belastet. Der Preisabschlag für das Kohle-Frontquartal lag bei fast 6 Prozent. Sicherlich spielt für die gefallenen Kohlepreise auch die Entwicklung bei Rohöl eine Rolle. Und China trifft nicht die Schuld am Preisrückgang, denn das Land hat im Mai 7 Prozent mehr Kohle als im April und 21 Prozent mehr als im gleichen Monat des Vorjahres importiert. Das Thema „fuel switching“ dürfte in Europa die Kohlepreise aber belasten. Kohle hat bei der Stromproduktion nur noch beim Kalenderjahr 2020 gegenüber Gas einen Wettbewerbsvorteil, ist aber beim Frontmonat und -quartal im Nachteil. Von daher bedeutet ein Preisrückgang beim Gas auch bei der Kohle einen Preisdruck, um nicht noch weiter ins Hintertreffen zu geraten.

Nun sind am Leitmarkt für die Gasmarktgebiete auf dem europäischen Festland, der niederländische TTF, die Notierungen beim Frontmonat und -quartal zwischen 2 und 3 Prozent gesunken. Die hohen Speicherstände bleiben ebenfalls eine Belastung für die in diesem Jahr fälligen Terminkontrakte. All dies hat zu fallenden Kohlepreisen beigetragen.

Viele Marktteilnehmer gehen davon aus, dass der CO2-Markt in den nächsten Wochen seitwärts um 25.00 € handeln dürfte. Das Interesse hat insgesamt nachgelassen. Auch die Ferienzeit mit dünner besetzten Handelstischen wird als ein Argument angeführt. Nur wissen dies die Hedge Funds auch und könnten dies in ihre Strategie mit einbeziehen, um mit einer geringeren Kontraktzahl den Markt in die gewünschte Richtung zu bewegen. Ferner nimmt im August das Volumen bei den Auktionen ab, weshalb dieser Monat ja auch eine solide Statistik mit positiver Preisentwicklung aufzuweisen hat. Auch dies ist inzwischen im Markt hinlänglich bekannt, sodass durchaus einige Händler sich bereits im Juli in diese Richtung positionieren könnten.

Die am vergangenen Freitag für den Samstag erwartete Windspitze brachte deutlich negative Preise an der Day-Ahead-Auktion für Deutschland und Frankreich. Den Börsenangaben zufolge wurden im Base -42.24 EUR je Megawattstunde, im Peak sogar -65.94 EUR je Megawattstunde für Deutschland ermittelt. Demnach waren alle Stunden von Null bis 19 Uhr durchgehend negativ auktioniert worden, vereinzelt bis zu -90 EUR je Megawattstunde. Lediglich die Stundenkontrakte ab 19 Uhr aufwärts kamen positiv raus. Zuvor wurde im OTC der Peak in der Spanne zwischen -13 und -4 EUR je Megawattstunde gehandelt. Der Base war hingegen knapp auf positivem Terrain und wurde zwischen 2.25 und 4.00 EUR je Megawattstunde gesehen. An der Day-Ahead-Auktion für den Schweizer Markt wurde ein positiver Base-/Peakpreis von 18.16 /19.37 EUR je Megawattstunde festgestellt. Für die laufende Woche sollen laut Prognose von Eurowind die Erneuerbaren-Einspeisungen bis Donnerstag geringer ausfallen als in der Vorwoche. Beide europäische und US-Wettermodelle gehen insbesondere von einer unterdurchschnittlichen Windeinspeisung aus. Zum Wochenende hin wird von den Europäern allerdings wieder eine kräftige Windspitze erwartet.

Am 3. Juni 2019 wiesen die Schweizer Reservoire einen Füllstand von 25.9 Prozent auf. Im Vergleich mit der Vor­woche ist dies ein Plus von 3.4 Pro­zentpunkten, so das Bundesamt für Energie in einer Medienin­formation. Der aktuelle Wert liege allerdings 9.5 Prozentpunkte unter dem Wert der Vorjahreswoche.

Am langen Ende des Strommarktes legten die Notierungen ebenfalls zu, gestützt von einem etwas aufgehellten Umfeld. Kohle, Gas und die Emissionsrechte zeigten sich mit zum Teil kräftigen Zugewinnen. Ausschlaggebend für die besseren Commodity-Notierungen könnte das Öl gewesen sein, das im späten Handel vom Donnerstag um gut einen Dollar geklettert war. Auslöser für die Preisbewegung waren Medienberichte, wonach US-Präsident Donald Trump die Verhängung der geplanten Zölle gegen Mexiko verschieben könnte. Das Strom-Cal-20 in der Schweiz legte unter diesen Umständen bis zum frühen Nachmittag um 0.75 auf 52.55 EUR zu und notierte damit oberhalb des Widerstands von 52 EUR. Noch deutlicher als bei Kohle und Gas war schliesslich die Erholung bei den CO2-Emissionsrechten. Der Benchmark-Kontrakt EUA Dec-19 notiert aktuell über 25 EUR je Tonne CO2, gegenüber der Vorwoche ist das ein Plus von über 6 Prozent. Allerdings könnte das Brexit-Thema wieder auf die Stimmung drücken. Nach Mays Rücktritt kämpfen nun in Grossbritannien zwei Frauen und acht Männer um den Chefposten bei den konservativen Tories. Dem Brexit-Hardliner Boris Johnson werden besonders gute Chancen nachgesagt. Der Rücktritt Mays und die Kandidatenkür auf das Amt des Premierministers könnte noch eine harte Probe für den CO2-Emissionsmarkt werden. Je nachdem ob ein Befürworter eines harten Brexit auf Theresa May folge oder ein Anhänger eines geordneten Ausscheidens aus der EU, könnte der CO2-Preis in die eine oder andere Richtung ausschla­gen. Somit könnte der Dec-19-Kontrakt bis zur 200-Tage-Linie bei 22.48 EUR zurückge­hen. Widerstand sehen Analysten an der 20-Tage-Linie bei 25.50 EUR und an der 30-Tage-Linie bei 25 EUR.

Bis zum Jahr 2038 müssen nach Angaben des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) etwa 53.8 Gigawatt (GW) Kraftwerks­kapazität in Deutschland ersetzt wer­den. Im Zuge des Atomausstiegs ent­fallen bis 2022 etwa 10.8 GW gesi­cherter Leistung, durch den Kohleaus­stieg weitere 43 GW bis 2038, wie der BDEW am Montag mitteilte. Diese Leis­tung müsse durch intelligente Technolo­gien und Konzepte für ein jederzeit sta­biles Stromversorgungssystem ergänzt werden. Zusammen mit den Investitio­nen in erneuerbare Energien ergibt sich laut BDEW so für die Energiebranche die Chance auf neues Wachstum. Der Verband nannte vornehmlich den Neu­bau von Gaskraftwerken, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen und Speichertech­nologien. Bei den Speichern seien vor allem sektorübergreifende Energiespei­cher - Power-to-X - von Bedeutung.

Das Kernkraftwerk Leibstadt (KKL) ist am Montag planmässig für die knapp vier Wochen dauernde Jah­reshauptrevision vom Netz genom­men worden. Während den nächs­ten vier Wochen werden im Reaktor­kern 120 von insgesamt 648 Brenne­lementen ausgetauscht. Voraussicht­lich am 3. Juli soll Leibstadt wieder ans Netz gehen. Externe und interne Spezialisten unterziehen im Rahmen der Revisi­onsarbeiten zudem alle im vergange­nen Jahr neu eingesetzten Brennele­mente einer Inspektion. Daneben finden Instandhaltungs­arbeiten und Prüfungen an Syste­men und Komponenten statt. Eben­so erfolgt eine weitere Garantieins­pektion der beiden Wasserabschei­der-Zwischenüberhitzer. Diese zwei im Maschinenhaus eingebauten Gross­komponenten waren während der Jahreshauptrevision 2017 ersetzt wor­den. Die 500 Mitarbeiter des Kern­kraftwerks werden auch in diesem Jahr von rund 1‘000 externen Fach­kräften unterstützt.

Nach einem Erdbeben der Stärke 3.4 in der vergangenen Woche fordert die niederländische Regulierungsbehörde für den Gassektor, SodM, die Reduzierung der Erdgasförderung in der Region Groningen um knapp 40 Prozent. Ab dem kommenden Gasjahr würden damit nur noch jährlich maximal 12 Milliarden Kubikmeter Gas gefördert werden, wie die Nachrichtenagentur Reuters berichtet. Ein Sprecher der niederländischen Regierung hat dieser Forderung jedoch eine Absage erteilt. Es sei sehr schwierig, die Fördermenge so schnell zu reduzieren, hiess es: „Wir suchen nach Möglichkeiten, um die Förderung schneller als bisher geplant zu reduzieren, aber eine Senkung auf unter 12 Milliarden Kubikmeter bereits im kommenden Jahr hätte gravierende Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit“, so der Sprecher. Der Regulierer argumentiert jedoch, ein gewisses Risiko für die Versorgungssicherheit müsse man in Kauf nehmen, um die Risiken für die Einwohner der Region Groningen zu senken. Die Regierung will im Juni einen vorläufigen Plan für die Produktion ab Oktober veröffentlichen. Die bisherige Planung sieht vor, die Erdgasförderung in Groningen von derzeit etwa 19.4 Milliarden Kubikmeter jährlich auf 15.9 Milliarden zu senken.

Die Zukunft der Kernenergie in entwickelten Volkswirtschaften ist ungewiss, da alternde Anlagen in diesen Volkswirtschaften all­mählich stillgelegt werden. Dies sei sowohl auf die Ausstiegspo­litik zurückzuführen als auch auf wirtschaftliche und regulatorische Faktoren, so die Internationale Energieagentur in einer neuen Stu­die. Ohne politische Änderungen könnten fortgeschrittene Volks­wirtschaften bis 2025 rund 25 Pro­zent ihrer nuklearen Kapazität und bis 2040 sogar zwei Drittel davon verlieren, heisst es in dem neuen Bericht Nuclear Power in a Clean Energy System der Internationa­len Energieagentur (IEA). Wenn die Lebensdauer bestehender Kern­kraftwerke nicht verlängert wird und neue Projekte nicht ange­gangen würden, könnten zusätz­lich 4 Milliarden Tonnen CO2 emit­tiert werden. Viele Länder sähen nach wie vor eine Rolle für die Nuklearindus­trie bei ihrer Energiewende, tun dem Bericht zufolge aber nicht genug, um ihre Ziele zu erreichen. Der Bericht wird während des 10. Clean Energy Ministerial im kana­dischen Vancouver veröffentlicht. In den meisten fortgeschrittenen Volkswirtschaften sind langanhal­tende Perioden niedriger Gross­handels-Strompreise zu beobach­ten, Laut der IEA erhöht dies für Kernkraftwerke das Risiko, vorzei­tig vom Netz genommen zu wer­den. So hätten in den USA rund 90 Kernkraftwerke eine Lizenz für eine Betriebszeit von 60 Jah­ren. Einige seien allerdings schon vorfristig aus dem Markt ausge­schieden, bei etlichen anderen werde dies erwogen. „Ohne einen bedeutsamen Beitrag der Kernen­ergie ist die globale Energiewende sehr viel schwieriger umzusetzen“, resümierte IEA-Executive Director Fatih Birol.

Der Ölmarkt steht auf der einen Seite weiter unter dem Eindruck möglicher Nachfrageeinbussen infolge einer sich verlangsamenden Weltkonjunktur, wozu auch der eskalierende Handelsstreit zwischen den USA und China beiträgt. Aber nicht nur Huawei, sondern auch andere Unternehmen, die den USA zum Beispiel beim Export von LNG aus Fracking-Gas im Weg stehen, sollen mit Sanktionen belegt werden, wobei sich die Sanktionen auf die Gaspipeline Nord Stream 2 beziehen. Ein eingereichter Gesetzesentwurf in den USA hat es auf die Schiffe abgesehen, welche die Pipeline verlegen. Führungskräfte von Unternehmen, die mit diesen Schiffen verbunden sind, sollen nicht mehr in die USA einreisen dürfen. Zudem droht den Unternehmen, dass Transaktionen blockiert werden und Eigentum in Amerika eingefroren wird. Überdies sollen Unternehmen bestraft werden, die Versicherungen für das Projekt anbieten. Diese drastischen Sanktionen könnten gravierende Auswirkungen auf den Bau haben. Die Rohre werden in der Ostsee von einer Spezialfirma verlegt. Das in der Schweiz beheimatete Unternehmen Allseas besitzt die Fertigkeiten, die nötig sind, um solch komplexe Projekte durchzuführen. Daher hat die Firma auch Aufträge in anderen Ländern und ist weit vernetzt. Muss das Unternehmen abwägen, ob es nicht mehr mit Russland, dafür mit den USA zusammenarbeiten will, ist die Chance gross, dass sich die Firma gegen Moskau entscheidet. Zieht sich das Unternehmen wegen der US-Sanktionen zurück, dann hat Gazprom ein Problem. Es wäre laut Beobachtern wohl sehr schwierig, in kurzer Zeit Ersatz aufzutreiben, der gewillt ist, dieses heikle Projekt zu übernehmen. Auf der anderen Seite fürchten Marktteilnehmer Angebotsverknappungen durch die Krise um den Iran und die Probleme mit verunreinigtem Öl aus Russland. Die wegen Verschmutzungen seit etwa vier Wochen unterbrochenen Lieferungen russischen Öls nach Europa könnten aber im Juni wieder aufgenommen werden. Das gelieferte Öl enthielt zu viele Chloride, die in Raffinerien Schaden anrichten. Die Chloride werden bei der Förderung benötigt, anschliessend aber entfernt.

Die Perspektiven für den Kohlepreis für das laufende Jahr sehen weiterhin bearish aus. Vor allem die verminderte weltweite konjunkturelle Dynamik belastet die Preise. Grundsätzlich hat sich das globale Konjunkturumfeld, insbesondere dasjenige des Euroraums und Asiens, aufgrund des ungelösten Brexit und vor allem aufgrund des eskalierenden Handelskonflikts zwischen den USA und China nachhaltig eingetrübt. Dies hat nun auch die zuvor robusten USA erfasst, wo mittlerweile Bremsspuren vor allem im verarbeitenden Gewerbe unübersehbar sind. China hat zwar zu Beginn des laufenden Quartals Gegenmassnahmen eingeleitet, deren Wirkung sind aus konjunktureller Sicht aber bislang sehr überschaubar bis nicht sichtbar. Die Verlangsamung der konjunkturellen Taktzahl spiegelt sich auch in der Kohleeinfuhr Chinas wider. Stand 2017 noch ein Plus in Höhe von 6 Prozent und 2018 von 3.6 Prozent zu Buche, war es von Januar bis April dieses Jahres gerade einmal noch plus 1.7 Prozent. China ist damit neben Indien aber auch das einzige asiatische Land, das seine Einfuhr nochmals, wenn auch nur leicht, gesteigert hat. Japan, Südkorea oder Taiwan verzeichnen ähnlich wie die EU bereits seit längerer Zeit Rückgänge. Zumindest einen gewissen Gegenpol und somit preisstützend für den Kohlepreis ist, dass sich die Kohleförderung und Kohleausfuhr in den wichtigsten Ländern stark unterschiedlich präsentierte. Während Indonesien und zum Teil auch Australien ihren Export in diesem Jahr bislang steigerten, setzte sich der Einbruch in Kolumbien verstärkt fort. Allein in den ersten drei Monaten steht hier ein Minus von 25 Prozent gegenüber dem Vorjahr zu Buche. Im gleichen Zeitraum gingen auch die Exporte Russlands, wenn auch nur leicht, zurück Die Kohleförderung in den USA ist im ersten Quartal im Vergleich zum Vorjahr um 9 Prozent gesunken.

Die Gas-Speicherauslastung in Deutschland verbesserte sich auf 66.9 Prozent. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres waren die deutschen Gasspeicher hingegen nur zu 33.0 Prozent ausgelastet. Der Spitzenwert im vierten Quartal des Vorjahres lag bei 87.9 Prozent. Setzt sich die Speicherzuführung im Tempo der vergangenen Wochen fort, so wäre der höchste Speicherstand aus 2018 bereits in der Woche zum 19. Juli erreicht und nicht erst Mitte November. Sicherlich könnte auch das Hoch des Vorjahres überschritten werden und dies scheint auch das wahrscheinlichere Szenario zu sein. Dennoch bleibt dann immer noch das Risiko, dass das Gasangebot die Gasnachfrage im dritten Quartal übersteigen könnte. Und dies dürfte dann auf die Gaspreise drücken.

Für die kommenden 10 Tage stellen übereinstimmend das Europäische sowie das US-Wettermodell überdurchschnittliche Temperaturen in Aussicht. Mittelfristig erwarten sie jedoch Wettervorhersagen um den saisonalen Durchschnitt. Am kurzen Ende drückten die Temperaturaussichten kräftig auf die Frontwoche und den Frontmonat, das lange Ende (Kalenderjahr 2020) gab ebenfalls nach und fiel unter die 53 EUR/MWh-Marke. Belastungen gingen vom Gas- und Kohlemarkt aus, aber auch von den CO2-Emissionsrechten, die nach deutlichem Plus noch ins Minus drehten und unter die Marke von 25 EUR pro Tonne CO2 fielen.

Der Schweizer Energiekonzern Alpiq verkauft im zweiten Anlauf seine beiden tschechischen Kohlekraftwerke Kladno und Zlin an die Seven Energy Group, ein tschechisches Energieversorgungsunternehmen. Mit dem Verkauf möchte Alpiq aus der Kohleverstromung aussteigen und ihr Geschäftsmodell in einer zunehmend dekarbonisierten, digitalisierten und dezentralisierten Energiewelt stärken. Doch, das Geschäft bringt Alpiq Verlust in Millionenhöhe ein. Bereits in den Jahren 2012-2013 wollte Alpiq die beiden Werke verkaufen. Der erste Anlauf schlug jedoch fehl. Niemand war damals bereit, den Wunschpreis des Stromkonzerns zu bezahlen. Im vergangenen Herbst hatte Alpiq dann einen neuen Anlauf angekündigt. Doch sollte ein Verkauf nur dann zustande kommen, wenn die drei Kriterien Preis, Transaktionssicherheit und die vertraglichen Konditionen stimmen, hiess es damals. Nun scheint der Stromkonzern bescheiden geworden zu sein. Laut unternehmenseigenen Informationen zahlt die neue Eigentümerin lediglich umgerechnet 310 Millionen Franken für beide Produktionsstätten. Unter dem Strich macht das für Alpiq einen Verlust von circa 200 Millionen Franken. Denn, die beiden Werke stünden mit einem höheren Wert in den Büchern, den aber kein Käufer bezahlen wolle. Schuld für den Verlust seien die seit letztem Herbst massiv gestiegenen CO2-Preise. Diese machten Kohlekraftwerke immer weniger attraktiv und folglich verlieren sie an Wert. Das habe Alpiq im Zuge der Verkaufsbehandlungen nach unten korrigiert. Einer Sprecherin Alpiqs zufolge sei der Verkauf gegenüber eigenem Weiterbetrieb das geringere ökonomische Risiko. Mit der Transaktion erziele man den optimalen Wert hinsichtlich der eigenen Verkaufskriterien. Noch aber steht die Zustimmung der Wettbewerbsbehörden aus.

Der Handelskrieg der USA gegen China geht in die nächste Runde: Die US-Regierung hat den chinesischen Konzern und 68 seiner Tochtergesellschaften weltweit auf eine schwarze Liste gesetzt, deren Geschäftsbeziehungen zu US-Partnern strengen Kontrollen unterliegen. Huawei wird von den US-Behörden verdächtigt, seine unternehmerische Tätigkeit zur Spionage und Sabotage für China zu nutzen. Beweise dafür wurden bislang nicht öffentlich gemacht. Huawei wies die US-Vorwürfe entschieden zurück. Der chinesische Konzern ist ein führender Ausrüster von Mobilfunknetzen unter anderem in Europa und der zweitgrößte Smartphone-Anbieter der Welt, nach Samsung und vor Apple. Mit den Sanktionen verliert die Firma auch den Zugang zu Chips aus den USA. Laut dem Finanzdienst Bloomberg hätten gestern große Halbleiteranbieter wie Qualcomm, Broadcom, Xilinx und Infineon ihre Mitarbeitenden bereits eingewiesen, den chinesischen Konzern bis auf weiteres nicht mehr zu beliefern. Wegen den Sanktionen wird Huawei zukünftige Smartphone-Modelle auch nicht mehr mit vorinstallierten Google-Diensten verkaufen können. Nach dem Dekret Trumps schloss Google gestern bereits den Einsatz des firmeneigenen Betriebssystems Android in neue Smartphone-Modelle des Konzerns aus. Neben Google folgen bereits mehrere US-Unternehmen dem Bann von Trumps und beenden die Zusammenarbeit mit Huawei.

Die europäische Statistikbehörde Eurostat schätzt, dass die Kohlendioxid- Emissionen (CO2-Emissionen) aus der Verbrennung fossiler Energieträger in der EU im Jahr 2018 gegenüber dem Vorjahr um 2.5 Prozent gesunken sind. In der Mehrheit der EU-Mitgliedstaaten haben sich die CO2-Emissionen im vergangenen Jahr verringert. CO2-Emissionen tragen wesentlich zur globalen Erwärmung bei und machen rund 80 Prozent der gesamten EU-Treibhausgasemissionen aus. Sie werden von etlichen Faktoren, wie etwa klimatischen Bedingungen, wirtschaftlichem Wachstum, der Bevölkerungsgrösse sowie Verkehrs- und Industrieaktivitäten, beeinflusst. Es sei ebenfalls zu berücksichtigen, dass Einfuhren und Ausfuhren von Energieprodukten eine Auswirkung auf die CO2-Emissionen des Landes haben, in dem fossile Energieträger verbrannt werden. Werde beispielsweise Kohle importiert, folge daraus ein Anstieg der Emissionen. Hingegen habe die Einfuhr von Elektrizität keine unmittelbaren Auswirkungen auf die Emissionen des einführenden Landes.

Die chinesischen Kohleimporte haben sich im April auf 25.3 Millionen Tonnen belaufen. Wie die Nachrichtenagentur Reuters unter Hinweis auf chinesische Zolldaten mitteilte, lag die Einfuhr damit um 13.6 Prozent höher als im gleichen Vorjahresmonat. Im Zeitraum Januar bis April beliefen sich die Importe demnach auf 99.93 Millionen Tonnen, ein Plus von 1.7 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Marktbeobachter führen den Anstieg der Einfuhr im April auf das Auffüllen von Lagerbeständen durch Kraftwerke zurück. Diese rüsteten sich für die Elektrizitätsverbrauchsspitzen im Sommer.

Österreich hat beim EU-Gipfel in Rumänien einen Beitritt, zu einer von Frankreich vorgeschlagenen Klimainitiative, abgelehnt. Er werde das Vorhaben nicht unterstützen, „weil wir den Weg, auf Atomkraft zu setzen, für vollkommen falsch erachten“, sagte Österreichs Kanzler Sebastian Kurz am Donnerstag im rumänischen Sibiu (Hermannstadt). Sein Land wolle im Kampf gegen den Klimawandel auf erneuerbare Energien setzen und nicht auf Atomenergie. Acht EU-Länder unter Führung Frankreichs hatten vor dem Gipfel dazu aufgerufen, den Klimaschutz zum Kernaspekt der EU-Strategie bis 2024 zu machen. Die Unterzeichner fordern sofortige Schritte, um den Ausstoss an Treibhausgasen spätestens bis zum Jahr 2050 auf netto null zu senken. Künftig sollen demnach 25 Prozent der EU-Ausgaben dazu genutzt werden, um dieses Ziel zu erreichen. Unterzeichnet haben das Vorhaben bisher neben Frankreich auch Belgien, Dänemark, Luxemburg, die Niederlande, Portugal, Schweden und Spanien. Frankreichs Präsident Emmanuel Macron bedauerte in Sibiu, dass Deutschland bisher nicht dazugehöre. Er sei aber überzeugt, dass Deutschland sich letztlich anschliessen wird

Saudi-Arabien wird auch im Juni weniger Öl produzieren als laut Kürzungsabkommen erlaubt ist und zudem weniger als die erlaubte Menge von 7 Millionen Barrel pro Tag exportieren. Damit würde sich das Land dem Druck aus Washington widersetzen, für eine Verminderung des Ölpreises zu sorgen. US-Präsident Donald Trump hatte erklärt, er habe Saudi Arabien und die OPEC aufgefordert, die Preise zu senken, ohne jedoch Details zu nennen. Trotz der erwähnten Einschränkungen könne Saudi Arabien neue Kundenanfragen befriedigen. Diese kämen oftmals von Ländern, die bislang infolge von Ausnahmeregelungen bei den US-Sanktionen Rohöl aus dem Iran bezogen hätten.

Seit sich US-Präsident Donald Trump und EU-Kommissionspräsident Jean-Claude Juncker Ende Juli vergangenen Jahres geeinigt haben, dass die EU-Staaten möglichst mehr Flüssigerdgas (LNG) aus den USA kaufen sollen, ist die EU-Importmenge von US-Flüssigerdgas um 272 Prozent gestiegen. Im März hat das Handelsvolumen mit über 1.4 Milliarden Kubikmetern ein monatliches Rekordniveau erreicht. Bei einem EU-US-Energieforum in Brüssel wird darüber gesprochen, wie sich die Importmenge weiter steigern liesse. Dabei geht es um möglicherweise nötige neue Infrastruktur für die Verflüssigung und Wiederverdampfung, um Leitungsnetze und um Geschäftsmodelle und Finanzinstrumente. Donald Trump will die US-Handelsbilanz mit der EU unbedingt verbessern. Er erklärte sich beim Treffen mit Juncker im Juli 2018 bereit, auf die angedrohten Strafzölle auf EU-Autos vorerst zu verzichten und über Handelserleichterungen für Industriegüter zu verhandeln. Parallel üben die USA Druck auf die EU aus, ihre Pipelinekapazitäten für den Import von Erdgas – vor allem aus Russland – nicht auszuweiten. Die EU spricht von Reservekapazitäten für den LNG-Import von rund 150 Milliarden Kubikmetern. Derzeit sind neue Terminals auf den Inseln Krk (Kroatien), Teneriffa und Gran Canaria (Spanien) im Bau, die 2021 bis 2022 betriebsbereit sein sollen. Auf einer Liste stehen weiter Terminals in Zypern, Schweden, Irland, Polen und Nordgriechenland.

Die ersten drei Monate des Jahres 2019 dürften für die Windkraft an Land das mit Abstand ausbauschwächste erste Quartal in diesem Jahrtausend sein. Lediglich 41 Windenergieanlagen gingen von Januar bis März deutschlandweit ans Netz. Damit liegt der Zubau fast 90 Prozent unter dem Niveau des jeweils ersten Quartals in den vorangegangenen drei Jahren. Der Einbruch ist der vorläufige Tiefpunkt einer bereits seit einem Jahr stark rückläufigen Ausbauentwicklung, die sich von Quartal zu Quartal zugespitzt hat. Verursacht wurde die Entwicklung nach Angaben des Bundesverbands Windenergie (BWE) durch Deckelung der Zubaumengen im Ausschreibungsverfahren sowie durch Fehlsteuerungen im Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) 2017. Nach jetziger Datenlage ist kaum davon auszugehen, dass die Zuschläge aus dem Jahr 2017 tatsächlich zeitnah umgesetzt werden. Bisher konnten erst 167 MW der Bürgerenergieprojekte nach Definition des EEG 2017 eine Genehmigung nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz erhalten. Zuschläge in Höhe von 2‘500 Megawatt drohen wertlos zu verfallen. Die Politik ist nun gefordert zu klären, wie die verlorenen Mengen auf dem Ausbaupfad bis 2030 aufgefangen werden können. Die restriktiven und umfangreichen Genehmigungsverfahren, in den derzeit über 10‘000 MW potenzielle Windenergieleistung feststecken, müssen laut BWE dringend beschleunigt werden. Fehlende Genehmigungen und unzureichende Rechtssicherheit der ausgestellten Genehmigungen stellen die Erreichung der politisch definierten Ausbauziele in Frage.

Analysten sehen das beendete Compliance-Geschäft per Ende April und die damit geringere Nachfrage als Mitauslöser für den leichten Preisrückgang beim CO2. Viele Marktteilnehmer dürften nun erst einmal abwarten, wie sich der Markt weiterentwickelt. Bis zu den Europawahlen vom 23. bis 26. Mai 2019 sind jedoch erst einmal mit niedrigeren täglichen Preisspannen und eher geringen Handelsvolumen zu rechnen.

Das Atomkraftwerk Leibstadt unweit der deutsch-schweizerischen Grenze produziert nach einer automatischen Abschaltung wieder Strom. Das Kernkraftwerk ist seit Freitag, 06:00 Uhr, wieder am Netz. Das Kraftwerk hatte sich am letzten Mittwochabend automatisch abgeschaltet, weil eine fehlerhafte Druckmessung zu einer Störung am Vordruckregler geführt hatte. Die Druckmessung konnte noch in der Nacht auf Donnerstag repariert werden.

Der Chef der Internationalen Energieagentur (IEA), Fatih Birol, hat einen weltweiten Fonds zur Finanzierung eines Kohleausstiegs in Schwellenländern gefordert. „Wir müssen einen Finanzierungsmechanismus schaffen, um diese Länder dafür zu kompensieren, dass sie diese Kraftwerke früher vom Netz nehmen“, sagte Birol. Eine konkrete Summe für einen solchen Fonds nannte er nicht - „aber es werden Billionen von US-Dollar sein“. Die benötigte Summe sei „mehr, als jemand tragen kann, dafür brauchen wir einen globalen Finanzierungsmechanismus“. Ohne einen solchen Anreiz würden diese Länder nicht aus der Kohle aussteigen. Der IEA-Chef lobte den deutschen Kohleausstieg als ein gutes Beispiel. Dies müsse erweitert werden, „aber ohne negative ökonomische Konsequenzen für die armen Länder der Welt“. In Deutschland redet man von etwa 40 Gigawatt Kraftwerksleistung, die stillgelegt werden sollten, sagte Birol. In Asien gehe es um 2‘000 Gigawatt, und die Kohleflotte dort könne im Normalfall noch 40 Jahre laufen. „Wenn wir so weitermachen wie bisher, können wir den Klimazielen auf Wiedersehen sagen“, warnte Birol.

Die USA gehen noch massiver als bislang gegen das iranische Ölgeschäft vor. Ausnahmeregelungen, die einigen Ländern bislang weiterhin den Import iranischen Öls erlaubten, werden Anfang Mai beendet, wie das Weisse Haus letzte Woche mitteilte. Teheran bezeichnete das US-Vorgehen als „illegal“, scharfe Kritik kam auch aus der Türkei. Durch Beendigung der Ausnahmeregelungen solle erreicht werden, dass die iranischen Ölexporte „auf Null“ sänken, erklärte das Weisse Haus. Die Regierung in Teheran solle so ihre wichtigste Einnahmequelle verlieren. Die Regierung von Präsident Donald Trump hatte im November Sanktionen gegen die iranische Öl- und Bankenbranche verhängt. Betroffen sind davon auch Unternehmen aus Drittstaaten, die in den sanktionierten Bereichen mit dem Iran Geschäfte machen. Die EU hat die Ankündigung der US-Regierung bedauert, bisher geltende Ausnahmeregelungen für Ölgeschäfte mit dem Iran zu beenden. Die Entscheidung erhöhe das Risiko, die Umsetzung des 2015 mit Teheran geschlossenen Atomabkommens „weiter zu untergraben“, sagte eine Sprecherin der EU-Kommission. Sie bekräftigte, die EU werde sich weiter an das Atomabkommen halten, solange Teheran seinen Verpflichtungen aus der Vereinbarung nachkomme. Der US-Präsident versicherte unterdessen, dass die Ausfälle in der Ölversorgung aus dem Iran leicht durch Saudi-Arabien und andere Mitglieder der Organisation Erdöl exportierender Staaten (OPEC) kompensiert werden könnten. Diese Lieferanten würden „die Differenz im Ölfluss mehr als ausgleichen“, erklärte der US-Präsident über Twitter. Riad sagte bereits zu, den Ölmarkt zu „stabilisieren“. Saudi-Arabien werde sich mit anderen Staaten koordinieren, um eine „angemessene Versorgung der Verbraucher sicherzustellen“, erklärte Energieminister Chalid al-Falih. Die irakische Regierung zeigte sich bereit, ihre Ölexporte um 250‘000 Barrel pro Tag zu steigern.

Gemäss den Zahlen des Schweizer Bundesamts für Energie (BFE) haben die Schweizer mit 57.6 Milliarden Kilowattstunden (kWh) im Jahr 2018 um 1.4 Prozent weniger Strom verbraucht als im Vorjahr. Obwohl wichtige Einflussgrössen wie die Wirtschafts- und Bevölkerungsentwicklung verbrauchssteigernd wirkten, sank der Stromverbrauch. Grund für den Rückgang sind zum einen die geringere Anzahl der Heizgradtage sowie zum anderen Effizienzsteigerungen. Die Stromproduktion ist 2018 um 9.9 Prozent auf 67.5 Milliarden kWh gestiegen. Mit 55.4 Prozent hatten die Wasserkraftwerke den grössten Anteil an der Stromerzeugung, gefolgt von den Kernkraftwerken mit 36.1 Prozent. Die verbleibenden 8.5 Prozent wurden von konventionell-thermischen und erneuerbaren Anlagen produziert. Die Produktion der Schweizer Atomkraftwerke ist damit im Vergleich zum Vorjahr wieder um 25.5 Prozent auf 24.2 Milliarden kWh angestiegen. Grund für das Plus ist die Wiederinbetriebnahme des Kernkraftwerks Beznau 1 sowie die höhere Verfügbarkeit des Kernkraftwerks Leibstadt. 2018 lag die Verfügbarkeit des schweizerischen Kernkraftwerkparks bei 83.9 Prozent.

Frankreich plant möglicherweise eine Wiederverstaatlichung des Atomkraftgeschäfts von EDF. Wie die französische Zeitung „ Le Parisien“ berichtet, erwägt Präsident Macron grünes Licht für zumindest eine teilweise Wiederverstaatlichung der Kernaktivitäten des Energiekonzerns EDF zu geben. Ziel sei es, das finanzielle Risiko der Atomkraft einzugrenzen und die Strompreise von EDF besser zu kontrollieren. Dabei wurde der EDF-Konzern erst 2004 im Zuge der Öffnung der Energiemärkte teilprivatisiert. Der Staat hat heute immer noch einen Anteil von 83.7 Prozent an dem Energieversorger. Der Elysée-Palast hat auch die Schulden des Konzerns im Blick. Durch eine Verstaatlichung könnten die Schulden von 37 Milliarden Euro abgebaut werden. Allerdings käme die Verstaatlichung der Kernenergie der öffentlichen Hand teuer zu stehen. Daher werde keine vollständige Verstaatlichung von EDF angestrebt, zumindest nicht in Kürze. Bei einem geschätzten Börsenwert von 38 Milliarden Euro müsste der Staat etwa sechs bis acht Milliarden Euro aufwenden, um die Anteile des Stromkonzerns zurückzukaufen. Am 28. Mai, wenn der Strategieausschuss von EDF zusammenkommt, könnte über das Vorhaben beraten werden. Laut Zeitung muss das Projekt noch in diesem Jahr abgeschlossen werden.

Der Strommarkt zeigt sich in den Wochen vor und nach Ostern relativ impulslos. Viele Handelstische sind in den verkürzten Wochen unbesetzt. Hinzu kommt auch die Ruhe an den umliegenden Märkten. Nachdem sich die Aufregung um den Brexit gelegt hat und der Austrittstermin Grossbritanniens aus der EU verschoben wurde, liefert der CO2-Markt derzeit etwas weniger Impulse. Das gleiche gilt auch für den Kohlemarkt, der sich nach der jüngsten Rally beruhigt hat und nun vor deutlich eingetrübten Aussichten steht. Die langsam aber stetig steigenden Rohölpreise könnten den Gaspreisen noch etwas Unterstützung bieten, das ist aus Sicht von Marktteilnehmern aber eher eine längerfristige Perspektive. Kurzfristig drückt das Wetter auf die Spotpreise am Gasmarkt. Temperaturen 3 bis 4 Grad über dem saisonalen Durchschnitt sorgen für einen geringeren Heizbedarf. Hinzu kommt die weiterhin gute Versorgungslage.

Das am Montagabend in der weltberühmten Kathedrale Notre-Dame in Paris ausgebrochene Feuer sei mittlerweile unter Kontrolle und teilweise gelöscht, so französische Medien unter Berufung auf Behördenangaben. Obwohl Hunderte von Feuerwehrleuten vor Ort versuchten, dem Grossbrand und den Flammen Herr zu werden, konnten sie ins Innere der Kirche nicht vordringen und müssten sich darauf beschränken, das Feuer von aussen zu bekämpfen. Grosse Teile des Dachstuhls wurden bei dem Brand zerstört, der kleine Spitzsturm in der Mitte des Daches brach zusammen. Dennoch konnten die Grundfassade sowie die beiden weltbekannten Haupttürme gerettet werden. Zuvor habe bei der Feuerwehr darüber Skepsis geherrscht, ob die Kathedrale überhaupt noch gerettet werden könne. Kurz vor Mitternacht habe es dann eine Entwarnung gegeben, wonach die Gebäudestruktur wohl gerettet und die Kathedrale in ihrer Gesamtheit bewahrt ist. Laut Medienberichten wurde ein Feuerwehrmann bei den Löscharbeiten schwer verletzt. Unklar ist allerdings nach wie vor, wie es zu dem verheerenden Brand kam. Vermutet wird ein Zusammenhang mit den Bauarbeiten im Zuge der gegenwärtigen Restaurierung. Die Pariser sind geschockt, die ganze Welt trauert und zeigt Mitgefühl mit den Franzosen, Frankreichs Präsident Emmanuel Macron verspricht einen schnellen Wiederaufbau und versucht damit, ein wenig Hoffnung und Zuversicht zu verbreiten. Inzwischen hat die französische Kulturerbe-Stiftung „Fondation du Patrimoine“ einen internationalen Spendenaufruf für den Wiederaufbau der Pariser Kathedrale gestartet und die französische Milliardärsfamilie Pinault wolle 100 Millionen Euro bereitstellen, damit Notre-Dame aus der Asche wiedergeboren werden könne. Die Kathedrale Notre-Dame ist das wichtigste Wahrzeichen Paris und das wohl berühmteste gotische Bauwerk der Welt. Mit über 14 Millionen Besuchern/Gästen jährlich ist sie zudem das am stärksten besuchten Monument Frankreichs und sogar Europas.

Das lange Ende des Strommarktes folgt dem Auf und Ab am Zertifikatemarkt. Die Terminnotierungen gingen in allen Frontkontrakten nach oben, wobei der Swiss-Baseload 2020 am kräftigsten nach oben drängte. Hauptgrund für die höheren Notierungen am Schweizer Strommarkt war die Entwicklung bei den CO2-Emissionsrechten. Der im Dezember 2019 fällige EUA-Future legte in der Vorwoche weiter zu. Seit dem Tief am 2. April bei 21.00 Euro je Tonne stieg er in der Spitze am vergangenen Freitag auf 27.85 Euro, was einem Plus von 32.6 Prozent entspricht. Allerdings setzten dann auch Gewinnmitnahmen ein, aber mit 26.58 Euro blieb im Wochenvergleich noch immer ein kräftiger Anstieg um 8.0 Prozent. Den Treibstoff für die Rallye bei den EUA-Futures lieferte weiterhin die Politik. Zum einen hatte auch das Oberhaus dem Gesetz zugestimmt, dass die Regierung mit dem Antrag auf eine Fristverlängerung den harten Brexit vermeiden soll. Theresa May hatte auch eine Verlängerung beantragt. Die EU hat eine Aufschiebung bis zum 31. Oktober gewährt, was allerdings bedeutet, dass das UK an den Wahlen zum EU-Parlament teilnehmen müsste, sollte nicht zuvor dem ausgehandelten Vertrag zugestimmt werden. Theoretisch ist das Risiko eines harten Brexit noch nicht vom Tisch. Aber die Märkte gehen davon aus, dass das UK länger im EU-ETS bleiben wird. Somit benötigen die britischen Unternehmen auch weiterhin CO2-Emissionsrechte und es dürfte so schnell nicht zu einem Ausverkauf kommen. Eindeckungen von Leerverkäufen bei den EUA-Futures haben deshalb zu einem neuen Jahreshoch geführt, das auch über dem Hoch des Vorjahres lag. Mit höheren Notierungen für die erforderlichen CO2-Emissionsrechte steigen aber auch die Kosten der Stromproduktion, was sich letztlich in den höheren Terminnotierungen niedergeschlagen hat.

Der regulierte Marktplatz Powernext hat ein Auktionssystem für Herkunftsnachweise aus Frankreich entwickelt. Wie Powernext mitteilte, sollen die Versteigerungen im September starten. Bereits im August 2018 hatte die französische Regierung den Marktplatzbetreiber als einzige Institution für das Auktionssystem benannt und zugleich dessen Mandat zur Verwaltung der nationalen Registratur für die Nachweise ausgeweitet. Der Umfang der Versteigerungen wird vom französischen Umweltministerium vorgegeben, das auch als einziger Verkäufer auftritt. Das theoretische Maximum des Angebots bemisst sich laut Angaben von Powernext aus dem Gesamtangebot an erneuerbarer Energie, die von Einspeisetarifen und Marktprämien profitiert und beträgt annähernd 40 bis 40 Terawattstunden pro Jahr. Die kleinste handelbare Einheit beträgt eine Megawattstunde, was einem Herkunftsnachweis entspricht. Als Käufer treten unter anderem Marktteilnehmer auf, die ihren eigenen Kunden Grünstrom anbieten wollen.

Gemäss dem französischen Wirtschafts- und Finanzminister Bruno Le Maire kann EDF den neuen Atomreaktor Flamanville 3 möglicherweise erst 2020 in Betrieb nehmen. Die französische Atomaufsichtsbehörde ASN hatte bereits Ende Januar angekündigt, dass es Probleme mit Schweissnähten gibt, die zu einer Verschiebung der Inbetriebnahme führen könnten. Die Behörde will im Mai darüber entscheiden, ob die Reparaturpläne von EDF für eine erste Beladung mit Brennstoff im vierten Quartal 2019 ausreichen. Der Übertragungsnetzbetreiber RTE hat EDF aufgefordert, spätestens bis zum Juli dieses Jahres Klarheit in seine weitere Planung zu bringen. RTE verweist in diesem Zusammenhang auf die gesetzliche Verpflichtung des Energieversorgers, alle verfügbaren Informationen zur Verfügung zu stellen. Demnach führt der geplante Kohleausstieg Frankreichs bis 2022 nicht zu einer Gefährdung der Versorgungssicherheit – allerdings unter bestimmten Voraussetzungen, zu denen auch die Inbetriebnahme von Flamanville 3 gehört. Sollte diese sich deutlich verzögern, sieht RTE Gefahren für die Versorgungssicherheit.

Nach ersten Schätzungen von Reuters ging die Ölproduktion der OPEC um rund 300‘000 Barrel pro Tag im März weiter zurück. Insbesondere Saudi-Arabien hat die Förderung nochmals kräftig reduziert. Hinzu kommen die unfreiwilligen Einschränkungen aufgrund von US-Sanktionen gegen Iran und Venezuela. Dazu befürchtet der Markt neuerliche Angebotsausfälle in Libyen. Aber auch Russland hat die Ölförderung weiter gesenkt. Während die OPEC die Produktionskürzungen zu 135 Prozent übererfüllen, ist Russland noch vom Ziel entfernt. Aber dies soll im April mit weiteren Kürzungen erreicht werden. Für Erstaunen sorgt allerdings die US-Regierung. Während US-Präsident Donald Trump die OPEC abermals in einem Tweet zu Produktionserhöhungen aufforderte, um die Ölpreise wieder zu drücken, führe sein Vizepräsident Mike Pence aus, dass die Ölpreise niedrig genug seien, um die Sanktionen gegen Venezuela und Iran im Mai zu verstärken.

Der massive Preisanstieg im CO2-Markt geht in erster Linie auf politische Entwicklungen zurück. Den Zündfunken für die Kursrakete lieferten die Entwicklungen in England um Brexit. So ging Theresa May nun auf die Oppositionspartei Labour zu, um einen Kompromiss für einen geordneten Austritt aus der EU zu erreichen. Ferner stimmte das Unterhaus für ein Gesetz, nachdem die Regierung eine Verlängerung des Austrittstermins beantragen muss, um einen harten Brexit zu vermeiden. Dieses Gesetz bedarf aber noch der Zustimmung des Oberhauses, um für die Regierung bindend zu werden. Insgesamt sieht der Markt das Risiko eines harten Brexit schwinden. Dies bedeutet dann auch, dass das UK weiter Mitglied im EU-ETS bleiben wird und somit die britischen Unternehmen ihre CO2-Emissionsrechte weiter benötigen und damit den Markt nicht kurzfristig überfluten dürften. Eindeckungen von Short-Positionen haben dann noch den Preisanstieg verstärkt.

Überwiegend fester hat sich der europäische Gasmarkt präsentiert. Grund für den Preisanstieg war laut Marktteilnehmern unter anderem das Wetter. Zwar sind die Temperaturen derzeit etwas höher als der saisonale Durchschnitt, der Start in den April soll aber deutlich kälter ausfallen. Das amerikanische und das europäische Wettermodell stellen etwa ab dem 03. April eine Phase mit Temperaturen unter dem saisonüblichen Mittel in Aussicht, die laut dem längerfristig orientierten US-Modell auch etwa eine Woche anhalten soll. Es ist allerdings davon auszugehen, dass es sich nach dem starken Abverkauf zuvor nur um eine Gegenbewegung handelt. Eine Umkehr des Abwärtstrends ist nicht zu erkennen – vielmehr gehen Marktteilnehmer für die nächsten Tage von einer Seitwärtsbewegung aus und mittelfristig von einem weiteren Preisrückgang, vor allem wenn es im Mai deutlich wärmer wird. Die Auslastung der Gasspeicher in Deutschland liegt aktuell bei 52.4 Prozent. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres lag die Kapazitätsauslastung bei 14.5 Prozent. Dies bedeutet, dass in der Sommersaison weitaus weniger Gas als 2018 für das Auffüllen der Speicherbestände benötigt wird. Unter diesen Aussichten ist also zu erwarten, dass die Gaspreise für die Monatskontrakte im Sommer, insbesondere für das dritte Quartal, wohl das Jahrestief noch nicht erreicht haben.

Die Kohle steht weiterhin unter Druck. Diese Entwicklung kommt nicht unerwartet, denn Kohle ist für die Stromproduktion nicht profitabel, sodass die Notierungen weiter nachgeben müssen, um mit Gas konkurrieren zu können. Zwar sind die Dirty Dark Spreads beim deutschen Kalenderjahr noch positiv. Berücksichtigt man aber auch die Kosten für die erforderlichen CO2-Emissionsrechte, sind die Clean Dark Spreads beim Frontmonat und Frontquartal bereits deutlich im Minus. Die negativen Clean Dark Spreads sprechen dafür, dass die Kohlepreise in den kommenden Wochen weiter unter Druck bleiben könnten.

Die EU-Kommission hat am 1. April traditionsgemäss die verifizierten Emissionsdaten für das Jahr 2018 veröffentlicht. Brüssel veröffentlicht dabei nach Ländern geordnet die Angaben aller Anlagen, die ihre verifizierten Emissionen gemeldet haben. Eine Auswertung durch die Kommission findet dabei nicht statt. Refinitiv, der Research-Arm der Nachrichtenagentur Reuters, kommt auf einen Rückgang von 4.2 Prozent und Emissionen von 1‘679 Millionen Tonnen im Jahr 2018. Demnach sank die Menge der Emissionen binnen Jahresfrist um 73 Millionen Tonnen. Im Strom- und Wärmesektor summierten sich die Emissionen auf 893 Millionen Tonnen. Dies sind 61 Millionen Tonnen oder 6.4 Prozent weniger als im Jahr zuvor. Die Preisrallye im vergangenen Jahr brachte den Brennstoffwechsel in Schwung, was zu sinkenden Emissionen führte. Der Durchschnittspreis von 16 Euro je Tonne CO2 hat den Brennstoffwechsel von Kohle zu Gas ausgelöst und zu einem Sinken der Emissionen geführt. Im Wärmesektor hätten die guten Bedingungen der Wasserkraft dazu beigetragen, dass weniger CO2 in die Atmosphäre gelangte. In der Industrie waren die Emissionen um 1.5 Prozent oder 12 Millionen Tonnen rückläufig.

Der Strompreis, egal ob am Spot- oder am Terminmarkt, hängt von unterschiedlichen Faktoren ab. Neben der erwarteten Stromnachfrage und der verfügbaren Kraftwerkskapazität spielen aktuelle Entwicklungen auf den Kohle-, Gas- und CO2-Emissionsmärkten sowie ihre Rückwirkungen auf den verwendeten Preisbildungsmechanismus eine bedeutende Rolle im europäischen Stromerzeugungssystem. Als Merit-Order wird die Einsatzreihenfolge der stromerzeugenden Kraftwerke nach ihren Grenzkosten in der Energiewirtschaft bezeichnet, um die wirtschaftlich optimale Stromproduktion zu gewährleisten. Beginnend mit den niedrigsten Grenzkosten werden solange Kraftwerke mit höheren Grenzkosten hinzugenommen, bis eine gegebene Stromnachfrage befriedigt ist. Alle zur Deckung der gesamten Stromnachfrage aufgeschalteten Kraftwerke erhalten dieselben Grenzkosten als Strompreis gezahlt. Das Merit-Order-Modell ist ein Preisbildungsmechanismus für die kurzfristige Kraftwerkseinsatzplanung und -vermarktung, ähnlich wie der Markträumungspreis an der Strombörse, der sich an der Schnittstelle zwischen Angebots- und Nachfragekurve ergibt. Als Grenzkraftwerk wird demnach das jeweils teuerste Kraftwerk genannt, das gerade noch benötigt wird, um die Stromnachfrage zu decken. Zeitlang galten Steinkohlekraftwerke in Deutschland, dem Leitmarkt für Strom im nordwestlichen Europa, als diejenigen Grenzkraftwerke in der Merit-Order, die die Preise setzten. Aufgrund sinkender Förderkosten und eines chronischen Überangebots am Weltmarkt sind die Kohlepreise seit Jahren kontinuierlich zurückgegangen. Die aktuell wetterbedingte Abschwächung der Kohlenachfrage in Europa setzt die Kohlepreise noch weiter unter Druck. Dieser Abwärtstrend wird sicherlich noch eine Zeit lang erhalten bleiben.

„Clean Dark Spread“ und „Clean Spark Spread“ sind Messgrössen für die Wirtschaftlichkeit eines konventionellen Kohle- bzw. Gaskraftwerkes. Sie stellen die jeweils theoretische Bruttomarge dar, die aus dem Verkauf einer Einheit Strom, dem Kauf einer Einheit Kohle (bzw. Gas) und dem entsprechenden Verschmutzungsrecht resultiert, die zur Produktion erforderlich ist. Neben Steinkohlekraftwerken stellen Gas- und Dampfkraftwerke (GuD) wichtige Technologien zur Stromproduktion im Grund- und Mittellastbereich des deutschen Stromerzeugungssystems dar. Das mildere Wetter und die anhaltenden LNG-Importe bei vergleichsweise hohen Speicherbeständen belasten die Preise bei Erdgas im nordwestlichen Europa in allen Lieferfristen. Aufgrund der stärkeren Verluste beim Erdgas kommt es nun unter Berücksichtigung des aktuellen CO2-Emissionspreises zu einem sogenannten „Fuel Switch“, also einer Verdrängung von Kohlekraftwerken durch Gaskraftwerke in der Stromerzeugung. Ein Umstieg von Kohle zu Gas kommt vor allem dann zustande, wenn durch eine Veränderung des Erdgas-, Kohle- und CO2-Preises die marginalen Erzeugungskosten (auch Grenzkosten genannt) des Gaskraftwerkes unter die des Kohlekraftwerkes fallen und somit die kostengünstigeren Gaskraftwerke die teuren Kohlekraftwerke in der Merit-Order verdrängen. Da Steinkohle- und Gaskraftwerke verschiedene Wirkungsgrade haben und somit mit unterschiedlichen Grenzkosten an der Stromerzeugung partizipieren, gibt es durch Variationen der Brennstoff- sowie CO2-Preise unter Berücksichtigung der Emissionsfaktoren der jeweiligen Kraftwerkstechnologie unterschiedliche Kombinationen, welche einen „Fuel Switch zwischen Steinkohle- und Gaskraftwerken bewirken können.

Der von Theresa May mit der EU ausgehandelte Deal scheint endgültig gescheitert zu sein und ein Ende der zähen Brexit-Verhandlungen ist nicht in Sicht. Nachdem der Deal vergangene Woche in der zweiten Abstimmung im britischen Unterhaus erneut durchfiel, wird es möglicherweise keine dritte Abstimmung im Parlament geben. Geplant war es von der britischen Regierung, einen weiteren Anlauf zu machen und an diesem Donnerstag ihren mit der EU ausgehandelten Deal dem Parlament noch einmal vorzulegen. Jedoch machte der britische Parlamentspräsident John Bercow der Premierministerin May einen Strich durch die Rechnung und untersagte ihr kurzerhand, ihren Brexit-Deal ein drittes Mal zur Abstimmung zu stellen. Begründet wurde dies mit einem Präzedenzfall aus dem siebzehnten Jahrhundert, wonach ein bereits abgelehntes, unverändertes Gesetzesvorhaben dem Parlament nicht noch einmal wieder vorgelegt werden kann. Die Entscheidung Bercows stösste bei der britischen Presse auf grosses Entsetzen und löste bei den Medien eine Welle der Empörung aus. Auch britische Regierungsvertreter erwarten nun nicht mehr, dass in dieser Woche noch abgestimmt wird. Es bleibt der Premierministerin nur noch die Option, das Austrittsdatum nach hinten zu verschieben und darum will sie laut einem britischen Regierungssprecher den EU-Ratspräsidenten Donald Tusk in einem Brief bitten. Das Schreiben könnte noch an diesem Dienstag oder aber am Mittwoch aufgesetzt werden. Die Führungsspitzen der 27 Mitgliedsstaaten treffen sich an diesem Donnerstag, 21. März 2019 zum EU-Gipfel zusammen, um über die jüngsten Entwicklungen im Anschluss an die Mitteilung des Vereinigten Königreichs gemäss Artikel 50 zu erörtern. EU-Ratspräsident Tusk und Irlands Ministerpräsident Leo Varadkar warten vor dem EU-Gipfel auf Vorschläge Grossbritanniens für den EU-Austrittsaufschub. Laut einem Sprecher Varadkars habe Tusk die Solidarität der übrigen EU-Staaten mit Irland bekräftigt. Es wird erwartet, dass der Antrag der Regierung Mays, falls es denn dazu kommt, zugestimmt wird. Allerdings hat Italiens Regierungschef Giuseppe Conte bereits signalisiert, nur für einen kurzen Brexit-Aufschub zu stimmen, sollte Mays Regierung denn überhaupt eine Verschiebung des Austritts von Grossbritannien aus der EU beantragen. Denn, einen grösseren Zeitrahmen zuzugestehen würde bedeuten, Probleme aufzuschieben, die sich vor Ablauf einer neuen Frist möglicherweise wieder zeigen könnten.

Schweizer Strompreise geben bei der Grundlast in allen Lieferfristen nach. Eine Belastung für die Strompreise ist die Entwicklung bei ARA-Kohle, die um 3.4 Prozent auf 73.50 US-Dollar je Tonne fiel. Die Preise leiden unter dem geringeren Bedarf aufgrund des hohen Beitrags der erneuerbaren Energien zur Stromproduktion und den relativ milden Temperaturen, welche die Stromnachfrage reduzieren. Bei den CO2-Emissionsrechten war in der Vorwoche das dominierende Thema die Abstimmungen im britischen Unterhaus zum Brexit. Zwar wurde der Deal von Theresa May auch nach den Zusatzerklärungen mit einer krachenden Niederlage abgelehnt, aber die Abgeordneten votierten auch gegen einen harten Brexit und für eine Verschiebung des Austritts. Hierzu ist jedoch ein Antrag Grossbritanniens an die EU und die Zustimmung aller anderen 27 EU-Mitglieder erforderlich. Somit verbleibt noch immer ein Restrisiko für einen harten Brexit, kurzfristig allerdings ist das Risiko gesunken, dass britische Unternehmen ihre nicht mehr benötigten CO2-Zertifikate nach dem 29. März 2019 sofort auf den Markt werfen könnten. Aber auf der anderen Seite besteht auch die Gefahr, dass bei einem längeren Verbleib das Vereinigte Königreich auch wieder CO2-Emissionsrechte versteigert und das Angebot somit erhöht. Kurz- bis mittelfristig bleibt der Brexit ein Thema, das zu deutlichen Ausschlägen in beide Richtungen führen könnte.

In dieser Woche stehen im britischen Unterhaus einige Abstimmungen an, die auch massive Auswirkungen auf den Markt für die CO2-Emissionsrechte haben werden. Es zeichnet sich nur ab, dass Premierministerin Theresa May wohl abermals eine Niederlage hinsichtlich ihres Deals zum Ausscheiden aus der EU erleiden wird. Es gibt zwar Gerüchte, dass sich May mit Labour darauf einigen könnte, dass ihr Deal angenommen wird, jedoch in einem zweiten Referendum die Bevölkerung über diesen Austritt oder einen Verbleib in der EU abstimmen soll. Allerdings haben auch Brexit-Hardliner der Premierministerin empfohlen, einen Parlamentsbeschluss zu ignorieren und einen harten Brexit durchzuführen. Dies dürfte zwar von Theresa May nicht befürwortet werden. Dennoch besteht das Risiko, dass es zu einem harten Brexit kommt, falls sich das Parlament nicht auf einen Vorschlag einigen kann und jeder Vorschlag zum Ausscheiden abgelehnt wird. Diese Unsicherheit könnte den Markt für die EUA-Futures auf kurze Sicht bestimmen. Kommt es zu einer klaren Entscheidung, dann dürfte der Markt bei einem zumindest temporären Verbleib im EU-ETS nach oben und bei einem harten Brexit nach unten gehen.

Die USA sind auf dem besten Weg, bis 2021 ein Nettoexporteur von Erdöl zu werden und dürften bald darauf Russland sowie Saudi-Arabien, den derzeit grössten Ölexporteur der Welt, übertreffen. In ihrem jährlich vorgelegten Bericht zum Ölmarktausblick erwartet die Internationale Energie-Agentur (IEA), dass die USA ihre Brutto-Rohölexporte bis 2024 auf 4.2 Millionen Barrel pro Tag verdoppeln werden, während die Gesamtexporte von Rohöl und Raffinerieprodukten 9 Millionen Barrel pro Tag erreichen sollten. Die US-Rohölproduktion, die durch das anhaltende Wachstum des Schieferöls getrieben wird, soll in den nächsten fünf Jahren 70 Prozent des gesamten Anstiegs der globalen Produktionskapazität ausmachen. Der Bericht prognostiziert ebenfalls, dass aus den USA 75 Prozent der Expansion des Flüssiggashandels kommen wird. Gemäss der IEA komme jetzt die zweite Welle der US-Schieferrevolution. Dies werde die internationalen Öl- und Gashandelsströme erschüttern, mit tiefgreifenden Auswirkungen auf die Geopolitik der Energie. Schieferöl steht weitgehend hinter der Ölflut aus den USA, die vor mehr als vier Jahren den Markt überschwemmte, was dazu führte, dass der Ölpreis Ende 2014 von mehr als 100 Dollar pro Barrel auf 30 Dollar fiel. Die US-Schieferölproduktion wuchs 2018 schneller als in den Boomjahren 2011 bis 2014.

Als Wiederaufnahme des Abwärtstrends haben Analysten den aktuellen Rückgang der Kohlepreise bezeichnet. Auslöser der Abgaben sind die schwachen chinesischen Konjunkturdaten und der vor dem Volkskongress abgegebene Wachstumsausblick. Demzufolge erwartet China das niedrigste Wachstum seit fast drei Jahrzehnten. Für die Kohle wird die nächste Unterstützung bei 76 US-Dollar gesehen, danach könnte es zunächst einmal in Richtung 70 Dollar gehen. Die Analysten sehen die Kohle mit 60 Dollar als fair bewertet an.

Die französische Stromproduktion hat 2018 gegenüber dem Vorjahr um 3.7 Prozent auf 549 Terawattstunden zugenommen. Es handelt sich dabei um den stärksten Anstieg seit zehn Jahren. Die erhöhte Stromgewinnung durch Erneuerbare und die Atomkraftwerke sowie der milde Winter führten demnach zu einer Verminderung der CO2-Emissionen um 28 Prozent im Vergleich zu 2017. Die Stromproduktion aus Kohle, Gas und Öl sank um 26.8 Prozent. Demgegenüber wuchs die Produktion von Windstrom um 15.3 Prozent und die Gewinnung von Solarstrom um 11.3 Prozent. Der französische Stromverbrauch blieb 2018 das sechste Mal in Folge mit 747 Terawattstunden stabil.

Für die Tage bis Mitte März geht das US-Wettermodell überwiegend von überdurchschnittlichen Beiträgen des Windes zur Stromgewinnung aus. Die Temperaturen sollen mild bleiben. Erst gegen Ende der genannten Periode prognostiziert das US-Wettermodell für die Schweiz ein Abtauchen der Temperaturkurve unter den saisonalen Durchschnitt. Das Kalenderjahr 2020 ist im Aufwärtstrend. Treiber am Markt waren bisher die festen Notierungen für Emissionszertifikate und für die Kohle. Ausschlaggebend für die ungewöhnlich rasche Erholung von CO2-Notierungen, die am letzten Freitag im Tief bis auf rund 18.50 Euro gefallen waren, sind die Pläne der britischen Regierung für den Fall eines Brexit-Abkommens mit der EU im europäischen Handelssystem bis Ende 2020 zu verbleiben. Zudem plant die britische Regierung, ab 2021 ein eigenes Handelssystem zu etablieren, das jedoch mit dem der EU verbunden sein soll. Die Bewegung, die jetzt in die Brexit-Debatte gekommen ist, lasse es unwahrscheinlicher erscheinen, dass überflüssige Zertifikate aus britischen Beständen den Markt fluten werden. Der Aufschwung verstärkte sich, durch Eindeckungskäufe von Short-sellern, die auf dem falschen Fuss erwischt worden sind. Das Kohlefrontjahr notierte deutlich oberhalb von 80 US-Dollar je Tonne. Vom Gas gingen hingegen keine Impulse aus.

Die französische Nuklearaufsichts­behörde ASN hat dem mehrheitlich staatlichen Versorger EDF mehr Zeit eingeräumt, seine Nuklearanlagen mit Notstrom-Dieselaggregaten zu versehen. Wie die Behörde mitteilte, ist die entsprechende Frist vom 31. Dezember 2018 auf den 31. Dezem­ber 2020 verlängert worden. Für EDF haben sich beträchtliche Probleme während der Bauarbeiten erge­ben. Bereits 2012 hatte die Behörde EDF als Konsequenz aus den Vorfällen in Fukushima angewiesen, diese Die­selaggregate als Absicherung gegen Stromausfälle zu installieren. Der Ver­sorger hatte es jedoch als unmöglich bezeichnet, die Auflage für 54 Reak­toren bis zum Ende der ursprüng­lichen Frist zu erfüllen. Zur Stun­de sind laut ASN nur die beiden Die­selaggregate des Kernkraftwerks Saint-Laurent betriebsbereit.

Der Anteil der thermischen Kohle am chinesischen Energiemix ist 2018 unter 60 Prozent gefallen. Wie berichtet wurde, lag der Anteil der Kohle laut National Bureau of Statistics bei 59 Prozent, nach 60.4 Prozent im Jahr 2017. Dies ist vor allem auf die Bemühungen der Regierung zurückzuführen, vermehrt Energieträger mit geringeren CO2-Emissionen einzusetzen. Insgesamt ist der Kohleverbrauch Chinas jedoch auf Jahressicht um 1 Prozent gestiegen, die Statistikbehörde machte dazu aber keine genaueren Angaben. Erdgas, Atomkraft und erneuerbare Energien hatten einen Anteil von 22.1 (20.8) Prozent am Energiemix der Volksrepublik. Der gesamte Energieverbrauch Chinas ist im vergangenen Jahr unterdessen um 3.3 Prozent auf 4.64 Milliarden Tonnen Steinkohleeinheiten gestiegen.

Für das Frontjahr 2020 bleibt der Trend nach Einschätzung von Händlern eher „bearish“. Die entscheidenden Impulse kommen weiterhin von den Emissionszertifikaten. Diese schafften es am 25.02.2019 zwar zwischenzeitlich knapp über die Marke von 19 Euro je Tonne zu kommen, laut Marktbeobachtern gibt es aber noch einiges an Abwärtspotenzial für den im Dezember 2019 fälligen EUA-Future. Es sei somit kurz- bis mittelfristig auch nicht zu erwarten, dass die Volumina am CO2-Markt nach oben gehen. Angesichts der unklaren Situation beim Thema Brexit zeigen sich viele Marktteilnehmer noch immer abwartend. Auch von den Kohle- und Gaspreisen kam am Montag keine Unterstützung für den Strommarkt. Im Gegenteil: Belastungen für den Strommarkt gingen von den gesunkenen Terminnotierungen beim fossilen Energieträger „Kohle“ aus. Hinsichtlich dessen Preisentwicklung standen in der Vorwoche zwei Länder im Vordergrund. Auf der einen Seite China als weltgrösster Kohleverbraucher und Importeur und auf der anderen Seite Australien als grösster Lieferant von Kohle im pazifischen Becken. Es war bekannt geworden, dass sich die Zeit für das Entladen von Kohlefrachtern von fünf bis 25 Tage auf nun 45 Tage fast verdoppelt hat. Dies lieferte Nährboden für Spekulationen und Gerüchten. So berichteten Medien, dass einige chinesische Kohleimporteure die Bestellungen von Kohle aus Australien aufgrund der langen Entladezeiten eingestellt hätten. Ferner war durch Reuters bekannt geworden, dass die Hafenbehörde in Dalian alle Frachter mit Kohle aus Australien verbannt hätten. Dies führte am asiatischen Kohlemarkt schnell zu Spekulationen, dass politische Spannungen zwischen beiden Ländern der Grund für den angeblichen Bann wäre. Aber beide Regierungen dementierten ein grundsätzliches Importverbot für australische Kohle. Trotz Fortsetzung der Erholung an den europäischen Aktienmärkten sind die Aussichten bei ARA-Kohle weiter nach unten gerichtet.

Erneut hat US-Präsident Donald Trump Kritik an der Förderpolitik des Ölkartells Opec+ geübt. Mit einem Tweet am 25.02.2019 schickte er den Ölpreis auf Talfahrt. Die Nordseesorte Brent verbilligte sich infolgedessen um bis zu 2 US-Dollar auf 65.25 US-Dollar je Barrel, nachdem der Preis zuvor auf bis zu 67.47 US-Dollar gestiegen war. Erst am Wochenende hatte der amerikanische Präsident von „substanziellen Fortschritten“ bei den chinesisch-amerikanischen Handelsgesprächen gesprochen, die Verhängung neuer Zölle gegen chinesische Güter aufgeschoben und damit Rohöl Auftrieb verliehen. Damit sinkt die Wahrscheinlichkeit eines Anstiegs der Importzölle auf chinesische Exporte in die USA von 10 auf 25 Prozent, was wiederum die Wahrscheinlichkeit für eine Erholung des globalen BIP-Wachstums erhöht, was sich positiv auf die Aussichten für die Wachstumsraten des globalen Ölverbrauchs auswirken sollte. Hinzu kommt, dass bei einem Abkommen auch eine Abschaffung der bislang eingeführten Strafzölle in Aussicht gestellt wurde. Dies würde für die Weltwirtschaft wie ein globales Konjunkturprogramm wirken. Diese Aussichten rechtfertigen dann auch einen höheren Preis für Rohöl bereits heute. Seit Jahresbeginn ist der Ölpreis um gut 20 Prozent gestiegen. Hauptgrund ist die Förderbremse der Opec-Staaten und verbündeter Exportländer. Allerdings verknappen auch die US-Sanktionen gegen Iran und Venezuela das Angebot.

Von einigen Analysten wird eine baldige Korrektur bei den Rohölpreisen immer wahrscheinlicher. Mangels unzureichender Umsetzung des Opec-Kürzungsabkommens durch Länder wie Irak und Nigeria, werde Saudi Arabien auf Dauer nicht bereit sein, die Menge zu kompensieren. Gleiches gelte für den Verlust von Marktanteilen an die US-Schieferölproduzenten. Die US-Rohölproduktion liegt mittlerweile bei gut 12 Millionen Barrel pro Tag und damit fast 2 Millionen Barrel pro Tag höher als vor einem Jahr. Damit erreichten die US-Rohölexporte bereits rekordhohe 3.6 Millionen Barrel pro Tag und machen damit der Opec zunehmend Konkurrenz. Ein Risikofaktor für dieses Szenario ist allerdings eine weitere Eskalation in Venezuela.

Bei dem weltweiten Wandel der Energiewirtschaft gibt es drei grosse Herausforderungen: Energie muss verfügbar, bezahlbar und sauber sein. Das sagte Total-CEO Patrick Pouyan­né. China mache bereits 50 Pro­zent des Marktes für erneuerbare Ener­gien in der Welt aus, die USA seien ebenfalls ein sehr grosser Markt, aber derzeit machten erneuerbare Energien nur 5 Prozent der Gesamtproduktion aus, Kohle global immer noch 27 Prozent. Fossile Energieträger blieben auch weiterhin wichtig, um den Ener­giemix zu ergänzen. Aber die Veränderung sei augen­fällig. Aus dem Ölkonzern Total werde ein Unternehmen mit drei Standbeinen: Öl, Gas und Strom. Elektrizität sei die Energie der Zukunft. Nach Ansicht von Pouyanné ist das Hauptrisiko bei Energie die starke Konzentration der Rohstoffvor­kommen. „Nur sechs Länder verfügen über 75 Prozent der weltweiten Ölre­serven. Um das Risiko bei erneuerba­ren Energien zu managen, diversifizie­ren wir dieses Risiko daher geopoli­tisch“, sagte Pouyanné. Auf der ande­ren Seite erforderten Änderungen im Energiemix lange Investitionszyklen. Entscheidungen von heute würden sich frühestens in 15 Jahren aus­wirken. Total werde deshalb auch nicht übereilt aus der Ölproduktion ausstei­gen. Die durch den Klimawandel nötige Umstellung der weltweiten Energiever­sorgung umfasse einen Zeitraum von mindestens zwei Jahrzehnten. Die deutliche Steigerung des Brent-Preises im vergangenen Jahr sei auf geopolitische Spannungen im Nahen Osten und in Nordafrika zurückzufüh­ren.

Rund die Hälfte der von der US-Regierung bekämpften Ostseepipe­line Nord Stream 2 ist nach Anga­ben des Investors OMV bereits fer­tig. Etwa 600 von insgesamt 1‘200 Kilometern zwischen Russland und Deutschland seien verlegt, erklärte der Chef des österreichischen Ener­giekonzerns OMV, Rainer Seele, letzte Woche in Wien. „Wir machen wei­ter wie bisher“, sagte er mit Blick auf den Druck aus Washington. Dort wird eine steigende Abhängigkeit Europas von russischem Gas befürchtet. Die Investoren der Pipeline unter­stellen der US-Seite vor allem Eigen­interesse zur Vermarktung von US-Flüssiggas in Europa. Ein Scheitern des Zehn-Milliarden-Projekts würde das Vertrauen von Investoren in den Standort beschädigen, meinte Seele. An dem Projekt sind acht Investoren beteiligt - darunter auch Shell und die deutsche Wintershall.

Saudi-Arabien und seine Verbündeten am Persischen Golf bieten unter ande­rem Russland eine formale Partner­schaft an. Die von Russland angeführ­te Gruppe aus zehn Ländern soll stär­ker an die OPEC angebunden werden, um an den globalen Ölmärkten mehr Gestaltungsmacht zurück zu erlangen. Eine - jetzt in Aussicht gestellte - Alli­anz würde die OPEC jedenfalls auf völlig neue Füsse stellen. Der Schritt kommt zu einer Zeit, in der die OPEC erheblichen Druck von US-Präsident Donald Trump verspürt, die Ölpreise niedrig zu halten. Zudem schränkt die Förderung der US-Schieferölfirmen die Marktmacht des Ölkartells stark ein. Der Vorschlag zielt darauf ab, die lose Gemeinschaft zwi­schen OPEC-Mitgliedern sowie der von Moskau angeführten Gruppe zu forma­lisieren, zu der unter anderem frühere Sowjetrepubliken gehören. In den ver­gangenen Jahren intensivierten beide Seiten ihre Kooperation. Beispielsweise im letzten Dezember, als sie sich auf eine För­derkürzung verständigten. Gegen eine engere Anbindung wen­den sich der Iran und andere OPEC-Länder, die fürchten von Saudis und Russen zu sehr dominiert zu werden. Riad und Moskau sind die weltgrössten Ölex­porteure. Die OPEC und die Gruppe um Russland werden den Vorschlag wohl Mitte Februar in Wien besprechen. Zugleich hoffen die Minis­ter eine endgültige Vereinbarung, bis zu einem Treffen im April geschmie­det zu haben. Jegliche saudisch-rus­sische Zusammenarbeit wäre eine gute Nachricht für den Ölpreis, der der­zeit über das Niveau von 60 US-Dollar je Fass nicht hinauskommt. Die Sau­dis benötigen zum Beispiel einen Preis von 80 Dollar, um ihr Budget auszuglei­chen. Schon seit Längerem sind die USA wegen Versuchen beider Länder besorgt, die Ölpreise hochzutreiben. Im Dezember hatten es die 14 Mitglie­der starke OPEC und die von Russland dominierte Gruppe geschafft, sich auf eine Förderkürzung um zusam­mengenommen 1.2 Millionen Bar­rel am Tag zu einigen. Damals scho­ben beide Seiten die Frage der künf­tigen Ausgestaltung ihrer Bezie­hungen auf. Schon Ende 2016 hat­ten beide Gruppen kooperiert, um nach einem zwei Jahre währenden Ölpreis-Crash die Preise zu stabili­sieren. Es war die erste solide Alli­anz der Russen mit dem Kartell seit Jahrzehnten. Gemäss dem Vorschlag würde sich die OPEC weiter regel­mässig treffen, um über Fördermen­gen zu sprechen und deren Imp­lementierung mit der Gruppe um Russland zu überwachen. Bisher sieht eine erste Versi­on des Pakts vor, dass die Allianz bis zu drei Jahre lang währt und rechtlich nicht bindend ist. Noch müss­ten Differenzen glatt gebügelt wer­den. Die OPEC sorgt sich wegen eines Zusammenbruchs der Ölpreise, sollte nicht irgendeine Art von Arrangement zustande kommen.

Der Anteil von Strom aus Erneuerbaren Energien in der Europäischen Union ist 2018 erneut gestiegen und erreichte 32.3 Prozent. Das entspricht einer Steigerung von mehr als zwei Prozentpunkten gegenüber dem Vorjahr. Neue Wind-, Solar und Biomassekraftwerke verdrängten die Steinkohle aus dem Strommix – vor allem in Deutschland, Grossbritannien und Frankreich. Gleichzeitig erreichte die Wasserkraftnutzung wieder ihr normales Niveau und reduzierte dadurch die Verstromung von Gas. Infolgedessen sank die gesamte Kohleverstromung in der EU im Jahr 2018 um sechs Prozent und lag damit 30 Prozent unter der Erzeugung von 2012 – der Unterschied zwischen der Nutzung von Steinkohle und der von Braunkohle ist dabei allerdings gross. Die Steinkohleverstromung sank 2018 um neun Prozent und liegt nun 40 Prozent unter dem Niveau von 2012. Dieser Rückgang wird sich fortsetzen, da drei Viertel der Steinkohleverstromung in der EU in Ländern erfolgen, in denen inzwischen Pläne für den Ausstieg aus Kohle vorgelegt wurden. Auf Polen entfällt der grösste Teil des verbleibenden Viertels. Die Braunkohleverstromung sank 2018 nur um drei Prozent. Deutschland stand dabei fast für die Hälfte der EU-Braunkohleverstromung. Die andere Hälfte entfällt auf sechs Länder, in denen die Diskussionen über den Ausstieg aus der Braunkohle noch nicht stattfinden. Das geringe Wachstum der Erneuerbaren Energien in diesen Ländern ist ein Grund für die unveränderte Braunkohlenutzung dort. Zwischen 2012 und 2018 sind die jährlichen CO2-Emissionen der europäischen Kohlekraftwerke um 250 Millionen Tonnen gesunken, ohne dass die Emissionen von Erdgaskraftwerken gestiegen sind. Auf die Solarenergie entfielen 2018 vier Prozent des EU-Strommixes, wenngleich ihr Anteil in einigen Ländern auch höher lag. Allerdings beschleunigte sich der Zubau 2018 um 60 Prozent und erreichte fast 10 Gigawatt; bis 2022 könnte er sich auf 30 Gigawatt im Jahr verdreifachen. Grund dafür sind die 2018 abermals gesunkenen Preise für Solarmodule. Trotz des Wachstums der Photovoltaik hat die EU nur einen Anteil von weniger als zehn Prozent am solaren Weltmarkt, der im vergangenen Jahr 109 Gigawatt umfasste.

Die US-Ölsanktionen gegen Venezuela haben mit etwas Verzögerung zu einem Anstieg der Ölpreise geführt. Der dadurch ausgelöste Produktionsrückgang in Venezuela dürfte stärker ausfallen, als die Höhe der wegfallenden Exporte in die USA von rund 500‘000 Barrel pro Tag. Auch andere Käufer dürften davor zurückschrecken, mit dem sanktionierten Ölunternehmen PDVSA Geschäfte zu machen, wollen sie nicht ihre US-Geschäfte aufs Spiel setzen. Als potenzieller Käufer wird China genannt, doch dies würde von US-Präsident Trump als Affront gewertet und die derzeit laufenden Handelsgespräche mit den USA gefährden. Die USA, selbst einer der grössten Ölproduzenten der Welt, haben damit nach dem Iran das zweite grosse Ölland mit Sanktionen überzogen. Auch in Libyen ist die Produktion derzeit eingeschränkt. Das grösste Ölfeld des Landes bleibt nach Angaben der staatlichen Ölgesellschaft NOC solange geschlossen, bis die bewaffneten Gruppen die Besetzung des Feldes beenden.

CO2-Händler befürchteten, dass Unternehmen nach dem Entscheid der Kohlekommission ihre nicht benötigten CO2-Emissionsrechte auf den Markt werfen und Absicherungsgeschäfte auflösen könnten. Diese Ängste scheinen jedoch wenig rational begründet zu sein. Die Laufzeit für das Ende der Kohle bei der Stromproduktion in Deutschland ist insgesamt sehr lang bis 2038. Über fast 20 Jahre lässt sich der Bedarf jedoch nur mit erheblichen Unsicherheiten schätzen. Es ist deshalb keine kluge Strategie, jetzt CO2-Emissionsrechte zu verkaufen in Erwartung, dass in 15 bis 20 Jahren weniger Bedarf besteht. Zudem sind Absicherungen über einen solch langen Zeitraum selten. Stromproduzenten sicheren selbst den Preis für ihre erzeugten Mengen nur für einen Zeitraum von wenigen Jahren ab. Ferner kann Deutschland auch die Volumina bei den Auktionen von CO2-Emissionsrechten entsprechend der Stilllegungen von Kohlekraftwerken reduzieren, um einen Einbruch der Preise zu verhindern.

Die Kohlekommission hat sich nach 21-stündigen Verhandlungen darauf geeinigt, dass in Deutschland die letzten Kohlekraftwerke im Korridor zwischen 2035 und 2038 vom Netz gehen. Das Ende der Verfeuerung von Kohle zur Stromerzeugung kommt damit einerseits später als es die in dem Gremium vertretenen Umweltverbände gefordert hatten, die den Ausstieg zum Schutz des Klimas um das Jahr 2030 vollenden wollten. Andererseits ist es aber früher als es die Bundesländer mit Braunkohleförderung verlangt hatten, die bis zuletzt auf ein Ende Anfang der 2040er Jahre beharrt hatten. Als Erfolg werteten die Klimaschützer, dass es der Bericht als wünschenswert einstuft, dass der Hambacher Forst am gleichnamigen Tagebau des Stromkonzerns RWE stehen bleibt und nicht gerodet werden soll. Die Einigung sieht vor, dass zunächst Braun- und Steinkohlekraftwerke mit einer Leistung von 12.5 Gigawatt bis 2022 stillgelegt werden. Bereits vor der Sitzung hatte sich der Konsens gebildet, wonach die Industrie eine jährliche Ausgleichszahlung erhalten soll. Sie soll nach dem Willen der Kommission von der Bundesregierung einen Ausgleich von 2 Milliarden Euro pro Jahr erhalten. Ebenfalls verständigt hatte sich das Gremium darauf, dass Stromversorger wie RWE, die Lausitzer Leag und Uniper bis 2030 entschädigt werden, wenn sie ihre Kraftwerke vorzeitig abklemmen müssen. Die Energieerzeuger können mit insgesamt 6 Milliarden Euro an Entschädigungen rechnen.

Der geplante Kohleausstieg führt nach einer Analyse von Enervis Energy Advisors zu einem moderaten Anstieg der Börsenstrompreise. Der Jahres-Base-Preis soll nach dem Szenario eines Kohleausstiegs 2038 im Refe­renzjahr 2022 um etwa 2.5 Euro pro Megawattstunde (MWh) über den Pro­gnosen des Referenzpfades ohne Aus­stieg liegen. Wie die Beratungsgesell­schaft weiter mitteilte, wird der Strom­preis für Base 2030 etwa 3.0 Euro je MWh höher sein. Im Mittel der Jahre bis 2040 liege die Preisdifferenz dann bei ungefähr 3.50 Euro. Enervis weist gleichzeitig darauf hin, dass die CO2-Emissionen in diesem Zeitraum spürbar sinken. 2022 wer­den demnach aus der Kohleverstro­mung rund 34 Millionen Tonnen weni­ger emittiert als im Vergleichsszenario. 2030 werden demnach schon 67 Milli­onen Tonnen weniger freigesetzt.

Der am Freitagabend vom Öldienst­leister Baker Hughes veröffentlichte Anstieg der Bohraktivität in den USA hat Rohöl unter Druck gesetzt. Dar­auf haben die Analysten der Com­merzbank hingewiesen. Demnach wur­den in der letzten Woche zehn neue Ölbohrungen aktiviert. Dies war der erste Anstieg nach drei Rückgängen in Folge. In der Vorwoche war die Zahl der Ölbohrungen noch um 21 gefallen, so dass es sich um eine Gegenbewe­gung handeln dürfte. Seit Jahresbe­ginn ist die Zahl der Ölbohrungen um 23 gefallen. Die im vierten Quartal deutlich gesunkenen Preise sorgten ganz offen­sichtlich für Zurückhaltung bei den Schieferölproduzenten, heisst es von den Analysten. Da die Preise seit Jah­resbeginn deutlich gestiegen sind und es einen hohen Bestand an nicht fertig­gestellten Bohrungen gibt, dürfte sich die Bohraktivität rasch erholen. Dies spricht laut Commerzbank gegen einen weiteren Anstieg der Ölpreise. Deutlich fallen dürften die Preise allerdings auch nicht. Denn in Venezuela zeichnet sich keine schnelle Lösung des Macht­kampfes ab.

Der Import von US-LNG nach Europa hat sich in diesem Winter gegenüber dem Vorjahreszeitraum fast verfünffacht. Das berichtet die Nachrichtenagentur Reuters. Demnach sind von Oktober bis Januar 3.23 Millionen Tonnen LNG aus den USA eingeführt worden gegenüber nur 0.7 Millionen Tonnen im Vorjahreszeitraum. Ursache hierfür war den Angaben zufolge eine schwache Nachfrage aus China dank eines bislang milden Winters. Zudem hat China US-LNG-Importe mit einem Zoll von 10 Prozent belegt. US-LNG konkurriert in Europa unter anderem mit Pipeline-Gas aus Russland. Der russische Versorger Gazprom pumpt 145 Millionen Tonnen Gas jährlich nach Europa. Die US-Exporteure hoffen unterdessen auf eine Erholung der asiatischen Nachfrage im Sommer, weil dann der Gasbedarf wegen des Einsatzes von Klimaanlagen steigt.

Die Ablehnung des Brexit-Vertrages durch das britische Unterhaus hatte nicht zu der von Einigen befürchteten Verkaufswelle bei den CO2-Zertifikaten geführt. Händler und Analysten malten für den Fall einer Ablehnung ein tiefschwarzes Bild. Britische Unternehmen würden dann massenhaft nicht benötigte CO2-Emissionsrechte auf den Markt werfen, so dass die Kurse in den Keller gehen würden. Das Gegenteil passierte, Eindeckungskäufe trieben zusammen mit den Folgen der Kältewelle die Preise nach oben. Die Marktteilnehmer scheinen die früheren Sorgen zumindest für den Moment beiseite geschoben zu haben und auf eine Lösung in der Brexit-Frage zu hoffen. Diese Sicherheit könnte sich auch als trügerisch erweisen. Zum Aufatmen ist es noch zu früh, schliesslich ist noch völlig unklar, wie es in der Brexit-Frage weitergeht. Die Märkte können daher keines der denkbaren Szenarien so richtig einpreisen – zumal es bisher auch keine historischen Beispiele gibt.

Bei den Rohölsorten Brent und WTI setzte sich die Erholung nach kurzer Verschnaufpause wieder fort. Unterstützt wird der Preisanstieg von den Produktionskürzungen der OPEC+ und den Monatsberichten der EIA (Energy Information Administration), IEA (International Energy Agency) und der OPEC. Insgesamt haben die drei neuen Berichte dazu beigetragen, dass die Angst vor einer Ölschwemme in diesem Jahr weiter abgenommen hat, was die Preisentwicklung in der vergangenen Woche ebenfalls unterstützte. Laut den Dokumenten wird für das Jahr 2019 eine leicht steigende Ölnachfrage auf ca. 1.5 Mio. Barrel pro Tag erwartet, während die Ölproduktion der OPEC+ dagegen um 1 Mio. Barrel niedriger ausfallen dürfte. Man geht aber davon aus, dass die US-Ölförderung weiterhin der treibende Motor für die internationale Ölproduktion ist. Für dieses Jahr wird ein Anstieg der US-Ölförderung von 10.9 auf 12.1 Mio. Barrel je Tag erwartet.

Die Kapazitätsauslastung der Gasspeicher in Deutschland verringerte sich von 71.7 Prozent auf 69.4 Prozent. Zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres betrug der Auslastungsgrad lediglich 58.1 Prozent. Mit der Kältewelle dürften die Ausspeicherungen zwar steigen, aber die Kapazitätsauslastung dürfte auch in den nächsten Wochen über dem Vorjahreswert bleiben. Denn auch vor einem Jahr wurde Deutschland von einer stabilen Kältewelle im Februar bis in den März hinein überzogen. Setzt sich aber, wie von einigen Wettermodellen prognostiziert, die Kälteperiode bis Ende Februar fort, so dürften die Commodity-Preise weiter steigen. Gleichzeitig soll der polare Einfluss stabil sein, was für ein geringes Windaufkommen spricht. So dürfte für die Stromerzeugung mehr Gas und Kohle eingesetzt werden, was ebenfalls zu höheren Preisen führen könnte.

Bis zum Jahr 2030 soll der deutsche Kohlekraftwerkspark mit derzeit 20 Gigawatt Braunkohle und 23 Gigawatt Steinkohle mehr als halbiert werden. Diese Tendenz zeichnet sich laut einem Bericht der Frankfurter Allgemeinen Zeitung als ein Ergebnis der Kohlekommission ab. Der Endbericht der Kommission soll diesen Freitag beraten werden. Falls zu diesem Zeitpunkt keine Einigung erzielt werden kann, ist mit dem 1. Februar ein weiterer Termin vorgesehen. Der Zeitung zufolge, die sich auf Gespräche mit Mitgliedern und im Umfeld der Kommission beruft, sollen zuerst alte Braunkohlekraftwerke im Rheinischen Revier abgeschaltet werden, danach Steinkohlekraftwerke im Nordwesten, später die Braunkohle im Osten und die Steinkohle im Südwesten. Mit den Stilllegungen sollen die damit freiwerdenden Emissionszertifikate gelöscht werden. Geplant sind demnach staatliche Hilfen für neue Gaskraftwerke, um möglichen Versorgungsengpässen zu begegnen. Es ist dem Bericht zufolge wenig wahrscheinlich, dass die Kommission ein festes Datum für den Kohleausstieg nennen wird. Die Mehrheit der Mitglieder sympathisiere mit einem Zeitkorridor, der Mitte der dreissiger Jahre beginne und möglicherweise eine Reserve enthalte, in die ostdeutsche Braunkohlekraftwerke wechseln könnten. Das würde eine Verlängerung bis in die vierziger Jahre möglich machen.

Während das lange Ende des Strommarktes in der dritten Handelswoche im neuen Jahr unter einem schwachen Marktumfeld leidet, belastet das derzeit relativ milde Wetter die Gaspreise in allen Lieferfristen. Bei den ARA-Kohlen gehen die Notierungen nach oben. Emissionszertifikate notieren mit Abgaben. Mit dem Kontraktwechsel im Dezember ging es mit den CO2-Preisen nicht wieder wie erwartet nach oben, sondern weiter nach unten. Grund dafür sind die ersten Auktionen im neuen Jahr, die allesamt zu Zuteilungspreisen erfolgten, die deutlich unter dem Niveau am Sekundärmarkt lagen. Beim Rohöl setzte sich die Erholung im neuen Jahr fort. Seit dem Tief am 26. Dezember 2018 konnte das Rohöl der Nordseesorte Brent bislang rund 20 Prozent zulegen.

Derweil droht Belgien keine Stromknappheit mehr. Dank der bisher relativ milden Temperaturen und der zur Verfügung gestellten Kapazitä­ten ist die Stromversorgung in diesem Winter gesichert, sagte die Energie­ministerin des Landes, Marie-Christi­ne Marghem laut belgischen Medien. Demnach normalisiert sich die Situation lang­sam wieder, nachdem sie im Herbst sehr problematisch gewesen ist. Zwar sollen die Temperaturen in Bel­gien etwa ab dem 18. Januar für eini­ge Tage etwas unter den saisonalen Durchschnitt fallen, doch auch das wäre nach Aussage der Ministerin bei der derzeitigen Versorgungssituation kein Problem. Nachdem Doel 4 und Tihange 3 zum Jahresanfang wieder in Betrieb genommen wurden, sind jetzt vier der sieben belgischen Atomreaktoren mit einer Gesamtkapazität von 4‘000 Megawatt am Netz. Hinzu kommt, dass Doel 2 (433 Megawatt) bald wieder ans Netz gehen soll und außerdem die Inbe­triebnahme des Unterseekabels „Nemo Link“ (1‘000 Megawatt) zwi­schen Belgien und Großbritannien für das erste Quartal 2019 geplant ist, erklärte Marghem bei einer Pres­sekonferenz.

Im vergangenen September hatte die Ministerin davor gewarnt, dass der Strom in Belgien im Falle eines sehr kalten Winters knapp werden und es zu Stromabschaltungen kommen könnte. Zwischenzeitlich war nur einer von sieben Atomreaktoren am Netz. Nachbarländer wie Frankreich und Deutschland hatten Belgien Strom­lieferungen im Falle einer Knapp­heit zugesagt. Am belgischen Gross­handelsmarkt waren die Stromprei­se in Folge der Warnungen durch die Decke gegangen und hatten sich zeit­weise auf einem zweistelligen hohen Niveau gehalten. Nun hat sich auch das Preisniveau wieder normalisiert, sagte die Ministerin weiter.

Kurz vor der entscheidenden Abstimmung im britischen Unterhaus haben Premierministerin Theresa May und Spitzenvertreter der EU eindringlich für ein Ja der Abgeordneten geworben. Eine Ablehnung des Brexit-Vertrags werde katastrophale Folgen für die Demokratie im Vereinigten Königreich haben, sagte May am Montag in einer Rede. EU-Ratspräsident Donald Tusk und EU-Kommissionspräsident Jean-Claude Juncker gaben May Rückendeckung und versicherten, dass die EU eine umstrittene Auffanglösung für die Grenze zu Nordirland vermeiden wolle. Das britische Parlament stimmt am Dienstagabend über das Brexit-Abkommen zwischen London und Brüssel ab. Zuvor hatte Premierministe­rin Theresa May zum Auftakt der finalen Beratungen über das Brexit-Abkommen im briti­schen Parlament eine herbe Abstim­mungsniederlage erlitten. Das Unter­haus stimmte dafür, dass die Regie­rung für den Fall, dass der Vertrags­entwurf mit der EU am 15. Januar 2019 im Parlament durchfällt, bin­nen drei Sitzungstagen ihre Pläne für das weitere Vorgehen offenlegen muss. Die Abstimmung galt als Testlauf für das entscheidende Votum in dieser Woche. May hatte einen ersten Termin für das Votum im Dezember 2018 wegen einer sich abzeichnenden Niederlage ver­schoben. Die Rebellen in ihrer eigenen Partei hat sie mehrfach gewarnt, dass eine Niederlage einen Austritt ohne Deal oder gar keinen Austritt zur Folge haben wird. Viele Beobachter gehen indessen davon aus, dass die britische Regie­rung im Falle einer Ablehnung des Brexit-Vertrags den Austritt verschie­ben will.

Zum 1. Januar 2019 tritt die sogenannte Marktstabilitätsreserve (MSR) in der EU in Kraft, die zu reduzierten Auktionsvolumina der CO2-Emissionsrechte führt. Die MSR gilt als wirkungsvollere Reformmassnahme zur Stärkung der Preissignale, um z.B. Investitionsanreize für klimaneutrale Technologien zu setzen. Denn, es ist absehbar, dass mit der momentanen Absenkungsrate von jährlich 1.74 Prozent der Gesamtemissionen (ab der Phase IV „2021 bis 2030“ sogar um 2.2 Prozent pro Jahr) das EU-Klimaschutzziel, welche bis 2030 eine Minderung des CO2-Ausstosses um 40 Prozent gegenüber 1990 vorsieht, nicht erreicht werden kann. Die Regelungen der MSR sehen vor, dass das Angebot an Zertifikaten jährlich an die Überschusssituation im Emissionshandelsmarkt angepasst wird: Wenn die Überschussmenge 833 Millionen Zertifikate übersteigt, wird die Versteigerungsmenge des jeweiligen Jahres um 24 Prozent des Überschusses verringert. Umgekehrt wird die jährliche Versteigerungsmenge um 100 Millionen Zertifikate erhöht, wenn der rechnerische Überschuss 400 Millionen Zertifikate unterschreitet oder zu starken Preissprüngen kommt. Bislang werden jährlich 12 Prozent der überschüssigen Zertifikate in den MSR-Fonds eingestellt, ab 2019 soll der Anteil noch einmal verdoppelt werden, wenn die Überschüsse den bereits genannten Schwellenwert von 833 Millionen Zertifikaten überschreiten. Ab dem Jahr 2023 wird die Reserve auf ein Volumen begrenzt, das jeweils der Versteigerungsmenge des Vorjahres im EU-ETS entspricht. Die darüber hinaus gehende Menge in der Reserve wird gelöscht (voraussichtlich mehr als 2 Milliarden Zertifikate).

Am 12. Dezember 2018 hatten die Optionen auf den Dezember-2018-Kontrakt bei den EUA-Futures ihren Verfallstermin. Einige Händler haben darauf spekuliert, dass die hohen Bestände von Calls, die im Geld lagen, zu Gewinnmitnahmen führen würden. Aber die Halter von Calls sind ja nun auch nicht dumm. Sie können ihre Gewinne schon vorher mitnehmen, indem sie pro Call einen EUA-Future „leer“ verkaufen. Dies ist gerade bei Optionen, die sehr tief im Geld sind, häufig die kostengünstigere Variante. Ferner könnten die Optionen auch gehalten worden sein, um physisch beliefert zu werden. Da die erwartete Verkaufswelle nach dem Verfallstermin ausblieb, mussten einige Marktteilnehmer ihre Short-Positionen eindecken, was zu kräftigen Preissteigerungen führte. Der im Dezember 2019 fällige EUA-Future, der nach dem 12. Dezember 2018 als neuen Benchmark gilt, legte deshalb von 20.64 auf 23.72 Euro je Tonne im Wochenvergleich zu. Die Rallye bei den CO2-Emissionsrechten lieferte auch Unterstützung für die Terminnotierungen am Strommarkt, die ebenfalls von der Preisentwicklung am Spotmarkt profitieren. In allen Frontkontrakten legten die Strompreise massiv zu. Das Kalenderjahr 2019 näherte sich sogar dem Jahreshoch vom Ende September wieder an.

Die Produktionskürzungsbeschlüsse der OPEC+ am 07. Dezember 2018 in Wien wirkten beim Rohöl zunächst preisstabilisierend, währten allerdings nicht lange. Denn, bei den zwei international führenden Rohölsorten Brent und West Texas Intermediate (WTI) kam es nach der Rallye am ersten Freitag im Dezember nicht zu einer weiteren Erholung, sondern der Gewinn aus der vorherigen Woche wurde in der zweiten Dezemberwoche wieder teilweise abgegeben. Die Förderkürzung der OPEC+ fiel zwar etwas kräftiger aus als am Ölmarkt erwartet wurde, aber die Ölexperten bei etlichen US-Investmentbanken kamen schnell zu dem Schluss, dass dies nicht ausreichend sei, um auch zu einem Rückgang der Lagerbestände zu führen. Sie dürften weiterhin über dem Durchschnitt der letzten fünf Jahre bleiben. Negativ aufgenommen wurde auch, dass Russland den Rückgang der Ölproduktion im Januar 2019 nur mit 50‘000 bis 60‘000 Barrel pro Tag bezifferte. Das vereinbarte Ziel von 220‘000 Barrel je Tag soll erst schrittweise erreicht werden. Aber auch die Sorgen über das Wachstum der globalen Ölnachfrage dominieren wieder und belasten den Ölpreis weiter.

Der Schweizer Nationalrat hat ein CO2-Gesetz in Angriff genommen, das die Schweizer Ziele und Massnahmen zur Erfüllung des Pariser Abkommens für die Zeit von 2021 bis 2030 festlegt. Beschlossen wurde kein inländisches Reduktionsziel, um den Unternehmen Flexibilität zu ermöglichen. Stattdessen sollen die festgelegten Einsparungen von 50 Prozent der schweizerischen CO2-Emissionen durch den Kauf von Emissionszertifikaten ermöglicht werden. Hat diese Bestimmung auch im Ständerat Bestand, könnte die Schweiz einen Grossteil der Emissionen im Ausland kompensieren. Diese Entscheidung liegt auch auf der Linie vorangegangener Beschlüsse, mit denen der Nationalrat das Schweizerische Emissionshandelssystem mit jenem der EU koppeln will.

Gemäss dem französischen Umweltminister François de Rugy könne Frankreich Belgien bei Versorgungsengpässen im Winter möglicherweise doch keinen Strom liefern. Frankreich müsse zunächst seine eigene Versorgung sicherstellen. Das gilt vor allem für die Monate Januar und Februar 2019. Aus diesem Grund sei es wichtig, die geplante Stilllegung der Atomreaktoren in den kommenden Jahren mit ausreichend Vorlauf und einem durchdachten Plan anzugehen. Er rief in diesem Zusammenhang auf, die Probleme mit den älteren Kraftwerken in Belgien als mahnendes Beispiel zu nehmen. „Wenn man nichts tut, müssen plötzlich Kraftwerke wegen Sicherheitsbedenken vom Netz genommen werden.“ In Frankreich könnten die Aufsichtsbehörden im Rahmen ihrer Kontrollen ähnliche Entscheidungen treffen, wenn man sich nicht rechtzeitig entscheide, Reaktoren entweder stillzulegen oder ausreichend zu warten. Und dann könnte sich auch Frankreich mit ernsthaften Versorgungsengpässen konfrontiert sehen. Gleichzeitig sei die mehrjährige Energieplanung bis 2028 kein Programm für den Ausstieg aus der Atomenergie, sondern vielmehr für die Diversifizierung der französischen Stromversorgung. Vor dem Hintergrund möglicher Probleme mit den Meilern, die knapp 75 Prozent des französischen Strombedarfs decken, dürfe man nicht alles auf ein Pferd setzen.

Nach den von der OPEC und Nicht-OPEC-Ländern beschlossenen Fördersenkungen um insgesamt 1.2 Millionen Barrel täglich stehen zusammen mit den Produktionskürzungen in Kanada dem Ölmarkt Anfang 2019 ca. 1.5 Millionen Barrel pro Tag weniger zur Verfügung. Dies dürfte weitgehend ausreichen, den Ölmarkt im nächsten Jahr wieder ins Gleichgewicht zu bringen. Das Risiko eines weiteren Abrutschens der Ölpreise wie Ende 2014 oder Ende 2015 ist durch den Kürzungsbeschluss gebannt. Analysten sehen den Brentölpreis im ersten Quartal bei 60 US-Dollar und bis Ende 2019 bei 70 US-Dollar, wobei dies eine ähnlich disziplinierte Umsetzung der beschlossenen Produktionskürzungen voraussetze wie beim vorangegangenen Kürzungsabkommen. Möglicherweise kommen der OPEC auch unplanmässige Produktionsausfälle wie aktuell in Libyen zu Hilfe. Allerdings sei ungeachtet der beschlossenen Förderkürzung weiterhin mit einer Überversorgung des Weltölmarktes zu rechnen. Diese Einigung sollte den Ölpreis stabilisieren. Aber die Analysten bezweifeln, dass sie ausreichen wird, um eine signifikante Erholung des Ölpreises anzustossen. Entscheidend für einen Erfolg ist bei der Einigung aber die Förderung aus den Nicht-OPEC-Förderstaaten. Insbesondere gebe es hier Zweifel an der russischen Ölproduktion. Deren mit den Kartellmitgliedern vereinbarte Förderkürzung laufe über mehrere Monate und stelle das eigentliche Produktionsziel in Frage. Insgesamt handelt es sich um einen sinnvollen Schritt angesichts der Deutlichkeit der Überversorgung des Ölmarktes, aber es sieht so aus, als ob diese Lage auch 2019 anhalten wird – wenn auch in deutlich geringerem Ausmass.

Die Eidgenössische Elektrizitätskommission ElCom fordert die Schaffung von gesetzlichen Anreizen zum Erhalt der inländischen Stromproduktion im Winter. Neben einer strategischen Reserve müssten weitere Massnahmen diskutiert werden. Die gesetzlichen Rahmenbedingungen dazu sollen in der laufenden Revision des Stromversorgungsgesetzes verankert werden. Der Rückgang der steuerbaren Stromproduktion kann laut EICom nur schwerlich mit fluktuierender Produktion aus den erneuerbaren Energien kompensiert werden. Wie die EICom ebenfalls mitteilte, ist 2019 der Anteil der schweizerischen Grossverbraucher, die ihre Energie im freien Markt beziehen, leicht gesunken. Konkret heisst dies für das kommende Jahr, dass 66 Prozent der Grosskunden von ihrem Recht Gebrauch machen, den Stromlieferanten frei zu wählen. Insgesamt konsumieren sie 79 Prozent der von den Grosskunden verbrauchten Energie. Der Rückgang beim Anteil Grossverbraucher ist darauf zurückzuführen, dass die Anzahl Verbraucher mit Recht auf freien Marktzugang stärker gewachsen ist, als die Anzahl Verbraucher, die den freien Marktzugang tatsächlich gewählt haben.

Frankreich wird 14 Atomreaktoren bis 2035 abschalten, vier bis sechs bis 2030 und die restlichen zwischen 2030 und 2035. Das kündigte Präsident Emmanuel Macron am Dienstag bei der Vorstellung der mehrjährigen Energieplanung des Landes (Programmation Plurianuelle de l‘Énergie, PPE) in Paris an. Ausserdem sollen 7 bis 8 Milliarden Euro in erneuerbare Energien investiert werden. Die Reaktoren Fessenheim sollen im Jahr 2020 geschlossen werden, und damit die ersten der 14 Reaktoren sein, die vom Netz gehen. Bis 2035 soll der Anteil der Erneuerbaren an der französischen Stromproduktion auf 50 Prozent steigen. Bis 2050 strebt Frankreich darüber hinaus eine völlige Dekarbonisierung der Energieproduktion an. Oberste Priorität habe dabei die Senkung des Energieverbrauchs. Dies könne zum Beispiel mit dem Bau von Autos geschehen, die weniger Energie verbrauchen und dadurch einen geringeren CO2-Ausstoss haben. „Umweltschutz muss ein Thema für die gesamte Bevölkerung sein, nicht nur für Menschen in den Städten...“, sagte Macron. Um seine Ziele zu erreichen, hat er eine Expertengruppe ins Leben gerufen. Macron hat den Ausstieg aus den fossilen Brennstoffen im Visier. Während Macron bis 2022 aus der Kohle aussteigen will, hält er an der Kernkraft fest und bezeichnete sie als eine vielversprechende Technologie mit deren Hilfe sich der Ausstieg aus den fossilen Brennstoffen bewerkstelligen lasse. Man dürfe aber vor allem über den langfristigen Zielen nicht die kurzfristigen aus dem Blick verlieren.

Katar will sich aus der Organisa­tion der Erdöl exportierenden Län­der (OPEC) zurückzuziehen, um sich auf seine Pläne zur Steigerung der Erdgasproduktion zu konzentrieren. Der geplante Rückzug zum 1. Januar wurde vom Energieminister Saad She­rida al-Kaabi auf einer Pressekonferenz in Doha bekannt gegeben und durch den offiziellen Twitter-Account von der Staatsfirma Qatar Petroleum, die für die Öl- und Gasaktivitäten verantwort­lich ist, bestätigt. Der Minister sagte, die OPEC sei über die Entscheidung informiert worden. Die Rücknahme­entscheidung spiegelt das Ziel Katars wider, die Erdgasproduktion von 77 Millionen Tonnen pro Jahr auf 110 Millionen Tonnen in den kommenden Jah­ren zu steigern. Eine Reihe von arabischen Staaten, darunter Saudi-Arabien, die Vereinig­ten Arabischen Emirate und Ägypten, hatten im Sommer 2017 die diploma­tischen Beziehungen zu Katar abge­brochen und eine Verkehrs- und Han­delsblockade gegen den Golfstaat verhängt. Hintergrund sind die engen Beziehungen Katars zum schiitischen Iran, dem Erzfeind Saudi-Arabiens.

In den letzten Monaten erlebten die Ölmärkte eine regelrechte Talfahrt. Die beiden international führenden Rohölsorten Brent und West Texas Intermediate (WTI) verloren massiv und notieren derweil unter der 60.00 US-Dollar-Marke (Brent) bzw. bei knapp 50.00 US-Dollar pro Barrel (WTI). Auch die Futures auf Rohöl wiesen kräftige Verluste auf, alleine in der vergangenen Woche 11.9 Prozent bei der Nordseesorte Brent und 10.7 Prozent bei WTI im Wochenvergleich. An beiden Tagen wird Donald Trump als die Ursache für neuerliche Befürchtungen für eine Angebotsschwemme bei Rohöl im kommenden Jahr genannt. Nachdem gemäss Medienbericht die CIA den saudi-arabischen Kronprinzen Mohammed bin Salman als Auftraggeber für den Mord an dem Journalisten Khashoggi sieht, hat Donald Trump dem saudischen Herrscherhaus den Rücken gestärkt. Dies wurde schon als ein Schritt interpretiert, dass Saudi-Arabien die Ölproduktion wird aufrechterhalten müssen. In einem weiteren Tweed bedankte sich Trump bei Saudi-Arabien für den Rückgang der Ölpreise, nachdem er zuvor in diesem Jahr mehrfach die Organisation erdölexportierender Länder, kurz Opec genannt, frontal angegriffen hatte. Die Hedge-Fonds sind nun davon überzeugt, dass das Königreich gezwungen ist, die Ölproduktion nicht wie diskutiert zu reduzieren. Legt man die Aussagen in den jüngsten Monatsberichten von der Opec und der internationalen Energieagentur (IEA) zu Grunde, dann würde dies allerdings bedeuten, dass die Ölmärkte in 2019 mit über 1.0 Millionen Barrel je Tag überschwemmt werden. In diesem Fall hätten die Ölpreise noch einen weiten Abstieg vor sich.

Donald Trump war zwar der Hauptgrund für den Einbruch der Ölpreise, aber nicht die einzige Ursache. Mit billigem Schieferöl treiben die USA seit Monaten den Ölpreis weiter nach unten und erhöhen dadurch den Druck auf den Preisverfall. Damit steht die Opec unter Zugzwang, die jüngste Ausweitung der Ölproduktion um eine Million Barrel pro Tag wieder rückgängig zu machen, will sie nicht ein massives Überangebot und ein weiteres Abrutschen der Preise riskieren. Der Druck auf das Bündnis aus Mitgliedstaaten der Opec und zehn Nicht-Opec-Staaten unter Führung Russlands, branchenintern auch Opec+ genannt, den Ölhahn wieder zuzudrehen und den Preis dadurch nach oben zu drehen, ist gewaltig. Die Opec wurde 1960 gegründet und besteht derzeit aus 15 Mitgliedern, davon 7 afrikanischen Staaten (Algerien, Angola, Äquatorialguinea, Gabun, Libyen, Nigeria und die Republik Kongo), 6 vorderasiatischen Staaten (Irak, Iran, Katar, Kuwait, Saudi-Arabien und Vereinigte Arabische Emirate) sowie 2 südamerikanischen Staaten (Ecuador und Venezuela). Diese 15 Staaten verfügen etwa über 75 Prozent der weltweiten Ölreserven. Ausserdem fördern sie ungefähr 40 Prozent der weltweiten Erdölproduktion. Hauptziel der Opec ist es, einen monopolistischen Erdölmarkt zu etablieren, welcher durch festgelegte Förderquoten erreicht werden soll.

Die sich abflauende Konjunktur rund um den Globus ist ebenfalls ein grosser Preishebel nach unten und fordert die Opec heraus. Für den Angebotsüberhang auf dem Ölmarkt ist die Opec allerdings selbst mitverantwortlich. Angesichts rasant steigender Ölpreise zwischen Februar bis Oktober des laufenden Jahres haben die Mitglieder, allen voran Opec-Schwergewicht Saudi-Arabien, ihre Produktion auf Rekordniveau ausgeweitet, auch als sich bereits abzeichnete, dass sich das globale Wachstum eintrüben könnte. Anfang November förderte Saudi-Arabien noch rekordhohe 10.9 Millionen Barrel Öl pro Tag und begründete dies mit der höheren Nachfrage vor den Iran-Sanktionen.

Die nächste Opec-Konferenz am 6. Dezember 2018 steht somit vor einer ihrer grössten Herausforderungen. Analysten und Opec-Experten sind sich einig: Die gegenwärtige Schwächephase für Rohöl könne erst überwunden werden, wenn sich die Mitglieder des Rohölkartells Opec und ihre Verbündeten zu deutlichen Produktionskürzungen entscheiden können. Im Falle Saudi-Arabiens, auf das durch die USA Druck ausgeübt werde, sei diese Bereitschaft aber zweifelhaft.

Die Stromversorgung Frankreichs ist in diesem Winter insgesamt gesichert, im Januar und Februar könnte es allerdings eng werden. Laut dem französischen Übertragungsnetzbetreiber RTE sei von Mitte Januar bis Ende Februar 2019 eine Phase „besonderer Aufmerksamkeit“. In diesem Zeitraum werden fünf Atomkraftwerke vom Netz sein – 2018 waren im gleichen Zeitraum nur drei Kraftwerke nicht verfügbar. Sollte es in diesem Zeitraum also sehr kalt werden, oder sollten weitere Reaktoren ausfallen, könnte die Versorgungssicherheit gefährdet sein. Im Falle einer solchen extremen Kältewelle, wie sie im Schnitt alle zehn Jahre vorkommt, könnte der Stromverbrauch in Frankreich auf etwa 100‘000 Megawatt steigen. Der Verbrauchsrekord war mit 102‘000 Megawatt während der Kältewelle 2012 erreicht worden. RTE müsste dann Massnahmen ergreifen, die über den Markt hinausgehen. Dazu zählt zum Beispiel die Reduzierung der Netzspannung, freiwillige Stromeinsparungen durch die Bürger und vor allem durch industrielle Grossverbraucher. Gleichzeitig liefern aber die erneuerbaren Energien dank des kontinuierlichen Ausbaus voraussichtlich mehr Strom als im vergangenen Winter. Die installierte Kapazität der Windkraftanlagen liegt demnach bei 14‘500 MW und soll laut Berechnungen des Wetterdienstes Météo France durchschnittlich 4‘500 MW Strom pro Tag liefern. Die installierte Solarkapazität beläuft sich auf 8‘500 MW, mit einer durchschnittlichen Stromerzeugung von 2‘400 MW.

Die belgische Stromversorgung hat sich laut Angaben des Netzbetreibers Elia entspannt. Zwar dauern die Reparaturen am belgischen Atomreaktor Doel 1 länger als geplant, statt wie bisher angenommen bis zum 10. Dezember 2018 wird der Reaktor voraussichtlich bis zum 31. Januar 2019 vom Netz bleiben. Dagegen soll Tihange 3 im Januar wieder in Betrieb genommen werden – bisher war Electrabel vom 3. Februar ausgegangen. Tihange 1 ist seit Montag wieder am Netz, eine Woche früher als geplant. Damit produzieren derzeit zwei belgische Reaktoren Strom. Mitte Dezember soll mit Doel 4 ein weiterer Reaktor dazukommen.

Die Gaspipeline Turkish Stream von Russland in die Türkei soll voraussichtlich 2019 in Betrieb gehen und auch den europäischen Markt beliefern. Gemäss dem türkischen Präsident Recep Tayyip Erdogan werde „mindestens die Hälfte“ der Gaslieferung an Europa gehen. Der russische Präsident Wladimir Putin, der ebenfalls an der Feier zur Einweihung eines Teilabschnitts der Pipeline teilnahm, nannte die Pipeline einen „wichtigen Faktor der europäischen Energiesicherheit“. Die Türkei entwickle sich durch den Abzweig von Turkish Stream nach Südwest-Europa zu einer bedeutenden europäischen Drehscheibe im Gasgeschäft. Ein genaues Datum der Inbetriebnahme nannte Erdogan nicht. Nach Angaben der staatlichen Nachrichtenagentur Anadolu soll das erste Gas Ende des kommenden Jahres durch die neue Leitung fliessen. Der Teil der Leitung, der durchs Schwarze Meer bis zur türkischen Küste rund 100 Kilometer westlich von Istanbul führt, ist schon abgeschlossen. Die Pipeline wird von dort aus an ein schon existierendes Netz angeschlossen und führt damit bis an die griechische Grenze. Durch zwei Stränge fliessen dann jährlich bis zu 31.5 Milliarden Kubikmeter Gas. Die Türkei ist einer der grössten Abnehmer für russisches Gas.

Im laufenden Jahr konnten in der Schweiz insgesamt rund 8‘500 Anla­gen zur Stromproduktion aus erneu­erbaren Energien neu gefördert wer­den. Dank steigender Stromprei­se und der ausreichenden Liquidität des Netzzuschlagsfonds stehen laut Angaben der Schweizer Regierung für das nächste Jahr mehr Mittel zur Ver­fügung. Damit werden die Wartelisten deutlich abgebaut und die Wartezei­ten verkürzt. Auch bei den Investiti­onsbeiträgen für die Kleinwasserkraft können 2019 erheblich mehr Mittel gesprochen werden. Anfang 2018 befanden sich 15‘000 Anlagen auf der Warteliste für klei­ne Photovoltaikanlagen. Im Verlauf des Jahres wurden pro Monat durch­schnittlich rund 700 PV-Anlagen neu angemeldet. Bis Ende des Jahres wird die Einmalvergütung an rund 6‘800 dieser Anlagen ausbezahlt, insgesamt 178 Millionen Franken. Bis Ende 2019 wird die Vergütung voraussichtlich für alle Anlagenbe­treiber ausbezahlt, die ihr vollstän­diges Gesuch bis 30. Juni 2018 ein­gereicht haben. Das betrifft rund 13‘500 Anlagen mit einer Leis­tung von etwa 260 MW. Die Warte­zeit bis zur Auszahlung der Prämie für Betreiber, die ihr Gesuch Ende 2018 einreichen, beträgt rund ein­einhalb Jahre. Das Fördervolumen beträgt 100 Millionen Franken.

Die angeblich schärfsten US-Sank­tionen gegen Iran entpuppen sich mehr und mehr als halb so wild. Nicht nur, dass die acht wichtigsten Abnehmer des Iran für weitere sechs Monate ira­nisches Öl kaufen dürfen. Die Aus­nahmen sind darüber hinaus gene­rös gehalten. Südkorea zum Beispiel darf zwei Drittel der normalen Menge einführen, Indien sogar drei Viertel. Die iranischen Ölexporte dürften ins­gesamt bei etwa 1.5 Millionen Barrel pro Tag liegen. Das sind rund 1 Million Barrel pro Tag weniger als in der Spit­ze. Somit ist die Wirkung vergleichbar mit den Sanktionen unter Obama. Die US-Regierung hatte zuvor mehrfach angekündigt, die iranischen Ölexporte auf Null drücken zu wollen. Gleichzeitig steigt die US-Rohölpro­duktion schneller als erwartet. Die US-Energiebehörde prognostiziert nun einen Anstieg auf 12 Millionen Bar­rel pro Tag im zweiten Quartal 2019. Ursprünglich wurde damit erst Ende 2019 gerechnet. Die OPEC steht damit unter Zugzwang, die jüngste Auswei­tung der Ölproduktion um rund 1 Mil­lion Barrel pro Tag wieder rückgängig zu machen, falls sie nicht ein massives Überangebot und ein weiteres Abrut­schen der Preise riskieren möchte.

In der Diskussion über den Koh­leausstieg rät der Klimaforscher Ott­mar Edenhofer der zuständigen Regie­rungskommission, sich nicht allein auf das Enddatum für die Kraftwerke und die Minderung der erzeugten Leistung zu konzentrieren. Zusätzlich sollte die Politik den Preis für freigesetztes Koh­lendioxid merklich erhöhen, sagte der Direktor und Chefökonom des Potsdam-Instituts für Klimafolgenforschung. Als angemessen nannte Edenhofer 35 Euro pro ausgestossener Tonne des klimaschädlichen Treibhausgases. Komme diese Prei­serhöhung nicht, bestehe die Gefahr, dass infolge steigender Strompreise, nicht ausgelastete Kohlekraftwerke profitabler betrieben werden können - und dann vielleicht sogar mehr Kohlen­dioxid ausstossen. „Das ist nichts, was wir uns leisten können“, sagte er. Der Preis von 35 Euro pro Tonne Kohlendioxid sollte aus Sicht des Wis­senschaftlers spätestens ab 2035 gel­ten, aktuell sollte der Mindestpreis bei etwa 20 Euro festgesetzt werden. Mitte Oktober hatte auch Bundesumwelt­ministerin Svenja Schulze (SPD) dafür geworben, den CO2-Ausstoss über einen Preis je Tonne zu verteuern und Klimaschutz damit wirtschaftlich attraktiv zu machen. Mit Blick auf die Weltklimakonferenz im Dezember in Kattowitz, müssten die Regierungen ihren hochgesteckten Zielen nun zügig konkrete Taten beim Klimaschutz fol­gen lassen. Vieles passe nicht zusam­men. So werde aktuell in vielen, vor allem ärmeren, Staaten massiv in kli­maschädliche Kohlekraftwerke inves­tiert. Auch steige in diesem Jahr der weltweite Ausstoss von Kohlendioxid erneut weiter an, trotz aller Bekenntnis­se zu mehr Klimaschutz nach dem Kli­maabkommen von Paris 2015.

In acht französischen Atomreaktoren der 1300er-Baureihe (Reaktoren mit einer elektrischen Nettoleistung von 1300 MW) müssen bestimmte Bodenverankerungen verstärkt werden. Diese seien zu schwach ausgelegt und könnten einem Erdbeben unter Umständen nicht standhalten. Laut der Kraftwerksbetreiberin EDF sind die Verstärkungsarbeiten an den Reaktoren Cattenom 2, Flamanville 1 und Saint-Alban 2 bereits abgeschlossen. Bei Cattenom 1, Paluel 1, 2 und 3 und Saint-Alban 2 dauern die Arbeiten bis zum Ende des ersten Quartals 2019. Der Vorfall wurde von der EDF offiziell als Stufe 1 auf der internationalen Bewertungsskala für nukleare Ereignisse INES gemeldet, was einer Störung entspricht.

In der Schweiz wurde derweil die Revision im Kernkraftwerk Leibstadt (KKL) beendet. Das schweizerische Kernkraftwerk ist am Freitag, 2. November 2018 nach einer rund siebenwöchigen Revisionszeit wieder mit dem Stromnetz verbunden. Die Instandsetzung einer Schweissnaht an einem Notkühlsystem sowie entsprechende Sicherheitsnachweise gegenüber der Aufsichtsbehörde ENSI führten zu einer Verlängerung der Jahreshauptrevision von rund drei Wochen. Während der vergangenen Wochen wurden 80 frische Brennelemente in den Reaktorkern geladen, der insgesamt 648 Elemente enthält. Daneben gehörten unterschiedliche Instandhaltungsarbeiten und umfassende Prüfungen an Systemen, Komponenten und Armaturen zum Revisionsprogramm. Während der diesjährigen Jahreshauptrevision überprüften interne und externe Fachspezialisten erneut jene Brennelemente, die bei der letzten Revision neu eingesetzt worden waren. Genau wie im vergangenen Jahr wurden an keinem der inspizierten Brennelemente Befunde an Brennstäben festgestellt. 2016 waren an einzelnen Brennstäben Befunde festgestellt worden. Betroffen waren einzelne, frisch eingesetzte Brennelemente an bestimmten Positionen im Reaktorkern. Seither wird das Kernkraftwerk mit einer reduzierten Leistung betrieben, was auch im kommenden Betriebszyklus fortgesetzt wird. Leibstadt wird demnach mit einer auf 91 Prozent eingeschränkten Kapazität von 1.160 Megawatt wieder ans Netz gehen. Die vertiefte Ursachenanalyse zu den Befunden an den Brennstäben ist weit fortgeschritten. Untersuchungen hätten nachgewiesen, dass es sich bei den Befunden um reine Ablagerungen gehandelt habe, so der Betreiber. Die Integrität der Brennstabhüllrohre sei stets gewährleistet gewesen. Die physikalischen und wasserchemischen Vorgänge, die bei der Entstehung der Ablagerungen eine Rolle spielen, werden gegenwärtig noch abschliessend untersucht. Der kommende Betriebszyklus endet am 3. Juni 2019. Das Kernkraftwerk wird vom 3. Juni bis 3. Juli 2019 für seine nächste Jahreshauptrevision vom Netz gehen.

In Deutschland ist der Anteil erneuerbarer Energien am Stromverbrauch in den ersten drei Quartalen dieses Jahres auf 38 Prozent gestiegen. Damit lag er um 3 Prozentpunkte höher als im Vorjahreszeitraum, wie das Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW) und der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) errechnet haben. Im Januar, April und Mai erreichten die Erneuerbaren demnach sogar bis zu 43 Prozent, weil viel Wind wehte und die Sonne viel schien. Wenn das vierte Quartal durchschnittlich windig werde, könne der Öko-Anteil am deutschen Strommix für das Gesamtjahr 2018 bei knapp 38 Prozent liegen. Von Januar bis Ende September wurden den Angaben zufolge insgesamt fast 170 Milliarden Kilowattstunden Strom aus Sonne, Wind und anderen regenerativen Quellen erzeugt, im Vorjahreszeitraum waren es 155,5 Milliarden. Den größten Anteil lieferten Windkraftanlagen an Land mit fast 63 Milliarden, das waren über 13 Prozent mehr als im selben Zeitraum 2017. Solaranlagen legten um fast 16 Prozent zu und produzierten mehr als 41 Milliarden Kilowattstunden. Es folgen Biomasse (34 Milliarden) und Wasserkraft (13 Milliarden), die wegen der langen Dürre aber fast 10 Prozent weniger Strom lieferte als im Vorjahreszeitraum. Offshore-Windanlagen auf dem Wasser trugen rund 13 Milliarden Kilowattstunden zur Stromerzeugung bei. Damit erreichten die Erneuerbaren den Angaben zufolge fast die Stromerzeugung aus Braun- und Steinkohle, die bei rund 172 Milliarden Kilowattstunden lag - das waren 7 Prozent weniger als im Vorjahr, wie ZSW und BDEW mitteilten. Auch Erdgas verzeichnete demnach einen Rückgang von fast 8 Prozent auf rund 59 Milliarden Kilowattstunden.

Gemäss einer Studie der Beratungsgesellschaft Deloitte zur Entwicklung des globalen Markts für Erneuerbare sind die erneuerbaren Energien inzwischen konkurrenzfähig mit konventionellen Energiequellen. So haben Onshore-Windkraft und Photovoltaik in vielen Ländern Preisparität erreicht und auch ihre Netzintegration sei gelungen. So sind nach Ansicht der Studienautoren die Kosten für Solar- und Windenergie in weiten Teilen der Welt vergleichbar mit oder niedriger als die der traditionellen Energieträger. Onshore-Windkraft sei sogar die preiswerteste Energiequelle. Zudem würden erneuerbare Energien durch günstiger werdende Speichertechnologien besser integrierbar. Netzstabilität werde durch Abschaltungen, Power-to-X-Technologien sowie gute Vernetzung und steuerbare erneuerbare Energieträger sichergestellt. Darüber hinaus beschleunigten innovative Technologien den Einsatz von erneuerbaren Energien wie etwa durch Automatisierung und moderne Fertigungsverfahren. Künstliche Intelligenz werde in Zukunft den Einsatz erneuerbaren Ressourcen optimieren. Diese geschehe beispielsweise durch intelligente, präzisierte Wettervorhersagen, die Verfügbarkeit und Nachfrage von Energie planbar machten. Laut Deloitte stelle sich nicht mehr die Frage, ob erneuerbare Energiequellen grossflächig integriert werden, sondern wann die konventionellen nicht mehr benötigt werden.

Die Preise im EU-Emissionshandel sind im Sommer in die Höhe geschossen. In der Spitze kostete das Recht zur Emission einer Tonne CO2 (EUA) Mitte September gut 25 Euro und damit mehr als fünfmal so viel wie im Sommer 2017. Von diesem Hoch hat der Preis in einer Korrektur wieder gut 30 Prozent nachgegeben. Die Frage lautet nun: Wird die Rally wieder aufgenommen? Oder droht zum Jahresende nochmals ein stärkerer Rücksetzer? Für die baldige Wiederaufnahme des Aufwärtstrends bzw. die Etablierung des jetzigen Preisniveaus spricht vor allem, dass die Einführung der Marktstabilitätsreserve nun in greifbare Nähe rückt. Im Mai hatte die EU-Kommission die Anzahl aller im Umlauf befindlichen Zertifikate per Ende 2017 auf 1‘655 Milliarden beziffert. Gemäss den Regelungen für die Marktstabilitätsreserve werden also in diese in den ersten neun Monaten des nächsten Jahres knapp 265 Millionen Zertifikate überführt. Ebenfalls abzusehen ist, dass die EU-Kommission auch im Mai 2019 feststellen wird, dass noch immer deutlich mehr Zertifikate im Umlauf sind als für die Liquidität notwendig erachtet werden. Folglich werden auch ab Oktober 2019 die Auktionsvolumina deutlich reduziert sein. Den Schätzungen der Analysten zufolge dürfte es drei bis vier Jahre dauern, bis dem Markt der Überschuss entzogen ist und die Zahl der im Umlauf befindlichen Zertifikate auf die angesteuerten 833 Millionen Zertifikate zurückgefallen ist. Es könnte also bis 2023 dauern, bis die Versteigerungsvolumen nicht mehr gekürzt werden. Das ist vor allem für diejenigen eine Herausforderung, die sich am Markt mit Zertifikaten eindecken müssen, also primär die Versorger. Immer wieder hört man allerdings aus eben diesen Kreisen, dass sie ihren Bedarf an Zertifikaten bereits auf längere Sicht gedeckt haben. Dass sie derzeit am Markt verstärkt als Käufer auftreten, ist deshalb keineswegs sicher. Dass die Preise so stark und schnell gestiegen sind, dürfte einem hohen spekulativen Engagement anzulasten sein. Laut Deutscher Emissionshandelsstelle lagen die Handelsvolumina an ICE, EEX und die OTC-Volumen der London Energy Brokers‘ Association von Januar bis August knapp 48 Prozent höher als im Vorjahr. Das hohe Handelsvolumen ist aber nicht allein ein Grund für Skepsis. Besorgniserregend ist vor allem die grosse Anzahl der Kaufoptionen, die derzeit am Markt nicht geschlossen sind. Mitte Oktober waren an der Londoner ICE gut 100 Millionen Kaufoptionen mit Fälligkeit Dezember 2018 offen. Von diesen Kaufoptionen ist bei einem CO2-Preis von über 19 Euro je Tonne rund die Hälfte im Geld. Das wiederum könnte Ende des Jahres zu einer starken Verkaufswelle beim Future führen. Die Analysten gehen deshalb davon aus, dass die Preise zum Jahresende weiter korrigieren werden. Ein Rücksetzer auf 14 bis 15 Euro je Tonne ist nicht auszuschliessen. Das neue Handelsjahr könnte dann bei niedrigeren Preisen beginnen.

Nach dem Willen der schweize­rischen Regierung soll der Strom­markt bald vollständig liberalisiert werden. Zwar wurde diese Mark­töffnung bereits vom Parlament beschlossen, aber bisher noch nicht umgesetzt. Nun wurde die entsprechende Novelle des Strom­versorgungsgesetzes (StromVG) eingeleitet. Nach Angaben des Bundesrats werden heute fünf Sechstel des schweizerischen Stromvolumens auf dem freien Markt beschafft. Doch über 99 Prozent der Endverbraucher, kleine Konsumen­ten und Betriebe, sind immer noch in der Grundversorgung gefangen und können ihren Stromlieferanten nicht frei wählen. Das soll sich ändern, Haushalte und Gewerbekunden sol­len künftig in den freien Markt wech­seln können. Ein offener Strommarkt sei letztlich auch Voraussetzung für die Entwick­lung innovativer Produkte, Dienst­leistungen und die Digitalisierung der Energiewirtschaft, begründet der Bundesrat seine Pläne.

Die Revision des Atomkraftwerks Leibstadt in der Schweiz dauert län­ger als geplant. Während eines im Rahmen der Revision durchgeführ­ten Tests an einem Notkühlsystem sei eine kleine Rissanzeige an einer Ent­leerungsarmatur festgestellt worden. Die betroffene Schweissnaht sei instandgesetzt wor­den und alle anderen Schweissnäh­te seien ebenfalls einer umfassenden Inspektion unterzogen worden. Die Revision des AKW Leibstadt soll nun voraussichtlich bis Anfang November dauern. Ursprünglich sollte das Kraft­werk am 13. Oktober wieder ans Netz gehen. Zur Vermeidung künftiger Befunde an diesem System sei ausserdem ein Massnahmenkonzept entwickelt wor­den. Die Wirksamkeit dieser Massnah­men werde in umfangreichen Sicher­heitsanalysen nachgewiesen und anschliessend einem Testprogramm unterzogen. Die Ergeb­nisse der Analysen sowie die Testergebnisse werden beim Eidgenössi­schen Nuklearsicherheitsinspektorat (ENSI) zur Prüfung und Freigabe ein­gereicht.

Saudi-Arabien hat am Wochenende bestätigt, dass der systemkritische Journalist Jamal Khashoggi Anfang Oktober im saudi-arabischen Konsulat in Istanbul ums Leben gekommen ist. Die saudische Version des Tathergangs wirft aber mehr Fragen auf als sie Antworten gibt. Der internationale Druck auf die saudische Führung bleibt daher bestehen, ebenso die Möglichkeit von Sanktionen. Laut Energieminister Khalid al-Falih hat Saudi-Arabien keine Absicht, darauf mit einer Drosselung des Ölangebots zu reagieren. Ähnlich äusserte sich auch IEA-Chef Fatih Birol. Der Markt scheint dem ebenfalls keine grosse Wahrscheinlichkeit beizumessen, wie die verhaltene Preisreaktion zeigt. Angebotsrisiken drohten momentan eher von anderer Seite: So fällt die Ölproduktion in Venezuela weiter und in zwei Wochen treten die US-Sanktionen gegen den Iran in Kraft. US-Finanzminister Steven Mnuchin hat am Wochenende betont, dass es für die Abnehmer von iranischem Öl schwerer werden dürfte, Ausnahmen von den Sanktionen zu bekommen als unter der Obama-Administration. Damals mussten die Ölkäufe vom Iran um 20 Prozent reduziert werden. Eine stärkere Einschränkung dürfte mittlerweile aber bereits grösstenteils eingepreist sein. Der Rückgang der Ölpreise Mitte Oktober war zufolge massgeblich auf den Rückzug der spekulativen Finanzanleger zurückzuführen. Bei beiden Ölsorten gab es in der vergangenen Berichtswoche einen kräftigen Abbau der Netto-Long-Positionen, bei WTI fielen sie sogar auf den tiefsten Stand seit einem Jahr.

Die Schweiz will voraussichtlich zum 1. Januar 2020 dem europäischen Emissionshandelssystem (ETS) beitreten. Die zuständige Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie des Nationalrates hat laut eigenen Angaben dafür gestimmt, den Schweizer Markt für CO2-Emissionen mit dem der EU zu verknüpfen. Damit sollen die CO2-Emissionsrechte von Schweizer Unternehmen denen aus dem EU-Raum gleichgestellt werden. Das entsprechende Abkommen hatten die EU und die Schweiz bereits Ende 2017 unterzeichnet, nun müssen es beide Parlamentskammern in der Schweiz noch ratifizieren. Die Schweizer Wirtschaft befürwortet die Verknüpfung: „Damit lassen sich Wettbewerbsverzerrungen gegenüber der EU abbauen“, sagte Beat Ruff vom Wirtschaftsdachverband Economiesuisse.

Trotz des dramatischen Appells des Weltklimarates zum Kampf gegen die Erderwärmung hält Deutschland am Bau der umstrittenen Gasröhre Nord Stream 2 fest. Die Wissenschaftler hatten die internationale Staatengemeinschaft zuvor zum dringenden Ausstieg aus der Verbrennung von Öl, Kohle und Gas gedrängt. Die Bundesregierung bewertet die Pipeline dennoch weiterhin als sinnvoll, wie eine Regierungssprecherin in Berlin erklärte. „Die Bundeskanzlerin hat mehrfach darauf hingewiesen, dass wir in Deutschland eine diversifizierte Energieversorgung haben und dass wir diese zunächst einmal betreiben und vorantreiben müssen“. Der Erdgasverbrauch Deutschlands werde in den nächsten Jahren voraussichtlich steigen. Gas gilt als Übergangstechnologie auf dem Weg zu einer Energieversorgung aus erneuerbaren Quellen. Die Verfeuerung von Gas zur Erzeugung von Energie setzt deutlich weniger Kohlendioxid frei als das Verheizen von Öl oder Kohle. „Schnelle und weitreichende“ Veränderungen seien nötig bei der Energieerzeugung, der Landwirtschaft, dem Städtebau, im Verkehrs- und dem Bausektor sowie der Industrie, verlangen die Forscher in ihrem Sonderbericht. Im Pariser Klimaabkommen haben sich die Industriestaaten verpflichtet, ab der Mitte des Jahrhunderts weitgehend auf die Verbrennung fossiler Rohstoffe zu verzichten. Der Streit um Nord Stream 2 entzündet sich aber bisher nicht an Umweltfragen. US-Präsident Donald Trump ist die Röhre zwischen Russland und Deutschland ein Dorn im Auge, weil er mehr amerikanisches Flüssiggas (LNG) in Europa verkaufen will. Die Osteuropäer fürchten deutsch-russische Dominanz. In hohen Berliner Regierungskreise wird damit gerechnet, dass Washington noch im Herbst Sanktionen gegen die Pipeline verhängen wird. An deren Finanzierung sind auch die deutschen Konzerne Wintershall und Uniper mit jeweils bis zu 950 Millionen Euro beteiligt. Die Leitung soll insgesamt rund 10 Milliarden Euro kosten, wovon knapp die Hälfte bereits investiert ist. Die Verlegung der Rohre hat bereits begonnen. Russland will das Vorhaben zur Not allein bezahlen, sollte Trump die westlichen Financiers über Strafmassnahmen aus dem Spiel nehmen.

Angesichts drohender Energie-Knappheit in Belgien hat Deutschland dem Land nach Angaben von Premierminister Charles Michel eine Zusammenarbeit bei Stromimporten zugesichert. Dies sagte Michel letzte Woche in Brüssel, nachdem er mit Bundeskanzlerin Angela Merkel (CDU) telefoniert hatte. „Das Risiko für unsere Versorgungssicherheit diesen Winter wird von Tag zu Tag geringer“, sagte Michel der belgischen Nachrichtenagentur Belga zufolge. Weil im November zeitweise nur einer von sieben belgischen Atommeilern in Betrieb sein soll, wird befürchtet, die Energie könnte bei fallenden Temperaturen knapp werden.

Belgien könnte im kommenden Win­ter etwa 1‘000 Megawatt Strom aus Frankreich importieren, um einen Ver­sorgungsengpass zu verhindern. Das sagte der CEO von Elia, Chris Pee­ters, dem belgischen Parlament bei einer Anhörung. Der französische Übertragungsnetz­betreiber RTE habe bestätigt, dass diese Strommenge auf jeden Fall zur Verfügung stehe, selbst in einem sehr kalten Winter. Der zusätzliche Strombedarf Bel­giens, mit dem die Versorgungs­sicherheit im Winter gewähr­leistet werden kann, beläuft sich laut Peeters im Winter nun laut belgischen Medien nicht mehr auf 1‘600 bis 1‘700 Megawatt, sondern auf 700 bis 900 Megawatt. Grund dafür sei unter anderem die Vorver­legung der Revision des Reaktors Tihange 1. Das nun erwartete Stromangebot ent­spreche zwar noch nicht den rechtli­chen Vorgaben, minimiere aber das Risi­ko einer wirklichen Stromknappheit. Das gilt aber vor allem für November und Dezem­ber. Für Januar und Februar seien noch weitere Massnahmen notwen­dig, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, da in diesen Monaten weniger Stromimporte möglich seien.

Frankreich will die Abschaltung des Atomkraftwerks Fessenheim nun doch nicht mehr an die Inbetriebnahme des neuen Reaktors in Flamanville knüpfen. „Heute müssen wir in Erwägung zie­hen, diese beiden Operationen nicht zum gleichen Zeitpunkt zu unterneh­men“, sagte der französische Umwelt­minister François de Rugy. Denn weder der Elektrokonzern EDF noch Frankreichs Atomaufsichtsbe­hörde seien in der Lage, ein Datum für die Inbetriebnahme von Flamanville zu nennen. Fessenheim soll aber in jedem Fall bis spätestens 2022 vom Netz gehen, wie de Rugy betonte, egal wie weit Flamanville dann ist. Einen genau­eren Plan gibt es laut dem Minister bis­her nicht. „Das Kraftwerk wird in dieser Amtszeit (von Frankreichs Präsident Emmanuel Macron) geschlossen, bis 2022“, sagte er.

Die Rohöllagerbestände in den USA haben sich in der Woche zum 28. September 2018 bei konstan­ter Förderung weitaus deutlicher als erwartet erhöht. Sie stiegen nach Angaben der staatlichen Energy Information Administration (EIA) um 7‘975 Millionen Barrel gegenüber der Vorwoche. Analysten hatten einen Anstieg um nur 1.3 Millionen Barrel vorhergesagt. In der Vorwoche hatten sich die Lagerbestände um 1‘852 Mil­lionen Barrel erhöht. Die Ölproduktion in den USA hatte in der Woche exakt auf dem Vorwo­chenniveau von 11‘100 Millionen Bar­rel pro Tag gelegen. Gegenüber dem Vorjahreszeitraum errechnete sich ein Zuwachs von 1‘539 Millionen Barrel.

Trotz anhaltender Kritik treibt die Gazprom-Tochter Nord Stream 2 den Bau der umstrittenen Ostseepipeline voran. In den deutschen und finnischen Gewässern seien inzwischen 100 Kilometer Rohre für die Erdgaspipeline verlegt worden. Das 9.5 Milliarden Euro teure Projekt bewege sich damit im Zeitplan. Die 1‘200 Kilometer lange Pipeline soll Ende des kommenden Jahres in Betrieb genommen werden. Die Verlegung ist inzwischen in allen betroffenen Ländern genehmigt - bis auf Dänemark. Im deutschen Anlandebereich sind am Montag die ersten von acht grossen Ventilen installiert worden. Die 112 Tonnen schweren Sicherheitsventile dienen dazu, den Gasfluss für eine planmässige Wartung oder im Falle einer Notabschaltung zu unterbrechen.

Belgien muss sich möglicherweise im kommenden Winter auf Stromsperren einstellen. Laut Angaben des belgischen Übertragungsnetzbetreibers Elia kann eine solche Massnahme nicht ausgeschlossen werden, selbst wenn alle verfügbaren belgischen und internationalen Kapazitäten zur Verfügung gestellt werden. Der November sei der kritischste Monat. Derzeit sei nicht klar, wie die Nachfrage vollständig gedeckt werden könne. Elia benötigt 1‘600 bis 1‘700 Megawatt an zusätzlichen Kapazitäten, um die Versorgungssicherheit zu jedem Zeitpunkt ohne Stromsperren zu gewährleisten. Ursache der Stromknappheit ist die „unerwartete und langanhaltende Nichtverfügbarkeit“ der belgischen Kernkraftwerksblöcke Doel 1, Doel 2, Tihange 2 und Tihange 3. Damit fällt bis Mitte Dezember eine Kapazität von 3‘000 MW aus, was 25 Prozent der in Belgien verfügbaren Produktionskapazitäten entspricht. Deutschland, Frankreich und die Niederlande haben unterdessen Belgien Unterstützung bei der Bewältigung der drohenden Stromknappheit zugesichert. Die zuständigen Ministerien in Berlin und Den Haag hätten ihre „volle Kapazität“ zugesagt. Die Regierung in Paris sei grundsätzlich auch bereit, müsse aber noch den eigenen Bedarf prüfen.

Der französische Wirtschafts- und Finanzminister Bruno Le Maire hat sich gegen einen schnellen Ausstieg Frankreichs aus der Atomenergie ausgesprochen. Er wünsche sich einen wettbewerbsfähigen Atomkraftsektor, der Arbeitsplätze schafft und die Strompreise niedrig hält. Es sei zwar nicht auszuschliessen, dass neben Fessenheim weitere Kraftwerke geschlossen werden. Gleichzeitig sei aber auch denkbar, dass weitere Reaktoren gebaut werden, wenn der neue Reaktor in Flamanville erst einmal am Netz ist. In den kommenden Tagen will sich Le Maire mit dem französischen Premierminister Édouard Philippe treffen, um die mehrjährige Energieplanung Frankreichs zu besprechen.

Der Preis für ein Barrel der Sorte Brent könnte laut Analysten in den nächsten Wochen bis an die Marke von 90 US-Dollar steigen. Hintergrund sind mögliche Förderkürzungen des Iran aufgrund der US-Sanktionen, die sich auf bis zu 1 Million Barrel pro Tag summieren könnten. Weiterhin wird auf die Produktionsrückgänge in Libyen und Venezuela verwiesen. Letzte Woche hatten sich zudem die OPEC-Minister und Russland gegen eine Erhöhung der Fördermenge entschieden und damit dem US-Wunsch nach einer höheren Ölförderung eine Absage erteilt. Allerdings dürfte ein Anstieg des Brent-Preises auf 90 US-Dollar die Nachfrage aus den Schwellenländern stärker belasten.

Russland will die Produktion von Flüssigerdgas (LNG) bis 2035 auf 83 Millionen Tonnen pro Jahr vervierfachen. Aktuell werden in Russland jährlich etwa 21 Millionen Tonnen LNG produziert. Der Anstieg der LNG-Produktion fusst auf zusätzlichen Projekten, wie dem Start der dritten Produktionslinie im Projekt Sachalin 2 sowie der dritten und vierten Linie von Jamal LNG. Nach Schätzungen des Energieministeriums könnte der Anteil von russischem LNG am Weltmarkt bis 2035 von derzeit 4.5 Prozent auf 15 bis 20 Prozent steigen. Die weltweite Nachfrage nach LNG dürfte bis 2035 auf 550 Millionen Tonnen wachsen. Das Angebot wird jedoch etwa bei 350 Millionen Tonnen liegen.

Die französische Regierung will den Mechanismus, mit dem unabhängige Stromversorger Atomstrom vom staatlichen Versorger EDF kaufen können, reformieren. Die kleineren Wettbewerber fürchten aber, dass der Reformvorschlag zu mehr Kosten und weniger Wettbewerb führt. Der bisherige Mechanismus (Accès régulé au nucléaire historique, Arenh) ermöglicht den Versorgern seit 2011, bestimmte Strommengen von EDF zu einem festgelegten Preis von 42 Euro je Megawattstunde zu kaufen. Damit sollte mehr Wettbewerb am französischen Strommarkt entstehen. Bis zu 100 Terawattstunden im Jahr bietet EDF im Rahmen von Arenh an. Das Unternehmen weisst aber regelmässig darauf hin, dass dieser Mechanismus einen negativen Einfluss auf die Konzernbilanz hat. Ausserdem gebe ein zu niedriger Festpreis den kleinen unabhängigen Versorgern die Möglichkeit der Arbitrage, wenn diese den Strom zu Marktpreisen weiterverkaufen. Genau dies will die Reform verhindern, und die Regeln für den Ankauf verschärfen. So sollen die Wettbewerber von EDF den Strom nur zu bestimmten Zeitpunkten kaufen, und nicht abhängig vom Marktpreis kurzfristig Mengen hinzukaufen können. „Die vorgeschlagene Reform ist eine Gefahr für den Wettbewerb am französischen Strommarkt“, heisst es in einem Statement, das unter anderem von dem Verband Anode unterzeichnet wurde, in dem die Konkurrenten von EDF sich zusammengeschlossen haben. Zudem komme die Verschärfung zu einem Zeitpunkt, wo die im Rahmen von Arenh angebotene Menge von 100 TWh ohnehin nicht ausreiche, um die Verbraucher zu versorgen, die sich gegen EDF und für einen Konkurrenten entschieden hätten. Die Unterzeichner fordern die Regierung daher auf, diese Menge zu erhöhen, die geplante Reform des Arenh-Mechanismus auszusetzen und stattdessen mit allen Beteiligten über eine solche Reform zu beraten.

Die belgischen Reaktoren Tihange 2 und 3 mit je rund 1‘000 Megawatt Kapazität bleiben deutlich länger vom Netz als bisher geplant. Wie der französische Betreiber Engie mitteilte, soll Tihange 2 am 31. Mai 2019 statt wie bislang angenommen Ende Oktober wieder in Betrieb genommen werden. Tihange 3 bleibt demnach bis zum 01. März 2019 abgeschaltet, statt bis Ende September. Deshalb könnte in Belgien der Strom im kommenden November knapp werden. Zwischen dem 20. Oktober und dem 29. November wird nur einer der sieben belgischen Atomreaktoren am Netz sein. Ob die Lücke durch Importe geschlossen werden kann, ist ungewiss. Viel hängt von der Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke ab.

China hat im Zuge der Handelsstreitigkeiten mit den USA Zölle in Höhe von 10 Prozent auf US-LNG verhängt. Die Massnahme könnte geplante US-LNG-Projekte verzögern oder verhindern. China ist der weltweit zweitgrösste Nachfrager nach LNG, da das Land von der emissionsträchtigen Kohle als Energieträger loskommen will. Nach Verhängung der Zölle sind US-Lieferadressen keine Low-Cost-Option mehr für chinesische Käufer. Die chinesischen Zölle beeinträchtigen auch die Chancen für US-Adressen, mit langfristigen Lieferverträgen zum Abschluss zu kommen und erschweren damit die Finanzierung teurer Gas-Verflüssigungsanlagen.

Das Kohle-Frontjahr API2 kratzt derzeit an der Marke von 100 US-Dollar pro Tonne. Analysten führen den Preisanstieg auf das knappe Angebot von qualitativ hochwertiger Kohle mit hohem Brennwert zurück. Auf der anderen Seite schwenkt China als Nachfrager aus Umweltschutzgründen auf die hochwertigere Kohle um. Die Nachfrage aus der EU, Japan und Korea sind gleichfalls hoch. Wird die Marke von 100 US-Dollar für das API2-Frontjahr nachhaltig durchbrochen, ist der Weg frei bis auf 120 US-Dollar.

Das Kernkraftwerk Mühleberg mit 373 Megawatt installierter Nettoleistung hat seinen letzten Betriebszyklus begonnen, nachdem das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat ENSI dem Wiederanfahren zugestimmt hat. Mühleberg hatte für die Revisionsarbeiten während knapp vier Wochen die Stromproduktion unterbrochen. 46 der 240 Brennelemente wurden ausgetauscht, damit der Kern mit ausreichend Brennstoff für den letzten, 15-monatigen Zyklus versorgt ist. Am 20. Dezember 2019 wird der Leistungsbetrieb des Kernkraftwerks Mühleberg endgültig eingestellt.

Die europäische Windkraft wird in den kommenden fünf Jahren weiter stetig wachsen. Davon geht der Verband WindEurope aus, der zugleich auch vor politischen Unsicherheiten und mangelndem Ehrgeiz in einigen Ländern warnt. So soll die Windenergiekapazität in Europa bis 2022 im Schnitt jährlich um 17 Gigawatt auf 258 Gigawatt steigen. Dabei liegt die Onshore-Windenergie mit einem Neubau von 70.5 GW vor der Offshore-Windkraft mit insgesamt 16.5 GW. Deutschland bleibt weiterhin der stärkste Markt gefolgt von Spanien und Grossbritannien. Gleichzeitig gehen aber in den nächsten fünf Jahren auch zahlreiche europäische Windkraftanlagen der ersten Generation vom Netz und werden abgebaut.

Nach dem steilen Anstieg und dem ebenso deutlichen Rückgang der Notierungen am Zertifikatemarkt dürfte sich der Preis innerhalb der nächsten Tage um die 20 Euro je Tonne stabilisieren. Bis zum Donnerstag, dem Stichtag für das Auslaufen von Optionen auf die Zertifikate, ist aber noch mit hoher Volatilität zu rechnen. Der Optionsmarkt ist auch einer der Gründe für den vorausgegangenen starken Anstieg der Preise gewesen. Deshalb will Polen die EU dazu auffordern, die schnelle Verteuerung des CO2-Preises zu untersuchen. Der Anstieg in den vergangenen Wochen hat die Produktionskosten für Kraftwerksbetreiber deutlich in die Höhe getrieben. Der polnische Energieminister Krzysztof Tchorzewski will die EU-Kommission auffordern, die genauen Ursachen des Anstiegs zu prüfen. Die EU-Richtlinie zum Emissionshandel sieht in ihrem Artikel 29a eine Überprüfung des Preismechanismus vor, wenn „der Preis der Zertifikate mehr als sechs aufeinander folgende Monate lang mehr als das Dreifache des Durchschnittspreises der Zertifikate in den beiden vorhergehenden Jahren auf dem europäischen CO2-Markt beträgt.“ Falls sich dabei herausstellt, dass die „Preisentwicklung nicht auf veränderte Marktgegebenheiten zurückzuführen ist“, können die Mitgliedsstaaten dazu berechtigt werden, Versteigerungen vorzuverlegen oder „bis zu 25 Prozent der in der Reserve für neue Marktteilnehmer befindlichen Zertifikate zu versteigern.“ Aber es ist unwahrscheinlich, dass Polen allein mit Hilfe des Artikels 29a bewirkt, dass zusätzliche Zertifikate in den Markt gegeben werden und der Preis dadurch gedrückt wird.

Die Auslastung der Gasspeicher in Deutschland lag nach den vorläufigen Daten von Gas Infrastructure Europe (GIE) letzte Woche bei 74.6 Prozent. Nach den Prognosen für die Entwicklung der Kapazitätsauslastung soll der Höhepunkt im vierten Quartal bereits Mitte Oktober, also einen halben Monat früher als 2017 erreicht werden. Dann sollten die Gasspeicher zu 78.1 Prozent gefüllt sein, im Vergleich zu 89.1 Prozent zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres zum Maximum des vierten Quartals 2017 von 92.4 Prozent. Der prognostizierte Wert wäre gleichzeitig auch der niedrigste Wert für den Gipfel eines Jahres seit 2011, dem Beginn der GIE-Statistik. Allerdings prognostiziert das Modell auch nur einen Rückgang der Kapazitätsauslastung auf 29 Prozent per Ende März 2019. Zum Ende der Wintersaison 2017/18 lag der Auslastungsgrad bei 14.4 Prozent. Auf den ersten Blick hat es also den Anschein, dass die geringe Speicherauslastung im Vergleich zu den Vorjahren kein Problem darstellt, wenn die Ausspeicherungen auch im Mittel der vergangenen Jahre bleiben. Dabei sind allerdings auch recht warme Winter mit nur geringen Speicherentnahmen in die Berechnung eingegangen. Kommt es dann nicht zu einem warmen Winter, besteht das Risiko, dass die Gaspreise für Januar und Februar nicht nur weit über den ölindexierten Gaspreisen, sondern auch über den aktuellen Notierungen der Futures für die Lieferungen in den ersten Monaten von 2019 liegen könnten. Dies dürfte in den nächsten Wochen die Preise für das kurze Ende der Terminkurve auf hohem Niveau halten, auch um einen Anreiz für höhere Einspeicherungen in der verbleibenden Zeit zu liefern.

Der französische Premierminister Edouard Philippe hat eine Reduktion des Atomkraftanteils am französischen Elektrizitätsmix von 50 Prozent „im Horizont des Jahres 2035“ in Aussicht gestellt. Ursprünglich sollte dieses Ziel bereits 2025 erreicht werden. Doch schon der kürzlich zurückgetretene Umweltminister Nicolas Hulot hatte dieses Datum als unrealistisch aufgegeben. Hulot seinerseits strebte einen Termin nahe 2030 an. Ihre neue langfristige Energieplanung wird die französische Regierung Ende Oktober vorlegen.

Das Emirat Katar will in Deutschland den Aufbau eines Terminals für Flüssiggas (LNG) voranbringen. Der weltgrösste Exporteur des verflüssigten Rohstoffs greift damit in das Ringen ein, wie Deutschland und Europa in Zukunft ihre Gasversorgung sichern wollen. Die bereits im Bau befindliche Ostsee-Pipeline Nord Stream 2, die Erdgas aus Russland nach Deutschland bringen soll, beeinträchtige das Ziel Katars nicht, Deutschland direkt mit LNG zu beliefern. Katar sei daran interessiert, seine Kundenstruktur zu diversifizieren. Und Deutschland dürfte ein Interesse daran haben, die Zahl seiner Bezugsquellen zu vergrössern. Damit könne Katar für Deutschland einen Beitrag zur Erhöhung der Versorgungssicherheit leisten. Osteuropa und die USA hingegen wollen die Pipeline Nord Stream 2 verhindern, die Deutschland mit Russland verbinden soll. Europa hat US-Präsident Donald Trump zugesagt, künftig mehr LNG importieren zu wollen, obwohl es an den Märkten teurer ist als das Gas aus Pipelines.

Belgien verzichtet für den Winter 2018/2019 auf die Bereitstellung von zusätzlichen Kapazitäten für die Stromgewinnung. Wie das belgische Energieministerium berichtet, erscheint eine solche Vorsorgemassnahme unnötig, da EDF das eingemottete Gaskraftwerk Seraing wieder in Betriebsbereitschaft versetzt hat. Dieses Kraftwerk soll ab dem 1. November wieder Strom liefern. Verwiesen wird zudem auf verbesserte Nutzungsmöglichkeiten der Interkonnektoren. Dank europäischer Absprachen sei es möglich, deren Übertragungskapazitäten jetzt besser auszunutzen. Im Vorjahr hatte das belgische Energieministerium noch angekündigt, für diesen Winter Reservekapazitäten im Umfang von 500 Megawatt zu kontrahieren.

Laut Aurora Energy Research in Berlin, sei kurzfristig der Preis für CO2-Zertifikate fundamental nicht gerechtfertigt. Der Überschuss an Zertifikaten sei aktuell genauso hoch wie im Januar als der Preis sehr viel niedriger lag. Wegen der 2019 einsetzenden Marktstabilitätsreserve werde es aber zu Verknappungen kommen. Im Hinblick darauf wird nun eingekauft. Das hat aber auch spekulative Interessen auf den Plan gerufen. Mehrere hundert Millionen Zertifikate sollen aktuell in den Händen von Finanzinvestoren sein. Diese spekulativen Investoren könnten aber unter Umständen den Markt auch weiter hochtreiben.

In Frankreich könnten ab 2025 sechs weitere Atomreaktoren vom Typ EPR (Europäischer Druckwasserreaktor) gebaut werden. Das geht aus einem Bericht hervor, den der französische Wirtschaftsminister Bruno Le Maire und der ehemalige Umwelt- und Energieminister Nicolas Hulot in Auftrag gegeben hatten. Der Bericht schlägt den Bau von zunächst sechs Reaktoren im Abstand von zwei Jahren ab 2025 vor. Der erste wäre dann 2035 fertig gestellt. Frankreich bereitet derzeit seine „mehrjährige Energieplanung“ für die Zeiträume 2018-2023 und 2024-2028 vor. Im vergangenen Juni fand eine öffentliche Debatte zu diesem komplexen Thema statt. Die Bevölkerung konnte sich bei öffentlichen Versammlungen und im Internet äussern. Der Bericht zur mehrjährigen Energieplanung soll diesen September vorgelegt werden. Umwelt- und Energieminister Hulot hatte letzte Woche seinen Rücktritt erklärt, da er das Gefühl hatte, keine umweltpolitischen Fortschritte machen zu können. Die Demission könnte ein Fingerzeig sein, wonach eine Entscheidung über eine Lebenszeitverlängerung der französischen Kernkraftwerke auf dem Weg sei. Ausserdem sei es nun weniger wahrscheinlich, dass EDF in einen nuklearen und in einen nichtnuklearen Teil aufgespalten werde, wie dies Hulot vorgeschlagen hatte.

Der russische Präsident Wladimir Putin fordert die heimischen Energieunternehmen zu einem Ausbau der Exporte auf und spricht dabei insbesondere die Kohle-Industrie an. Laut Putin erlaube das aktuelle Geschäftsumfeld es Russland, seine Position auf dem globalen Kohle-Markt auszuweiten und seinen Marktanteil zu erhöhen. Russland ist der drittgrösste Kohle-Exporteur der Welt und will seine Exporte nach Asien bis 2025 verdoppeln. Die russische Kohleproduktion dürfte sich in diesem Jahr auf rund 420 Millionen Tonnen belaufen und damit einen Rekordwert aus der Sowjet-Ära übertreffen. Die Ausfuhren liegen aktuell bei rund 200 Millionen Tonnen und gingen in gleichem Umfang nach West und Ost.

Die iranischen Exporte von Rohöl und Destillaten sind im Vorfeld der US-Sanktionen gegen die Ölindustrie des Landes massiv zurückgegangen. Sie dürften im August mit 64 Millionen Barrel beziehungsweise 2.06 Millionen Barrel täglich auf den niedrigsten Stand seit Juli 2016 sinken. Der vom Markt erwartete sanktionsbedingte Exportrückgang um 1 Million Barrel pro Tag stellt somit ein zu optimistisches Szenario dar. Die USA wollen diesmal, anders als in den Sanktionsjahren 2012-2016 wohl keine Ausnahmegenehmigungen für Importe aus Iran erteilen. Die Verschiffung wird derweil immer mehr zur Achillesferse der Iraner, denn die aktuellen Entwicklungen sind teilweise auch der Zurückhaltung von Tanker-Konzernen geschuldet, iranisches Öl zu verschiffen. So umfassen die Trump-Sanktionen auch die Versicherung für Öltanker. Reedereien aus China, Indien, Griechenland oder Spanien, die noch bis zum Juli iranisches Öl transportierten, gaben zuletzt den Handel mit Iran auf. Viele der Reedereien sind bei europäischen Firmen versichert, die sich wegen des Irans nicht mit den USA schlecht stellen wollen.

Die saudiarabische Regierung hält am Börsengang des Ölgiganten Aramco fest und hat anderslautende Berichte zurückgewiesen. Die Regierung plane noch immer, Saudi Aramco an die Börse zu bringen und zwar zu einem „Zeitpunkt ihrer Wahl, wenn die Bedingungen dafür optimal sind“, erklärte Energieminister Chalid al-Falih. Der geplante Schritt gilt als weltgrösster Börsengang: Der Gang aufs Börsenparkett soll 100 Milliarden Dollar (rund 85 Milliarden Euro) in Riads Staatskasse spülen. Dafür will Saudi-Arabien fünf Prozent des Staatskonzerns verkaufen. Der geplante Börsengang ist Teil eines wirtschaftlichen Reformprogramms. Er war 2016 angekündigt und seitdem mehrmals verschoben worden. Dabei machten die Verantwortlichen immer wieder ungünstige Bedingungen auf den Finanzmärkten geltend. Nun war der Börsengang für dieses Jahr geplant, am Mittwochabend machten aber Medienberichte die Runde, wonach er von den Behörden abgeblasen worden sei und sich das zuständige Finanzberaterteam aufgelöst habe. Dem widersprach der Energieminister am Donnerstag. Ein Datum für den geplanten Börsengang wurde nicht genannt. Dies hänge von „mehreren Faktoren“ ab, vor allem von den Marktbedingungen. Saudi-Arabien hat wegen des Verfalls des Ölpreises ein Riesen-Defizit in den vergangenen drei Haushaltsjahren angehäuft. Mit dem Reformplan Vision 2030 will das Königreich seine Abhängigkeit von den Erdöleinnahmen reduzieren.

Der französische Rohstoffkonzern Total steigt aus einem 5 Milliarden US-Dollar schweren Projekt im Iran aus. Das Unternehmen gebe das Vorhaben im South-Pars-Erdgasfeld auf, da es vor Ablauf der von Teheran festgelegten Frist keine Befreiung von möglichen US-Sanktionen erhalten habe. Total hatte die Arbeiten an dem Projekt im Mai eingestellt, nachdem die US-Regierung angekündigt hatte, Unternehmen, die im iranischen Ölsektor investierten, ab November mit Sanktionen zu belegen. Iran räumte Total seinerzeit eine Frist von 60 Tagen für eine endgültige Entscheidung ein.

Der Atomreaktor Nogent 1 (1310 MW) bleibt länger abgeschaltet als bisher angenommen. Der Kraftwerksbetreiber EDF will den Grund für eine Blockade eines Steuerbündels herausfinden, die am 16. August zur Abschaltung des Reaktors geführt hatte. Um die Ursache für diese Blockade zu finden, müsse nun der Reaktorbehälter geöffnet werden, teilte EDF mit. Erst dann könne man entscheiden, welche Arbeiten an dem Reaktor vorgenommen werden müssen. Das Unternehmen geht derzeit davon aus, dass Nogent 1 am 16. September wieder ans Netz gehen kann. Der Fehler habe keine Auswirkungen auf die Sicherheit des Kraftwerks oder der Mitarbeiter gehabt.

Sogenannte kritische Infrastrukturen wie etwa Kraftwerke oder Stromleitungen sollen in Deutschland künftig dank einer zentralen Anlaufstelle besser geschützt werden können. Letzte Woche nahm der Bundesverband für den Schutz Kritischer Infrastrukturen (BSKI) seine Arbeit auf. Er will nach eigenen Angaben dabei helfen, Sicherheitsrisiken frühzeitig zu erkennen und die richtigen Gegenmassnahmen zu ergreifen. Dabei soll es nicht nur um Bedrohungen durch Hackerangriffe gehen, sondern auch um andere Gefahren, wie sie derzeit etwa von der langanhaltenden Dürre ausgehen. Es gelte, „alle Einfallstore“ und Risikofaktoren für kritische Infrastrukturen zu berücksichtigen, erklärte der BSKI-Vorsitzende Holger Berens. Es werde immer deutlicher, dass es „nicht nur um Gefahren aus dem Internet geht“. Vielmehr gebe es ein „ganzes Netz aus Gefahrenquellen“, das beleuchtet werden müsse. Ein besonderer Fokus liegt zudem auf dem deutschen Stromnetz – der nach BSKI-Angaben „kritischsten aller kritischen Infrastrukturen“. Durch die Energiewende werde das Versorgungssystem „fundamental“ verändert - mit Folgen für dessen Widerstandsfähigkeit gegenüber einem Ausfall. Sogenannte kritische Infrastrukturen sind von entscheidender Bedeutung dafür, dass die Versorgung der Bevölkerung etwa mit Strom oder auch Gesundheitsdienstleistungen funktioniert. Ein Ausfall oder eine Störung dieser Infrastrukturen könnte massive Folgen nach sich ziehen. Der BSKI will nun in einem ersten Schritt mehr Transparenz über die Gefährdung dieser Infrastrukturen schaffen.

Die ab dem 14. November geplanten Auktionen von Emissionsrechten für Deutschland werden im laufenden Jahr nicht mehr stattfinden. Das teilte die European Energy Exchange (EEX) mit. Der aktuelle Vertrag Deutschlands mit der EEX läuft am 14. November aus, die letzte Auktion ist für den 9. November vorgesehen. Im März wurde die EEX vom Umweltbundesamt als Auktionsplattform für Emissionsberechtigungen für weitere drei Jahre ernannt, mit der Option der erneuten Verlängerung um zwei Jahre. Die Ernennung wurde von der Bundesrepublik Deutschland im April an die EU-Kommission notifiziert. Doch vor dem Beginn der Auktionen unter dem neuen Mandat muss die EEX als Auktionsplattform für Deutschland in den Anhang der EU-Auktionsverordnung aufgenommen werden. Die Vorbereitungen dazu sind derzeit im Gange. Die ursprünglich für 2018 nach dem 14. November zur Versteigerung anstehenden 21‘807‘000 Emissionsberechtigungen werden auf das 2019 zu versteigernde Volumen verteilt. Die EU-Kommission geht davon aus, dass die deutschen Auktionen im Laufe des ersten Quartals 2019 wieder aufgenommen werden. Infolge des verminderten Angebots könnte man nun von einem Defizit am Zertifikatemarkt für 2018 ausgehen. Dadurch könnten die Zertifikate- und Strompreise weiteren Auftrieb erhalten.

Nord Stream 2 hat von den russischen Behörden alle notwendigen Genehmigungen für den Bau der Pipeline erhalten. Die russische Umweltaufsichtsbehörde habe einen Abschnitt von 114 Kilometern in den russischen Hoheitsgewässern genehmigt. Die praktische Umsetzung der neu erteilten Genehmigung soll bald beginnen. Zuvor hatte das russische Bauministerium bereits die Genehmigung für den Landabschnitt der Pipeline erteilt. Neben Russland haben auch Deutschland, Finnland und Schweden alle erforderlichen Genehmigungen für den Bau erteilt. Das Genehmigungsverfahren in Dänemark läuft dagegen noch.

Das Kernkraftwerk Mühleberg ist in der Nacht auf Sonntag, 19. August 2018, für seine letzte Jahresrevision vom Netz genommen worden. In den nächsten vier Wochen führen interne und externe Fachkräfte Prüfungen und Instandhaltungsarbeiten durch. Teil der umfangreichen Tätigkeiten ist die Untersuchung des Kernmantels. Daneben werden Komponenten, Armaturen und Systeme im elektrischen und mechanischen Bereich auf ihre Funktionstüchtigkeit geprüft. Weiter werden programmgemäss präventive Instandhaltungsarbeiten ausgeführt. Der letzte Betriebszyklus bis Ende 2019 dauert rund 15 Monate. Dafür werden 46 der 240 Brennelemente ersetzt.

Der neue US-Sonderbeauftragte für den Iran hat erklärt, dass die US-Regierung bereit ist, Sanktionen gegen alle Länder zu verhängen, die nach dem November Öl aus dem Iran kaufen, einschliesslich China, dem führenden Importeur von iranischem Rohöl. Brian Hook, der als Sonderbeauftragter und Leiter einer neuen Iran Action Group im Aussenministerium ernannt wurde, sagte auch, die USA würden auf Sanktionen gegen Länder verzichten, die Anstrengungen unternommen haben, ihre iranischen Ölkäufe zu reduzieren. Indien und Südkorea gehören zu den wichtigsten Ölkunden des Iran. Beide Länder haben bereits damit begonnen, die Importe zurückzufahren und hoffen auf den Verzicht von Sanktionen, um mehr Zeit für den Ersatz des iranischen Rohöls zu gewinnen. China hat allerdings wiederholt erklärt, dass es keine Pläne habe, sich an das US-Ölembargo gegen den Iran zu halten, das ab dem 4. November in Kraft tritt. Einige Ölanalysten erwarten sogar, dass China die iranischen Importe erhöhen und damit die Bemühungen der USA, den Iran zu isolieren, untergraben wird. In einer Antwort auf eine Frage zu Chinas Plan, weiterhin iranisches Öl zu importieren, weigerte sich Hook, sekundäre Sanktionen gegen Peking als Strafe auszuschliessen. „Die USA hoffen zweifellos auf die vollständige Einhaltung durch alle Nationen“, sagte Hook auf die Frage nach dem Plan der Iran Action Group für den Umgang mit China. China, das mehr als ein Viertel des iranischen Öls kauft, hat wiederholt erklärt, dass der Handel mit dem Iran in einer Reihe von Wirtschafts- und Energiesektoren rechtmässig sei und dass es nicht plane, die Importe zu reduzieren. „Wir sind bereit, sekundäre Sanktionen gegen andere Regierungen zu verhängen, die diese Art von Handel mit dem Iran fortsetzen“, sagte Hook.

Energieexperten sind bei der Entwicklung der Strom- und Erdgaspreise für die nächsten sechs Monate geteilter Meinung. 45 Prozent erwarten, dass die Preise steigen, während etwas mehr als die Hälfte von sinkenden Preisen ausgeht, wie aus dem ZEW-Energiemarktbarometer hervorgeht. Bei den Preisen für Kohle geht ein Grossteil der Experten (70 Prozent) von stabilen Preisen in den nächsten sechs Monaten aus. Bei den weltweiten Rohölpreisen erwarten dies nur 30 Prozent. Zwei Drittel rechnen dagegen bei Rohöl kurzfristig eher mit Preissteigerungen. Auf Sicht von fünf Jahren herrscht dagegen grössere Einigkeit: die Mehrheit der befragten Experten rechnet für diesen Zeitraum mit steigenden Preisen für Strom (80 Prozent), Erdgas (60 Prozent) und Rohöl (63 Prozent). Für das Energiemarktbarometer befragt das Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung (ZEW) in Mannheim halbjährlich rund 200 Energiemarkt-Experten.

Die Türkei will trotz neuer US-Sanktionen gegen den Iran dort weiter Erdgas kaufen. Die Türkei ist stark abhängig von importierter Energie, und der Iran ist zusammen mit Russland ein Hauptversorger. Die Türkei habe einen Vertrag mit dem Iran bis 2026, und dieses Geschäft werde weitergehen, denn es sei klar, dass die Türkei ihre Bürger nicht frieren oder im Dunkeln sitzen lassen werde, sagte der türkische Energieminister Fatih Dönmez. Das Thema könnte die sowieso schon stark angespannten Beziehungen zwischen den USA und der Türkei weiter verschärfen. Es stehe aber bei Gesprächen einer türkischen Delegation in Washington auf der Agenda. Angeführt vom stellvertretenden Aussenminister Sedat Önal soll die Gruppe aus Ankara laut US-Aussenamt Vize-Aussenminister John Sullivan treffen. Die türkische Ablehnung von Sanktionen gegen den Iran ist nur ein Streitpunkt zwischen den Ländern. Bei den Gesprächen wird es auch um den jüngsten Anlass für schwere Verstimmungen zwischen Ankara und Washington gehen: die Festsetzung des US-Pastors Andrew Brunson in der Türkei wegen Terrorvorwürfen. Die USA hatten deswegen kürzlich zwei türkische Minister mit Sanktionen belegt. Ausserdem haben die Türkei und die USA unterschiedliche Ziele und Alliierte im Syrien-Krieg.

Der Pipelinebauer Nord Stream 2 hat Dänemark eine alternative Route für die umstrittene Ostseepipeline vorge­schlagen. Die Gasleitung könne auch nordwestlich der Insel Bornholm ver­legt werden, teilte das Unternehmen am Freitag in Zug in der Schweiz mit. Damit würde die Pipeline nur durch die dänische Wirtschaftszone lau­fen, nicht aber durch die Hoheitsge­wässer. Die dänische Energiebehörde erklärte, sie habe den Antrag für die neue Strecke bekommen und werde ihn nun prüfen. Dänemark hat die Trasse als einziges der nordischen Länder noch nicht genehmigt. Das Parlament schuf sogar eine neue Rechtsgrundlage, nach der auch aussen-, verteidigungs- und sicher­heitspolitische Gründe herangezo­gen werden können, um das Verlegen von Stromkabel und Rohren auf däni­schem Territorium zu verbieten. Zuvor konnten die Behörden nur Umwelt- und Sicherheitsfragen berücksichti­gen. An der deutschen Ostseeküste werden die ersten Rohre schon ver­legt. Parallel zum neuen Antrag hält Nord Stream 2 an dem bisherigen Streckenvorschlag fest. Der Antrag von April 2017 für die bevorzugte Trasse werde nicht zurückgezogen.

Der Iran will angesichts der Wie­dereinführung von Strafmassnahmen der USA seinen Ölabsatz nach Asien ankurbeln. Auf Rohölverkäufe an asi­atische Abnehmer würden künf­tig Preisnachlässe gewährt. Dass ein Ölpro­duzent Ermässigungen gewähre, sei nicht unüblich. Dies werde auf dem Weltmarkt von allen Ölexpor­teuren so gehandhabt. Bereits am Freitag hatte die Nach­richtenagentur Bloomberg berichtet, dass die staatliche iranische Ölge­sellschaft NIOC von September an den Preis für ein Barrel (159 Liter) Rohöl für asiatische Kunden im Ver­gleich zu Rohöl aus Saudi-Arabien auf den tiefsten Stand seit 14 Jah­ren senken werde. Die USA hatten letzte Woche einseiti­ge Sanktionen gegen den Iran wie­der in Kraft gesetzt, die sich zunächst gegen Irans Zugang zu US-Bankno­ten, den Automobilsektor und den Export von Metallen, landwirtschaft­lichen Produkten und Teppichen rich­ten. In einem zweiten Schritt sollen am 5. November weitere US-Sankti­onen folgen - dann ist unter anderem der Ölsektor die Zielscheibe. Wichtige Abnehmer von iranischem Öl wie China und Indien haben ange­kündigt, ihre Importe nicht entschei­dend drosseln zu wollen. Trotzdem erwarten Experten, dass die ira­nischen Exporte von gegenwärtig rund 2.3 Millionen Barrel pro Tag um 700‘000 sinken könnten. Viel hängt dabei von der Europä­ischen Union ab. Brüssel hat ange­kündigt, sich den US-Sanktionen nicht beugen zu wollen, doch sind viele europäische Firmen verwund­barer gegenüber Druck aus Was­hington als asiatische Unternehmen. US-Präsident Donald Trump warnte, wer Geschäfte mit dem Iran mache, werde „keine Geschäfte mit den Ver­einigten Staaten machen“.

Wegen der anhaltenden Hitze haben einzelne Kernkraftwerke in Deutschland ihre Leistung heruntergefahren. Dadurch soll der Anstieg der Wassertemperatur in den angrenzenden Flüssen durch das eingeleitete Kühlwasser begrenzt werden. Einschränkungen bei den Kernkraftwerken gibt es auch in der Schweiz. Das KKW Mühleberg musste die Leistung um 10 Prozent drosseln. Dadurch wird die Menge des zurückgeleiteten Kühlwassers reduziert, das den Fluss Aare zusätzlich aufheizt. Das älteste noch in Betrieb befindliche Kraftwerk der Welt in Beznau steuert ebenfalls auf eine erste Drosselung in diesem Jahr zu. Auch in Frankreich mussten letzten Freitag, aufgrund der hohen Wassertemperaturen der Rhone, vier Kernreaktoren den Betrieb einstellen. Insgesamt haben die hohen Temperaturen und die sinkenden Wasserstände der Flüsse die Stromversorgung bislang aber nur wenig beeinträchtigt.

Die Energiebörse EEX wird möglicherweise den Stromhandel bald über zehn Jahre im Voraus ermöglichen. Bisher ist dies für maximal sechs Jahre möglich. Wie eine Börsensprecherin mitteilte, wird das Projekt derzeit von der Börse und ihren Kunden diskutiert. Eine Entscheidung ist bislang nicht gefallen. Auffällig ist, dass sich die Liquidität bei den späten Kontrakten zuletzt deutlich erhöht hat. Wie die Börse weiter mitteilte, sind diese entfernten Kontrakte besonders für das Hedging von Power Purchase Agreements (PPA) interessant. Das sind langfristige Stromabnahmeverträge, die sich zu einem Schlüsselinstrument für die Finanzierung von Erneuerbaren-Projekten entwickelt haben.

Der Ausstoss einer Tonne CO2 wird in der EU schon bald richtig teuer. Das lässt sich aus Preisprognosen von acht Analysten schliessen, die die Nachrichtenagentur Reuters nach ihrer Einschätzung für CO2 in den Jahren 2019, 2020 und erstmals auch 2021 befragt hat. Die Preisentwicklung seit Jahresbeginn – der Benchmark-Kontrakt hat sich auf rund 17.50 Euro verteuert – macht sich beim Blick in die Preiszukunft stark bemerkbar. Die Analysten sehen einen durchschnittlichen EUA-Preis für 2019 von 18.59 Euro je Tonne, im Folgejahr soll er bei 20.76 Euro liegen. Erstmals wagten die Analysten auch einen Blick auf 2021. Im Durchschnitt rechnen sie dann mit 21.88 Euro je Tonne. Das liegt 25 Prozent über dem aktuellen Handelspreis. Auf kurze Sicht hält man aber eine Korrektur für möglich, weil einige Marktteilnehmer versuchen dürften, Gewinne einzufahren.

Chinas Industrie wendet sich auf Druck der Regierung zunehmend von der Kohle ab und dem umweltfreundlicheren Schiefergas zu. Sie hofft damit die strengeren Vorgaben zum Thema Luftverschmutzung erfüllen zu können. Das Land verfügt mit nachgewiesenen 27 Billionen Kubikfuss über die grössten Vorkommen an Schiefergas und ist abgesehen von den USA und Kanada der weltweit grösste Produzent. Um die Lücke bei der Gasversorgung zu schliessen, hat das Finanzministerium im März 2018 die Steuer auf die Förderung um 30 Prozent gesenkt. Durch die staatliche Stimulierung dürften zwar die Investitionen in Schiefergas steigen und den Markt vergrössern. Die Produktion dürfte dennoch hinter den Vorgaben der Regierung zurückbleiben, denn die Exploration des Gases in China bleibt schwierig. Die Vorkommen sind geografisch relativ stark zersplittert und liegen zumeist im Gebirge. Die komplexen geologischen Strukturen sind eine Herausforderung, wenn es um die Kommerzialisierung von Schiefergas geht.

Die Europäer werden im grossen Umfang LNG aus den USA importieren. Das hat US-Präsident Donald Trump als ein Ergebnis des Besuchs von EU-Kommissionspräsident Jean-Claude Juncker mitgeteilt. Juncker seinerseits versicherte, dass die Europäer neue Exportterminals für LNG errichten wollten. Wie die Nachrichtenagentur Reuters dazu mitteilte, liegen derzeit allerdings drei Viertel der bestehenden europäischen LNG-Importanlagen still, da der Bedarf an US-Flüssigerdgas limitiert ist. Das US-LNG geht derzeit in andere Märkte, nach Mittel- und Südamerika, nach Indien und in den Fernen Osten, wo höhere Gaspreise erzielt werden. Europa wird hingegen günstig mit Pipelinegas aus Russland und Norwegen versorgt. Die EU erhebt keine Zölle auf US-LNG. Als Mittel, die Einfuhr zu erhöhen, fällt eine Zollsenkung daher aus. Doch die sinkende innereuropäische Gasförderung aus der Nordsee, den Niederlanden, Deutschland und Norwegen eröffnet eine wachsende Lücke, die mit russischem Gas aber auch mit LNG aus den USA gefüllt werden kann. Die Gasproduktion der EU wird sich laut Angaben der Internationalen Energieagentur bis 2040 halbieren. Dann müssen bis zu 84 Prozent des Gasbedarfs importiert werden. Gegenwärtig liegt die Importquote bei 71 Prozent, was auch für Importeure aus den USA einen Spielraum schafft. Einige europäische Unternehmen haben bereits angekündigt, LNG von einer neuen Welle geplanter US-Exportterminals zu übernehmen, darunter die portugiesische Galp, die italienische Edison, sowie British Petroleum und Royal Dutch Shell.

Das Kernkraftwerk Isar 2 mit 1‘400 Megawatt Nettoleistung hat seine Kraftwerksrevision abgeschlossen und speist seit den Abendstunden des Sonntag wieder Strom ins Netz ein. Die Anlage wurde am 14.Juli zur Revision vom Netz getrennt. Isar 2 produziert im Schnitt rund 12 Prozent des bayerischen Stromverbrauchs und trägt durch seine gute Regelfähigkeit dazu bei, die schwankende Einspeisung regenerativer Energien zu kompensieren, d.h. das Netz zu stabilisieren. 2017 entsprach die Leistungsdrosselung (Bereitstellung von Regelleistung) acht Volllasttagen nicht produzierten Stromes, um das Stromnetz sowohl bei Unter- als Überspeisung beispielsweise durch erneuerbare Energien entlasten zu können.

Die Wartungsarbeiten an der Pipeline durch die Ostsee, Nord Stream 1, dauerten bis zum 30. Juli an und zeigten auch in der vergangenen Woche ihre Auswirkungen auf die Einspeicherungen in Deutschland. Nach den vorläufigen Schätzungen von Gas Infrastructure Europe (GIE) wurden in der Woche zum Gastag beginnend am 27. Juli per Saldo nur noch knapp 3.4 TWh eingespeichert, während es in der vorausgehenden Woche noch 5.3 TWh waren. Die Kapazitätsauslastung verbesserte sich von 54.7 auf 56.1 Prozent. Im Vergleich zum Vorjahr hat sich der Abstand von 3.7 auf 5.9 Prozentpunkte erhöht. Trotz des wieder höheren Abstands zur Kapazitätsauslastung in 2017 ist die Speicherlage derzeit kein Grund für höhere Gaspreise. Das Wetter dürfte hinsichtlich der Entwicklung der durchschnittlichen Tagestemperaturen für die Gaspreise eine Belastung werden.

Nach einem Rückgang haben die Ölförderaktivitäten in den USA auf Wochensicht wieder angezogen. Im Handel wird dies als Zeichen gewertet, dass sich die Ölproduzenten durch Pipelineknappheiten und andere Engpässen durchgekämpft haben. Wie die wöchentlich erhobenen Daten des Öldienstleisters Baker Hughes zeigen, kletterte die Anzahl der in den USA aktiven Ölförderanlagen um drei auf nunmehr 861. Die aktiven Erdgasförderanlagen reduzierten sich parallel um eine auf nun 186.

Der weltweite Trend zu mehr Inves­titionen in erneuerbare Energiequellen und weniger Investitionen in Erdgas, Kohle und Öl hat sich 2017 nicht fortge­setzt. Das geht aus dem Bericht „World Energy Investments 2018“, der Internationale Energie Agentur (IEA), hervor. Bei den fossilen Energieträgern habe es nach einem „abrupten Einbruch“ von Inves­titionen 2014 aufgrund niedrigerer Prei­se im vergangenen Jahr erstmals wie­der einen Anstieg gegeben, bei Öl und Gas etwa um zwei Prozent, was die IEA auch für 2018 erwartet. 59 Prozent aller Energie-Investitionen seien 2017 auf fossile Energieträger entfallen. Die Investitionen in Erneuerbare und Energieeffizienz seien dagegen nach Jahren des Wachstums um 3 Prozent gesunken und 2018 könnte der Rück­gang sogar noch stärker ausfallen, heisst es in dem Bericht.

Die russische Rohölproduktion ist offenbar deutlich angestiegen. Das Produktionsniveau Mitte Juli soll 11.22 Millionen Barrel pro Tag erreicht haben. Dies entspricht einer Anhebung um 273‘000 Barrel pro Tag gegenüber dem Referenzniveau von Ende 2016. Russland hat damit die im Förderkürzungsabkommen vereinbarte Produktionssenkung nahezu vollständig wieder rückgängig gemacht. Das russische Energieministerium hatte Ende vergangener Woche eine Produktionsanhebung um 200‘000 Barrel pro Tag in Aussicht gestellt, die bei Bedarf auch höher ausfallen könne. Dass dies offensichtlich jetzt schon geschehen ist, ist eine Überraschung. In Libyen hat unterdessen die staatliche Ölgesellschaft NOC „Force majeure“ für Öllieferungen aus einem Hafen verkündet, von dem Öl aus dem Sharara-Feld exportiert wird. Die Produktion im grössten Ölfeld des Landes ist wegen des Abzugs von Personal aus Sicherheitsgründen auf 125‘000 Barrel pro Tag gefallen. Die normale Tagesproduktion liegt bei 300‘000 Barrel. Auch nach der Öffnung der Ölhäfen vor einer Woche bleibt das Ölangebot in Libyen somit risikobehaftet. Der Markt sehe darüber momentan aber ebenso hinweg wie über die Proteste im Süden des Irak, wo sich der Grossteil der irakischen Ölproduktionsanlagen und alle Exporthäfen befinden.

Der französische Energieversorger EDF hat insgesamt 1‘775 Anomalien und 449 Regelabweichungen bei den Komponenten von 46 seiner Atom­reaktoren entdeckt. Dies ist laut fran­zösischen Medien das Ergebnis einer Überprüfung aller Unterlagen zu den Reaktorbauteilen, die aus der Areva-Schmiede Creusot Forge stammen. Die Überprüfung war 2015 beschlos­sen worden, nachdem zum ers­ten Mal Unregelmässigkeiten bei der Fertigungsdokumentation in Creu­sot Forge entdeckt wurden. 31 Reak­toren haben bislang im Rahmen der Überprüfung von der französischen Atomaufsichtsbehörde ASN grünes Licht für den weiteren Betrieb erhal­ten. Die Unterlagen der übrigen 27 EDF-Reaktoren sollen bis Ende des Jahres untersucht werden. Die gröss­ten Probleme hat der Reaktor Bugey 3 mit 94 Anomalien und 19 Regelabwei­chungen an 34 in Creusot hergestell­ten Teilen. Bei Anomalien handelt es sich um Abweichungen von vertraglichen oder gesetzlichen Vorgaben, wohingegen bei Regelabweichungen die internen Vorschriften von Creusot nicht einge­halten wurden.

Russland hat die Kritik von US-Präsident Donald Trump an der Ostseepipeline Nord Stream zurückgewiesen. „Wir haben mehrfach gesagt, dass Nord Stream 1 und Nord Stream 2 ausschliesslich kommerzielle Projekte sind, die den Interessen der Erdgaslieferanten wie auch der -käufer in Westeuropa dienen“, sagte Kremlsprecher Dmitri Peskow. Das deutsch-russische Pipelineprojekt Nord Stream bringt russisches Erdgas durch die Ostsee nach Deutschland. Der erste Strang ist seit 2011 in Betrieb, ein Zweiter soll bis Ende 2019 fertig werden. Manche EU-Staaten kritisieren das Projekt, weil sie eine höhere Abhängigkeit von Russland fürchten. Die USA wollen ihrerseits Flüssiggas nach Europa verkaufen und stehen daher im Wettbewerb mit russischem Gas, das durch Pipelines billiger geliefert werden kann. Peskow betonte, Russland werte Attacken auf Nord Stream als unlautere Konkurrenz. Trump hatte am Mittwoch beim Nato-Gipfel in Brüssel kritisiert, mit Nord Stream flössen Milliardenbeträge für Erdgas an Russland, und der Nato-Gegner werde dadurch gestärkt. Deutschland sei ein „Gefangener“ Russlands. Bundeskanzlerin Angela Merkel hatte dies zurückgewiesen. Experten sagen, dass Deutschland zwar einen grossen Teil seiner Energieressourcen in Russland kaufe, aber umgekehrt Russland Deutschland und Westeuropa als Absatzmarkt brauche.

Die Internationale Energieagentur (IEA) sieht die Gefahr, dass die jüngsten Öl-Produktionsausfälle in einigen Ländern freie Produktionskapazitäten in anderen Ländern so stark beanspruchen könnten, dass bald keine freien Kapazitäten mehr vorhanden sind. Wie sie in ihrem aktuellen Monatsbericht schreibt, wäre sie im Falle eines zu starken Absinkens bereit, mit ihren eigenen Reserven einzuspringen. Die OPEC und ihre von Russland angeführten Verbündeten hatten im Juni beschlossen, ihre Produktion anzuheben, um Ausfälle in Venezuela und im Iran auszugleichen. Die IEA warnt nun, dass dadurch die freien Förderkapazitäten „bis ans Limit“ strapaziert würden. Saudi-Arabien hatte seine Tagesproduktion im Juni um 430‘000 Barrel erhöht, und zwar noch, bevor die OPEC den entsprechenden Beschluss gefasst hatte. Doch diese Produktionssteigerung drückte die Reservekapazität, die innerhalb von 90 Tagen mobilisiert werden kann. Das verfügbare Polster des Königreichs - das fast die Hälfte der freien OPEC-Kapazität ausmacht - verringerte sich um 440‘000 auf 1.58 Millionen Barrel pro Tag. Die IEA teilte in dem Bericht mit, dass sie bei Bedarf Abhilfe schaffen könne. Die Agentur überwacht die Freigabe von Notvorräten im Falle von Störungen - eine Entscheidung, die seit ihrer Gründung im Jahr 1974 nur dreimal getroffen wurde. „Wir stehen weiterhin in einem engen Dialog mit den wichtigsten Produzenten und Verbrauchern innerhalb und ausserhalb der IEA“, heisst es in dem Bericht. Die IEA fügte hinzu, dass sie „die Marktentwicklung beobachtet, um bereit zu sein, über jede erforderliche Unterstützung zu beraten“.

Die Umwelt- und Energieminister von neun Ländern haben die Forderung an den Bund bekräftigt, einen Mindest­preis für Kohlendioxid einzuführen. Es werde ein Mechanismus gebraucht, der fossile Energieträger stärker belas­tet und erneuerbare entlastet, heisst es in einem Brief der Grünen-Ressort­chefs an Bundesenergieminister Peter Altmaier (CDU). „Mit der hierdurch erzeugten Lenkungswirkung können wir einen wesentlichen Beitrag zu einer Senkung des Kohlenstoffdioxidgehalts in der Erdatmosphäre leisten.“ Die Zeit dränge, da Deutschland seine Klimaschutzziele bis 2020 deut­lich verfehlen werde. „Je länger wir warten, umso abrupter müssen wir vor 2030 umsteuern“, heisst es in dem Schreiben.

Der französische Umwelt- und Energieminister Nicolas Hulot will bis Ende des Jahres einen klaren Zeitplan für die Schliessung der Kernkraftwerke in Frankreich erarbeiten. Dazu will er vor allem den Ausbau der Erneuerbaren vorantreiben. „Keines unserer Ziele darf einem anderen im Weg stehen: Wir wollen bis spätestens 2022 die Kohlekraftwerke schliessen. Ausserdem müssen wir unseren Verbrauch senken, das Kernkraftwerk Fessenheim vom Netz nehmen und auch über die Schliessung anderer Atomkraftwerke sprechen. Bei alldem muss aber immer die Versorgungssicherheit gewahrt werden“. Für die Schliessung der französischen Kernkraftwerke will Hulot bis Ende 2018 ein definitives Datum nennen. „Bis dahin muss klar sein, wie viele und welche Reaktoren geschlossen werden.“ Bislang ist nur beschlossen worden, dass Fessenheim Ende des Jahres vom Netz gehen soll. Klar ist aber: Wenn Frankreich sein Ziel erreichen will, in den kommenden Jahren den Anteil der Kernkraftwerke an der Stromerzeugung von knapp 75 auf 50 Prozent zu senken, müssen mehr Reaktoren abgeschaltet werden. „Wir können den Ausbau der erneuerbaren Energien vielleicht beschleunigen und verstärken, vor allem wenn grosse Unternehmen wie EDF mitziehen“, sagte Hulot. „Wir haben bereits die Erfahrung gemacht, dass unsere Stromnetze mehr erneuerbaren Strom aufnehmen können, als wir bisher angenommen haben.“ Im Mai habe der Anteil des Erneuerbaren-Stroms durchschnittlich bei 27 Prozent gelegen. Bis Ende des Jahres muss Frankreich seine Energie-Strategie (programmation plurianuelle de l‘énergie, PPE) für die Jahre 2018-2023 und 2024-2028 beschlossen haben.

Polens Ministerpräsident Mateusz Morawiecki hat ein Ende des Baus der Gaspipeline Nord Stream 2 gefordert. „Das ist kein wirtschaftliches Projekt, es ist ein politisches Projekt, sagte Morawiecki. „Es erzeugt ein höheres Risiko von Instabilität in Osteuropa und gibt Russland grossen Einfluss auf die europäische Wirtschaft und Politik.“ Nord Stream 2 soll über eine Länge von 1‘230 Kilometern von Russland durch die Ostsee nach Deutschland führen. Die Leitung wird weitgehend parallel zur Gas-Pipeline Nord Stream 1 verlaufen, die 2011 in Betrieb genommen wurde. Die Bauarbeiten für Nord Stream 2 laufen bereits, die Pipeline soll 2020 in Betrieb gehen. Mehrere osteuropäische Länder fühlen sich durch die Direktverbindung durch die Ostsee übergangen und warnen vor wachsendem Einfluss Moskaus auf Europa.

Die verbliebenen Unterzeichnerstaaten des Atomabkommens mit dem Iran unterstützen trotz drohender US-Sanktionen das Recht Teherans zum Export von Öl und Gas. Beim Aussenministertreffen in Wien erklärten die fünf Staaten China, Deutschland, Frankreich, Grossbritannien und Russland, sie blieben ihren wirtschaftlichen Beziehungen zum Iran verpflichtet. Dies schliesse die „Fortsetzung von Irans Öl- und Gasexport“ ein. Die Zusage ist Teil einer in Wien aufgestellten Liste zur Rettung des Atomabkommens. Die EU-Aussenbeauftragte Federica Mogherini leitete die Zusammenkunft mit dem iranischen Aussenminister Mohammed Dschawad Sarif. Es war das erste Treffen dieser Art, seit US-Präsident Donald Trump das Abkommen mit dem Iran vor zwei Monaten einseitig aufgekündigt hat. Trump hatte zugleich bekanntgegeben, dass die Wirtschaftssanktionen gegen den Iran wieder in Kraft gesetzt würden. Teheran drohte daraufhin seinerseits mit einem Ausstieg aus dem Abkommen, sollten die anderen Vertragsstaaten nicht für Teheran einstehen. Der Iran bestreitet, nach Atomwaffen zu streben, und betont, dass seine Atomanlagen ausschliesslich zivilen Zwecken dienten. Das Wiener Atomabkommen von 2015 verpflichtete Teheran, seine Urananreicherung drastisch herunterzufahren und verschärfte internationale Kontrollen zuzulassen. Im Gegenzug sollen die Strafmassnahmen schrittweise aufgehoben werden. Trump fordert ein neues, umfassenderes Abkommen mit Teheran.

Der Ölpreis hat einen Sprung nach oben gemacht, nachdem die USA ihre harte Linie bei den iranischen Ölexporten betont haben. Sie fordern, dass alle Länder bis zum 4. November ihre Ölimporte aus dem Iran auf Null senken – ansonsten drohten Sanktionen. Damit verfolgen die USA das Ziel, Iran politisch und wirtschaftlich vollständig zu isolieren. Das Land gibt sich bisher jedoch gelassen. Ein iranischer Staatsvertreter nannte die Entscheidung „nichts Neues“ und sehr schlecht für die Ölmärkte. Die Importeure iranischen Öls waren aber bislang davon ausgegangen, dass die USA einen erheblichen längeren Zeitraum zur Reduktion der Importe einräumen würden.

Sollten die USA Wirtschaftssanktionen gegen die Gaspipeline Nord Stream 2 zwischen Russland und Deutschland verhängen, wäre das nach Einschätzung des Ostausschusses der Deutschen Wirtschaft das Aus für das Milliardenprojekt. „Wenn jetzt ganz harte Sanktionen kommen würden, wäre das Projekt wirtschaftlich nicht mehr darstellbar“, sagte der Chef des Ostausschusses - Osteuropavereins, Michael Harms, in Berlin. Er hält einen Schlag Washingtons gegen Russland für denkbar, obgleich der jüngste Besuch von Präsident Donald Trumps Sicherheitsberater John Bolton in Moskau ein positives Zeichen sei. Das Magazin Foreign Policy hatte Anfang Juni unter Berufung auf Quellen aus dem Weissen Haus gemeldet, dass die US-Administration Unternehmen sanktionieren wolle, die an der Pipeline mitwirken.

Superman fliegt über ein Atomkraftwerk - mit dieser ungewöhnlichen Aktion hat Greenpeace auf Sicherheitsrisiken in Frankreich aufmerksam gemacht. Die Umweltorganisation liess am Dienstag eine Drohne in Form des Superhelden über dem Reaktor in Bugey nahe der ostfranzösischen Stadt Lyon aufsteigen. Ein Video zeigt, wie die Figur mit ihrem blau-roten Kostüm gegen eine Seitenwand des Akws prallt. Mit der "hoch symbolischen" Aktion wollte Greenpeace nach eigenen Angaben auf den unzureichenden Schutz der Abklingbecken für Brennstäbe aufmerksam machen. Nach Angaben des mehrheitlich staatlichen Betreibers Electricité de France (EDF) entstand kein Schaden an dem Kraftwerk. Greenpeace weist seit Monaten mit medienwirksamen Aktionen auf Probleme bei französischen Atomkraftwerken hin, die zum Teil als pannenanfällig gelten. Im Oktober 2017 zündeten Greenpeace-Mitglieder ein Feuerwerk auf dem Gelände des Meilers Cattenom südwestlich von Trier.

Der Block 2 des Kernkraftwerks Beznau mit 365 Megawatt Kapazität ist laut Angaben des Betreibers Axpo am Dienstag, den 26.06.2018 für den Brennelementwechsel planmässig vom Netz genommen worden. Mit der neuen Beladung des Reaktorkerns wird die Anlage für die nächste Betriebsperiode bereit sein. Mit dem Herunterfahren des Blocks 2 endet der am 28. September 2017 begonnene Produktionszyklus. Während der rund zwei Wochen dauernden Abschaltung werden 20 der insgesamt 121 Brennelemente durch neue ausgetauscht und in den Reaktorkern eingesetzt. Zudem werden wiederkehrende Prüfarbeiten und Systemtests ausgeführt und Arbeiten an einzelnen Anlagekomponenten vorgenommen.

Französische Gewerkschaften haben ab Dienstag, 19. Juni zu einem zehntägigen Streik im Energiesektor aufgerufen. Der Versorger EDF geht davon aus, dass seine Stromproduktion bis zum geplanten Ende des Streiks am 29. Juni eingeschränkt sein könnte. Welche Kraftwerke genau betroffen sind, teilte der Versorger nicht mit. Am Dienstag wurden bereits Wasserkraftwerke von EDF bestreikt. Den Angaben des Übertragungsnetzbetreibers RTE vom späten Vormittag des Dienstag zufolge hatten die Streiks bislang keine Auswirkungen auf die Stromproduktion. Die Gewerkschaft CGT Mines-Énergie will mit dem Streik unter anderem gegen die Pläne der Regierung protestieren, den Versorger Engie vollständig zu privatisieren. Laut der Agentur Reuters ist auch die Gewerkschaft Force Ouvrière an dem Streikaufruf beteiligt.

Die EU-Staaten sollen 2030 insgesamt 32.5 Prozent Primärenergie weniger verbrauchen, als bei unveränderter Politik zu erwarten wäre. Auf diesen Kompromiss einigten sich Unterhändler von Europäischem Parlament und EU-Staaten in Verhandlungen über die Überarbeitung der Energieeffizienzrichtlinie (2012/27/EU). Das Parlamentsplenum hatte ein Ziel von 35 Prozent gefordert, der Ministerrat wollte 30 Prozent. Der ausgehandelte Kompromiss bedarf noch der Billigung durch beide EU-Institutionen. Fortgeführt werden soll die derzeit geltende Verpflichtung, jährlich bestimmte Effizienzfortschritte zu erzielen. Diese sollen ab 2021 pro Jahr 0.8 Prozent betragen. 2023 sollen die Ziele auf den Prüfstand gestellt werden.

Nach der Einigung der OPEC auf eine höhere Ölproduktion haben auch die nicht zu dem Erdöl-Förder­kartell gehörenden Länder den Plä­nen zugestimmt. Der russische Ener­gieminister Alexander Novak sagte, sein Land unterstütze einen Plan der Organisation der Erdöl exportie­renden Länder, die Rohölproduktion ab dem nächsten Monat um nominal eine Million Barrel pro Tag zu erhö­hen. Es wird jedoch erwartet, dass der tatsächliche Anstieg bei etwa real 600‘000 Barrel pro Tag liegt, da einige Hersteller nicht in der Lage sind, die Produktion zu steigern. Das ist weit weniger als die 1.5 Millionen Barrel pro Tag, die Russland im Vorfeld des OPEC-Treffen in Wien angestrebt hatte. Die OPEC und ihre Verbündeten hatten sich 2016 darauf geeinigt, die Produktion zu zügeln und die Prei­se anzukurbeln. Die Gruppe redu­zierte die Förderung um knapp 2 Pro­zent der Weltproduktion - das waren rund 1.8 Millionen Barrel pro Tag. Dem Pakt ist es gelungen, die Ölschwem­me auf den Weltmärkten einzudäm­men. Da die Nachfrage in letzter Zeit zugenommen hat und es grösse­re Ausfälle in Venezuela und Liby­en gab, sind die Preise stark gestiegen. US-Präsident Donald Trump hat der OPEC vorgeworfen, für die höheren Preise verantwortlich zu sein und die Gruppe aufgefordert, die Ölhähne weiter zu öffnen. Aber auch die Förderländer mögen keine zu hohen Preise, weil sie befürchten, dass die Nachfrage untergraben wird. In einer Mitteilung vom Sams­tag teilte die OPEC mit, das selbst auferlegte Förderlimit bleibt beste­hen, soll aber in den kommenden Monaten auch tatsächlich ausge­schöpft werden. Zuletzt hatten die kooperierenden Staaten weniger produziert, als vereinbart. Das nächs­te Treffen der OPEC - und Nicht- OPEC -Länder soll am 4. Dezember in Wien stattfinden.

Mit der offiziellen Einweihung der Transanatolischen Gaspipeline (Tanap) wird nach fast zwei Jahrzehnten Planung der so genannte Südliche Korridor realisiert. Damit will die EU ihre Gasbezugsquellen diversifizieren und ein wenig unabhängiger von russischem Erdgas werden. Für Aserbaidschans Socar bedeutet die neue Adria- Pipeline eigene Absatzmöglichkeiten in der EU, ohne über Russland gehen zu müssen. Das erste Gas aus Aserbaidschan durch die Türkei bis an die griechische Grenze soll aber erst im Juni 2019 fliessen. Tanap soll künftig jährlich 16 Milliarden Kubikmeter Gas aus dem kaspischen Feld Shahdeniz 2 in die Türkei pumpen. Davon sind sechs Milliarden Kubikmeter für den türkischen Markt vorgesehen und zehn Milliarden Kubikmeter fliessen nach Europa. Später soll die Kapazität von Tanap einmal 31 Milliarden Kubikmeter betragen. Tanap wird mehrheitlich vom staatlich aserbaidschanischen Öl- und Gaskonzern Socar mit einem Anteil von 58 Prozent kontrolliert. Weitere 30 Prozent hält die türkische Botas und 12 Prozent gehören BP. Ab 2020 soll die europäische Anschlussleitung Transadriatic Pipeline (TAP) an der griechisch-türkischen Grenze in Betrieb gehen.

Deutschlands Rückstand beim Klimaschutz ist offiziell: Das Kabinett hat den Klimaschutzbericht 2017 beschlossen, der sich mit Wunsch und Wirklichkeit beim CO2-Sparen beschäftigt. Den jüngsten Berechnungen zufolge wird die Bundesrepublik das selbst gesetzte Ziel um voraussichtlich acht Prozentpunkte verpassen. Ziel war es, bis 2020 den Ausstoss von Treibhausgasen im Vergleich zu 1990 um 40 Prozent zu senken. Derzeit scheinen nur 32 Prozent Ersparnis möglich. Gründe hierfür sind unter anderem die in den vergangenen Jahren unerwartet dynamische Konjunkturentwicklung sowie das unerwartet deutliche Bevölkerungswachstum. Bis 2017 waren den Zahlen des Umweltbundesamts zufolge 28 Prozent geschafft. Während etwa in der Energiewirtschaft der CO2-Ausstoss deutlich zurückgeht, tut sich im Bereich Verkehr bisher wenig.

Die weltweite Ölnachfrage wird nach Einschätzung der Internationalen Energieagentur (IEA) im nächsten Jahr robust bleiben. Die IEA prognostiziert, dass die Ölnachfrage 2019 wie bereits 2018 um 1.4 Millionen Barrel pro Tag wachsen wird. Ein bedeutender Teil dieses Wachstums dürfte laut IEA durch die steigende Nachfrage der Chemieindustrie getrieben werden. „Zusammen mit dem starken Wirtschaftswachstum wird die Entwicklung der petrochemischen Industrie weltweit das Wachstum der Ölnachfrage unterstützen“, heisst es in dem Bericht. Allerdings weist die in Paris ansässige Organisation darauf hin, dass die Risiken für ihre Prognosen zunehmen. Dazu gehören höhere Preise, eine nachlassendes Geschäftsklima, Handelsprotektionismus und eine weitere Stärkung des US-Dollar. Die IEA prognostiziert, dass das tägliche Ölangebot von ausserhalb der Organisation Erdöl exportierender Länder 2019 um 1.7 Millionen Barrel zunehmen wird, verglichen mit 2.0 Millionen in diesem Jahr. Drei Viertel hiervon sollen auf den USA entfallen, obwohl das Produktionswachstum dort von Engpässen begrenzt werden dürfte.

Bis 2030 sollen 32 Prozent des EU-Energiebedarfs aus erneuerbaren Quellen gedeckt werden. Auf diese Zielvorgabe haben sich Unterhändler des Europäischen Parlaments und des Ministerrats geeinigt. Mitgliedstaaten und EU-Kommission waren mit einem Ziel von 27 Prozent in die Verhandlungen über die Überarbeitung der Richtlinie für erneuerbare Energie (2009/28/EG) gegangen, das Europaparlament wollte 35 Prozent erreichen. Bei der Zielvorgabe für den Einsatz erneuerbarer Energie im Verkehr setzte sich der Rat mit 14 Prozent durch. Biodiesel aus Palmöl darf ab 2030 nicht mehr gefördert und nicht mehr auf das Erneuerbaren-Ziel angerechnet werden. Keinen Kompromiss gab es in den Trilogverhandlungen über die Überarbeitung der Energieeffizienzrichtlinie (2012/27/EU).

Die grössten Industrie- und Schwellenländer haben die Rolle von Erdgas als Übergangsenergie auf dem Weg hin zur Versorgung aus erneuerbaren Energien hervorgehoben. Die Energieminister der G20-Staaten verpflichteten sich auf ihrem Treffen zur Stärkung der Transparenz und Konkurrenzfähigkeit der Gasmärkte weltweit. Sie sprachen sich für den Abbau von Subventionen für fossile Brennstoffe aus, um den Übergang zu erneuerbaren Energien zu beschleunigen. Die Beschlüsse der Energieminister sollen als Vorlage für den G20-Gipfel Ende November in Buenos Aires dienen. Die G20 erwirtschaften 85 Prozent der weltweiten Wirtschaftsleistung, repräsentieren zwei Drittel der Weltbevölkerungen und wickeln 75 Prozent des globalen Handels ab. Zudem erzeugen die G20-Staaten über 80 Prozent der erneuerbaren Energie und verbrauchen etwa 77 Prozent der weltweit erzeugten Energie.

Der Aufwärtstrend der Strompreise für das Frontjahr an der Börse seit Mitte 2017 bleibt intakt. Dennoch ist mit einer Deckelung zu rechnen.

Bis Ende des Jahres 2017 war das westeuropäische Stromsystem im letzten Winter etwas angespannt und reagierte empfindlicher auf strenge oder milde Wintertemperaturen wie auch auf Störungen.

So geschehen Mitte Dezember 2017, wo in Baumgarten an der österreichisch-tschechischen Grenze eine Gasstation explodierte. Die europäischen Gasmärkte reagierten darauf umgehend mit einem Preissprung und das schlug auf die Spot- und Terminpreise beim Strom durch. Kurzfristig war nicht absehbar, wie lange die Gasstation ausser Betrieb sein werde und ob die Preise weiter so stark steigen würden. Wie sich später herausstellte, war die Ausserbetriebnahme der Gasstation für die europäische Gasversorgung nicht weiter von Bedeutung.

Nur hatten wohl viele Strom- und Erdgaskunden ihre Portfolien zu diesem Zeitpunkt noch nicht geschlossen, was wiederum eine hektische Einkaufswelle nach sich zog und damit die Nachfrage noch zusätzlich anheizte, was erneut zu höheren Preisen führte. Da war man durch die Strategie des Zuwartens erfolgsverwöhnt und musste nun wohl oder übel in dieser Hektik den Erdgasbedarf und/oder Strombedarf für das Frontjahr an diesen Tagen noch eindecken. Die Reaktion am Markt zeigt, dass sich einige Marktteilnehmer verspekuliert und ihre Risiken nicht gestreut hatten.

Im Januar erfolgte mit dem milderen Wetterausblick eine kleine Entspannung und die Preise fielen bis auf 44 CHF/MWh. Die berühmte Dunkelflaute folgte Ende Februar doch noch, was wiederum der Start für eine Preisrally gab.

Es gibt mehrere Ursachen, die für weiterhin vergleichsweise hohe Strompreise sprechen. In Deutschland wie anderswo in Europa gehen in den kommenden Jahren bedeutsame Kraftwerkskapazitäten vom Netz. Die fehlenden Kapazitäten zu ersetzen, hat seinen Preis: Die Umgestaltung der Energielandschaft in Europa durch erneuerbaren Energien, Speichersysteme, Marktdesign etc. ist nicht gratis zu haben.

Die Gasspeicher wurden im letzten Winter geleert, bzw. es wurden in Europa historische Tiefststände bei den Gasspeichern verzeichnet. Entsprechend werden diese als Vorbereitung für den nächsten Winter wieder gefüllt werden, was im Sommer stabile bis steigende Gaspreise erwarten lässt.

Einen Sondereffekt lässt die Preise an den Weltmärkten für Kohle auf hohem Niveau verharren: In China darf ab diesem Sommer nicht mehr unlimitiert Kraftwerkskohle importiert werden, was aktuell zu Hamsterkäufen bei den betroffenen Gesellschaften führt.

Die internationalen Ölpreise sind aktuell ebenfalls auf hohem Niveau, was auf die weltpolitische Lage zurückzuführen ist. Durch die anziehende US-Produktion ist das Aufwärtspotenzial aber klar begrenzt.

Die Deckelung lässt sich auch bei den Strompreisen erahnen, so halten die Terminkontrakte für 2020 und 2021 aktuell nicht Schritt mit dem Frontjahreskontrakt. Insgesamt ergibt dies ein Bild mit vergleichsweisen hohen Strompreisen, deren inhärentes Aufwärtspotential begrenzt ist. Insbesondere wenn man sich die Tiefstpreise von 30 CHF/MWh im August 2016 bei normaler Marktlage vor Augen hält.

Die Reparatur schadhafter Schweiss­nähte beim fast fertiggestellten fran­zösischen Druckwasserreaktor Flamanvil­le wird laut dem Chef der französischen Atomsicherheitsbehörde ASN, Pierre-Franck Chevet, mindestens einige Mona­te in Anspruch nehmen. Rund 35 Pro­zent der untersuchten Schweissnähte wie­sen Defekte auf. Zudem bestehe ein Problem mit den mechanischen Eigenschaften des ver­wendeten Materials, die nicht ganz den Vorgaben entsprächen. Dieses Problem sei deutlich kom­plizierter. Bereits im vergangenen Jahr hatte die ASN verfügt, dass der Deckel des Reaktordruckbehäl­ters wegen Schwachstellen im Material spätestens 2024 ausgetauscht werden muss.

Der norwegische Stromproduzent Statkraft ist an acht der Wasserkraftwerke interessiert, die Frankreich privatisieren will. Insgesamt strebt Statkraft ein Wasserkraftportfolio in Frankreich von 1‘000 Megawatt an. Frankreich verfügt über 25.5 Gigawatt an installierten Wasserkraftwerkskapazitäten, die im vergangenen Jahr 10 Prozent des französischen Strombedarfs deckten. Die Privatisierungspläne haben die Gewerkschaft CGT auf den Plan gerufen, die um die Energiesicherheit des Landes fürchtet und Widerstand gegen das Vorhaben angekündigt hat.

Das Scheitern des G-7-Gipfels hat am Montag die Märkte kaum berührt. Am Montagmittag zeigten sich Erdöl, Gas, Kohle, und Strom zwar mit Abschlägen, die jedoch nicht sehr spektakulär ausfielen. Auch an den Aktienmärkten war zunächst wenig bis nichts von dem politischen Eklat in Kanada spürbar. Eine Reaktion des Aktienmarkts wäre aber ein Signal auch für die Rohstoffmärkte, sich auf niedrigere Preise einzustellen. Ganz ohne Folgen ist die konfrontative US-Wirtschaftspolitik für die deutsche Wirtschaft gleichwohl nicht geblieben. Denn das missglückte G7-Treffen reiht sich ein in eine Kette von handelspolitischen Zuspitzungen, die schon seit Jahresbeginn die wirtschaftliche Lage nach und nach eintrüben.

Auf Unstimmigkeiten und Spannungen zwischen den verschiedenen OPEC-Ländern vor dem OPEC-Gipfel am 22. Juni wurde bereits im Vorfeld hingewiesen. So wollen die Länder mit aktuell hoher Produktion und geringen freien Produktionskapazitäten - z.B. der Irak und Iran - per se keine Produktionsanhebung der Anderen dulden. Saudi-Arabien und Russland sind dagegen gern bereit, ihre Produktion zu erhöhen, um den Angebotsengpässen wegen der Produktionsausfälle in Venezuela und möglicher Exportrestriktionen gegen den Iran vorzubeugen. Schaffen die Letzteren bereits Fakten? So wird von Interfax gemeldet, dass Russland im Juni seine Produktion auf 11.1 Millionen Barrel täglich erhöht hat, den höchsten Stand seit Februar 2017, als die Produktionskürzungen schrittweise umgesetzt wurden. Für den Ölpreis ist aber nicht nur die OPEC, sondern auch die US-Produktion von Bedeutung, die aktuell von Rekord zu Rekord eilt. In der Vorwoche ist die Anzahl der aktiven Bohrungen auf 862 gestiegen, den höchsten Stand seit März 2015. Deshalb dürften die OPEC und IEA dem Beispiel der US-Energiebehörde folgen und ihre Schätzungen für die US-Produktion diese Woche massiv anheben. Dies bewegt wohl auch die Grossanleger dazu, ihre überaus positive Haltung zum Ölpreis zu überdenken.

Die Mehrheit der Bevölkerung in Deutschland wünscht sich einen raschen Ausstieg aus der Kohle - allerdings ist die Zustimmung in den betroffenen Kohlegebieten gerin­ger. Das ist das Ergebnis einer Stu­die der Umweltschutzorganisati­on Greenpeace in Zusammenarbeit mit der Universität St. Gallen in der Schweiz. Demnach stimmen bundes­weit 75 Prozent der Befragten über­ein, dass die Regierung „unverzüglich ein Gesetz zum schrittweisen Koh­leausstieg beschliessen“ sollte. In einer zusätzlichen Befragung in den Braunkohlegebieten im Rhein­land und in der Lausitz lag die Zustimmung zu einem Gesetz dem­nach bei 64 beziehungsweise nur 43 Prozent. In der Lausitz ist zudem der Anteil derjenigen, die in dieser Frage unentschlossen sind, mit 21 Prozent am höchsten. In den Kohleregionen, und dabei besonders in der Lau­sitz, ist folglich auch die Sensibilität gegenüber Arbeitsplatzverlusten und den Kosten des Ausstiegs höher als bei den Befragten im gesamten Bun­desgebiet. Was den zeitlichen Horizont betrifft, findet der Umfrage zufolge ein schnellerer Ausstieg bis 2025 mehr Zustimmung (67 Prozent) als ein Aus­stieg bis 2040 (62 Prozent). Dafür würden die Bürger auch persönli­che Nachteile wie höhere Stromkos­ten hinnehmen. Demnach stimmten 69 Prozent der Befragten auch der Aussage zu, dass der Kohleausstieg dabei helfe, die Energieversorgung und damit den Wirtschaftsstandort Deutschland zu modernisieren.

Der österreichische Ministerrat hat jetzt die Klima- und Energiestrategie (#mission2030) beschlossen. „Diese Strategie ist die Grundlage für alle Massnahmen der nächsten Jahre“, sagt Nachhaltigkeitsministerin Elisa­beth Köstinger. Der Stromverband Oesterreichs Energie sieht eine spürbare Weiter­entwicklung der Klima- und Energie­strategie. Aus Sicht der Energiebran­che sei beispielsweise das neu auf­genommene Bekenntnis zur wichti­gen Rolle des Stromaustauschs im europäischen Binnenmarkt positiv, erklärte Verbandspräsident Leonhard Schitter. Hervorzuheben sei auch die Feststellung, dass Regel- und Aus­gleichsenergie zur Stabilisierung des Netzbetriebs nicht in die Berech­nung der zu erreichenden 100 Pro­zent erneuerbaren Stromversorgung einbezogen werden soll. Damit las­sen sich die Systemkosten im Sinne der Konsumenten deutlich günstiger gestalten. Zu den wichtigsten Zielen der Klima- und Energiestrategie Öster­reichs gehört, dass bis zum Jahr 2030 die CO2-Emissionen um 36 Prozent reduziert werden und Strom zu 100 Prozent aus erneuerbaren Energie stammt. Derzeit liegt dieser Anteil bei 72 Prozent. Beim Gesamtenergiebedarf soll der Anteil Erneuerbarer von der­zeit 35 auf langfristig 45 bis 50 Pro­zent steigen.

Der französische Energiekonzern EDF bereitet sich darauf vor, das umstritte­ne Atomkraftwerk Fessenheim nahe der deutschen Grenze länger als bisher geplant laufen zu lassen. Grund sei eine möglicherweise um mehrere Monate verzögerte Inbetriebnahme des neuen Druckwasserreaktors vom Typ EPR in Flamanville am Ärmelkanal. Das könnte bedeu­ten, dass Fessenheim mit seinen bei­den Reaktoren bis zum Sommer 2019 am Netz bleibe. Das Kraftwerk Fessenheim im Elsass gilt bei Kritikern als Sicherheitsrisiko. Es soll - nach einem in Frankreich immer wieder bestätigten Plan - erst dann vom Netz gehen, wenn der EPR in Fla­manville den Betrieb aufnimmt. Das war bisher für Ende 2018, Anfang 2019 vorgesehen. Beim EPR waren aller­dings im Frühjahr Mängel an Schweiss­nähten entdeckt worden.

Die chinesische Staatsplankommission will laut einem Bericht der Nachrichtenagentur Reuters den chinesischen Markt für Kraftwerkskohle abkühlen. Die Kraftwerke wurden angehalten um ihre Kohlereserven zu senken oder zumindest auf weitere Zukäufe zu verzichten. Die chinesischen Kohleminen sollen zudem ihre Spotpreise bis zum 10. Juni auf unter 570 Yuan (90 US-Dollar) je Tonne senken. Derzeit liegen die Preise bei rund 650 Yuan. Die Massnahme hat zu einem deutlichen Rückgang für den chinesischen Kohlepreis geführt und hat auch bearishe Auswirkungen auf den internationalen Kohlemarkt.

Das Rohölkartell Opec könnte bei seinem Treffen in einem Monat über eine Ausweitung der Förderung beraten. Grund hierfür sind die bereits bestehenden bzw. drohenden Angebotsausfälle in Venezuela und im Iran. Mit der höheren Förderung könnte schon im Juni begonnen werden. Die Debatte um höhere Fördermengen gehe von den Golf-Anrainerstaaten aus. Eine Erhöhung der Produktionsmenge würde keine Abkehr vom Kürzungsabkommen bedeuten, betonen die Analysten der Commerzbank. Denn aktuell produziert die Opec rund 800‘000 Barrel pro Tag weniger als laut Abkommen vereinbart. Etwa drei Viertel davon entfallen auf Venezuela. Von daher besteht durchaus Spielraum zu einer Anhebung der Produktion. Dies dürfte weiter steigenden Preisen vorerst entgegenstehen.

Frankreich hat seine Solarkapazität im ersten Quartal 2018 um 246 Mega­watt (MW) auf insgesamt 8.3 Giga­watt (GW) gesteigert. Wie aus einem Bericht des französischen Umweltmi­nisteriums hervorgeht, lag die Stei­gerung im gleichen Vorjahresquartal noch bei 86 MW. Die Kapazität der geplanten Solarprojekte belief sich in den ersten drei Monaten des laufen­den Jahres auf 3.1 GW. Die Stromproduktion aus Solar­anlagen ist im Berichtszeitraum auf 1.6 Terawattstunden (TWh) gestie­gen, gegenüber dem Vorjahresquartal ein Plus von 12 Prozent. Damit macht die Solarstromgewinnung 1.1 Pro­zent des Stromverbrauchs in Frank­reich aus. Die Kapazität der französischen Windkraftanlagen ist unterdessen im ersten Quartal 2018 um 153 MW auf 13.6 GW angestiegen. Insgesamt waren in diesem Zeitraum Projek­te mit einer Kapazität von 11.3 GW in Planung. Die Stromerzeugung aus Windkraftanlagen ist im ersten Quar­tal auf 9.2 TWh angestiegen und macht damit insgesamt 6.3 Prozent des französischen Stromverbrauchs aus. Die Stromproduktion der Atom­kraftwerke ist zwischen Januar und März 2018 um 4 Prozent gestiegen, die Wasserkraftwerke haben ihre Erzeugung um 35 Prozent gesteigert.

In den vergangenen Wochen dominierte ein Thema die Schlagzeilen zu Erdgas, die Pipeline Nord Stream 2. Die Bauarbeiten auf deutscher Seite haben begonnen, auch wenn in einigen anderen Ländern die Genehmigungen noch ausstehen. Aber der Widerstand gegen dieses Projekt ist unverändert gross. Ob die Pipeline gebaut und 2019 in Betrieb genommen werden kann, oder ob sich letztlich die Gegner durchsetzen werden, ist noch offen. Dies dürfte auch für die Gaspreise im nordwestlichen Europa ab 2020 und somit für das nächste Frontjahr und die übernächste Wintersaison 2019/20 Auswirkungen haben. Da kommunale Stadtwerke oder private Versorgungsunternehmen sich bereits für diese Zeiträume absichern, ist dieses Thema auch für den Preisausblick relevant.

Der russische Präsident Wladimir Putin will den Gastransit durch die Ukraine auch nach dem Bau der umstrittenen Ostsee-Pipeline Nord Stream 2 fortsetzen. Gemäss ihm werden die Lieferungen fortgesetzt, wenn dies wirtschaftlich begründet und sinnvoll ist für alle Beteiligten. Putin betonte, er sehe Nord Stream 2 als wirtschaftliches Projekt, nicht als politisches. Beim Treffen in Sotschi sagte Kanzlerin Angela Merkel, die Überzeugung Deutschlands sei, dass auch nach dem Bau von Nord Stream 2 die Transit-Rolle der Ukraine weiter bestehen muss. Dies sei von strategischer Bedeutung. Deutschland sei bereit, sich zu engagieren. Die Frage sei, was der Ukraine an Garantien gegeben werden könne. Auch Deutschland sehe Nord Stream 2 als wirtschaftliches Projekt, es gebe aber auch andere Aspekte. Im politischen Streit um den Bau der Ostseepipeline Nord Stream 2 hat sich die Landesregierung von Mecklenburg-Vorpommern unterdessen hinter das Projekt gestellt. Dass die Bundesregierung auch die Interessen der kleineren osteuropäischen Staaten im Blick hat, zeigten die Gespräche, die aktuell zur Pipeline geführt werden.

Frankreichs Europaministerin Nathalie Loiseau lehnt ein rasches Ende des umstrittenen Atomkraftwerks Cattenom unweit der deutschen Grenze ab. „Cattenom ist nicht dazu geeignet, in naher Zukunft zu schliessen“, sagte die Ministerin letzten Freitag in Paris bei der Vorstellung eines Berichts zur Entwicklung der deutsch-französischen Zusammenarbeit in der Grenzregion. Das Kraftwerk erfülle alle Sicherheitsgarantien. Gemäss Loiseau besteht ein enger Dialog mit den Partnern über Sicherheitsfragen des Kraftwerks. Cattenom ist seit 1986 am Netz. Das Kraftwerk gilt als sehr störanfällig. Das Saarland, Rheinland-Pfalz und das Grossherzogtum Luxemburg streben eine Stilllegung der Anlage an. Für das elsässische Atomkraftwerk Fessenheim gibt es hingegen einen Schliessungsbeschluss - es soll vom Netz gehen, wenn der neue Europäische Druckwasserreaktor (EPR) in Flamanville am Ärmelkanal den Betrieb aufnimmt. Das ist für Ende 2018, Anfang 2019 vorgesehen. Loiseau berichtete von intensiven deutsch-französischen Regierungskontakten zu verschiedenen Themen. Am 19. Juni sei in Deutschland ein deutsch-französisches Ministertreffen mit Staatspräsident Emmanuel Macron und Kanzlerin Angela Merkel geplant. Zudem wollen die beiden EU-Schwergewichte ihren Élysée-Freundschaftsvertrag noch in diesem Jahr erneuern.

Vattenfall hat jetzt seinen grössten Batteriespeicher in Wales mit einer Leistung von 22 Megawatt in Betrieb genommen. Am Standort Pen y Cymoedd betreibt der schwedische Energiekonzern auch einen Onshore-Windpark mit 228 MW. Der Speicher „battery@pyc“ soll nun Regelleistung zur Stabilisierung des britischen Übertragungsnetzes liefern. Der Batteriespeicher und der Windpark teilen die gleiche elektrische Infrastruktur am Standort Pen y Cymoedd.

Die Schweizer Wasserreservoire wiesen am 14.5. einen Füllstand von 21.1 Prozent auf. Laut einer Medieninformation vom Bundesamt für Energie ist dies im Vergleich mit der Vorwoche ein Plus von 4.4 Prozentpunkten. Der aktuelle Wert liege 10.0 Prozentpunkte über dem Wert der Vorjahreswoche.

Die Entscheidung von US-Präsident Donald Trump, Sanktionen gegen Iran wieder in Kraft zu setzen, hat zu einem deutlichen Aufwärtsimpuls bei den Notierungen für Energieträger geführt. So lag der Ölpreis gegenüber dem Tief vom Dienstag knapp 3 US-Dollar je Barrel höher. Für das Kohlefrontjahr ergab sich ein Plus von einem US-Dollar, Gas legte knapp 0.5 Euro zu, die Emissionszertifikate zogen um 0.5 Euro an. Das Kalenderjahr 2019 stieg in Deutschland und in der Schweiz um 0.5 Euro und in Frankreich um knapp 1 Euro. Nach dem Sanktionsbeschluss von Trump sind die Märkte nervös. Doch noch sind die Wirkungen der US-Sanktionen auf den Ölmarkt nicht absehbar. Entscheidend wird sein, in welchem Umfang es den USA gelingt, andere Staaten davon zu überzeugen, sich an den Sanktionen zu beteiligen. Iran führt schon seit Jahrzehnten kein Öl mehr in die USA aus. Die Exporte sind nach Europa und vor allem nach Asien gerichtet. Sollte Iran durch die Sanktionen auf einen Ölexport zurückfallen, wie er vor der Aufhebung der Sanktionen bestand, könnte dies auch eine steigende US-Förderung nicht so schnell ausgleichen.

Die Energy Information Administration (EIA) hat ihre Prognosen für die Ölproduktion in den USA angehoben. Wie aus dem monatlichen Bericht der US-Behörde hervorgeht, wurde die Schätzung für 2018 minimal um 0.3 Prozent auf 10.72 Millionen Barrel pro Tag erhöht. Die Erwartung für 2019 wurde um 3.6 Prozent auf 11.86 Millionen Barrel pro Tag angehoben. Auch ihre Erwartungen an die Preise für die US-Sorte WTI und Brent im Jahr 2018 hob die EIA deutlich an. Für WTI um 10.5 Prozent auf 65.58 Dollar und für Brent um 11.6 Prozent auf 70.68 Dollar.

In Deutschland sind die Gasspeicher nun zu 25.3 Prozent gefüllt, gegenüber dem Tiefstand von 15.0 Prozent Anfang April ist dies schon eine deutliche Zunahme. Aber in diesem Jahr müssen auch 30.6 Terawattstunden mehr als im Vorjahr eingespeichert werden, um Mitte Oktober wieder auf dem gleichen Stand wie in der Spitze des Vorjahres zu liegen. Von daher sind auch höhere Importe zum Auffüllen der Speicher willkommen. Aber die Lage ist in den anderen Ländern schlechter. So sind in Frankreich die Kapazitäten nur zu 14.0 Prozent ausgelastet. Der Auslastungsgrad der niederländischen Gasspeicher liegt mit 20.9 Prozent ebenfalls noch recht tief. In beiden Ländern ist eine Kapazitätsauslastung von über 90.0 Prozent zum Start der Entnahmen im Winter normal. Somit besteht auch in den Nachbarländern ein erheblicher Gasbedarf, um wieder gut gerüstet in die nächste Wintersaison zu gehen.

Der Karlsruher Energiekonzern EnBW hat den Block 2 seines Kernkraftwerks Philippsburg am Freitag für die jährliche Revision vom Netz genommen. Neben verschiedenen Routinearbeiten wird die Wartung nach Angaben des Konzerns auch mehrere Instandhaltungsmassnahmen an Grosskomponenten umfassen. Rund 800 Mitarbeiter von Hersteller- und Spezialfirmen sind voraussichtlich bis 14. Juni an der Revision beteiligt. Der 1984 erstmals ans Netz gegangene Druckwasserreaktor Philippsburg 2 verfügt über eine elektrische Leistung von 1‘468 Megawatt. Die Anlage soll noch bis Ende 2019 Strom erzeugen und anschliessend endgültig vom Netz gehen.

Am 1. Januar 2018 waren in der Schweiz 650 Wasserkraft-Zentralen mit einer Leistung grösser als 300 Kilo­watt in Betrieb (1.1.2017: 643 Anlagen). Wie die schweizerische Regierung wei­ter mitteilte, hat die maximale mögli­che Leistung aller Anlagen zusammen ab Generator gegenüber dem Vorjahr um 545 Megawatt zugenommen. Der grösste Anteil der Zunahme erfolgte auf­grund der Inbetriebnahme des Pump­speicherkraftwerkes Linth Limmern. Gemäss dem neuen Energiegesetz soll die durchschnittliche jährliche Wasser­kraftproduktion bis 2035 auf 37‘400 GWh ansteigen. Mit einem jährlichen Zubau in der Grössenordnung des Jah­res 2017 (+63 GWh) kann dieser Richt­wert erreicht werden. Die Wasserkraft hat auf der Basis der mittleren Produk­tionserwartung einen Anteil von rund 57 Prozent an der Stromproduktion in der Schweiz.

Trotz aller Klimaschutzanstrengungen ist der Ausstoss von Kohlendioxid aus der Verbrennung von Kohle, Öl und Gas in der Europäischen Union 2017 gestiegen. Die Statistikbehörde Eurostat schätzte am Freitag eine Zunahme um 1.8 Prozent. Für Deutschland gehen die Statistiker indes von einem Rückgang um 0.2 Prozent aus. Die Europäische Union hat sich international zur Senkung des CO2-Ausstosses verpflichtet. Grosse Länder wie Spanien, Frankreich, Italien oder Polen verzeichneten im vergangenen Jahr nach Schätzung von Eurostat aber deutliche Anstiege, ebenso einige kleinere Länder wie Malta, Estland und Bulgarien. Gesunken sind die CO2-Emissionen dagegen nur in sieben der 28 EU-Länder, nämlich Finnland, Dänemark, Grossbritannien, Irland, Belgien, Lettland und eben minimal auch in Deutschland, das allerdings alleine für fast ein Viertel der gesamten CO2-Emissionen der EU steht. Wie viel fossile Brennstoffe verfeuert werden, hängt unter anderem von den Temperaturen im Winter, aber auch von der Konjunktur ab. Eurostat schätzt nach eigenen Angaben auf Grundlage der monatlichen Energiestatistiken.

Im französischen Atomreaktor-Neubau in Flamanville am Ärmelkanal sind Vorhängeschlösser von EDV-Schränken verschwunden. Der Stromkonzern EDF sprach von einer „böswilligen Tat“ und erstattete eine Anzeige gegen unbekannt. Die betroffenen Schränke enthalten demnach Computertechnik, die zum Kontroll- und Steuerungssystem der noch nicht in Betrieb genommenen Anlage gehört. Die Siegel im Inneren der Schränke seien nicht beschädigt worden, der Vorfall habe keine Auswirkungen auf die Sicherheit gehabt. Die Schränke, in denen sich die Hardware zum Schutz des nuklearen Dampferzeugers befindet, seien nicht betroffen gewesen. Der neue Druckwasserreaktor des Typs EPR soll nach bisherigen Plänen Ende dieses Jahres mit nuklearem Brennstoff beladen werden. Allerdings waren vor kurzem Mängel an Schweissnähten entdeckt worden - es ist noch unklar, ob dies die Inbetriebnahme verzögert. Mit dem Reaktor ist das Schicksal des umstrittenen Atomkraftwerks Fessenheim im Elsass verknüpft. Die Anlage unmittelbar an der deutschen Grenze soll erst abgeschaltet werden, wenn der Neubau ans Netz geht. Die Fertigstellung des Reaktors von Flamanville hatte sich schon mehrfach verzögert, die Kosten haben sich gegenüber den ursprünglichen Plänen auf 10.5 Milliarden Euro mehr als verdreifacht.

Bundeswirtschaftsminister Peter Altmaier (CDU) strebt kein rasches Abschalten von Kohlekraftwerken in Deutschland an. Der Ausstieg aus der Kohleverstromung werde nicht „zwei, drei Jahre dauern, sondern viel länger“, sagte der CDU-Politiker in seiner Rede auf einer grossen Energiekonferenz im Auswärtigen Amt. Bis 2030 wolle Deutschland die Stromproduktion aus Kohle halbieren, erklärte Altmaier. Im Pariser Klimaschutzabkommen hat sich die Bundesrepublik verpflichtet, bis zur Mitte des Jahrhunderts fossile Brenn- und Kraftstoffe aus der Energieerzeugung zu verbannen. Grüne und Umweltverbände drängen die Koalition dazu, das Ziel schneller anzugehen. Eine Kohlekommission soll nun bis Ende des Jahres Empfehlungen erarbeiten, wie und wann die mit Kohle befeuerten Turbinen vom Netz gehen müssen.

Die Investitionen in die Windkraftbranche in Europa sind im vergangenen Jahr um neun Prozent auf 51.2 Milliarden Euro gestiegen, obwohl die Aufwendungen für neu installierte Windparks von 28 Milliarden im Vorjahr auf nunmehr 22 Milliarden Euro gesunken sind. Der EU-Verband WindEurope, der die Zahlen vorgelegt hat, begründet diesen Rückgang mit der Kostensenkung in der Windkraftindustrie. Denn trotzt geringerer Investitionen ist die installierte Kapazität 2017 von zuvor 10.3 Gigawatt (GW) auf 11.5 GW gestiegen. „Mit 51.2 Milliarden Euro deckt die Windenergie die Hälfte der Investitionen im Stromsektor 2017“, erklärte Pierre Tardieu, Chief Policy Officer von WindEurope in Brüssel. Die Windkraftbranche stelle inzwischen mehr Kapazität für weniger Geld zur Verfügung. „Dies ist grösstenteils auf den stärkeren Wettbewerb in den Ausschreibungen und der Kostensenkung durch technologische Entwicklung zurückzuführen“, führte Tardieu aus.

Mit einem Preisanstieg hat Rohöl auf einen Bericht der Nachrichtenagentur Reuters reagiert. Demzufolge Saudi-Arabien an einem Ölpreis zwischen 80 und 100 US-Dollar je Barrel interessiert ist. Grund für den Wunsch nach einem höheren Ölpreis sei demnach, die Bewertung von Saudi Aramco vor dem geplanten Börsengang zu erhöhen. Auch danach könnte Saudi-Arabien an einem hohen Ölpreis interessiert sein, um den Umbau der Wirtschaft, den geplanten Bau der Megastadt Neom und den Krieg im Jemen zu finanzieren, so die Analysten der Commerzbank.

Die Zahl der aktiven Ölförderstellen in den USA ist in den vergangenen Wochen um fünf auf insgesamt 820 gestiegen. Damit setzte sich der jüngste Trend zunehmender Produktionsstandorte fort. Wie der Ölfelddienstleister Baker Hughes weiter mitteilte, nahm auch die Gesamtzahl der aktiven Förderstellen, inklusive jener für Erdgas, um fünf auf 1‘013 zu. Am Ölmarkt zeigen sich die Preise von den Daten zunächst unbeeindruckt.

Die französische Atomaufsicht ASN hat weitere Kontrollen von Schweissnähten beim französischen Atomreaktor-Neubau Flamanville gefordert, der Ende 2018 ans Netz gehen soll. Der Betreiber EDF hatte bereits von sich aus Kontrollen für die 150 betroffenen Schweissnähte des Sekundärkreislaufs angesetzt, nachdem an diesen Risse entdeckt worden waren. „ASN ist allerdings der Ansicht, dass EDF eine Ausweitung dieser Kontrollen auf andere Kreisläufe vorschlagen muss“, teilte die Behörde mit. Der Sekundärkreislauf ist einer der beiden Kühlkreisläufe des Reaktors. Das in ihm fliessende Wasser ist im Gegensatz zum Primärkreislauf nicht radioaktiv. Eine Inspektion der Atomaufsicht kritisierte nun die Organisation und Arbeitsbedingungen bei diesen Kontrollen. Sie sprach zudem von einer „ungeeigneten Überwachung“ durch EDF und den Atomkonzern Framatome. EDF will der Atomaufsicht auf Grundlage der nun laufenden Untersuchungen einen Vorschlag machen, wie das Problem gelöst werden kann. Der Stromkonzern kann nach eigener Aussage erst danach einschätzen, ob sich das Kraftwerksprojekt Flamanville deshalb verzögert. Mit dem neuen Druckwasserreaktor des Typs EPR ist das Schicksal des umstrittenen Atomkraftwerks Fessenheim im Elsass verknüpft. Die pannenträchtige Anlage unmittelbar an der deutschen Grenze soll erst dann abgeschaltet werden, wenn der Reaktor-Neubau in Flamanville ans Netz geht.

Französische Gewerkschaften haben für Mittwoch, 21.00 Uhr, zu einem 24 Stunden dauernden Streik bei dem Versorger EDF aufgerufen. Wie die Nachrichtenagentur Reuters meldet, machte EDF keine Angaben ob die Stromproduktion des Landes dadurch eingeschränkt wird. Die Gewerkschaft CGT hat für Donnerstag zu landesweiten Protesten aufgerufen, um die von Staatspräsident Emmanuel Macron geplanten Reformen zu verhindern.

Das umstrittene belgische Kernkraft­werk Tihange 2 verletzt nach Einschät­zung eines Experten-Netzwerks inter­national anerkannte Sicherheits­massstäbe. Der Reaktor mit Tausen­den Rissen müsse nach dem jetzi­gen Stand der Erkenntnisse vorerst stillgelegt werden, heisst es in einer Erklärung, die das Netzwerk Inrag bei seiner Fachtagung am Sams­tag in Aachen verabschieden woll­te. Die Herkunft der Risse im Reak­tordruckbehälter sei nicht mit ausrei­chender Sicherheit geklärt, führten die Experten des Netzwerks am Frei­tag in Aachen aus. Die belgische Atomaufsicht gehe davon aus, dass sie bei der Produk­tion des Bauteils entstanden seien. „Das Teil hätte nie eingebaut werden dürfen“, sagte dazu Professor Wolf­gang Renneberg, der frühere Leiter der Abteilung für Reaktorsicherheit im Bundesumweltministerium. „Ein Reaktorbehälter darf nicht kaputtgehen. Wenn er kaputtgeht, gibt es keine Sicherheitssysteme, die das auffangen“. Darum werde die ganze Sicherheit in die Qualität des Stahls und des Mate­rials gesteckt. „Jetzt hat man den absoluten Sonderfall, dass hier bei einem Reaktordruckbehälter diese Prinzipien offensichtlich verletzt wor­den sind“. Die Bundesregierung hatte Belgien gebeten, Tihange 2 vorerst vom Netz zu nehmen, weil wegen der Risse Zweifel an der Sicherheit in einem Störfall bestünden. Die belgische Atomaufsicht sah indessen bisher keinen Grund für eine Abschaltung: Tihange 2 und auch Doel 3 bei Antwerpen, in dem es ebenfalls Risse gibt, seien sicher, hiess es dazu aus belgischen Regie­rungskreisen. In der Dreiländerregion bei Aachen gibt es Widerstand der Kommunen gegen Tihange 2, dem sich zuletzt auch belgische Kommunen ange­schlossen hatten.

Der CO2-Ausstoss aller Anlagen, die 2017 am Europäischen Emissionshan­del teilgenommen haben, hat gegen­über dem Vorjahr um 0.3 Prozent auf 1‘756 Milliarden Tonnen von 1‘750 Milliarden Tonnen zugenommen. Das hat das britische Analysehaus Sand­bag auf Grundlage der Daten ermit­telt, die die Europäische Kommission am Dienstag veröffentlicht hat. Es han­delt sich dabei um Rohdaten, zusam­mengefasste und aufbereitete Anga­ben wurden von der Behörde nicht zur Verfügung gestellt. Da zum Stichtag 1. April nur 95 Prozent der Angaben vor­lagen, hat das Analysehaus die fehlen­den Zahlen mit den Angaben für 2016 ergänzt. Die Industrieemissionen wuch­sen laut Sandbag infolge der erhöhten industriellen Aktivität und einer gestie­genen Stahlproduktion das erste Mal seit 2010. Ihr Anstieg betrug 2 Prozent auf 743 Millionen Tonnen.

Das Kernkraftwerk Brokdorf mit 1‘400 Megawatt Leistung ist am Sonntag zum jährlichen Brennelementwechsel und zu der damit verbundenen Revisi­on vom Netz genommen worden. Geplant seien umfangreiche Prüfun­gen, instandhaltungsarbeiten und „Massnahmen zum Erhalt und zur Erhöhung der Sicherheit der Anla­ge“. Die Revision dauere etwa vier Wochen, teilte das für die Reaktorsi­cherheit zuständige Energiewende­ministerium mit. „Sämtliche Arbei­ten werden von der Reaktorsicher­heitsbehörde intensiv kontrolliert“, hiess es. Im Zuge der Jahresrevision im ver­gangenen Jahr war im Februar 2017 Rost an Brennstäben festgestellt wor­den, der nicht nur dicker war, sondern auch schneller und an anderen Stel­len auftrat als erwartet. Die Revision damals sollte ursprünglich drei Wochen dauern, zog sich aber wegen der Rostfunde fast sechs Monate hin. Experten fanden heraus, dass zu der auffälligen Oxidation der Brenn­stäbe ausser dem Hüllrohrmateri­al auch die im Jahr 2006 erhöhte Leistung und ein immer häufigeres schnelles Hoch- und Herunterfah­ren des Reaktors geführt hatten. Die Atomaufsicht ordnete an, die soge­nannte Lastwechselgeschwindigkeit zu halbieren. Die beim vergangenen Brennele­mentwechsel auffälligen M5-Brenn­elemente sollen jetzt nicht nur visu­ell geprüft werden, sondern es wer­den auch Oxidschichtdicken gemes­sen, wie das Ministerium ankündigte. Bei der Revision will die Betreiberge­sellschaft PreussenElektra den Reak­tordruckbehälter mit bis zu 52 neuen Brennelementen beladen. Geplant sind auch Funktionsprü­fungen an Ventilen im nicht-nuklea­ren Wasserdampfkreislauf. Das Kern­kraftwerk darf noch bis 2021 Strom erzeugen.

Im Atomkraftwerk Fessenheim soll ein seit knapp zwei Jahren abgeschalte­ter Reaktorblock entgegen früherer Pla­nungen erst am Freitag wieder hoch­gefahren werden. Die Inbetriebnah­me von Block 2 sei auf dieses spä­tere Datum verschoben worden, teil­te ein Sprecher des französischen Stromkonzerns EDF mit. Zu den Gründen machte er keine Angaben. Ursprünglich war geplant gewesen, dass der Reaktorblock am späten Dienstagabend den Betrieb wieder aufnimmt. Auf einer Seite des Über­tragungsnetzbetreibers RTE war dann auch am Dienstabend zu lesen, dass der Ausfall des Reaktors beendet sei. Diese Information wurde am Mittwoch geändert: Auf der Internetseite stand nun, dass der Ausfall erst am Freitag beendet sein soll. Das Atomkraftwerk Fessenheim in unmittelbarer Nähe zur deutschen Grenze ist die älteste noch laufende Anlage Frankreichs und gilt Kritikern als Sicherheitsrisiko. Sie soll nach derzeitigem Planungsstand Ende 2018, Anfang 2019 abgeschaltet wer­den. Voraussetzung dafür ist, dass dann der neue Reaktor Flamanville 3 in Betrieb ist.

Angesichts der bevorstehenden Schliessung des umstrittenen Atom­kraftwerks im elsässischen Fessen­heim soll ein neuer Sonderbeauftrag­ter Pläne für die Zukunft der Region schmieden. David Coste, bisher Beam­ter in der Kontrollbehörde der französi­schen Verwaltung, wurde am Mittwoch für den neuen Posten ernannt. Das Atomkraftwerk Fessenheim in unmittelbarer Nähe zur deutschen Grenze gilt Kritikern seit Jahrzehn­ten als Sicherheitsrisiko. Es soll nach derzeitigen Plänen der französischen Regierung und des staatlichen Betrei­bers EDF Ende 2018 oder Anfang 2019 vom Netz gehen, wenn der neue Reak­tor Flamanville 3 in Betrieb genommen wurde. Am Beispiel von Fessenheim solle für die Zukunft ein fester Rahmen für die Schliessung von Atomkraftwerken erar­beitet werden, sagte Frankreichs Umwelt­minister Nicolas Hulot. Auch will Hulot feste Standards einführen, nach denen künftig entschieden wird, welche Kraft­werke als nächstes vom Netz gehen sollen. Gegen das Ende der Laufzeit des Kraftwerks in Fessenheim gibt es der­weil in der ländlich geprägten Regi­on Proteste. Nach Angaben des Fes­senheimer Bürgermeisters werden mit der Schliessung mehr als 2.000 Arbeits­plätze verloren gehen. Angesichts die­ser Sorgen hatte der Umwelt-Staats­sekretär Sébastien Lecornu bereits im Januar ein eigenes Komitee ins Leben gerufen. Darin beraten Vertreter aus Wirt­schaft, Gewerkschaften und Politik über die Zukunft Fessenheims ohne das Kraftwerk. Im Gespräch ist ein deutsch-französischer Industriepark. Der Rückbau des Kraftwerks wird nach Angaben der Betriebsleitung rund 20 Jahre in Anspruch nehmen.

Der französische Energieversorger EDF will bis 2035 8 Milliarden Euro in die Entwicklung von Stromspeichern investieren. Ziel sei, in Europa Markt­führer auf diesem Gebiet zu werden, teilte das Unternehmen jetzt mit. Zu den bereits existierenden 5 Giga­watt Speicher sollen bis 2035 weite­re 10 Gigawatt hinzukommen. Geeig­nete Speicherlösungen seien ein zen­traler Baustein für die Energiewende, vor allem angesichts der zunehmen­den Bedeutung von Wind- und Solar­kraft für die Energiebranche, teilte das Unternehmen mit. EDF will mit seinen Investitionen die Belastbarkeit von Stromnetzen stei­gern, aber auch privaten Besitzern von Photovoltaikanlagen ermöglichen, ihren Strom zu speichern.

Die führenden deutschen Umweltverbände stellen Bedingungen an die geplante Kommission zur Vorbereitung des Kohleausstiegs. Für zwingend notwendig halten sie eine ausgewogene Besetzung, eine gemeinsame Federführung von Wirtschafts- und Umweltministerium und einen „klaren Ausstiegspfad“ für die Stromgewinnung aus Kohle. Zudem fordern sie ein Sofortprogramm für die Erreichung des deutschen Klimaziels für 2020 und ein Mandat, das im Einklang mit den internationalen Klimazielen des Pariser Abkommens steht. Darauf verständigten sich Nabu, WWF, Deutscher Naturschutzring, Greenpeace, Umwelthilfe und Germanwatch. Union und SPD wollen eine Kommission „Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung“ einsetzen. Diese soll noch in diesem Jahr ein Enddatum für den Kohleausstieg nennen und Massnahmen bestimmen, mit denen sich Deutschland seinem nationalen Klimaziel so weit wie möglich annähern kann. Bis zum Jahr 2020 soll der CO2-Ausstoss eigentlich 40 Prozent unter dem Stand von 1990 liegen. Noch ist nicht bekannt, wer die Kommission leiten wird und wer dabei sein soll – im Koalitionsvertrag ist von „Akteuren aus Politik, Wirtschaft, Umweltverbänden, Gewerkschaften sowie betroffenen Ländern und Regionen“ die Rede. Die Umweltverbände fordern, dass Klimaschutz-Sofortmassnahmen schon parallel zur Berufung der Kommission festgezurrt werden, insbesondere die Drosselung und Stilllegung von Kohlekraftwerken. Für den Kohleausstieg wollen sie neben einem Enddatum ein Zwischenziel für 2025 und einen festgeschriebenen Emissionsabbau, der auch kontrolliert wird. Wirtschaftliche, ökologische und soziale Interessen sollen nach dem Willen der Verbände ausgewogen vertreten sein - und zwar auch im Vorsitz der Kommission. Dass Deutschland sein 2005 beschlossenes Klimaziel für 2020 kaum noch schaffen kann, ist trotz 2014 beschlossener Zusatzmassnahmen schon länger klar.

Vergangene Woche konnte ein signifikanter Preisanstieg auf dem Strommarkt verzeichnet werden. Aktuell ist der Energiemarkt in einer angespannten Situation: Die Temperaturen sind weiterhin und in absehbarer Zukunft unter Norm, d.h. der Frühling ist kälter als üblich und dieser Zustand hält an. Durch die sehr kalten Temperaturen Mitte Februar bis Anfang März sind die Gasspeicherstände auf sehr niedrigem Level. Zusätzlich war die Prognose der Einspeisung von Windkraftwerken letzte Woche relativ tief. In einer so angespannten Situation schlagen kleine Störungen enorm auf die Strompreise durch.

Aktuell findet auf dem CO2 Markt eine Hausse statt, aber Fundamentale Faktoren sind für den Preisanstieg nicht erkennbar. Nächste Woche werden die verifizierten Emissionen in der EU veröffentlicht, weswegen diese Aufwärtsentwicklung ziemlich sicher eine spekulative Blase ist, die dann ihr Ende finden dürfte. Momentan sind auch die Ölpreise am steigen, was vor allem auf die Weltpolitische Lage zurückzuführen ist. Der herbeigerufene Handelskrieg vom amerikanischen Präsidenten und die Kriege in Syrien und anderswo entfalten hier ihre Wirkung. Zudem wurde letzte Woche die Nachricht bekannt, dass die Pläne vom Kernkraftwerk Cattenom gestohlen wurden. Dies liess Befürchtungen über terroristische Anschläge kursieren. Mittlerweile sind die Windprognosen wieder etwas höher und der letzte Lauf der Wettermodelle lässt mildere Temperaturen für die kommende Woche erwarten. Die Lage auf dem Strommarkt bleibt angespannt, die Preise bewegen sich weiterhin aufwärts.

Der Schweizer Energiekonzern Alpiq will mit einer Umstrukturierung wieder positive Zahlen schreiben. So kündigte das Unternehmen bei der Vorlage seiner Jahreszahlen für 2017 den Verkauf seines Industriegeschäfts an die französische Bouygues Construction für 850 Millionen Schweizer Franken an. Die zufliessenden Mittel führten zu einer vollständigen Nettoentschuldung. Der Energieversorger erhöhte seinen Umsatz 2017 gegenüber dem Vorjahr um 1.1 Milliarden auf nunmehr 7.2 Milliarden Franken. Das operative Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA) fiel hingegen von 395 Millionen auf 301 Millionen Franken. Um sich künftig auf das Kerngeschäft zu konzentrieren, trennt sich Alpiq von seinem Engineering-Services-Geschäfts, welches aus der InTec und der Kraftanlagen-Gruppe besteht. Der Verkauf an das französische Unternehmen steht vorbehaltlich der Zustimmung durch die Wettbewerbsbehörden der Schweiz und der EU. Alpiq verkauft den Bereich, weil das Unternehmen nach eigenen Angaben derzeit nicht über die finanziellen Mittel verfügt, um das Engineering-Service-Geschäft weiterzuentwickeln. Darüber hinaus verschaffe sich Alpiq mit dem Verkauf einen deutlichen Mehrwert für den Konzern. In Zukunft will sich der Versorger auf sein Hauptgeschäft der Stromproduktion in der Schweiz sowie auf die internationalen Aktivitäten mit flexiblen Kraftwerken, erneuerbaren Energien und Energiehandel fokussieren. Zudem will Alpiq das neue Geschäft mit Smart Solutions auch ausserhalb der Schweiz weiter ausbauen.

Energiekonzerne in der Schweiz sollen ihre Infrastrukturanlagen nicht an ausländische Investoren verkaufen dürfen. Die zuständige Nationalratskommission hatte einem Vorstoss von SP-Nationalrätin Jacqueline Badran zugestimmt, dass strategisch wichtige Infrastrukturanlagen wie Wasserkraftwerke, Gas- und Stromnetze ebenfalls unter die sogenannte Lex Koller gestellt werden. Ob die Idee Badrans realisiert wird, hängt massgeblich von der Kommission für Umwelt, Raumplanung und Energie (Urek) des Ständerates ab. Stimmt sie der Initiative zu, wird ein Umsetzungsvorschlag ausgearbeitet. Teile der Strombranche arbeiten aber gemäss „Tages-Anzeiger“ darauf hin, dies zu verhindern. Mit einem Brief wandte sich der Verband Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen an die Energiepolitiker des Ständerates, worin gewarnt wird, dass der Verband allfällige Verkaufsbeschränkungen die Kantone und Gemeinden teuer zu stehen kämen. Die Anwendung der Lex Koller auf Strominfrastrukturen würde „die bereits angespannte Lage der Elektrizitätswirtschaft zusätzlich verschärfen“, indem „Verkaufsverhandlungen und Reorganisationen erschwert“ würden. Dies ginge letztlich zulasten der öffentlichen Hand. Dass Infrastrukturanlagen durchaus das Interesse ausländischer Investoren wecken können, zeigt sich regelmässig am Kaufhunger chinesischer Staatsfonds. Denn chinesische Investoren erwerben immer wieder auch Anteile an Stromnetzen, Kraftwerken oder Kommunikationsinfrastruktur. Sie beteiligen sich etwa am britischen Kernkraftwerk Hinkley Point oder am deutschen Nordseewindpark Meerwind. In Europa fliessen 28 Prozent der chinesischen Direktinvestitionen in den Energiebereich.

Die französische Atomaufsicht ASN hat den Reaktorblock 2 des von EdF betriebenen Kernkraftwerks in Fessenheim mit 880 Megawatt Nettokapazität wieder für die Stromproduktion freigegeben. Das geht aus einer Mitteilung des baden-württembergischen Umweltministeriums hervor. Seit Sommer 2016 war der Block aus Sicherheitsgründen außer Betrieb, weil ein Dampferzeuger nicht der geforderten Fertigungsqualität und damit den Sicherheitsvorschriften entsprach. Die französische Regierung will Fessenheim Ende 2018 ganz stilllegen. EdF will das AKW in Fessenheim jedoch bis zuletzt nutzen. In diesem Punkt habe sich AKW-Direktor Marc Simon-Jean anlässlich einer Pressekonferenz vor wenigen Tagen unmissverständlich geäussert und ein baldiges Wiederhochfahren von Block 2 angekündigt.

Der starke Wettbewerb auf dem österreichischen Energiemarkt sorgt für stabile Preise und einen intensiven Lieferantenwechsel der Kunden. Im vergangenen Jahr verzeichnete Österreich die höchsten Wechselzahlen seit Beginn der Liberalisierung im Jahr 2000, wie die Regulierungsbehörde E-Control mitteilt. Demnach haben bereits 26 Stromlieferanten ihre Preise verringert. Auf dem österreichischen Energiemarkt sind nach Angaben der Regulierungsbehörde zurzeit rund 150 Stromlieferanten tätig, die etwa fünf Millionen Haushalte, Gewerbebetriebe und sonstige Kleinkunden beliefern. Je nach Region stehen in der Regel einem angestammten Lieferanten 25 alternative Lieferanten gegenüber. Auf dem Gasmarkt sind 44 Lieferanten aktiv, die rund 1,3 Millionen Kunden beliefern. Die Preise für Haushaltskunden sind im Strombereich 2017 relativ stabil geblieben. Dagegen sind die Industriepreise im vergangenen Jahr gesunken. Auch im Gasbereich blieben die Haushaltspreise im Jahresvergleich relativ stabil, während die Industriepreise in der ersten Jahreshälfte 2017 weiter gefallen sind.

Das US-Energieministerium rechnet in seinem aktuellen Drilling Productivity Report für April mit einem Anstieg der US-Erdölproduktion um 131‘000 Barrel auf ein neues Rekordniveau von 6.95 Millionen Barrel pro Tag. Den größten Beitrag leistet erneut das Schieferölvorkommen Permian Basin, wo die Produktion um 80‘000 auf 3.16 Millionen Barrel pro Tag steigen soll. Die Schieferölproduktion in den vorherigen sieben Monaten wurde außerdem um durchschnittlich 84‘000 Barrel pro Tag nach oben revidiert. Dieser Anstieg reicht aus, um den globalen Nachfrageanstieg komplett zu decken. Das Rohölkartell Opec hat somit keinen Spielraum, die Produktion vom derzeitigen Niveau aus zu erhöhen. Laut dem Iran soll zwar bei der nächsten OPEC-Sitzung im Juni über einen Ausstieg aus den Produktionskürzungen im nächsten Jahr gesprochen werden. Im aktuellen Marktumfeld würde eine höhere OPEC-Produktion aber zu einem erneuten Überangebot führen und die Ölpreise belasten, so die Analysten.

Die jüngste Kältewelle hat die Erdgas­speicher in Deutschland kräftig geleert. Die Reserve ist zum Ende des Win­ters auf ungefähr 55 Terawattstunden zusammengeschmolzen und damit so niedrig wie seit fünf Jahren nicht. Die rund 50 deutschen Gasspeicher sind im Schnitt noch zu 23.8 Prozent gefüllt. Das geht aus den aktuellen Speicher­daten der europäischen Gasorganisati­on GIE hervor. Noch vor einem Monat enthielten die Speicher rund doppelt so viel Gas. Die Gasversorgung der Haushal­te ist aber noch nicht in Gefahr. Sollte es dazu kommen, würde Deutschland nach einem EU-einheitlichen Verfah­ren eine Frühwarnstufe auslösen. Das ist schon in Italien vorsorglich gesche­hen. In Europa insgesamt sind die Gas­speicher zu 26.2 Prozent gefüllt. Eini­ge Länder liegen deutlich darunter, etwa Frankreich und Belgien mit Stän­den um die zehn Prozent. Üblicherwei­se werden die deutschen Gasspeicher von April bis Oktober befüllt und von November bis März geleert.

Das US-Energieministerium hat seine Prognose zum Anstieg der US-Rohölproduktion im laufenden Jahr nochmals erhöht und prognostiziert nun einen Anstieg um 1.4 Millionen Barrel pro Tag. Das Produktionsniveau von 11 Millionen Barrel pro Tag soll nun schon im Oktober erreicht werden, einen Monat früher als bislang erwartet. Die USA würden damit im vierten Quartal zum weltgrössten Rohölproduzenten aufsteigen. Die deutlich höhere US-Ölproduktion trägt dazu bei, dass das Nicht-Opec-Angebot in diesem Jahr laut Schätzung der Behörde um 2.5 Millionen Barrel pro Tag steigen wird. Den Anstieg der globalen Ölnachfrage beziffert das Energieministerium dagegen nur auf 1.7 Millionen Barrel pro Tag. Der Bedarf an Opec-Öl sinkt daraufhin in diesem Jahr auf gut 32 Millionen Barrel pro Tag, was nochmals 200‘000 bis 300‘000 Barrel pro Tag unter der aktuellen Opec-Produktion liegt und somit zusätzlichen Kürzungsbedarf impliziert.

Die französische Atomstrompro­duktion hat sich im laufenden Quar­tal erholt. Dennoch bestehen weiter Risiken für die kommenden Monate, schreibt Platts in einer Analyse der monatlichen Produktionsdaten. Vor dem Jahr 2020 sei es unwahrschein­lich, dass die Produktion noch einmal die derzeitigen Niveaus erreicht. Hin­tergrund sind Wartungsarbeiten und Überprüfungen, die in diesem und dem kommenden Jahr anstehen. Platts geht davon aus, dass die Produktion sich im ersten Quartal 2018 auf durchschnittlich 52 Giga­watt beläuft. Gegenüber dem vierten Quartal 2017 mit etwa 43 Gigawatt im Durchschnitt wäre das eine Stei­gerung von mehr als 20 Prozent. Laut den Daten des Übertragungsnetzbe­treibers RTE wurde im Schlussquartal 2017 die schwächste Produktion der französischen Kernkraftwerksflotte in einem Winterquartal verzeichnet. Angesichts der vom EDF geplan­ten Revisionen ist aber nicht davon auszugehen, dass der Durchschnitt des ersten Quartals 2018 im laufen­den oder im kommenden Jahr noch einmal erreicht wird. Grund dafür ist unter anderem die geplante Abschal­tung des Kernkraftwerks Fessen­heim. „Vor allem im Zeitraum Juni bis August 2019 könnte die französische Atomstromproduktion neue Tiefstän­de erreichen“, so die Analysten von Platts. Die jährliche Produktion soll im kommenden Jahr auf das Niveau von 2017 fallen. EDF selbst geht für 2019 von einer geringeren Erzeugung aus, nennt aber keine konkreten Zahlen.

Nach drei Jahren Stillstand darf der Block 1 des Kernkraftwerks Beznau wieder ans Netz. Die Axpo hat nachgewiesen, dass die im Stahl des Reaktordruckbehälters gefundenen Aluminiumoxid-Einschlüsse keinen negativen Einfluss auf die Sicherheit haben. Die Nuklearaufsichtsbehörde ENSI hat den Nachweis geprüft und akzeptiert. Das ENSI hatte 2015 gefordert, dass die Axpo die Ultraschallanzeige, welche auf die Befunde im Stahl des Reaktordruckbehälters hinweisen, untersucht, charakterisiert und bewertet. Weil man keine grösseren Proben aus dem Reaktordruckbehälter entnehmen konnte, liess die Axpo nach demselben Verfahren eine Kopie des Reaktordruckbehälters herstellen. Ultraschalluntersuchungen an der Replika zeigten ein ähnliches Bild wie beim Original. Beznau 1 wird nun allerdings nicht sofort ans Netz gehen. Zuerst muss der Kern neu beladen werden, ehe das ENSI weitere Tests durchführt. Danach erfolgt, wie nach jeder Revision die Freigabe für das Wiederanfahren. Dabei wird die Anlage stufenweise hinaufgefahren.

Der Reform des europäischen Emissionshandelssystems EU-ETS steht nichts mehr im Wege. Letzte Woche hat erwartungsgemäss auch der EU-Ministerrat dem Reformpaket für die Zeit nach 2020 zugestimmt. Offiziell können die Reformen 20 Tage nach ihrer Veröffentlichung im EU-Amtsblatt in Kraft treten. Die Massnahmen zur Stärkung des Instruments, das die EU als ihr wichtigstes im Kampf gegen den Klimawandel sieht, sind insgesamt strenger ausgefallen als von der EU-Kommission zunächst vorgesehen. Mit der Marktstabilisierungsreserve (MSR) beginnt der „Angriff“ auf die rund 1.5 Milliarden überschüssigen Zertifikate bereits 2019. Bis 2023 werden 24 Prozent und damit doppelt so viele Berechtigungen in die MSR übertragen wie ursprünglich von der EU-Kommission vorgesehen. Von 2023 an wird ein Grossteil der in der Reserve angesammelten überschüssigen Zertifikate gelöscht.

Die USA werden nach Einschätzung der Internationalen Energie-Agentur (IEA) bis zum Jahr 2023 Russland als grössten Ölproduzenten der Welt überholen. Die US-Rohölproduktion werde 2023 voraussichtlich einen Rekord von 12.1 Millionen Barrel pro Tag erreichen, ein Anstieg von etwa 2 Millionen Barrel gegenüber dem aktuellen Niveau. Russland fördert derzeit rund 11 Millionen Barrel pro Tag. Die USA erleben nach der Fünfjahresprognose der IEA eine Fortsetzung ihres Öl- und Gasbooms, unterstützt von technologischen Fortschritten, verbesserter Effizienz und einer Erholung der Ölpreise, was die Schieferölfirmen ermutigt, ihre Bohrungen zu verstärken. Einst stark von Importen aus dem Nahen Osten abhängig, nähern sich die USA ihrem Ziel, genügend Rohöl zu produzieren, um die Inlandsnachfrage zu decken. Der Einfluss der USA auf die globalen Ölmärkte dürfte ebenfalls zunehmen, wobei sich die US-Ölexporte nach Einschätzung der IEA bis 2023 auf 4.9 Millionen Barrel pro Tag mehr als verdoppeln werden. Bis 2015 exportierten die USA per Gesetz kein Rohöl, aber in fünf Jahren dürfte das Land zu den grössten Exporteuren der Welt gehören.

Die Temperaturen sind aktuell weit unter der Norm. Entsprechend werden die Strompreise generell gestützt durch den temperatursensiblen französischen Markt. Der Effekt auf die Strompreise, den Solar- oder Windenergie auf die Preise ausüben können, wird dadurch gedämpft. Aufgrund der tiefen Temperaturen hat der Versorger EDF die Revisionszeiten für die beiden 900-Megawatt-Reaktoren Gravelines 6 und Tricastin 4 um eine Woche auf den 4. März nach hinten verschoben. Aber mit dem absehbaren Ende der Kältewelle preist der Markt die niedrigen Temperaturen bereits wieder aus. Der Tiefpunkt der Temperaturen ist bereits für Mittwoch zu erwarten.

Wie der Betreiber EDF bestätigt, entsprechen 38 von 66 Schweissnähten für das Kühlsystem im Sekundärkreislauf des neuen Kernkraftwerksblocks in Flamanville den Qualitätsanforderungen nicht, mit denen ein absoluter Schutz vor einem Bruch des Metalls gewährleistet werden soll. Dies habe jedoch keinen Effekt für die Sicherheit des Reaktors oder auf den Zeitplan für seine Indienststellung. Auch zusätzliche Kosten fielen nicht an. Trotz ihrer minderen Qualität entsprächen die Teile den Anforderungen der Nuklearsicherheitsbehörde ASN. Der Reaktor soll Ende Dezember mit Kernbrennstoff beladen werden und im vierten Quartal 2019 seine volle Produktionskapazität erreichen. Die französische Atomaufsichtsbehörde ASN hat den Kraftwerksbetreiber EDF und den Hersteller Framatome aufgefordert, den Baufortschritt am Reaktor Flamanville 3 zu verbessern. Die Unternehmen müssten den Ablauf der Vorab-Tests und den Umgang mit Problemen optimieren. ASN-Präsident Pierre-Frank Chevet sagte, die Qualitätsmängel bei den Schweissnähten seien eine ernste Angelegenheit. Er sei sehr weit davon entfernt, den Flamanville-Zeitplan bestätigen zu können.

Die Organisation Erdöl exportierender Länder (Opec) hofft, den Rahmen einer langfristigen Partnerschaft mit Produzenten ausserhalb des Kartells wie Russland bis zum Jahresende abzuschliessen. Bei einer Konferenz sagte Suhail al-Mazroui, Energieminister der Vereinigten Arabischen Emirate und Opec-Präsident, dass es einen Entwurf für ein solches Rahmenwerk gibt. Im November 2017 hatten die 14 Opec-Mitglieder und zehn Produzenten ausserhalb der Gruppe vereinbart, die 2016 verfügte Förderbremse bis Ende 2018 zu verlängern. Die gemeinsame tägliche Förderung wird demnach um 1.8 Millionen Barrel niedriger gehalten als im Oktober 2016. Aber es gab Zweifel, ob Russland, der grösste Ölproduzent der Welt und das grösste Nicht-Opec-Mitglied in der Koalition, die Anstrengungen auf lange Sicht fortsetzen wird. Al-Mazroui sagte, dass Russland ein wesentlicher Teil der Gruppe sei und dass das Abkommen mit einer Förderdisziplin von 107 Prozent im Jahr 2017 erfolgreich gewesen sei.

Strom aus neu geplanten grossen Solarparks hat inzwischen das Preisniveau von Strom aus Windkraft erreicht. Zu dieser Einschätzung kommt der Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar) aufgrund der Ergebnisse der Solar-Ausschreibung vom 1. Februar. Nach Angaben der Bundesnetzagentur liegt der Zuschlagpreis bei neuen Photovoltaikanlagen auf Freiflächen im Schnitt bei 4.3 Cent pro Kilowattstunde (kWh), bei Onshore-Windparks sind es 4.6 Cent. Damit unterschreite Strom aus Ökostromanlagen die Erzeugungskosten von Strom aus neuen Kohlekraftwerken, die bei rund 6 Cent lägen. Dieses sei das Ergebnis einer beispiellosen Kostensenkung infolge von Innovationen und eines harten Wettbewerbs.

Frankreich hat 2017 etwa 482 Terawattstunden (TWh) Strom verbraucht. Damit ist der Verbrauch zum Vorjahr (483 Terawattstunden) in etwa stabil geblieben. Gleichzeitig ist die gesamte Stromproduktion des Landes etwas zurückgegangen und zwar um 0.4 Prozent auf 529.4 TWh. Dieser Rückgang geht laut dem französischen Übertragungsnetzbetreiber RTE vor allem auf eine geringere Produktion der Atomkraftwerke zurück. Diese haben aufgrund längerer teils ungeplanter Reaktorausfälle im vergangenen Jahr 379.1 TWh Strom produziert und damit um 1.3 Prozent weniger als 2016. Der Anteil der Atomkraft an der gesamten Stromproduktion ist damit auf 71.6 Prozent gefallen. Zudem ist die Stromerzeugung aus Wasserkraftwerken um 16.3 Prozent zurückgegangen auf 53.6 TWh. Die Produktion der Windkraft- und Solaranlagen hat hingegen zugenommen und macht damit erstmals ein Drittel der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien in Frankreich aus.

Weltweit hat sich der Ausbau der Windkraft beschleunigt, Europa blickt auf ein Rekordausbaujahr 2017 zurück. Dabei sind auch die Kosten für die Stromerzeugung aus Windenergie gefallen. Laut Global Wind Energy Council (GWEC) wurden im vergangenen Jahr über 50 Gigawatt Windenergie - Offshore wie auch Onshore – zugebaut. Mit einer neu installierten Leistung von 19.5 GW bleibt China beim Zubau weltweit der führende Windenergiemarkt. Inzwischen kann die Windkraft mit stark subventionierten fossilen Technologien konkurrieren. Der europäische Markt ist im vergangenen Jahr um 12.5 GW Onshore und 3.2 GW Offshore gewachsen. Das entspricht einer Steigerung von 20 Prozent gegenüber dem Vorjahr 2016. Den grössten Zubau verzeichnete Deutschland mit insgesamt sechs GW, gefolgt von Grossbritannien und Frankreich. Die EU-Länder verfügen zurzeit über eine installierte Windenergieleistung von insgesamt 169.3 GW.

Die Rohölproduktion der USA und einiger anderer Produzenten ausserhalb der Organisation der Erdöl exportierender Länder (Opec) wird voraussichtlich die globale Ölnachfrage übersteigen und die Preise in diesem Jahr belasten. Die Internationale Energieagentur erklärte, die aktuelle Phase erinnere „an die erste Welle des US-Schieferölwachstums“ zu Beginn dieses Jahrzehnts, die schliesslich den Markt überschwemmte und den Ölpreis Ende 2014 in die Tiefe stürzte. „Heute, nachdem die US-Produzenten die Kosten drastisch gesenkt haben, erfreuen sie sich einer zweiten Wachstumswelle, die so aussergewöhnlich ist, dass ihr Förderwachstum dem weltweiten Nachfragewachstum in diesem Jahr entsprechen könnte.“ Die tägliche US-Rohölproduktion stieg im Januar um 1.3 Millionen Barrel gegenüber dem Vorjahr, was bedeutet, dass die USA bald die Produktion Saudi-Arabiens übertreffen werden und „möglicherweise auch Russland überholen und zum Weltmarktführer werden könnte“. Der Bericht der IEA kommt kurz nach einer Verkaufswelle am Ölmarkt in der vergangenen Woche, ausgelöst durch Bedenken der Investoren über die steigende US-Produktion. Die Rohölproduktion in den USA ist im November zum ersten Mal seit 1970 über 10 Millionen Barrel pro Tag in die Höhe geschnellt.

CDU/CSU und SPD haben sich letzte Woche auf einen Koalitionsvertrag zur Bildung einer neuen Bundesregierung geeinigt. Auch die Ministerposten stehen mehr oder weniger fest. Wirtschaftsminister mit Zuständigkeit für Energie soll der bisherige Kanzleramtschef Peter Altmaier (CDU) werden. Altmaier hat bereits Erfahrung mit der Energiepolitik als ehemaliger Umweltminister, als die erneuerbaren Energien noch in die Zuständigkeit des Umweltressorts fielen. Für die Energie- und Klimapolitik wollen die Koalitionäre eine Kommission einrichten, die bis Ende 2018 ein Aktionsprogramm zum Klimaschutz erarbeiten soll. Demnach muss künftig jeder Bereich, auch Verkehr und Landwirtschaft, eigene Klimaziele mit konkreten CO2-Reduktionen erreichen. Ausserdem soll ein Plan zur schrittweisen Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung vorgelegt werden. Die Kommission soll dabei auch strukturpolitische Aspekte in den Kohleländern berücksichtigen. Beim Ausbau der erneuerbaren Energien haben die beiden Parteien das niedergeschrieben, worauf sie sich bereits in den Sondierungsgesprächen geeinigt hatten. Erklärtes Ziel der Regierungskoalition ist es, zusätzliche Ausschreibungen für Windkraft- und Solarenergieprojekte in den nächsten zwei Jahren durchzuführen. Durch diese Sonderausschreibungen sollen acht bis zehn Millionen Tonnen CO2 weniger anfallen. Voraussetzung hierfür ist allerdings die Aufnahmefähigkeit der entsprechenden Netze. Daher wollen die Koalitionspartner weitere Anstrengungen zum Ausbau und zur Modernisierung der Energienetze unternehmen.

Trotz der versprochenen Energiewende ist der Anteil der Öko-Energien an der Stromversorgung in Frankreich rückläufig. Im vergangenen Jahr stammten 18.4 Prozent des verbrauchten Stroms aus Wind, Sonne, Wasserkraft oder Biomasse. Das waren 1.2 Prozentpunkte weniger als 2016 und 0.3 Punkte weniger als 2015. Grund ist nach Angaben des Dachverbandes Syndicat des énergies renouvelables (SER) der um knapp ein Fünftel gesunkene Anteil der Wasserkraft wegen der geringen Regenfälle im vergangenen Jahr. Frankreich bezieht 75 Prozent seines Strombedarfs aus der Atomenergie, das ist der höchste Anteil weltweit.

Neue EU-Regeln für den Handel mit CO2-Luftverschmutzungsrechten für Industrie, Kraftwerke und Flugzeuge sind de facto beschlossen, nachdem das Europäische Parlament grünes Licht dafür gegeben hat. Die Abgeordneten billigten mit 535 gegen 104 Stimmen bei 39 Enthaltungen die Neufassung der Emissionshandelsrichtlinie, auf deren Text sie sich im November mit den Mitgliedsstaaten verständigt hatten. Die neuen Regeln sehen vor, dass Kraftwerke und Fabriken zwischen 2021 und 2030 jedes Jahr 2.2 Prozent weniger Kohlendioxid in die Atmosphäre blasen dürfen. Derzeit sinkt die erlaubte Menge jährlich um 1.74 Prozent. Gleichzeitig werden Verschmutzungsrechte vom Markt genommen, um das Angebot zu reduzieren. Damit sollen die Zertifikate teurer werden, was Unternehmen mehr Anreiz bieten soll, in Technologien zur Treibhausgasvermeidung zu investieren. Die Gesetzgeber einigten sich, in die ab 2019 geschaffene „Marktstabilisierungsreserve“ (MSR) in den ersten vier Jahren 24 Prozent der überschüssigen Zertifikate übertragen und damit zunächst vom Markt zu nehmen – doppelt so viel wie von der Kommission vorgeschlagen. Analysten gehen davon aus, dass dadurch der CO2-Preis innerhalb der Handelsperiode 2021 bis 2030 von unter 10 Euro pro Tonne auf bis zu 35 Euro steigen wird.

Nach der geplanten Abschaltung des Atomkraftwerks Fessenheim Ende dieses Jahres will der Stromkonzern EDF vor 2029 keine weiteren französischen Meiler vom Netz nehmen. „Wir haben ganz klar ein Ziel, unsere Reaktoren auf 50 Jahre (Laufzeit) zu bringen“, so der Leiter der EDF-Nuklearstromproduktion, Philippe Sasseigne. Das würde erste Abschaltungen ab 2029 bedeuten, erklärte er. Frankreich will den Atom-Anteil an seiner Stromproduktion von rund drei Viertel auf 50 Prozent senken und stärker auf erneuerbare Energien setzen. Die Regierung hatte dieses Ziel jedoch kürzlich verschoben: Statt 2025 soll es erst 2030 oder 2035 erreicht werden. „Im Zeitraum 2029 bis 2035 gibt es eine grosse Zahl an Reaktoren, die mit 50 Jahren abgeschaltet werden könnten“, sagte Sasseigne. Es sei vernünftig, manche Reaktoren 50 Jahre laufen zu lassen und andere 60 Jahre, um die Schliessungen zu staffeln.

Der belgische Atomreaktor Tihange-1 mit einer Nettoleistung von 962 Megawatt rückt einem Medienbericht zufolge in der Diskussion um die Sicherheit der Nuklearanlage nahe der deutschen Grenze in den Blickpunkt. Es habe eine deutliche Häufung so genannter „Precursor“-Fälle im Reaktor Tihange-1 nur 70 Kilometer von Aachen entfernt gegeben. Bei einem „Precursor“ (deutsch: Vorbote) handelt es sich um einen Zwischenfall in einem Atomkraftwerk, der unter bestimmten Voraussetzungen zu schweren Schäden am Reaktorkern bis hin zur Kernschmelze führen kann. Den Redaktionen liege ein entsprechendes Schreiben der belgischen Atomaufsicht (FANC) vor. Demnach gab es in den Jahren 2013 bis 2015 insgesamt acht solcher Ereignisse in Tihange-1. Bisher waren wegen Tausender Haarrisse in den Reaktordruckbehältern vor allem Tihange-2 und Doel-3 von deutscher Seite als Sicherheitsrisiko eingeschätzt worden.

Die US-Rohölproduktion hat laut neuesten Schätzungen der US-Energiebehörde bereits im November die Marke von 10 Millionen Barrel pro Tag überschritten. Die Produktionsmenge stieg demzufolge gegenüber Oktober um beachtliche 384‘000 auf 10.038 Millionen Barrel pro Tag und liegt damit nur noch knapp unter dem Rekordniveau von November 1970. Darauf haben die Analysten der Commerzbank aufmerksam gemacht. Bislang ging die EIA für November von 9.87 Millionen Barrel pro Tag aus. Die Marke von 10 Millionen Barrel pro Tag sollte erst im Februar übertroffen werden. Die EIA dürfte somit im nächsten Monatsbericht ihre Prognose für die US-Rohölproduktion 2018 und 2019 nochmals deutlich nach oben revidieren. Dies dürfte für die OPEC zu einem Problem werden, heisst es in dem Research-Report der Analysten. Denn durch die stärker steigende US-Ölproduktion werde auch das Nicht-Opec-Angebot deutlich stärker steigen als die globale Ölnachfrage und der Bedarf an Opec-Öl entsprechend sinken. Laut einer Reuters-Umfrage produzierte die OPEC im Januar 32.4 Millionen Barrel pro Tag, was in etwa der benötigten OPEC-Menge entspricht, also weder zu einem Lageraufbau noch zu einem Lagerabbau führt. Die Umsetzung der Produktionskürzungen lag demnach im Januar bei 138 Prozent. Der grösste Beitrag kam dabei von Venezuela, wo die Produktion im Januar nur noch bei 1.6 Millionen Barrel pro Tag lag. Die daraus resultierende Kürzung um 467‘000 Barrel pro Tag war fast fünfmal so hoch wie erforderlich und erklärt die beträchtliche Übererfüllung der Opec fast alleine. Das Kartell profitiert derzeit also im hohen Masse von den unfreiwilligen Produktionsausfällen in Venezuela, ohne die der Ölmarkt überversorgt wäre.

Nach Einschätzung von RWE-Vorstandschef Rolf Martin Schmitz braucht Deutschland noch die fossil betriebenen Kraftwerke in den nächsten zehn Jahren als Backup-Kapazitäten. In den nächsten fünf Jahren gehen gemäss Schmitz etwa 20 Gigawatt an Kapazitäten (Kernenergieausstieg, Braunkohlereserve, Stilllegungsliste) vom Markt und es bleiben noch knapp 90 Gigawatt übrig, bei einem bundesweiten Höchstbedarf von rund 85 Gigawatt. Daher solle die Netzagentur gemeinsam mit den Netzbetreibern einen „Stresstest“ durchführen und mitteilen, auf wie viel gesicherte Leistung das System tatsächlich noch verzichten könnte. In diesem Zusammenhang erneuerte der RWE-Chef die Forderung nach einem Kapazitätsmarkt. Für die Anlagen, die als Backup benötigt werden, müsse ein Marktdesign eingeführt werden, damit Versorgungssicherheit vergütet und somit garantiert wird. Schmitz rechnet damit, dass der zügige Ausbau erneuerbarer Energien ohnehin die Kohlekraftwerke langfristig aus dem Markt drängen wird. Er warnte daher vor voreiligen Beschlüssen, ein kurzfristiges Datum für den Ausstieg aus der Kohleverstromung zu setzen. RWE will seine Kohleanlagen – je nach Alter – bis 2050 laufen lassen. Ein schnellerer Kohleausstieg könne nur dann erfolgen, wenn die Kraftwerksbetreiber dafür Kompensationen erhielten.

Der französische Staatspräsident Emmanuel Macron hat das Aus für die Kohlekraftwerke in Frankreich um zwei Jahre nach vorn verlegt. Nun soll schon 2021 Schluss mit der Verstromung von Kohle sein. Man habe beschlossen, Frankreich zum Modell im Kampf gegen den Klimawandel zu machen. Allerdings produzieren Kohlekraftwerke nur noch rund 1 Prozent des in Frankreich erzeugten Stroms.

Die französische Atomsicherheitsbehörde ASN hat die Wiederaufnahme der Fertigung in Creusot Forge gestattet, die 2016 wegen Qualitätsproblemen gestoppt worden war. Wie französische Zeitungen weiter berichten, soll die Produktion von Komponenten für die französischen Kernkraftwerke im März wieder anfahren. Vollkommen still stand der Betreib allerdings nie. Für ausländische Kunden, insbesondere für das geplante Kraftwerk Hinkley Point in Grossbritannien, lief die Fertigung weiter. Inzwischen ist der Zustand der französischen Atomkraftwerke besser als vor einem Jahr. Bauliche Mängel an einigen Reaktoren sind behoben worden. Man geht davon aus, dass die derzeitige finanzielle Umstrukturierung der Atomindustrie sich positiv auf die Sicherheit der Kraftwerke im Land auswirken wird. Ende 2017 wurde der verlustreiche Hersteller Areva vom französischen Staat aufgeteilt und rekapitalisiert. EDF hatte die Mehrheit an der Reaktorsparte für 2.47 Milliarden Euro übernommen.

Im Jahr 2017 ist es beim Betrieb der schweizerischen Kernkraftwerke zu keinem Vorkommnis gekommen, das die Sicherheit von Mensch und Umwelt gefährdet hat. Dieses Fazit zieht das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat (ENSI) in einer ersten Bilanz. Das vergangene Betriebsjahr war zwar von längeren Stillständen geprägt. „Doch dies ist auch ein Beleg für die funktionierende Sicherheitskultur in den Kernkraftwerken der Schweiz“, erklärt ENSI-Direktor Hans Wanner. Das Kernkraftwerk Beznau 1 steht seit März 2015 still. Die Sicherheitsüberprüfungen für den Reaktordruckbehälter dauern an. Das Kernkraftwerk Leibstadt stand von Herbst 2016 bis Mitte Februar 2017 unter anderem aufgrund der Ursachenabklärung von lokalen Dryouts still. Auch die Revision 2017 des Kernkraftwerks Leibstadt erfuhr eine mehrwöchige Verlängerung wegen des vorsorglichen Austausches von 22 Brennelementen, die gemäss Information des Herstellers nicht den Spezifikationen entsprachen. Die Zahl der meldepflichtigen Vorkommnisse, die im Betriebsjahr 2017 für die nukleare Sicherheit relevant waren, lag unter der Anzahl der Vorjahre. Sämtliche Vorkommnisse des Betriebsjahrs 2017 wurden der Stufe INES 0 zugeordnet. Die vorliegende provisorische Übersicht für das Jahr 2017 ergibt 29 Meldungen. Im Jahr 2016 wurden 31 meldepflichtige Vorkommnisse gezählt und im Jahr 2015 waren es 37. 2017 kam es zu zwei Reaktorschnellabschaltungen. Im Kernkraftwerk Leibstadt musste im Februar eine Reaktorschnellabschaltung manuell ausgelöst werden, im Dezember kam es zu einer automatischen Reaktorschnellabschaltung. 2016 war es in den schweizerischen Kernkraftwerken zu keiner, 2015 zu vier Schnellabschaltungen gekommen.

Die französische Regierung erwar­tet, dass das umstrittene Atomkraft­werk Fessenheim nahe der deutschen Grenze in rund einem Jahr stillgelegt wird. Der Betreiber EDF habe zuletzt von einem Ende der Anlage „Ende 2018, Anfang 2019“ gesprochen, sagte der französische Umwelt-Staatssekre­tär Sébastien Lecornu am Freitag. Die Regierung habe ein Gremium einge­setzt, um die Schliessung voranzutrei­ben. Das sogenannte Leitungsteam zu Fessenheim umfasst Vertreter aus Wirtschaft und Politik. Die Entschei­dung über den genauen Zeitpunkt der Schliessung liege jedoch bei EDF, nicht bei der Regierung. Fessenheim ist das älteste Atom­kraftwerk Frankreichs, das noch in Betrieb ist. Die beiden Reaktoren direkt an der deutschen Grenze sollen end­gültig abgeschaltet werden, wenn der neue Europäische Druckwas­serreaktor in Flamanville am Ärmel­kanal in Betrieb geht. Nach zahlrei­chen Verzögerungen ist das nun zum Jahreswechsel geplant. Lecornu war diese Woche ins Elsass gereist, um mit Gewerkschaftern und Kommunalpoliti­kern Pläne für die Zeit nach der Schlie­ssung zu erarbeiten. In Frankreich gibt es Proteste gegen die Stilllegung des Kraftwerks.

Der französischen Regierung liegen zwei Szenarien vor, die die Abschaltung von 9 bis 16 Atomreaktoren bis zum Jahr 2035 vorsehen. Vorgestellt wurden diese Szenarien laut französischen Medienberichten vom Übertragungsnetzbetreiber RTE im Rahmen von Beratungen zur strategischen Planung der Energieversorgung Frankreichs im Zeitraum von 2018 bis 2023. Bis etwa 2030 soll der Anteil der Atomkraft an der französischen Stromproduktion von derzeit 75 auf 50 Prozent gesenkt werden. Um dies zu erreichen, müssten einige der 58 Atomreaktoren abgeschaltet werden. Allerdings habe RTE nur die zwei Szenarien vorgestellt, die die geringste Zahl an Abschaltungen voraussetzen. Zwei weitere Modelle seien aber auf Bitten des zuständigen Ministeriumsausschusses nicht vorgestellt worden.

CDU/CSU und SPD haben bei ihren Sondierungsgesprächen letzte Woche das bisherige Klimaziel der deutschen Bundesregierung aufgegeben, die Treibhausgasemissionen bis 2020 um 40 Prozent im Vergleich zu 1990 zu verringern. Man möchte ein Massnahmenpaket vereinbaren, mit dem die Lücke so weit wie möglich geschlossen und das Ziel Anfang der 2020er Jahre erreicht wird. Zentral bleibt das Ziel für 2030, das eine Verringerung der Emissionen um 55 Prozent verglichen mit 1990 vorsieht. Es soll unter Beachtung des Zieldreiecks Sauberkeit, Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit erreicht werden. Union und SPD einigten sich ferner auf ein Ziel des Anteils erneuerbarer Energien am Stromverbrauch bis 2030 von 65 Prozent. Für dieses Jahr gab es bisher keine Vorgabe. Bis 2025 sind bisher 45 bis 55 Prozent ins Auge gefasst. Auch soll eine Kommission zur Zukunft der Braunkohle eingesetzt werden, die bis Ende 2018 einen Plan zur schrittweisen Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung einschliesslich eines Abschlussdatums vorlegen soll. Damit würde erstmals ein Endtermin für den Kohleausstieg festgelegt.

Britische Kohlekraftwerke dürfen vom 1. Oktober 2025 an nur noch maximal 450 Gramm CO2 je Kilowattstunde ausstossen. Wer gegen diese Auflage verstösst, muss seine Anlage schliessen oder sie mit Technologie zur Abscheidung und Speicherung von CO2 ausstatten. Das Datum wurde so gewählt, dass Kraftwerke, die keine Klimaschutzmassnahmen verfolgen, nicht mehr bei den Auktionen für den Kapazitätsmarkt zur Lieferung 2025/26 und später teilnehmen können. Das Ministerium geht davon aus, dass der Grossteil der Kraftwerke in den frühen 2020-er Jahren entweder stillgelegt oder nachgerüstet sein wird. Nur rund 1.5 Gigawatt Kapazität dürften 2025 noch nicht klimafreundlich sein. Aktuell liegt die Kapazität der britischen Kohlekraftwerke bei 6 Gigawatt.

China hat im Gesamtjahr 2017 so viel Kohle importiert wie zuletzt 2014. Die Einfuhren beliefen sich demnach auf 271 Millionen Tonnen, gegenüber dem Vorjahr ein Plus von 6.1 Prozent. Es ist davon auszugehen, dass der Kohlebedarf Chinas zumindest 2018 etwa auf Vorjahresniveau bleibt.

Die Niederlande will die Gasförderung in der Region Groningen schneller reduzieren als bisher geplant. Die Koalitionsvereinbarung der niederländischen Regierung sieht eine Rückführung der Erdgasproduktion um knapp 2 Milliarden auf 20 Milliarden Kubikmeter jährlich vor. Ein Erdbeben mit einer Stärke von 3.4 auf der Richter-Skala erschütterte die Region Groningen letzte Woche. Experten führen die lokalen Erdstösse auf die Gasgewinnung in dem Gebiet zurück.

Nach der zum Jahresende 2017 erfolgten endgültigen Stilllegung des Kernkraftwerkblocks Gundremmin­gen B mit einer Nettoleistung von 1‘284 Megawatt sind nun noch sie­ben Atommeiler in Deutschland in Betrieb. Diese sollen bis Dezember 2022 gleichfalls abgeschaltet wer­den. Auf 2019 ist das Betriebsende für Philippsburg 2 (1‘402 Megawatt) terminiert, 2021 folgen die Kraftwer­ke in Brokdorf (1‘410 MW), Grohn­de (1‘360 MW) und der Reaktor C in Gundremmingen (1‘288 MW). Noch bis 2022 dürfen die Reaktoren Ems­land (1‘329 MW), Neckarwestheim 2 (1‘400 MW) und Isar 2 (1‘410 MW) laufen. Block B in Gundremmingen war im Rahmen des Atomausstiegs am Ende seiner festgelegten Laufzeit abge­schaltet worden. Dieser war nach der Katastrophe im japanischen Fukushi­ma 2011 fixiert worden, wie für die anderen damals noch aktiven Anla­gen auch. Gundremmingen war der letz­te Standort in Deutschland mit noch zwei aktiven Reaktoren.

Die französische Regierung will die zugesagte Schliessung des umstritte­nen Atomkraftwerks Fessenheim am Oberrhein voranbringen. Umwelt­staatssekretär Sébastien Lecornu kündigte für den 18. Januar einen Besuch in dem elsäs­sischen Kraftwerk im Grenzgebiet zu Deutschland an. Lecornu sagte im Radiosender RTL, er werde ein Leitungsteam einsetzen, das Vertreter aus Wirtschaft und Poli­tik umfasse. Damit werde das Verfah­ren zur Entscheidung über die Zukunft von Fessenheim in Gang gebracht. Französische Lokalpolitiker und Gewerkschaften fürchten den Verlust von Arbeitsplätzen. Die Regierung in Paris will das Atomkraftwerk am Oberrhein abschal­ten, sobald im nordfranzösischen Fla­manville ein neuer Druckwasserre­aktor in Betrieb ist. Der Bau hat sich wegen Pannen jedoch verzögert, nun peilt der Betreiber das Jahr 2019 an. Die Bundesregierung fordert die Still­legung des ältesten französischen Atomkraftwerks, das seit rund 40 Jah­ren in Betrieb ist. Wegen Problemen mit einem Dampfgenerator ist Reak­tor zwei seit Juni 2017 abgeschaltet. Atom­kraftgegner sehen Fessenheim als besonders unsicher an.

Die europäische Cross-Border-Intra­day-Lösung (XBID) für den Stromhan­del und zehn lokale Implementierungs­projekte sollen am 13. März 2018 an den Start gehen. Erste Lieferungen sind für den 14. März vorgesehen. Wie die beteiligten Börsen und Übertra­gungsnetzbetreiber mitteilten, stehen diese Daten noch unter dem Vorbehalt letzter Tests und Genehmigungen. Die XBID-Lösung enthält ein gemeinsames Orderbuch. Dadurch wird es Marktteil­nehmern möglich, über Strompreiszo­nen hinweg zu handeln, solange dafür Übertragungskapazitäten vorhanden sind. Das Projekt ermöglicht damit fort­laufenden Intraday-Handel in Deutsch­land, Österreich, den Niederlanden, Belgien, Frankreich, Dänemark, Nor­wegen, Finnland, Litauen. Estland und Lettland. Die meisten anderen europä­ischen Staaten werden sich dem Sys­tem im Frühjahr 2019 anschliessen.

Das schweizerische Kernkraftwerk Leibstadt darf mit verminderter Leistung wieder angefahren werden. Das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat ENSI hat am Ende der ordentlichen Jahresrevision laut eigenen Angaben die Freigabe erteilt. Zuvor habe sich die Aufsichtsbehörde anhand von Inspektionen vergewissert, dass die Revisionsarbeiten korrekt und vorschriftsgemäss ausgeführt worden seien. Allerdings verlangte die Behörde die Beibehaltung einer verschärften Begrenzung der Brennelementleistung und des Kerndurchflusses, die der Betreiber für den letzten Zyklus im Februar 2017 ergriffenhatte, um lokale Dryouts zu vermeiden. Dadurch sinkt die durchschnittliche thermische Leistung auf 86 Prozent der Kapazität von 1‘220 Megawatt.

Die EU-Staaten haben sich gestern auf einen Kompromiss für Eckpunkte einer Energiewende bis 2030 geeinigt. Bis dahin sollen erneuerbare Energien 27 Prozent des gesamten Bedarfs decken. Zudem soll der Strommarkt in Europa enger verzahnt werden. In der Nacht auf Dienstag zurrten die Energieminister in Brüssel ihre Positionen zu insgesamt vier Gesetzen fest, über die sie nun mit dem Europaparlament verhandeln müssen. Die Parlamentarier wollen den Ausbau von Ökoenergie deutlich schneller vorantreiben und 2030 bereits 35 Prozent erreichen. Die Gesetze sind Teil eines Pakets, das die EU-Kommission vor einem Jahr vorgelegt hatte. Sie sollen dazu beitragen, dass die EU 2030 mindestens 40 Prozent weniger Klimagase produziert als 1990.

Elf von insgesamt 58 französischen Atomreaktoren sind aktuell wegen geplanter und ungeplanter Revisionsarbeiten nicht am Netz. Dies entspricht einer Kapazität von 11.3 Gigawatt von insgesamt 63.3 Gigawatt. Allerdings seien nur drei Reaktoren mit einer Leistung von 3.1 Gigawatt den ganzen Winter über nicht in Betrieb. Die Angaben von EDF werden jedoch immer wieder geändert, wobei es regelmässig zu einer Ausweitung der Revisionszeiten kommt. Vor einem Monat hatte der Chef der EDF-Nuklearflotte, Dominique Minière, erklärt, dass sich in diesem Winter maximal vier bis fünf Reaktoren offline befinden würden gegenüber neun im vergangenen Winter.

Nach einer Explosion letzter Woche in einer Gasverteilstation im österreichischen Baumgarten läuft in der international wichtigen Anlage die Versorgung wieder an. Der Betreiber Gas Connect begann nach eigenen Angaben, Teile wieder hochzufahren, um die Gasleitungen zu beschicken. Die Erdgasstation Baumgarten ist eine der bedeutendsten Drehscheiben für die europäische Erdgasversorgung. Über die Station werden grosse Mengen an Erdgas aus Russland nach Österreich sowie nach West-, Süd- und Südosteuropa verteilt. Das Unglück brachte den russischen Gasexport zeitweise empfindlich durcheinander. Die Sorgen um mögliche Versorgungsengpässe liessen die Gaspreise zwischenzeitlich kräftig steigen.

Der nächste Energy Flash erscheint am Mittwoch 10.01.2018.

Die EBM Energie AG wünscht Ihnen frohe Festtage und einen guten Rutsch ins neue Jahr 2018.

Der schweizerische Stromnetzbetreiber Swissgrid nimmt eine Kapitalerhöhung vor. Einen entsprechenden Antrag des Verwaltungsgrats haben jetzt die Aktionäre von Swissgrid abgesegnet. Die Kapitalerhöhung sei aufgrund der Übernahme weiterer Anlagen zum 3. Januar 2018 beschlossen worden. Die aus transaktionalen Gründen notwendigen Statutenänderungen sollen bis Ende Dezember 2017 vom Bundesrat genehmigt werden. Swissgrid wird nach Angaben zum 3. Januar weitere zum Übertragungsnetz gehörende Anlagen übernehmen, deren provisorische Buchwerte insgesamt 2.3 Millionen Schweizer Franken betragen. Im Herbst kommenden Jahres soll eine Bewertungsanpassung vorgenommen werden, um die Differenz zwischen den Buchwerten und den im Laufe des Jahres 2018 von der Eidgenössischen Elektrizitätskommission ElCom verfügten Anlagenwerten auszugleichen. Wie bei den Übernahmetransaktionen per Anfang 2013, 2014, 2015 und 2016 werden die ehemaligen Eigentümer zu 30 Prozent mit Swissgrid-Aktien und zu 70 Prozent mit Darlehen entschädigt. Durch eine Kapitalerhöhung werden dafür neue Swissgrid-Aktien im Nominalwert von 0.2 Millionen Franken geschaffen. Das Aktienkapital steigt dadurch auf rund 318 Millionen Franken.

Bei einer Routinekontrolle im Atomkraftwerk Grohnde ist eine undichte Stelle im Zwischenkühlsystem festgestellt worden. Das teilte am Mittwoch das Umweltministerium in Hannover mit. Die Betriebsbereitschaft sei dadurch nicht beeinträchtigt. Es bestehe auch keine Gefahr für die Umwelt. Das Zwischenkühlsystem enthalte keine radioaktiven Stoffe. Die PreussenElektra als Betreiberin des Atomkraftwerks plane derzeit die Reparatur. Schon Anfang November hatte es dort Probleme gegeben: Wegen eines Lecks an einer Leitung ging das Kraftwerk an der Oberweser für zwei Wochen vom Netz. Grohnde soll Ende 2021 stillgelegt werden. Kritiker fordern seit Jahren ein sofortiges Aus für den Meiler, in dem es immer wieder Pannen gab.

Der Energiekonzern EDF will die Atomreaktoren Fessenheim 1 und 2 zum 1. Januar 2019 abschalten. Das teilte das französische Unternehmen am Freitag auf seiner Internetseite mit. Bislang hatte EDF lediglich angekündigt, dass Fessenheim abgeschaltet werden soll, wenn der Europäische Druckwasserreaktor Flamanville 3 am Netz ist. Fessenheim ist das älteste Atomkraftwerk von EDF, die Abschaltung ist schon seit längerem im Gespräch, weil es immer wieder zu Zwischenfällen kommt. Hintergrund für die geplante Abschaltung ist auch, dass das französische Energiewendegesetz den Atompark des Landes auf eine Leistung von 63.2 Gigawatt begrenzt. Die Inbetriebnahme von Flamanville 3 plant EDF für Ende 2018. Die endgültige Entscheidung liegt aber bei der Atomaufsichtsbehörde ASN.

SPD-Chef Martin Schulz hat für einen Ausstieg aus dem klimaschädlichem Kohlestrom geworben – allerdings müsse auf die Beschäftigten in der Branche Rücksicht genommen werden. „Die Wahrheit ist: Wir wollen die Klimaziele erreichen, und die Wahrheit ist auch, das geht einher mit dem Ende der Kohleverstromung“, sagte Schulz am Donnerstag vor rund 600 Delegierten in Berlin. Den Menschen in der Lausitz, im Mitteldeutschen und im rheinischen Revier helfe nicht „Realitätsverweigerung“, sondern ein Konzept für die Zukunft. „Aufgabe der Sozialdemokratie ist es nicht, Strukturen der Vergangenheit zu konservieren“, sagte Schulz. Der Kohleausstieg dürfe aber nicht auf Kosten der Versorgungssicherheit oder der Beschäftigten gehen. Es brauche Milliardeninvestitionen in Netze und die betroffenen Regionen.

Wer von einer Einmalvergütung des Bundes für eine Solaranlage profitieren will, muss künftig statt Monate, Jahre auf das Geld warten. Die Wartefristen für kleine Anlagen steigen laut BFE auf mindestens zweieinhalb Jahre, für grosse Anlagen gar auf sechs Jahre. Die längeren Wartezeiten sind die Folge der neuen Energiestrategie. Diese sorgt dafür, dass insgesamt mehr Fördermittel zur Verfügung stehen. Diese reichen aber nicht aus, um die Warteliste vollständig abzubauen, da neu auch Betreiber grosser Anlagen bis 50 Megawatt eine Vergütung beantragen können. Die Förderung, die neben der Photovoltaik auch der Wasserkraft, der Windenergie, Geothermie und Biomasse zukommt, wird über den Netzzuschlag finanziert. Das ergibt zusätzliche rund 480 Millionen Franken, die pro Jahr ausgeschüttet werden können. Ein Viertel davon kommt bestehenden Grosswasserkraftwerken zugute.

Sechs Schweizer Versorger aus der Stadtwerke-Allianz Swisspower haben eine Kooperation beim Thema Blockchain vereinbart. Ziel der Zusammenarbeit soll es sein, bereits im kommenden Jahr konkrete Anwendungen im Energiesektor zu identifizieren und in Pilotanwendungen umzusetzen. An dem Zusammenschluss beteiligt sind die Services Industriels de Lausanne, Services Industriels de Genève, die Industriellen Werke Basel, Energie Wasser Bern, die IBAarau AG und die St.Galler Stadtwerke. Insgesamt gehören Swisspower 22 Schweizer Stadtwerke an. Als technischen Unterbau nutzen die Unternehmen die Blockchain-Plattform der Energy Web Foundation (EWF). Diese soll ab 2018 die nötigen Funktionalitäten bereitstellen, um Anwendungen im großen Maßstab umzusetzen. Die EWF ist eine globale Nonprofit-Organisation mit Sitz im Schweizerischen Zug, welche sich auf die rasche Anwendung der Blockchain-Technologie im Energiesektor konzentriert.

Die französische Atomaufsichtsbehörde ASN will bald eine Entscheidung über das mögliche Wiederanfahren des Atomkraftwerks Tricastin treffen. Der Bericht des technischen ASN-Arms IRSN wird in den kommenden Tagen erwartet. ASN überprüft außerdem weiterhin die Dokumentation der Kraftwerksteile, die in der Areva-Gießerei Creusot Forge hergestellt wurden. Im vergangenen Sommer waren Fehler in der Dokumentation festgestellt worden. Derzeit würden auch die Dokumente geprüft, die das Kraftwerk Fessenheim 2 betreffen. Insgesamt werde es noch etwa 5 bis 10 Jahre dauern, bis am gesamten französischen Kraftwerkspark, die nach der Reaktorkatastrophe in Fukushima beschlossenen Sicherheitsmaßnahmen durchgeführt seien. Ausserdem will ASN bis spätestens 2021 über die Laufzeitverlängerung der französischen Kraftwerke entscheiden.

Im Schweizer Parlament baut sich Widerstand gegen das geplante gemeinsame Emissionshandelssystem der Schweiz und der EU auf. Zwar hat EU-Kommissionspräsident Jean-Claude Juncker seinen Besuch bei der Schweizer Bundespräsidentin Doris Leuthard genutzt, um das Abkommen über ein gemeinsames Emissionshandelssystem zu unterschreiben. Doch nun muss das Abkommen aber noch den Schweizer Bundesrat und das Parlament sowie das EU-Parlament passieren. Die SVP sieht das Abkommen als Teil einer Salamitaktik, mit welcher der Bundesrat die Schweiz klimapolitisch immer enger ans Ausland anbinden wolle. Die genauen Konsequenzen seien aber unbekannt. Die grünen lehnen das Abkommen aus klimapolitischen Gründen ab. Nationalrat Bastien Girod schlägt vor, das Schweizer Emissionshandelssystem ganz aufzugeben und die beteiligten 54 Unternehmen mittels Zielvereinbarung zur Senkung ihrer Treibhausgasemissionen zu verpflichten. Er verwies auf den Überschuss an CO2-Zertifikaten im europäischen Emissionshandelssystem und die daraus resultierenden niedrigen Preise für CO2-Berechtigungen.

Frankreich hat im dritten Quartal 2017 500 Megawatt Windkraftkapazität neu installiert. Damit beläuft sich der Zubau seit Jahresanfang auf 1‘019 MW. Ende September umfassten die französischen Windkraftkapazitäten 12.9 Gigawatt. Sie sollen bis Ende 2018 auf 15 GW anwachsen. Die Elektrizitätsproduktion aus Windturbinen erreichte in den ersten drei Quartalen demnach 15.5 Terawattstunden, was 4.5 Prozent des französischen Stromverbrauchs entspricht.

Das französische Finanzministerium erwägt derzeit verschiedene Restrukturierungsszenarios für den mehrheitlich staatlichen Versorger EDF. Wie die Nachrichtenagentur Reuters unter Hinweis auf gut unterrichtete Kreise berichtet, soll die nukleare Stromgewinnung möglicherweise in eine eigene Gesellschaft überführt werden. Der französische Fernsehsender BFM TV berichtet von Überlegungen, den Strom aus der neuen Nukleareinheit für alle Marktteilnehmer zu fixen Preisen abzugeben. Die Bank UBS hatte unlängst eine Aufspaltung von EDF gemäss dem Modell von RWE ins Spiel gebracht. Demnach würde eine Gesellschaft die Kraftwerke übernehmen, die andere das Geschäft mit Netzen, Erneuerbaren und Retail-Kunden.

Die Organisation Erdöl exportierender Länder (Opec) und Russland haben sich laut einem Medienbericht auf die Grundzüge einer Verlängerung der Förderbegrenzung bis Ende 2018 geeinigt. Allerdings müssten beide Seiten noch Details einer neuen Vereinbarung ausarbeiten. Der neue Beschluss soll aber bereits auf dem nächsten Opec-Treffen am 30. November gefasst werden. Derzeit gilt eine Vereinbarung zur Förderbegrenzung bis zum März kommenden Jahres. Laut der Nachrichtenagentur Bloomberg seien sich Vertreter Russlands und Saudi-Arabiens nach tagelangen Verhandlungen einig, dass eine Verlängerung der aktuell geltenden Vereinbarung notwendig sei. Russland besteht aber darauf, dass sich der Umfang der künftigen Drosselung an der Lage am Ölmarkt orientieren soll. Seit Einführung der Fördergrenze zu Beginn des Jahres kam es zunächst zu deutlichen Schwankungen bei den Ölpreisen. Seit dem Sommer ging es mit den Preisen aber tendenziell nach oben.

19 der 58 Atomreaktoren des französischen Stromversorgers EDF sind derzeit ausser Betrieb. Davon sollen 15 bis Mitte Dezember wieder ans Netz gehen. Maximal vier bis fünf Reaktoren werden im Laufe des Winters nicht verfügbar sein, nachdem es im vergangenen Winter neun waren. Fessenheim 2 soll allerdings nicht wie bisher geplant im Januar 2018 wieder in Betrieb genommen werden. Auch Paluel 2 bleibt länger vom Netz als zunächst angenommen. Derzeit will EDF den Reaktor am 15. April 2018 wieder in Betrieb nehmen. EDF räumte ein, dass auch künftige Abschaltungen länger andauern werden. Entsprechend würde die durchschnittliche Verfügbarkeit im ersten Teil des Jahres reduziert sein.

Laut dem Präsidenten des französischen Übertragungsnetzbetreibers RTE, François Brottes, bestehe im kommenden Winter in Frankreich ein geringeres Risiko für einen Engpass bei der Stromversorgung als im Winter 2016/17. Im vergangenen Winter sind zeitweise 9 Reaktoren gleichzeitig abgeschaltet gewesen, dennoch hat RTE nicht die zur Verfügung stehenden Notfallkapazitäten in Anspruch nehmen müssen, um einen Blackout zu verhindern. Weniger optimistisch ist der Betriebsrat von EDF. Gemäss der Zeitung le Dauphiné Libéré warnt das Gremium vor Versorgungsengpässen im Falle einer Kältewelle. Laut dem EDF-Betriebsrat sei man Ende Januar 2017 knapp an einem Engpass vorbeigeschrammt, als die Temperaturen deutlich niedriger waren als vorhergesagt. Ein Grund für die Besorgnis ist, dass einige der Heizkraftwerke, die im Januar die Ausfälle der Kernkraftwerke ausgeglichen hatten, nicht mehr verfügbar sind. So sind die Kraftwerke Porcheville und Cordemais inzwischen abgeschaltet worden, weil sie zu schmutzig und nicht mehr wirtschaftlich waren. Ausserdem sind die Wasserspeicher in Frankreich aufgrund geringer Niederschläge zu tief.

Grossbritannien, Kanada und mehrere andere Staaten haben sich auf der Weltklimakonferenz letzte Woche in Bonn zu einer internationalen Allianz für den Kohleausstieg zusammengeschlossen. Weitere Mitglieder der „Powering Past Coal Alliance“ sind unter anderem Frankreich, Italien, die Niederlande, Mexiko und die Schweiz. Die Regierungen legen sich in ihrer Erklärung auf eine Abkehr von der traditionellen Kohle-Energie fest. Einzeln hatten sie das zum Teil in der Vergangenheit schon angekündigt. Die britische Regierung erklärte etwa, bis 2025 alle Kohlekraftwerke abschalten zu wollen. Das maximal mögliche Ausstiegsdatum liegt aber bei allen im Jahr 2030. Das Bündnis stellte sich damit nur einen Tag nach der Rede von der deutschen Bundeskanzlerin Angela Merkel auf der Klimakonferenz auf. Merkel war dabei unkonkret geblieben, wie und wann Deutschland aus der sehr klimaschädlichen Kohlenutzung aussteigen werde.

Das schweizerische Kernkraftwerk Leibstadt mit einer Kapazität von 1‘220 Megawatt muss 24 Brennelemente austauschen, die nicht den Spezifikationen entsprechen. Wie der Betreiber mitteilte, bedingt die Massnahme eine Neuauslegung des Reaktorkerns. Die Wiederinbetriebnahme verzögert sich bis voraussichtlich gegen Ende Dezember 2017. Die Kernkraftwerk Leibstadt AG hatte Ende November über eine mehrtägige Verlängerung der Jahreshauptrevision informiert, weil 16 Brennelemente nicht den Spezifikationen entsprachen und ersetzt werden müssen. Mittlerweile ergaben Abklärungen beim Lieferanten, dass weitere Brennelemente im 648 Brennelemente umfassenden Reaktorkern von den gleichen Spezifikationsabweichungen betroffen sind. Das Kernkraftwerk Leibstadt hat sich entschieden, diese Brennelemente ebenfalls vorsorglich noch während der laufenden Jahreshauptrevision zu ersetzen. Durch den Ersatz der Brennelemente wird eine Neuauslegung des Reaktorkerns einschließlich eines umfassenden Freigabeprozesses durch die Aufsichtsbehörde notwendig.

Aus Sicht der EU-Staaten ist der Weg zur Verknüpfung der CO2-Emissionshandelssysteme von EU und Schweiz frei. Die für den Handel zuständigen EU-Minister billigten am Freitag die Unterzeichnung eines entsprechenden Abkommens mit der Schweiz. Der Schweizer Bundesrat hatte im Sommer bereits grünes Licht dafür gegeben. Nun muss die Unterzeichnung noch vom Europäischen Parlament abgesegnet werden. Beide Seiten versprechen sich von dem Abkommen neue Möglichkeiten zur Reduktion des CO2-Ausstosses sowie geringere Kosten.

Der französische Kraftwerksbetreiber EDF hat am Dienstag das Wiederanfahren des Atomkraftreaktors Tricastin 1 (915 Megawatt) auf den 31. Dezember 2017 verschoben. Auch weitere vier Reaktoren mit einer Gesamtleistung von 4‘605 MW sollen später wieder ans Netz gehen als zunächst geplant. Die vier Reaktoren des Atomkraftwerks Tricastin sollten ursprünglich am 2. November wieder in Betrieb genommen werden, Ende Oktober hatte EDF das Wiederanfahren auf den 27. November verschoben. Das Unternehmen war von der Atomaufsichtsbehörde ASN aufgefordert worden, den Damm am nahegelegenen Kanal zu reparieren, da dieser einem Erdbeben möglicherweise nicht standhalten könnte. Die geforderten Verstärkungsarbeiten am Deich sind am 27. Oktober abgeschlossen worden. Die entsprechenden Dokumente werden nun von den Behörden geprüft.

Die Pariser Regierung will den bisherigen Zeitplan für eine Energiewende hin zu weniger Atomstrom in Frankreich über Bord werfen. Das gesetzliche Ziel, den Atomanteil an der Stromproduktion auf 50 Prozent zu senken, soll mit Blick auf den Klimaschutz erst mehrere Jahre später erreicht werden. „Wenn man am Datum 2025 festhalten will, wird das zum Nachteil unserer Klima-Ziele geschehen“, sagte Umweltminister Nicolas Hulot nach einer Kabinettssitzung in Paris. Denn dann müsse im Gegenzug die Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen angekurbelt werden. Der französische Übertragungsnetzbetreiber RTE hatte am Dienstag Szenarien für die künftige Entwicklung der Stromversorgung in Frankreich vorgelegt. Dieser Analyse zufolge würde der CO2-Ausstoss des französischen Strom-Systems deutlich steigen, falls Frankreich am Datum 2025 für das 50-Prozent-Ziel festhält. Statt 22 Millionen Tonnen klimaschädliches CO2 im Jahr 2016 würden demnach 2025 je nach Variante 38 bis 55 Millionen Tonnen CO2 ausgestossen.

Die Schweiz wird bis 2035 ausreichend Strom zur Verfügung haben, wenn drei Voraussetzungen erfüllt sind. So muss die Integration in den europäischen Strommarkt gelingen, die Energieeffizienz gesteigert werden und der Anteil an erneuerbaren Energien wachsen, wie es in einer aktuellen Studie des schweizerischen Bundesamts für Energie heisst. Die Stromversorgung der Schweiz müsse sicher sowie wirtschaftlich und umweltverträglich sein. Dabei sei der gegenwärtig tiefe CO2-Anteil am Schweizer Energiemix zu wahren, was einen Ausbau der erneuerbaren Energiequellen erfordere. Die Versorgungssicherheit werde durch eine gute Vernetzung mit den Nachbarländern gestärkt. Es sei in unserem Interesse, beim Stromhandel grenzüberschreitend zusammenzuarbeiten. Wird die Zusammenarbeit innerhalb der EU institutionalisiert, könnte die Schweiz den Anschluss verlieren, warnte Bundespräsidentin Doris Leuthard bei der Vorstellung der Studie. Der Strommarkt der Zukunft müsse überdies neue dezentrale Produktionen integrieren, Möglichkeiten der Digitalisierung nutzen, neue Akteure, Tarife und Zahlungssysteme möglich machen und der Innovation genug Raum verschaffen. Dafür brauche es etwa einen funktionierenden europäischen Emissionsmarkt, einen Abbau von Markthemmnissen, Speicherlösungen und einen Ausbau des Übertragungsnetzes.

Die Schweiz hat ihr CO2-Reduktionsziel für 2016 verfehlt, deshalb steigt die CO2-Abgabe auf fossile Brennstoffe wie Heizöl oder Erdgas zum Jahreswechsel um zwölf auf 96 Franken je Tonne. Eigentlich wollte die Schweiz ihren CO2-Ausstoss um 27 Prozent unter den Wert des Vergleichsjahres 1990 senken. Die CO2-Abgabe wird seit 2008 erhoben. Sie wird automatisch erhöht, wenn die in der CO2-Verordnung festgelegten Zwischenziele für die Emissionen aus Brennstoffen nicht erreicht werden.

Bei dem schweizerischen Kernkraftwerk Leibstadt mit 1‘275 Megawatt Kapazität verlängert sich die derzeit laufende Jahreshauptrevision um zehn Tage vermutlich bis zum 17. November. Wie die Kernkraftwerk Leibstadt AG mitteilte, waren 16 nicht spezifikationsgerechte Brennelemente für den nächsten Betriebszyklus geliefert worden, die nun ersetzt werden müssen.

Frankreich wird Ende 2018 darüber entscheiden wie viele Kernkraftwerke vom Netz gehen werden, um das Ziel einer Zurückführung der Atomenergie zu erreichen. Frankreich will den Beitrag der Atomenergie zur Stromgewinnung von derzeit 75 Prozent bis 2025 auf 50 Prozent reduzieren. Im Juli hatte Umweltminister Nicolas Hulot ausgeführt, Frankreich werde bis zu 17 Kernkraftwerke schliessen müssen, um seine energiepolitischen Ziele zu erreichen. Der Minister war aber in späteren Interviews nicht mehr auf diese Zahl zurückgekommen. Nun betonte Hulot, er werde bei der Umsetzung seiner Pläne darauf achten, jegliche Stromknappheit zu vermeiden.

Der weltweite Markt für Kraftwerkskohle könnte in den kommenden Monaten auf einen Versorgungsengpass zusteuern. Die Preise legen derzeit weiter zu und Lieferschwierigkeiten in exportierenden Ländern sowie die steigende Nachfrage aus Asien sprechen für einen anhaltenden Aufwärtstrend. Nach Angaben der Nachrichtenagentur Reuters ist die gesamte asiatische Kohlenachfrage im Oktober auf über 80 Millionen Tonnen gestiegen, nachdem sie sich in den vergangenen zwei Jahren auf 60 bis 70 Millionen Tonnen im Monat eingependelt hatte. Die Regierung Chinas, des am Weltmarkt dominierenden Players, beschränkt seit Sommer die Kohleeinfuhren. Marktteilnehmer gehen derzeit dennoch von einem anhaltend hohen Bedarf aus. Die höheren Preise und die knappe Verfügbarkeit könnten dazu führen, dass sich chinesische Kraftwerksbetreiber im Laufe des Winters weiterhin am Weltmarkt eindecken müssen. Auch für Südkorea und Indien gehen Experten von einer Steigerung der Kohlenachfrage aus.

Der französische Kraftwerksbetreiber EDF hat das Wiederanfahren der vier Reaktoren des Atomkraftwerks Tricastin verschoben. Laut der Webseite von EDF sollen alle vier Reaktoren mit einer Gesamtkapazität von 3‘600 Megawatt erst am 27. November wieder hochgefahren werden. Einen Grund für die Verzögerung nannte der Konzern nicht. Die Atomaufsichtsbehörde ASN hatte Ende September das Herunterfahren des Kraftwerks gefordert. Sie ging davon aus, dass ein Damm an dem nahegelegenen Kanal im Falle eines Erdbebens brechen könnte und hatte EDF aufgefordert, den Damm zu reparieren. Eigentlich sollten die Reaktoren am 2. November wieder ans Netz gehen. Laut Angaben einer ASN-Sprecherin dürften die Sicherungsarbeiten an dem erwähnten Deich zwei bis drei Monate in Anspruch nehmen. Die französischen Frontmonat November zeigte sich in Folge am Freitagmittag mit einem Plus von 3.30 Euro auf 63.75 Euro. Wie EDF separat mitteilte, ist das Wiederanfahren des Reaktors Paluel 2 mit einer Kapazität von 1‘300 Megawatt um zwei Monate auf den 15. April verschoben worden. Im März 2016 war während einer Revision der 450 Tonnen wiegende Dampfgenerator auf den Boden des Reaktors gestürzt und hatte ausgedehnte Schäden verursacht.

Die Temperaturen in Frankreich und großen Teilen Westeuropas werden im kommenden Winter voraussichtlich mild ausfallen. Zu dieser Einschätzung kommen die Meteorologen von Météo France in ihrer Prognose für die Monate November, Dezember und Januar. Die Wahrscheinlichkeit von milden Temperaturen liegt laut Météo France in Frankreich, dem Großteil Westeuropas sowie dem südlichen Teil Skandinaviens bei 50 Prozent. Die Wahrscheinlichkeit von Temperaturen unter dem saisonalen Durchschnitt liegt demnach bei 20 Prozent. Milderes Wetter sorgt in Frankreich für eine geringere Stromnachfrage. Der französische Übertragungsnetzbetreiber RTE geht laut der Nachrichtenagentur Reuters davon aus, dass ein Rückgang der Temperatur um 1 Grad Celsius unter den saisonalen Durchschnitt über einen längeren Zeitraum den Strombedarf um 2‘400 Megawatt steigern würde. Das entspricht der Erzeugungskapazität von zweieinhalb Atomreaktoren.

Die beiden großen Ölförder­länder Saudi-Arabien und Russ­land wollen ihre Vereinbarung zur Kürzung der Ölproduktion bis zum Ende des kommenden Jahres ver­längern. Wie mit den Plänen ver­traute Personen sagten, soll damit ein reibungsloser Ausstieg vorberei­tet werden, so dass der Markt nicht von einer plötzlichen Rückkehr der Ölschwemme erschüttert wird. Bislang gilt die Vereinbarung zwi­schen der Organisation Erdöl expor­tierender Länder (Opec) und nicht Opec-Mitgliedern unter der Führung Russlands bis März nächsten Jah­res. Die Ölproduzenten wollen sich am 30. November treffen, um über ihr weiteres Vorgehen zu beraten. Mittlerweile mehren sich die Stimmen derer, die für eine Verlängerung der Förderbeschränkung bis Ende 2018 plädieren.

Der Chef der französischen Atombehörde ASN, Pierre-Franck Chevet, schliesst weitere sicherheitsrelevante Vorfälle und Auffälligkeiten an französischen Kraftwerken nicht aus. Erst letzte Woche hatte ASN davor gewarnt, dass in 29 französischen Atomkraftreaktoren die Kühlung ausfallen könnte. Bei einem Erdbeben könnten die Pumpen des Reservewasserkreislaufs ausfallen. Dieses Risiko wurde als Ereignis der Klasse 2 auf der siebenstufigen internationalen nuklearen Störfall-Skala Ines eingestuft. Von einem weiteren Vorfall der Stufe 2 sind 10 französische Kraftwerke betroffen. Bei diesen sind einige Bauteile im Fall eines Erdbebens möglicherweise nicht stabil genug. Laut Chevet gibt es üblicherweise im Jahr fünf bis zehn Ereignisse der Stufe 2. Jetzt gab es drei Ereignisse innerhalb eines sehr kurzen Zeitraums. In gewissem Sinne seien die Vorfälle auch eine Möglichkeit, die Sicherheit langfristig zu verbessern. Es sei aber eine „beispiellose Herausforderung“, die Sicherheit des französischen Atomparks zu verbessern und die Lebensdauer der Kraftwerke zu verlängern. Der Betreiber EDF will bis 2025 im Schnitt vier Milliarden Euro pro Jahr investieren, um eine Laufzeitverlängerung seiner Kraftwerke zu erreichen. Weltweit gebe es keinen unmittelbaren Grund zur Sorge, aber ein „wachsendes systemisches Risiko“. Die Herausforderungen bezüglich der Sicherheit wachsen für die Industrie, gleichzeitig haben die Unternehmen wirtschaftliche und finanzielle Schwierigkeiten. Diese zunehmende Diskrepanz zwischen dem was zu tun ist und den dafür vorhandenen Mitteln birgt langfristig Risiken. Laut Chevet sei die Situation besorgniserregend und man müsse sich „darum kümmern“.

Der französische Übertragungsnetzbetreiber RTE veröffentlicht am 07. November seinen Winterausblick. Das Dokument zeigt auf, wie gut Frankreich im kommenden Winter auf eine Verknappung des Stromangebots im Falle von Atomkraftwerksausfällen vorbereitet ist. Zudem wird ein Ausblick auf die französische Energieversorgung in den kommenden 18 Jahren veröffentlicht. Um den Jahreswechsel 2016/17 war das Land aufgrund eines harten Winters zu grossen Teilen von Stromlieferungen aus dem Ausland sowie Strom aus fossilen Brennstoffen abhängig. Sébastien Lecornu, Staatssekretär im Ministerium für den ökologischen und solidarischen Wandel in Frankreich, sagte man werde alles tun, um Versorgungsengpässe im Winter zu vermeiden.

Berlin will bis 2030 aus der Kohlenutzung aussteigen und legt diesen Termin als erstes Bundesland gesetzlich fest. Letzten Donnerstag beschloss das Abgeordnetenhaus ein entsprechendes Gesetz. Das Ziel dieses Schritts ist eine Senkung der CO2-Emissionen und eine schrittweise Umstellung Berlins auf erneuerbare Energien. Bereits seit einigen Monaten verzichtet die Hauptstadt auf die Stromerzeugung aus Braunkohle. Im Mai ging das letzte Berliner Braunkohlekraftwerk vom Netz, bis spätestens 2030 soll dann mit den Steinkohlekraftwerken Schluss sein; derzeit gibt es noch drei davon.

Die Niederlande wollen für den Elektrizitätssektor 2020 einen CO2-Minimumpreis einführen. Der Preis soll anfänglich 18 Euro pro Tonne betragen und bis 2030 auf 43 Euro steigen. Der Gesetzgeber in den Niederlanden hat die entsprechende Vorlage allerdings noch nicht gebilligt. Die Absicht der Niederlande zur Besteuerung von CO2 treibt die langfristigen Strompreise ab 2020. Seit der Ankündigung der Steuer hat sich Strom zur Lieferung 2020 um 4 Euro je Megawattstunde erhöht. Mit der CO2-Steuer sollen nach britischem Vorbild Kohlekraftwerke aus dem Markt gedrängt werden.

Der Energieversorger E.ON sieht grosses Potenzial im Stromhandel über die Blockchain-Technologie. Vergangene Woche hatten E.ON und Enel erstmals Strom über die „Enerchain“-Applikation gehandelt. Für E.ON soll dies aber nicht eine einmalige Sache sein, sondern der tatsächliche Einstieg in die Nutzung der Technologie. Den Vorteil der Blockchain für die Energiewirtschaft sieht E.ON darin, dass der Handel „schneller, schlanker und für den Kunden am Ende günstiger“ wird. Das gelte vor allem für Industriekunden, die sehr große Strommengen verbrauchen. Dem dezentralen Handel zwischen privaten „Prosumern“ stehen derzeit noch gesetzliche Hürden im Weg. Denn im Gegensatz zu virtuellen Währungen wie Bitcoin gibt es beim Stromhandel engmaschige gesetzliche Regulierungen, auch wenn dieser über die Blockchain läuft. So müsse es beispielsweise weiterhin einen Bilanzkreisverantwortlichen geben. Mit Blockchain verändere sich im Prinzip nur die Art der „Vertragsablage“, dahinter stehe aber immer noch ein rechtlich gültiger Vertrag. Das Projekt Enerchain, in dem E.ON mit anderen Energieversorgern zusammengeschlossen ist, umfasst derzeit 33 Unternehmen. Die Firma Ponton ist für die technische Entwicklung von Enerchain verantwortlich. Eine flächendeckende Verbreitung des Stromhandels über die Blockchain wird aus Sicht der Experten aber noch einige Zeit dauern. Die Strombörsen als Vermittler dürften damit - zumindest mittelfristig - nicht so schnell abgelöst werden.

Der französische Versorger EDF repariert derzeit die Pumpstationen von 20 Atomreaktoren. Wie der Versorger laut einer Meldung der Nachrichtenagentur Reuters mitteilte, könnten sie sich im Falle eines Erdbebens als nicht robust genug erweisen und damit zum Risiko für das Kühlsystem werden. In einigen Abschnitten zeigten sich an den Rohrleitungen Verdünnungen des Metalls, weshalb ihre seismische Widerstandsfähigkeit nicht garantiert werden könne. Der Versorger teilte nicht mit, wie viel Zeit für die Reparaturen benötigt wird. Derzeit sind 21 der 58 französischen Atomkraftwerke nicht am Netz. Die verfügbare nukleare Kapazität in Frankreich beläuft sich auf nur noch 63.8 Prozent der nominellen Gesamtkapazität, was am Markt zu Besorgnissen in Bezug auf die Versorgungssicherheit im Winter Anlass gibt.

In Deutschland werden im Jahr 2021 die ersten Windenergieanlagen das Förderregime des Erneuerbare-Energien-Gesetzes verlassen, da der 20-jährige Förderzeitraum ausläuft. Aus technischer Sicht ist ein Weiterbetrieb einiger Anlagen möglich. Doch wenn die Strompreise in der nächsten Dekade nicht steigen, werden sich nur wenige Anlagen ohne Förderung am Markt behaupten. Energy Brainpool hat auf Basis zweier unterschiedlicher Szenarien die wirtschaftlichen Voraussetzungen eines Weiterbetriebs berechnet. In beiden Fällen, die grundsätzlich von einem Preisanstieg ausgehen, können Onshore-Windenergieanlagen in Zukunft Vermarktungserlöse erzielen, welche höher sind als ihre Betriebskosten. Der Vermarktungserlös des „High Price“-Szenarios liegt für das Jahr 2030 insgesamt um 64 Prozent über dem des „Low Price“-Szenarios. Die Szenarien gehen von einem Anstieg der CO2-Preise ab dem Jahr 2021 aus, jedoch in unterschiedlicher Höhe. Bleiben die Rohstoff- und CO2-Preise konstant auf dem heutigen Terminmarktpreisniveau für das Jahr 2020, werden nur wenige Anlagen über den Förderzeitraum hinaus bestehen bleiben. Das zeigt, dass die Wirtschaftlichkeit der Anlagen beispielsweise von der CO2-Preissteigerung abhängt. Je höher die Preissteigerung der CO2- beziehungsweise Brennstoffkosten ausfällt, desto mehr Anlagen könnten weiterbetrieben werden. In den ersten drei Betriebsjahren nach 2021 sind die Erlöse noch gering. Nur Anlagen, die unter technischen Gesichtspunkten auch über diesen Zeitraum hinaus laufen, profitieren von den steigenden Erlösen im weiteren Verlauf.

Im südfranzösischen Kernkraftwerk Tricastin sind am Wochenende drei Reaktoren heruntergefahren worden. Kraftwerksbetreiber EDF ist damit der Aufforderung der nationalen Atomaufsichtsbehörde ASN nachgekommen, nach deren Einschätzung ein Damm an dem nahegelegenen Kanal im Falle eines Erdbebens brechen könnte. Der vierte Reaktor sei aufgrund von Wartungsarbeiten bereits abgeschaltet gewesen und sollte eigentlich am 7. Oktober wieder in Betrieb genommen werden. Nun will EDF alle vier Reaktoren nach Reparatur des Damms am 2. November in Betrieb nehmen. Außerdem will EDF eine zusätzliche Unterstützung der Schutzmauer installieren, die verhindern soll, dass Wasser in den Bereich der Reaktoren gelangt. Weitere ungeplante Ausfälle der Kernkraftwerke Chooz mit 1‘500 Megawatt Kapazität und Flammanville 2 mit 1‘330 Megawatt Kapazität stützen momentan die französischen Strompreise.

Ein Rahmenwerk für Elektrifizierung und Sektorkopplung, bessere Märkte und ordentliche Investitionsanreize fordert der europäische Dachverband der Stromwirtschaft Eurelectric. Generalsekretär Kristian Ruby sieht ein kohärentes Rahmenwerk für die europäische Industrie als zentralen Bestandteil, damit die Energiewende und die „Defossilierung“ der Gesellschaft gelingen. Ein wichtiger Bestandteil dieses äußeren Rahmens ist für ihn die Reform des europäischen Emissionshandelssystems (EU-ETS). Dabei muss man das System genau kalibrieren. Denn wenn man das falsch macht, könnte man mit etwas Gutem etwas Anderes kaputt machen.

Die Energieversorger E.ON und Enel haben jetzt erstmals Strom über einen Marktplatz gehandelt, der die Blockchain-Technlogie nutzt. Gemeinsam mit anderen Energieversorgern haben sich die Unternehmen in der Initiative Enerchain zusammengeschlossen, für die Ponton Consulting ein entsprechendes Peer-To-Peer-Netzwerk entwickelt hat. Die Blockchain-Technik erlaubt es Handelspartnern, in Sekunden Geschäfte untereinander abzuwickeln, für die üblicherweise ein zentraler Vermittler erforderlich ist. Damit sollen auch die Kosten der Strombeschaffung sinken, wovon künftig auch die Kunden profitieren sollen. Ziel der inzwischen 33 zusammengeschlossenen Unternehmen sei es, einen dezentralen Europäischen Marktplatz für den Energiehandel zu entwickeln.

In Deutschland soll die künftige Bundesregierung nach Ansicht der Monopolkommission das Auslaufen der Förderung erneuerbarer Energien auf den Weg bringen. Auf diese Weise könnten die Belastungen der Energiewende für Stromverbraucher und Industrieunternehmen verringert werden, heißt es in dem Sondergutachten für die Energiemärkte der Monopolkommission. Sie berät die Bundesregierung in Wettbewerbsfragen. Die Reduktion von Treibhausgasen müssen dann vollständig über den europäischen CO2-Emissionshandel organisiert werden.

Die neue Stromverbindung zwischen Deutschland und Norwegen hat eine weitere Etappe genommen. Am Freitag wurde in der Gemeinde Wilster/Nortorf Richtfest für die Konverterstation gefeiert, über die vom Jahr 2020 an Wasser- bzw Windstrom in die Versorgungsnetze beider Länder eingespeist werden soll. „Wir liegen im Zeitplan und sind im Budget“, sagte Lex Hartman, Mitglied der Geschäftsführung des Übertragungsnetzbetreibers Tennet. Bis zu zwei Milliarden Euro sind für das Gesamtprojekt mit Kabelverlegungen, Anlagen in Norwegen sowie neuer Konverterstation nebst Umspannwerk in Wilster (Kreis Steinburg) geplant. Die Nordlink-Leitung hat eine Kapazität von 1‘400 Megawatt.

Die Wiederinbetriebnahme von Block 1 des Kernkraftwerks Beznau verzögert sich weiter. Wie der Versorger Axpo mitteilte, hat das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat weitere Materialuntersuchungen angeordnet. Axpo geht davon aus, dass die Anlage Ende Februar 2018 wieder angefahren werden kann. Axpo erklärte sich trotz der erneuten Verzögerung überzeugt, dass keine sicherheitstechnischen Vorbehalte gegenüber dem Weiterbetrieb der Anlage bestehen. Alle bisher durchgeführten Untersuchungen und Analysen hätten dies wiederholt bestätigt. Beznau 1 ist seit März 2015 vom Netz. Im Sommer des gleichen Jahres wurden am Reaktordruckbehälter rund 925 Materialfehler entdeckt, die laut Axpo während der Schmiedung des Druckbehälters 1965 in Frankreich entstanden sind. Der Block 2 von Beznau ist hingegen nach abgeschlossener Revision seit letztem Donnerstag wieder am Netz.

Das südfranzösische Kernkraftwerk Tricastin mit seinen vier Blöcken mit je 915 Megawatt Kapazität wird aus Sicherheitsgründen heruntergefahren. Der Betreiber EDF teilte letzte Woche in Paris mit, die Reaktoren nördlich von Avignon würden vorübergehend abgeschaltet. Die nationale Atomaufsichtsbehörde ASN hat den Schritt angeordnet, damit eine unsichere Staumauer an einem benachbarten Kanal durch EDF repariert werden kann. EDF betonte, sie werde der Weisung innerhalb eines Monats nachkommen. Allerdings teile sie nicht der Meinung der Atomaufsicht, dass für die Arbeiten eine Abschaltung aller Reaktoren erforderlich sei. Die Sicherheitsbehörde sieht das Gebiet im Rhône-Graben einem erhöhten Erdbeben-Risiko ausgesetzt. Im Fall einer starken Erschütterung drohe ein Teil des Damms an dem Kanal neben dem Kernkraftwerk zu brechen. Bei einer dadurch verursachten Überschwemmung könne es zu einem Störfall kommen.

Frankreich will in den Jahren 2018 bis 2022 rund 20 Milliarden Euro in die Modernisierung des eigenen Energiesektors stecken. Laut einer Meldung der Nachrichtenagentur Reuters sollen 9 Milliarden Euro davon in die bessere Wärmedämmung von Sozialwohnungen und Regierungsgebäuden gesteckt werden. Der Ausbau der erneuerbaren Energien soll mit 7 Milliarden Euro gefördert werden. Für die kommenden fünf Jahre strebt die Regierung ein Wachstum der Erneuerbaren-Kapazität um 70 Prozent an. Mit 4 Milliarden Euro will die Regierung den Wechsel zu umweltfreundlicheren Fahrzeugen vorantreiben. Geplant ist die Stilllegung von bis zu 10 Millionen alter Automobile, die vor 1997 (Benziner) bzw 2001 (Dieselfahrzeuge) zugelassen wurden.

Der Energiekonzern E.ON hat das Grosskundengeschäft des italienischen Versorgers Electra Italia sowie einen Mehrheitsanteil von 74.9 Prozent am italienischen Erneuerbaren-Dienstleister Casa delle Nuove Energie (CDNE) vom Schweizer Versorger BKW übernommen. Über den Kaufpreis machten beide Seiten keine Angaben. BKW hat ausserdem auch die KMU- und Wiederverkäufersparte von Electra Italia veräussert, Käufer ist der italienische Strom- und Gasversorger Illumia.

Deutschland könnte einer Studie zufolge das EU-Ziel für den Anteil erneuerbarer Energien am gesamten Energieverbrauch deutlich verfehlen. 2020 soll der Anteil laut EU-Richtlinie bei 18 Prozent liegen - unter derzeitigen Bedingungen dürfte er in den kommenden drei Jahren aber nur auf 16 Prozent steigen, hat der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) in einer aktualisierten Trendanalyse errechnet. Dabei geht es nicht nur um den Ökostrom-Anteil beim Stromverbrauch, sondern auch um den Wärme-und Verkehrssektor. Im April hatte der BEE noch einen Anteil von 16.7 Prozent für 2020 vorhergesagt. Als Grund für die Änderung gibt der Verband einen Anstieg des Energieverbrauchs im Wärme- und Verkehrsbereich an. Die aktuelle Prognose geht unter anderem davon aus, dass sich der Trend zu steigendem Kraftstoff-Verbrauch im Verkehr bis 2020 rund halb so hoch fortsetzt wie im ersten Halbjahr 2017. Der Verband bezeichnet diese Rechnung als „konservativ“. Das 18-Prozent-Ziel werde in „noch weitere Ferne rücken, wenn sich der Verbrauchsanstieg im Wärme-, Verkehrs-und Stromsektor ungemindert fortsetzt“, heisst es beim BEE. Einer EU-Richtlinie zufolge soll der Anteil von Energie aus erneuerbaren Quellen am Bruttoendenergieverbrauch im Jahr 2020 bei 18 Prozent liegen. Für andere Länder gibt es andere Vorgaben, im EU-Schnitt sind 20 Prozent das Ziel. Dem BEE zufolge drohen nur fünf der 28 EU-Mitgliedsstaaten ihre Vorgaben zu verfehlen, neben Deutschland seien das Irland, Grossbritannien, die Niederlande und Luxemburg. „Die nächste Bundesregierung muss die Regelungen der Energiewirtschaft grundlegend modernisieren“, forderte BEE-Geschäftsführer Peter Röttgen. Beim Stromverbrauch lag der Anteil der erneuerbaren Energien laut BEE bei 31.7 Prozent, im Bereich Wärme allerdings nur bei gut 13 Prozent und im Verkehr nur bei gut 5 Prozent.

Greenpeace Energy hat am Dienstag Beschwerde bei der EU-Kommission gegen Staatsbeihilfen für den französischen Energiekonzern EDF eingelegt. Die Ökostrom-Tochter der Umweltschutzorganisation Greenpeace moniert, dass die französische Regierung EDF als grösster Anteilseigner zusätzliches Kapital von rund 6.8 Milliarden Euro verschafft habe. Nach Einschätzung von Greenpeace Energy wurde das Geld bereitgestellt, damit EDF für höhere Kosten für sein umstrittenes AKW-Bauprojekt Hinkley Point C in Grossbritannien aufkommen kann. Wie Greenpeace Energy mitteilte, erhält Hinkley Point C bereits britische Subventionen in Milliardenhöhe. „Die zusätzlichen französischen Finanzmittel sind eine unverhältnismässige und rechtswidrige Beihilfe, die den Wettbewerb auf dem europäischen Energiemarkt stört“, erklärte Sönke Tangermann, Vorstand bei Greenpeace Energy. Die EU-Kommission müsse jetzt die Subventionen aus Paris prüfen, forderte die Energiegenossenschaft. Nach Einschätzung von Greenpeace Energy sind die Beihilfen für EDF nicht mit den EU-Vorgaben vereinbar und daher unzulässig. Sie störten den Wettbewerb auf dem europäischen Strombinnenmarkt. EDF könne nämlich mit den Finanzhilfen seinen Strom aus Atomkraftwerken deutlich günstiger am Markt anbieten, als es ohne Beihilfen der Fall wäre.

Die Kernkraftwerk-Beteiligungsgesellschaft (KBG), hinter der die Schweizer Energiekonzerne Alpiq, Axpo und BKW stehen, löst zum Jahresende den Vertrag für den Strombezug aus dem französischen Kernkraftwerk Fessenheim auf. Der Vertrag mit dem Fessenheim-Betreiber EDF gewährleistete KBG einen Strombezug von 15 Prozent der Produktion aus jedem der beiden Blöcke. Dies entsprach jährlich rund 1‘700 Gigawattstunden Strom. Alpiq, Axpo und BKW sind an der KBG je zu einem Drittel beteiligt und beziehen den Strom entsprechend ihres Anteils. Der Vertrag endet nun am 31. Dezember 2017.

Das Kernkraftwerk Leibstadt wurde am Montag für die Jahreshauptrevision vom Netz genommen und abgeschaltet. Die Wartung dauert knapp sieben Wochen. Während dieser Zeit werden 76 von insgesamt 648 Brennelementen ausgetauscht sowie Instandhaltungsarbeiten und umfassende Prüfungen an Systemen, Komponenten und Armaturen vorgenommen.

Der Schweizer Energiekonzern BKW hat die geplanten Stilllegungsarbeiten am Kernkraftwerk Mühleberg nachvollziehbar dargelegt. Nach Angaben des Schweizer Bundesamts für Energie aus dem Gutachten des Eidgenössischen Nuklearsicherheitsinspektorats (ENSI) würden die grundlegenden Schutzziele eingehalten. Das ENSI hat die Projektunterlagen der BKW Energie AG in den vergangenen Monaten eingehend geprüft. Im Oktober 2013 hatte die BKW entschieden, die Stromproduktion des Meilers Ende 2019 einzustellen und das Werk stillzulegen.

Der französische Energiekonzern EDF hat abermals versichert, dass von den in der Giesserei Creusot Forge gefertigten Bauteilen für Atomkraftwerke keine Sicherheitsrisiken ausgehen. Laut EDF werde die Zielsetzung für die Stromproduktion der Atommeiler im laufenden Jahr erreicht. Auch für 2018 erwartet der Konzern keine Beeinträchtigung durch die ausgedehnten Überprüfungen. Die französische Nuklearaufsicht ASN verlangt, dass EDF bis Ende 2018 alle Komponenten seiner Kernkraftwerke überprüft, die von der Areva-Schmiede Creusot Forge stammen. Der Versorger muss die benötigten Unterlagen jeweils zwei Monate vor dem Neustart eines Reaktors nach einem Brennelementewechsel zur Verfügung stellen. ASN hat unterdessen ein Kernkraftwerk unter verschärfte Aufsicht gestellt. Im KKW im zentral-französischen Belleville-sur-Loire sei eine „Verschlechterung des Sicherheitsniveaus“ verzeichnet worden. Demnach kam es in der Anlage mit ihren beiden rund 30 Jahre alten Reaktoren zu einer „Zunahme der bedeutsamen Vorkommnisse“. Dem Betreiber EDF wirft die Atomaufsicht Mängel bei Kontrolle und Wartung der Anlage vor. Die deswegen eingeleitete verstärkte Aufsicht über ein Kernkraftwerk ist in Frankreich ein seltener Schritt.

Die E.ON-Netztochter Bayernwerk testet im Raum Deggendorf den Ein­satz von Batteriespeichern, um nied­rigere Solarstromerzeugung im Netz auszugleichen. Der Strom solle für die Nacht oder schlechtes Wetter gespeichert werden, heißt es in einem Bericht des Bayerischen Rundfunks. Zu diesem Zweck nahm Bayernwerk-Chef Reimund Gotzel jetzt drei Gross­batterien in Betrieb. Mit dem Test wolle das Unternehmen mehr über die Speicherung von Strom lernen. In Niederbayern, wo sehr viel Solar­strom erzeugt wird, sei es notwendig, Strom für erzeugungsschwache Zei­ten zu speichern. Später soll das Projekt Erkenntnis­se für die Installation von Stromspei­chern in Privathaushalten mit Solar­dachanlagen liefern.

In der Europäischen Union wächst der Anteil erneuerbarer Energien am Strommix, während die Atomkraft weiter an Bedeutung verliert. Wie aus Daten der Internationalen Atomener­gie-Organisation (IAEA) hervorgeht, sank die Produktion von Atomstrom im immer älter werdenden EU-Kraftwerkspark 2016 im Vergleich zum Vorjahr um zwei Prozent auf rund 800 Milliarden Kilowattstunden (kWh). Im Gegenzug erhöhte sich die Stromproduktion aus Erneuerbaren um gut zwei Prozent auf mehr als 950 Milliarden kWh. Dabei konnten nach Daten von Agora Energiewende alle wichtigen Erneuerbaren-Technologien leicht zule­gen. „Der Trend geht klar in Richtung erneuerbare Energien, auch wenn der Ausbau noch zügiger voranschrei­ten kann“, erklärte der stellvertretende Geschäftsführer der Agentur für Erneu­erbare Energien (AEE), Nils Boenigk. In den kommenden Jahren wer­den die Erneuerbaren laut AEE-Prog­nose weiter zulegen. Denn die instal­lierte Leistung erneuerbarer Energien sei 2016 und 2017 in zahlreichen EU-Mitgliedstaaten spürbar gestiegen. In Frankreich erhöhte sich 2016 die Leis­tung in den Sparten Windkraft und Bio­energie binnen Jahresfrist jeweils zwei­stellig. Insgesamt stieg die installier­te Anlagenleistung erneuerbarer Ener­gien zur Stromproduktion in Frank­reich um 2.200 Megawatt (MW) auf knapp 46.000 MW. Die neue französi­sche Regierung hat das Ziel bekräftigt, den dominierenden Anteil der Atomen­ergie bis 2025 auf 50 Prozent abzusen­ken und dazu bis zu 17 Atomreaktoren stillzulegen. Knapp die Hälfte aller EU-Atomreak­toren steht in Frankreich. In Deutsch­land geht Ende dieses Jahres Block B des Kernkraftwerks Gundremmingen vom Netz. Dann verbleiben noch sie­ben Reaktoren, darunter Brokdorf, wo es in diesem Jahr zu einer langen Pro­duktionspause gekommen war. Trotz Atomausstiegsbeschluss ist Deutsch­land bislang vor Großbritannien und Schweden immer noch der zweitgröß­te EU-Atomstromproduzent. Trotz des Aufstiegs der erneuerbaren Energi­en halten einzelne EU-Länder an der Kernkraft fest, darunter Großbritannien und Finnland, wo geplante oder in Bau befindliche Neubauprojekte mit großen Schwierigkeiten und Verzögerungen behaftet seien. Die EU-Kommission hat hohe Sub­ventionen der britischen Regierung für das Kernkraftwerk an der englischen Westküste genehmigt, das knapp 21.4 Milliarden Euro kosten und in zehn Jahren erstmals Strom produzieren soll. Die EU-Kommission hat in die­sem Sommer auch ihre Unterstützung für den so genannten Keltischen Inter­konnektor zugesagt, eine 600 Kilome­ter lange Stromtrasse von Frankreich nach Irland, die eine direkte Verbin­dung der Iren zum europäischen Fest­land bieten soll.

Der Schweizer Bundesrat hat die von der Bundesversammlung am 17. März 2017 beschlossene Änderung des Stromversorgungsgesetzes per 1. Oktober 2017 in Kraft gesetzt. Damit werden den Regierungsangaben zufolge die Vorränge für Stromlieferungen übe die Grenze neu geregelt. Vorrang haben nur noch Lieferungen aus vor dem 31. Oktober 2002 abgeschlossenen Langfristverträgen sowie aus Grenzwasserkraftwerken. Der Vorrang für Stromlieferungen an Endverbraucher in der Grundversorgung und Lieferungen aus erneuerbaren Energien wird aufgehoben. Würden letztere Vorränge zunehmend eingefordert, könnte es zu Überlastungen im grenzüberschreitenden Übertragungsnetz kommen, welche die Systemstabilität und letztlich die Versorgungsicherheit in der Schweiz gefährden.

Frankreichs Präsident Emmanuel Macron will sich zu einer möglichen Stilllegung des Atomkraftwerks Cattenom direkt an der Grenze zu Luxemburg und Deutschland nicht festlegen. „Ich weiss, dass das ein sensibles Thema ist“, sagte Macron nach einem Gespräch mit dem luxemburgischen Regierungschef Xavier Bettel. Luxemburg sowie die Regierungen des Saarlandes und Rheinland-Pfalz fordern eine rasche Stilllegung des vom französischen Versorger EDF betriebenen Kraftwerks Cattenom. Der 1986 in Betrieb genommene Atommeiler gilt als pannenanfällig. Bettel erneuerte das Angebot Luxemburgs, sich finanziell am Rückbau Cattenoms und auch an alternativen Energieprojekten in der Region zu beteiligen. Macron sagte lediglich, er unterstütze engere regionale Zusammenarbeit. Die französische Regierung wisse, dass sie auch künftig noch über das Thema Cattenom sprechen müsse.

Laut einer Studie des Potsdam-Instituts für Klimafolgenforschung (PIK) verlagert sich der Strombedarf in Europa durch den Klimawandel zunehmend von Norden nach Süden und vom Winter in den Sommer. Wie das Institut mitteilte, bedeuten die steigenden Temperaturen einen „zusätzlichen Druck auf Europas Energieversorgungsnetze“. Der Effekt entsteht demnach vor allem durch gekühlte Innenräume: Der gestiegene Bedarf für Klimaanlagen wird Druck auf die Elektrizitätsnetze ausüben, wenn es draussen heiss ist und Stromerzeugungs- und Übertragungsinfrastrukturen ohnehin belastet sind. Noch vor wenigen Jahrzehnten hatte kein Auto in Europa eine Klimaanlage, heute fast jedes. Die gleiche Entwicklung wird es wohl auch für Gebäude in Europa geben. Um ihre Produktivität im Alltag und bei der Arbeit aufrechterhalten zu können, müssen die Menschen die Räume kühlen. Der Studie zufolge wird sich der Elektrizitätsbedarf von Ländern wie Schweden und Norwegen auf Staaten wie Portugal und Spanien verlagern. Gleichzeitig wird sich die jährliche Spitzenlast „in den meisten Ländern wohl von Winter auf den Sommer verschieben“.

Der Energiekonzern Alpiq hat im ersten Halbjahr 14.6 Prozent mehr umgesetzt als in der Vorjahresperiode, aber einen Verlust von 109 Millionen Franken eingefahren. Das teilte der Konzern am Montagmorgen mit. In der Vorjahresperiode standen unterm Strich nur zwei Millionen Franken Verlust, also 54.5 Mal weniger. Jasmin Staiblin, CEO von Alpiq, dürfte mit dem Ergebnis des ersten Halbjahres nicht zufrieden sein. Und auch nicht mit dem Verkauf von Stauseen und Wasserkraftwerken: «Die Öffnung des Wasserkraftportfolios ist sistiert», schreibt das Unternehmen. Diesen hatte Alpiq nach einem Verlust von 830 Millionen Franken im Jahr 2015 noch im März 2016 gross angekündigt. Die Hälfte des Wasserkraftportfolios, das von Zervreila ob Vals GR bis zum Bauwerk Grande Dixence im Wallis reicht, sollte abgestossen werden. Mit dem Verkauf wollte Alpiq die Abhängigkeit von den Strompreisen an den Grosshandelsmärkten reduzieren und damit die defizitäre Wasserkraftproduktion wieder auf eine zukunftsfähige Basis stellen. Denn an den Märkten wird seit Jahren weniger für Strom aus Wasserkraft bezahlt, als dessen Herstellung kostet.

Die Kosten für neue Solar- und Wind­kraftwerke in Deutschland und Europa liegen unter denen für neue Kohle- oder Gaskraftwerke. Das geht aus einer Analyse des Öko-Instituts hervor. So kommen Onshore- und Offshore-Windkraftanlagen sowie größere Solar­anlagen auf Vollkosten von 50 bis 70 Euro pro Megawattstunde (MWh). Fos­sile Kraftwerke liegen derzeit bei 70 bis 100 Euro je MWh bei aktuellen CO2-Preisen. Auch in den USA, wo günstige Gas­preise herrschen, sind Wind- und Solaranlagen laut Öko-Institut nicht teurer. Die Stromerzeugungskosten für Gaskraftwerke werden in den USA mit etwa 60 Euro je MWh angegeben, für Kohlekraftwerke liegen diese bei 75 Euro. Auch die Annahme weiter sinken­der Gaspreise durch Fracking in den USA werde bei Gaskraftwerken maxi­mal zu ähnlichen Preisniveaus wie für Solar- oder Windkraftanlagen führen. Das Öko-Institiut erwartet, dass die Stromerzeugungskosten für erneu­erbare Energien in den kommenden Jahren weiter sinken.

Die Ölpreise reagieren uneinheit­lich auf die erheblichen Beeinträchtigungen der US-Ölproduktion und Rohölverarbeitung durch den Wirbel­sturm Harvey. Brent stieg in der Nacht zum Montag zunächst auf knapp 53 US-Dollar je Barrel, gab die Gewin­ne aber schnell wieder ab. WTI stieg kurzzeitig über 48 US-Dollar, notierte aber am Montagmorgen bei 47.5 Dol­lar sogar im Minus. Die Preisdifferenz zwischen Brent und WTI weitete sich bis auf knapp 5 Dollar je Barrel aus, was dem höchsten Preisabstand seit zwei Jahren entspricht. Harvey hat laut den Analysten sowohl positive als auch negative Auswirkungen auf den Ölpreis. Die amerikanische Rohölproduktion im Golf von Mexico musste teilweise unterbrochen werden. Die Ausfälle belaufen sich laut Schätzung des Amtes für Sicherheit und Umwelt auf 379‘000 Barrel pro Tag. Wie lange die Raffinerien geschlossen bleiben, lässt sich im Moment noch nicht abschätzen. Der US-Benzinpreis erreichte bei 178 US-Cents je Gallone ein Zweijahreshoch. Durch die Schlie­ßung des Houston Ship Channel und einiger Verladeterminals im Großraum Houston dürften auch die Importe und Exporte von Rohöl und Ölprodukten beeinträchtigt sein. Die genannten Auswirkungen von Hurrikan Harvey dürften damit den Angaben zufolge auch für erhebliche Verzerrungen in der kommenden US-Lagerstatistik sorgen.

Die neuen Schweizer Mega-Pumpspeicherkraftwerke in den Alpen gehen später in Betrieb als geplant. Technische Probleme an den hochkomplexen und Milliarden von Franken teuren Anlagen sind der Grund dafür, aber auch die tiefen Preise am Strommarkt. Im Herbst letzten Jahres gab die Gesellschaft Nant de Drance, an welcher der Energiekonzern Alpiq und die SBB beteiligt sind, bekannt, das sich die für 2018 geplante Inbetriebnahme des gleichnamigen Pumpspeicherkraftwerks in der Walliser Gemeinde Finhaut um sechs bis zwölf Monate verzögere. Bei den Schweissnähten an Stahlbauteilen in der Maschinenkaverne waren Qualitätsprobleme aufgetaucht. Das knapp zwei Milliarden Franken teure Kraftwerk soll nun ab Ende 2019 schrittweise in Betrieb gehen. Es soll in Zukunft unter anderem dazu beitragen, die Stromspitzen bei den SBB zu bewältigen. Mit den aktuell schwierigen Marktbedingungen zu kämpfen hat auch die Axpo. Die Axpo baute zuhinterst im Glarnerland, in Linthal, für ebenfalls rund zwei Milliarden Franken das Pumpspeicherkraftwerk Linth-Limmern. Die Axpo bestätigte am Montag, dass die Anlage den kommerziellen Betrieb erst Ende 2017 aufnimmt statt Mitte 2016. Das dritte Milliardenprojekt war vor noch ein paar Jahren jenes eines neuen Pumpspeicherkraftwerks im bündnerischen Puschlav. Der Bündner Stromkonzern Repower plante, Wasser von Lago di Poschiavo zum Lago Bianco am Berninapass zu pumpen, um es bei Bedarf rückwärts fliessen zu lassen und zu verstromen. 2019 hätte das Werk in Betrieb genommen werden sollen. Das war der Plan vor nicht ganz zehn Jahren. Vor zehn Monaten noch genehmigte die Bündner Regierung das Kraftwerk. Gebaut wird es vorläufig jedoch sicher nicht. Bauherrin Repower legte das Projekt auf Eis, ohne verbindlich anzugeben, wann es wieder vorangetrieben werden könnte.

Die Europäische Union und die Schweiz bereiten die Verknüpfung ihrer Emissionshandelssysteme vor. Ein bereits im Januar 2016 paraphiertes Abkommen soll noch in diesem Jahr unterschrieben werden. Vorschläge zur Unterzeichnung sowie zur Ratifizierung würden nun den Mitgliedstaaten zur Beratung vorgelegt. Auch das Europäische Parlament muss dem Vorhaben zustimmen. Der Schweizer Bundesrat teilte ebenfalls mit, er habe grünes Licht für die Unterzeichnung gegeben und stellt die Unterzeichnung vor Jahresende in Aussicht. Beide Seiten versprechen sich von dem Abkommen neue Möglichkeiten zur Reduktion des CO2-Ausstosses sowie geringe Kosten. Sobald beide Handelssysteme verbunden sind, können die Teilnehmer auch Einheiten aus dem jeweils anderen System verwenden. In das Emissionshandelssystem der Schweiz sind laut Bundesrat derzeit 54 CO2-intensive Unternehmen eingebunden.

Niedrige Kohlelagerbestände in Nordostasien und weniger Exporte Indonesiens halten die derzeitige Kohle-Rallye am Laufen. Schon seit sechs bis acht Wochen sind die Temperaturen in Nordostasien höher als normal. Das erhöht den Bedarf nach Strom für Kühlgeräte und nach Kohle, die verstromt wird. Zudem hat ein ungewöhnlich nasser Sommer die Kohle-Exportkapazität Indonesiens beeinträchtigt. Hinzu kommen Streiks und Ausfälle in südafrikanischen und australischen Minen. Die Kohlelagerbestände in den Kraftwerken sind stark zurückgegangen und müssen noch vor dem Winter wieder aufgefüllt werden. Dafür wird die Zeit aber schon knapp. Dies erklärt den Umstand, dass auch auf dem derzeitigen hohen Preisniveau weiter Kohle zugekauft werde. Die ungewöhnliche warme Witterung in Nordostasien soll noch eine Weile anhalten. Mit einem raschen Rückgang der Kohlepreise ist auch wegen des Zwangs zur Auffüllung der Lagerbestände nicht zu rechnen.

In der Stahlplattierung des Reaktordruckbehälters des AKW Beznau 1, das seit März 2015 stillsteht, sind bei Revisionsarbeiten „Vertiefungen“ festgestellt worden. Gemäss der Betreiberin Axpo und der Atomaufsichtsbehörde ENSI sind die Befunde nicht sicherheitsrelevant. Sämtliche Auffälligkeiten seien untersucht und bewertet worden. Auf die Funktion beziehungsweise die Integrität des Reaktordruckbehälters hätten die Vertiefungen keine Auswirkungen. Der Energiekonzern meldete den Befund dem eidgenössischen Nuklearsicherheitsinspektorat. Die Atomaufsichtsbehörde ordnete die Befunde auf der Internationalen Bewertungsskala für nukleare und radiologische Ereignisse (INES) auf der untersten Stufe 0 („Abweichung“) zu. Bei der genaueren Messung im Jahr 2015 sind drei bewertungspflichtige Befunde zum Vorschein gekommen, deren Tief etwa die halbe Dicke der Plattierung betrage. Der Energiekonzern Axpo hatte die Öffentlichkeit nicht über diese Befunde informiert. Der Fokus der Kommunikation sei auf den Befunden im Zusammenhang mit den Aluminiumoxideinschlüssen im Reaktorbehälter gelegen. Axpo gibt sich zuversichtlich, Beznau 1 am 31. Oktober wieder anfahren zu können.

Bei dem jüngst verabschiedeten US-Gesetz zu Russland-Sanktionen geht es im Kern um strategische Wirtschaftsinteressen – die angestrebte Dominanz der USA im globalen Energiemarkt. Dies stellte der Vorstandsvorsitzende des Energiekonzerns Uniper, Klaus Schäfer, letzte Woche klar. Sollten die USA tatsächlich Sanktionen gegen Unternehmen verhängen, die die geplante Nord-Stream-2-Pipeline unterstützen, „wäre nicht nur dieses Projekt betroffen“. In einem Szenario der Sanktionen und Gegensanktionen könne praktisch jedes energiewirtschaftliche Infrastrukturprojekt torpediert werden. Der Uniper-Chef zeigte sich überzeugt, dass Europa in Zukunft auf steigende Gas-Importe angewiesen ist. Denn die Gasquellen versiegen sowohl in der EU als auch in Norwegen und die Nachfrage werde steigen. Deshalb ist der Ausbau der europäischen Gas-Infrastruktur eine schlichte Notwendigkeit für die Versorgungssicherheit Europas. Dazu gehören zusätzliche Gas-Transportkapazitäten aus Russland und anderen Regionen. Russisches Pipelinegas ist seit den siebziger Jahren eine berechenbare Grösse. Anders sieht es bei verflüssigtem Erdgas (LNG) aus: Ob überhaupt LNG-Schifflieferungen nach Europa kommen, hängt von der jeweils aktuellen Nachfrage und den Preisen in anderen Weltgegenden ab, vor allem von der Nachfrage aus Asien. Wenn in Asien hohe Preise für LNG gezahlt werden, drehen sich die Tanker sofort Richtung Japan oder China. Europa muss bereit sein, in den Preiswettbewerb mit Asien einzusteigen, wenn sie sich künftig überwiegend mit LNG versorgen will. Im Vergleich zu europäischen Handelsmarkt-Preisen für Erdgas sind US-LNG-Cargos deutlich zu teuer. Aktuell liegen die US-LNG-Preise auf Vollkostenbasis zwischen 5 und 10 Euro je Megawattstunde über den Referenzpreisen in Europa. Seit der Ausfuhr von US-LNG im Frühjahr vergangenen Jahres sind weltweit 155 US-LNG-Schiffe in den Export gestartet, davon sind 17 in Europa angekommen. Der Rest ging überwiegend nach Südamerika, Indien oder China. Dies sind Destinationen mit niedrigeren Transportkosten oder Hochpreis-Regionen. In Europa liegen die Kapazitäten zur Regasifizierung im Dornröschenschlaf. Nur rund ein Viertel der LNG-Kapazitäten in Westeuropa sind zuletzt überhaupt genutzt worden. In diesem Jahr sind bisher gerade einmal 30 Milliarden Kubikmeter LNG nach Europa geliefert worden, davon sind nur 1.2 Milliarden Kubikmeter aus den USA gekommen. Zum Vergleich: Europa benötigt derzeit im Jahr 200 Milliarden Kubikmeter an Gas-Importen. Beide Wege der Gasversorgung, also LNG und Pipelinegas, haben ihre Funktion und Berechtigung im künftigen Erdgas-Weltmarkt. Kunden und Abnehmer benötigen diese Vielfalt an Zugängen. In einer unsicheren Welt ist es wichtig, sich viele Wege offen zu halten.

Das globale Ölangebot ist im Juli den dritten Monat in Folge gestiegen. Wie aus dem neuen Monatsbericht der Internationalen Energie-Agentur (IEA) hervorgeht, legte das Angebot um 520‘000 Barrel täglich auf 98.16 Millionen Barrel pro Tag zu. Auch die Opec-Produktion nahm zu – trotz den Bemühungen, die Förderung zu begrenzen. Dieser Anstieg führt die IEA auf eine schlechtere Umsetzung des Abkommens zur Förderbeschränkung zurück, das Opec- und andere Produzentenländer beschlossen haben. Die Vereinbarung wird nur noch zu 75 Prozent umgesetzt, was das niedrigste Niveau im laufenden Jahr ist. Hinzu kommt die Erholung der Förderung in Libyen und Nigeria. Diese beiden Länder fallen nicht unter den Opec-Deal, weil ihre Ölförderung durch politische Unruhen beeinträchtigt war.

Der Energiekonzern Axpo hat Block 2 des Schweizer Kernkraftwerks Beznau gestern Montagmorgen wieder in Betrieb genommen. Der Atommeiler war in der Nacht zum Samstag teilweise abgeschaltet worden. Grund dafür war ein Ölleck an einer Leitung, das bei einem Kontrollgang entdeckt wurde. Die Reparaturarbeiten an einem 220-Kilovolt-Kabel eines Transformators im nicht-nuklearen Teil seien abgeschlossen. Die Atomanlage verfügt über 365 Megawatt Kapazität.

Die Preise für die unterschiedlichen Energiegüter werden innerhalb der nächsten sechs Monate stagnieren. Zu diesem Ergebnis kommt die aktuelle Befragung von 151 Energiemarktexperten in Deutschland durch das Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung (ZEW) für das ZEW Energiemarktbarometer. Die Mehrheit der Befragten erwarten demnach gleichbleibende Grosshandelspreise für Strom (71%), Rohöl (77%), Erdgas (81%) und Kohle (79%). Die mittelfristigen Einschätzungen sehen hingegen anders aus: Drei Viertel rechnen in den nächsten fünf Jahren mit steigenden Strompreisen. Ähnlich eingeschätzt werden auch die weltweiten Rohölpreise (67%) und die Erdgaspreise in Deutschland (63%). Anders gestaltet sich das Bild bei den Kohlepreisen: Hier erwarten 31 Prozent der Befragten sinkende Preise und nur rund ein Viertel steigende Preise in der mittleren Frist. Mit Blick auf europäische CO2-Emissionsrechte erwarten rund zwei Drittel der Teilnehmer einen Preis zwischen 5 Euro und 10 Euro pro Tonne in den nächsten sechs Monaten.

Das geplante Stromkabel zwischen Norwegen und Deutschland ist einen wichtigen Schritt vorangekommen. Im südnorwegischen Vollesfjord hat letzte Woche die Verlegung des Seekabels auf dem Meeresboden begonnen. Ab 2020 sollen über das Kabel die Strommärkte Norwegens und Deutschlands miteinander verknüpft werden. Je nach Marktlage fliesst norwegischer Strom aus Wasserkraft nach Deutschland oder deutscher Windstrom in die umgekehrte Richtung. Das NordLink-Kabel hat ein Übertragungsvermögen von 1‘400 Megawatt. Das entspricht der Kapazität eines grossen Atomkraftwerks.

Brent ist wieder im Aufwärtstrend

Die bei der letzten Analyse erwarte­te Erholung von Brent hatte sich auch bis Anfang Juli noch fortgesetzt. Aber die folgende Korrektur fiel nicht so kräftig aus wie befürchtet und das Juli-Tief blieb mit 46.11 US-Dollar je Bar­rel deutlich über dem Tief des Vormo­nats. In der dritten Juniwoche konnte Brent die Marke von 50.00 US-Dollar kurzfristig überwinden und lag somit höher als zum Monatsanfang. Dies bedeutet, dass nach der Dow-Theorie der Trend wieder gewechselt hat und nun aufwärts gerichtet ist. In dieser Woche stieg der Ölpreis weiter an und Brent konnte auch erstmals wieder über 50.00 US-Dollar aus dem Han­del gehen. Seit dem Juni-Tief hat sich eine Aufwärtstrendlinie gebildet, die drei Punkte verbindet und somit auf einen stärkeren Trend hinweist.

CO2 – Dezember 2017 erholt sich zögernd von jüngstem Preisrutsch

Der CO2-Markt erholt sich nur zögernd vom jüngsten Preisrutsch. Am Freitag war der Benchmark-Kontrakt EUA Dezember 2017 in den letzten Handelsminuten auf 5.07 Euro gedrückt worden, der Schlusskurs am Montag lautete auf 5.14 Euro. Am Dienstag wurde der Dezember 2017 um 16.10 Uhr mit 5.17 Euro gehandelt, bis zu diesem Zeitpunkt wechselten 5.6 Millionen Berechtigungen den Besitzer. Der CO2-Analyst der BayernLB sieht den mittelfristigen Aufwärtstrend dennoch als intakt an, wenn auch der Freitag viel kaputt gemacht habe. Nun müsse sich CO2 aber in den nächsten Tagen zu einem Sprung nach oben aufraffen, damit der Trend erhalten bleibe. "Wir sind in einer kritischen Phase. Wenn die 5.07 Euro auch auf Schlusskursbasis erreicht werden sollten, wäre der Aufwärtstrend kaputt", sagte er. Wirklich optimistisch werde er erst wieder sein, wenn der Markt über der Marke von 5.20 Euro schließe. Er hofft dabei auf die Saisonalität: Der August sei in den vergangenen Jahren eigentlich immer positiv für den Markt gewesen, es habe noch nie einen Rückgang gegeben. "Aus technischer Sicht kann es in den nächsten Tagen leicht nach oben gehen. Dann wird sich zeigen, ob das letzte Hoch von 5.60 Euro gebrochen wird oder ob es tendenziell eher nach unten geht", sagte ein Händler. Von der Saisonalität her sollte der CO2-Preis nach seiner Einschätzung wie in den Jahren zuvor auch diesen August leicht nach oben tendieren. "Wenn die 5.62 Euro auf Tagesschlusskursbasis durchbrochen werden, könnten sich Anschlusskäufe herausbilden", sagte er. Unter das jüngste Verlaufstief von Ende Juni von 4.77 Euro sollte der Dezember 2017 aber nicht rutschen. Wirklich interessant werde es erst wieder im September, wenn die Händler aus dem Urlaub zurückkommen und sich für das Jahresende positionieren. Das Interesse an der Versteigerung von 4‘261‘500 Berechtigungen aus EU-Bestand war am Vormittag hoch. 25 Bieter beteiligten sich an der Auktion, die Überzeichungsquote lag nach Angaben der Energiebörse EEX bei 4.01. Die Zertifikate wurden bei 5.12 Euro zugeschlagen.

Der US-Kongress bereitet für diese Woche Sanktionsbeschlüsse gegen Russland, den Iran und Nordkorea vor. Das Weisse Haus signalisierte, dass Präsident Donald Trump die Beschlüsse in Kraft setzen will. Zunächst hatte es so ausgesehen, als wenn das Weisse Haus gegen die Sanktionen sein Veto einlegen werde. Der Senat beschloss schon Mitte Juni fast einstimmig eine Gesetzesinitiative mit Sanktionen gegen Russland und den Iran. Das Vorhaben wurde dann aber im Repräsentantenhaus eine Weile aufgehalten. Am letzten Samstag wurde nun eine Einigung erzielt. Die Sanktionsbeschlüsse gegen Russland beziehen sich auf die von Moskau verkündete Annexion der Schwarzmeerhalbinsel Krim. Die deutsche Bundesregierung in Berlin befürchtet, dass mit den neuen US-Sanktionen auch Unternehmen in Deutschland und anderen europäischen Staaten auf dem US-Markt Strafen drohen, wenn sie sich an Projekten wie der Erdgaspipeline Nord Stream 2 mit Russland beteiligen. Bei Nord Stream 2 im Boot sind unter anderem Wintershall, Uniper, OMV, Engie und Shell. Energiemarktexperten sehen hinter den geplanten Sanktionen der USA gegen Russlands Öl- und Gaslieferungen nach Westeuropa wirtschaftsegoistische und machtpolitische Motive. Besorgt zeigte sich auch die EU-Kommission und drohte zugleich mit Gegenmassnahmen. Die Kommission verfolgt den US-Entwurf zu den Russland-Sanktionen mit einiger Sorge, vor allem wegen ihrer möglichen Auswirkungen auf die Energieunabhängigkeit der EU.

Saudi-Arabien will die eigenen Rohölexporte von 7.2 Millionen auf 6.6 Millionen Barrel senken. Ausserdem will Nigeria künftig eine Förderobergrenze von 1.8 Millionen Barrel täglich einhalten. Bisher war Nigeria von Limits ausgenommen. Libyen, für das gleichfalls bislang keine Obergrenze galt, soll seine Produktion auf 1.25 Millionen Barrel täglich beschränken. Bei dem Treffen in St. Petersburg war auf die beiden Opec-Mitglieder Druck ausgeübt worden, sich an der Kürzungsvereinbarung zu beteiligen. Laut Rohstoffanalysten könnte die saudische Exportkürzung die Balance von Angebot und Nachfrage am Rohölmarkt verändern. Die Kürzung der Exporte könnte kurzfristig zu höheren Preisen führen aber längerfristig vor allem den Ländern nützen, die sich nicht am Förderkürzungsprogramm der Opec und einiger Nicht-Opec-Staaten beteiligt haben, allen voran den USA. Der Opec droht damit ein weiterer Verlust von Marktanteilen. Die einzige nachhaltige langfristige Strategie des Rohölkartells wäre es, die Produktion zu erhöhen, so andere Anbieter aus dem Markt zu drängen und die erhöhte Nachfrage dann wiederum zu höheren Preisen zu bedienen. Es ist allerdings sehr unwahrscheinlich, dass die Opec ihre Strategie in absehbarer Zeit ändern wird.

Im ersten Halbjahr 2017 haben 108 Offshore-Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 626 Megawatt in Deutschland erstmals in Netz eingespeist. Damit waren zum 30. Juni 2017 insgesamt 1‘055 Anlagen mit einer Leistung von 4‘750 MW am Netz. Für das Gesamtjahr 2017 rechnet die Branche mit rund 900 MW Zubau. Die Offshore-Windenergie hat im ersten Halbjahr bislang 8‘480 Gigawattstunden Strom produziert. Das sind rund 70 Prozent der gesamten Vorjahresarbeit.

US-Erdölproduktion übertrifft Importe

Vor kurzem rief Präsident Donald Trump in typisch zügelloser Manier nicht nur die Energieunabhängigkeit, sondern die Energiedominanz aus. Die Förderung von Öl, Kohle und Gas soll entfesselt werden. Washington ist bereits aus dem Pariser Klimaschutzabkommen ausgestiegen. Die Atomkraft soll gestärkt werden, erneuerbare Energien kommen nur am Rande vor. Die amerikanische Regierung geht davon aus, dass bereits im Jahr 2020 die USA zum Netto-Exporteur von Energie aufsteigen wird. Grosse Hoffnungen setzt Washington in die Ausfuhr von verflüssigtem Erdgas (LNG). Mit dem in den USA gewonnenen Schieferöl kam der Ölpreis unter Druck und die Organisation der erdölexportierenden Länder (Opec) in die Bredouille. Die USA erhielten Zugang zu günstiger Energie, was manche Wirtschaftszweige förderte. Zudem verringerte Washington bereits das Handelsbilanzdefizit, indem weniger Energiegüter importiert werden. Mit der Gewinnung von Öl und Gas aus Schieferöl wurden die USA auch das Zünglein an der Preiswaage und verdrängten damit die Opec bzw. Saudiarabien. Schieferölproduzenten können schneller als traditionelle Förderer auf Preisveränderungen reagieren. Dies heisst auch, dass mehr produziert wird, wenn der Preis steigt, womit das Angebot zunimmt, wodurch der Preis wieder sinkt.

Finanzbücher der Wasserkraft unter der Lupe

Der Zerfall der Strompreise im europäischen Grosshandel in den letzten Jahren macht den Schweizer Stromproduzenten zu schaffen. Dies trifft vor allem Stromkonzerne wie Axpo und Alpiq, die keine Privathaushalte und KMU zu garantiert kostendeckenden Preisen im noch geschlossenen Teil des Strommarkts beliefern können. Etwa die Hälfte des Stroms aus der Wasserkraft wird nicht in Monopolen abgesetzt und fährt laut Branchenvertretern Verluste von total 500 bis 600 Millionen Franken pro Jahr ein. Die vom Volk im Mai angenommene Energievorlage bringt der Wasserkraft eine Subvention von 120 Millionen Franken pro Jahr. Die vom Bundesrat jüngst vorgeschlagene Senkung der Wasserzinsen für die Standortkantone würde die Wasserkraftwerke um weitere 150 Millionen Franken pro Jahr entlasten, wovon etwa die Hälfte auf den «notleidenden» Teil der Produzenten entfallen könnte. Doch die Vorlage ist umstritten. Zum einen wehren sich die Bergkantone heftig, zum anderen ist die finanzielle Lage der Wasserkraft Gegenstand von Kontroversen. Die Energiekommission des Nationalrats hat Ende Juni deshalb weitere Abklärungen über die Finanzlage der Branche beschlossen.

Studie untersucht Gesundheitsrisiken

Das Bundesamt für Strahlenschutz will mehr über die Gesundheitsrisiken von Stromnetzen wissen und hat in Berlin eine Forschungsinitiative zu dem Thema vorgestellt. Es geht unter anderem um die Frage, welche Auswirkungen elektrische und magnetische Felder zum Beispiel an Hochspannungsleitungen haben können und welche Schutzmaßnahmen es gibt. 33 Studien in verschiedenen Forschungsbereichen sollen Klarheit bringen. Hintergrund ist die Energiewende: Um Atomkraft und Kohle durch Ökostrom zu ersetzen, muss das deutsche Stromnetz massiv erweitert werden.

Der G20-Gipfel hat dem Klimaschutz keinen neuen Schwung bringen können. Nach der Abkehr der USA vom Klimaabkommen stellten sich die anderen G20-Staaten zwar gegen US-Präsident Donald Trump und bekannten sich zu einer zügigen Umsetzung des Vertrages. Neue Initiativen gab es aber nicht. Auch torpedierte der türkische Präsident Recep Tayyip Erdogan nach dem Treffen in Hamburg die zur Schau gestellte Einigkeit. Er stellte die Umsetzung des historischen Vertrages durch die Türkei infrage und nutzte den Gipfel, um Ansprüche für sein Land aus dem Klimafonds geltend zu machen. Im Windschatten des Rückzugs von Trump warnte Erdogan, dass das türkische Parlament das Abkommen nicht ratifizieren werde, wenn die Türkei nicht wie versprochen als Entwicklungsland eingestuft werde. Um den Klimaschutz voranzubringen, kündigte Frankreichs Präsident Emmanuel Macron an, am 12. Dezember in Paris einen „Etappengipfel“ abzuhalten – auch um über Finanzierungsinstrumente zu sprechen. Er nannte den Ausstieg der USA einen grossen Fehler. Im Kommuniqué nehmen die anderen G20-Mitglieder die Abkehr der USA vom gemeinsamen Klimaschutz nur zur Kenntnis. Dem amerikanischen Wunsch nach Neuverhandlungen wird eine klare Absage erteilt, indem das Abkommen als unumkehrbar bezeichnet wird.

Ungeachtet aller Bekenntnisse zum Klimaschutz stellen die 20 mächtigsten Industrie- und Schwellenländer viel mehr staatliches Geld für Kohle- und Gaskraftwerke bereit als für grünen Strom. Demnach fliessen vier Mal so viele öffentliche Mittel – wie Kredite und Bürgschaften – für fossile Kraftwerke als in Windräder und Solaranlagen, wie eine Auswertung verschiedener Umweltverbände zeigt. Die Analyse bezieht sich auf die Jahre 2013 bis 2015. Die G20 unterstützten laut den Umweltverbänden fossile Energie mit jährlich 71.8 Milliarden US-Dollar, saubere Energie wie Solar und Wind mit 18.7 Milliarden.

Frankreich könnte nach Angaben von Umweltminister Nicolas Hulot in den kommenden acht Jahren bis zu 17 Atomreaktoren abschalten. Er begründete dies am Montag mit dem Ziel des französischen Energiewende-Gesetzes, den Atomanteil an der Stromproduktion bis 2025 auf 50 Prozent zu senken. Nach seiner Darstellung soll parallel der Verbrauch sinken und die Stromproduktion diversifiziert werden. Details oder einen klaren Fahrplan nannte er nicht. Bislang gibt es nur für das umstrittene Atomkraftwerk Fessenheim einen Plan zur Schliessung. Ein entsprechendes Dekret hatte die Vorgängerregierung nach langem Ringen mit Betreiber EDF im April auf den Weg gebracht. Allerdings soll es erst vom Netz gehen, wenn ein neuer Reaktor in Flamanville am Ärmelkanal startet. Dieser soll nach Verzögerungen Ende 2018 fertig werden. Der im Mai gewählte neue Präsident Emmanuel Macron hatte sich in seinem Wahlprogramm zur Schliessung Fessenheims bekannt und auch das 50-Prozent-Ziel für Atomstrom bestätigt. Der mehrheitlich vom Staat kontrollierte Atomkraftwerkebetreiber EDF will bis 2025 im Schnitt 4 Milliarden Euro pro Jahr investieren, um seine Kernkraftwerke für eine Laufzeitverlängerung fit zu machen. Kritiker rechnen allerdings mit deutlich höheren Kosten.

Der bedrängte Golfstaat Katar hat eine kräftige Steigerung seiner Erdgasproduktion angekündigt. Bis 2024 wird Katar rund 30 Prozent mehr Erdgas produzieren. Die Produktion würde dann bei 100 Millionen Tonnen liegen. Katar ist Weltmarktführer bei verflüssigtem Erdgas (LNG). Der Golfstaat steckt in einer schweren Krise: Saudi-Arabien, Ägypten, Bahrain und die Vereinigten Arabischen Emirate hatten am 5. Juni ihre diplomatischen Beziehungen zu Katar abgebrochen und eine Verkehrs- und Handelsblockade gegen den Wüstenstaat verhängt. Sie werfen Katar die Unterstützung von Terrorgruppen vor und legten Doha eine Liste mit 13 ultimativen Forderungen vor.

Trump will mit fossiler Energie den Weltmarkt dominieren

"Wir haben für nahezu 100 Jahre Erdgas und für mehr als 250 Jahre saubere, schöne Kohle", sagte Trump am Donnerstag im Energieministerium in Washington. Diese nahezu unbegrenzten Vorräte setzten die USA "an die Spitze einer echten Energierevolution", angetrieben von Innovation und Technologie. Ziel sei nicht nur die Unabhängigkeit von Energieimporten, sondern die US-Dominanz des globalen Markts. Er stellte mehrere Initiativen vor, die auf dieses Ziel hinarbeiten und Exporte von Energie steigern sollen.

Atomkonzerne überweisen 24 Milliarden Euro für Endlagerung

Die Energiekonzerne in Deutschland haben sich von den Kosten zur Zwischen- und Endlagerung des Atommülls endgültig "freigekauft". Die vier Kernkraftwerks-Betreiber Eon, RWE, EnBW sowie Vattenfall haben insgesamt 24.1 Milliarden Euro "fristgerecht und vollständig" auf Konten des staatlichen Entsorgungsfonds eingezahlt, wie das Bundeswirtschaftsministerium in Berlin mitteilte: "Damit ist ihre Haftung für Kosten der nuklearen Entsorgung im Bereich Zwischen- und Endlagerung beendet." Mit der Überweisung wird der Finanzpakt zwischen dem Staat und den Energiekonzernen zur Finanzierung nuklearer Altlasten umgesetzt. Der staatliche Entsorgungsfonds soll die Zwischen- und Endlagerung des Atommülls managen. Für Stilllegung und Abriss der Kernkraftwerke sowie die Verpackung des Mülls bleiben die Konzerne verantwortlich. Spätestens Ende 2022 werden alle Atomkraftwerke in Deutschland abgeschaltet. Der Pakt soll die Finanzierung des Atomausstiegs sichern - auch im Fall möglicher Konzernpleiten. Der staatliche Entsorgungsfonds soll die eingezahlten Geldmittel den Angaben zufolge "nachhaltig anlegen, um die Finanzierung der Kosten im Bereich Zwischen- und Endlagerung langfristig zu sichern".

Konzept Windenergie verabschiedet

Die schweizerische Regierung hat das Konzept Windenergie verabschie­det. Es legt fest, wie die Bundesinte­ressen bei der Planung von Winden­ergieanlagen zu berücksichtigen sind und zeigt mögliche Räume mit Poten­zial zur Nutzung von Windenergie auf. Planungs- und Projektträger verfü­gen damit über eine Entscheidungs- und Planungshilfe, wie offiziell mitge­teilt wurde. Windenergie könne gerade in den Wintermonaten einen wichtigen Bei­trag zur Versorgungssicherheit leis­ten. Die Windenergieanlagen stellten damit eine gute Ergänzung zu Wasserkraftwerken und Solaranlagen dar. Die Energiestrategie 2050 rech­net mit einer deutlich zunehmenden Stromproduktion aus Windenergie.

Die Schweiz hat im vergangenen Jahr mehr Energie verbraucht als im Vorjahr 2015. Wie das Bundesamt für Energie (BFE) der Schweizerischen Eidgenossenschaft mitteilte, stieg der Endenergieverbrauch der Schweiz 2016 gemessen am Vorjahr um 1.9 Prozent auf 854‘300 Terajoule. Als Ursache des Zuwachses wird insbesondere kühlere Witterung genannt. Zum Verbrauchsanstieg trug aber auch eine positive Wirtschaftsentwicklung und anhaltendes Bevölkerungswachstum bei. Aufgrund der niedrigeren Temperaturen hat etwa die Anzahl der Heizgradtage im Vergleich zu 2015 um 6.7 Prozent zugenommen.

Eine Voraussetzung für die Verknüpfung des Schweizer Emissionshandelssystems mit dem der Europäischen Union ist der Einbezug der Schweizer Treibhausgasemissionen der Luftfahrt. Der Schweizer Bundesrat hat nun die Verordnung genehmigt, die die Erhebung der luftfahrtbezogenen Daten regelt. Vom Zeitpunkt der Verknüpfung beider Systeme an soll demnach die Luftfahrt in der Schweiz emissionshandelspflichtig werden. Von der Erhebung der Daten sind nach Angaben des Bundesamtes für Umwelt (Bafu) nur Flüge innerhalb der Schweiz sowie Flüge von der Schweiz in ein Land des Europäischen Wirtschaftsraums (EWR) betroffen. Das Abkommen über die Verknüpfung der Emissionshandelssysteme war im Januar 2016 paraphiert worden.

Ein Mindestpreis für CO2-Emissionszertifikate hätte negative Folgen für die energieintensive Industrie in Deutschland. Das geht aus einer Analyse von Pöyry Management Consulting über den entsprechenden Vorschlag des französischen Präsidenten Emmanuel Macron hervor. Macron hatte nach Angaben der Nachrichtenagentur Bloomberg einen Mindestpreis für CO2-Zertifikate von 30 Euro je Tonne ins Spiel gebracht, um CO2-Emissionsziele in Europa schneller zu erreichen. Aktuell schwankt der Preis für CO2-Zertifikate um 5 Euro. Eine sechsfach höhere Abgabe auf CO2-Emissionen würde die Strompreise in den meisten EU-Ländern steigen lassen. In Deutschland könnten die Strompreise dadurch um rund 40 Prozent anziehen. Frankreich selbst wäre von der Massnahme hingegen weniger stark betroffen. Seine Energieversorgung basiert zu fast 90 Prozent auf CO2-freien Atomkraft- und Wasserkraftwerken. Kohlestrom hat lediglich einen Anteil von 1.5 Prozent am Strommix. Die Einführung eines CO2-Mindespreises von 30 Euro würde Frankreichs Wirtschaft weitgehend ungeschoren lassen, zugleich aber all europäischen Wettbewerber der französischen Industrie massiv belasten. Laut Pöyry bedroht der von Macron geforderte CO2-Mindestpreis sofort tausende Arbeitsplätze in Kohlekraftwerken, gefährdet die Versorgungssicherheit mit Energie und führt unweigerlich zu Wettbewerbsnachteilen für exportorientierte, energieintensive Branchen in Deutschland.

Geschätzte 315‘000 der 3.1 Millionen Gigawattstunden Strom, die 2016 in der Europäischen Union erzeugt wurden, stammen aus Windkraftanlagen. Damit hat sich der Anteil der Windkraft am Strommix seit 2005 nach Angaben von Eurostat verfünffacht. Nach der konventionellen thermischen Stromerzeugung (49 Prozent), Kernkraft (26 Prozent) und Wasserkraft (12 Prozent) rangiert Windkraft mit 10 Prozent Anteil auf Rang vier.

Seit Februar 2016 sind die Strompreise wegen der anziehenden Konjunktur tendenziell gestiegen. Momentan sind sie in einer Seitwärtsbewegung gefangen.

Seit 2011 kannten die Strompreise nur eine Richtung: nach unten. Der langjährige Tiefpunkt wurde mit rund 20 €/MWh beim Terminpreis Base 2018 an der EEX im Februar 2016 erreicht. Anschliessend sorgte die anziehende Konjunktur, einhergehend mit steigenden Primärenergiepreisen bis November 2016, für eine moderate Erholung der Strompreise. Der sich abzeichnende milde Winter liess zwar die Preise im Dezember wiederum etwas einbrechen, aber Probleme bei französischen Kernreaktoren liessen die Strompreise auch in den Nachbarländern rapide nach oben klettern. Areva hatte Unregelmässigkeiten zu Bauteilen entdeckt, die hundertfach in französischen Kernreaktoren eingebaut wurden, was zur Folge hatte, dass 23 von 58 Kernreaktoren zeitweise vom Netz genommen wurden. Seit Januar 2017 lässt sich eine Seitwärtsbewegung des Terminkontrakts Base 2018 zwischen 28.00 und 31.50 €/MWh feststellen. In der Folge ging im letzten Halbjahr die Liquidität in der Schweiz auf dem Strommarkt signifikant zurück.

Atomkraftwerk Beznau

Axpo verschiebt das Wiederanfahren des Atomkraftwerks Beznau 1 auf Herbst. Der Grund: Das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat ENSI verlangt zusätzliche Informationen zum Sicherheitsnachweis. Neuer Zieltermin für die Rückkehr des Meilers ist der 31. Oktober 2017. Mitte November 2016 hatte Axpo den Sicherheitsnachweis für den Reaktordruckbehälter von Block 1 eingereicht. In der Folge rechnete Axpo damit, die Anlage im Laufe des Frühjahrs 2017 wieder ans Netz zu bringen. Aufgrund der Prüfkommentare der Aufsichtsbehörde ergebe sich nun eine Verschiebung, teilte der Konzern mit. Das Unternehmen zeigt sich überzeugt, dass keine sicherheitstechnischen Vorbehalte gegen einen Weiterbetrieb bestehen. Block 1, mit rund 48 Betriebsjahren einer der ältesten kommerziellen Reaktoren der Welt, ist seit März 2015 vom Netz. Im Sommer des gleichen Jahres wurden am Reaktordruckbehälter 925 Materialfehler entdeckt. Beznau 1 hat eine Kapazität von 365 Megawatt.

Japanisches Gericht genehmigt AKW-Neustart

Mehr als sechs Jahre nach der Atomkatastrophe von Fukushima hat ein japanisches Gericht am Diens­tag die Wiederinbetriebnahme zweier Atomreaktoren genehmigt. Die Reak­toren 3 und 4 des Atomkraftwerks Genkai im Südwesten Japans dürften nach dem Gerichtsurteil wieder ans Netz gehen. Anwohner hatten versucht, aus Sicher­heitsgründen eine einstweilige Verfü­gung gegen den Neustart der Reakto­ren zu erreichen. Das Atomkraftwerk Genkai liegt hundert Kilometer nördlich der Prä­fektur Kumamoto, die im vergange­nen Jahr von einem schweren Erdbe­ben erschüttert wurde. Die Anwohner werfen dem Betreiberkonzern Kyus­hu Electric Power vor, keine ausrei­chenden Maßnahmen zum Schutz vor Naturkatastrophen zu treffen. Nach der Katastrophe von Fukushi­ma im März 2011 waren alle Atoman­lagen in Japan abgeschaltet worden. Seitdem gelten schärfere Sicherheits­auflagen. 2015 wurden im Südwesten Japans die ersten zwei Reaktoren wie­der ans Netz genommen. Mittlerweile sind landesweit wieder fünf in Betrieb. Erst vor einer Woche war ein Reaktor im Atomkraftwerk Takahama wieder hochgefahren worden. Japan will bis zum Jahr 2030 bis zu 22 Prozent seiner Energie wieder aus Atomstrom beziehen. In Fukushima war infolge eines schweren Erdbebens und eines Tsuna­mis am 11. März 2011 das Kühlsystem ausgefallen, woraufhin es in mehreren Reaktoren zur Kernschmelze kam. Drei der sechs Reaktoren wurden bei der Katastrophe zerstört und das umlie­gende Gebiet radioaktiv verseucht. Die Aufräumarbeiten sollen noch vier Jahr­zehnte dauern.

Kohleproduktion geht um 6,2 Prozent zurück

Die globale Kohleproduktion ist 2016 um 6,2 Prozent zurückgegangen. Das geht aus dem Welt-Energierückblick von BP hervor. Demnach sank die US-Förderung um 19 Prozent und die chinesische Produktion verminderte sich um knapp 8 Prozent. Die Öl- und Gasgesellschaft betrachtet hierfür eine Verschiebung des Markts hin zu weniger klimaschädlichen Energieträgern und zu erneuerbaren Energien als ursächlich. Der Kohleverbrauch in den USA ging 2016 um knapp 9 Prozent zurück, der chinesische Bedarf sank um fast 2 Prozent.

Globaler Ölmarkt bleibt überversorgt

Das Überangebot an Öl wird im laufenden Jahr nicht abflauen, da die Bemühungen der Opec zur Förderbegrenzung durch Produktionsausweitungen in den USA und anderen Ländern kompensiert werden. Die ohnehin bereits hohen Ölvorräte in den Industrienationen stiegen im April um weitere 18,6 Millionen Barrel. Sie liegen damit um 292 Millionen Barrel über dem Fünfjahres-Durchschnitt. Die Lagerbestände gelten als wichtiger Indikator für das Überangebot. Das aktuelle Niveau verdeutlicht, warum die Ölpreise unterhalb eines Niveaus liegen, dass die Organisation Erdöl exportierender Länder (Opec) anstrebt. Die Gesamtförderung der Länder außerhalb der Opec dürfte im laufenden Jahr um 700.000 und im kommenden Jahr um 1,5 Millionen Barrel pro Tag steigen. Das wiederum ist mehr als die prognostizierte Zunahme der globalen Nachfrage.

In der Bundesverfassung wird definitiv kein Artikel zu Energie-Lenkungsabgaben verankert. Nach dem Nationalrat hat sich auch der Ständerat dagegen ausgesprochen. Der Entscheid war nur noch Formsache, eine Abstimmung erübrigte sich. Der Ständerat beschloss am Montag oppositionslos, nicht auf die Vorlage des Bunderates einzutreten. Zwar lehnen nicht alle Parteien ein Lenkungssystem grundsätzlich ab. Die Befürworter halten aber einen neuen Verfassungsartikel für unnötig oder die vorgeschlagenen Instrumente für unzureichend. Die vorberatende Kommission hat die Weiterverfolgung des Geschäftes als aussichtslos beurteilt. Sie ist sich aber bewusst, dass es mit einer Ablehnung nicht getan ist. Die Energiekommissionen beider Räte haben die Diskussion aufgenommen, unter dem Stichwort „Marktdesign“. Die Vorlage war unter Ueli Maurers Vorgängerin Eveline Widmer-Schlumpf im Finanzdepartement erarbeitet worden. Der Bundesrat schlug vor, das System zur Förderung erneuerbarer Energien ab 2021 durch ein Lenkungssystem abzulösen, das Klima- und Energielenkungssystem (Kels). Dieses war als zweite Etappe der Energiestrategie 2050 gedacht. Ein neuer Verfassungsartikel hätte dem Bund ermöglicht, Klimaabgaben auf Brenn- und Treibstoffen sowie eine Stromabgabe zu erheben. Die rechtsbürgerliche Seite favorisierte zwar einst Lenkungsabgaben gegenüber der Förderung, lehnt diese im aktuellen Marktumfeld nun aber ab. Die links-grüne Seite befürwortet Lenkungsabgaben grundsätzlich, hält aber einen neuen Verfassungsartikel für unnötig, zumal eine Stromabgabe beim derzeitigen europäischen Stromüberschuss wenig sinnvoll erscheine.

Seit 2009 können sich stromintensive Unternehmen in der Schweiz den Netzzuschlag zur Förderung der erneuerbaren Energien vollständig oder teilweise zurückerstatten lassen. Aufgrund einer vom Parlament beschlossenen Revision des Energiegesetzes können seit Januar 2014 mehr Unternehmen von der Rückerstattung profitieren, müssen dazu aber mit dem Bund eine verbindliche, zehnjährige Zielvereinbarung zur Steigerung ihrer Energieeffizienz abschliessen. 2014 haben laut Schweizer Regierungsangaben 61 Unternehmen und im Jahr danach 104 Unternehmen davon Gebrauch gemacht. Die Rückerstattungssumme lag 2014 bei 21.1 Millionen Franken und 2015 bei 45.4 Millionen Franken. Die Zahlen für 2016 sind noch unvollständig: die Rückerstattungssumme wird voraussichtlich zwischen 54 und 68 Millionen Franken liegen. In den bis Ende 2016 abgemachten Zielvereinbarungen haben sich 174 Unternehmen zu einer Steigerung ihrer Energieeffizienz verpflichtet.

Krise in Nahost, doch die Energiemärkte bleiben gelassen. Trotz der diplomatischen Eskalation zwischen dem Emirat Katar und seinem mächtigen Nachbarn Saudi-Arabien haben sich die Preise für Öl und Gas auf den Weltmärkten nicht dramatisch bewegt. Experten erwarten auch kurzfristig keine Turbulenzen auf den Märkten, obwohl das kleine Emirat über rund 13 Prozent der bekannten Gasreserven auf dem Planeten verfügt. Vor der Küste im persischen Golf erstreckt sich das South-Pars-Gasfeld, das grösste der Welt, das Katar und Iran für sich beanspruchen. Katar hat sich in den vergangenen Jahren vor allem als Exporteur von verflüssigtem Erdgas (LNG) eine herausragende Marktstellung erarbeitet. Katar lieferte dem Weltmarkt im vergangenen Jahr mehr als 77 Millionen Tonnen LNG, das sind rund 30 Prozent der Gesamtmenge. Gemäss Rainer Wiek vom Energie-Informationsdienst EID in Hamburg erleben wir derzeit bei Öl und Gas eine Schwemme. Der europäische Markt ist - auch über Pipelines - reichlich versorgt. Selbst wenn sich die Krise auf bislang unbekannte Weise verschärfen sollte, wären die Lieferungen aus Katar wohl ersetzbar. Insgesamt steuert das Emirat trotz seiner starken Position bei LNG kaum mehr als 5 Prozent zur Welt-Gasversorgung bei. Europa bekommt importiertes Erdgas überwiegend aus Russland. Auch Steffen Bukold von der Plattform EnergyComment verweist auf die fundamentale Marktverfassung. Würden jedoch die Fahrpläne der Tanker gestört und die Lieferungen eingeschränkt, wäre das Herz der Wirtschaft Katars getroffen. Verharmlosen wollen die Experten die Krise zwischen Katar und Saudi-Arabien jedoch nicht. Saudi-Arabien, Ägypten, die Vereinigten Arabischen Emirate und Bahrain hatten letzte Woche die diplomatischen Beziehungen zu Katar abgebrochen.

Importrisiken bei der Stromversorgung werden zunehmen

Die Abhängigkeit der Strombeschaffung aus dem Ausland wird für die Schweiz künftig steigen. Der Hauptgrund dafür ist die wegfallende Energie aus Kernkraftwerken. Die Stromversorgungsqualität war gemäss Eidgenössischen Elektrizitätskommission (ElCom) in den vergangenen Jahren ausgezeichnet. So hätte die Unterbrechungsdauer für einen Schweizer Endverbraucher in der Grundversorgung im Schnitt nur 19 Minuten betragen (Vergleich: EBM 15.3 Minuten). Neben der Netzverfügbarkeit benötige es aber auch genügend Energie, sagte der ElCom Präsident Schmid-Sutter. Der schleppende Zubau von erneuerbaren Energien werde die abnehmende Kernkraftwerkskapazität in der Schweiz nicht kompensieren können. Diese Lücke führe zu einem höheren Importbedarf, was zu Versorgungsengpässen führen könne. Die Bedeutung der Importverfügbarkeit zeigte sich im vergangenen Winter. Laut ElCom mussten wegen des kalten Winterwetters die Speicherreserven in der Schweiz massiv eingesetzt werden. Die Füllstände der Speicherseen sanken in der Folge auf historisch tiefe Niveaus. Zudem fielen die Kernkraftwerke Leibstadt und Beznau 1 zeitweise aus. Die verfügbaren Importkapazitäten wurden vollends ausgenutzt und teilweise wurde bis zu 5500 Megawatt importiert. Zum Vergleich: Die verfügbare Importkapazität bei voller Kernkraftkapazität der Schweizer Kernkraftwerke beträgt 2500 Megawatt. Auch die Situation in Europa war wegen der kalten und trockenen Witterung angespannt. Besonders in Frankreich sei die Lage heikel gewesen, weil mehrere Kernkraftwerke ausfielen und der Stromverbrauch in der Kältephase stark anstieg. Das habe die Verfügbarkeit in der Schweiz eingeschränkt. Wegen des künftig höheren Importbedarfs dürften sich kritische Netzsituationen häufen. Diese Importrisiken können durch den Netzausbau wie beispielsweise die Spannungserhöhung zwischen Bassecourt und Mühleberg oder den Transformator in Mühleberg minimiert werden. Dennoch werde die Importkapazität massgeblich durch die Exportbereitschaft der Nachbarländer beeinflusst. Die Situation in diesem Winter habe gezeigt, dass die Verfügbarkeit von ausländischem Strom wegen Ausfällen von Kernkraftwerken oder Netzengpässen nicht immer garantiert sei. Das Risiko werde sich mit Blick auf die Ausserbetriebnahmen der restlichen Kernkraftwerke in Süddeutschland bis 2022 sowie auf die Verzögerungen beim innerdeutschen Netzausbau noch vergrössern.

Globaler Solarzubau soll 2017 bei 80 GW liegen

Der weltweite Boom von Solaranlagen hält 2017 an. Nach einer Prognose des Bundesverbands Solarwirtschaft (BSW) sollen in diesem Jahr Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtkapazität von rund 80 Gigawatt neu installiert werden. Im vergangenen Jahr waren es 75 GW.

Mit 6.6 Cent je Kilowattstunde habe im Kraftwerksmassstab erzeugter Solarstrom in Deutschland die Erzeugungskosten von Strom aus neu errichteten fossil befeuerten Kraftwerken unterschritten, sagt BSW-Hauptgeschäftsführer Carsten Körnig. Daher gebe es keinen Grund mehr, die Photovoltaik zu deckeln.

Trump kündigt Pariser Klimaabkommen auf

In einer weltweit nahezu einstimmig kritisierten Entscheidung ziehen sich die Vereinigten Staaten aus dem historischen Klimaabkommen von Paris zurück. Der Pakt sieht klare Ziele für die Begrenzung der gefährlichen Erderwärmung vor. US-Präsident Donald Trump begründete den Rückzug der größten Volkswirtschaft in Washington damit, amerikanische Interessen für immer an die erste Stelle zu setzen. Man wolle sofort mit Verhandlungen für ein besseres Abkommen beginnen, sagte Trump. Es müsse aber klar sein, dass ein neuer Vertrag besser für die amerikanischen Arbeiter sei. Das jetzige Abkommen lade die Kosten bei den amerikanischen Bürgern ab. „Der Rückzug liegt im ökonomischen Interesse und wird für das Klima keine Rolle spielen“, sagte er. Der Ausstieg der Vereinigten Staaten - weltweit nach China zweitgrößter Produzent von Treibhausgasen - ist ein massiver Schlag gegen das internationale Regelwerk. Zwar wollen neben China auch andere wichtige Länder den Vertrag weiter befolgen. Es wird aber befürchtet, dass Trumps Alleingang eine Kettenreaktion auslöst und sich andere der 195 Unterzeichner vom Klimaschutz verabschieden.

Der Schweizer Nationalrat will nichts übereilen bei neuen Hilfsmassnahmen für die Wasserkraft. Er hat am Dienstag beschlossen, erst die Konsequenzen zu klären. Mit 131 zu 58 Stimmen bei 3 Enthaltungen nahm der Rat einen entsprechenden Antrag von FDP-Nationalrat Christian Wasserfallen an. Damit entschied er sich gegen den Vorschlag seiner Energiekommission, den die Grünen sowie Teile der SP und der CVP unterstützten. Die Kommission war zum Schluss gekommen, es brauche rasch Hilfe für die Wasserkraftwerke. Sie wollte deshalb neue Regeln zur Grundversorgung in die Vorlage über den Um- und Ausbau der Stromnetze einbauen. Damit reagierte sie auf einen Entscheid des Ständerates. Dieser will Stromunternehmen wieder erlauben, die Kosten der Eigenproduktion vollständig den gebundenen Kunden in der Grundversorgung anzulasten. Von günstig zugekauftem Strom würden damit nur die Grosskunden profitieren – eine Praxis, die das Bundesgericht gestoppt hatte. Die Nationalratskommission bevorzugte eine andere Lösung: Verbraucher in der Grundversorgung sollten nur noch Strom aus Wasserkraft erhalten – für die Wasserkraftwerke eine faktische Abnahmegarantie. Was diese Haushalte und KMU kosten würde, wurde aber nicht abgeklärt. Zudem gab es nie eine Vernehmlassung. Im Nationalrat befand nun die Mehrheit, dieses Vorgehen sei nicht seriös. Der Rat hat deshalb den umstrittenen Teil der Vorlage an die Kommission zurückgewiesen.

Der Block 3 des Kernkraftwerks Cattenom mit 1‘300 Megawatt Kapazität ist am Montag vom Netz genommen worden. Wie der Betreiber EDF mitteilte, wurde der Meiler abgeschaltet, nachdem ein Test mit einem der beiden Hilfsdiesel unbefriedigend ausgefallen war. EDF machte keine Angaben dazu, wann Cattenom 3 wieder ans Netz gehen kann. Am letzten Freitag hatte sich bereits Cattenom Block 1 mit gleichfalls 1‘300 MW Kapazität automatisch abgeschaltet. Erste Untersuchungen hätten sich in diesem Fall auf den Haupttransformator konzentriert, über den der Strom aus dem Kraftwerk in das Netz gespeist wird.

An den Küsten Europas wird in diesem Sommer die lang erwartete Welle von Flüssigerdgas (LNG) aus den USA anbranden. Das zusätzliche Angebot impliziert schlechte Aussichten für die Entwicklung der europäischen Gaspreise. So rechnen die Analysten von Citi Research auch vor dem Hintergrund starker Pipeline-Importe bis 2019 nur mit sehr geringen Preissteigerungen. Gemäss Thierry Bros von Researchhaus Oxford Institute for Energy Studies ist der Preiskampf zwischen den neuen Anbietern von US-LNG und dem traditionellen Lieferer von Pipelinegas nach Europa, dem russischen Versorger Gazprom, bereits im Gange. Bros zufolge steigt das Angebot an LNG bis 2020 Jahr um Jahr weltweit um jeweils gut 20 Millionen Tonnen, was 27.6 Milliarden Kubikmeter regasifiziertem Erdgas entspricht. Derzeit seien insgesamt Verflüssigungsanlagen mit einer Kapazität von 104 Millionen Tonnen pro Jahr im Bau, davon allein für 49 Millionen Tonnen in den USA. Mit diesen Bauvorhaben werden die USA rasch zu den grossen LNG-Lieferländer Katar und Australien aufschliessen. Damit werden die Gaspreise in den USA in zunehmendem Masse wichtig für das Preisniveau in Europa. Auch die Betreibergesellschaft der Pipeline Nord Stream 2, hinter der der russische Versorger Gazprom steckt, sieht Flüssigerdgas mittlerweile als Hauptwettbewerber im Kampf um Marktanteile in Europa. Sie rechnet für die Jahre bis 2035 mit einer stabilen europäischen Nachfrage von 472 Milliarden Kubikmetern Gas. Infolge der rückläufigen Produktion innerhalb der EU und Norwegens aber auch Nordafrikas soll diesen Angaben zufolge ein zusätzlicher jährlicher europäischer Importbedarf von 120 Milliarden Kubikmetern erwachsen. Dieser kann nur durch russisches Erdgas oder LNG gefüllt werden. Über die Anteile, die auf jeden der beiden Player entfallen, entscheidet der Markt.

Die Allianz aus Opec- und Nicht-Opec-Staaten hält an ihrer Strategie einer knapperen Produktion fest, um den Ölpreis zu stabilisieren. Die Fachminister der Organisation erdölexportierender Länder (Opec) beschlossen in Wien, die seit Januar geltende Produktionskürzung für Rohöl um neun Monate bis zum März 2018 zu verlängern. Auch Nicht-Opec-Mitglieder wie Russland beteiligen sich an diesem Schritt, durch den insgesamt 1.8 Millionen Barrel täglich weniger Rohöl gefördert werden sollen.

Das Schweizer Stimmvolk hat das Energiegesetz überraschend deutlich angenommen. 58.2 Prozent haben am letzten Sonntag Ja gesagt. Das Ja hatte sich in den Umfragen abgezeichnet, doch war es im Verlauf des Abstimmungskampfes geschrumpft. In der Schlussphase konnten nun offenbar die Befürworter punkten. Somit ist der Ausstieg aus der Atomenergie sechs Jahre nach Fukushima beschlossen. Die bestehenden Kraftwerke sollen am Netz bleiben, solange sie von der Aufsichtsbehörde als sicher eingestuft werden. Bei den Instrumenten setzt die Energiestrategie auf das Bewährte. Photovoltaik- oder Windanlagen werden weiterhin über den Netzzuschlag gefördert. Gleichzeitig wird die Unterstützung befristet. Neue Einspeisevergütungen werden nur noch bis Ende 2022 bewilligt, Investitionsbeiträge bis 2030. Ein Teil der Gelder ist für Subventionen an bestehende Grosswasserkraftwerke reserviert. Daneben ist mehr Energieeffizienz angesagt. Der Energieverbrauch pro Kopf soll bemessen am Stand des Jahres 2000 bis 2035 um 43 Prozent sinken, der Stromverbrauch um 13 Prozent. Zentrales Instrument bleibt das Gebäudeprogramm, für das pro Jahr 450 Millionen Franken statt wie heute 300 Millionen Franken aus der CO2-Abgabe eingesetzt werden können. Mit dem Ja vom Sonntag sind die Weichen gestellt, doch werden weitere energiepolitische Entscheide folgen. Am Sonntag haben sich die Kantone bereits in die Debatte eingeschaltet. Sie fordern Sofortmassnahmen für die Wasserkraft und unterstützen dabei den Entscheid der Umweltkommission des Nationalrates. Diese will die Wasserkraft mit einer Abnahmegarantie stärken: Verbraucher in der Grundversorgung sollen nur noch Strom aus Wasserkraft erhalten. Der Nationalrat befasst sich in der Sommersession mit dem Geschäft. Eine wichtige Rolle spielen auch die Wasserzinsen – eine bedeutende Einnahmequelle für die Berggebiete. Das geltende Modell läuft 2019 aus. Der Bundesrat wird laut Doris Leuthard voraussichtlich noch vor den Sommerferien eine Revision des Wasserrechtsgesetzes in die Vernehmlassung schicken. Ein nächster Meilenstein wird auch die Revision des CO2-Gesetzes sein. Daneben haben die Diskussionen über neue Marktmodelle begonnen, welche die Versorgungssicherheit gewährleisten sollen. Kraftwerksbetreiber könnten künftig dafür entschädigt werden, dass sie Kapazitäten bereithalten.

Der schweizerische Versorger Axpo hat den Termin für die Wiederinbetriebnahme von Beznau 1 erneut vertagt. Zuletzt hatte der Stromkonzern den Neustart für Ende Mai angekündigt, nun ist der 30. Juni 2017 als Termin angegeben. Der Block 1, mit knapp 48 Betriebsjahren einer der ältesten kommerziellen Reaktoren der Welt, ist seit März 2015 vom Netz.

Vor dem Hintergrund der geplanten Aufteilung der deutsch-österreichischen Preiszone wir die Energiebörse (EEX) finanziell abgewickelte Stromfutures für Österreich einführen. Die neuen Produkte werden laut Börsenangaben am 26. Juni gestartet und umfassen Grund- und Spitzenlastkontrakte mit einer monatlichen, vierteljährlichen und jährlichen Fälligkeit. Damit folgt die EEX der Nachfrage von Marktteilnehmern nach einem zusätzlichen Produkt, das es den Börsenteilnehmern ermöglicht, sich auch gegen Preisänderungen im österreichischen Markt abzusichern.

Mit dem Bau von zehn Atomkraftwerken will Indien die heimische Industrie stärken und die Versorgung mit Nuklearenergie deutlich ausbauen. Einen entsprechenden Plan genehmigte die Regierung letzte Woche. Die Atommeiler sollen demnach ausschliesslich von indischen Unternehmen gebaut werden, dabei rechnet die Regierung mit mehr als 33‘000 neuen Stellen. Die zehn Meiler werden eine zusätzliche Kapazität von insgesamt 7‘000 MW haben und damit die derzeitige verdoppeln.

Der europäische Energiehändlerverband EFET plädiert dafür, die geplante Aufspaltung der deutsch-österreichischen Strompreiszone um sechs Monate auf Januar 2019 zu verschieben. Das geht aus einer Stellungnahme gegenüber der Bundesnetzagentur und anderen Marktteilnehmern hervor. Die Bundesnetzagentur hatte die vier deutschen Stromübertragungsnetzbetreiber im Oktober vergangenen Jahres aufgefordert, an der deutsch-österreichischen Grenze eine Bewirtschaftung der Transportkapazitäten vorzubereiten. Das Engpassmanagement soll ab 3. Juli 2018 einsatzbereit sein. Damit würde der gemeinsamen Strompreiszone von Deutschland und Österreich das Ende drohen. Die Energiehändlervereinigung fordert nun, die Aufspaltung der Preiszone erst zum Jahreswechsel 2018/2019 vorzunehmen. Eine Teilung mitten im Jahr 2018 würde de facto die Kalenderjahreskontrakte ungültig machen und Marktteilnehmer zwingen, ihre Hedgingstrategien für 2018 kurzfristig umzustellen. Eine Verschiebung auf den 1. Januar 2019 würde dagegen ausreichend Zeit geben für die Vorbereitung der Preiszonentrennung und für Testläufe der Übertragungsnetzbetreiber. Zudem könnten sich Marktteilnehmer an die neuen Verfahren zur Kapazitätsberechnung und –allokation gewöhnen.

Die USA werden ihre Entscheidung, ob sie Mitglied des Pariser Klimaschutzabkommens bleiben, nicht mehr vor dem G7-Gipfel am 26. und 27. Mai auf Sizilien bekanntgeben. Das Weisse Haus hatte ein für letzte Woche geplantes, hochrangiges Treffen zur Positionierung beim Klimaschutz verschoben. Gemäss dem Sprecher des Weissen Hauses, Sean Spicer, sei der US-Präsident Donald Trump weiter dabei, sich eine Meinung zu bilden, was in der Abwägung ökonomischer und ökologischer Fragen die Interessen der USA am besten abdecke. Eine Entscheidung, ob die USA ihre Mitgliedschaft beim Pariser Klimaschutzabkommen beenden, wird damit um mehrere Wochen aufgeschoben. Präsident Trump hatte wiederholt erklärt, er tendiere dazu, die Mitgliedschaft zu beenden. Allerdings gibt es erhebliche Widerstände, auch in der Industrie. Die Energieunternehmen gehen Trumps Linie, auf alte Energieträger wie Kohle und Öl zu setzen, mehrheitlich nicht mit. In den USA hat inzwischen ein Gasboom eingesetzt, auch der Übergang zu erneuerbaren Energien ist in vollem Gange.

Die anhaltenden Probleme mit der extremen Luftverschmutzung in zahlreichen chinesischen Städten beschleunigen die Pläne zu einer breit angelegten Vergasung der chinesischen Steinkohle. Damit versucht die Volksrepublik, sich an die Beschlüsse des Pariser Klimagipfels zu halten ohne auf die Nutzung der riesigen Kohlereserven zu verzichten. 12 Prozent des gesamten chinesischen Gasbedarfs soll das aus Steinkohle gewonnene Gas spätestens vom Jahr 2020 an decken. Ein Teil dieser Gasmengen dürfte dann voraussichtlich in Gaskraftwerken in elektrische Energie umgewandelt werden. Damit nicht genug: China plant neben der Vergasung zugleich auch den Ausbau der Anlagen zur Konversion von Kohle in Kraftstoffe und petrochemische Rohstoffe. Präsident Xi Jinping hat schon zu Beginn dieses Jahres unter anderem in Ningxia den Startschuss zum Bau einer Mammut-Anlage zur Konversion von Kohle zu Kraftstoffen gegeben.

Laut dem Analysehaus Pira hat der Sieg von Emmanuel Macron bei den französischen Präsidentschaftswahlen strukturell bullishe Effekte für die Preise am französischen Strommarkt. Macron strebt eine Rückführung des Kernenergie-Anteils an der französischen Stromgewinnung bis 2025 auf 50 Prozent von derzeit 75 Prozent an. Dies wäre gleichbedeutend mit einer Verminderung der nuklearen Kapazitäten um 25 Gigawatt. Damit würde sich Frankreich zudem immer mehr von einem Stromexporteur zu einem Importeur von Strom wandeln. Der bestehende Ausbaupfad für die Erneuerbaren wäre laut den Analysten nicht steil genug, um eine Rückführung der Kernkraft in diesem Umfang abzufedern. So halten sie das Ziel einer Rückführung bis 2025 auf 70 Prozent für realistischer. Das von Macron für diesen Zeitpunkt avisierte 50-Prozent-Ziel ist wohl erst gegen 2030 erreichbar. Ausserdem möchte der neue Präsident den Beitrag der Wind- und Solarenergie bis 2022 verdoppeln. Das letzte Kohlekraftwerk in Frankreich soll gleichfalls 2022 vom Netz. Der Abschied von der Kohle soll laut Macron durch einen Mindestpreis auf CO2-Emissionen beschleunigt werden.

Am 1. Januar 2017 waren in der Schweiz 643 Wasserkraft-Zentralen mit einer Leistung grösser 300 Kilowatt in Betrieb. Das ist eine Zunahme um 20 Anlagen gegenüber dem 1. Januar 2016. Der grösste Anteil der Zunahme erfolgte aufgrund der Inbetriebnahme von Pumpspeicherkraftwerken. Die erwartete Energieproduktion stieg gegenüber dem Vorjahr um 89 Gigawattstunden auf 36‘264 GWh. Die Wasserkraft hat auf der Basis der Produktionserwartung einen Anteil von rund 56 Prozent an der Stromproduktion in der Schweiz.

Vor der niederländischen Küste ist gestern Montag einer der weltweit grössten Offshore-Windparks in Betrieb genommen worden. Der 2.8 Milliarden Euro teure Gemini-Windpark befindet sich rund 85 Kilometer vor der Küste in der Nordsee und verfügt über 150 Turbinen. Bei voller Windkraft verfügt die Anlage nach Angaben des Betreibers über eine Kapazität von 600 Megawatt. Rund 800‘000 niederländische Haushalte sollen so mit erneuerbarer Energie versorgt werden. Der Windpark trägt einen Anteil von 13 Prozent der Versorgung durch erneuerbare Energien in den Niederlanden.

Bei der Revision des belgischen Atomreaktors Tihange 2 hat die belgische Nuklearaufsichtsbehörde FANC keine neuen Risse im Reaktordruckbehälter entdeckt. Wie FANC mitteilte, kann der Reaktor mit einer Kapazität von 1‘008 Megawatt in den kommenden Tagen wieder ans Netz. Wegen der Risse, die auf Wasserstoffeinschlüsse bei der Produktion der Behälter zurückgingen, war die Stromproduktion 2012 gestoppt worden und der Reaktor konnte erst im Spätjahr 2015 wieder angefahren werden. Gegen den Meiler formiert sich seit langem Protest. Die Städte und Gemeinden der Grenzregion Deutschland, den Niederlanden und Luxemburg fordern die Stilllegung des umstrittenen Kernkraftwerks und haben in Brüssel eine Klage auf den Weg gebracht.

Der neue Deutschland-Future der Energiebörse EEX könnte zum neuen Benchmark-Produkt für den europäischen Stromhandel werden. Das Produkt, mit dem die Strombörse auf die für Juli 2018 avisierte mögliche Spaltung der deutsch-österreichischen Strompreiszone reagiert, wird erst seit dem vergangenen Dienstag gehandelt und die Umsätze in ihm sind noch gering. Der neue Future bietet die einzige Möglichkeit, sich zu hundert Prozent für den deutschen Markt abzusichern. Deshalb ist zu erwarten, dass viele Handelsteilnehmer den bisherigen Deutschland-Österreich-Future verkaufen. Dies wird spätestens dann geschehen, wenn an der Börse auch ein Österreich-Future aufgelegt wird und sich zwischen dem deutschen und dem österreichischen Produkt ein Spread entwickelt. Der Chef der Energiebörse EEX, Peter Reitz, kann sich die Einführung eines solchen Futures für Österreich gut vorstellen. Der Börsenmanager, der sich für die Beibehaltung der Preiszone ausspricht, will aber vor einem solchen Schritt zunächst die Entwicklung des Deutschland-Futures abwarten.

Kraftwerke in Europa sollten künftig weniger Feinstaub, Stickoxide und andere gesundheitsgefährdende Schadstoffe in die Luft blasen. Das zuständige EU-Gremium einigte sich am Freitag auf schärfere Vorgaben für die Anlagen – gegen den Widerstand Deutschlands. Die Bundesregierung befürchtet, dass Braunkohlekraftwerke die neuen Grenzen nur mit überteuren Investitionen einhalten können und stimmte deshalb dagegen. Beschlossen wurde, dass Grossfeuerungsanlagen die beste verfügbare Technik einsetzen müssen, um Schadstoffe zu reduzieren. Neben Feinstaub und Stickoxiden zählen dazu Schweldioxid und Quecksilber.

US-Energieminister Rick Perry hat sich gegen einen Ausstieg der USA aus dem Pariser Klimaschutzabkommen ausgesprochen – will aber, dass es neu verhandelt wird. Die US-Regierung will nach eigenen Angaben vor dem G7-Gipfel Ende Mai über einen Verbleib entscheiden. Präsident Donald Trump hat bereits im März ein Dekret unterschrieben, mit dem zentrale Bestimmungen zum Klimaschutz aufgeweicht, abgebaut oder abgeschafft werden. Er hatte in der Vergangenheit den menschengemachten Klimawandel angezweifelt und mit dem Ausstieg aus dem Abkommen gedroht, auf das sich Ende 2015 in Paris 195 Staaten geeinigt hatten.

In der Schweiz wurden im vergangenen Jahr mit 58.24 Milliarden Kilowattstunden praktisch genauso viel Strom verbraucht wie im Vorjahr 2015. Verbrauchssteigernde Faktoren, etwa eine positive Wirtschaftsentwicklung mit einem Plus von 1.3 Prozent des Bruttoinlandsprodukts sowie ein etwas höheren Energieverbrauch für Heizzwecke wurden durch Effizienzsteigerungen kompensiert. Der durchschnittliche Stromverbrauch pro Kopf belief sich im vergangenen Jahr auf 6.956 KWh. Aufgeteilt nach Energieträgern nahm die Wasserkraft mit 59 Prozent den Löwenanteil an der schweizerischen Stromerzeugung ein, gefolgt von der Kernkraft mit rund 33 Prozent. Die konventionell-thermischen Anlagen und Öko-Kraftwerke kamen zusammen auf rund 8 Prozent.

Es bleibt offen, wann der seit zwei Jahren abgeschaltete Block 1 des schweizerischen Atomkraftwerk Beznau im Kanton Aargau wieder ans Netz geht. Die Prüfung der Unterlagen zum Sicherheitsnachweis für den Reaktordruckbehälter dauert an. Es gibt keinen Termin für eine Freigabe zum Hochfahren der Anlage. Für den Block 1 liegt auch noch keine Freigabe zum Beladen des Reaktors mit Brennelementen vor. Der Block 1, mit knapp 48 Betriebsjahren einer der ältesten kommerziellen Reaktoren der Welt, ist seit März 2015 vom Netz. Im Sommer des gleichen Jahres wurden am Reaktordruckbehälter rund 925 Materialfehler entdeckt. Der Block 1 von Beznau hat eine Kapazität von 365 Megawatt.

Deutschland droht neben seinen Klimaschutzzielen auch sein Erneuerbare Energien-Ziel für 2020 deutlich zu verfehlen. Demnach wird der Anteil Erneuerbarer Energien von derzeit 14.6 Prozent bei Fortsetzung des jetzigen Ausbautempos bei lediglich 16.7 Prozent liegen. Verbindliches EU-Ziel ist jedoch ein Anteil von 18 Prozent am gesamten Endenergieverbrauch im Jahr 2020. Während 23 EU-Mitgliedsstaaten ihre Ziele beim Ausbau Erneuerbarer Energie erreichen oder sogar übertreffen, gehört Deutschland zu den wenigen Staaten, die das Ziel verfehlen, wenn die Politik nicht rasch reagiert.

Das US-Energieministerium hat die kurzfristige Prognose für die US-Schieferölproduktion kräftig erhöht. Im Mai dürfte die amerikanische Schieferölförderung mit 123‘000 Barrel täglich den stärksten Monatsanstieg seit Februar 2015 verzeichnen und mit 5.19 Millionen Barrel am Tag das höchste Niveau seit November 2015 erreichen. Damit wird die US-Schieferölproduktion allein seit Jahresbeginn um mehr als 9 Prozent beziehungsweise rund 440‘000 Barrel täglich steigen. Nach Einschätzung der deutschen Commerzbank torpedieren die Nicht-Opec-Produzenten, allen voran die USA, die Anstrengungen der Opec, ein nachhaltiges Produktionsdefizit auf dem Ölmarkt zu schaffen.

Europas Stromkonzerne haben überraschend den Einstieg in den Kohleausstieg bekannt gegeben. Eurelectric, der Verband der europäischen Stromerzeuger, hat beschlossen, ab 2020 nicht mehr in den Neubau von Kohlekraftwerken zu investieren. De facto bedeutet dies, dass nach 2020 kein neues Kohlekraftwerk mehr ans Netz geht – mit zwei Ausnahmen: Polen und Griechenland haben sich die Selbstverpflichtung nicht zu eigen gemacht. In der EU sind gemäss der Umweltorganisation Coalswarm derzeit sechs Kohlekraftwerke im Bau, drei weitere sind in Planung. Da diese Kraftwerke kaum vor dem Jahr 2020 am Netz sein dürften, sind sie direkt von der Eurelectric-Ankündigung betroffen. Nicht betroffen von der Ankündigung sind die zehn Kraftwerke in Polen, sowie zwei in Griechenland. Damit stehen diese Länder im Gegensatz zu einem globalen Trend. Letztes Jahr wurde weltweit mit dem Bau von Kohlekraftwerken mit einer Kapazität von 65 Gigawatt begonnen. Dies sind zwei Drittel weniger als noch im Jahr 2015. Indien geht mittlerweile davon aus, keine zusätzlichen Kraftwerke mehr zu benötigen. In China wird die Arbeit an halbfertigen Meilern gestoppt und in den USA kann auch US-Präsident Donald Trump den Niedergang der Kohle nicht stoppen. Derzeit ist in den USA ein einziges neues Kraftwerk im Bau, zwei weitere sind in Planung. Dafür stehen viele vor der Abschaltung. Mehr als die Hälfte aller US-Kraftwerke wurde vor dem Jahr 1980 errichtet.

In der EU ist der Gasverbrauch 2016 im zweiten Jahr in Folge gestiegen. So verbrauchten die 28 Mitgliedsstaaten mit rund 4‘928 Terawattstunden 7 Prozent mehr Erdgas als im Vorjahr 2015. Der europäische Verband Eurogas begründet den Zuwachs zum einen mit tieferen Temperaturen. Zum anderen ist Gas stärker bei der Stromerzeugung, in der industriellen Produktion und im Verkehrssektor zum Einsatz gekommen. Durch den höheren Gaseinsatz ging der Verbrauch von Kohle in Europa zurück. Dies wiederum führte zu einem Rückgang der CO2-Emissionen im vergangenen Jahr um 4.5 Prozent. Vor allem bei der Stromerzeugung und beim Heizen ist das Potenzial von Gas zur CO2-Verringerung sehr gross. Der Verband sieht Erdgas aufgrund seiner flexiblen Einsatzmöglichkeiten als optimale Ergänzung zu erneuerbaren Energien. In Deutschland beispielsweise wurde 2016 mehr Gas bei der Stromerzeugung eingesetzt, weil die Windstromverfügbarkeit zurückging.

Die Förderung der Organisation Erdöl exportierender Länder (Opec) ist im März weiter gesunken, da sich ihre Mitglieder offenbar weitgehend an die vereinbarte Förderbremse halten. Damit entstehen anscheinend Lücken, die von US-Produzenten aufgefüllt werden. Wie die Opec im Monatsbericht mitteilte, sank ihre tägliche Förderung im März um 153‘000 Barrel auf 31.9 Millionen Barrel. Die Organisation hat aber ihre Prognose für die US-Ölförderung 2017 um 200‘000 Barrel pro Tag erhöht. Die Zahl der Bohrlöcher und die Reaktivierung von Projekten sind die wichtigsten Faktoren für diese Revision. In den vergangenen zwölf Monaten ist die Zahl der Bohrstellen um 374 auf 824 gestiegen. Die Opec hatte am 30. November 2016 beschlossen, ihre Produktion ab 1. Januar 2017 um 1.2 Millionen Barrel zu drosseln, um die anhaltende Ölschwemme einzudämmen. Elf weitere Länder ausserhalb der Opec waren daraufhin am 10. Dezember eine Selbstverpflichtung eingegangen, ihre Förderung um weitere 558‘000 Barrel zu senken. Seitdem sind die Ölpreise um rund 20 Prozent gestiegen.

Der erste von acht deutschen Reaktoren, die nach der Atomkatastrophe von Fukushima 2011 vom Netz genommen worden waren, wird zurückgebaut. Seit diesem Montag läuft der Abriss von Block 1 des Atomkraftwerks Neckarwestheim bei Heilbronn. Der Abriss kann bis zu 15 Jahre dauern – das strahlende Material wird der Standort wohl noch lange nicht los. Der Konzern rechnet mit etwa 331‘000 Tonnen Müll. 96 Prozent davon seien unbelastet und könnten konventionell auf Deponien gelagert oder weiter genutzt werden, etwa im Strassenbau. Weniger als ein Prozent gilt als radioaktiver Abfall, der zunächst im Zwischenlager unweit des Kraftwerks verbleibt. Mit Block 1 war seit 1976 Strom produziert worden. Block 2 darf noch bis 2022 Strom produzieren.

Frankreichs Umweltministerin Ségolène Royal will die Stilllegung des Atomkraftwerks Fessenheim trotz Verzögerung des Betreibers in den kommenden Wochen besiegeln. Das Dekret werde noch vor der Wahl eines neuen Staatspräsidenten im Mai erlassen. Das umstrittene Kraftwerk an der deutschen Grenze soll wie geplant 2018 geschlossen werden. Mit Blick auf die bevorstehenden Wahlen versicherte Royal, auch ein neuer Präsident und eine neue Regierung könnten das Dekret nicht zurücknehmen, ausser wenn die das Gesetz ändern würde. Der konservative Kandidat François Fillon und die Rechtpopulistin Marine Le Pen sind gegen die Schliessung von Fessenheim, der als Favorit gehandelte Emmanuel Macron ist dafür. Fessenheim ist das älteste noch laufende französische Atomkraftwerk. Die geplante Schliessung stösst in Frankreich schon lange auf heftigen Widerstand der Gewerkschaften. Zwar gehört EDF mehrheitlich dem Staat, laut französischen Medien enthielten sich dessen Vertreter im Verwaltungsrat bei der Fessenheim-Entscheidung aber wegen eines Interessenkonflikts.

Nachdem Grossbritannien, aufgrund des nationalen CO2-Mindestpreises und der Schliessung dreier grosser Kraftwerke, seine CO2-Emissionen aus Kohlekraftwerken 2016 drastisch um 58 Prozent reduziert hat, befinden sich sieben der zehn grössten Treibhausgas-Verschmutzungsquellen in Deutschland. Zwei weitere Kraftwerke liegen in Polen, eines in Italien. Dies geht aus einer Auswertung der von der EU-Kommission vorgelegten bestätigten Emissionswerte für 2016 hervor. Bei den zehn bedeutendsten Emissionsquellen, die vom CO2-Emissionshandel erfasst sind, handelt es sich ausschliesslich um Stein- oder Braunkohlekraftwerke. Die 280 Kohlekraftwerke unter den rund 13‘000 dem EU-Emissionshandel unterliegenden Anlagen sind für 39 Prozent der CO2-Emissionen verantwortlich.

Die Ölpreise haben nach dem US-Luftangriff in Syrien von der Sorge profitiert, dass mit der Verschärfung des Konflikts im Nahen Osten das Angebot knapper werden könnte. Syrien spielt zwar für die Ölförderung eigentlich keine Rolle, aber ein Konflikt mit Russland und Iran in der Region könnte den Rohölnachschub empfindlich treffen. Zeitweise kletterte Brent über 56 US-Dollar je Barrel. Zudem profierten die Ölpreise von der Nachricht, dass die Förderung im Buzzard-Ölfeld in der Nordsee aufgrund eines technischen Problems vorübergehend unterbrochen wurde. Dort werden täglich 180‘000 Barrel produziert. Ebenfalls sollen wegen eines Ausfalls in einer Ölsand-Produktionsanlage in Kanada den ganzen April über 350‘000 Barrel pro Tag weniger Rohöl zur Verfügung stehen.

Gemäss der Netzbetreiberin Swissgrid gibt es zunehmend Engpässe im Schweizer Stromnetz, weil die Nachbarländer ihre Netze verstärkt zusammenschliessen, ohne dass die Schweiz darauf Einfluss hat. Der Grund der Engpässe ist Strom, der ungeplant durch die Schweiz fliesst. Dies hat Swissgrid bei den Untersuchungen der Netzengpässe vom Winter 2015/2016 herausgefunden. Damals hätten sich die Zeiten mit kritischen Überlastungen verzehnfacht. Der Grund dafür ist, dass 2015 ein Teil der Schweizer Nachbarländer zu einem hoch integrierten Strommarkt zusammengeschlossen wurde. Technisch funktioniert dieser Markt so, als gehört die Schweiz mit unbeschränkten Kapazitäten dazu. Nun wird in Europa zu viel Strom gehandelt und dieser fliesst dann teilweise durch die Schweiz. Selbst dann, wenn er beispielsweise von Frankreich ins Nachbarland Deutschland exportiert wird. Dagegen wehren kann sich die Schweiz schlecht, denn sie ist bei wichtigen europäischen Gremien nicht mehr dabei. 2014 wurde Swissgrid aus der europäischen Arbeitsgruppe zur Weiterentwicklung der Stromnetze ausgeschlossen. Erst im vergangenen Dezember lehnte die EU-Kommission zudem einen Vorschlag von Swissgrid ab, wie die Schweiz hätte enger in den Tageshandel für Strom integriert werden können. Swissgrid bleibt nichts anderes übrig, als das Schweizer Netz für die ungewollten Stromflüsse und zur Entlastung auszubauen.

Der US-Präsident Donald Trump startet zum Frontalangriff auf die Klimaschutzpolitik von Barack Obama. Trump wollte letzte Woche eine Anordnung in Kraft setzen, die darauf abzielt, die von seinem Vorgänger festgesetzten Zielmarken zur Reduktion der Treibhausgase im Energiesektor zu kippen. Stattdessen will Trump wieder die fossilen Energieträger, insbesondere die Kohle, fördern. Hauptzielscheibe von Trumps Erlass ist Obamas sogenannter Clean Power Plan von 2015. Damit sollten erstmals landesweit verbindliche Ziele für die Reduzierung von Treibhausgasen vorgeschrieben werden. Im Vergleich zum Jahr 2005 sollte der Kohlendioxidausstoss von Kraftwerken bis 2030 um 32 Prozent gesenkt werden. Dieser Plan würde voraussichtlich zur Schliessung von hunderten Kohlekraftwerken führen – er trat jedoch nie in Kraft, weil ihn rund 30 US-Bundesstaaten juristisch anfochten. Trump hingegen hatte in der Vergangenheit den menschengemachten Klimawandel in Abrede gestellt und sich damit gegen den nahezu einhelligen Konsens der internationalen Wissenschaftsgemeinde gestellt. Eine offizielle Position zum Pariser Abkommen hat die neue US-Regierung bislang nicht bezogen. Doch selbst wenn die USA das Abkommen nicht formell aufkündigen, hätte die Aufhebung des Obama-Programms wohl zur Folge, dass die US-Klimaziele kaum noch erreichbar wären. Experten zogen zudem in Zweifel, dass Trump dem Kohlesektor zu dem von ihm versprochenen Job-Aufschwung verhelfen kann. Der Niedergang dieser Branche ist in erster Linie auf die gestiegenen Förderkosten sowie die wachsende Konkurrenz durch Erdgas und erneuerbare Energien zurückzuführen.

Der weltweite Ausbau der erneuerbaren Energien hat vergangenes Jahr einen Rekordwert erreicht. Kapazitäten mit mehr als 160 Gigawatt Leistung sind in aller Welt neu aufgebaut worden. Damit wuchsen sie insgesamt auf mehr als 2‘000 Gigawatt. Dies sind 8.7 Prozent mehr als Ende 2015. Allerdings werden mit den Erneuerbaren nicht einmal fünf Prozent des weltweiten Energiebedarfs gedeckt. Bei der Stromerzeugung haben sie einen Anteil von rund einem Viertel. Erstmals seit 2013 wurde die Solarkraft stärker ausgebaut als die Windkraft. Mehr als die Hälfte der neuen umweltfreundlichen Kraftwerke wurde in Asien errichtet.

In zwei Monaten entscheidet das Schweizer Stimmvolk über das revidierte Energiegesetz. Es ist das erste von zwei Massnahmepaketen der Energiestrategie 2050 und hat zum Ziel, erneuerbare Energien zu fördern und den Energieverbrauch zu senken. Die Vorlage zur Energiestrategie 2050 ist umstritten und spaltet die Wirtschaftsverbände. Forschende Ökonomen in der Schweiz sind sich einig: Mit je rund 60 Prozent fordert eine klare Mehrheit mehr Massnahmen zur Senkung des Energieverbrauchs und zur Förderung erneuerbarer Energien. Dies zeigt eine Umfrage von SRF Wirtschaft und der Konjunkturforschungsstelle der ETH Zürich, bei der rund 100 Ökonomen aus Forschung und Lehre in der Schweiz teilgenommen haben. KOF-Chef Jan-Egbert Sturm zeigt sich überrascht von diesem eindeutigen Ergebnis. Sturm hat ein ausgewogeneres Resultat erwartet. Aber er sieht, dass im Energiesektor ein vollständig offener Markt nicht perfekt funktionieren kann. Ein gewisses Eingreifen des Staates sei daher notwendig. Wenn der Staat eingreift, dann soll er das nicht primär über Subventionen, sondern über steuerliche Anreize oder Lenkungsabgaben tun. Das finden rund 90 Prozent der befragten Ökonomen. Das könnte etwa heissen, wer viel Strom verbraucht, soll höhere Steuern zahlen. Ob Subventionen oder Steueranreize, sobald der Staat eingreife, gebe es Gewinner und Verlierer. Die Verlierer seien in diesem Fall eher kleine Firmen. Dieser Ansicht sind auch die befragten Ökonomen. Ein Drittel denkt, durch die Förderung erneuerbarer Energien würde die Wettbewerbsfähigkeit kleiner Firmen sinken. Bei den grossen Firmen sind im Vergleich dazu nur ein Fünftel der Ökonomen dieser Meinung.

Die Schweiz verliert den Anschluss an den europäischen Strommarkt. Neustes Indiz dafür ist eine Verordnung, welche die EU Mitte März verabschiedet hat. Als letzten von acht sogenannten „Network Codes“ reguliert sie den Handel mit der Regelenergie. Die Schweiz kann sich daran nur noch in Notfällen beteiligen. Die Regelenergie ist jene Energie, die das Netz stabil hält. Für die Schweiz ist der Handel lukrativ, weil sie dank den Speicherwerken kurzfristig Energie anbieten kann. Ursprünglich wollte die EU-Kommission die Schweiz ganz aus dem Regelenergie-Markt draussen haben. Auf Druck der benachbarten Netzbetreiber in Deutschland, Frankreich sowie der Europäischen Vereinigung der Stromhändler wurde indes eine Lockerung erreicht: Geht es um die eigene Systemstabilität „der Netze der Union“, darf sich Swissgrid ausnahmsweise und ohne Stromabkommen am Regelenergie-Markt beteiligen. Darüber hinaus droht weiteres Ungemach. Die EU-Strombörsen und die Übertragungsnetzbetreiber planen eine neue Plattform für den Tageshandel mit Strom, das sogenannte „Cross-Border Intraday Market Project“. Die Plattform soll Mitte Jahr eingeführt werden – ohne die Schweiz. Dies beunruhigt insbesondere die grossen Stromhändler. Sie rechnen mit weiteren Hindernissen im Stromhandel und fragen sich, ob der bestehende kurzfristige Börsenhandel weiterhin Bestand haben wird. Besonders bedroht sind die Pumpspeicherkraftwerke, wie etwa Linth-Limmern oder Nant de Drance. Die beiden Werke wurden gerade für den kurzfristigen Handel mit Strom errichtet, der nun erschwert werden soll. Für eine abschliessende Abschätzung ist es aber noch zu früh.

Das schweizerische Kernkraftwerk Leibstadt hat 2016 laut eigenen Angaben netto 6‘075 Gigawattstunden Strom produziert gegenüber 8‘599 GWh im Vorjahr. Das erste Halbjahr 2016 war durch einen nahezu störungsfreien Betrieb gekennzeichnet. Bis zur Jahreshauptrevision produzierte die Anlage ohne Unterbrechung. Im Rahmen der Hauptrevision wurden verstärkte Oxidationen an Brennstäben entdeckt. Die daraufhin notwendig gewordenen, vertieften Inspektionen und Sicherheitsbewertungen führten dazu, dass die Anlage erst im Februar 2017 wieder in Betrieb genommen werden konnte. Aus diesem Grund reduzierte sich die Jahresproduktion 2016.

Frankreich und die EU-Kommission haben wichtige Hürden für eine Schliessung des umstrittenen Atomkraftwerks Fessenheim im Elsass aus dem Weg geräumt. Die Paris Regierung erfüllte eine Bedingung des Stromkonzerns EDF. Sie gab grünes Licht für die Fortsetzung des Baus eines neuen Atomreaktors in Flamanville am Ärmelkanal. Die bislang im April ablaufende Frist für die Inbetriebnahme des Europäischen Druckwasserreaktors wurde um drei Jahre verschoben.

Der schweizerische Atomreaktor Beznau Block 1 geht später ans Netz als bislang kommuniziert. Wie die Aargauer Zeitung berichtet, hat der Betreiber Axpo den 30. April als neuen Termin genannt. Bislang rechnete der Energiekonzern damit, dass Beznau 1 Ende März wieder in Betrieb geht. Gegenüber der Zeitung bestätigte ein Axpo-Sprecher die Verschiebung des Termins und begründete dies mit dem Zeitbedarf, den die Atomaufsichtsbehörde ENSI für die Prüfung von sicherheitsrelevanten Unterlagen benötige. Das ENSI selbst wollte sich nicht auf einen Termin zum Wiederanfahren festlegen. Beznau 1 steht seit März 2015 still. Grund sind Materialfehler, die im Stahl des Reaktordruckbehälters entdeckt wurden.

Die Energiebörse EEX hat ihr Produktangebot am Strom-Terminmarkt um Tages- und Wochenend-Futures für die Grundlastlieferung im Marktgebiet Schweiz ergänzt. Am ersten Handelstag, dem 15. März, registrierte die EEX laut eigenen Angaben ein Volumen von 5‘400 Megawattstunden in den neuen schweizerischen Tages-Futures. Die neuen Kontrakte ergänzen die bereits bestehenden Terminkontrakte für Strom für das Marktgebiet Schweiz mit wöchentlichen, monatlichen, quartalsweisen und jährlichen Fälligkeiten.

In arktischen Gewässern soll im Hoheitsgebiet der zum Europäischen Wirtschaftsraum (EWR) gehörenden Staaten nach Meinung des Europäischen Parlaments nicht mehr nach Öl gebohrt werden dürfen. Eine entsprechende, nicht rechtsverbindliche Entschliessung wurde letzte Woche mit 483 zu 100 Stimmen bei 37 Enthaltungen angenommen.

Gemäss dem EU-Statistikamt Eurostat wurden im Jahr 2015 16.7 Prozent der in der EU verbrauchten Energie aus erneuerbaren Quellen erzeugt. Der Anstieg zum Vorjahr betrug 0.7 Prozentpunkte. Ziel der EU ist es, bis 2020 den Anteil der erneuerbaren Energie auf insgesamt 20 Prozent zu steigern. Den mit Abstand höchsten Anteil an Erneuerbaren wies 2015 weiterhin Schweden aus mit 53.9 Prozent, gefolgt von Finnland und Lettland. Die niedrigsten Anteile verzeichneten Luxemburg, Malta und die Niederlande.

Die Organisation Erdöl exportierender Länder (Opec) könnte ihre Produktionskürzungen ausweiten. Laut dem Saudi-Arabischen Energieminister hätten die Mitglieder des Kartells eine grosse Bereitschaft, ihre Vereinbarung bei ihrem Treffen im Mai zu verlängern. Die Opec-Mitglieder hatten sich im November darauf verständigt, ihre Produktion um fast 4 Prozent oder 1.2 Millionen Barrel pro Tag zu drosseln, um dem Ölpreisverfall Einhalt zu gebieten.

In Alaska ist ein riesiges Erdölvorkommen über 1.2 Milliarden Barrel von der spanischen Ölgesellschaft Repsol und ihrem US-Partner Armstrong Energy entdeckt worden. Es handele sich um den größten Fund von konventionellem Erdöl seit 30 Jahren auf US-Boden. Das Förderpotenzial beträgt laut einer Mitteilung bis zu 120.000 Barrel Öl pro Tag, die Förderung der neu entdeckten Reserven soll im Jahr 2021 beginnen. Derzeit werden in Alaska 600.000 Barrel pro Tag gefördert.

Die Internationale Energieagentur (IEA) mahnt weltweite Investitionen in den Ölmarkt an, damit die Nachfrage auch nach 2022 noch erfüllt werden kann. Für die kommenden drei Jahre sehe die Lage zwar noch „komfortabel“ aus. Wenn weltweit nicht wieder mehr investiert werde, drohe erneut eine Sprunghaftigkeit bei den Preisen. Mehr Öl wird dem Bericht zufolge vor allem aus den USA kommen. Verantwortlich für den steigenden Ölbedarf werden nach Ansicht der Energieexperten die Entwicklungsländer sein. Die Nachfrage aus Indien werde die aus China überholen. Asien werde für Ölimporte über den Mittleren Osten hinausgucken müssen.

Wie aus einer Analyse der Beratungsgesellschaft McKinsey hervorgeht, ist die Energiewende in Deutschland vor allem erfolgreich durch Subventionen beim Ausbau von Wind- und Solarkraftanlagen - gleichzeitig steigen dadurch aber die Kosten für die Stromversorgung. Bis zum Jahr 2025 sollen die Kosten für die Stromversorgung in Deutschland auf jährlich 77 Milliarden Euro wachsen von 63 Milliarden im Jahr 2015. Als zentrale Kostentreiber der Energiewende macht McKinsey vor allem den weiteren Ausbau und die Förderung erneuerbarer Energien aus.

Europa hat im vergangenen Jahr brutto 12.5 GW an Windkraftkapazität installiert. Das sind 3 Prozent weniger als im Jahr zuvor, wie der Branchenverband Wind Europe mitteilte. Mit einer installierten Kapazität von insgesamt 153.7 Gigawatt hat die Windenergie die Kohle als zweitgrösste Stromerzeugungsquelle abgelöst. Die Windenergie generierte 2016 knapp 300 TWh und bestritt damit 10.4 Prozent der europäischen Stromnachfrage.

Die österreichische Elektrizitätswirtschaft weist in ihrer aktuellen Projektliste konkrete Vorhaben und Projektkonzepte für einen Ausbau der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien im Ausmass von mehr als 8 TWh aus. Das entspricht ungefähr einer Erhöhung der erneuerbaren Stromproduktion im Inland um rund 15 Prozent. Doch die immer komplexer werdende Genehmigungsverfahren und die stagnierenden Strompreise, die deutlich unter den Gestehungskosten der Erneuerbaren-Technologien liegen, verzögern derzeit einen Umbau des österreichischen Energiesystems.

Polen will nach den Worten seines Energieministers Krzysztof Tchorzewski in naher Zukunft ein Atomkraftwerk bauen, um die EU-Klimaschutzziele zu erfüllen. Der Bau soll mit einem „völlig neuen Finanzierungsmodell“ erfolgen, weil bisherige Pläne jeweils eine zu grosse Belastung für das Staatsbudget bedeutet hätten. Nach Ansicht von Atomgegnern ist der Bau und Betrieb von AKW nur mit milliardenschweren staatlichen Beihilfen möglich.

Der Schweizer Bundesrat hat den Bericht „Konzipierung und Umsetzung von Fördermassnahmen für die Nutzung der tiefen Geothermie in der Schweiz“ gutgeheissen. Fazit des Berichts ist, dass Energie aus dem Erdinneren einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit der Schweiz leisten könnte. Das vom Parlament am 30. September 2016 verabschiedete erste Paket der Energiestrategie 2050 enthält Massnahmen, mit denen das Potential der Geothermie über Technologieentwicklung, Forschung und Innovation künftig besser erschlossen werden kann. Weitere Massnahmen erachtet der Bundesrat derzeit als nicht nötig. Theoretisch ist das Potential der tiefen Geothermie sehr gross. In vier bis fünf Kilometern unter der Erdoberfläche lagert so viel Erdwärme, dass sie ein Vielfaches des Schweizer Strom- und Wärmebedarfs decken könnte.

Ebenfalls hat der Schweizer Bundesrat seine Haltung zur Nutzung des Untergrundes durch Fracking festgelegt. Grundsätzlich soll der Einsatz dieser Technologie unter gewissen Bedingungen möglich sein, insbesondere bei Bohrungen für die Gewinnung von Erdwärme aus grosser Tiefe. Die Erschliessung von Gasvorkommen mittels Fracking unterstützt der Bundesrat aus klimapolitischen Gründen hingegen nicht. Für ein Moratorium sieht er keinen Anlass.

Deutschland hat im vergangenen Jahr mit knapp 54 Milliarden Kilowattstunden einen Rekordüberschuss beim Stromaustausch mit dem Ausland erzielt. Besonders hohe Exportüberschüsse waren wieder im Austausch mit den Niederlanden (15.5 Mrd. kWh), der Schweiz (14.6 Mrd. kWh) und Österreich (12.4 Mrd. kWh) zu verzeichnen.

China steuert den Energiesektor noch radikaler um als von Experten lange angenommen und mausert sich immer offensichtlicher zum globalen Vorreiter beim Umstieg auf sauberere Energien. Verlierer Nummer eins ist die Kohle. Die Volksrepublik hat nun schon das dritte Jahr in Folge weniger von dem schwarzen Brennstoff verbraucht. Demnach ist der Kohleverbrauch im vergangenen Jahr um weitere 4.7 Prozent zurückgegangen. Die eingesparte Menge entspricht deutlich mehr als dem gesamten Kohlebedarf von Grossbritannien. Die Entwicklung kommt einer Energie-Sensation gleich. Noch vor gut zwei Jahren hatte die Internationale Energieagentur erwartet, Chinas Kohleverbrauch werde bis 2030 unablässig steigen. Damit ist China zwar noch immer der grösste Kohle-Konsument der Welt. Doch das Land setzt zunehmend auf andere Energiequellen. Der Kohleanteil am gesamten Energieverbrauch Chinas sank binnen Jahresfrist von 64 auf 62 Prozent. Auch das zuletzt etwas niedrigere Wirtschaftswachstum hat dazu geführt, dass Kohlekraftwerke weniger stark ausgelastet sind.

Der schweizerische Stromversorger Axpo propagiert eine CO2-Abgabe, die auf dem gesamten in der Schweiz verbrauchten Strom erhoben werden soll. Dadurch wird der Strompreis für Unternehmen und Private Axpo-Schätzungen zufolge um rund 5 Prozent steigen. Gemäss Axpo-Chef Andrew Walo könnte das Modell bereits ab 2021 eingeführt werden und würde pro Jahr rund 500 bis 600 Millionen Franken bringen. Walo begründete die Pläne damit, dass der Strompreis auf dem Grosshandelsmarkt heute so tief sei, dass niemand mehr Geld in die Sanierung oder den Bau von Kraftwerken stecke. Fehlende Kraftwerke seien aber eine ebenso grosse Gefahr für eine sichere Stromversorgung wie fehlende Leitungen. Ausserdem steige Deutschland aus der Kernenergie aus, und die französischen Kraftwerke würden immer älter. Laut Walo warnen europäische Übertragungsnetzbetreiber davor, dass die zwei Länder um 2025 nicht mehr jederzeit fähig sein würden, Strom zu exportieren. Walo zeigte sich überzeugt, dass nach Umsetzung des Vorschlags in die Wasserkraft, aber auch in Holz- oder Biomassekraftwerke investiert werde.

Das Schweizer Atomkraftwerk Leibstadt ist nach einer Störung der Abgasanlage und vorübergehender Abschaltung wieder am Netz. Der Reaktor an der deutschen Grenze wurde letzte Woche wieder hochgefahren. Die Anlage war sechs Monate lang wegen oxidierter Brennstäbe abgeschaltet.

Die Füllstände der deutschen Erdgasspeicher sind derzeit so niedrig wie lange nicht. Laut Daten der europäischen Gasspeicher-Betreiber sind die Speicher in Deutschland gegenwärtig nur noch zu rund 30 Prozent gefüllt. Üblicherweise liegt der Füllstand zu dieser Zeit des Jahres um die 60 Prozent. Mitte Januar lag der Füllstand noch bei 57 Prozent. Der deutsche Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) sieht die Lage gelassen. Bei der Diskussion um die Speicherstände werde oft vergessen, dass eine sichere Versorgung mit Erdgas nicht allein auf Speichern, sondern auf mehreren Säulen basiert. Auch während der Wintermonate beziehe Deutschland Erdgas aus zahlreichen Ländern und aus eigener Förderung. Zudem könne Gas in Europa kurzfristig beschafft und verteilt werden. Bei Gas gibt es im Gegensatz zu Rohöl und Ölprodukten keine strategische Reserve.

Das Schweizer Kernkraftwerk Leibstadt ist in der Nacht auf letzten Samstag, kurz nach seiner Wiederinbetriebnahme, erneut vom Netz genommen worden. Im Rahmen eines Funktionstests hat eine Abgasanlage des Turbinenkondensators nicht ordnungsgemäss funktioniert. Die Anlage ist bei noch tiefer Reaktorleistung von Hand abgeschaltet worden. Es sei zu keiner erhöhten Freisetzung von radioaktiven Stoffen gekommen. Die KKW Leibstadt AG wollte die Abgasanlage am Wochenende reparieren und das Kraftwerk am Montagabend wieder hochfahren. Die Anlage war zuvor seit August 2016 nicht in Betrieb gewesen, weil bei der Jahresrevision an Hüllrohren der Brennstäbe Rost gefunden worden war. Sie ging am Freitag wieder ans Netz – mit geringerer Leistung, um weitere solche Schäden zu vermeiden.

Der französische Präsidentschaftskandidat Emmanuel Macron will im Falle eines Wahlsieges alle Kohlekraftwerke in Frankreich bis 2022 schliessen. Diese tragen rund 1 Prozent zur französischen Stromproduktion bei. Laut Angaben der Nachrichtenagentur Reuters hat sich Macron auch für ein Verbot der Öl- und Gassuche in französischen Territorialgewässern ausgesprochen. Macron möchte an Regierungsplänen festhalten, bis 2025 den nuklearen Anteil am französischen Energiemix auf 50 Prozent zu reduzieren. Am Beginn einer möglichen Amtszeit will der Kandidat einen Tender über eine Kapazität von 26‘000 Megawatt Erneuerbaren-Kapazität ausschreiben. Macron werden bei den Präsidentenwahlen in Frankreich sehr gute Chancen eingeräumt. Die Präsidentschaftswahlen finden am Sonntag, den 23. April (1. Wahlgang) und am Sonntag, den 7. Mai (2. Wahlgang), statt.

Gemäss einer Umfrage unter 200 Energiemarkt-Experten zeichnen sich in den kommenden fünf Jahren bei den meisten Energieträgern tendenziell höhere Preise ab. Eine deutliche Mehrheit der Umfrageteilnehmer rechnet mit steigenden Preisen für Strom (77 Prozent), Öl (75 Prozent) und Erdgas (65 Prozent). Ein anderes Bild zeigt sich bei den Kohlepreiserwartungen. 40 Prozent der Befragten sind der Meinung, dass der Kohlepreis in den kommenden fünf Jahren stagnieren wird. Zwar erwarten immer noch 30 Prozent steigende Preise, allerdings liegt der Anteil der Experten mit sinkenden Preiserwartungen fast gleichauf bei 28 Prozent. Bei den Preisen für Öl (55 Prozent), Erdgas (66 Prozent) und Kohle (70 Prozent) geht eine deutliche Mehrheit von gleichbleibenden Preisen in den kommenden sechs Monaten aus. Auch für die Strompreise erwarten 49 Prozent, dass diese kurzfristig stagnieren. Das Zentrum für Europäische Wirtschaftsforschung (ZEW) befragt die Energiemarktexperten im halbjährlichen Rhythmus.

Am langen Ende der Stromkurve legten die Kalenderjahre in einem insgesamt freundlichen Umfeld zu. Aktuell notiert das Deutsche Frontjahr Base 2018 bei 30.80 €/MWh, das Schweizer Frontjahr Base handelt bei 35.00 €/MWh. Die Kohle- und Gaspreise zeigen sich ebenfalls fester, die Emissionszertifikate mussten leichte Abgaben hinnehmen.

Ein Brand im Maschinenraum des französischen Atomkraftwerks Flamanville am Ärmelkanal hat eine Detonation ausgelöst. Der Kraftwerksbetreiber EDF teilt mit, dass der Brand am Donnerstagvormittag im nicht-nuklearen Teil der Anlage ausgebrochen sei und die Detonation verursacht habe. Der Reaktor 1 des Kraftwerks, zu dem der betroffene Maschinenraum gehört, wurde automatisch von Netz genommen und soll bis am 19. Februar ausser Betreib bleiben. Das Atomkraftwerk in der Normandie besteht aus zwei Reaktoren mit einer Leistung von jeweils 1‘300 Megawatt, die 1985 und 1986 ans Netz gingen. In Flamanville wird zudem ein neuer Reaktor des Typs EPR (Europäischer Druckwasserreaktor) gebaut – das Projekt machte immer wieder Schlagzeilen, weil es sich bereits mehrfach verzögerte.

Die europäische Windkraft hat im vergangenen Jahr wieder deutlich zugelegt. Der Neubau an Onshore- und Offshore-Kapazitäten belief sich nach Angaben des Verbands Windeurope auf 12.5 Gigawatt. Davon entfielen allein auf Deutschland 44 Prozent. Die Investitionen erreichten 2016 mit 27.5 Milliarden Euro einen Rekord. In den 28 EU-Staaten wurden neue Onshore-Windkraftanlagen mit einer Kapazität von 10.9 Gigawatt errichtet, bei Offshore waren es 1.6 Gigawatt. Damit lag die Gesamtkapazität der europäischen Windenergie per Ende 2016 bei 153.7 Gigawatt und nahm einen Anteil von 10.4 Prozent an der Stromerzeugung ein. Frankreich, die Niederlande, Finnland, Irland und Litauen erreichten Rekordwerte beim Zubau von Windenergie.

Der Solarzubau in Europa hingegen hat sich im vergangenen Jahr deutlich abgeschwächt. So verringerte sich die neu installierte Solarkapazität in Europa gegenüber 2015 um 20 Prozent auf 6.9 Gigawatt. Dagegen verdoppelte sich der weltweite Neubau von Photovoltaikanlagen auf rund 76 Gigawatt. Inzwischen hat Asien der europäischen Solarbranche den Rang abgelaufen. Sie erreichten 2016 die höchsten Zubauraten. SolarPower Europe appelliert an die EU-Politiker, die Rahmenbedingungen für den Ausbau solarer Energie zu verbessern. Die EU-Regierungen müssten die Marktregeln anpassen, damit sich Solarenergie auf den flexiblen Strommärkten behaupten kann.

Die deutschen Börsenstrompreise sind 2017 erstmals seit fünf Jahren höher in das neue Jahr gestartet als ein Jahr zuvor. Die Analysten der Commerzbank halten diese Erholung aber nicht für nachhaltig. Sie gehen davon aus, dass der Preis für das Kalenderjahr 2018 Base bis Jahresende auf 26 €/MWh fallen wird. Ausschlaggebend dafür ist der Preisdruck am Kohlemarkt aufgrund des nachlassenden Importsogs aus China. Der tendenziell fallende Strombedarf in Deutschland und der Erneuerbaren-Ausbau würden die Börsenstrompreise auch mittelfristig belasten. Derzeit notiert das Kalenderjahr 2018 im Bereich von 29.75 €/MWh. Wie die Analysten erläutern, sind für die kurzfristigen Tendenzen am langen Ende der Strombörse die Erzeugungskosten der Kohlekraftwerke massgeblich, auch wenn die Kohleverstromung an Bedeutung verliert. Und für die Kohle erwartet die Commerzbank einen Preisrückgang auf 60 US-Dollar je Tonne zum Jahresende. Der zweite variable Kostenfaktor bei der kohlebasierten Stromerzeugung ist der Ausstoss von CO2. Diese Kosten fallen aufgrund des niedrigen Niveaus der Emissionspreisen nicht so stark ins Gewicht. Ohnehin sei aus fundamentaler Sicht das Erholungspotenzial für die CO2-Preise begrenzt. Der kumulierte Überschuss an Emissionsrechten könne mittlerweile 3 Milliarden Tonnen übersteigen und bald doppelt so hoch sein wie der Jahresbedarf. Dennoch hält die Bank an der Erwartung mittelfristig steigender CO2-Preise fest. Als zusätzliche Belastung werden strukturelle Trends genannt sowohl auf der Nachfrage- als auch auf der Angebotsseite. So geht der Strombedarf in Deutschland kontinuierlich zurück, etwa aufgrund der Effizienzfortschritte in der Gerätetechnik. Zudem sei zu berücksichtigen, dass die Eigenerzeugung weiter steigen dürfte und zwar in den nächsten fünf Jahren um einen Prozentpunkt auf dann 13 Prozent des Nettostrombedarfs.

Die Schweizerische Regierung hat die öffentliche Anhörung (Vernehmlassung) zu den Verordnungsrevisionen des ersten Massnahmenpakets der Energiestrategie 2050 eröffnet. Laut regierungsamtlicher Mitteilung sollen sie am 01. Januar 2018 in Kraft treten, falls das Volk die vom Parlament verabschiedete Vorlage in einer für den 21. Mai 2017 angesetzten Abstimmung bestätigt. Das Energiegesetz, das im Mai an die Urne kommt, enthält neben dem Verbot neuer Atomkraftwerke und den grundsätzlichen Zielen der Energiewende die befristete Aufstockung des Netzzuschlags von 1.5 auf 2.3 Rappen pro Kilowattstunde Strom, aus der die kostendeckende Einspeisevergütung und einmalige Investitionsbeiträge für Erneuerbare sowie Marktstützungen für notleidende, grosse Wasserkraftwerke bezahlt werden.

Finanzinvestoren sind in den vergangenen Jahren stärker in den Energiemarkt eingestiegen. Inzwischen gehen 77 Prozent der Umsätze bei Fusionen und Übernahmen in der Strom- und Gasbranche auf das Konto von Investoren aus der Finanzwelt. Im vergangenen Jahr wurde ein weltweites Rekordhoch von 329 Milliarden Euro generiert. In Zukunft sollen erneuerbare Energien eine Schlüsselrolle für Fusionen und Übernahmen bei Versorgern spielen. In den nächsten zehn Jahren sollen Neugründungen für Erneuerbare ein Investitionsvolumen von rund 250 Milliarden US-Dollar pro Jahr umfassen.

Japan will seine Stromproduktion auf eine breitere Basis stellen. Bis zu 45 neue Kohlekraftwerke sollen die Abhängigkeit von Kernkraft und verflüssigtem Erdgas verringern. In den Kraftwerken soll die HELE-Technologie (high energy, low emissions) zum Einsatz kommen, die hochwertige Steinkohle benötigt. Japan muss 95 Prozent seiner Energierohstoffe einführen. Das Land ist der grösste Abnehmer australischer Kohleprodukte. Japan hat zwar das Pariser Klimaabkommen ratifiziert und will seine CO2-Emissionen bis 2030 um 26 Prozent verringern. Einen Preis auf CO2-Emissionen gibt es aber noch nicht. Aus diesem Grund gebe es zurzeit keinen Anreiz, auf den Bau von Kohlekraftwerken zu verzichten.

Wetterprognosen, die für die neue Woche wenig Wind und eine Rückkehr der Kälte vorhersagen, haben sich bestätigt. Zwar soll es nun doch nicht mehr ganz so kalt werden wie zunächst prognostiziert, dafür verlängert sich aber der Zeitraum unterdurchschnittlicher Temperaturen laut einigen Wetterdiensten sogar bis in den März hinein. Entspannt hat sich die Situation für die Kohlkraftwerke an der Rheinschiene. Die vergangenen Tage haben etwas Regen gebracht und durch die höheren Temperaturen schmolz in tieferen Lagen der Schnee. Das hat zu besseren Bedingungen für die Rheinschifffahrt und damit für die Belieferung der Kohlkraftwerke über den Fluss geführt. Am langen Ende der Stromkurve zeigte sich das Kalenderjahr 2018 in ruhigem Handel mit leichten Abgaben. Derzeit wird insbesondere das Frontjahr von den festen Spotpreisen unterstützt. Der Spread zwischen den Kalenderjahren 2018 und 2019 hat sich ausgeweitet. Das Kalenderjahr 2019 profitiert offenbar weniger von den teuren Preisen am kurzen Ende. Wenn dieser Unterstützungsfaktor wegfällt, könnte das Frontjahr aber wieder an Wert verlieren. Für die laufende Woche erwarten wir eine Handelsbandbreite zwischen 33.50 €/MWh und 35.00 €/MWh.

Die Arbeitsgruppe „Winter“ des schweizerischen Übertragungsnetzbetreibers Swissgrid will bis Ende Mai einen Markt mit freiwilligen Angeboten für ein Call-Produkt und ein Swap-Produkt ausarbeiten lassen. Wie Swissgrid mitteilte, sollen beide Absicherungsprodukte dazu dienen, die Netzsicherheit jederzeit auch in extremen Situationen bis zu einem Zeitraum von 48 Stunden sicherzustellen. Eine solche Extremsituation könnte laut Swissgrid-Angaben zum Beispiel ein grosser Transformatorausfall und gleichzeitiger Ausfall eines grösseren Kraftwerks sein.

Die Stilllegung des elsässischen Atomkraftwerks Fessenheim hat eine wichtige Hürde genommen. Der Verwaltungsrat des französischen Stromkonzerns EDF billigte am Dienstag eine Entschädigungsvereinbarung mit dem französischen Staat, wie aus informierten Kreisen verlautet wurde. Damit ist der Weg frei für einen Entzug der Betriebserlaubnis von Frankreichs ältestem Atomreaktor. Der französische Staat will EDF für die Schliessung der Anlage mit mindestens 446 Millionen Euro entschädigen. Im Verwaltungsrat gab es nur eine äusserst knappe Mehrheit für die Entschädigungsvereinbarung. Den Ausschlag gab letztlich die Stimme von Konzernchef Jean-Bernard Lévy. Die Gewerkschaften sind strikt gegen eine Schliessung von Fessenheim. Sie fürchten den Wegfall von hunderten Arbeitsplätzen. Die Stilllegung des Atomkraftwerks ist ein Wahlversprechen von Staatschef François Hollande.

Als die Temperaturen in den Keller fielen, gerieten Frankreichs Stromnetzbetreiber ins Schwitzen. Die Regierung rief die Bevölkerung zum Energiesparen auf, Paris schaltete die Beleuchtung der Kathedrale von Nôtre-Dame ab, und Medien spekulierten über die Gefahr eines Blackouts. Und in Deutschland wurden Reservekraftwerke angefahren, um auf mögliche Probleme schnell reagieren zu können. Letztlich überstand Frankreich die Kältewelle vergangene Woche ohne Probleme, auch dank hochgefahrener Stromimporte. In jedem Fall lenken die Stromsorgen den Blick auf die Abhängigkeit des Landes von seinem alternden Atomkraftwerkspark. Frankreich hat 58 Reaktoren, es erzeugt rund der Viertel seines Stroms aus Atomkraft – so viel wie kein anderes Land. Erneuerbare Energien steuern nur 16.5 Prozent bei. Ein Grund für die angespannte Lage in diesem Winter war, dass eine Reihe von französischen Atomreaktoren teilweise stillstanden. Zum Teil aufgrund geplanter Wartungen, zum Teil infolge von Kontrollen, welche die Atomaufsicht dem Betreiber EDF aufgedrückt hatte.

Das Frontjahr handelt heute in der Schweiz bei 34.30 €/MWh und in Deutschland bei 30.15 €/MWh. Nachdem die Preise Ende letzter Woche aufgrund der wärmeren Temperaturen gesunken sind, haben wir heute wieder höhere Notierungen. Für nächste Woche erwarten wir einen kurzfristigen Temperatureinsturz und dementsprechend für diese Woche Preise zwischen 34.00 €/MWh und 36.00 €/MWh.

Die französische Regierung fürchtet trotz der aktuellen Kältewelle keine Blackouts. Energie- und Umweltministerin Ségolène Royal versicherte nach einer Sondersitzung zur Kälte in Paris, es werde zu keinen Stromausfällen kommen. Derzeit seien zwar sechs Atomreaktoren wegen Sicherheitsüberprüfungen abgeschaltet, Windräder und Solarenergie lieferten aber wegen der guten Wetterbedingungen so viel Strom wie acht Atomreaktoren. Royal danke den Bürgern, die dem Aufruf des staatlichen Stromkonzerns EDF zum Energiesparen gefolgt seien. EDF hatte seine Kunden aufgerufen, elektrische Heizungen nicht zu sehr hochzudrehen und das Licht beim Verlassen der Räume auszuschalten. Nach Schätzungen der Umweltagentur Ademe macht das Heizen mit Strom an kalten Abenden bis zu 40 Prozent des Energieverbrauchs in Frankreich aus. Im Stromhandel führte die starke Nachfrage zu hohen Preisen am Spotmarkt. Für den Day-ahead der vergangenen Tage wurden an der Börse Epex Spot jeweils Preise von über 100 Euro bezahlt. Das europäische Wettermodell rechnet für Frankreich erst für Sonntag mit einer Rückkehr zur saisonalen Durchschnittstemperatur.

Die Internationale Energieagentur (IEA) erwartet keine Fortsetzung der Rallye am Kohlemarkt. Als Gründe zählen die IEA, eine weltweite Tendenz zur Nutzung sauberer Energieträger und das rückläufige Wachstum in China auf. China entwickle sich zu einer langsamer wachsenden Wirtschaft und strebe eine breitere Palette von Energieträgern für die Stromgewinnung an. Die Kohlerallye des vergangenen Jahres habe begonnen, nachdem die chinesische Regierung die Arbeitszeiten in den Minen eingeschränkt hat. Dies führte zu einem Anstieg der Preise für Importe nach China und zu einem weltweiten Preisanstieg. Nachdem China die Restriktionen für den eigenen Kohlebergbau gelockert hat, ist die Rallye zum Stillstand gekommen. Laut der IEA legt die Analyse nahe, dass sich der Anstieg der Kohlepreise vom vergangenen Jahr nicht fortsetzt. Die chinesischen Importe sind dabei, um 30 Prozent gegenüber dem Vorjahr zurückzugehen. Laut der IEA dürften sie auch in den kommenden Jahren rückläufig sein. Gemäss der Agentur kann die nachlassende Dynamik am chinesischen Kohlemarkt durch die Nachfrage anderer Länder nicht ersetzt werden. Vor allem Indien wachse nicht stark genug, um die von China nicht benötigten Mengen am internationalen Markt aufzunehmen.

Laut dem amerikanischen Wettermodell soll es in Nordwesteuropa bis Ende des Monats kalt bleiben. Allerdings wird auch keine Verschärfung der Kältewelle mehr erwartet. Die Meteorologen rechnen damit, dass sich die Temperaturen allmählich dem saisonalen Durchschnitt annähern werden. Kältebedingt verbuchten die Frontmonate weitere Aufschläge. Inzwischen ist eine stattliche Sicherheitsmarge aufgebaut worden. Der Februar 2017 in Deutschland notiert derzeit doppelt so hoch wie der Februar im Jahr 2016 geschlossen hat. Am langen Ende der Stromkurve zeigten sich die Kalenderjahre dank den teuren Spotpreisen und der Zugewinne der Kohle ebenfalls befestigt. Aufgrund der Kältewelle dürften die Kalenderjahre für die laufende Woche fest bleiben und wir erwarten für das Frontjahr Base in der Schweiz eine Handelsbandbreite zwischen 34.50 €/MWh und 36.00 €/MWh.

Für die Schweiz besteht nach Angaben des Übertragungsnetzbetreibers Swissgrid wegen der für kommende Woche erwarteten Kältewelle keine Gefahr eines Versorgungsengpasses. Eventuell fehlende Bandenergie könnte – sofern im Ausland verfügbar – importiert werden, so ein Swissgrid-Sprecher. Auch wenn die Energie nicht importiert werden kann, seien derzeit genug Reserven in den Speicherkraftwerken, um die Last selbst zu decken. Die Nettoimportkapazität der Schweiz wird derzeit nur teilweise ausgenützt. Ausserbetriebnahmen wurden so weit wie möglich auf die Zeit nach dem Winter verschoben, um die Importkapazität zu maximieren. Als zusätzliche Massnahme für diese Winter ist eine vorzeitige Beschaffung der gesamten Mindestmenge für die Systemdienstleistungen wie etwa Frequenz- und Spannungshaltung erfolgt.

Der französische Versorger EDF wird heute Montag, 20 Uhr, bestreikt. Wie die Nachrichtenagentur Reuters unter Bezugnahme auf EDF mitteilte, soll die Arbeitsniederlegung 24 Stunden dauern. Die Gewerkschaft CGT hat die Beschäftigten des Elektrizitäts- und Gassektors zu dem Streik aufgerufen, um gegen Kürzungen von Sozialleistungen durch Unternehmen der Branche zu protestieren. In der kommenden Woche rollt eine Kältewelle auf Frankreich zu. Laut den Prognosen des Übertragungsnetzbetreibers RTE sollen die Temperaturen am Dienstag um 6.5 Grad Celsius unter dem Saisondurchschnitt liegen. Der landesweite Verbrauch soll in der Lastspitze gegen 19 Uhr auf gut 95 Gigawatt steigen. An den Folgetagen soll sich die Lage in Frankreich noch verschärfen. Dann werden Lastspitzen von über 100 Gigawatt erwartet.

Das Handelsvolumen an der Strombörse Epex Spot ist im vergangenen Jahr um 6.3 Prozent auf 529.3 Terawattstunden (TWh) gesunken. Diese Entwicklung führte das Unternehmen vor allem auf eine sinkende Nachfrage zurück. In einer Mitteilung vom Mittwoch stuft die Börse das Volumen gleichwohl als „gesund“ ein. Ausschlaggebend für die Einbussen war das Day-ahead-Geschäft, das um 7.7 Prozent auf 467.7 Terawattstunden schrumpfte. Dagegen erreichte der Intradayhandel im Jahr 2016 mit 61.6 TWh ein Rekordvolumen (2015: 59.4 TWh).

Die Energiebörse European Energy Exchange EEX (zu welcher die Epex Spot gehört) hat im Jahr 2016 die Handelsvolumina ausgebaut. In den Kernmärkten Strom, Gas und CO2 seien Höchstwerte erreicht worden. Neue Produktentwicklungen und Akquisitionen hätten das Wachstum gestützt, teilte die EEX mit. Im neuen Jahr will der Vorstandsvorsitzende Peter Reitz weiter daran arbeiten, die Marktanteile in den Kernmärkten auszubauen und die Liquidität in neuen Märkten zu stärken. An den Strom-Spot- und Terminmärkten der EEX-Gruppe erreichte das Volumen im vergangenen Jahr 4‘455.6 TWh. Das waren 46 Prozent mehr als im Vorjahr. Das Volumen beinhaltet die Börsen EEX, Epex Spot, die serbische Seepex und die Prager Power Exchange Central Europe (PXE).

Das Frontjahr Base handelt heute in Deutschland bei 29.50 €/MWh und in der Schweiz bei 33.40 €/MWh. Die leicht gestiegenen Preise sind vor allem auf die momentan unter dem Durchschnitt liegenden Temperaturen zurückzuführen. Die kalten Temperaturen könnten noch bis Anfang nächster Woche anhalten. Für diese Woche erwarten wir eine Seitwärtsbewegung mit Preisen zwischen 33.00 €/MWh und 34.00 €/MWh.

Die Stromerzeugung aus Kohle in Deutschland ist weiter auf dem Rückzug, der Ökostrom-Anteil dagegen wächst. Demnach liefern erneuerbare Energien wie Solar- und Windkraft inzwischen fast jede dritte Kilowattstunde und deckten 2016 mehr als 32 Prozent des deutschen Stromverbrauchs ab. Zugleich hatten sich Gaskraftwerke kräftig Marktanteile zurückerobert. Gaskraftwerke produzierten gut ein Viertel mehr Strom als im Vorjahr. Dennoch wird das Tempo bei der Energiewende nicht ausreichen, um die Klimaziele bis zum Jahr 2020 zu erreichen.

Die Schliessung des pannengeplagten französischen Atomkraftwerks Fessenheim ist auch dank der Verzögerungstaktik des Betreibers EDF wieder in die Ferne gerückt. Zwar haben sich Regierung und Betreiber im August auf die Zahlung von 400 Millionen Euro als Entschädigung für die rasche Schliessung des Kraftwerks verständigt, doch der EDF-Verwaltungsrat will erst am 24. Januar über den Kompromiss entscheiden. Dann bleibt der derzeitigen Regierung bis zu den Präsidentenwahlen Ende April nur noch wenig Zeit, um die Schliessung zu verfügen. Der amtierende Präsident, François Hollande, tritt nicht mehr an. Seine Motivation, das Wahlversprechen, Fessenheim abzuschalten, einzuhalten, könnte deshalb gering sein.

Der Rohölpreis ist im neuen Jahr auf den höchsten Stand seit 17 Monaten gestiegen. Die Notierungen profitieren von der Hoffnung, dass die am 01.01.2017 in Kraft getretenen Fördersenkungen den Markt 2017 stabilisieren dürften. Dabei hat der Markt bereits 2016 solide Gewinne verzeichnet. So hatte Öl der Sorte Light Sweet Crude ein Jahresplus von nahezu 45 Prozent verbucht, das war der stärkste Anstieg seit dem Jahr 2009.

Eine saisonbedingt starke Importnachfrage Chinas und niedrige Temperaturen in weiten Teilen der Welt stützen derzeit die Preise für Kohle. Allerdings will die chinesische Regierung die Kohleförderung ankurbeln und scheint damit Erfolg zu haben. Im November zog die Produktion auf 308 Mio. Tonnen an nach 282 Mio. Tonnen im Oktober. Diese Entwicklung wird aber erst dann voll auf die Preise durchschlagen, wenn die Witterungseffekte abgeklungen sind. Kurzfristig dürfte Kohle daher auf den aktuellen Levels verharren.

Indien benötigt bis 2027 möglicherweise keine neuen Kohlekraftwerke. Das geht aus einem Entwurf zur Energiepolitik des Landes hervor, den die britische Zeitung The Guardian veröffentlicht hat. Die derzeit geplanten indischen Kohleprojekte mit einer Gesamtkapazität von 50 Gigawatt hätten zumeist keine Zukunft, wenn der Regierungsentwurf umgesetzt werde. 2027 sollen 57 Prozent der gesamten Stromerzeugungskapazität Indiens eine nicht-fossile Basis haben. Die Vereinbarung von Paris sieht nur 40 Prozent bis 2030 vor.

Die Frontjahre Base 2018 notieren heute in Deutschland und der Schweiz bei 28.20 €/MWh sowie 33.00 €/MWh. Seit Jahresbeginn verloren die Kalenderjahre knapp 3 Euro pro Megawattstunde an Wert. Taktgeber war diesmal der CO2-Benchmarktkontrakt EUA Dec-17, der sich innerhalb weniger Tage um gut 25 Prozent verbilligt hat. Unterstützung findet das deutsche Strom-Kalenderjahr 2018 im Bereich von 28 Euro, wo einige Hochs aus dem vergangenen Sommer liegen. Wir rechnen deshalb für die nächsten Tage mit einer Seitwärtsbewegung.

Das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat ENSI fordert von den Kernkraftwerken Beznau und Gösgen, dass sie die Qualität und die Ausführungen der Schmiedeteile für die Dampferzeuger hinsichtlich der Einhaltung der Materialspezifikationen überprüfen. Das ENSI reagiert damit auf Informationen aus Frankreich. Bis zum jetzigen Zeitpunkt gäbe es laut Georg Schwarz, stellvertretender ENSI-Direktor, keine Hinweise darauf, dass die Dampferzeuger von unzulässigen Abweichungen betroffen wären. Um rasch erste Erkenntnisse zu haben, fordert das ENSI eine vertiefte Überprüfung der Herstellungsunterlagen. Die Ergebnisse müssen dem ENSI bis Ende April 2017 eingereicht werden.

Der Schweizerische Versorger Axpo muss weniger in die Fonds für die Stilllegung seiner Kraftwerke und die Entsorgung von deren nuklearen Abfällen einzahlen. Aufgrund der deutlich späteren Inbetriebnahme der geologischen Tiefenlager und auch wegen der guten Fondsperformance der vergangenen Jahre wird Axpo für die Veranlagungsperiode zwischen 2017 und 2021 für das Kernkraftwerk Beznau laut vorläufigen Berechnungen keine Beiträge zu leisten haben. Bisher hat Axpo für Beznau 91.2 Millionen Franken pro Jahr einbezahlt.

Der Umweltausschuss im EU-Parlament (ENVI) hat letzten Donnerstag über seinen Vorschlag zur Reform des EU-Emissionshandels abgestimmt und das Kompromisspaket deutlich angenommen. Das ENVI-Reformpaket soll dem Europäischen Emissionshandelssystem EU-ETS nach dem Jahr 2020 ein Preissignal verschaffen, das für den Stromsektor und die Industrie Anreize schafft, CO2-Emissionen zu reduzieren. Bis zu 1 Milliarde Zertifikate könnten dem Markt entzogen werden, wenn das EU-Parlament und der Ministerrat dem Bericht des in dem Reformvorhaben federführenden Ausschusses folgen sollten. Im Februar soll das Plenum des Parlaments über die ENVI-Beschlüsse bestimmen.

Das Frontjahr Base handelt heute in Deutschland bei 31.80 €/MWh und in der Schweiz bei rund 38.00 €/MWh. Nach den stark gesunkenen Preisen im Cal-17 gab es letzte Woche eine Gegenbewegung. Für die kommenden zwei Wochen erwarten wir einen wenig liquiden Markt gleichbleibenden Preisen.

Der nächste Marktbericht erscheint am Montag, 09.01.2017.

Die EBM Energie AG wünscht Ihnen frohe Festtage und einen guten Rutsch ins neue Jahr 2017.

Unternehmen, die Massnahmen zur Energieeffizienz ergreifen, können sich die Kosten für den Netzzuschlag ganz oder teilweise zurückzahlen lassen. Anbei einige grundlegende Informationen zur Rückerstattung.

Welchen Unternehmen kann auf Gesuch hin der bezahlte Netzzuschlag vollständig oder teilweise rückerstattet werden Endverbraucher, deren Elektrizitätskosten mindestens 5 Prozent der Bruttowertschöpfung betragen, können innerhalb von sechs Monaten nach Abschluss des Geschäftsjahres ein Gesuch für die Rückerstattung des Netzzuschlags beim Bundesamt für Energie einreichen.

Was ist ausserdem zu beachten?
Damit dem Gesuch entsprochen werden und die Rückerstattung erfolgen kann, müssen zusätzlich die folgenden Bedingungen erfüllt sein: Die Rückerstattungssumme muss mindestens 20'000 Franken betragen. Das Unternehmen verfügt über eine abgeschlossene Zielvereinbarung zur Steigerung der Energieeffizienz mit dem Bundesamt für Energie.

Wie muss ein Unternehmen vorgehen, das den Netzzuschlag zurückfordern möchte?
Eine Zielvereinbarung mit einer vom BFE beauftragten privaten Organisation muss erarbeitet werden. Das sind: die Cleantech Agentur Schweiz (act) oder die Energie-Agentur der Wirtschaft (EnAW).

Was ist der "Netzzuschlag"?
Mit dem Zuschlag auf die Übertragungskosten der Hochspannungsnetze, werden unter anderem die kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) und die Einmalvergütung für die neuen erneuerbaren Energien sowie die wettbewerblichen Ausschreibungen finanziert.

Die französische Nuklearaufsichtsbehörde (ASN) haut laut französischen Presseberichten das Wiederanfahren von acht Kernreaktorblöcken in Aussicht gestellt, die wegen Problemen mit den Dampfgeneratoren derzeit vom Netz sind. Die Anomalien bei der Herstellung der Dampfgeneratoren waren bei insgesamt 18 französischen Kraftwerksblöcken aufgetreten. Sechs Generatoren aus französischer Produktion wurden mittlerweile sicherheitstechnisch als unbedenklich eingestuft, die entsprechenden Reaktoren wurden bereits wieder hochgefahren. Das restliche problematische Material stammt von der japanischen Spezialschmiede JCFC. Für acht dieser Generatoren hat nun ASN grünes Licht gegeben. Für weitere in den Reaktoren Civaux 1, Gravelines 4, Fessenheim 1 und Tricastin 2 verbaute Teile sollen die Überprüfungen bis Mitte Januar stattfinden.

Die Energiekonzerne E.ON, RWE und Vattenfall sind mit ihren Klagen gegen den Atomausstieg teilweise erfolgreich. Das Bundesverfassungsgericht urteilte letzte Woche, dass der Gesetzgeber bis Mitte 2018 Nachbesserungen beim Atomausstiegsgesetz vornehmen muss und den Unternehmen eine Entschädigung zusteht. Mit der Entscheidung fliesst den Konzernen noch kein Geld zu. Sie schafft aber die Grundlage dafür, dass der Bundestag Entschädigungsregelungen beschliessen muss und die Unternehmen gegebenenfalls ihre Ansprüche in weiteren Verfahren durchsetzen können. Rechtsexperten erwarten, dass der Staat die durch den beschleunigten Atomausstieg verloren gegangenen Reststrommengen mit einem hohen dreistelligen Millionenbetrag, vielleicht sogar einem Milliardenbetrag kompensieren muss. Der beschleunigte Ausstieg aus der Kernkraft verkürzte die Restlaufzeit der Atommeiler und damit die zu produzierende Menge Strom.

Die chinesische Regierung wird alle Anträge auf Eröffnung neuer Kohleminen bis 2018 ablehnen. Zudem werden bis Ende 2017 Anträge auf Errichtung neuer Kohlkraftwerke und für Kohlechemie-Projekte nicht genehmigt. Das Land will die Förderung durch die Reduzierung von Produktionskapazitäten und durch ein verschärftes Vorgehen gegen illegalen Kohlebergbau um 1 Milliarde Tonnen vermindern.

Nach dem drastischen Einbruch ist nun eine Stabilisierung zu erwarten. So notieren heute die Kalenderjahre Base 2017 in Deutschland und der Schweiz bei 30.00 €/MWh respektive 37.25 €/MWh. Bis zum Jahresende dürften sich die Strompreise weiter konsolidieren und wir erwarten eine Handelsbandbreite zwischen 35.50 €/MWh und 37.50 €/MWh.

Der Bundesrat senkt im nächsten Jahr die Vergütungssätze für die kostendeckende Einspeisevergütung (KEV) für Photovoltaik-Anlagen und Kleinwasserkraftwerke. Der Photovoltaik-Vergütungssatz wird in zwei Schritten per 1. April und per 1. Oktober 2017 um bis zu 28 Prozent gesenkt und liegt ab dann für angebaute und freistehende Anlagen einheitlich bei 13.7 Rappen pro Kilowattstunde und für integrierte Anlagen bei 15.8 Rappen pro Kilowattstunde. Die Ansätze der Einmalvergütung (EIV) für kleine Photovoltaikanlagen werden per 1. April 2017 und per 1. April 2018 gesenkt. Für Kleinwasserkraftwerke gelten ab 1. Januar 2017 um bis zu 18% tiefere Grundvergütungen und ein bis zu 50% tieferer Wasserbau-Bonus. Diese und weitere Änderungen hat der Bundesrat am 2. Dezember 2016 in einer Revision der Energieverordnung festgelegt, die per 1. Januar 2017 in Kraft tritt.

Erstmals seit acht Jahren wollen die Mitglieder der Organisation erdölexportierender Länder (Opec) weniger Öl fördern. Die tägliche Fördermenge werde um 1.2 Millionen auf 32.5 Millionen Barrel gesenkt, sagte der Opec-Präsident. Russland als bedeutendes Ölland ausserhalb der Opec will seine Förderung demnach ebenfalls senken, und zwar um 300‘000 Barrel pro Tag. Die Opec hatte angesichts der anhaltend niedrigen Ölpreise bereits im September grundsätzlich vereinbart, ihre tägliche Fördermenge zu drosseln. Das genaue Vorgehen wurde jedoch erst jetzt geklärt. Den Angaben zufolge kürzt das wichtigste Opec-Land Saudi-Arabien die Ölförderung um 486‘000 Barrel pro Tag. Libyen und Nigeria seien vom Produktionsdeal ausgenommen. Dem Iran werde erlaubt, die Fördermenge auf 3.975 Millionen Barrel pro Tag auszuweiten. Seit Bekanntgabe hat sich ein Barrel Öl der Nordseesorte Brent um 8 Dollar auf heute rund 54.80 $/Barrel erhöht.

Französische Wettbewerbshüter haben die Zentrale des Energieversorgers EDF durchsuchen lassen. Wie die Nachrichtenagentur Reuters mitteilte, gehen die Ermittler dem Verdacht nach, dass der staatlich dominierte Konzern seine marktbeherrschende Position missbraucht hat. Es seien Dokumente beschlagnahmt worden. Das Unternehmen kooperiere mit den Ermittlern. Die Wettbewerbsbehörde teilte mit, sie habe mehrere Firmen durchsucht. Sie stünden im Verdacht, wettbewerbswidrige Praktiken im Energiesektor angewendet zu haben. Der französische Energiemarkt ist bereits vor Jahren geöffnet worden. Dennoch hat EDF sich weiterhin eine dominante Stellung am Markt erhalten.

Das erste Quartal 2017 hat stark an Boden verloren. Innerhalb von zwei Tagen verbilligte sich der Kontrakt um fast 15 Euro auf heute 51.00 €/MWh. So gab auch das Kalenderjahr 2017 Base um 5 Euro auf 35.70 €/MWh nach. Die heisse Luft, vor allem im Q1, entweicht und die Überbewertung nimmt ab. Gründe dafür sind vor allem, dass sich die Lage in Frankreich zu entspannen scheint. Auch wird ein milderer Winter über dem saisonalen Durchschnitt erwartet. Für diese Woche erwarten wir Preise zwischen 34.50 €/MWh und 36.50 €/MWh.

Die Laufzeit der Schweizer Atomkraftwerke wird nicht befristet. Volk und Stände haben die Atomausstiegsinitiative der Grünen abgelehnt und zwar mit 54.2 Prozent deutlicher als erwartet. Insgesamt lehnten rund 1‘301‘500 Personen die Initiative ab, 1‘098‘500 Personen legten ein Ja in die Urne. Die Vorlage spaltete die Schweiz teilweise entlang des Röstigrabens. Vier Westschweizer Kantone stimmten Ja, die Kantone Freiburg und Wallis lehnten die Initiative relativ knapp ab. In den meisten Deutschschweizer Kantonen war diese dagegen chancenlos, nur die Kantone Base-Stadt und Basel-Landschaft sagten Ja. Mit dem Nein zur Atomausstiegsinitiative bleibt offen, wann das letzte Schweizer AKW vom Netz geht. Die Atomkraftwerke bleiben nun solange am Netz, wie die Aufsichtsbehörde sie als sicher einstuft, sofern die Betreiber sie nicht aus wirtschaftlichen Gründen abschalten. Den Ausgang der Abstimmung dürfte vor allem auch die Diskussion über die Kosten beeinflusst haben. Die AKW-Betreiber wollten Ansprüche geltend machen für nicht amortisierte Investitionen, die sie auf Basis des geltenden Rechts mit unbefristeter Betriebsbewilligung getätigt haben. Die Angst vor Strommangel und Blackouts mag ebenfalls eine Rolle gespielt haben. Zwar hätte der Atomstrom durch Importe ersetzt werden können, laut den Gegnern hätte das aber zur Überlastung der Netzinfrastruktur führen können. Zudem warnten die Gegner, sowie auch Energieministerin Doris Leuthard, vor „Dreckstrom“ aus Atom- und Kohlekraftwerken, den die Schweiz bei einem Ja zur Initiative importieren müsste.

Kanada hat den Ausstieg aus der Kohleverstromung bis zum Jahr 2030 angekündigt. Damit will das Land seine im Rahmen des Pariser Klimaabkommens zugesagte Reduzierung des Treibhausgases CO2 beschleunigen. In Kanada gibt es noch Kohlekraftwerke in vier Provinzen. Sie sind verantwortlich für rund 10 Prozent der gesamten CO2-Emissionen des Landes.

Der Iran rechnet damit, dass sich die Mitglieder des Ölkartells Opec bald auf eine Begrenzung ihrer Fördermengen einigen. Das Ziel der Opec sei ein Korbpreis zwischen 55 und 60 US-Dollar je Barrel. Zuletzt betrug der Korbpreis, der auf Basis der 14 wichtigsten Sorten des Kartells berechnet wird, 42.83 US-Dollar je Barrel. Man sei zuversichtlich und glaube an eine Verbesserung und Stabilisierung des Marktes beim nächsten Opec-Treffen am 30. November in Wien. In den USA hingegen stehen die Zeichen auf eine höhere Ölproduktion. In der vergangenen Woche wurden 19 neue Ölbohrungen in Betrieb genommen. Das ist der stärkste Wochenanstieg seit Juli 2015 und der 19. Anstieg in den letzten 21 Wochen.

Meteorologen gehen davon aus, dass die Temperaturen im Laufe der kommenden Tage stetig sinken werden und sich nur noch wenig oberhalb von Null Grad Celsius bewegen werden. Einige Wetterdienste erwarten eine Kältewelle ab Mitte Dezember, die bis in den Februar hinein anhalten könnte. Die Frontjahre Base notieren derzeit in Deutschland leicht höher bei 31.00 €/MWh und in der Schweiz unverändert bei 42.70 €/MWh. Möglicherweise ist die Korrektur am Strommarkt zunächst einmal beendet und wir sehen für diese Woche Preise zwischen 42.25 €/MWh und 43.50 €/MWh.

Diesen Sonntag ist es soweit und Schweizer Volk sowie Stände stimmen über die Atomausstiegsinitative der Grünen ab. Dabei scheint sich ein enges Rennen abzuzeichnen. Die neusten Umfrageergebnisse des Instituts gfs ergaben 48 Prozent Ja- und 46 Prozent Nein-Stimmen. Eine weitere Befragung der Mediengruppe Tamedia kam auf 57 Prozent Ja- und 42 Prozent Nein-Stimmen. Das Schicksal der Atomausstiegsinitiative könnte sich in den Kantonen Graubünden, Glarus, Uri, Bern, Freiburg und Waadt entscheiden, wie die „Schweiz am Sonntag“ berichtet. Die Kantone zählen gemäss einem neuen Prognosemodell von Politikforscher Claude Longchamp im Fall eines knappen Volksmehrs zu den „Swing States“: Sollte das Nein-Lager auf zwölf Kantone kommen, wird sie abgelehnt, auch wenn eine Mehrheit der Stimmbevölkerung Ja stimmt. In zehn Kantonen gilt ein Nein als wahrscheinlich.

Deutschland, Frankreich, Spanien und Portugal wünschen sich einen umfangreicheren Handel mit erneuerbaren Energien mit Marokko. Die fünf Staaten unterzeichneten letzten Donnerstag am Rande der UN-Klimaschutzkonferenz in Marrakesch einen Fahrplan (Road Map) zum Ausbau der gegenseitigen Beziehungen. In dem Fahrplan wird unterstrichen, dass die EU den Anteil Erneuerbarer an ihrem Energieverbrauch bis 2030 auf 27 Prozent erhöhen will. Marokko könnte für die EU-Staaten zu einem wichtigen Lieferanten von Sonnen- und Windenergie werden. An das EU-Netz sei Marokko bereits über Leitungen nach Spanien angebunden, eine Leitung nach Portugal soll diese Verbindung stärken. Bei Ouarzazate im Landesinneren entsteht derzeit ein riesiger Solarpark der eine Kapazität von 500 Megawatt haben soll.

Das Wachstum der weltweiten Ölnachfrage wird nach Einschätzung des Chefs der Internationalen Energieagentur (IEA), Faith Birol, nicht vor dem Jahr 2040 beendet sein – trotz der beim Weltklimagipfel in Paris im vergangenen Jahr gemachten Zusagen, den Ausstoss von Treibhausemissionen zu stoppen. „Heute stammen 81 Prozent der globalen Energie aus fossilen Energieträgern. Bis 2040 wird dieser Anteil, wenn alle Zusagen erfüllt werden, auf 74 Prozent zurückgehen“, sagte Birol bei der Vorstellung des Jahresberichts. In Ländern der Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (OECD) werde die Ölnachfrage zwar sinken. Dieser Rückgang werde jedoch durch wachsenden Bedarf in anderen Staaten mehr als ausgeglichen. Indien werde das Land mit der stärksten Zunahme sein und China werde die USA in den 2030er Jahren als grösster Ölverbraucher überholen, so die Prognose der Energieagentur.

Binnen einer Woche hat das Cal-17 in Deutschland etwa 4 Euro nachgegeben und handelt heute bei rund 30.05 €/MWh. Auch die Schweiz hat mitgezogen und handelt heute bei rund 42.65 €/MWh. Der Abwärtsdruck wurde durch den Crash der Kohlepreise dominiert. Handelte das Frontjahr am 11. November noch 76.10 $/Tonne, sind wir heute bei rund 63.50 $/Tonne. Bei 62 Dollar könnte eine Auffanglinie sein. Doch ob diese hält, erscheint angesichts des Abwärtstempos eher fraglich. Für diese Woche erwarten wir Preise zwischen 41.50 €/MWh und 42.50 €/MWh.

Die Schweiz will die im geltenden Stromversorgungsgesetz (StromVG) festgelegten Vorränge für Stromlieferungen über die Grenze neu regeln. Wie es in einer Mitteilung der Schweizer Regierung heisst, stellen diese mittlerweile eine Gefahr für die Versorgungssicherheit der Schweiz dar, weil sie die Kapazitäten des Stromübertragungsnetzes über die Grenze hinweg deutlich überschreiten. Vorrang haben sollen nur noch Lieferungen aus vor dem 31. Oktober 2002 abgeschlossenen Langfristverträgen sowie aus Grenzwasserkraftwerken. Der Vorrang für Stromlieferungen an Endverbraucher in der Grundversorgung und für Lieferungen aus erneuerbaren Energien soll aufgehoben werden. Die Regierung beantragt die Annahme dieser Vorlage zur Änderung des StromVG.

Die zeitweise Abschaltung mehrerer Atomreaktoren schürt in Frankreich Sorgen vor möglichen Strom-Engpässen im kommenden Winter. Laut dem Netzbetreiber RTE werde die Versorgungssicherheit schwieriger zu garantieren sein, als in den vergangenen Jahren. Grund der Besorgnis ist, dass im Winter zahlreiche Atomreaktoren keinen Strom produzieren werden. Nach den aktuellen Prognosen werden im Dezember 13 der 58 französischen Reaktoren stillstehen. Deshalb werden im Dezember 11‘300 MW an Erzeugungskapazität weniger zur Verfügung stehen als im vergangenen Winter. Im Januar schliesst sich die Schere wieder ein Stück. Anfang Jahr sollen noch insgesamt neun Reaktoren nicht am Netz sein. Wegen der in Frankreich verbreiteten Elektroheizungen ist die französische Stromnachfrage sehr temperatursensibel. Sinkt die Durchschnittstemperatur um ein Grad, entspricht dies einem Nachfrageplus von bis zu 2‘400 MW. Im milden Winter 2015/16 betrug die Verbrauchsspitze 88.6 GW, im strengen Winter 2011/12 lag sie bei 102.1 GW.

Ende 2025 sollen die Lichter für britische Kohlekraftwerke ausgehen. Schon im Jahr 2023 sollen die Anlagen nur noch ein Stundenkontingent für die Stromproduktion aus Kohle erhalten. Ziel der britischen Regierung ist es, weniger emissionsintensive Arten der Stromproduktion wie Gas einzusetzen, ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden. Eine Kombination von neuen Gaskraftwerken und Interkonnektoren mit anderen Staaten sowie erneuerbare Energiequellen soll die Lücke schliessen, die der Kohleausstieg hinterlassen wird.

In Frankreich stellt sich die Lage am kurzen Ende der Stromkurve aktuell weit weniger dramatisch dar als befürchtet. Trotz kalter Temperaturen und schlimmster Befürchtungen sind die Spotpreise im Nachbarland nicht ins Unermessliche gestiegen. Die Kalenderjahre 2017 Base handeln heute in Deutschland und der Schweiz tiefer bei 33.10 €/MWh sowie 44.75 €/MWh. Ausschlaggebend dafür sind die Preisrückgänge am Kohlemarkt. So verlor das Frontjahr 2017 knapp 7 US-Dollar und notiert derzeit bei 72.50 US-Dollar je Tonne. Für die laufende Woche erwarten wir eine Seitwärtsbewegung zwischen 44.00 €/MWh und 45.50 €/MWh.

Die Umsetzung des Mittelfristpakets zur Vermeidung von Engpässen im Schweizer Stromnetz im Winter ist weit vorangekommen. Das hat die Arbeitsgruppe Winter 2016/2017 des nationalen Übertragungsnetzbetreibers Swissgrid klargestellt. So wurden Teilmengen der Systemdienstleistungen (SDL) für den kommenden Winter vorzeitig beschafft, die Abrechnungsdaten der Bilanzgruppen würden schneller validiert und das neue Zuteilungsverfahren bei nicht ausreichender Angebotsmenge in der SDL-Regelleistungsbeschaffung werde zum 1. Februar 2017 umgesetzt. Eine Änderung der Betriebsvorschriften sei absehbar, damit freie Potenziale von Transformatoren ausgenutzt werden können. Der Backup-Transformator Beznau ist voraussichtlich im März 2017 betriebsbereit. Bei einem Vergleich der aktuellen Lage mit der zum Winter 2015/2016 sieht die Swissgrid-Arbeitsgruppe entlastende Faktoren, aber auch Risiken. Zu den Entlastungen zählt, dass der Transformator Laufenburg verfügbar und das Kernkraftwerk Beznau 2 am Netz ist. Zudem ist der Stromtransit vom Norddach nach Italien derzeit gering. Zu den Risiken zählt Swissgrid unter anderem den Ausfall des Atomkraftwerks Leibstadt, weitere Nichtverfügbarkeiten und eine mögliche Kältewelle, nachdem der vorherige Winter vergleichsweise mild ausfiel.

Folgen die Schweizer der Atomausstiegsinitiative, stünde das Übertragungsnetz vor erheblichen Herausforderungen, weil die Infrastruktur nicht so schnell umgebaut werden kann. Darauf weist die Swissgrid hin. Demnach wäre ein Atomausstieg in der Schweiz grundsätzlich möglich. Der Netzumbau brauche aber Zeit und müsse sorgfältig geplant werden. Nach Darstellung des Unternehmes können die Auswirkungen einer Abschaltung der Kernkraftwerke Beznau 1 und 2 durch Installation eines Transformators in Beznau reduziert werden. Die Folgen einer Ausserbetriebnahme des Kernkraftwerks Mühleberg könnten durch die Spannungserhöhung der Leitung Bassecourt – Mühleberg von 220 kV auf 380 kV und einen 380/220 kV-Kuppeltransformator in Mühleberg kompensiert werden. „Damit die Netzinfrastruktur rechtzeitig bereit steht, müssten die Verfahren rund um den Netzausbau gegenüber heute wesentlich beschleunigt werden“, fordert Swissgrid. Die Schweizer stimmen am 27. November über die Atomausstiegsinitiative ab.

Falls die Opec-Mitgliedsländer bei ihrem Treffen am 30. November kein Abkommen zur Förderbegrenzung zustande bringen, könnten die Rohölpreise gemäss Reuters unter 40 US-Dollar je Barrel fallen. Damit dieser bearishe Ausgang vermieden werden kann, wird die Opec wahrscheinlich einen Kompromiss suchen über die Ausnahmen für Iran, Libyen und Nigeria hinaus. Der Iran hat die Ölausfuhren kräftig gesteigert und nach Regierungsangaben Ende Oktober 2.44 Millionen Barrel pro Tag exportiert. Während der westlichen Strafmassnahmen hatte der Iran nur ungefähr 1 Million Barrel Öl am Tag exportiert. Nach dem Wegfall der meisten Sanktionen will das Land die tägliche Produktionsmenge wieder auf das frühere Niveau von etwa 4 Millionen Barrel steigern.

Das Frontjahr Base handelt heute in Deutschland bei 35.30 €/MWh und in der Schweiz bei 46.50 €/MWh. Die Preise auf dem Grosshandelsmarkt für kurzfristige Kontrakte sind weiterhin sehr volatil und stark von Frankreich beeinflusst. Die Kalenderjahre 2018 und 2019 reagieren vor allem auf die Entwicklung auf den Kohlemärkten. Für diese Woche erwarten wir Preise zwischen 45.50 €/MWh und 47.50 €/MWh.

Die Regierung des Kantons Graubünden hat das Gesuch für das 1050 MW‐Pumpspeicherwerk‐Projekt Lagobianco bewilligt. Zwar stuft der Energiekonzern Repower den Bau der eigentlichen Pumpspeicherstufe auf Grund der schwierigen Marktlage weiter als nicht machbar ein, doch könnten nun wichtige Teilprojekte angegangen werden. So bildet die Projektgenehmigung auch die Grundlage zum Weiterbetrieb und zur Weiterentwicklung der bestehenden Anlagen im Tal. Repower will insbesondere das Kraftwerk Robbia erneuern, eine der wichtigsten Anlagen im Kraftwerksportfolio des Unternehmens. Das Management geht aber davon aus, dass das Pumpspeicher‐Kraftwerk Lagobianco für die Erreichung der Ziele der Energiestrategie 2050 der Schweiz noch eine wichtige Rolle spielen kann.

Die französische Atomaufsicht (ASN) rechnet damit, dass weitere Unregelmässigkeiten bei Atomkraftwerken in Frankreich entdeckt werden. Die Behörde brauche noch ein oder zwei Jahre, um tausende weiterer Seiten im Rahmen der Untersuchung von Unregelmässigkeiten in den Berichten der Areva‐Giesserei Creusot zu prüfen. Gemäss ASN‐Chef Pierre‐Franck Chevet werde die ASN wahrscheinlich noch mehr Anomalien und Fehler finden. Am französischen Strommarkt führten die Äusserungen am letzten Mittwoch zu einer weiteren Verteuerung von Terminkontrakten. Areva stellt Bauteile für Atomkraftwerke her. Das Unternehmen hatte im Mai eingeräumt, dass Unterlagen zur Herstellung und Qualitätskontrolle verfälscht sein könnten. Daher stehen in Frankreich diverse Atommeiler still.

Das rasante Wachstum erneuerbarer Energien übertrifft die Erwartungen von Experten. Wie die Internationale Energieagentur (IEA) berichtete, wurden allein in China im Jahr 2015 jede Stunde zwei Windturbinen erstellt. Weltweit seien jeden Tag eine halbe Million Sonnenkollektoren aufgestellt worden. Die Agentur rechnet deshalb jetzt bis 2021 mit 13 Prozent mehr Wachstum bei den erneuerbaren Energien als noch vor einem Jahr. Der Anteil an der Stromversorgung steige bis dahin von 23 auf 28 Prozent.

Die Frontjahre Base handeln in Deutschland und der Schweiz derzeit bei 33.50 €/MWh sowie 43.75 €/MWh. Weiterhin fest präsentieren sich auch die Frontmonate. Neben den Problemen in Frankreich wurden die Kontrakte auch von einer neuen Wetterprognose gestützt. Demnach soll es im November kälter werden als bislang angenommen mit Temperaturen in den ersten Wochen, die unter dem üblichen Niveau liegen. Die Kalenderjahre dürften weiterhin volatil bleiben und wir erwarten eine Handelsbandbreite zwischen 43.00 €/MWh und 45.00 €/MWh.

Am Sonntag, 27. November 2016, stimmen die Schweizer Stimmberechtigen über die Atomausstiegsinitiative ab. Dazu hat die Mediengruppe Tamedia eine nationale Abstimmungsumfrage unternommen, an der rund 20‘000 Personen aus der ganzen Schweiz zwischen dem 17. Und dem 18. Oktober teilgenommen haben. Die Analyse daraus zeigt: Wäre in diesen Tagen abgestimmt worden, wäre die Initiative mit 55 Prozent Ja‐Stimmen angenommen worden. 43 Prozent hätten sicher oder eher ein Nein eingelegt. Zwei Prozent der Befragten machten keine Angaben. Trotz der derzeitigen Mehrheit der Befürworter habe die Initiative einen eher schweren Stand, so Beobachter. Denn in der Regel sinke die Zustimmung zu Volksinitiativen bis zum Abstimmungstermin. Zudem sei die Kampagne der Gegner der Initiative erst vor wenigen Tagen angelaufen.

Diverse Analysten sehen den Kohlemarkt weiter von hektischen Preisbewegungen bei insgesamt steigender Grundtendenz geprägt. Physische Knappheit gepaart mit Spekulation hätten vor allem die Frontmonatskontrakte weltweit hochschnellen lassen, was wiederum auf die Kalenderkontrakte abfärbte. China hat seine Förderung im September um über 11 Prozent zum Vorjahr zurückgefahren. Jedoch könnte der Trend bald umkehren, da die chinesische Regierung die Erlaubnis gegeben hat, die Kohleminen 330 Tage anstatt wie bislang 276 Tage im Jahr laufen zu lassen.

Die französische Regierung steht davor, den Plan zur Einführung einer CO2‐Steuer fallen zu lassen. Das berichtet die Zeitung Les Echos nach Angaben der Nachrichtenagentur Reuters. Unter Berufung auf verschiedene Quellen heisst es, die sozialistische Regierung werde keine CO2‐Steuer in den derzeit diskutierten Entwurf für das Budget‐Update 2016 einbauen. Das Vorhaben gelte als zu kompliziert, zudem gebe es rechtliche Schwierigkeiten. Die Umweltministerin Ségolène Royal, hatte im Frühjahr einseitig einen CO2‐Mindestpreis angekündigt. In der Diskussion war häufig ein Preis von 30 Euro je Tonne genannt worden.

Das Kalenderjahr 2017 handelt heute in Deutschland bei 32.70 €/MWh und in der Schweiz bei rund 43.00 €/MWh. Der Markt bleibt turbulent, weil absolute Ungewissheit über die Verfügbarkeit der Kernkraftwerke herrscht. Es ist kaum möglich die Meldungen, falls überhaupt welche kommen, des französischen Kraftwerksbetreibers EDF einzuschätzen. Zudem hat die Kohle weiterhin einen grossen Einfluss auf den Energiemarkt. Für diese Woche erwarten wir eine hohe Volatilität mit Preisen zwischen 41.50 €/MWh und 43.50 €/MWh.

In der Schweiz werden keine neuen Kernkraftwerke gebaut. Die Versorger Axpo, Alpiq und BKW haben ihre 2008 eingereichten und seit 2011 nicht weiter behandelten Rahmenbewilligungsgesuche für Ersatzkernkraftwerke zurückgezogen. Die Ersatzkernkraftwerke hätten den schweizerischen Atomkraftwerkspark nach dem Ende der Laufzeit der derzeitigen Anlagen ersetzen sollen. Seit der Einreichung der Rahmenbewilligungsgesuche für Ersatzkraftwerke hat sich die Energiewelt fundamental verändert. Am 27. November 2016 entscheiden in der Schweiz Volk und Stände über die Atomausstiegsinitiative. Diese will den Bau neuer Kernkraftwerke verbieten und die Laufzeit der bestehenden auf 45 Jahre begrenzen.

Russland ist nach den Worten von Präsident Wladimir Putin bereit, seine Ölförderung zu drosseln. In der derzeitigen Lage sei ein Einfrieren oder eine Senkung der Produktion „der einzige Weg“, die Stabilität des Energiemarktes zu wahren. Russland sei daher bereit, sich gemeinsamen Initiativen zur Drosselung de Produktion anzuschliessen. Er hoffe, dass dies beim Opec‐Treffen im November in Wien offiziell vereinbart werde.

Iran will seinen Anteil am globalen und insbesondere europäischen Erdgasmarkt deutlich ausweiten. Nach Angaben des iranischen Vize‐Ölministers Araghi soll in den nächsten vier Jahren die Erdgasproduktion von derzeit 600 Millionen auf 1 Milliarde Kubikmeter pro Tag steigen. Dann wäre das Land auch in der Lage, Europa mit 30 Milliarden Kubikmeter Erdgas im Jahr zu versorgen. Der Vizeminister betonte, man wolle jedoch weder Konkurrent noch Alternative zu Russland werden. Das langfristige Ziel Teherans sei, den derzeitigen Anteil im globalen Erdgasmarkt von ein auf zehn Prozent zu erhöhen.

Die Sicherheitsprüfungen bei Atomkraftwerken in Frankreich sorgen nach wie vor für grosse Verunsicherung. Niemand weiss, wie lange diese Prüfungen dauern und welche Risiken dahinter sind. Hinzu kommt die wegen der Trockenheit andauernde geringe Ausbeute der Laufwasserkraftwerke. Ebenfalls massgeblicher Treiber der Strompreise waren erneut die Kohlepreise, das Frontjahr kehrte in die Nähe seines Jahreshochs von 67.50 USD je Tonne zurück. Für die laufende Handelswoche erwarten wir für das Kalenderjahr 2017 Base in der Schweiz eine Bandbreite zwischen 41.00 €/MWh und 42.50 €/MWh.

Die Wiederinbetriebnahme des Schweizer Atomkraftwerks Leibstadt verschiebt sich voraussichtlich auf Februar 2017. Die Inspektion der Brennelement‐Befunde und die Neubeladung des Reaktorkerns nähmen mehr Zeit in Anspruch als geplant, teilte die Kernkraftwerk Leibstadt AG am Donnerstag mit. Der Meiler verfügt über 1‘275 Megawatt Bruttoleistung. Das Atomkraftwerk war am 2. August heruntergefahren worden. Die Jahreshauptrevision sollte ursprünglich knapp vier Wochen dauern. Dann hiess es, der Reaktor werde gegen Ende Oktober wieder ans Netz gehen.

Der Energiekonzern BKW hat sich mit den Westschweizer Kantonen über den Erwerb eines Swissgrid‐Aktienpakets verständigt. Demnach übernimmt die BKW Netzbeteiligung AG 30.3 Prozent der Swissgrid‐Anteile und überträgt ungefähr 4.4 Prozent an Sireso, eine Investmentgesellschaft, an der die Kantone beteiligt sind. Die transferierten Aktien gehören bisher dem Energiekonzern Alpiq. Ihr Wert wird mit rund 300 Millionen Schweizer Franken angegeben. Der BKW‐Konzern misst dem Swissgrid‐Engagement strategische Bedeutung bei. Denn die Beteiligung generiert stabile Erträge, was „im aktuellen Kontext sehr wertvoll ist“, wie Suzanne Thoma, CEO von BKW, sagte.

Die Strommärkte sind derzeit extrem volatil. Die Verfügbarkeit der französischen Kraftwerke ist nach wie vor gering. Meldungen wie die Verschiebung der Wiederinbetriebnahme des Kernkraftwerks Leibstadt oder die kommende Initiative zur Laufzeitbeschränkung Schweizerischer Atomkraftwerke haben derzeit einen grossen Einfluss auf die Energiemärkte. In Europa und besonders Frankreich ist das Sicherheitspolster an Kapazitäten für den Winter so gering eingeschätzt, dass auch relativ kleine Nachrichten eine grosse preisliche Wirkung erzielen können. Über anziehende Dark‐ und Spark‐Spreads treibe der Strommarkt auch die Preise für Kohle und Gas sowie die Notierungen für die Emissionen. Im Falle von erneut schlechten Nachrichten von europäischen Kernkraftwerken, ist mit weiteren Preiserhöhungen für die Kohle zu rechnen.

Das Frontjahr handelt heute in Deutschland bei 30.15 €/MWh und in der Schweiz bei rund 40.50 €/MWh. Die Meldungen über die kommende Initiative für die Laufzeitbeschränkung der Schweizer Atomkraftwerke und die Verschiebung der Wiederinbetriebnahme des Kernkraftwerks Leibstadt, trieben die Preise am Donnerstag und Freitag letzter Woche in die Höhe. Vor allem die letzten Monate im Kalenderjahr 2016 und das erste Quartal 2017 verteuerten sich teils massiv. So erhöhte sich die Nordgrenze im November auf rund 30.00 €/MWh und im Cal‐17 auf über
10.00 €/MWh. Heute hat sich der Schweizer Markt wieder etwas abgekühlt und die Panikkäufe scheinen vorbei. Die Situation bleibt jedoch angespannt. Etwaige schlechte Nachrichten könnten den Preis wieder in die höhe schnellen lassen. Für diese Woche erwarten wir Preise zwischen 39.50 €/MWh und 41.50 €/MWh.

Als Überreaktion des französischen Strommarkts haben Analysten die Preissteigerungen für das 4. Quartal 2016 und für das 1. Quartal 2017 bezeichnet, nachdem EDF seine Prognose für die Nuklearstromproduktion in diesem Jahr auf 380 bis 390 Terawattstunden gesenkt hat. Hintergrund sind zusätzliche zeitaufwändige Sicherheitskontrollen bei den Dampfgeneratoren wegen möglicher Fehler bei der Herstellung. Falls sich bei den Überprüfungen der Reaktoren keine weiteren Auffälligkeiten ergeben und die Preise für die Emissionen und für Kohle auf dem derzeitigen Niveau verbleiben, seien die Preise aus fundamentaler Sich um rund 7 Euro zu teuer gewesen. Allerdings sei das Verhalten des Marktes verständlich gewesen. Die Minderkapazitäten, über die EDF berichtet habe, seien massiver ausgefallen als der Markt erwartet habe. Ein weiterer Grund für die Nervosität des Markts war der sich nähernde Winter mit seinen Verbrauchsspitzen. Im Winter ist die Produktion der französischen Nuklearkraftwerke normalerweise immer hoch. Ab Jahresbeginn wird saisonal‐bedingt in Frankreich auch die Wasserkraft knapper. All dies ist in die heftige Reaktion des Markts eingeflossen.

Die Organisation erdölexportierender Länder (Opec) hatte bei ihrem Treffen in Algier am letzten Mittwoch nach sechsstündigen Verhandlungen beschlossen, ihre tägliche Fördermenge auf 32.5 bis 33 Millionen Barrel zu drosseln. Die Senkung um rund 750‘000 Barrel ist die stärkste seit der Finanzkrise 2008. Die genaue Reduktion der einzelnen Mitgliedsländer soll beim Opec‐Gipfel am 30. November festgelegt werden. Wie der algerische Energieminister sagte, fiel die Entscheidung der Opec einstimmig. Sie wurde möglich, weil Saudi‐Arabien zustimmte, dass Iran die Fördermenge nicht drosseln muss. Der Iran will nach dem Wegfall westlicher Sanktionen seine Ölförderung weiter ausbauen und hatte im April eine Opec‐Einigung verhindert. Theoretisch könnte die Übereinkunft Benzin und Heizöl teuer machen, mehrere Analysten bezweifeln aber eine nachhaltige Wirkung der Abmachung. So produziert derzeit etwa Russland, das der Opec nicht angehört, auf Rekordniveau Öl. Zudem ist unklar, wie andere Nicht‐Opec‐Länder wie die USA oder Kanada, reagieren. Trotz der Drosselung der Ölfördermenge bleibt der Markt nach wie vor überversorgt.

Die gesamte Stromkurve wurde erneut von Meldungen aus Frankreich gestützt. In der Folge kletterten die Frontjahre 2017 Base in Deutschland und der Schweiz auf 29.50 €/MWh respektive 37.25 €/MWh. Stützende Faktoren sind weiterhin die Nachwirkungen der geringeren Nuklearstromprognose des französischen Versorgers EDF. Hinzu kommt angesichts der schwachen Windprognose für den Oktober die Angst, dass im ersten Quartal 2017 auch in Deutschland Kapazitäten fehlen könnten, wenn Kernkraftwerke in Revision gingen. Um die Brennelemente‐Steuer zu sparen, sind KKW‐Revisionen auf den Zeitraum von Januar bis März 2017 verschoben worden. Für die laufende Woche erwarten wir eine Handelsbandbreite zwischen 36.00 €/MWh und
38.00 €/MWh.

Vergangene Woche hat der Ständerat die letzten Differenzen der Energiestrategie 2050 bereinigt. Wichtigstes Element der Energiestrategie ist neben dem Ausbau der Erneuerbaren, dass der Bau neuer Atomkraftwerke verboten wird. Das erste Massnahmenpaket sieht vor, dass die Stromproduktion aus neuen erneuerbaren Energien von heute rund 3 Terawattstunden bis 2035 auf mindestens 11.4 Terawattstunden steigt. Das wäre etwa halb so viel wie heute die Schweizer Atomkraftwerke produzieren. Den Strom müssen die Betreiber der Anlagen künftig selber am Markt absetzen. Zum Erlös aus dem Stromverkauf erhalten sie jedoch eine technologiespezifische Einspeiseprämie, mit welcher der ökologische Mehrwert abgeglichen wird. Am meisten zu reden gab der Betrieb der alten Atomkraftwerke. Hier bleibt jedoch alles beim Alten. Die bestehenden AKW dürfen so lange am Netz bleiben wie die Aufsichtsbehörde ENSI sie als sicher einstuft. Auch wenn die Ausbau‐ und Effizienzziele der Strategie im Verlaufe der Beratungen abgeschwächt wurden, wäre die definitive Verabschiedung durch das Parlament am 30. September ein bedeutender Schritt.

Trotz der Nuklearkatastrophe von Fukushima schreitet der weltweite Ausbau der Atomenergie voran. Die Internationale Atomenergiebehörde (IAEA) rechnet in einer Studie mit einer Zunahme der Kapazitäten bis 2030 um mindestens 1.9 Prozent. Demnach steige die Leistungsfähigkeit der Kraftwerke nach einer Schätzung weltweit auf mehr als 390 Gigawatt im Jahr 2030. Für Europa rechnet die IAEA mit einem leichten Rückgang. Mit an der Spitze der Bewegung des Atomenergieausbaus stehen China und Südkorea. Auch in Nahost und Südasien sind Steigerungen zu erwarten. In der Region ist Indien das Zugpferd.

Der weltweit drittgrösste Treibhausgasemittent Indien will das Pariser UN‐Klimaabkommen Anfang kommenden Monats unterzeichnen. Dies kündigte am Sonntag Regierungschef Narenda Modi an. Mit der Unterschrift Indiens käme das Klimaabkommen seinem Inkrafttreten einen weiteren grossen Schritt näher. Die USA und China als grösste Treibhausgasemittenten hatten es beide am 4. September ratifiziert. In Deutschland haben Bundestag und Bundesrat vor wenigen Tagen den Weg zur Ratifizierung ebenfalls freigemacht. Nun muss noch Bundespräsident Joachim Gauck die Vorlage unterschreiben, dann kann die Ratifizierungsurkunde bei den Vereinten Nationen hinterlegt werden.

Am langen Ende der Stromkurve hat vor allem die geringere Nuklearstromprognose des französischen Versorgers EDF für hektische Handelsaktivitäten gesorgt. So sollen die Kernkraftwerke im Nachbarland in diesem Jahr nur 380 bis 390 Terawattstunden produzieren. Bislang war der französische Stromkonzern von 395 bis 400 Terawattstunden ausgegangen. Die Kalenderjahre handeln deshalb höher, so notiert heute das Frontjahr Base in Deutschland bei 28.20 €/MWh, dasjenige in der Schweiz bei 35.20 €/MWh. Zugleich wurden auch die Frontmonate und das Frontquartal von den Nachrichten aus Frankreich nach oben getrieben. Da die geringere Nuklearstromproduktion von anderen Erzeugungsarten ausgeglichen werden muss, zogen auch die Preise für Kohle, Gas und CO2 an. Nachdem die Strompreise in den letzten Tagen zumeist zugelegt haben, ist für diese Woche eine Korrektur wahrscheinlich.

Der Betreiber BKW hat das Schweizer Atomkraftwerk Mühleberg wieder hochgefahren. Die Jahresrevision sei abgeschlossen, das Eidgenössische Nuklearsicherheitsinspektorat ENSI habe der Wiederinbetriebnahme zugestimmt, teilte der Konzern am Montag mit. Bei der Revision, die am 13. August begann, wurden 32 der 240 Brennelemente ausgetauscht sowie umfangreiche präventive Instandhaltungen und Prüfungen vorgenommen. Zudem führe das ENSI zahlreiche Inspektionen durch. Mehr als 600 zusätzliche Fachkräfte hätten die eigenen Mitarbeiter unterstützt, so BKW. Die Grenzwerte für den Kernmantel, die das ENSI festgelegt hat, würden weiter „mit grosser Marge“ unterschritten.

Die Internationale Energie Agentur (IEA) hat ihre Prognose für die globale Ölnachfrage in diesem und im nächsten Jahr kräftig gesenkt. In ihrem aktuellen Monatsbericht sprachen die Experten von „schwankender Nachfrage“ vor allem in Asien. Die Einschätzung der IEA dürfte die Debatte innerhalb der Organisation Erdöl exportierender Länder (Opec) über eine Deckelung der Förderung anheizen. Die IEA, die ihre Mitglieder in Energiefragen berät, senkte ihre Prognose zur täglichen Ölnachfrage in diesem Jahr um 100‘000 Barrel. Eine höhere Produktion der Vereinigten Arabischen Emirate und Kuwaits passe zudem zum Bild einer aggressiven Angebotsstrategie, wie sie vom Irak, Iran und Saudi‐Arabien verfolgt werde, so die IEA.

Die britische Regierung hat nach einigem Zögern grünes Licht für das umstrittene AKW‐Projekt Hinkley Point C gegeben. Das neue Atomkraftwerk im Südwesten Englands solle gebaut werden, erklärte Energieminister Greg Clark am Donnerstag in London. Dabei solle mit neuen Massnahmen für eine „erhöhte Sicherheit“ gesorgt werden. Das Kraftwerk wird vom französischen Stromriesen EDF unter Beteiligung des chinesischen Staatskonzerns CGN gebaut. Die rund 21 Milliarden Euro teure Anlage soll 2025 ans Netz gehen und künftig 7 Prozent des britischen Strombedarfs decken.

Das Kalenderjahr 2017 handelt heute in Deutschland bei rund 26.60 €/MWh und in der Schweiz bei 33.15 CHF/MWh. Die höheren Preise sind vor allem auf den gefestigten Kohlemarkt und die starke Stromnachfrage in Frankreich zurückzuführen. Die API2‐Kohle handelt heute bei 58.70 $/Tonne und eine erhöhte Nachfrage ist von China auszumachen. Es ist jedoch zu erwarten, dass die Preise mittelfristig nicht über 60 $/Tonne steigen. In Belgien bleibt das AKW Tihange rund weitere 2 Monate vom Netz. Dadurch stieg die Nachfrage auf dem französischen‐ und deutschen Markt, was die Preise kurzfristig nach oben treibt. Für diese Woche erwarten wir in der Schweiz Preise zwischen 32.50 CHF/MWh und 33.50 CHF/MWh.

Gemäss einer Kurzstudie des Analyse‐ und Beratungshauses Energy Brainpool hat sich die Stabilität der deutschen Stromversorgung trotz des Atomausstiegs verbessert. In der ersten Halbzeit des 2011 begonnenen und auf elf Jahre angelegten Atomausstiegs wurden bislang neun Reaktoren mit einer Leistung von rund 10 Gigawatt weitgehend durch wetterabhängige erneuerbare Energien ersetzt. Dennoch ist die Stromversorgung deutlich seltener ausgefallen. Zudem mussten die Netzbetreiber seit 2011 weit seltener Ungleichgewichte mit Regelleistung ausgleichen. Energy Brainpool führt dies auf eine bessere nationale und internationale Zusammenarbeit der Übertragungsnetzbetreiber sowie auf eine Stärkung des kurzfristigen Stromhandels zurück. Die Untersuchung zeigt zudem, dass sich klimaschädliche Kohlekraftwerke als Reserve für abgeschaltete Atomkraftwerke schrittweise ersetzen lassen. Bereits 2020 könne eine effiziente Steuerung bei Biomasseanlagen, Haushalten und Industrieanlagen die Spitzennachfrage um bis zu 4.5 Gigawatt reduzieren. Entsprechend seltener müssten dann fossile Kraftwerke die gesicherte Leistung bereitstellen.

China und die USA sind dem Pariser Klimaabkommen auf dem G20‐Gipfel in Hangzhou beigetreten. Das Abkommen tritt jedoch erst dann in Kraft, wenn es mindestens 55 Staaten ratifiziert haben, die gemeinsam für mindestens 55 Prozent der weltweiten Treibhausgase verantwortlich sind. Mit den beiden grossen CO2‐Emittenten erhöht sich nun die Zahl der Staaten auf 26, die erst 39 Prozent der globalen Emissionen auf sich vereinen. Laut World Resources Institute (WIR) wollen weitere 31 Staaten dem Pariser Abkommen noch in diesem Jahr beitreten. Andere Beobachter halten es für relativ unrealistisch, dass alle EU‐Mitgliedstaaten die komplette Ratifizierung bis 2017 bewerkstelligen können. Dennoch überwiegt aktuell der Optimismus, dass das Abkommen noch in diesem Jahr in Kraft treten wird. Nach Hangzhou steigt jedenfalls der Druck auf die anderen grossen CO2‐Emittenten wie Indien oder die EU.

Massgebend für die Abgaben des Strom‐Frontjahres sind einmal mehr die schwachen Preise für die Kohle. So notiert das Frontjahr (ARA) heute bei 55.50 USD je Tonne, knapp 4 US‐Dollar tiefer als noch in der Vorwoche. Der Preisrückgang wurde mit Medienberichten in Verbindung gebracht, wonach China seine Politik der Einschränkung der eigenen Kohleförderung wieder lockern könnte. Dies könnte dem Bedarf an Importkohle einen Dämpfer versetzen und die Preise am Kohle‐Weltmarkt belasten. Deshalb handeln heute die Kalenderjahre Base 2017 in Deutschland und der Schweiz ebenfalls tiefer bei 25.10 €/MWh sowie 31.20 €/MWh. Für die laufende Woche erwarten wir eine Stabilisierung auf dem aktuellen Niveau.

In der Schweiz werden die Strompreise in der Grundversorgung im kommenden Jahr voraussichtlich im Mittel leicht sinken, das ergab eine Umfrage des Verbandes Schweizerischer Elektrizitätsunternehmen (VSE) bei 30 seiner grösseren Mitglieder. Demnach werden sich betriebliche Effizienzsteigerungen, Kosteneinsparungen beim Stromeinkauf und ein niedrigerer Kapitalkostensatz zur Verzinsung der Netze tendenziell preissenkend auswirken. Dem soll die vom Bund erhobene kostendeckende Einspeisevergütung zur Förderung der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien (KEV) entgegenstehen, die zum 1. Januar 2017 von 1.3 auf 1.5 Rappen je Kilowattstunde steigt. Das Bild der steigenden Strompreise lasse sich laut der Umfrage jedoch nicht beliebig auf alle Haushalte übertragen, betonte der VSE. Vielmehr werden die Strompreise für einige Kunden 2017 demnach wohl steigen, weil die Preisentwicklung bei den einzelnen Unternehmen stark von deren jeweiligen Charakteristika abhängt wie etwa der Höhe des Anteils der eigenen Produktion, den Ersatzinvestitionen in die Netzinfrastruktur oder der Beschaffungsstrategie.

Die Schweiz will den Schulterschluss mit dem Europäischen Emissionshandelssystem EU‐ETS rasch vollziehen. Nur dann könnten die emissionshandelspflichtigen Schweizer Unternehmen noch in der laufenden Verpflichtungsperiode (2013 bis 2020) von den Vorteilen des viel liquideren CO2‐Markts in der EU‐profitieren, heisst es in einer Mitteilung des schweizerischen Umwelt‐ und Energieministeriums (UVEK). Das Abkommen zwischen der Schweiz und der EU über die Verknüpfung der beiden Emissionshandelssysteme wurde Anfang 2016 unterzeichnet, muss aber vom Schweizer Parlament noch ratifiziert werden. Parallel dazu soll nach UVEK‐Angaben das Schweizer CO2‐Gesetz angepasst werden, um auch den Flugverkehr und fossil‐thermische Kraftwerke einzuschliessen.

Das Frontjahr Base handelt heute in Deutschland bei 26.05 €/MWh und in der Schweiz bei 32.10 €/MWh. Für diese Woche erwarten wir eine Seitwärtsbewegung mit Preisen zwischen 31.50 €/MWh und 32.50 €/MWh.

Der Reaktorkern des Schweizer Atomkraftwerks Leibstadt muss für den nächsten Betriebszyklus neu ausgelegt und beladen werden. Daher steht der Meiler voraussichtlich acht Wochen länger still und dürfte demnach erst gegen Ende Oktober wieder ans Netz gehen. Die Neubeladung des Reaktorkerns erfordert komplexe und zeitintensive Berechnungen und Sicherheitsanalysen. Das Atomkraftwerk Leibstadt war am 2. August heruntergefahren worden. Die Jahreshauptrevision sollte ursprünglich knapp vier Wochen dauern.

Skeptisch haben sich die Analysten der Commerzbank zu Spekulationen über eine gemeinsame Aktion des Rohöls‐Förderkartells Opec geäussert. Diese hatten nach der Ankündigung des iranischen Ölministers, an dem Treffen der Ölproduzenten Ende September in Algier teilnehmen zu wollen, neue Nahrung erhalten. Die Abwesenheit des Iran bei dem Treffen in Doha im April hatte massgeblich zum damaligen Scheitern der Gespräche hinsichtlich einer Produktionsobergrenze geführt. Allzu hoch sollte man die Erwartungen aber auch diesmal nicht schrauben. Das hat der saudi‐arabische Energieminister deutlich gemacht. Dieser sieht keine Notwendigkeit für einen starken Eingriff am Ölmarkt und stattdessen die Marktkräfte von Angebot und Nachfrage am Werk. Saudi‐Arabien hat im Juli seine Ölproduktion auf ein Rekordniveau von 10.7 Millionen Barrel pro Tag ausgeweitet und dieses Produktionsniveau seither in etwa beibehalten. Eine Produktionsdeckelung auf diesem Niveau hätte somit ohnehin kaum eine angebotseinschränkende Wirkung, zumal auch andere wichtige Opec‐Produzenten auf einem Rekordniveau produzieren.

Die Frontjahre Base 2017 notieren gegenüber der Vorwoche fast unverändert bei 26.00 €/MWh in Deutschland und 31.50 €/MWh in der Schweiz. Die geringe Dynamik am Markt ist zum einen noch immer dem Sommerloch geschuldet, zum anderen aber auch dem Umstand, dass im Energiesektor insgesamt keine klare Tendenz erkennbar ist. Ob sich die Kalenderjahre im Seitwärtstrend behaupten können, hängt vor allem von der Kohle‐Entwicklung ab. Aktuell zeigt sich die Kohle gut behauptet mit 57.50 US‐Dollar je Tonne für das Frontjahr 2017. Für die laufende Woche erwarten wir einen Preisrange zwischen 31.00 €/MWh und 32.00 €/MWh.

Der Betreiber BKW hat das Atomkraftwerk Mühleberg vom Netz genommen. Letzte Woche begann die rund vierwöchige Jahresrevision. Bei den Arbeiten werden 32 der 240 Brennelemente ausgetauscht und umfangreiche Prüfungen innerhalb und ausserhalb des Reaktordruckbehälters vorgenommen. Dazu gehört die jährliche Untersuchung des Kernmantels. Das Schweizer Atomkraftwerk Mühleberg verfügt über 373 Megawatt Nettoleistung.

Block 2 des Schweizer Atomkraftwerks Beznau ist dafür seit Donnerstag wieder am Netz. Der Atommeiler stand rund zwei Wochen lang still, da turnusgemäss ein Sechstel der insgesamt 121 Brennelemente ausgewechselt werden. Der Block 1 steht weiter still. Grund sind Materialfehler am Reaktordruckbehälter. Axpo hofft, dass dieser Reaktor Ende des Jahres wieder hochgefahren wird.

Norwegen will im Kampf gegen den Klimawandel drastische Massnahmen ergreifen. Wenn es nach der Regierung geht, sollen ab 2025 keine neuen Benzin‐ und Dieselfahrzeuge mehr zugelassen werden. Damit soll der Ausstoss von klimaschädlichen Abgasen verringert werden. Das ist ein wichtiger Punkt im Nationalen Transportplan, der derzeit im Land heftig diskutiert wird. Der Transportsektor ist für ein Drittel des CO2‐Austosses in Norwegen verantwortlich. Auch andere Verkehrsträger sollen umgekrempelt werden. Nach 2030 sollen alle neuen Schiffe und Fähren abgasfrei sein, im Flug‐ und im Schwerlastverkehr soll mehr Biotreibstoff eingesetzt werden. Das Land mit etwas mehr als fünf Millionen Einwohnern ist in Sachen E‐Mobilität bereits führend. In keinem anderen Staat in Europa werden gemessen an der Bevölkerung so viele Elektroautos verkauft. 15 Prozent aller neu zugelassenen Personenwagen fahren mit Strom.

Am langen Ende der Stromkurve gaben die Kalenderjahre bei mässigen Umsätzen deutlich nach. Gründe waren das schwache Umfeld im Kohle‐ und Gasmarkt. So verlor das Kohle‐Frontjahr mehr als 3 USD je Tonne und auch der Gasmarkt musste Abschläge hinnehmen. Die Rohölsorte Brent ist nach seiner Befestigung in der vergangenen Woche wieder unter die Marke von 50 USD je Barrel gerutscht. Für die laufende Woche erwarten wir für das Kalenderjahr 2017 Base in der Schweiz eine Handelsbandbreite zwischen 31.00 €/MWh und 32.00 €/MWh.

Zwei Tochtergesellschaften des Schweizer Energieunternehmens BKW stärken ihre Zusammenarbeit. So gründen AEK Energie aus Solothurn und onyx Energie Mittelland in Langenthal eine gemeinsame Betriebsgesellschaft namens AEK onyx. Ab November dieses Jahres wollen die BKW‐Töchter über die neue Gesellschaft den Markt gemeinsam bearbeiten. Ziel ist es, Synergien beider Gesellschaften zu nutzen.

Nach Ansichten von Professoren der Universität Tsinghua in China und der London School of Economics in England könnte China die Spitze des Kohleverbrauchs bereits hinter sich haben. Gemäss einem Beitrag für das Fachmagazin Nature Geoscience waren für die Ökonomen die Jahre 2013/14 der Wendepunkt. 2013 erreichte der Kohleverbrauch in China 4.3 Milliarden Tonnen, 2014 sank der Verbrauch um 2.9 Prozent und 2015 um weitere 3.5 Prozent. Die Ökonomen sehen darin einen anhaltenden Trend. Aus ihrer Sicht gibt es gewichtige Gründe für diese Einschätzung. Chinas Wirtschaft wachse langsamer und wende sich von energieintensiven Strukturen ab. Gestützt wird der Umschwung durch die politischen Vorgaben zu den Themen Luftverschmutzung, Klimawandel und Effizienz. Dass es zu einer neuerlichen Trendwende kommt, wenn die Wirtschaft erst einmal wieder mehr Schwung aufnimmt, glauben die Professoren nicht. Das Wirtschaftswachstum hänge nicht länger mit dem Kohleverbrauch zusammen.

Die Ölpreise haben ihre Aufwärtsbewegung am Freitag fortgesetzt. Sie profitierten davon, dass Saudi‐Arabien seine Bereitschaft zu Stabilisierungsmassnahmen am Ölmarkt erklärte. Sollte die Notwendigkeit bestehen, derartige Massnahmen zu ergreifen, werde sich Saudi‐Arabien in Kooperation mit den Opec‐ und Nicht‐Opec‐Staaten daran beteiligen. Marktbeobachter interpretierten die Aussage so, dass das Land eine gemeinsame Förderkürzung unterstützen könnte.

Überwiegend fester notiert heute der Strommarkt. Marktteilnehmer führten die Aufschläge vor allem auf die höheren Kohle‐ und Ölpreise zurück. So handelt das Kohlefrontjahr wieder knapp über 60.00 US‐Dollar je Tonne. Eine starke Nachfrage aus Asien und Exportbeschränkungen in Indonesien sollten derzeit verhindern, dass der Kohlepreis wie von einigen Analysten erwartet bis auf 50 US‐Dollar sinken werde. Für die laufende Woche erwarten wir eine Handelsbandbreite zwischen 32.00 €/MWh und 33.00 €/MWh.

Die Übertragungsnetzbetreiber, die in der Beschaffung von Primärregelreserve zusammenarbeiten, haben ihre gemeinsame grenzüberschreitende Auktion gestartet. Erstmals umfasste die Versteigerung auch den belgischen Bedarf. Das teilten der Übertragungsnetzbetreiber Elia aus Belgien und Swissgrid mit. Damit nehmen nun Regelreserveanbieter aus Deutschland, den Niederlanden, der Schweiz, Österreich und Belgien an der grenzüberschreitenden Auktion teil, wobei belgische Anbieter über die deutsche Ausschreibungsplattform Zutritt haben. Dieser gemeinsame Primärregelmarkt ist der grösste in Europa mit einem Gesamtbedarf von zirka 800 Megawatt. Das entspricht über einem Viertel des Gesamtbedarfs im Synchrongebiet.

Laut einer Studie des Beratungsunternehmens PwC, hat die Blockchain‐Technologie theoretisch das Potenzial, die Energieversorgung der Zukunft massgeblich zu verändern. Blockchain ist eine Technologie für dezentrale Transaktionsplattformen, bei denen die üblichen Intermediären wie Börsen oder Plattformbetreiber wegfallen. Auf diese Weise entstehen neue Marktplätze, bei denen Konsumenten, Energieverbraucher und Erzeuger direkt in Transaktionen miteinander treten. Ein zentrales Element der Blockchain‐Technologie ist die dezentrale Speicherung und Verschlüsselung von Transaktionsdaten, wodurch die Vorgänge ein hohes Sicherheitsniveau erreichen sollen.

Der Softwareentwickler ProCom hat eine App veröffentlicht, mit der sich in Echtzeit das Geschehen des Intraday‐Stromhandels an der Börse Epex Spot nachverfolgen lassen soll. Die Anwendung „ITA mobile“ gibt für die Marktgebiete Deutschland/Österreich, Schweiz und Frankreich einen Überblick über Preise und Preistendenz aller Handelsprodukte inklusive des gehandelten Volumens. Der Anschluss weiterer europäischer Strombörsen ist geplant.

Das Frontjahr Base handelt heute in Deutschland bei 26.45 €/MWh und in der Schweiz bei rund 31.80 €/MWh. Die Strompreise sind vor allem letzten Donnerstag und Freitag deutlich gesunken. Grund für die Abschläge ist weiterhin der tiefere Kohlepreis. Wie sehr der Kohlepreis den Strommarkt momentan beeinflusst zeigt sich in der Tatsache, dass das Cal‐17 sowohl die steigenden Ölpreise am Donnerstagnachmittag als auch die Aufwärtsbewegung bei den CO2‐Zertifikaten am Freitag ignoriert hat. Für diese Woche erwarten wir einen volatilen Markt mit Preisen zwischen 31.00 €/MWh und 32.00 €/MWh.

Russland und die Türkei nehmen die Gespräche über die geplante Gasleitung Turkish Stream wieder auf. Türkische Medien berichten, dass der russische Energieminister Alexander Novak die Einrichtung eines gemeinsamen Fonds für das Projekt angekündigt habe. Das Vorhaben war im vergangenen Herbst auf Eis gelegt worden, nachdem die Türkei einen russischen Kampfjet abgeschossen hatte. In den vergangenen Wochen haben sich die Beziehungen zwischen Ankara und Moskau jedoch wieder verbessert. Die Türkei will rund 16 Milliarden Kubikmeter russisches Erdgas pro Jahr über die Leitung transportieren.

Das weltweite Überangebot lastet momentan stark auf den Ölpreisen. Die saudische Aramco hat ihre Exportpreise in Richtung Asien so stark wie seit zehn Monaten nicht mehr gesenkt. Zudem sollen der Irak und Iran ihre Förderung im Juli deutlich ausgeweitet haben. Und Libyen plant, drei Häfen im Osten des Landes wieder zu eröffnen. Weitere bearishe Faktoren für Erdöl sind das wachsende russische Angebot und erste Anzeichen einer Erholung der US‐Produktion. Das Rohöl der Sorte Brent handelt heute bei rund 42.85 $/Barrel.

Der Verwaltungsrat des französischen Stromkonzerns EDF hat dem umstrittenen Bau von zwei Atomreaktoren im britischen Hinkley Point zugestimmt. Dies teilte das Unternehmen in Paris mit. EDF soll die Reaktoren mit dem chinesischen Konzern CGN bauen. Die britische Regierung will ihre Entscheidung im Herbst treffen. Vor der Sitzung des Verwaltungsrats trat ein Mitglied des Gremiums aus Protest zurück. Er wolle nicht eine Strategie unterstützen, hinter der er nicht stehe, schrieb Gerard Magnin in seinem Rücktrittschreiben. Bereits Anfang März war der EDF‐Finanzchef Thomas Piquemal zurückgetreten, weil er das Vorhaben für ein zu grosses finanzielles Risiko hält.

Das Frontjahr Base handelt heute in Deutschland bei 27.25 €/MWh und in der Schweiz bei rund 32.30 €/MWh. Die tieferen Strompreise sind mehrheitlich auf die schwächeren Kohle‐ und Ölnotierungen zurückzuführen. Kohle handelt im Cal‐17 jedoch weiterhin deutlich über 60 $/Tonne. Falls die Preise für Kohle in dieser Woche weiter fallen, erwarten wir ebenso tiefere Strompreise.

Nach einem langanhaltenden Umfeld sinkender Strompreise stoppte die Negativspirale Mitte erstes Quartal 2016 erstmals. Seit Mai dieses Jahres erleben wir einen sehr volatilen Strommarkt mit deutlich höheren Preisen. Bei der regelrechten Rallye wurden mehrere Widerstände durchbrochen und neue Jahreshöchstwerte erreicht. Die steigenden Strommarktpreise sind vor allem auf zwei Primärenergieträger zurückzuführen: Rohöl und Kohle. Deshalb lohnt es sich, diese genauer anzuschauen und die preistreibenden Faktoren zu identifizieren.

Rohöl
Der Preis für Rohöl hat im zweiten Quartal 2016 mehrmals den chart-technischen Widerstand von 50 $/Barrel durchbrochen. Widerstände sind wichtige Indikatoren in der Chart-Analyse, um Annahmen über Preisentwicklungen zu treffen. Wird ein Widerstand durchbrochen, gilt eigentlich die Regel, dass die Preise deutlich steigen und der bisherige Widerstand zur Unterstützung wird. Lange Zeit haben sich die Terminkontrakte für Strom den Entwicklungen der Rohölpreise angepasst. Als die Marke von 50 Dollar passiert wurde, stiegen die Strompreise sprungartig an. Der Ölpreis hat sich jedoch nicht weiter verteuert und handelt seitdem auch unter 50 Dollar. Um das erklären zu können, müssen die Ereignisse eruiert werden, die den Ölpreis in den letzten Monaten beeinflusst haben:

• Flächenbrände in Kanada und daraus resultierende Ausfälle der Produktionsstätten
• Die Krise in Venezuela macht die Prognose für deren Erdölproduktion zu einem schwierigen Unterfangen.
• Jahreszeitenbedingt steigt in den USA die Nachfrage nach Benzin.
• Der US-Dollar wird schwächer und das in Dollar notierte Öl wird teurer.
• Die Lagerbestände in den USA sind gesunken.

Damit Preise über einen längeren Zeitraum steigen können, braucht es fundamentale Treiber. Die Ereignisse der letzten Monate sind jedoch kurzfristiger Natur und keine Trendwende. Über den Marktteilnehmern schwebt eine Wolke der Unsicherheit, wie sich der mögliche Brexit oder die politisch motivierten Entscheidungen der erdölexportierenden Länder auf den Ölpreis auswirken.

Kohle
Würde man ein Kohle-Chart der letzten Monate über ein Strom-Chart legen, sähen die beiden Linien gleich aus. Das zeigt, dass neben den Ölpreisen auch die Kohlepreise wieder an Boden gewonnen haben und so der Strommarkt unterstützt wurde. Wiederum gilt es die aktuellen Preistreiber für die Kohlemärkte zu identifizieren:

• Die Einspeisung der Photovoltaikanlagen sowie vor allem der Windkraftwerke ist unterdurchschnittlich.
• Die Unterdeckung wird durch die Verstromung von Braun- und Steinkohle ausgeglichen.
• Der US-Dollar wird schwächer und die in Dollar notierte Kohle wird teurer.
• Der Widerstand von 50 $/Tonne wurde durchbrochen.

Die Grenzkosten für Kohlekraftwerke (Braun- und Steinkohle) liegen bei rund 25 bis 30 €/MWh. In der Merit-Order liegt die Kohle nach den Erneuerbaren und der Kernkraft an dritter Stelle. Durch die derzeitige Wetterlage ist die Einspeisung der Erneuerbaren aber unterdurchschnittlich. Die Fehlmengen werden durch Kohlestrom ausgeglichen und die Nachfrage nach Braun- und Steinkohle steigt. Da derzeit die Kohlekraftwerke die Grenzkraftwerke sind, wird der Strompreis durch ihre variablen Kosten von 25 bis 30 €/MWh bestimmt und angehoben. Die Erneuerbaren haben folglich einen grossen Einfluss darauf, wie sich die Nachfrage nach Kohle entwickelt und sich die Preise verändern. Mit dem weiteren, massiven Zubau von neuen Wind- und Solarkraftwerken ist aber zu erwarten, dass die Nachfrage nach Kohlestrom sinken wird. Trotzdem bestimmt dieser Primärenergieträger derzeit stark den Strompreis.

Unsicherheiten bleiben bestehen
Wir gehen kurzfristig von stark volatilen Strompreisen aus. Mittelfristig gibt es keine fundamentalen Faktoren, welche weiter steigende Preise rechtfertigen würden. Zudem gibt es weiterhin politische Unsicherheiten bezüglich den Rahmenbedingungen der Energiemärkte. So würde Frankreich gerne einen CO2-Mindestpreis von 30 €/Tonne Ausstoss einführen, die EU-Kommission lehnt die Vorlage aber ab. Die Verhandlungen zwischen OPEC-Mitgliedern und anderen Grossförderern wie Russland oder den USA sind zudem arg ins Stocken geraten. Falls sich die Kohlepreise wieder auf tieferes Niveau bewegen und keine Drosselung der Rohölförderung erfolgt, werden bei einem normalen Sommer und entsprechender Wind- und Photovoltaikeinspeisung die Strompreise tendenziell sinken. Joshua Tschan, Vertriebshandel, EBM Energie AG "