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In der Schweiz wird geprüft, ob die zwei Atomreaktoren Beznau I und Beznau II über das Jahr 2030 hinaus betrieben werden können. Sie verfügen über je 365 Megawatt elektrischer Leistung, sind seit 1969 beziehungsweise 1971 am Netz und gehören damit zu den ältesten heute noch betriebenen Atomkraftwerken der Welt. «Um die Versorgungssicherheit weiter zu stärken, hat Axpo beschlossen, die technische Machbarkeit eines Betriebs des Kernkraftwerks Beznau über 60 Jahre hinaus abzuklären», teilte der Stromkonzern Axpo letzte Woche mit.

Die Schweiz hatte nach dem Reaktorunfall von Fukushima in Japan 2011 beschlossen, schrittweise aus der Kernenergie auszusteigen. Der Bau neuer Kernkraftwerke ist verboten, aber die bestehenden Kernkraftwerke dürfen in Betrieb bleiben, solange sie sicher sind. Nach Angaben von Axpo erfüllt Beznau höchste Sicherheitsanforderungen. Seit der Inbetriebnahme seien mehr als 2.5 Milliarden Franken in die Nachrüstung und Modernisierung der Anlagen investiert worden. Die laufende Machbarkeitsprüfung soll etwa ein Jahr dauern.

Der französische Versorger EDF hat Risse an seinem Atomreaktor Paluel 2 (1,3 GW) in Nordfrankreich entdeckt. Damit bestätigte eine EDF-Sprecherin Äusserungen des Geschäftsführers Cédric Lewandowski. Er hatte letzten Donnerstag in einem parlamentarischen Ausschuss erklärt, das Staatsunternehmen habe Korrosionsspuren in seinen Reaktoren Blayais 4 (910 MW) und Paluel 2 gefunden. Weitere Einzelheiten wollte die Sprecherin nicht nennen. So sprach sie auch nicht darüber, wie, wann und wo die Korrosion festgestellt wurde oder ob Reparaturen im Gange seien.

Die Möglichkeit, diese Art von Reparaturen bei den für 2024 geplanten Abschaltungen durchzuführen, sei in den Produktionsprognosen von EDF enthalten. Lewandowski sagte vor dem Ausschuss des Oberhauses, dass die jüngste Entdeckung der Korrosion in Blayais 4 und Paluel 2 keine Überraschung sei. Nach der Überprüfung der neuesten französischen Reaktoren, die am anfälligsten für Korrosion seien, untersuche das Unternehmen nun ältere Anlagen. Im Dezember warnte die EDF, dass sie möglicherweise jeden dritten geplanten Stillstand von 13 Reaktoren 2024 und 13 Reaktoren 2025 um durchschnittlich 30 Tage verlängern müsse. Der Grund ist, dass an noch zu untersuchenden Blöcken wahrscheinlich Korrosion festgestellt werden könnte.

Laut Analysten könnte der Plan von US-Präsident Joe Biden für einen Stopp der Genehmigungen neuer LNG-Exportterminals schwerwiegende Folgen für die weltweite Gasversorgung haben. Die globalen Gaspreise könnten innerhalb von drei Jahren wieder auf ein sehr hohes Niveau steigen, wenn solche Massnahmen umgesetzt würden.

Im Januar setzte Joe Biden die Genehmigung für mindestens 17 LNG-Projekte aus, die derzeit auf endgültige Investitionsentscheidungen warten und in Länder ohne US-Freihandelsabkommen exportieren würden. Grund waren Bedenken über die Umweltverträglichkeit der Terminals. Die beiden anderen wichtigen LNG-Exporteure – Katar und Australien – haben derweil Schwierigkeiten, die wachsende Nachfrage zu befriedigen, die insbesondere durch asiatische Verbraucher bedingt ist. «Wenn wir die Projekte ab 2027 in den USA einstellen, wäre das dramatisch – nicht nur im Hinblick auf die Preise und die Energiesicherheit in Europa und Asien, sondern auch für die Energiewende», fügten die Analysten hinzu.

Bidens Entscheidung wird als Appell an umweltbewusste Wähler im Vorfeld der diesjährigen US-Wahl gesehen. Europa ist jedoch aufgrund des russischen Angriffskriegs in der Ukraine zunehmend auf LNG angewiesen.

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Russland hatte am vergangenen Freitag und Samstag die umfangreichsten Attacken auf die ukrainische Energieinfrastruktur seit Kriegsbeginn durchgeführt. Der Angriff auf einen unterirdischen ukrainischen Gasspeicher hat jedoch keine Auswirkungen auf den Betrieb der Anlage, sagte eine Sprecherin des staatlichen Öl- und Gasunternehmens Naftogaz am Montag. Nach Aussage von Naftogaz werden die ukrainischen Gasspeicher von rund 27 Ländern genutzt.

Windkraft war im Jahr 2023 nach Kernkraft die zweitgrösste Stromquelle der EU, teilte die EU-Regulierer-Agentur Acer am Mittwoch mit. Damit überholte sie erstmalig die Stromerzeugung aus Kohle und Gas. Die Stromerzeugung aus Wind stieg in der EU 2023 um 13 % auf 469 TWh im Vergleich zum Vorjahr, während die Erzeugung aus Kernkraft 613 TWh betrug, so Acer in ihrem jüngsten Monitoring-Bericht-EU-Stromgrosshandelsmärkte. An dritter Stelle folgte die Wasserkraft mit einem Anstieg von 13 % auf 448 TWh. Im Jahr 2022 hatte die wasserkraftbasierte Erzeugung einen Tiefpunkt erreicht, während sie 2021 noch 473 TWh betrug, hiess es. Die gasbasierte Stromerzeugung fiel dabei um 16 % auf 361 TWh auf Platz vier. Kohle fiel im Jahresvergleich um 27 % auf 317 TWh und den fünften Platz zurück. Die Solareinspeisung stieg 2023 im Vergleich zum Vorjahr um 18 % auf 200 TWh und belegte damit Rang sechs. Die Gesamterzeugung aus erneuerbaren Energiequellen erreichte im Jahr 2023 1 200 TWh und somit einen Rekordanteil von 45 % am Strommix. Die Erzeugung aus fossilen Brennstoffen lag dagegen bei 788 TWh.

Am ers­ten internationalen Gipfeltreffen für Atomenergie in Brüssel haben sich 30 Staaten verpflichtet, welt­weit für den schnelleren Ausbau und eine einfachere Finanzierung von Atomkraftwerken zu sorgen. Nukleare Energie sei für die Verringerung klimaschädlicher CO₂-Emissionen unerlässlich.An dem Treffen nahmen unter anderem Staats- und Regierungs­chefs aus Frankreich, den Nieder­landen und Polen sowie hochrangi­ge Vertreter aus den USA, China und Japan teil. Die Politiker sprachen sich in ihrer Erklärung nicht nur für den Bau neuer AKW aus, sondern auch für die Verlän­gerung der Lebenszeit bestehender Anlagen. Weiter plädierten sie für den schnellen Einsatz neuerer und kleinerer Reaktoren. Die Teilnehmenden riefen internationale Finanzinstitutionen dazu auf, Atomprojekte verstärkt zu unterstützen und legten ihre Sicht dar, dass andere alternative Energieträger von Entwicklungsbanken bislang bevorzugt behandelt würden. Deutschland hat den Atomaus­stieg vollzogen und nahm nicht an dem Treffen teil.

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Die Ölpreise stiegen am Dienstag leicht an, da die Anleger diese Woche auf den monatlichen Ölbericht der OPEC und der Internationalen Energieagentur sowie auf die Inflationszahlen warteten. Sollte die Inflationsrate höher ausfallen als vermutet, worauf starke Lohn- und Gehaltsabrechnungen aus den USA am Freitag hindeuteten, könnte die erwartete Zinssenkung zur Jahresmitte ausbleiben und damit den Ölpreis belasten. Ein weiteres negatives Vorzeichen für die Entwicklung des Ölpreises sind die – im Vergleich zum Vorjahr – geringeren Rohölimporte Chinas. Eine Massnahme zur Ölpreisstabilisierung unternimmt die Organisation erdölexportierender Länder durch die Verlängerung ihrer Lieferkürzungen bis zur Jahresmitte. Diese Aktion – in Kombination mit den Störungen am Roten Meer – zeigten 2024 bisher Erfolge, da der Rohölpreis auf über 80 US-Dollar pro Barrel gehalten werden konnte. Scheich Nawaf äußerte sich zur globalen Ölnachfrage positiv und hält sie für gesund.

Die europäischen Kohlepreise sind dagegen um mehr als 7 % im Vergleich zu den in der letzten Woche erreichten Mehrmonats-Höchstständen gesunken. Die nachlassende Nachfrage glich hier die anhaltenden Bedenken hinsichtlich einer Verknappung des weltweiten Angebots aus. Der API-2-Kontrakt für den Frontmonat fiel am Montag um 2.15 USD auf 107 USD pro Tonne, nachdem am vergangenen Mittwoch mit 115.65 USD pro Tonne der höchste Stand seit dem 11. Dezember 2023 erreicht wurde. Während in Europa und der Türkei immer noch eine gewisse Nachfrage nach Ladungen vor Ort bestehe, seien die Kohleströme in Europa insgesamt rückläufig – vor allem die Nachfrage nach Kraftwerkskohle. Dies wird durch um ca. 10 % gefallene Lagerbestände (auf rund 5,8 Mio. Tonnen) an den wichtigsten ARA-Importterminals im vergangenen Monat bestätigt. Allerdings sorgen die Ende letzten Monats verhängten Sanktionen der USA gegen den russischen Exporteur SUEK für Bedenken: Erwartet wird eine Verknappung des weltweiten Angebots. Hierdurch könnten auch asiatische Käufer abgeschreckt werden.

Die angespannte LNG-Versorgungssituation bedingte einen Preisanstieg auf dem Gasmarkt. Jedoch fielen die Preise dank der Vorhersage milder Temperaturen am Montag unter den Schlusspreis von Freitag. Insgesamt sei die Versorgungslage sehr komfortabel. Hohe Speicherfüllstände (rund 67 %) und für die Jahreszeit warmes Wetter konnten die reduzierten Norwegenflüsse ausgleichen, die durch Ausfälle an der Nyhamna-Anlage verursacht wurden.

Auch die Leitkontrakte am deutschen Strommarkt fielen am Montag deutlich und folgten damit Gas und CO₂. Trotz fundamental bearisher Aussichten gab es in der letzten Woche eine deutliche Aufwärtsbewegung, die angesichts unsicherer Gas- und Kohleversorgungs-Erwartungen in der vergangenen Woche noch beflügelt wurde. Aktuell handelt Strom auf dem Niveau von vor zwei Wochen, wobei es noch Luft bis zum technischen Halt von 70 EUR pro Megawattstunde gebe.

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Der Beschuss von Handelsschiffen durch die Huthi-Rebellen im Roten Meer hat spürbare Auswirkungen auf den seewärtigen Öltransport. Analysten der Commerzbank berichten, dass die Zahl der Öltanker, die die Durchfahrt durch das Rote Meer meiden und stattdessen die deutlich längere Route um das Kap der Guten Hoffnung auf sich nehmen, auf 194 gestiegen ist; in der Woche zuvor waren es lediglich 156 Öltanker. Dabei stützen sich die Experten auf Angaben der Firma Oil Brokerage. Gleichzeitig sank die tägliche Transportmenge von Rohöl und Kondensaten in nördlicher Richtung durch das Rote Meer von 1 Million auf durchschnittlich 200 000 Barrel pro Tag – seit Beginn der Luftangriffe der USA und Grossbritannien auf die Huthi-Rebellen.

Bei Ölprodukten beläuft sich der Rückgang auf durchschnittlich 490 000 von zuvor 2 Millionen Barrel pro Tag. Noch deutlicher ist der Einbruch der Diesellieferungen Indiens nach Europa. Laut Daten von Vortexa und deren Auswertungen durch Bloomberg sanken diese in den ersten beiden Februarwochen um mehr als 90 Prozent gegenüber dem Januardurchschnitt auf nur noch 18 000 Barrel pro Tag. Als Ausgleich beliefert Indien den asiatischen Markt. Dies dürfte zu einer Angebotsverknappung am europäischen Dieselmarkt beigetragen haben. Und die hat den Gasöl-Crack-Spread im Februar zwischenzeitlich auf mehr als 30 US-Dollar je Barrel steigen lassen. Zuletzt fiel der Kurs aber wieder auf rund 25 Dollar zurück.

Auch das Rohölangebot scheint sich wegen der beeinträchtigten Transporte zu verringern. Die Time-Spreads der Brent-Terminkurve weiteten sich seit Anfang Februar spürbar aus und erreichten das höchste Niveau seit Oktober 2023. Der Frontmonat-Kontrakt der Nordseesorte Brent stieg vom Tief im Dezember 2023 von ca. 74 USD/bbl auf fast 84 USD/bbl. Die jüngsten Aussagen der Fed, die Aussichten auf baldige Zinssenkung in Frage stellten, trübten die konjunkturellen Vorhersagen ein. Daraufhin reagierte der Frontmonat der Nordseesorte Brent vergangenen Freitag und sank von 84 auf 82 USD/bbl. Dies zeigt, wie sehr die US-Zinsen Auswirkungen auf den Ölpreis haben. Zwei Fed-Gouverneure hatten sich am Donnerstag skeptisch in Bezug auf rasche Zinssenkungen geäussert. Dazu hiess es von den Händlern, das hohe Zinsniveau belaste die Konjunktur. Zudem laufe die wirtschaftliche Entwicklung ausserhalb der USA in wichtigen Räumen wie China und Europa aktuell deutlich schlechter.

In den kommenden Wochen wird sich zeigen, ob sich die Angebotsverknappung, die auf den Markt bullisch, und die schlechte Konjunktur, die auf den Markt bearisch wirkt, die Waage halten. Eine grosse Unbekannte bleibt in diesem Zusammenhang die Lage im Nahen Osten. Würde sich der Konflikt rund um Israel ausweiten, könnte der Ölpreis in kurzer Zeit sehr rasch steigen. Dabei ist eine Eskalation, bei dem beispielsweise Iran als Kriegsakteur beitritt, noch nicht eingepreist. Ein möglicher Waffenstillstand zwischen Israel und den Hamas würde andererseits bearische Auswirkungen haben und den Ölpreis drücken. Eins ist jedoch sicher: In beiden Szenarien ist nicht mit einer baldigen Verbesserung der weltweiten Konjunktur zu rechnen.

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Die Terminpreise am deutschen Strommarkt haben am Montag ihren Abwärtstrend fortgesetzt. Marktteilnehmer verwiesen auf das nahe Winterende. Das Frontjahr sank zuletzt um 0.90 EUR auf 73.60 EUR/MWh. Das Tagestief von 73.25 EUR/MWh entsprach dem niedrigsten Stand seit dem 1. Juli 2021. Der Markt dürfte mit dem baldigen Ende des Winters aber unter Druck geraten, da die PV-Einspeisung wächst und der Bedarf an konventionellen Kraftwerken zur Deckung der Nachfrage kontinuierlich sinken sollte. Mit der schrittweisen Erwärmung im Frühjahr geht vermutlich auch das Kaufinteresse an Gas zur Wärmeerzeugung weiter zurück, was den Gas- und damit auch den Strommarkt zusätzlich belasten könnte.

Im Hinblick auf die Herkunftsnachweise gestaltet sich die Situation in der Schweiz ähnlich wie in Europa. Aufgrund der starken Produktion im Jahr 2023 ist der Markt mit Schweizer Wasser übersättigt: Es gibt daher ein grosses Überangebot und sehr wenige Abnehmer. Aktuell sind Mengen für das Produktionsjahr 2023 teilweise unter 1 CHF/MWh zu haben. Die Jahre 2024, 2025 und 2026 handeln zurzeit zwischen 4.20 und 5.60 CHF/MWh.

Auch die Terminmärkte für Gas sind im Wochenverlauf von kontinuierlich fallenden Preisen geprägt. Trotz vereinzelter Unsicherheiten – ausgelöst durch Befürchtungen um eine potenzielle Eskalation im Nahen Osten – fehlen die notwendigen Impulse, um das Preisniveau nachhaltig zu beeinflussen. Das Winterende kommt näher, ohne dass eine längere Kaltfront die Gasnachfrage stützen würde. Vorhersagen für das kommende Frühjahr deuten bereits auf eine Rückkehr zu überdurchschnittlich hohen Temperaturen hin und sorgen für bearishe Tendenzen. Zudem bleibt die Versorgungslage weiterhin robust. Im Fünfjahres-Vergleich liegt der momentane Gasspeicherstand in Europa 15 Prozentpunkte über dem Durchschnitt. Auch die Speicherentnahme lag trotz zeitweisen Einschränkungen bei den norwegischen Gaslieferungen deutlich unterhalb des langjährigen Mittels.

Die Preise der europäischen Kohle-Futures zeigten eine Seitwärtsbewegung. Sie blieben diese Woche annährend auf einem Niveau und variierten nur um ca. 1 USD/t. Die Stabilisierungstendenzen setzten sich also weiter fort. Die überdurchschnittlichen Temperaturen und ein hohes Windaufkommen wirkten einer starken Nachfrage nach Kohle in Europa entgegen. Im Grossmarkt Deutschland nimmt die Kapazität der Steinkohlekraftwerke weiter ab.

Das Geschehen an den Rohölmärkten wird immer noch von den geopolitischen Spannungen und dem Nahost-Konflikt bestimmt. Mit der Ablehnung eines Waffenstillstands und einem Verweis auf die Notwendigkeit eines Sieges Israels über die Hamas fachte Israels Premierminister die Marktentwicklung am Donnerstag weiter an: Der Preis für Brent stieg in der Folge um 3 Prozent – der stärkste Anstieg innerhalb eines Tages seit mehr als einem Monat. Auch eine leicht erhöhte Nachfrage in Europa, starke Entnahmen aus US-Rohölspeichern und ukrainische Drohnenangriffe auf russische Raffinerien stützten das bullishe Umfeld.

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Am Montag stiegen die Ölkontrakte für Nordsee Brent und WTI um 1,6 % und erreichten damit die Höchstwerte aus dem November von rund 83.75 USD/bbl beziehungsweise 78.25 USD/bbl. Zur Preissteigerung von mehr als 6 %, die nun seit zwei Wochen andauert, trug auch der jüngste Drohnenangriff auf eine US-Basis an der Grenze zwischen Jordanien und Syrien bei. Drei Soldaten wurden dabei getötet und Dutzende verletzt. US-Präsident Biden sieht hier eine militante Gruppe in der Verantwortung, die aus dem Iran unterstützt wird. Er kündigte eine Reaktion auf diesen schweren Eskalationsschritt an. Zudem treibt Öl den bullishen Trend weiter voran, da der Zufluss von Rohöl aus wichtigen Förderregionen bedroht ist. Auch die Lockerung der chinesischen Geldpolitik, mit der die Wirtschaft im Land unterstützt werden soll, sorgt dafür, dass steigende Ölpreise erwartet werden: Schliesslich ist China der weltgrösste Erdölimporteur.

Trotz der sich verschärfenden Situation in der Region des Nahen Ostens sei in den Ölpreisen kein grosser Risikoaufschlag eingepreist, äusserte sich ein Chefanalyst bei SEB. «Wenn wir die über drei Monate gleitende implizite Rohölvolatilität als Mass für die Risikoprämie verwenden, liegt sie unter dem historischen Durchschnitt seit 2008 und ist in letzter Zeit sogar gesunken», führte er weiter aus. Darüber hinaus wies er auf ökonomische Faktoren wie die jüngsten Angebots- und Nachfrageentwicklungen hin. Hier hob er unter anderem die positiven Wirtschaftsdaten aus den USA und China hervor, die in Kombination mit sinkenden globalen Lagerbeständen stärker als der Nahe Osten zu den jüngsten Zuwächsen beigetragen hätten. Angesichts der eskalierenden Krise im Nahen Osten und vermehrten Angriffen auf See durch jemenitische Houthi-Rebellen zeigten die Ölmärkte eine relativ entspannte Haltung, so die Analysten der Eurasia Group.

Die Gaspreise sind in der letzten Woche gesunken, obwohl deutlich weniger LNG-Tanker den Suezkanal durchquert haben. Die fehlenden Quatar-Mengen würden durch US-Lieferungen ausgeglichen, erklärten Marktteilnehmer die Situation. Auch die relativ hohen EU-Gasspeicherfüllstände von 74 % und die gute Versorgung aus Norwegen sorgen für eine entspannte Lage auf dem Gasmarkt. Die Preise für den TTF-Frontmonat-Kontrakt erreichten in der letzten Woche daher ein neues 5-Monats-Tief von 29.21 EUR/MWh. Allerdings sehen die Modellprognosen für die Marktgebiete TTF und THE ab Februar Preisanstiege voraus, die sich dann auch auf die Strompreise positiv auswirken könnten. Der gestiegene asiatische LNG-Bedarf könnte die Preise des europäischen Gasmarktes stützen und damit ein bestimmtes Niveau sichern – vor allem, so lange die Preisspannen zwischen Asien und Europa entsprechend hoch blieben.

Insgesamt, so die Analystenmeinung, bliebe die Gesamtlage über die kommenden zwei Wochen eher auf der Seite der Bären, was vor allem an den warmen Temperaturen von 4 – 5°C über der Norm und einer 50 % über der Norm liegenden Windverstromung liege.

EUAs sanken in der letzten Woche weiter, hielten sich aber bei circa 63 EUR/t, so dass die Aussichten auch hier eher bearish sind. Allerdings könnten die bullishen Erwartungen schnell wieder zurückkehren: Auch in der vergangenen Woche bauten spekulative Investoren noch Shortpositionen auf, so dass EUA nun 20 % unter dem Preisniveau zu Jahresbeginn liegt und durchaus Gewinnmitnahmen realisiert werden können.

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Die Ölpreise stiegen am frühen Freitag um mehr als 2 %, nachdem die USA und das Vereinigte Königreich Luftangriffe gegen Houthi-Rebellen durchgeführt hatten – als Reaktion auf anhaltende Angriffe auf Handelsschiffe im Roten Meer. So wurde der Frontmonatskontrakt für Nordseeöl der Sorte Brent zuletzt mit einem Plus von 1.89 USD bei 79.29 USD/bbl notiert, während das WTI-Äquivalent um 1.93 USD bei 73.95 USD/bbl lag. Rund 12 % des weltweiten Schiffsverkehrs nehmen gewöhnlich die direktere Route durch das Rote Meer und den Suezkanal. Etwa ein Viertel der gesamten Schiffscontainer wurde umgeleitet, berichtete die BBC und zitierte Vincent Clerc, CEO des Schifffahrtskonzerns AP Moller Maersk: „Das Ausmass der Bedrohung wächst tatsächlich.“

Bjarne Schieldrop, Chefanalyst für Rohstoffe bei SEB manifest Clercs Aussage: „Der Angriff der USA und Grossbritanniens auf den Jemen wird dem, was sich derzeit im Nahen Osten abspielt, kaum Einhalt gebieten. Es handelt sich vielmehr um eine Eskalation mit wahrscheinlichen Vergeltungsmassnahmen des Irans und seiner Verbündeten“, so seine Analyse. „Die Befürchtung am Ölmarkt ist, dass sich die Region auf einem unvorhersehbaren Eskalationspfad befindet, bei dem die Ölversorgung irgendwann tatsächlich auf der Strecke bleiben wird“, notierte Schieldrop weiter. „Der Golf von Oman liegt ganz in der Nähe der Strasse von Hormuz, einem kritischen Engpass für die Ölströme“, so die Analysten der ING Bank in einer Stellungnahme. Nach deren Datenlage werden mehr als 20 Mio. Barrel Öl pro Tag durch die Meerenge transportiert, was etwa 20 % des weltweiten Verbrauchs entspricht. Die aktuellen Entwicklungen haben auch Implikationen auf den Gasmarkt. Qatar Energy, der weltgrösste LNG-Exporteur, könnte seine Schiffe um das Kap der Guten Hoffnung in Südafrika herumführen, um die Durchfahrt durch den Suezkanal zu vermeiden, so ein weiterer Experte am Montag. Drei katarische LNG-Tanker scheinen östlich der Meerenge Bab al-Mandab, der Einfahrt in den Suezkanal, angehalten zu haben. Zuvor hatten sie einen Kurs durch den Suezkanal signalisiert, wie ein Report von KPLER GmbH zeigte.

Der europäische Gasmarkt zeigte sich bisher jedoch unbeeindruckt von der brisanten Entwicklung: So fiel der TTF-Benchmarkkontrakt für einen Monat am Montag um mehr als 5 % auf einen Tiefstand von 30.20 EUR/MWh. Damit lag er in der Nähe des Fünfmonatstiefs von 30.02 EUR/MWh, das Anfang des Monats erreicht worden war. Verzögerungen bei den katarischen Lieferungen könnten durch mehr US-amerikanisches LNG kompensiert werden –zumal der europäische Markt gut versorgt ist, so die Teilnehmer. „Katar hat die Produktion oder den Export von LNG nicht eingestellt, aber seine Schiffe warten wahrscheinlich auf Anweisungen, wie sie mit den Sicherheitsbedenken bezüglich der Passage durch das Rote Meer umgehen sollen. Diese Region hat sich in einen Kriegsschauplatz verwandelt“, schrieb Francesco Sassi, Analyst bei der Denkfabrik RIE, auf dem Business-Netzwerk LinkedIn. Rund 12 % des LNG, das 2023 in Europa und der Türkei ankommt, stammt nach Angaben der KPLER GmbH aus Katar. Damit ist der übergeordnete Trend im Gas – und davon abhängig auch im Strommarkt – zwar noch bearisch, aber das Risiko von weiteren Eskalationen im Nahen Osten nimmt zu und könnte sich auf die Preisvolatilität auswirken.

Der CO₂-Leitkontrakt EUA Dezember 2023 hat den Handel am Montag bei 68.83 EUR je Tonne geschlossen. Damit verlor er seit dem Beginn seines Handelszeitraums als Leitkontrakt im Dezember 2022 insgesamt 21 Prozent seines Werts. Im Februar hatte er noch einen Rekord von 101.25 EUR je Tonne erreicht. Er stand damals allerdings unter den Einflüssen von geringeren CO₂-Emissionen in der Stromerzeugung, günstigeren Brennstoffen und einer schwächeren Nachfrage aus der Industrie.

Die Vergabemenge von CO₂-Zertifikaten im europäischen Handelssystem ETS wird in den nächsten Jahren sinken, da sich der lineare Reduktionsfaktor von 2,2 Prozent auf 4,3 Prozent erhöht. Allerdings gelangen durch zusätzliche Versteigerungen im Rahmen des Programms Repower EU auch mehr Zertifikate auf den Markt. Die Einnahmen aus den Auktionen will die EU verwenden, um die Abkehr von fossilen Brennstoffen – besonders von russischem Gas – weiter zu beschleunigen.

Mögliche Preisabschläge im CO₂-Handel könnten sich durch grössere Mengen verstärken – bedingt durch die Zielsetzung der EU, 20 Milliarden EUR mit weiteren Verkäufen einzunehmen. Im kommenden Jahr wird zudem ein Mehrangebot von 45 Millionen Tonnen auf den Markt kommen, wenn die Schifffahrt ebenfalls in das ETS aufgenommen wird. Das wird aller Voraussicht nach besonders zu Beginn zu einem Überhang führen, da die Nachfrage aus dem Bereich eher langsam anlaufen dürfte. Zudem soll die Marktstabilitätsreserve (MSR) – die seit 2019 aus dem Markt automatisch überschüssige CO₂-Emissionen entnimmt – im kommenden Jahr 55 Millionen Tonnen weniger daraus ziehen. Die Ausgangslage für 2024 sieht also nicht besonders gut aus.

Die LNG-Importe nach Europa sind in der vergangenen Woche um mehr als 7,5 Prozent gestiegen und verharren im Bereich ihres Sieben-Monatshochs. Die Preise fielen dagegen auf den tiefsten Stand seit dreieinhalb Monaten. Die Nachfrage in Europa ist aber angesichts voller Speicher, milden Wetters, schlechter Wirtschaftsdaten und eines starken Pipeline-Gasangebots begrenzt. Laut Meteorologen dürften die Temperaturen bis Mitte Januar über der Norm bleiben. Die Gasspeicher in der EU waren zuletzt zu 89 Prozent gefüllt, vier Prozentpunkte über den Vorjahreswerten zu diesem Zeitpunkt. Die Füllstände der LNG-Speicher liegen aktuell bei 59 Prozent.

Auch in Asien belastete das milde Wetter in Kombination mit hohen Lagerbeständen die Nachfrage. Durch Trockenheit verursachte Verzögerungen im Panamakanal begünstigten zudem Lieferungen nach Europa. Obwohl die Lieferungen aus den USA nach Asien im Winter rentabler sind als die nach Europa, wird unser Kontinent auf Grund der Staus im Kanal als Bestimmungsort bevorzugt. Wegen der begrenzten Nachfrage hatte zuletzt die Lagerung auf See zugenommen. So warteten fünf Schiffe länger als fünf Tage auf ihre Entladung in Europa: der Höchstwert seit Ende letzten Monats.

Die nächste Ausgabe des «Energy Flash» erscheint am Mittwoch, 17. Januar 2024.

Primeo Energie wünscht Ihnen frohe Festtage und einen erfolgreichen Start ins neue Jahr 2024.

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Die jüngsten Kälteeinbrüche in Europa haben die Nachfrage nach Wärme in den letzten Tagen etwas angekurbelt. Da ausserdem weniger erneuerbare Energien eingespeist wurden, kamen mehr fossile Brennstoffe für die Stromproduktion zum Einsatz. Trotz der Temperaturentwicklung war die Gasversorgung ausreichend, um die gestiegene Nachfrage zu decken. Während in der letzten Woche anhaltend Gas aus den Speichern entnommen wurde, blieben die Gasflüsse aus Norwegen und die LNG-Lieferungen auf einem erhöhten Niveau. So ist es nicht überraschend, dass in der vergangenen Woche auf den nordwesteuropäischen Spotmärkten trotz der niedrigeren Temperaturen zu einem tieferen Niveau gehandelt wurde. Im Vergleich zur Vorwoche sank der Speicherstand um 3 Prozentpunkte und betrug am vergangenen Sonntag nur noch 94,7 %. Dies belegten die Daten von Gas Infrastructure Europe.

Ähnlich verhalten zeigten sich umliegende Märkte wie Kohle. Das grosse Angebot und die schwache Nachfrage dämpfen weiterhin die europäischen Kohlenotierungen. Jüngsten Schätzungen des Datenanbieters für Schüttgut DBX zufolge werden in diesem Monat 2,8 Mio. Tonnen Kohle nach Nordwesteuropa importiert – ein leichter Anstieg gegenüber 2,7 Mio. Tonnen im November. Analysten zufolge fehlt es derzeit an starken fundamentalen Faktoren, um die europäischen Kohlepreise zu stützen, da das Angebot bei mässiger Nachfrage in der Stromerzeugung immer noch gross ist. Eine zweitägige Blockade der Schifffahrtswege des wichtigsten Kohlehafens Australiens (Newcastle) durch hunderte Klimaaktivisten am vergangenen Wochenende nährte etwas die Hoffnung. Während der dreissigstündigen Blockade mussten die Frachtfahrten aus Sicherheitsgründen ausgesetzt werden. In der Folge stieg der Newcastle-Index um 4,5 % zu Wochenbeginn. Der Einfluss auf den europäischen Kohlepreis dürfte allerdings gering ausfallen. Die aktuelle Kältewelle sowie kurze Unterbrechungen der Lieferkette scheinen nicht die nötige Unterstützung für die Kohlepreise zu liefern, da die Ausfälle in den darauffolgenden Tagen bzw. Wochen schon wieder kompensiert werden. Nach deutlich unterdurchschnittlichen Werten in dieser Woche sollten die Temperaturen zum Wochenende hin laut Wettervorhersagen wieder sichtbar über den Normwert steigen und in der kommenden Woche Durchschnittswerte von 2 Grad darüber erreichen, bevor es wieder kälter werden soll.

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Das Ziel, das für die Erzeugung erneuerbarer Energien im Jahr 2030 gesteckt wurde, liegt laut Montel mittlerweile in Reichweite. Die Denkfabrik Ember liess am Dienstag verlauten, dass die Welt auf dem Weg sei, die Kapazität in diesem Zeitraum zu verdoppeln. Wenn das derzeitige Wachstum beibehalten würde, könne sie sogar verdreifacht werden – dies entspräche dann auch dem Ziel der Internationalen Energieagentur (IEA).

Die nationalen Ziele für die Produktion erneuerbarer Energien in den EU-Mitgliedstaaten und 57 weiteren Ländern seien so festgelegt, dass sich bis 2030 eine Gesamtkapazität von 7,3 TW ergäbe, so der Thinktank. Im vergangenen Jahr wurden bereits 3,4 TW installiert. Dies zeigt eine Aufstellung der Länder, die für 90 % der weltweiten Emissionen des Energiesektors verantwortlich sind. Auch wenn die derzeitige Politik bereits den raschen Ausbau fördert, bleibt sie doch hinter dem Fahrplan der Internationalen Energieagentur (IEA) zurück. Dieser sieht bis 2030 die Produktion von 11 TW vor, um bis Mitte des Jahrhunderts dann die Netto-Null-Emission zu erreichen. Dennoch kann die Welt den IEA-Meilenstein noch erreichen, wenn sie die Wachstumsrate von 17 % pro Jahr bei der Einführung erneuerbarer Energien beibehält. Wie Ember ergänzt, wurde dies im Durchschnitt seit 2016 erreicht. «Die heutigen Ziele sind bereits veraltet und sollten aktualisiert werden», sagte Katye Altieri, globale Analystin bei Ember. Laut dem Bericht sind 12 Länder dabei, ihre Kapazität an erneuerbaren Energien bis 2030 zu verdreifachen. In Europa waren dies die Tschechische Republik, Estland, Ungarn, Irland und Litauen.

Weitere 13 Länder waren in diesem Jahr auf dem besten Weg, ihre Ziele für 2030 früher zu erreichen als geplant. Zu den europäischen Beispielen gehören Frankreich, Spanien, die Niederlande und Schweden; auf internationaler Ebene waren dies China, Japan und Brasilien. Laut Ember waren Ende letzten Jahres in der EU 565 GW an Kapazitäten für erneuerbare Energien installiert. Dies entspricht 39 % der Stromerzeugung. Im vergangenen Jahr haben die EU-Länder noch einmal um 49 GW erweitert. Dies bedeutet, dass sie bis zum Ende des Jahrzehnts durchschnittlich 84 GW pro Jahr hinzufügen müssten, um ihre nationalen Ziele zu erreichen. Diese belaufen sich auf eine Kapazität von 1.236 GW und damit etwa 69 % der Stromerzeugung.

Der Inflationsdruck gefährde die Bemühungen der EU, die installierte Windkraftkapazität bis 2030 von 200 GW auf 420 GW zu erhöhen, äusserte sich Christoph Zipf, Sprecher von Wind Europe, der europäischen Interessenvertretung der Branche. Engpässe in der heimischen Produktion zwingen die europäischen Lieferanten zunehmend dazu, kritische Komponenten zu importieren. «Die Windindustrie muss Stromkabel, Getriebe und sogar Stahltürme aus China kaufen. Wir bauen ein paar neue Fabriken auf, aber das reicht nicht für den massiven Ausbau der Windenergie, den Europa jetzt braucht», so Zipf. Europa müsse allein in die Hafeninfrastruktur rund 9 Mrd. Euro investieren und die Zahl der Beschäftigten in der Windindustrie in nur sieben Jahren von 300.000 auf 500.000 erhöhen. «Jetzt ist es nicht an der Zeit, das Windenergieziel für 2030 in der EU zu erhöhen. Es ist Zeit für die Umsetzung: schnellere Genehmigungen, bessere Finanzierung, Ausbau der Lieferkette, Einstellung von Fachkräften – sonst wird Europa seine Ziele für 2030 nicht erreichen.»

Der massive Ausbau der erneuerbaren Energien hat auch Auswirkungen auf das Preisgefüge der einzelnen Stromprodukte. So ist davon auszugehen, dass ein windreicher sonniger Feiertag die Preise massiv fallen lässt. Dies ist insofern wichtig, da schon jetzt antizipiert werden kann, dass speziell Sommer-Peak-Produkte preislich stark fallen werden – wie tief wird allerdings erst die Zukunft zeigen. Vorbild im Ausbau der alpinen PV ist die Schweiz. Die Kosten für eine solche Anlage sind zwar rund dreimal so hoch wie bei einer herkömmlichen PV-Anlage. Doch durch den steilen Winkel produziert sie auch im Winter verhältnismässig viel Strom, was eine ideale Ergänzung zu den bestehenden erneuerbaren Energiequellen darstellt.

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Die Gaspreise stiegen im Oktober trotz schwacher Fundamentaldaten mit hoher Volatilität deutlich gegenüber dem Vormonat. Ohne die Nahostkrise wäre das Preisniveau allerdings niedriger gewesen. Die Tagesdurchschnittstemperaturen lagen zum Beispiel in Deutschland im Oktober mit 13.3 Grad Celsius rund 3 Grad über der Norm. Dieser Trend setzt sich auch in der ersten Novemberhälfte fort. Dementsprechend schwach verlief die Gasnachfrage in Deutschland im Oktober mit insgesamt 58.4 TWh. Sie lag damit rund 26 Prozent unter dem Durchschnitt der Jahre 2018 bis 2022.

Die Gasnachfrage der europäischen Länder im Oktober lag insgesamt bei knapp 274 TWh, was ein Minus gegenüber dem Fünfjahresdurchschnitt von 23 Prozent bedeutet. Bei den milden Temperaturen konnte weiter eingespeichert werden, wenn auch – wegen der vollen Gasspeicher – nur begrenzt. Der Füllstand der Gasspeicher in der EU betrug Anfang dieser Woche 99.6 Prozent, in Deutschland lag er sogar bei 100.1 Prozent.

Im Oktober kamen 134 LNG-Tanker an den europäischen LNG-Terminals an. Dies ist der höchste Wert seit Juni dieses Jahres, als 138 Ladungen importiert wurden. Davon kamen 57 Schiffslieferungen aus den USA, die im laufenden Jahr insgesamt 582 Lieferungen nach Europa verschifft haben und den europäischen LNG-Markt mit einem Marktanteil von 44 Prozent dominieren.

Das Land mit der weltweit höchsten LNG-Nachfrage bleibt auch im Oktober Japan. Im laufenden Jahr akkumulieren sich die Importe auf 755 Lieferungen, was 56 Prozent der gesamten europäischen LNG-Importe entspricht. Die norwegischen Gasexporte via Pipeline zeigten sich im Oktober mit 104 TWh gegenüber dem Vormonat (58 TWh) deutlich erholt und auf dem höchsten Stand seit April dieses Jahres. Bedingt durch die intensiven Wartungsperioden in den vergangenen Monaten liegen die Gesamtexporte Norwegens im laufenden Jahr mit insgesamt 973 TWh rund 6 Prozent unter dem Fünfjahresdurchschnitt.

Analysten erwarten, dass sich neue US-Sanktionen gegen das russische LNG-Terminalprojekt Arctic LNG 2 mit einer Kapazität von 27 Mrd. Kubikmetern/Jahr nicht auf die Versorgung Europas in diesem Winter auswirken werden. Das US-Finanzministerium hat letzte Woche den Betreiber des Projekts, das in diesem Winter in Betrieb gehen soll, in die Massnahmen einbezogen. Diese zielen darauf ab, die künftige Energieproduktion Russlands einzuschränken. Das sollte sich jedoch nicht auf das kurzfristige Angebot auswirken, da bis zum ersten Quartal des kommenden Jahres wahrscheinlich keine Ladungen exportiert werden.

Die erste von drei Verflüssigungsanlangen soll bis Ende des Jahres in Betrieb gehen. Obwohl viele der langfristigen Lieferverträge für die Anlage mit asiatischen Unternehmen abgeschlossen wurden, dürfte ein wesentlicher Teil des LNG aufgrund der Nähe und der geringeren Transportkosten nach Europa gehen. Diese Situation könnte sich aber ändern, wenn die EU aufgrund des Krieges gegen die Ukraine direkte Sanktionen gegen russische LNG-Importe verhängt, um sich vom russischen Gas zu lösen.

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Kohle - Der Anteil der Steinkohle am deutschen Strommix ist in diesem Winter schwer vorherzusagen. Dies läge an den Spannungen im Nahen Osten und den Wettervorhersagen, die für den Gasverbrauch ausschlaggebend seien, sagte ein Analyst am Montag zu Montel.

Aufgrund der verhaltenen Nachfrage und der niedrigen Gaspreise sank der Anteil der Steinkohle im Stromsektor im Juli auf nur 2,9 %. Nach den Daten des deutschen Thinktanks Fraunhofer ISE stellt dies den niedrigsten Prozentsatz seit Beginn der Aufzeichnungen im Jahr 2010 dar. Seitdem ist der Anteil wieder gestiegen; in diesem Monat lag er bislang durchschnittlich bei 6,5 %: dem höchsten Wert seit April. Massgebend ist dabei die Entwicklung der Gaspreise. Diese stehen unter dem Einfluss von Befürchtungen, dass der Nahost-Konflikt die Energieversorgung in der Region beeinträchtigen könnte. „Derzeit konkurrieren Gas und Kohle im Strombereich von November bis März auf einem ähnlichen Niveau“, sagte Silvia Messa, Energie-Analystin bei EnAppSys, einem Montel-Unternehmen.

Gas - Hier sind das Wetter und die geopolitischen Spannungen entscheidend. Der Gasmarkt scheint nervös zu sein. In die positive Richtung ist das Risiko dabei grösser. Es gilt nach wie vor die Merit-Order. Das Kraftwerk, das zuletzt auf den Markt kommt, bestimmt den Preis. Dabei sind Gaskraftwerke in der Regel am teuersten und Steinkohlekraftwerke etwas günstiger. Tatsächlich lagen die kurzfristigen Grenzkosten für die deutsche Gasstromerzeugung im November laut Montel-Berechnungen zuletzt bei 134.41 EUR/MWh im Vergleich zu 130.43 EUR/MWh für Steinkohle. Die Differenz war also gering; hätte der Preis der Kohle jenen von Gas übertroffen, wäre Kohle die massgebende Commodity für den Preis des Strom-Mix.

Im Dezember vergrössert sich die Differenz: Gas liegt bei 143.43 EUR/MWh und Kohle bei 129.51 EUR/MWh. «Die volatilen Gaspreise machen es aber schwierig, die tatsächliche Produktion vorherzusagen», sagte Nathalie Gerl, Stromanalystin bei LSEG. «Die Prognosen ändern sich jeden Tag, weil die Stromerzeugungskosten für Gas und Kohle in den Wintermonaten näher beieinander liegen als im Sommer», so die Expertin zu Montel. Der Anstieg der Gaspreise mache GuD-Gasturbinen jetzt teurer als die durchschnittlichen Kohlekraftwerke in der Merit-Order, legte sie weiter dar. «Wir und auch der Markt im Allgemeinen hatten diesen Anstieg der Kohleerzeugung erwartet, aber die höheren Gaspreise haben die Prognose nun sichtbar angehoben. Die stärkere Kohleförderung – in Kombination mit der jüngsten Rückkehr von 1,9 GW Braunkohleblöcken könnte sogar zu einem kleinen Nettostromexport in Deutschland führen», fügte Gerl hinzu.

Strom - Deutschland ist seit März Nettoimporteur von Strom. Nach Clement Bouilloux, ebenfalls Analyst bei EnAppSys, sind zwei Szenarien vorstellbar, in denen Deutschland im November zum nächsten Stromexporteur werden könnte. Das erste wäre, wenn deutsche Kohlekraftwerke billiger als Gaskraftwerke in Belgien, den Niederlanden und Österreich wären, so der Experte. Als zweites Szenario wäre eine geringe Windkraftproduktion in Europa denkbar, was die Nachfrage nach deutscher Gas- und Kohleproduktion erhöhen würde. Die derzeitige milde Phase in Deutschland wird voraussichtlich bis mindestens Mitte November andauern. Wie sich der Krieg in Nahost entwickelt, ist aber nach wie vor nicht vorauszusehen.

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Öl – Nach den jüngsten kriegerischen Auseinandersetzungen in Nahost schnellten die Kontrakte nach oben. Im Frontmonat stiegen die Brent-Rohölpreise zu Beginn der Handelswoche um mehr als 5 %: Sie erreichten ein Intraday-Hoch von 89 USD/bbl. Dass dies jedoch keine unmittelbaren Auswirkungen auf den europäischen Gasmarkt hat, wurde von Wayne Bryan bestätigt, dem Leiter des europäischen Gasmarktes LSEG. «Auch wenn der Wochenstart recht bullisch ist, könnte diese Angst in den kommenden Tagen nachlassen, wenn man sich die Gründe ansieht», betonte Bryan.

Gas - Mit dem schnellen Anstieg der Ölkontrakte stiegen auch die Gas- und Stromkontrakte. Analysten führten die Preissteigerungen auf dem Gasmarkt auch auf einen Ausfall von 2,6 Mrd. m³/Jahr der Gaspipeline Balticconnector zwischen Finnland und Estland und auf kältere Wettervorhersagen zurück. Der Leiter der Gasmärkte für die Iberische Halbinsel bei einem globalen Unternehmen sagte, der Konflikt habe den Kurvenpreisen eine Risikoprämie hinzugefügt. Es werde davon abhängen, ob sich der Konflikt auf andere Länder in der Region ausbreiten würde.

Eine Energie-Analystin aus Tel Aviv sagte: «Die Hauptauswirkungen beziehen sich nicht auf die Energie, sondern auf die Sicherheit. Der Energiemarkt ist noch nicht involviert». Ein anderer in Israel ansässiger Energieberater urteilte: «Es ist noch zu früh, um die Auswirkungen der Angriffe auf Israels Energieinfrastruktur zu kommentieren, obwohl das Energieministerium des Landes Chevron als Vorsichtsmassnahme angewiesen hat, den Betrieb des Tamar-Gasfeldes mit einer Geschwindigkeit von 8 bis 10 Milliarden Kubikmetern pro Jahr einzustellen. Die Bohrinsel ist Gaza am nächsten – mindestens 22 Kilometer vor der Küste – und daher schwieriger zu schützen». Der grösste Teil der Produktion von Tamar wird in Israel selbst verwendet; kleine Mengen werden jedoch auch nach Ägypten und Jordanien verschifft. Chevron war für eine Stellungnahme nicht erreichbar, als das Unternehmen von Montel kontaktiert wurde.

Ein europäischer Gasanalyst sagte, es sei noch recht früh, um die längerfristigen Auswirkungen auf den Markt abzuschätzen. Er fügte hinzu, dass das Hauptrisiko in Bezug auf israelische Gasexporte nach Ägypten bestehe, von denen einige als LNG nach Europa weiter exportiert werden. «Es gab jedoch keine Berichte über Beeinträchtigungen der Ströme», fügte er hinzu. «Im Moment gibt es keine Unterbrechungen bei LNG, aber ein Hauptrisiko – falls es zu einer Eskalation kommt – sind potenzielle Raketenangriffe auf die israelische Pipeline-Infrastruktur», kommentierte Leo Kabouche, LNG-Analyst bei EnergyAspects das Geschehen. Es bestünde auch das Risiko von Unterbrechungen des LNG-Schiffsbetriebs, sagten Analysten. «Unterbrechungen der LNG-Lieferungen durch den Golf sind das grösste Risiko», bestätigte ein in Grossbritannien ansässiger Cross-Commodity-Analyst. Er ergänzte, dass die Auswirkungen auf die kurzfristigen Preise vermutlich stimmungsbedingt seien. «Es gibt möglicherweise einige erhöhte Risikoprämien, die in die Preise einkalkuliert werden, falls sich der Konflikt auf den Rest der Nahostregion ausweitet», führte er weiter aus.

Die kommenden Tage werden entscheidend sein, ob wir weiterhin mit höheren Notierungen bei Öl, Gas und Strom rechnen müssen. Gerade bei Strom haben wir einen sehr bearischen September hinter uns. Darüber hinaus sollte berücksichtigt werden, dass eine Gegenbewegung rein aus technischen Gesichtspunkten überfällig war.

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Die deutschen Gasspeicher haben die gesetzliche Vorgabe von 95 % für den 01. November frühzeitig erreicht. Vor einem Jahr lag der Füllstand bei 91,1 %. Der nächste Mindestwert für den 01. Februar 2024 liegt laut Gasspeichergesetz noch bei 40 %. Sollten die Temperaturen im Winter sehr kalt werden, könnte dieses Ziel eine Herausforderung darstellen. Die Vorgaben des Gasspeichergesetzes hatte die deutsche Bundesregierung im Zuge der Energiekrise im vergangenen Jahr erlassen; sie gelten noch bis zum 01. April 2027. Auch die vorherigen Normen von 85 % und 75 % hatten die Gasspeicher in diesem Jahr vorzeitig erreicht. Die EU hat ähnliche Verordnungen erlassen wie Deutschland, das Ziel für November jedoch auf 90 % festgelegt. Der Füllstand der EU-Speicher liegt aktuell ebenfalls bei 95 %. EU-weit verfügt Deutschland mit knapp 250 TWh über die grössten Speicherkapazitäten.

Die Streiks an zwei australischen LNG-Anlagen von Chevron könnten schnell wieder beginnen. Chevron und die Vertreter des Gewerkschaftsbunds Offshore Alliance hatten vergangene Woche unter Leitung einer Behördenkommission einen Kompromiss für die 500 Arbeiterinnen und Arbeiter an den Anlagen Wheatstone und Gorgon ausgehandelt. Diese stellen 6 % des weltweiten LNG-Angebots. Die Offshore Alliance liess jedoch verlautbaren, dass der an die Gewerkschaften geschickte Vertrag nicht mit den zuvor ausgehandelten Vereinbarungen übereinstimme; einige Verhandlungsergebnisse seien nicht aufgenommen worden. Konkrete Punkte wurden allerdings nicht genannt.

Die LNG-Importe nach Europa sind vergangene Woche um 5,9 % auf 2,6 Mrd. Kubikmeter und damit auf den höchsten Stand seit August gestiegen. Die sehr gut gefüllten Gasspeicher und das milde Wetter belasten aber vermutlich die Nachfrage in Europa. In der laufenden Kalenderwoche liegen die Temperaturen in Deutschland, Europas grösstem Gasverbraucher, 3,5 Grad über der Norm. In der vergangenen Woche kehrte zudem das norwegische Gasfeld Troll nach einem mehrfach verlängerten Wartungsstillstand zurück. Dadurch stiegen die Gesamtlieferungen des Landes gegenüber der Vorwoche um 110 Mio. Kubikmeter/Tag auf 256 Mio. Kubikmeter/Tag an. Unterdessen erreichten die asiatischen LNG-Importe mit 7,7 Mrd. Kubikmetern den höchsten Stand seit Mitte März. Als Grund nannten Analysten die starke Nachfrage aus China und Japan, die schon Vorräte für den Winter anlegen.

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Im August wurde in den französischen Kernkraftwerken wieder mehr Strom erzeugt. Die Menge lag bei 23,9 Terawattstunden (TWh) und damit 5,8 TWh höher als im gleichen Monat des Jahres 2022. Die bisherige kumulierte Jahresproduktion betrug 206,1 TWh und damit 15,1 TWh über dem Wert des gleichen Zeitraums im Jahr 2022. Für das laufende Jahr strebt der Konzern ein Ziel von 300 bis 350 TWh an – im Vergleich zu 279 TWh im Jahr 2022. EDF habe Lehren aus den Problemen mit den Stresskorrosionen in den Reaktoren gezogen und könne diese nun besser bewältigen. Man gehe mit deutlich grösserer Zuversicht in den kommenden Winter als im vergangenen Jahr, teilte der Vorstandsvorsitzende Luc Rémont bei einer Veranstaltung des französischen Arbeitgeberverbands Medef mit. Unterdessen zeigen die jüngsten Prognosen einen Anstieg der verfügbaren Kernkraftkapazität von aktuell 40,7 GW auf 49,7 GW im Oktober, 52,3 GW im Dezember und schliesslich 56,9 GW im kommenden Januar. Auch die Stromerzeugung aus Wasserkraft nahm im August im Jahresvergleich um 32,4 % auf 2,5 TWh zu. Dies ist auf eine verbesserte Bewirtschaftung der Wasservorräte, aber auch auf höhere Niederschläge zurückzuführen. Seit Jahresbeginn stieg die Produktion der EDF-Staudämme in Frankreich um 5,4 % auf 24,5 TWh.

Es wird also erwartet, dass sich die Kern- und Wasserkraftproduktion im kommenden Winter erholt. Dies dürfte dann auch zu einer Umkehr der Stromflüsse führen. Falls es nicht zu unerwarteten Problemen in französischen Kernkraftwerken kommt, wird Frankreich damit wieder zum Netto-Stromexporteur. Im Winter 2022 war das Land zum ersten Mal seit über 40 Jahren zum Netto-Stromimporteur geworden, da aufgrund von Korrosionsprüfungen in den Kernkraftwerken und des niedrigen Pegels in den Wasserkraftwerken weniger Strom produziert werden konnte.

Das Frontjahr auf dem deutschen Strommarkt notierte am Dienstag der laufenden Woche zeitweise auf seinem tiefsten Stand seit 3 Monaten (126.15 EUR/MWh). Belastet wird der Kontrakt von den niedrigen Preisen auf den Gas- und CO₂-Märkten. Wichtig für die Entwicklung ist der noch nicht beigelegte Tarifstreit zwischen Chevron und den Mitarbeitenden auf zwei australischen LNG-Plattformen, der möglicherweise Konsequenzen für den globalen LNG-Markt nach sich zieht. Dieser Einfluss wird jedoch von hohen Gasspeicherständen in Europa und den höheren Gasflüssen überlagert, die nach Ende der Wartungsarbeiten in Norwegen wieder nach Europa strömen werden. Darüber hinaus beeinträchtigten die gestiegene Kapazitätsauslastung der französischen Kernkraftwerke und die verbesserte Situation der Wasserkraft den Einsatz von Gas und Kohle für die Stromproduktion. Dies deutet auf ein komfortables Umfeld für die Strommärkte hin, wie man am französischen Strommarkt erkennen kann. In den letzten drei Wochen fiel der Frontjahreskontrakt um ca. 21 Prozent auf 132 EUR/MWh, den Wert vom Dienstag der laufenden Woche. Der Aufpreis des französischen Kontraktes gegenüber seinem deutschen Pendant ist in diesem Zeitraum von 20.14 EUR/MWh auf nur noch 5 EUR/MWh geschrumpft. Das Schweizer Pendant notiert derzeit 6 EUR/MWh höher, vor drei Wochen war dagegen der französische Frontjahreskontrakt 0.08 EUR/MWh teurer (Settlement vom 22.8.2023).

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Wayne Bryan, Direktor der europäischen Gasforschung, wies beim Nordic Energy Day 2023 der Montel Group darauf hin, dass die europäischen Gaspreise bis auf 20 EUR/MWh oder darunter sinken könnten, wenn die Temperaturen auf dem Kontinent im kommenden Winter mild ausfielen. Massgeblich dafür seien die Temperaturen im Oktober und November. Wären sie in diesem Zeitraum überdurchschnittlich, erhöhe dies die Wahrscheinlichkeit einer Baisse. Bereits am 18. August dieses Jahres habe Europa das Speicherziel von 90 % erreicht. Speziell im Spotmarkt könnte dies rapide sinkende Preise zur Folge haben. Bemerkbar würde dies nach Bryan allerdings erst später: «Sobald die Gefahr eines kalten Winters nachlässt, könnten die Preise kurzfristig unter 20 EUR/MWh fallen, aber wir müssen Dezember, Januar und Februar überstehen, bevor wir einen signifikanten Abwärtstrend erkennen.»

Europas Benchmark-Gasvertrag für den ersten Monat am niederländischen TTF-Hub ist seit 9. August um 18 % gestiegen. Bedingt wurde dies durch die Streikdrohung australischer Arbeiter in LNG-Anlagen. Am vergangenen Dienstag gab es ein Zweimonatshoch von 44,80 EUR/MWh. Zuletzt war ein Rückgang um 4 EUR auf 32,80 EUR/MWh zu verzeichnen, nachdem zuvor ein Tief von 28,99 EUR/MWh erreicht worden war. Dies war der niedrigste Stand seit 7. August. An diesem Tag wurde bekannt, dass der Streik in einer der LNG-Anlagen möglicherweise abgewendet werden könne. Der Streik bei der australischen Firma Woodside wurde bereits beigelegt, dennoch ist das Risiko noch nicht ganz vom Tisch. Bei der Firma Chevron wird mit einem Streikbeginn ab 7. September gerechnet, falls keine Veränderungen mehr eintreten. Weltweit bleibt die Versorgungslage angespannt. Wayne Bryan sagte: «Die jüngsten Preisbewegungen, die durch die Nachricht einer möglichen Kürzung der LNG-Versorgung ausgelöst wurden, zeigen, wie übermäßig Europa auf gekühlten Kraftstoff angewiesen ist, um die verlorenen russischen Mengen zu ersetzen.» Die Region reagierte aber nicht nur empfindlich auf etwaige Versorgungsunterbrechungen. Die kälteren Bedingungen sowohl im pazifischen als auch im atlantischen Becken könnten gleichzeitig dazu führen, dass sich der Wettbewerb um LNG zwischen Europa und dem Hauptverbraucher Asien verschärft. Deshalb ist auch in den kommenden Wochen mit einem volatilen Gasmarkt und in der Folge auch mit einem volatilen Strommarkt zu rechnen. Für die Industrie ist ein Fall der Preise essenziell. Damit sie überleben könne, müssten die Strompreise in Europa vom aktuellen Niveau um 30 bis 40 % auf etwa 80 EUR/MWh sinken – obwohl eine Energieeffizienz-Verbesserung und eine vollständige Einführung der Ökostromversorgung den Druck lindern könnten, sagte ein Analyst am Donnerstag. Auf dem Nordic Energy Day 2023 von Montel erklärte Henning Gloystein, Direktor für Energie, Klima und Ressourcen bei der Eurasia Group: «Eine Deflation der Strompreise ist erforderlich, damit die Industrie auf normale Weise mit der Konkurrenz zurechtkommen kann. Hohe Gaspreise aber verhindern dies und könnten bis mindestens 2025 ein Problem darstellen.»

Große Branchenakteure wie Zementhersteller, Metallproduzenten und Chemieunternehmen hatten zuvor erklärt, dass sie durchschnittliche Grundlastpreise von 70 bis 80 EUR/MWh benötigen würden, um wettbewerbsfähig zu bleiben. Allerdings überstiegen die Werte in vielen Teilen Europas 100 EUR/MWh. Mit einem Rückgang auf dieses Niveau ist jedoch erst Mitte des Jahrzehnts zu rechnen. So wird die Deindustrialisierung Europas durch die aktuellen Energiepreise vermutlich beschleunigt. Wie viel Industrie Europa braucht und wie Regierungen in die Preisdynamik eingreifen, ist Aufgabe der Politik. Somit steht Europa in diesem Jahrzehnt einmal mehr vor grossen Herausforderungen.

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Vertreter der australischen LNG-Produzenten Woodside Energy und Chevron sprechen derzeit mit den Gewerkschaften, um den drohenden Streik in ihren australischen Anlagen abzuwenden. Wie die Nachrichtenagentur Reuters meldete, sagte ein Woodside-Sprecher, man habe sich in einer Reihe von Schlüsselfragen geeinigt. Im Falle eines Streiks würden außerdem Notfallpläne für solche Fälle aktiviert. Reuters berichtet weiter, schlimmstenfalls wären bis zu 10 Prozent der weltweiten LNG-Exporte von dem Ausstand betroffen. Mit langfristigen Kontrakten beliefern die australischen Anlagen vor allem asiatische Adressen. Im Streikfall müssten diese die fehlenden Mengen am Spotmarkt zukaufen und träten somit in Konkurrenz zu den Europäern. Für den Streik stimmten 99 Prozent der Beschäftigten der Woodside-Plattformen, die die North-West-Shelf-LNG-Anlage beliefern. Die Gewerkschaften haben darüber allerdings noch nicht entschieden. Die Arbeitsniederlegungen könnten alle Formen von verlängerten Pausen bis zu einem umfassenden Streik annehmen. Bevor man über Arbeitsniederlegungen endgültig entscheidet, sollen die Gespräche diese Woche weitergehen, so ein Gewerkschaftssprecher. Für die Beschäftigen von Chevron steht die Abstimmung über Streikmassnahmen noch aus. Die Zustimmung hierfür – die nach australischem Arbeitsrecht von der Fair Work Commission erteilt werden muss – dürfte allerdings kurzfristig eintreffen.

Nachdem die Nachrichten über mögliche Arbeitsniederlegungen bekannt wurden, stiegen die europäischen LNG-Preise im Einklang mit dem niederländischen TTF sprunghaft an. Laut Analysten könnte ein über den Oktober andauernder Streik drastische Folgen mit sich bringen: Die Preise für LNG in Asien und für europäisches Erdgas auf der Nordhalbkugel könnten sich im Winter fast verdoppeln im Vergleich zu den Preisen von Anfang letzter Woche. Andere Marktteilnehmer argumentieren, mögliche Streiks in Australien seien nicht der einzige Grund für Bedenken hinsichtlich der globalen Gasversorgung. Offenbar ist seit Ende Juli kein peruanisches LNG mehr verschifft worden. Darüber hinaus läuft die Corpus-Christi-Anlage in den USA derzeit etwa 15 Prozent unter ihrer durchschnittlichen Auslastung.

Der Öl-Markt entwickelte sich in den letzten Wochen überraschend positiv. Der Grund für die allgemein optimistische Stimmung lag in der Erwartung, dass die US-Wirtschaft auf eine sanfte Landung zusteuert, statt in eine Rezession abzugleiten. Dies und die Produktionskürzungen der OPEC+ sowie die Einschätzung, dass die Nachfrage im vierten Quartal und bis ins Jahr 2024 das Angebot übersteigen wird, sorgten für tendenziell steigende Preise. Trotz der weiterhin schlechten Wirtschaftsdaten aus China bleibt der Markt also zuversichtlich. Der weltgrösste Rohölimporteur China hatte jüngst eine Reihe negativer Zahlen veröffentlicht. Sinkende Einzelhandelsumsätze und eine zurückgehende Industrieproduktion veranlassten die chinesische Zentralbank gestern dazu, den Leitzins zu senken.

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Ab dem 16. August steht Ihnen der Energy Premium jeweils gegen 14 Uhr zur Verfügung.

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Aufgrund des Bundesfeiertags erscheint die nächste Ausgabe am 09.08.2023.

Die Unsicherheiten am europäischen Gasmarkt bleiben bestehen. Nach wie vor ist die Versorgungslage mit Gas in Europa kritisch. So sehen Experten die jüngsten Spannungen in Russland, respektive auf der Krim-Brücke als Anlass, die bereits bestehenden Spannungen weiter anzufeuern. Ein vollständiger Lieferstopp seitens Russlands könnte dazu führen, den Gasmarkt massiv anzuheizen. Natürlich müssen dabei auch andere Faktoren berücksichtigt werden. So etwa wie warm/kalt der kommende Winter wird. Darüber hinaus ist die konjunkturelle Entwicklung speziell in China massgebend. Würde das Wirtschaftswachstum hier besser als erwartet ausfallen, so ist mit einer Angebotsverknappung in Europa zu rechnen, zumal der Gasmarkt bedingt durch den Angriffskrieg Russlands und ferner durch höhere LNG-Lieferungen viel globaler geworden ist. LNG ist laut dem aktuellen Gasmarktbericht der IEA in Paris die Grundlastquelle und hat daher das Pipelinegas an dieser Stelle abgelöst. Dabei stieg der LNG-Anteil in Europa von 12% im vergangenen Jahrzehnt auf über 35% im vergangenen Jahr, Tendenz steigend. Für die Experten ist daher klar, dass angesichts des Ausstiegs der russischen Pipeline-Gasexporte der gesamte Gasmarkt neu evaluiert werden müsse. Es sei essenziell, dass Verbraucher und Produzenten in einen engeren Dialog treten müssen, so die IEA-Experten bei ihrem letzten Dialog. Erfreulich in diesem Kontext sind die aktuellen Gasspeicherstände, die voraussichtlich bis Anfang August zu 90% gefüllt sind. Bis Mitte September gehen die Experten von einem Füllstand von knapp 100% aus. Dass volle Gasspeicher jedoch kein Garant gegen eine hohe Marktvolatilität sind, zeigt die akute Handelswoche. Getrieben von den Eskalationen auf der Krim-Brücke stiegen die Notierungen speziell im Frontjahr deutlich. Die europäischen Gaspreise stiegen nach der Invasion Russlands in der Ukraine im Februar 2022 aufgrund von Versorgungsängsten in der Spitze Ende August 2022 auf Rekordhöhen von etwa 300 EUR/MWh. Das Preisniveau ist seitdem dramatisch gesunken und der Frontmonat am niederländischen Benchmark-Hub TTF wurde nun zu rund 25 EUR/MWh gehandelt, obwohl die IEA sagte, der Krieg habe „die Struktur“ des Marktes verändert. Wie jedoch die Entwicklungen in den nächsten Wochen weiter gehen, wird sich erst zeigen. Wesentlich dabei sind die konjunkturelle Entwicklung sowie die geopolitischen Spannungen, die aktuell nicht abreissen wollen.

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Die Situation in Russland mit dem Aufstand der Söldnergruppe Wagner am vergangenen Wochenende stellte ein neues geopolitisches Risiko dar, das vom Markt bisher nur wenig wahrgenommen wurde. Der Vormarsch wirft nicht nur Fragen über die innere Stabilität in Russland auf, sondern hat auch die Sorgen hinsichtlich der Versorgungslage am Gasmarkt und damit auch die Preise zunächst wieder steigen lassen. So hatten die Gasnotierungen am vergangenen Montag zum Start in die neue Handelswoche zunächst kräftig zugelegt. Obwohl die Abhängigkeit Europas von russischen Gaslieferungen seit dem Angriffskrieg Russlands auf die Ukraine inzwischen stark reduziert wurde, stellen innere Unruhen beim global enorm wichtigen Energielieferanten ein stark bullishes Szenario dar. Jedoch hielt die Nervosität nicht lange an und noch im Laufe des Montags kehrten die Notierungen wieder zurück. Hier dürften sich wie auch an den anderen Rohstoffmärkten zweifellos die Konjunktursorgen aufgrund weiter steigender Zinsen, insbesondere in den USA und Europa, als Preisdämpfer auf der Nachfrageseite erwiesen haben. Aber auch angebotsseitig zeichnen sich Analysten zufolge Entlastungen ab. So sind die Gasspeicher in Europa aktuell gut gefüllt. In Deutschland beispielsweise beträgt der Füllstand aktuell 81 Prozent (Stand: 3. Juli 2023), und damit ist die gesetzliche Zielvorgabe von 80 Prozent per 1. Oktober bereits 3 Monate im Voraus erfüllt. Ferner wird in der laufenden Woche die Wiederinbetriebnahme von 3 grossen norwegischen Gasanlagen nach dem Wartungsende erwartet. Am 15. Juli soll dann die gesamte Kapazität in Norwegen zur Verfügung stehen, zumindest bis Ende Juli, wie Transparenzdaten zeigen. Zudem hat das LNG-Terminal Sabine Pass in den USA nach den Wartungsarbeiten wie geplant den Betrieb wieder aufgenommen. Die Auswirkungen auf das LNG-Angebot werden jedoch erst mit etwas Verzögerung sichtbar sein.

Die jüngsten positiven Wirtschaftsdaten aus den USA wirkten stützend auf die Ölnotierungen, die die vergangene Woche mit kleinen Gewinnen abschlossen. In der laufenden Woche wurde bekannt, dass Saudi-Arabien seine Produktionskürzungen wohl fortsetzen will. Dem Bericht zufolge will das Land seine Förderbeschränkung um eine weitere Drosselung von 1 Mio. Barrel pro Tag bis August verlängern, um so die Ölpreise zu stabilisieren. Russland erklärte ebenfalls, dass es bis August 500´ 000 Barrel pro Tag weniger produzieren werde. Beide Extradrosselungen von insgesamt 1.5 Millionen Barrel pro Tag kämen zu den früheren Produktionskürzungen der OPEC hinzu. Der Schritt der beiden grössten Ölproduzenten erfolgte ausserhalb einer formellen Sitzung des Ölkartells und kommt zu einem Zeitpunkt, zu dem die Ölpreise seit knapp einem Jahr unter 100 US-Dollar pro Barrel liegen. Dennoch bleibe Analysten zufolge eine Belebung der Nachfrage aus China, dem grössten Ölimporteur der Welt, nach wie vor der Schlüssel für eine nachhaltige Erholung der Ölpreise.

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Aufgrund der jüngsten Hitzewelle mehren sich die Risiken für Europas Energieversorgungssicherheit. Dieser Juni wird der wärmste und trockenste seit über 40 Jahren, so Meteorologen. Der für die Kühlung erhöhte Strombedarf hat weitreichende Konsequenzen. So treiben Hitzewellen auch in Asien die LNG-Nachfrage und ferner auch die Strompreise nach oben. Auch für Juli und August sehen Experten keine Entspannung. Letztes Jahr hatte Europa den heissesten Sommer seit Aufzeichnungsbeginn. Dies hatte zur Konsequenz, dass inmitten der Gasversorgungskrise die Preise für Energie in die Höhe schnellten. Darüber hinaus führte die Trockenheit dazu, dass die niedrigen Pegelstände der wichtigen Flüsse in Europa den Steinkohle-Transport behinderten. Deutsche Strompreise kletterten dabei auf bis zu 700 Euro/MWh. Dazu kam wenig Erzeugung aus Wind, was die Residuallast zusätzlich erhöhte. Doch kann sich ein derartiges Szenario diesen Sommer wiederholen? Steven Silver, leitender Meteorologe bei WeatherDesk, sagte für die nächsten zwei Wochen „ungewöhnlich warme“ Bedingungen in ganz Europa voraus, während die staatliche Schwedische Behörde SMHI für Juli und August Temperaturen um 2–3 °C wärmer als üblich vorhersagte, mit der Gefahr einer oder zweier Hitzewellen im nächsten Monat. Der Deutsche Wetterdienst erwartet bis Ende August in Deutschland Temperaturen von bis zu 1 °C über der Norm und Niederschläge unter dem Normalwert. Diese Tendenzen haben allesamt Auswirkungen auf den Strompreis. Dieser zur Lieferung in Deutschland im nächsten Monat wurde zuletzt bei 96,85 EUR/MWh gehandelt, 20 Euro mehr als zu Monatsbeginn, während Strom im August an der EEX zuletzt bei 100 EUR/MWh gehandelt wurde. In Frankreich wurden die Kontrakte zu 97,75 EUR/MWh bzw. 95 EUR/MWh gehandelt, wie Daten der EEX zeigten. Zum Vergleich lagen im vergangenen Sommer die Strompreise vor Ort in Deutschland bei durchschnittlich 334 EUR/MWh und in Frankreich bei 382 EUR/MWh. Frankreich litt unter Stromknappheit und einer fehlenden Wintergasversorgung aufgrund der Folgen des russischen Krieges gegen die Ukraine. Während der Hitzewelle im vergangenen August produzierte Frankreich Atomstrom bei nur 44 % der Gesamtkapazität oder in anderen Worten 26,7 GW, wie EDF-Daten zeigten. Die Produktion könnte diesen Sommer erneut beeinträchtigt werden, wenn die Temperaturen weiter steigen. „Sollten die Prognosen zu diesem Zeitpunkt näher anhalten, dürfte dies die Preise stützen“, sagte ein Händler.

Ein weiterer treibender Faktor für die jüngsten Preissteigerungen waren Ausfälle der norwegischen Infrastruktur. Nach monatelangen sinkenden Preisen war dies ein Weckruf, dass die Gefahr von Versorgungsengpässen noch nicht gebannt sei, sagte Analyst Wayne Bryan von der Londoner Stock Exchange Group am Donnerstag. Der Frontmonatskontrakt am niederländischen Benchmark-Hub TTF stieg zuletzt im Tagesvergleich um 24 % auf ein 10-Wochen-Hoch. Dies machte deutlich, dass die Marktteilnehmer wegen künftiger Angebotsschocks weiterhin nervös sind, da Europa sich nicht mehr auf eine stabile Grundlast verlassen könne, so Wayne Bryan auf dem finnischen Energietag von Montel in Helsinki. Obwohl der aktuelle Preisanstieg hauptsächlich auf die durch Ausfälle in Norwegen und heisses Wetter ausgelöste Leerdeckung zurückzuführen sei, könnten die Kontrakte bald zurück gehen, da die Fundamentaldaten weiterhin rückläufig sind. Die Risiken steigen mit zunehmenden Temperaturen und so könnten uns volatile Wochen und Monate bevorstehen.

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Der Ausbau der erneuerbaren Energien in Europa schreitet weiter voran. Allein in diesem Jahr werden 60 GW Photovoltaik und Wind in der EU ausgebaut. Analysten zufolge reduziert dieser Ausbau die Abhängigkeiten von fossilien Energieträgern um fast 20 Prozent. Weltweit konnte so die Produktion dieses Jahr um 107 GW auf 440 GW gesteigert werden. Laut IEA sei dies die grösste Steigerung aller Zeiten. Fatih Birol (CEO IEA) sieht den Ausbau der erneuerbaren als den Schlüsseltreiber für die weltweite Energieexpansion. Ferner erwartet die IEA im kommenden Jahr, dass der Anteil von PV und Wind in manchen Ländern mehr als 40 Prozent der Produktion ausmacht. Mit eingerechnet sind hier wichtige Industriestaaten wie Deutschland, Spanien und Irland. In Bezug auf die Preise konnten hier in der EU mehr als 100 Milliarden Euro eingespart werden. "Die weltweite Energiekrise hat gezeigt, dass erneuerbare Energie nicht nur sicherer, sondern auch auf lange Sicht rentabler sind als fossile Energieträger" so Fatih Birol. Aktuelle Studien belegen, dass die hohe Produktion von Wind und Photovoltaik im Jahr 2022 zu einer Einsparung von über 12 Prozent der Gasspeicher geführt hat. In Europa wurden im ersten Quartal 2023 32 Prozent mehr Energie durch Wind und Photovoltaik produziert als durch Gas.

Der Ausbau hilft dabei die Abhängigkeit von Russland weiter reduzieren. Im Jahr 2022 zahlte die EU 57 Milliarden Euro für Pipeline Gas und weitere 18 Milliarden Euro für LNG. Für das erste Quartal 2023 reduzierten sich die Zahlungen gesamthaft für Pipeline Gas und LNG auf 5.4 Milliarden Euro. Dies zeigt, dass die Abhängigkeit Europas von Russland zwar reduziert, jedoch immer noch vorhanden ist.

Der Ausbau der erneuerbaren Energien führt häufig zu negativen Strompreisen. Händler bezeichnen es als das neue Normal, wenn beispielsweise in den Niederlanden die Spot-Preise fast jedes Wochenende ins Negative drehen. Die enorme Stromproduktion letztes Wochenende bewirkte, dass der Intraday Preis unter die Marke von –700 EUR/MWh rutschte. Das war die bereits 100. Stunde in diesem Jahr mit negativen Strompreisen an der EPEX-Spot. Verglichen mit insgesamt 83 negativen Stunden für das gesamte letzte Jahr ist dies eine signifikante Steigerung. Holland ist mit 1 kW installierter Leistung pro Einwohner Europas Solar Champion und es wird für diesen Sommer vorrausichtlich weiter, speziell an den Wochenenden, negative Strompreise geben. Dies zeigt einmal mehr, dass mit dem Ausbau erneuerbarer Energien auch das Thema Flexibilität in den Vordergrund rückt. Mit zunehmender Anzahl Stunden mit negativen Strompreisen werden auch Speichertechnologien rentabler. Hier haben die Niederlande mit weniger als 100 MW Speicherkapazität noch viel Potential. Die Produktion von grünem Wasserstoff durch Elektrolyse sehen Experten noch in weiter Ferne und es könnte Jahre dauern bis hier relevante Speicherkapazitäten geschaffen werden. Hans van Cleef, Leiter der Forschungs- und Strategieabteilung bei Publieke Zaken, sieht für die kommenden Jahre zwar einen Ausbau der Speicherlösungen, die mehr Flexibilität schaffen. Allerdings wird ihre Entwicklungsgeschwindigkeit nicht mit dem Ausbau erneuerbarer Energien mithalten können. Daher erwartet er eine Zunahme der Volatilität in ganz Europa für die kommenden Jahren.

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Der vergangene Donnerstag war in einigen Teilen Europas ein Feiertag, aber an den Gasmärkten wurde gehandelt. Dabei wurde dies ein besonderer Tag, denn erstmals seit Juni 2021 lagen die Notierungen für den Day-ahead und für den Frontmonat am Leitmarkt für das europäische Festland, der Niederländische Title Transfer Facility (TTF) wieder unter der Marke von 30.00 Euro je Megawattstunde.

Der Preisspread zwischen dem Frontmonat und -jahr unterliegt stärkeren Schwankungen. Seit Jahresanfang beträgt der Durchschnitt 9.17 Euro je Megawattstunde, aber die Spanne liegt zwischen 0.34 und 21.35 Euro. Zuletzt lag der Aufschlag für das Kalenderjahr 2024 gegenüber dem Frontmonat bei 19.82 Euro. Die Ausweitung des Spreads basiert in erster Linie darauf, dass der Markt weiterhin dem Szenario, dass der nächste Winter sehr kalt ausfallen könnte und der Gasmarkt in eine Versorgungskrise gerät, noch immer eine höhere Wahrscheinlichkeit beimisst. Dies dürfte sich erst dann ändern, wenn mittelfristige Wettervorhersagen davon ausgehen, dass der Winter 2023/24 nicht zu kalt wird und die Speichervorräte ausreichend sind.

Die Ausweitung des Kurvenspreads geht auch darauf zurück, dass der Frontmonat weitaus kräftiger gefallen ist, während das Kalenderjahr nach dem Anstieg von Anfang April deutlich weniger verlor. Einige Analysten erwarteten steigende Gaspreise aufgrund der geplanten Wartungsarbeiten an der norwegischen Gasinfrastruktur in der Nordsee. Diese waren zwar im Voraus bekannt, hätten aber bei einem unerwarteten Anstieg der Gasnachfrage aufgrund der Wetterentwicklung durchaus zu höheren Gasnotierungen führen können. Zwar fiel der April kühl aus und auch im Mai lagen die Temperaturen im Tagesmittel häufiger unter dem saisonüblichen Niveau. Doch teilweise wurde dies durch höhere Beiträge der erneuerbaren Energien zur Stromproduktion kompensiert. Auch kam der Streik in Frankreich zu einem Ende, sodass sich die Versorgung mit LNG verbesserte. Doch der wesentlichere Einfluss ist, dass zum Ende der Wintersaison die Gasspeicher nicht nur in Deutschland, sondern auch in der EU deutlich höher als im Jahr 2022 ausgelastet waren. Dies reduziert den Gasbedarf für das Auffüllen der Gasspeicher, zum einen zur Erfüllung der gesetzlichen Mindestvorgaben, aber auch um wieder den Gipfel aus dem vierten Quartal des Vorjahres zu erreichen. Auf der Nachfrageseite fällt in diesem Jahr auch der Marktgebietsverantwortliche des Trading Hub Europe (THE) aus, der noch auf Beständen aus dem Vorjahr sitzt. Die wesentliche Frage ist also nicht länger, ob die Gasspeicher in diesem Jahr wieder nahezu voll ausgelastet sind, sondern wann dies bereits der Fall sein wird. Nach Berechnungen von Gasexperten sollten die deutschen Gasspeicher bereits zum Septemberultimo randvoll sein.

Chinas Nachfrage nach Öl wächst schneller als erwartet und droht die Rohölmärkte zu verknappen und die Ölpreise in die Höhe zu treiben, da das Angebot nicht mithalten kann. Die jüngste Prognose der Internationalen Energie-Agentur (IEA) weist auf eine wachsende Kluft zwischen der boomenden Nachfrage nach Rohöl in den Entwicklungsländern und der schwachen Nachfrage in Europa und Nordamerika hin, wo die wirtschaftlichen Aussichten düster sind. In ihrem monatlichen Ölmarktbericht hob die IEA ihre Prognose für das Wachstum der weltweiten Ölnachfrage in diesem Jahr um 200'000 Barrel pro Tag auf 2.2 Millionen Barrel pro Tag an. Der Anteil Chinas an diesem Anstieg, von dem bereits erwartet wurde, dass er gross sein würde, scheint zu wachsen und übertrifft weiterhin die Erwartungen. China wird nach Einschätzung der IEA in diesem Jahr 60 Prozent des gesamten Ölnachfrageanstiegs ausmachen. Die IEA-Prognosen unterstreichen die wachsende Diskrepanz zwischen den Ölpreisen - die in den letzten Wochen auf den niedrigsten Stand seit rund 16 Monaten gefallen sind – und den Erwartungen, dass die starke Nachfrage und das begrenzte Angebot zu einem starken Defizit führen werden, von dem viele Analysten einen Anstieg der Ölpreise erwarten.

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An den vier wichtigsten Schüttguthäfen Europas sind die Kohlelagerbestände mittlerweile auf ein Zehn-Wochenhoch geklettert, wie Hafendaten zuletzt zeigten. Mit einem Bestand von fast 5.9 Mio. Tonnen lagerten die Terminals der ARA-Region so viel Kohle wie seit ca. Mitte Februar nicht mehr. Vor einem Jahr lag der Bestand noch bei rund 4.6 Mio. Tonnen. Es werde derzeit weniger Kohle in das europäische Binnenland verschifft als an den Häfen angeliefert werde, so ein Mitarbeiter des Terminals in Rotterdam. Im Vorwochenvergleich stiegen die Kohlevorräte an den ARA-Importterminals um 4 Prozent an. Der API2-Frontmonatskontrakt Juni 2023 an der ICE notierte am Berichtstag 09.05.2023 unter 119 USD/t gegenüber 134 USD/t eine Woche zuvor. Es ist daher nicht verwunderlich, dass es angesichts der derzeitigen schwachen Nachfrage weltweit bei gleichzeitigen hohen Lagerbeständen in Europa keinerlei Preiskampf um das verfügbare Kohleangebot am Markt gibt. Könnte China erneut zur Konjunkturlokomotive der Weltwirtschaft werden und die globale Kohlenachfrage anschieben? Der weltweit grösste Kohleimporteur hat derzeit ebenfalls mit hohen Lagerbeständen zu kämpfen. Zudem ist der Angebotsausbau in China und Indien weiterhin ein Thema.

Trotz der derzeitigen Entspannung auf den Gasmärkten hat die internationale Energieagentur (IEA) in Paris in ihrem Gasmarktbericht für das erste Quartal vor neuen Risiken und Preisschwankungen gewarnt. Demnach habe der Druck auf die Gasmärkte Anfang 2023 wegen des deutlich milden Wetters in Europa sowie der politischen Massnahmen zwar nachgelassen, jedoch werde das weltweite Gasangebot auch im Jahr 2023 knapp bleiben und es gebe grosse Unsicherheiten. Dazu gehöre die Möglichkeit eines trockenen Sommers oder eines kälteren Winters als üblich, aber auch eine geringere Verfügbarkeit von LNG sowie ein weiterer Rückgang der russischen Pipeline-Gaslieferungen nach Europa. Deshalb müsse die Gasnachfrage weiter verringert werden, sei es durch verbesserte Energieeffizienz in der Industrie, den beschleunigten Einsatz von erneuerbaren Energien und Wärmepumpen sowie durch individuelle Verhaltensänderungen. Der starke Rückgang der Gasnachfrage habe den Bedarf an Speicherentnahmen in Europa im vergangenen Winter reduziert und somit müsse in der EU vor dem kommenden Winter nur halb so viel Gas eingespeichert werden wie vergangenes Jahr, um die gesetzlichen Ziele von 90 Prozent zu erreichen. Dies könne zur Entspannung der Märkte beitragen. Flüssiggas werde zu einer neuen Grundversorgung für Europa und werde zwei Drittel seiner Importe ausmachen. Dabei würden die USA zum weltweit grössten Flüssiggaslieferanten werden. Allerdings reicht der Anstieg an LNG-Importen nicht aus, um den erwarteten Rückgang der russischen Pipeline-Gaslieferungen nach Europa vollständig zu kompensieren.

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Der Erdgasverbrauch in der EU ist im Zeitraum von August 2022 bis März 2023 um 17.7 Prozent gesunken im Vergleich mit dem durchschnittlichen Gasverbrauch in denselben Monaten zwischen 2017 und 2022. In der Verordnung 2022/1369 des Rates über koordinierte Massnahmen zur Senkung der Erdgasnachfrage, die Teil des REPowerEU-Plans zur Beendigung der Abhängigkeit der EU von russischen fossilen Brennstoffen ist, wurde für den Zeitraum August 2022 bis März 2023 ein Senkungsziel von 15 Prozent festgelegt. Die Daten zeigen, dass die meisten EU-Länder dieses Ziel erreicht haben.

Über 5'800 Gigawattstunden Gas hat die Schweiz im gleichen Zeitraum eingespart. Ziel war ebenfalls eine freiwillige Gaseinsparung von 15 Prozent, diese wurde übertroffen. In der gleichen Periode wurden rund 1'250 GWh Strom eingespart. Neben der warmen Witterung haben auch die gestiegenen Gas- und Strompreise zur Verbrauchsreduktion beigetragen. Höhere Preise sind insbesondere für die Industrie ein wesentliches Preissignal zur Senkung des Verbrauchs. Zudem sind etwa 60 Prozent der rund 800 Betreiber von Zweistoffanlagen der Empfehlung des Bundesrats gefolgt, von Gas auf Heizöl umzuschalten. Für das Bereitstellen von Reservekapazitäten für den Notfall war vor allem der Bund aktiv. Es wurden drei Reservekraftwerke unter Vertrag genommen, eine Wasserkraftreserve angelegt und gepoolte Notstromgruppen organisiert, die Übertragungskapazitäten auf bestimmten Stromleitungen bei Bedarf erhöhen. Weiter wurden durch die Branche Gasreserven und Gasspeicherkapazitäten im Ausland beschafft.

Der Bund wird auch für den kommenden Winter 2023/24 verschiedene Reservekapazitäten bereitstellen, um der weiterhin mit Unsicherheiten behafteten Versorgungslage zu begegnen. Zu diesen Unsicherheiten gehören, dass ein schneearmer vergangener Winter weniger Schmelzwasser zur Füllung der Speicherseen abwerfen wird. Bei anhaltender Trockenheit könnte im Sommer weniger Strom aus Wasserkraft und in Kernkraftwerken produziert werden. Die steigende Nachfrage nach Flüssiggas in Asien könnte die ausreichende Befüllung der europäischen Gasspeicher beeinträchtigen, ebenso die angekündigten Wartungsarbeiten an der norwegischen Gasinfrastruktur. In Deutschland wurden Mitte April 2023 die letzten drei Kernkraftwerke ausser Betrieb genommen und die technischen Probleme und Stillstände bei den französischen Kernkraftwerken halten an. Zudem besteht das Risiko eines deutlich kälteren Winters 2023/24.

Frankreich verlängert seine staatlich subventionierte Preisbremse für Strom bis Anfang 2025. Gemäss Wirtschaftsminister Bruno Le Maire sei die Stromproduktion geringer als erwartet ausgefallen und deshalb seien die Strompreise weiterhin sehr hoch. Bislang wollte die Regierung die Preisbremse für Strom Ende 2024 auslaufen lassen. Frankreich hatte den Anstieg der geregelten Strompreise 2022 um höchstens 4 Prozent und im laufenden Jahr um höchstens 15 Prozent begrenzt. Wegen verzögerter Wartungsarbeiten und Leitungsrisse in mehreren Atomkraftwerken hatten die Anlagen im vergangenen Jahr so wenig produziert wie nie zuvor. Die Preisbremse für Gas solle allerdings innerhalb dieses Jahres auslaufen. Die Gaspreise, die infolge des Ukraine-Kriegs stark angestiegen waren, sind auf das Vorkriegsniveau gesunken. Die Regierung hatte die Höhe der Subventionen für das laufende Jahre auf 46 Milliarden Euro geschätzt.

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Der Streik gegen die Rentenreform in Frankreich geht weiter und hat am Dienstagmorgen die verfügbare Erzeugungskapazität um 6 GW eingeschränkt. Demnach war die Wasserkraft mit 2.7 GW, Kohle- und Gaskraftwerke mit 2 GW und Kernkraft mit 1.3 GW betroffen. Die Proteste dauern bereits seit Wochen an. Am Freitag soll das französische Verfassungsgericht darüber entscheiden, ob die bereits verabschiedete Reform im Einklang mit der Verfassung steht.

Die Energieversorgung in Deutschland ist laut dem Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck weiterhin sichergestellt. Die Schlüssel seien hohe Gasspeicherfüllstände, LNG-Terminals an der deutschen Küste und der weitere Ausbau der Erneuerbaren gewesen. Die Sparanstrengungen haben im Weiteren dazu beigetragen, dass die Gasspeicher schnell gefüllt wurden. Dies soll für die Zukunft in Erinnerung bleiben weiter auf Energieeffizienz zu setzen. Mit Blick auf das endgültige Aus für die Kernkraft bekräftigt der Minister das Ende der Technologie in Deutschland. Deutsche Betreiber haben kein Interesse neue Reaktoren zu bauen, weil dies ein ökonomisches Fiasko darstellen würde. In einigen Ländern liegen neue Reaktorprojekte jeweils um mehrere Jahre hinter dem Zeitplan und um mehrere Milliarden Euro über die geplanten Kosten. Anders als in Deutschland sind andere Länder weiterhin auf Kernkraft angewiesen. Bulgarien, die Tschechische Republik, Finnland, Ungarn und die Slowakei haben alle Reaktoren nach russischem Design gebaut. Die Länder waren im Mai des vergangenen Jahres, als die EU beschloss, sich schnell von russischen fossilen Brennstoffen zu trennen, vollständig vom Import russischer Kernbrennstoffe abhängig. Die USA wollen eng mit der EU zusammenarbeiten, um diese Abhängigkeit von russischem Nuklearmaterial zu verringern. Vor ein paar Wochen unterzeichnete der tschechische Energieversorger Cez einen Vertrag mit dem US-Unternehmen Westinghouse Electric über die Lieferung des Brennstoffs WWER-440 für sein Kraftwerk Dukovany ab 2024 für voraussichtlich sieben Jahre. Der Brennstoff wird die Lieferungen des staatlichen russischen Atomkonzerns Rosatom ersetzen. Der schwedische Energieversorger Vattenfall hatte im vergangenen Jahr ein Abkommen mit Westinghouse über die Belieferung schwedischer Reaktoren ab 2024 unterzeichnet. Vattenfall hatte als Reaktion auf den Krieg Russlands in der Ukraine den Kauf russischer Brennstoffe eingestellt. Die EU und die USA haben ausserdem vereinbart, im Laufe dieses Jahres gemeinsam ein hochrangiges Forum für kleine modulare Reaktoren (SMR) zu veranstalten und damit anzuerkennen, dass die Kernenergie eine Rolle bei der Dekarbonisierung der Energiesysteme in den Ländern spielen könnte, die sich für ihre Nutzung entscheiden.

Für langfristige LNG-Verträge besteht laut Experten immer das Risiko während ihrer Laufzeit wieder Pipeline-Lieferungen aus Russland aufzunehmen. Zwar würden höchstwahrscheinlich die Pipeline-Lieferungen niedriger ausfallen als vor dem russischen Angriff auf die Ukraine, dennoch würden diese ein Risiko für die laufenden LNG-Vereinbarungen bergen. Um dieses Risiko zu minimieren könnte ein Zoll auf Pipeline-Importe die Preisdifferenz zu einem LNG-Referenzpreis ausgleichen, was zwar den Erdgaspreis auf Dauer auf dem Preisniveau von LNG festschreibe, jedoch den Kostennachteil von LNG verringere. Es stellt sich die Frage, ob der Zoll nur für russisches Gas eingeführt werden sollte. Deutschland bezieht von Norwegen ebenfalls grosse Gasmengen über Pipelines. Vor dem Angriff auf die Ukraine bediente Russland zirka 40% des europäischen Gasverbrauchs und gut die Hälfte der deutschen Nachfrage. Bis 2026 will Deutschland elf feste und schwimmende LNG-Terminals in Betrieb nehmen, um dieses Gas zu ersetzen.

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Der landesweite Streik in Frankreich, bedingt durch die Rentenreform hat die Stromerzeugungskapazität am Montagmorgen um 8.2 GW eingeschränkt. Hintergrund des Streiks ist die geplante Erhöhung des Rentenalters von 62 auf 64 Jahre. Dabei entfielen mit 4.2 GW mehr als die Hälfte auf Wasserkraft gefolgt von Kohle und Gas mit 2.8 GW und Kernkraft mit 1.2 GW. Im Intraday-Handel trieben diese Entwicklungen den Strompreis auf bis zu 9800 Euro/MWh. Dabei musste der Strom aus Deutschland importiert werden. Dies ist ungewöhnlich, da der Strom normalerweise billiger ist als bei den östlichen Nachbarn. Diese Entwicklungen trieben den kontinuierlichen Intraday-Preis auf rund 8500 Euro/MWh, so EnAppSys-Daten. Preise jenseits von 5000 Euro/MWh werden von Marktteilnehmern eindeutig als Überreaktion gewertet. In diesem Zusammenhang musste auf schnell aktivierbare Reserven zugegriffen werden. Der Regelzonenbetreiber EDF hatte sich noch zu keiner Stellungnahme bereiterklärt.

Der Streik könnte sich auch auf den Terminmarkt bullisch auswirken, zumal dieser die Wartungen an den massgebenden französischen Reaktoren verzögert. Im vergangenen Jahr hatten diese zu einem Verlust von 4 bis 5 TWh geführt. Hier kam der Streik zu einem denkbar ungünstigen Zeitpunkt, da inmitten der Energiekrise die KKW-Erzeugung auf 278 TWh und damit auf den niedrigsten Stand seit 1989 fiel. Da die Regierung sich dem Druck des Streiks nicht beugen will, seien die Auswirkungen über einen längeren Zeitraum spürbar, so ein Sprecher der Gewerkschaft gegenüber Montel. Für das laufende Jahr rechnet der Energiekonzern EDF mit einer Erzeugungsmenge von 300-330 TWh und dies mit einer Kapazität von 61 GW. Vorausgesetzt, es kommt zu keinen unvorhergesehenen Ausfällen. Ferner ist in diesem Bereich reichlich bullisches Potenzial für das laufende Jahr gegeben.

Der französische Streik wirkt sich auch auf andere Commodities bullisch aus. So fielen mit diesem die EU LNG Importe um 13 Prozent auf 3.2 Milliarden Kubikmeter vergangene Woche. Die 4 französischen LNG-Terminals werden laut Angaben noch bis 28.03.2023 um 21:00 bestreikt. In der laufenden Handelswoche könnten die Importe um 18% auf 3.8 Milliarden Kubikmeter steigen, zumal noch 41 LNG-Tanker auf ihre Entladung warten. Unklar ist jedoch, wie lange der Streik noch andauern wird und wie lange die LNG-Tanker auf eine Entladung warten müssen. Ausschlaggebend für die Importe zwischen den asiatischen und europäischen Pendants ist der Preis, der in Europa massgebend durch den niederländischen TTF bestimmt wird. Bis August sollen die Preise in Asien noch unter jenen von Europa liegen. Dann sollte der Preisunterscheid geringer werden. Wesentlich dafür ist der Neustart zusätzlicher Kernreaktoren in Japan, welcher den Preis für asiatische LNG-Importe drücken wird. Die LNG-Speicher Europas sind mit 52% rund 5 Prozent mehr gefüllt als noch vor einer Woche. In Frankreich bietet der aktuelle Füllstand der Gasspeicher mit 28.61% noch reichlich Potenzial nach oben. Für die am 01.04.2023 beginnende "Einspeicher-Saison" bietet dieser Umstand ebenfalls reichlich bullisches Potenzial.

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Ein Sturmtief hat die Stromnotierungen in Europa zu Beginn dieser Woche stark belastet. Der Spotmarkt zeigte Preise im mittleren zweistelligen Bereich. Für Montag und Dienstag wurde in Deutschland eine Erneuerbaren-Einspeisung von 44 GW bzw. 40 GW mit vorübergehend recht warmen Temperaturen prognostiziert. Laut den Meteorologen von Eurowind dürften die Einspeisemengen ab Mittwoch geringer ausfallen und der EE-Beitrag in den kommenden Tagen sukzessive zurückgehen. Damit sind höhere Spotpreise im dreistelligen Bereich wieder vorprogrammiert. Längerfristige Aussichten deuten jedoch auf eine Milderung und eine relativ moderate Windeinspeisung hin.

Auf der Terminkurve sorgten die Nachrichten aus Frankreich letzte Woche für eine regelrechte Rallye am Strom- und Gasmarkt. Ausschlaggebend für die Preissteigerung war ein tiefer Riss an einem Rohr im französischen Kernkraftwerk Penly 1. Zudem teilte die französische Atomaufsichtsbehörde ASN am vergangenen Donnerstag mit, dass Risse an zwei weiteren französischen Reaktoren entdeckt wurden und drängte EDF dazu, Kontrollen an weiteren Kernkraftwerken vorzunehmen, da nun befürchtet wird, dass es sich nicht um Einzelfälle handelt. Schnell kamen bei den Marktteilnehmern Sorgen auf, ob wegen der Inspektionen und eventuellen Reparaturen die ohnehin erwartet tiefe französische KKW-Verfügbarkeit noch weiter beeinträchtigt wird und der Markt ein ähnliches Déjà-vu wie im vergangenen Sommer erlebt. Hier kam es aufgrund einer historisch tiefen Verfügbarkeit des französischen Kernkraftwerkparks zu einer verstärkten Nachfrage nach fossiler Kraftwerkskapazität und die Brennstoffpreise gingen folglich durch die Decke.

Kurzfristig führen die Streiks gegen die Rentenreform von Macrons Regierung zu einer Reduzierung der französischen Erzeugungskapazität. Transparenzdaten zeigen Einschränkungen von 12.4 GW, wovon 3.2 GW auf die Kernkraftwerke, 2.7 GW auf die Gaskraftwerke und mit 6.5 GW mehr als die Hälfte auf die Wasserkraftwerke entfallen. Zudem gingen die LNG-Einspeisungen ins europäische Gasnetz letzte Woche streikbedingt zurück, was zu erhöhten Prämien am Gasmarkt führte.

Dennoch sind die LNG-Einspeisungen weiterhin auf einem hohen Niveau und mit der Genehmigung für die Wiederinbetriebnahme des letzten Stranges des US-LNG-Exportterminals Freeport wächst die LNG-Importkapazität nach Europa weiter. Zudem ist die Versorgungslage in Deutschland mit Blick auf den kommenden Winter komfortabel. Laut Gasspeicherverband "Ines" (Initiative Energien Speichern) kommt Deutschland mit überhöhten Füllständen aus dem Winter 2022/2023. Der Füllstand beträgt aktuell rund 65 Prozent, verglichen mit 26 Prozent Ende März 2022. Und dies, obwohl der Gasfluss aus Russland im Frühling gedrosselt und im Sommer 2022 schliesslich komplett eingestellt wurde, gelang es zu 100 Prozent in den Winter 2022/2023 zu starten. Zusätzlich für Erleichterungen im kommenden Winter dürften die neuen Terminals sorgen, die teils schon in Betrieb sind. Bis Ende 2023 sollen Weitere dazukommen.

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Freeport LNG hat die behördliche Genehmigung für die Wiederaufnahme des kommerziellen Betriebs seiner Erdgasverflüssigungs- und Exportanlage erhalten. Der US-LNG-Exportterminal hatte nach einer Explosion im Juni 2022 auf amtliche Anordnung seinen Betrieb einstellen müssen. Wie das Unternehmen nun mitteilte, sieht die Erlaubnis die sofortige vollständige Wiederinbetriebnahme eines Verflüssigungsstrangs vor, der bereits wieder in Betrieb genommen wurde, sowie die schrittweise Wiederinbetriebnahme eines zweiten Strangs. Für den dritten Strang bedarf es einer späteren behördlichen Genehmigung. Freeport will in den kommenden Wochen die Produktion auf rund 2 Milliarden Kubikfuss pro Tag hochlaufen lassen. Vor dem Unfall hatte Freeport rund 15 Prozent des in den USA hergestellten LNG exportiert.

Die europäischen Kohlepreise sind im Wochenvergleich um rund 15 Prozent gestiegen.Die schwache Nachfrage in Europa und das gute Angebot verhindern derzeit aber weitere Anstiege. Der Abwärtsdruck im Gasmarkt und die hohen Preise im CO2-Markt würden die Situation für Kohle eigentlich weiter verschlechtern. Die gegenläufige Entwicklung an den beiden Märkten sorgt dafür, dass der weniger CO2-intensive Strom aus Gaskraftwerken im Vergleich zu Kohlestrom wettbewerbsfähiger wird. Die Kohlelagerbestände an den wichtigen Häfen der Region Amsterdam, Rotterdam und Antwerpen (ARA) fielen zuletzt um 5 Prozent im Wochenvergleich auf ein Vier-Monatstief von rund 5.6 Millionen Tonnen. Damit waren sie aber noch 3 Millionen Tonnen höher als vor einem Jahr. Doch Marktteilnehmer sorgen sich wegen der kommenden höheren Nachfrage aus Asien. Neben dem steigenden Kaufinteresse aus China könnte auch die wirtschaftliche Situation kleiner und mittelgrosser Kohleförderer in Ländern wie Australien, Südafrika und Russland eine Rolle spielen. Sie haben nach dem drastischen Preisverfall in diesem Jahr teilweise Probleme damit, ihre Produktionskosten zu decken. Allerdings müssten besonders die Lieferungen aus Australien und Südafrika für Europa eine Option bleiben, weil der Kontinent in diesem Jahr 21 Millionen Tonnen an russischer Kohle ersetzen muss, die nach einem Importverbot im vergangenen Sommer nicht mehr nach Europa gelangen können. Sollte China mehr Kohle aus diesen Ländern kaufen, könnte es in Europa schwierig werden, die hohen Lagerbestände zu halten.

Der französische Übertragungsnetzbetreiber RTE erwartet ein geringeres Versorgungsrisiko im kommenden Winter als in diesem, warnt aber vor Problemen in der Kernkraftstromerzeugung und vor hohen Gaspreisen. Gemäss RTE sei die schlimmste Phase der Energiekrise überwunden, aber eine Rückkehr zur Lage vor der Krise sieht RTE nicht. Die französische Stromerzeugung aus Wasser- und Kernkraft ging im vergangenen Jahr um 12 TWh bzw. 82 TWh im Vergleich zum Jahr davor zurück. In diesem Jahr sollten sich die Erzeugungsarten von den historisch niedrigen Niveaus von 2022 erholen, während auch die Erneuerbaren mit weiterem Kapazitätszubau zulegen sollten. Kurzfristig dürfte die KKW-Stromerzeugung aber noch kein Vorkrisenniveau erreichen, da nach wie vor die Untersuchungen und Reparaturen wegen Korrosion die Produktion hemmen. Bislang ist von den sechs Reaktoren, bei denen im Dezember 2021 Korrosionsrisse gefunden wurden, nur Civaux wieder in Betrieb. Bei weiteren zwölf Reaktoren sollen in diesem Jahr Korrosionsreparaturen stattfinden, womit insgesamt 15.7 GW an Kapazitäten betroffen wären. Die Stromnachfrage sollte sich dieses Jahr auch noch nicht auf Vorkrisenniveau erholen, was RTE mit Massnahmen zur Energieeinsparung, den hohen Strompreisen und der Inflation begründete.

Dieser Bericht erscheint künftig nur noch alle 14 Tage. Der nächste reguläre Erscheinungstermin ist somit der 01.03.2023.

Die LNG-Importe der EU und Grossbritanniens könnten in diesem Jahr um 2% sinken. Europa importierte im vergangenen Jahr eine Rekordmenge an LNG, um Alternativen zu russischem Gas zu nutzen. Dafür haben mehrere Länder ihre Regasifizierungskapazitäten (technisches Verfahren zur Überführung von LNG) erhöht. Laut Schätzung von Icis, könnten Europas Regasifizierungskapazitäten bis Ende Jahr um 25% steigen. Die Gaslieferungen aus Russland in die EU sind auf etwa 10% des Niveaus vor dem Einmarsch des Landes in die Ukraine gesunken, gegen den Brüssel mit Sanktionen reagiert hat. Bislang sind die Lieferungen aus Russland nach Europa jedoch auf diesem geringen Niveau weiterhin stabil. Von den anderen Hauptlieferanten wird sich laut Icis der Umfang der norwegischen Gaslieferungen nach Europa in den nächsten drei Jahren gegenüber 2022 kaum ändern und auch die Lieferungen aus Algerien sollten unverändert bleiben. Europa wird vermutlich weiterhin eine wichtige Quelle für die LNG-Nachfrage bleiben, besonders wenn neue Importterminals in Betrieb genommen werden. Grossbritannien, das aufgrund seiner Infrastruktur seit langem für LNG-Lieferungen attraktiv ist, könnte jedoch weniger Ladungen an seinen Küsten sehen. Grund dafür ist die verbesserte Infrastruktur in den Niederlanden und Deutschland, sodass die Anlandung von Tankern direkt auf diesen Märkten erfolgen kann und nicht mehr über Grossbritannien.

Das deutsche Wirtschaftsministerium hat anlässlich eines dem Kabinett vorgelegten Berichts zur Bewertung der Gasspeicherregelungen betont, die gesetzlich geforderten Gasspeicherstände seien auch im kommenden Winter notwendig. Die Gasversorgung in Deutschland ist aktuell stabil und die Versorgungssicherheit bleibt weiterhin gewährleistet, doch die Vorbereitung auf den Winter 23/24 ist und bleibt eine Herausforderung, sodass die gemäss den gesetzlichen Vorgaben zu erfolgende Befüllung der Gasspeicher auch für den Winter 23/24 eine wichtige Bedeutung behalten wird. Das Bundeskabinett habe den Bericht bei seiner Sitzung in Berlin laut den Angaben zur Kenntnis genommen und in einem nächsten Schritt werde er dem Bundestag übermittelt. Das Energiewirtschaftsgesetz verlange zwei Berichte, dies sei der erste davon. Bis 1. April müsse das Ministerium zudem die Vorschriften zur Speicherregulierung evaluieren. In Summe konnten die neuen und aktuell geltenden Füllstandsvorgaben des Energiewirtschaftsgesetzes im Jahr 2022 allesamt eingehalten werden. Die bundesweit durchschnittlichen Füllstände betrugen demnach am 1. Oktober vergangenen Jahres 91.79%, am 1. November 99.19% und am 1. Februar dieses Jahres 78.15%. Eine besondere Rolle sei bei der Befüllung der Gasspeicher dem Marktgebietsverantwortlichen Trading Hub Europe (THE) zugekommen, der die Füllstandsvorgaben der einzelnen Speicher überwache und bei Nichteinhaltung dieser auch selbst Gas in den Speicheranlagen einspeichern könne, welche die entsprechenden Vorgaben unterschreiten. Ein solches Eingreifen von THE sei im vergangenen Jahr beispielsweise bei der Befüllung des Speichers Rehden notwendig gewesen. Im Laufe des Jahres 2022 sei auch die Befüllung der Speicher durch THE technisch und rechtlich erweitert worden. Während THE zunächst nur am deutschen Spotmarkt einkaufen konnte, seien im Laufe des Jahres 2022 die rechtlichen, technischen und finanziellen Voraussetzungen angepasst worden. Die THE tätigt seit Anfang Oktober 2022 im Rahmen der Veräusserung neben Spotmarktgeschäften auch Terminmarktgeschäfte.

Durch den Einsatz von zusätzlichen Kohlekraftwerken in diesem Winter konnte Deutschland etwa ein Fünftel des Jahresbedarfs an Gas im Stromsektor einsparen. Analysten zufolge hat dies zur Entspannung der Preise in der Energiekrise beigetragen. Die Bundesregierung hatte im vergangenen Sommer ein Gesetz verabschiedet, unter dem ältere Kohleblöcke länger am Netz bleiben oder aus der Reserve in den Markt zurückkehren konnten, um so Gas im Stromsektor zu sparen. Zwischen Anfang Oktober und Ende Januar produzierten diese Stein- und Braunkohleblöcke rund 11 TWh an Strom. Berechnungen zufolge wurden damit bis zu 25 TWh an Gas in der Stromerzeugung eingespart. Dies entspricht rund 21% des Gasverbrauchs im Stromsektor im Jahr 2021 von rund 120 TWh. Auch preislich soll dies einen grossen Einfluss gehabt haben, da in vielen Stunden Braunkohle- und Steinkohlestrom produziert wurde, der deutlich billiger als Gas sei.

Dieser Bericht erscheint künftig nur noch alle 14 Tage. Der nächste reguläre Erscheinungstermin ist somit der 15.02.2023.

Gas dürfte in diesem Jahr der wichtigste Preistreiber für die europäischen Energiemärkte bleiben, nachdem der Schock des russischen Krieges gegen die Ukraine im vergangenen Jahr den Preis für den Brennstoff auf neue Rekorde getrieben hatte. Ein eher milder Winter, eine zurückhaltende Nachfrage und ein Überangebot an LNG hatten dazu beigetragen, dass die Leitwerte für Gas von rekordhohen 340 EUR/MWh im Vorjahr auf zuletzt rund 55 EUR/MWh gesunken sind. Da es in diesem Jahr wenig Spielraum für eine Steigerung der Pipeline-Lieferungen gibt, wird LNG für Europa entscheidend bleiben. Die EU dürfte in diesem Jahr nach Analystenprognosen mindestens 99.5 Milliarden Kubikmeter LNG importieren, was einen Anstieg von 4 Prozent im Vorjahresvergleich entsprechen würde. Die technische Obergrenze liegt derzeit bei 113 Milliarden Kubikmeter. Die weltweiten LNG-Preise bewegen sich derzeit im Einklang mit den europäischen Leitkontrakten für Gas nach unten. Die LNG-Anlandepreise für Europa erreichten zuletzt ein 17-Monatstief, während ihre asiatischen Pendants auf ein 16-Monatstief fielen, da die Nachfrage in beiden Regionen rückläufig war. Die Wiederbelebung der US-amerikanischen Freeport-Anlage wird für die Ausweitung des Angebots von entscheidender Bedeutung sein, während der mögliche Wiederanstieg der LNG-Importe Chinas der Schlüssel zum Nachfragewachstum ist. Die chinesische Nachfrage nach LNG, die sich nach der deutlichen Lockerung der Covid-Politik erholt, bleibt ein Unsicherheitsfaktor. Jeder ernsthafte Anstieg der Nachfrage aus China oder Asien insgesamt könnte schnell zu einem Preiswettbewerb führen. Die Terminpreise deuten unterdessen darauf hin, dass die Notierungen in Asien für den Rest des Jahres über den europäischen Preisen liegen könnten. Damit würde die Lieferung des Brennstoffs nach Asien für Exporteure attraktiver sein.

Der europäische CO2-Leitkontrakt hat im Wochenvergleich kräftig zugelegt. Der Kontrakt Dez-23 stieg am letzten Freitag auf ein neues Vier-Wochenhoch von 90.73 Euro je Tonne. Fundamentale Gründe für den Anstieg gibt es allerdings nicht. Die Energiemärkte sind eher von dem Ausblick auf mildere Temperaturen und eine höhere Windeinspeisung geprägt gewesen, was gegen einen Anstieg im CO2-Markt sprechen würde. Das Fehlen fundamental bullisher Faktoren deutet darauf hin, dass ein Short-Squeeze die Hauptursache für die Entwicklung war. Marktdaten zeigen, dass Investmentfonds Shortpositionen im Umfang von 9.2 Millionen EUA aufgebaut hätten, was dem höchsten Stand seit dem 22. September 2022 entspricht. Viele Stop-Loss-Orders wurden ausgelöst und somit hat die Aufwärtsbewegung noch weiter an Fahrt gewonnen. In der laufenden Woche könnte die Rally an Tempo einbüssen, wenn sich fundamental nichts im Markt ändert. Compliance-Käufer werden auf Preisrücksetzer hoffen und versuchen, sich dann auf günstigeren Levels einzudecken.

Dieser kompakte Bericht "Energy Flash" erscheint künftig nur noch alle 14 Tage. Der nächste reguläre Erscheinungstermin ist somit der 15.02.2023.

Im Öl-Sektor zählten die stabilen russischen Exporte zu den grössten Überraschungen auf der Angebotsseite im Markt. Ein Analyst der Commerzbank spricht von unerwartet robusten Öllieferungen aus Russland. Da Deutschland keine Lieferungen aus der Druschba-Pipeline mehr bezieht, sollten sich die Lieferungen jedoch im Januar reduzieren. Bereits im Dezember wurden, laut Schätzungen der IEA, täglich mit 7.8 Millionen Barrel nur 200'000 Barrel weniger exportiert als im Vormonat. Entgegen den Entwicklungen in Europa stiegen gemäss Angaben der IEA die russischen Lieferungen nach Indien auf ein neues Rekordhoch. Täglich wurden hier rund 1.4 Millionen Barrel Rohöl nach Indien exportiert. Aus dieser "Umleitung" der Öl-Exporte rührt auch der Grund, warum die russischen Erdöl-Exporte auf dem Vormonatsniveau verharren, so der stellvertretende Ministerpräsident Nowak. Diese vermeintliche Resilienz Russlands sollte jedoch nicht von langer Dauer sein, so einige Analysten. Diese erwarten bis Ende des ersten Quartals einen deutlichen Rückgang der Preise. Ein grosses Fragezeichen bleibt die konjunkturelle Entwicklung. Angesichts der aggressiven Leitzinserhöhungen der wichtigsten Notenbanken der Welt, scheint eine Rezession unausweichlich. In Europa plant beispielsweise die EZB weitere Zinserhöhungen im Februar und März um jeweils 50 Basispunkte, um die nach wie vor hohe Inflation in Europa einzudämmen. Zudem ist die Wirtschaft im Dezember, der siebte Monat in Folge, geschrumpft. Wie schwer eine Rezession ausfallen wird und wann diese eintritt, ist allerdings unklar. Diese Entwicklungen werden sich jedoch auch zwangsläufig in den Ölpreisen niederschlagen. Die jüngste Rallye in diesem Segment, durch das Re-Opening Chinas, scheint erstmals beendet. Die Frontmonate der Nordseesorte Brent sind noch weiter unter dem Niveau des letzten Sommers. Ein wichtiges Datum in diesem Kontext ist der 5 Februar. Hier soll auch ein Preisdeckel im Öl-Segment eingeführt werden. Sollte dieser durchgesetzt werden, ist in jedem Fall von sinkenden Preisen auszugehen.

Im Strommarkt einigte sich die EU- Kommission darauf, sich mehr auf die Beschaffung zu konzentrieren als auf die Funktionalität. Angesichts der stark gestiegenen Gaspreise aufgrund des Ukrainekriegs, zogen auch die Strompreise mit nach oben. Dies ist mitunter auch auf das Merit-Order Prinzip zurückzuführen. Bei diesem werden die Kraftwerke nach ihren Grenzkosten gereiht. Die zugrundeliegende Idee ist, dass Anlagen, die preisgünstig Strom produzieren können, wie etwa PV, als erste für die Erzeugung eingeschaltet werden. Es werden dann solange Kraftwerke zugeschaltet bis der Bedarf gedeckt ist. So waren in den vergangenen Jahren meistens die Gaskraftwerke massgebend für den Strompreis, da diese in der Merit-Order tendenziell weiter zurückgereiht liegen. Jeder Marktteilnehmer möchte hier natürlich den Strom zu möglichst günstigen Preisen produzieren. So kann dieser dazu beitragen die Strompreise zu senken. Der Ukraine-Krieg hat, wie bereits erwähnt, das Gegenteil bewirkt und so stand dieses Prinzip im Fokus der Diskussion der EU-Kommission. Diese kam zum Schluss, dass dieses Prinzip nach wie vor seine Gültigkeit behält und der Markt effizient arbeite, so ein Bericht der Regulierungsagentur ACER. Die EU hat bereits mehrere Sofortmassnahmen eingeführt, um die Strompreise zu begrenzen. Es fehle jedoch ein einheitliches Vorgehen. Diese plant "bald" eine öffentliche Konsultation durchzuführen und diese bis Ende des ersten Quartals vorzulegen. Wie dieses Vorgehen die Preise beeinflussen wird, ist allerdings unklar. Angesichts der jüngsten Kältewelle in Europa zogen die Gas- und ferner auch die Strompreise wieder an. Der Abwärtstrend seit Dezember ist jedoch für alle Futures noch vorhanden. Dieser Trend wird auch durch mildere Temperaturen, gemäss US-Wettermodell, gestützt. Ab Sonntag werden dazu auch höhere Wind-Einspeisungen durch Meteorologen erwartet. Hierbei werden 27 Gigawatt durch Wind und PV erwartet.

Der Strommarkt fällt mit weiter schwachen Gaspreisen auf neue Tiefstwerte. Marktteilnehmer verweisen auf niedrigere Brennstoffpreise, da der milde Winter die Versorgungssicherheit für den Rest des Jahres deutlich erhöht hat. Zuvor hatten Beobachter Engpässe aufgrund der ausbleibenden Gaslieferungen aus Russland befürchtet. Das Frontjahr für Gas am TTF fiel um 20%, was das tiefste Niveau seit September 2021 und damit vor Beginn des russischen Krieges gegen die Ukraine ist. Trotz niedrigerer Preise für Gas kommt immer noch immer viel LNG in den Häfen Europas an. Solange es nicht sehr kalt wird, sollten die Preise weiter fallen. Diese Woche sollten die Temperaturen zwar kälter ausfallen, jedoch sollten laut Meteorologen die Werte nur bis Mitte oder Ende nächster Woche niedrig bleiben.

Die EU-Energieregulierungsbehörde Acer wollte seit Mitte Januar tägliche LNG-Preisbewertungen auf der Grundlage der gemeldeten Marktdaten veröffentlichen, was aber dann aufgrund mangelnder Daten nicht durchgeführt wurde. Acer habe zwei in Frage kommende Transaktionen erhalten, die aber nach der Methodik der Agentur nicht ausreichten, um eine Bewertung zu erstellen. Die am LNG-Markt beteiligten Unternehmen müssen seit dem 30. Dezember 2022 ihre täglichen LNG-Marktdaten über eine spezielle Plattform an Acer übermitteln. Acer will ab sofort täglich eine Bewertung veröffentlichen. Mit dieser Bewertung sollen Alternativen zum niederländischen TTF-Gaspreisindex geschaffen werden. Somit wird ein zusätzlicher Benchmark etabliert. Die Aufgabe ist Teil der vorübergehenden EU-Regeln, die seit dem 30. Dezember 2022 gelten und dem Block helfen sollen, die Auswirkungen der hohen TTF-Preise zu mildern, die durch den Einbruch der russischen Pipeline-Gaslieferungen inmitten der Folgen des Ukraine-Krieges noch verschärft wurden. Die Vorschriften verpflichteten alle Unternehmen, die am Kauf oder Verkauf von LNG-Ladungen beteiligt sind, die in die EU geliefert werden oder geliefert werden sollen, ab dem 30. Dezember 2022 ihre täglichen LNG-Marktdaten über eine spezielle Plattform an Acer zu übermitteln. Die Daten umfassen alle Gebote und Angebote – ob ein Handel stattfindet oder nicht - von Börsen und ausserbörslichen Märkten sowie tatsächliche Transaktionspreise, Mengen, Werte, Ankunftsfenster für die LNG-Ladungen, Lieferpunkte und Bedingungen. Acer muss die tägliche LNG-Preisbewertung bis 18:00 Uhr veröffentlichen. Dieser wird auch in einem Preiskorb verwendet, um den LNG-Referenzpreis für die im Dezember vereinbarte TTF-Gaspreisobergrenze der EU festzulegen, die ab dem 15. Februar gilt. Im Weiteren muss Acer bis zum 31. März um 19:00 Uhr oder so bald wie technisch möglich eine separate tägliche LNG-Benchmark veröffentlichen. Diese Benchmark wäre ein Spread zwischen der täglichen LNG-Preisbewertung und dem täglichen Abrechnungspreis für den Frontmonatskontrakt am TTF-Gashub an der ICE-Börse. Ziel ist es, dass diese neuen LNG-Preisindikatoren für mehr Markttransparenz sorgen und die europäischen LNG-Preise genauer widerspiegeln als die TTF-Preise, die stark an die Pipelineflüsse in Nordwesteuropa gekoppelt sind.

Gemäss WindEurope hat die EU im Jahr 2022 15 GW Windkapazität installiert, was 33% mehr als im Vorjahr bedeutet. Rund 90% der Kapazität wurden von Deutschland, Finnland, Schweden, Frankreich und Spanien installiert. Weitere 80 GW Windparkvorhaben stecken europaweit in Genehmigungsverfahren. WindEurope stellte fest, dass die 2022 installierten 15 GW immer noch deutlich hinter dem zurückbleiben, was Europa bauen muss, um seine Klima- und Energiesicherheitsziele zu erreichen, wobei das Defizit hauptsächlich auf Genehmigungsengpässe zurückzuführen ist.

Für fossile Kraftwerke könnte es in einem neuen Strommarktdesign einen Kapazitätsmarkt geben. Spanien macht jetzt einen Vorschlag zur Reformierung des Strommarktes. Für fossile Kraftwerke soll ein Kapazitätsmarkt geschaffen werden und für die Erneuerbaren ein Cap-System (also Contract for Difference) gemacht werden. Die EU-Kommission hatte bereits im August 2022 vorgeschlagen, die bislang miteinander verknüpften Märkte für Strom und Gas zu entkoppeln, um Gas als Preistreiber beim Strom auszuschalten. Der spanische Vorschlag aber sieht nun vor, darüber hinaus die erneuerbaren Energien aus dem Strommarkt zu lösen und gesondert zu handeln. Strom aus erneuerbaren Energieträgern soll dann losgelöst vom sogenannten Day-Ahead-Markt gehandelt werden.

Die deutschen Gasimporte fielen im Jahr 2022 um rund 18 Prozent auf 846.5 TWh. Ausschlaggebend waren dabei die überaus milden Temperaturen zum Jahreswechsel sowie gezielte Einsparungen. Darüber hinaus beziehungsweise daraus unter anderem resultierend liegt der aktuelle Gasspeicherstand in Nordwesteuropa derzeit auf 86 Prozent und sorgt zudem für bearishe Faktoren in diesem Segment. Deutschland importierte 1'449 TWh Gas im vergangenen Jahr. Das sind um rund 203 TWh weniger als noch 2021. Die Gas-Futures gaben speziell in den letzten Wochen nach, da die Wahrscheinlichkeit für eine gute Versorgungslage auch im Winter 2023/2024 zunimmt, so ein Marktteilnehmer. Es sei möglich die Gasspeicher in der "Einspeichersaison" vom 1. April bis 1. Oktober auch ohne russisches Gas zu füllen. Laut Aussagen von mehreren Marktbeobachtern wird mit hohen Gasvorräten gegen Ende des Winters gerechnet. Damit die Zielfüllstände nochmals in Bedrängnis kommen, müsste es schon ausgeprägt kalt werden in der zweiten Winterhälfte, was sich derzeit nicht abzeichne, so ein Marktteilnehmer. Ab Mitte Januar akzentuiert sich derzeit eine Phase mit kühleren Temperaturen in Zentraleuropa. Dies könnte sich auf die Preise stabilisierend auswirken. Von einer Gegenbewegung wird allerdings nicht ausgegangen und so erwarten mehrere Analysten eine Seitwärtsbewegung für die kommenden Wochen.

Mit dem Preisverfall im Gas in den letzten Wochen zeigte sich auch der Strompreis überwiegend schwächer. Dabei wirkt sich auch eine überdurchschnittliche Windeinspeisung bearish aus. Die Meteorologen von Eurowind gehen für die Tage von Dienstag bis Sonntag von Einspeisemengen an Erneuerbaren von mindestens rund 25 Gigawatt täglich aus, wobei sich die Beiträge von Wind und Solar tendenziell von Tag zu Tag erhöhen sollen. Darüber hinaus wirken sich die milden Temperaturen hier ebenfalls für einen Rückgang der Preise. Ferner stieg die Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke in den vergangenen Wochen.

Die chinesischen Kohleimporte sind im November im Vergleich zum Vorjahresmonat um 9% gefallen, so die Zolldaten am Mittwoch der Vorwoche. Laut Analysten sei dies aufgrund geringerer Nachfrage seitens des Industriesektors zurückzuführen. In absoluten Zahlen reduzierte sich der Import um 0.1 Millionen Tonnen auf 32.3 Millionen Tonnen. Darüber hinaus sind laut Montel die Lagerbestände an Hafen im Norden Chinas um 4 Millionen auf 15 Millionen Tonnen gestiegen. ARA-Kohle verlor im Vergleich zum Dienstag der Vorwoche 8.9 Prozent. Dieser Rückgang könnte laut Schätzungen nur temporär sein, zumal auch Asien von sinkenden Temperaturen betroffen ist. Darüber hinaus hatte China zuletzt seine restriktive Covid Strategie etwas gelockert. Keine guten Neuigkeiten gibt es aus dem Öl-Sektor. Durch ein Leck in der Keystone-Pipeline in Kansas sind vergangene Woche bis zu 2.2 Millionen Liter ausgelaufen. Bereits am Mittwoch sei dieses Leck entdeckt worden. Das austretende Öl floss dabei unter anderem in einen Fluss. Laut dem Betreiber TC Energy sei das Austreten bereits eingedämmt. Jedoch fehlt noch eine Bestätigung der zuständigen Behörde. Sollten sich die Schätzungen bestätigen, so wäre das laut Aktivisten die grösste Katastrophe in den USA seit 2013.

Bei CO2 zeigten sich indes Seitwärtstendenzen. Der jüngste Anstieg ist durch Erwartungen in der Marktreformverhandlung zum Erliegen gekommen. Der Leitkontrakt EUA für Dezember 2023 handelte zuletzt bei 93.76 Euro/t. Erweitert man jedoch den Beobachtungszeitraum auf die vergangenen 3 Wochen, so konnte CO2 um 20% zulegen. Ein Marktteilnehmer berichtet von einem "magnetischem Effekt " bei der Marke 90 Euro pro Tonne. Zukünftige Entwicklungen seien neben der Konjunktur stark von politischen Signalen abhängig. So ist für die Preisbildung der Trialog zwischen EU-Parlament, EU-Rat und europäischer Kommission auschlaggebend. Darüber hinaus ist die derzeitige Kältewelle ein weiterer treibender Faktor für die Preise. Indes haben sich die EU-Verhandlungsführer am Dienstag vorläufig auf grenzüberschreitende Kohlenstoffsteuerregeln geeinigt. Nach dem Entwurf der Regeln wären Unternehmen, die Produkte aus den Bereichen Aluminium, Zement, Strom, Düngemittel, Wasserstoff, Eisen und Stahl importieren, die ersten Käufer von Zertifikaten, die den Kohlenstoffgehalt dieser Produkte abdecken, sagte die tschechische EU-Ratspräsidentschaft. Ziel ist es, das Risiko zu verringern, dass EU-Erzeuger in diesen Sektoren in Regionen mit weniger strengen Kohlenstoffbeschränkungen, der sogenannten Carbon Leakage, ihren Standort verlagern. Wichtige Details, einschliesslich des Zeitpunktes für das Auslaufen kostenloser Zertifikate bleiben jedoch noch offen. Die Verhandlungsführer planen am kommenden Freitag und Samstag eine "Jumbo Sitzung", um alle offenen Fragen zu klären. Die Temperaturen dürften diese Woche 5 Grad unter der Norm verharren und ferner die Preise weiter stützen. Ein Durchbruch bei den oben genannten Verhandlungen könnten jedoch die bullischen Tendenzen ausgleichen. Ab dem 20. Dezember 2022 bis zum 9. Januar 2023 geht der CO2-Emissionsmarkt in eine Auktionspause.

Die nächste Ausgabe des "Energy Flash" erscheint am Mittwoch, 11. Januar 2023.
Primeo Energie wünscht Ihnen frohe Festtage und einen erfolgreichen Start ins neue Jahr 2023.

Das Golfemirat Katar und Deutschland haben sich auf einen Vertrag über die Lieferung von Flüssiggas geeinigt. Katar wird Deutschland ab dem Jahr 2026 mindestens 15 Jahre lang jährlich 2 Millionen Tonnen Flüssiggas (LNG) liefern. Damit wolle Katar Deutschland und Europa bei deren Bemühungen um Energiesicherheit unterstützen. Das Gas soll demzufolge nach Brunsbüttel geliefert werden, wo noch in diesem Winter ein schwimmendes LNG-Terminal in Betrieb gehen soll. Das Terminal, eine sogenannte Floating Storage and Regasification Unit (FSRU), kann Flüssiggas von Tankern aufnehmen und es noch an Bord in Gas umwandeln, um es dann ins Versorgungsnetz einzuspeisen. Bundeskanzler Olaf Scholz hatte bei seinem Besuch in Katar im September von Fortschritten bei den Verhandlungen über LNG-Lieferungen gesprochen. Deutschland muss die ausbleibenden Gaslieferungen aus Russland zum Teil ersetzen. Katar will seine Produktion bis 2027 um 60 Prozent steigern. Dann will das Land 126 Millionen Tonnen jährlich herstellen.

Bundeskanzler Olaf Scholz hat ebenfalls eine engere Zusammenarbeit im Energiebereich mit Norwegen in Aussicht gestellt. Nach einem Gespräch mit dem norwegischen Ministerpräsident Jonas Gahr Störe erklärte Scholz, dass Norwegen inzwischen Deutschlands wichtigster Gaslieferant sei. Störe versprach auf der gemeinsamen Pressekonferenz mit Scholz, dass sein Land die Förderung von Erdgas weiter hochhalten wolle. "Das Wichtigste, was Norwegen jetzt tun kann, ist die Gasproduktion hochzufahren und ein starker, stabiler und verlässlicher Partner für Europa zu sein". Norwegen werde alles tun, um die Produktion auf maximalem Niveau die nächsten Jahre zu halten. Dazu werde Norwegen auch weiterhin auf dem norwegischen Sockel innerhalb der existierenden Infrastrukturen nach Gas suchen, um dieser Rolle weiter gerecht zu werden.

Ölembargo und Ölpreisdeckel – das sind die zwei Sanktionen, die seit Montag gegen Russland wirken sollen. Beide Massnahmen hat die Europäische Union auf den Weg gebracht – das Ölembargo war bereits im Frühsommer beschlossen worden, auf den Preisdeckel für russisches Öl hat man sich erst vor wenigen Tagen zusammen mit den G7-Staaten geeinigt. Von nun an darf kein Schiff mehr mit russischem Öl in EU-Häfen anlegen. Damit es auch nicht mehr auf europäischen Schiffen – etwa solchen aus Griechenland oder aus Zypern – transportiert wird, soll der international vereinbarte Höchstpreis sorgen. Dieser liegt bei 60 US-Dollar pro Barrel und verbietet zugleich Schiffsversicherung oder Transport, wenn mehr für das Öl verlangt wird. International hatte es Befürchtungen gegeben, dass es durch das EU-Ölembargo gegen Russland Preissteigerungen geben könnte, weil das Angebot knapper wird. Gänzlich unmöglich ist das aber auch jetzt nicht mit dem Preisdeckel. Gemäss Analysten hängt dies von der Reaktion von Russland ab. Wenn Russland kontert und weniger liefert, wird es zu einer Erhöhung der Preise kommen – ansonsten werden die Notierungen gleichbleiben oder sogar sinken. Bis jetzt weiss allerdings niemand, wie Russland tatsächlich reagieren wird. Bisher heisst es aus dem Kreml, man werde diesen Schritt nicht akzeptieren. Bei der OPEC geht man offenbar nicht davon aus, dass es demnächst weniger russisches Öl auf dem Weltmarkt geben wird. Ob der Preisdeckel bei 60 US-Dollar bleibt, ist auch keinesfalls sicher. Bei den G7 und in Brüssel heisst es, man werde nun die Entwicklung sehr genau beobachten, um gegebenenfalls nach zu justieren. Bekanntlich kann die Weltwirtschaft rasant steigende Ölpreise nicht gebrauchen.

Die EU-Energieminister kamen am letzten Donnerstag in Brüssel zusammen und einigten sich auf den Inhalt des Verordnungsvorschlags des Rates über weitere befristete Notfallmassnahmen zur Eindämmung der hohen Energiepreise und Verbesserung der Versorgungssicherheit. Die Mitgliedstaaten sollen im kommenden Jahr einen Teil des Gases (das sie auch benötigen) gemeinsam ordern, um die Speicher wieder aufzufüllen. Diese Massnahme soll verhindern, dass sich Länder gegenseitig überbieten und so durch gebündelte Käufe die Preise niedrig halten. Was bedeutet das konkret? Gasunternehmen und gasverbrauchende Unternehmen der EU, müssen ihren Gaseinfuhrbedarf vorab übermitteln. Die EU beauftragt einen Dienstleister, der sich mit der gebündelten Gesamtnachfrage befasst und am Grosshandelsmarkt nach Angeboten sucht, um die Position zu decken. Die Unternehmen werden dazu verpflichtet, diesen Dienstleister zu nutzen, um 15 Prozent der verpflichtenden Gasnachfrage zur Befüllung der Speicher von 2023 zu bündeln. Dies entspricht ca. 13.5 Milliarden Kubikmeter für die gesamte EU. Bei Gasmengen über dem 15 Prozent-Ziel hinaus erfolgt die Bündelung auf freiwilliger Basis, jedoch auf der Grundlage desselben Mechanismus. In einem zweiten Schritt können sich Gasunternehmen und gasverbrauchende Unternehmen dafür entscheiden, über eine Plattform (einzeln oder in einem Konsortium mit anderen) von Gaserzeugern oder -lieferanten, welche die gebündelte Nachfrage decken können, Gas zu kaufen. Die Mitgliedstaaten haben ausdrücklich festgelegt, dass russisches Gas von der gemeinsamen Beschaffung ausgeschlossen wird.

Über den EU-Gaspreisdeckel gab es bisher keinen Entscheid. Die EU-Minister hätten eine "hitzige" erste Debatte über den Vorschlag der europäischen Kommission für einen Marktkorrekturmechanismus für den TTF-Frontmonat geführt. Die Ansichten seien sehr unterschiedlich. Die Gespräche sollen jedoch beim nächsten Treffen am 13. Dezember fortgesetzt werden.

QatarEnergy und ConocoPhillips haben gestern zwei langfristige Kaufs- und Verkaufsvereinbarungen unterzeichnet, um verflüssigtes Erdgas für mindestens 15 Jahre ab 2026 nach Deutschland zu exportieren. Dieser Deal wird Deutschland jährlich mit 2 Millionen Tonnen LNG versorgen. Dabei wird das verflüssigte Gas von Ras Laffan in Katar zum deutschen LNG-Terminal in Brunsbüttel verschifft. Das dortige LNG-Terminal ist derzeit in Bau, soll jedoch noch dieses Jahr in Betrieb gehen. Der Grossteil der Kapazitäten von insgesamt 8 Milliarden Kubikmeter ist bereits von Shell gebucht worden, den Rest teilen sich ConocoPhillips, RWE und Ineos. Katar ist einer der weltweit grössten LNG-Exporteure. Das Emirat verfügt nach Russland und Iran über die drittgrössten Gasreserven weltweit. Gut möglich, dass weitere Gespräche über Gaslieferungen bereits in Gang sind.

Die Angst vor Versorgungsunsicherheiten in Kombination mit der Chance auf unterdurchschnittliche Temperaturen im Dezember in Europa lies den Kohlepreis in der vergangenen Woche um ca. 17.5 Prozent steigen. Marktteilnehmer berichten im pazifischen Raum von erwarteten Exportunterbrechungen. Darüber hinaus sorgt China aufgrund der saisonal niedrigen Lagerstände an Kohle und wenig Wasser in den Speicherkraftwerken für weitere bullische Faktoren in der Preiskurve. Auf der Angebotsseite sorgt eine Streckenblockade in Kolumbien für geringere Exporte nach Westeuropa. In den ersten 10 Monaten dieses Jahres wurden 9.6 Mio. Tonnen Kohle aus Kolumbien nach Westeuropa exportiert. Im Vorjahreszeitraum waren es 6.9 Mio. Tonnen. Zusätzlich zu diesen Lieferproblemen sorgen mögliche Exportunterbrechungen gegen Ende dieser Woche in Australien für eine weitere Angebotsverknappung. Nach einer Entgleisung vorangegangene Woche wurde in Südafrika der Export über den wichtigsten Hafen Richards Bay gestoppt. Die Unfallstelle sollte allerdings bereits wieder geräumt sein. Nähere Angaben wurden noch nicht bestätigt. Südafrika hat von Januar bis Oktober rund ein Viertel der westeuropäischen Kraftwerkskohleimporte bereitgestellt, während es im Beobachtungszeitraum des Vorjahres nur ca. 8 Prozent waren. Positive Meldungen gibt es bei den EU-Lagerbeständen. Derzeit lagern an den wichtigsten Terminals in Amsterdam, Rotterdam und Antwerpen 5.7 Mio. Tonnen Kohle. 300´000 Tonnen mehr als in der Vorwoche. Laut einem polnischen Markteilnehmer sei der Kohlepreis in der Vergangenheit in Hinblick auf den nahenden Winter zu tief gefallen, was weiter steigende Preise implizieren würde.

Frankreich wird im Januar voraussichtlich nur noch über 40 GW an Kernkraft verfügen, teilte der Übertragungsnetzbetreiber RTE am Freitag mit. Vorangegangen Prognosen waren noch von 45 GW ausgegangen. Streiks hatten Wartungsarbeiten verzögert. Im Schnitt gehen laut EDF Reaktoren 2 Wochen später in Betrieb als geplant. Allerdings ging auch die Stromnachfrage der vergangenen 4 Wochen im Netzgebiet RTE um 6.6 Prozent unter das 5-Jahresmittel vor der Corona-Pandemie zurück. Bis Ende Februar will EDF alle 25 Reaktoren wieder in Betrieb nehmen. Davon sollen 10 Blöcke bis Monatsende, weitere 5 im Dezember, 6 im Januar und 4 im Februar ans Netz kommen. Es ist derzeit schwer abzuschätzen, ob der Rückgang an der Angebotsseite und die geringere Nachfrage sich die Waage halten werden. Es ist jedoch anzunehmen, dass das Risiko zur Oberseite höher ist, zumal die Kernkraftprognosen auch möglicherweise weiter nach unten revidiert werden könnten. So warnte zum Beispiel Deutschlands Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck von den Grünen, dass die Prognosen der französischen Kernkrafterzeugung in der Vergangenheit tendenziell zu optimistisch gewesen wären.

Der Streit über einen Gaspreisdeckel zur Senkung der Energiepreise in der EU droht zu eskalieren. Bei einem Treffen von Vertretern der Mitgliedstaaten in Brüssel kam es nach Angaben aus Teilnehmerkreisen letzten Freitag erneut zu hitzigen Diskussionen. Demnach forderten Länder wie Belgien, Italien und Griechenland schnellstmöglich einen konkreten Vorschlag der EU-Kommission, um die Preise zu deckeln. Andere Staaten wie Deutschland oder die Niederlande äusserten erneut Vorbehalte und forderten weitere Diskussionen auf Expertenebene. Auf dem EU-Gipfel im Oktober hatten sich die Staats- und Regierungschefs auf einen beweglichen Gaspreisdeckel geeinigt, um extreme Preisausschläge einzudämmen. Die EU-Kommission wurde aufgefordert, dafür einen Gesetzesentwurf vorzulegen – wann genau, blieb offen. Wie ein Brief belegt, scheint es den meisten EU-Staaten nun zu langsam zu gehen. Die EU-Kommission antwortete auf einen entsprechenden Brief gemeinsam mit Petr Fiala, der als tschechischer Ministerpräsident die Ratspräsidentschaft innehat. Darin heisst es, die EU-Kommission sei fest entschlossen, unverzüglich konkrete Vorschläge für den Korrekturmechanismus am Gasmarkt vorzulegen. Es gebe jedoch unterschiedliche Einschätzungen. Konkret bedeutet das, dass ein vollständiger Gesetzesentwurf für den Gaspreisdeckel noch vor dem Energieministertreffen am 24. November unwahrscheinlich ist.

Bei den Gaspreisen sind nach wie vor Risiken nach oben vorhanden, da das Wetter auf längere Sicht schwer prognostizierbar ist und es auch noch Ende Februar eiskalt werden kann. Aber mit jedem Tag, an dem die Gasnachfrage wetterbedingt niedriger als saisonüblich ausfällt, reduziert sich das Risiko für die Gasversorgung im Winter. In Asien spielt das Wetter ebenfalls mit, sodass die LNG-Nachfrage aus dieser Region gering bleibt. LNG-Tanker bleiben deshalb auch vor Spanien in Warteposition auf eine Entlademöglichkeit und schlagen nicht den Weg zu anderen Destinationen ein. Trotz Schwankungen hinsichtlich der Liefermengen ist auch die Versorgung mit Pipelinegas auf weiterhin hohem Niveau.

EU-Rat und EU-Parlament haben sich auf einzelne Punkte bei der Reform des Emissionshandels verständigt. Wie der Berichterstatter des Parlaments nach der Verhandlungsrunde mitteilte, soll die Überwachung des ETS durch die Börsenaufsichtsbehörde ESMA verstärkt werden. Einen Kompromiss gab es bei der Sicherheitsklausel, um einen exzessiven Anstieg des CO2-Preises zu verhindern. Die Klausel werde ausgelöst, wenn die Notierungen im ETS über 6 Monate im Durchschnitt 2.4x höher sei als in den zwei Jahren zuvor. In diesem Fall würden automatisch 75 Millionen Zertifikate aus der Reserve auf den Markt gebracht. Unternehmen, die ihre Produktion dekarbonisieren, sollen ihren Anspruch auf kostenlose Zuteilung von Zertifikaten behalten, um die dafür notwendigen Investitionen zu finanzieren. Die Kommission werde ebenfalls prüfen, ob Technologien wie CCS (Carbon Capture and Storage) oder CCU (Carbon Capture and Utilization) auch in das ETS einbezogen werden können. Schliesslich akzeptierte der Ministerrat, dass die Mitgliedsstaaten einen Teil der Einnahmen aus dem ETS für ihre internationalen Verpflichtungen zur Finanzierung des Klimaschutzes in den Entwicklungsländern verwenden. Die jetzt erzielten Kompromisse stehen aber unter dem Vorbehalt einer Einigung über die gesamte Reform des ETS. Sie wird noch in diesem Jahr angestrebt, obwohl es bislang keine Annäherung zwischen dem Parlament und dem Ministerrat in den wichtigen Punkten der ETS-Reform gibt: einer deutlicheren Senkung der Emissionen in der Industrie und der Energiewirtschaft, der Einführung eines Klimazolls auf "importierte Emissionen", der Rückführung kostenloser Zertifikate sowie der Einführung eines ETS-2 für den Verkehr und Gebäude.

Die EDF rechnet damit, dass die Wartungsarbeiten an einigen Reaktoren und die Streiks die Kernstromproduktion für das aktuelle Jahr belasten werden. Die laufenden Reparaturarbeiten an Frankreichs Kernkraftwerken sollten bis zum Jahresende abgeschlossen sein. Am letzten Freitag kam die Meldung, dass EDF den Reaktor Cattenom nicht neu starten darf, bevor die beschädigten Schweissnähte repariert sind. Dies hat die Atomaufsichtsbehörde ASN entschieden. Die gewohnte Kernkraftproduktion lag zuvor zwischen 280 und 300 TWh, für das Jahr 2022 rechnet EDF mit 275-285 TWh. Die Kernstromproduktion für 2023 und 2024 wird weiterhin auf 300 bis 330 TWh bzw. auf 315 bis 345 TWh geschätzt.

Das Risiko von Gasversorgungsengpässen ist in den letzten Monaten deutlich gesunken. Am 1. November waren die europäischen Gasspeicher zu 95% gefüllt, was auf die schwächere Gasnachfrage zurückzuführen ist, die zum Teil durch das warme Wetter bedingt ist. Jedoch auch wegen den LNG-Lieferungen aus den USA und den höheren Mengen aus Norwegen und über die Trans Adriatic Pipeline. Es besteht immer noch ein Risiko, dass die Speicherstände bis Ende März auf unter 15% sinken könnten, allerdings nur, wenn der Winter kälter als üblich ausfällt und die restlichen russischen Exporte wegfallen sollten.

Während über einen Gaspreisdeckel weiter diskutiert werden muss, haben sich die EU-Energieminister auf andere Punkte geeinigt. Der Energieverbrauch muss gesenkt werden und der Ausbau erneuerbarer Energien soll schneller vorangetrieben werden. Im Weiteren sollen europäische Unternehmen künftig 15% des Speicherbedarfs gemeinsam einkaufen, um niedrigere Preise zu erzielen und um sich nicht mehr gegenseitig zu überbieten. Wesentlich umstrittener als der gemeinsame Einkauf bleibt ein fester europaweiter Gaspreisdeckel, den einige Länder fordern, andere aber nach wie vor ablehnen. Ob das iberische Modell eine Lösung ist? In Portugal und Spanien wird das Modell bereits angewendet. Dabei subventioniert der Staat Gas, das für die Stromerzeugung genutzt wird. Einige Länder halten dagegen mit der Befürchtung, dass der Gasverbrauch steigt und dass günstiges Gas in Drittländer wie Grossbritannien oder Schweiz exportiert wird.

Die deutsche Bundesregierung hat letzte Woche einen Entwurf für das Soforthilfegesetz für Gas und Wärme auf den Weg gebracht. Damit sollen Haushaltskunden und Unternehmen mit einem Jahresverbrauch von bis 1.5 GWh im Dezember von den hohen Energiekosten entlastet werden. Mit der Soforthilfe entfällt für die Gasverbraucher im Dezember die Pflicht, die vertraglich vereinbarten Voraus- oder Abschlagszahlungen zu entrichten. Bei der Wärmeversorgung erfolgt die Zahlung eines pauschalen Betrages, der sich an der Höhe des September-Abschlags orientiert. Um die Entlastung zu finanzieren, haben die Wärmeversorger und Energielieferanten einen Erstattungsanspruch gegenüber der Regierung. Das Gesetz muss noch im parlamentarischen Verfahren verabschiedet werden und soll nach den Plänen der Regierung ab Mitte November Anträge der Versorger ermöglichen.

Mit weiterhin mildem Wetterausblick setzt sich der Abwärtstrend bei den Gasnotierungen fort. In der zweiten Oktoberhälfte geraten die Preise am Leitmarkt für Kontinentaleuropa, der niederländischen TTF, in allen Lieferfristen unter Abgabedruck. Der Frontmonat verlor satte 21 Prozent, das Frontquartal fiel ebenfalls kräftig um ca. 11 Prozent und das Frontjahr konnte noch einen Preisabschlag von ca. 9 Prozent verbuchen. Auch wenn die Frontkontrakte heute noch immer weit über ihrem Vorjahresniveau notieren, liegen sie inzwischen deutlich unter ihrem Jahreshoch vom Ende August 2022. Damals kletterte das Frontkalenderjahr auf knapp 312 EUR/MWh und handelt heute 60% tiefer bei ca. 125 EUR/MWh. Ein wesentlicher Grund für den Preisrutsch am Gasmarkt sind die staatlichen Markteingriffe (Abkopplung der Strom- von den Gaspreisen, Einführung einer Art Preisobergrenze für Erdgas, verpflichtende gemeinsame Gaseinkäufe, etc.), um die Folgen für Privathaushalte, Industrie und Wirtschaft aufgrund des Stopps russischer Gaslieferungen abzufedern. Zwar sind die Vorschläge im Massnahmenpaket noch nicht umgesetzt oder technische Probleme noch ungelöst, doch dürfte die Diskussion darüber in den letzten Wochen bereits dazu geführt haben, dass die Spekulationen über noch höhere Preissteigerungen im Gas- und damit auch im Strommarkt abgenommen haben.

Eine weitere Rolle für die tieferen Notierungen spielt das Wetter mit den für die Jahreszeit äusserst milden Temperaturen in Verbindung mit der Entwicklung der Gasspeicher in Europa. Insbesondere am Spotmarkt sorgten die deutlich über dem saisonalen Erwartungswert liegenden durchschnittlichen Tagestemperaturen für geringere Gasnachfrage im Wärmebereich (zum Beheizen von Gebäuden etwa) und damit für einen massiven Preiszerfall. In Deutschland schätzte die Bundesnetzagentur (BNetzA) den Gasverbrauch zuletzt um 30 Prozent tiefer als im Durchschnitt der vorherigen Jahre ab. Als Folgen des milden Wetters setzten die ersten Ausspeicherungen noch nicht ein, sondern es konnte weiter Erdgas eingespeichert werden. Aktuell sind die deutschen Gasspeicher zu ca. 99 Prozent gefüllt und liegen damit rund 8 Prozent über dem Mittel der vergangenen 5 Jahre.

Begünstigt wurde der Preisrückgang zudem von einer komfortablen Angebotslage mit stabilen Pipeline-Gaslieferungen und einer Vielzahl der vor den europäischen Küsten wartenden LNG-Tanker. Beobachtern zufolge arbeiten die europäischen LNG-Terminals aktuell an der Grenze ihrer Kapazität. Bis Mitte November dürfte die Situation erhalten bleiben. Nach der Monatsmitte dürften laut dem US-Wettermodell die Temperaturen auf Durchschnittswerte zurückgehen und mit einer erhöhten Nachfrage könnte eine Verteuerung der Gas- und Strompreise einhergehen.

Nach einem wochenlangen Streik in den Atomkraftwerken in Frankreich einigten sich das Management von EDF und die Gewerkschaften auf Lohnerhöhungen, um die Sorgen um die Produktion vor dem Winter zu zerstreuen. Auf die Ankündigung einer Vereinbarung liessen die Streikenden den Druck auf die Kraftwerke, die Frankreichs Hauptlieferanten von Strom sind, nach. Die Beschäftigten des Kernkraftwerks Gravelines, dem leistungsstärksten in Westeuropa, waren die ersten, die den Streik aussetzten. Weitere folgten danach: Saint-Laurent-des-Eaux, Bugey, Chinon, Dampierre, Saint-Alban und Penly. Vier der zwölf Zentralen müssen noch darüber abstimmen, ob die Bewegung ausgesetzt wird. Im Moselkraftwerk Cattenom geht die Bewegung vorerst weiter, die Beschäftigten wollen einen gewissen Druck aufrechterhalten, solange das Abkommen nicht unterzeichnet ist. Der Streik begann am 13. September und weitete sich im Laufe der Wochen aus, so dass letzten Freitag 12 der 18 französischen Atomkraftwerke betroffen waren. Bevor der Streik teilweise aufgehoben wurde, war die Produktion in vier Reaktoren zurückgegangen, während die Wartungsarbeiten in 18 Reaktoren blockiert waren, wobei Frankreich insgesamt 56 Reaktoren hat. Laut dem französischen Netzwerkbetreiber RTE haben die Streiks zu einer Verzögerung der Wartungsarbeiten von zwei bis drei Wochen geführt. RTE betont, dass vorläufig keine Lieferengpässe zu erwarten seien. Die Temperaturen sind relativ mild, und die Regierung in Paris glaubt, dass ihre Sparappelle bereits zu einer Senkung des Stromverbrauchs von vier Prozent geführt haben. Die Gasspeicher sind in Frankreich zu 98 Prozent gefüllt, was sechs Prozent über dem europäischen Schnitt liegt. Dennoch sei, gemäss der französischen Kommission für Energieregelung, ein Stromausfall nicht auszuschliessen, falls die Temperaturen unter die Durchschnittswerte fallen.

Die Staats- und Regierungschefs der Europäischen Union haben sich im Energiestreit auf einen Fahrplan geeinigt, viele Fragen bleiben aber offen. EU-Ratspräsident Charles Michel erklärte am letzten Freitagmorgen, die EU-Länder seien auf ihrem Brüsseler Gipfel übereingekommen, Massnahmen zur Eindämmung der Energiepreise für Haushalte und Unternehmen auszuarbeiten. Nach Angaben vom deutschen Bundeskanzler Olaf Scholz verständigten sich die Länder auf gemeinsame Gaseinkäufe, die auf Vorschlag der EU-Kommission zu einem kleinen Teil verpflichtend sein sollen. Zudem sollen die EU-Energieminister bei einem Treffen in Luxemburg prüfen, wie Preisausschläge durch Spekulation am Gasmarkt verhindert werden können. Ziel sei es, dass es nicht durch willkürlich festgesetzte Preise unmöglich ist, Gas zu bekommen. Noch viele Zweifel gebe es dagegen bei der Frage, ob eine europäische Obergrenze für Gaspreise wie etwa in Spanien und Portugal möglich sei. Dagegen hatten sich Länder wie Deutschland und Dänemark ausgesprochen. Frankreich hatte sich zusammen mit der Mehrheit der Länder für einen europäischen Gaspreisdeckel eingesetzt und Scholz zum Einlenken aufgerufen. Der belgische Ministerpräsident Alexander De Croo nannte die Entscheidung einen grossen Schritt nach vorn. Es habe keine Blockaden gegeben, sondern lediglich berechtigte Bedenken. Die Energieminister sollen nun weiter darüber beraten, wie die geplanten gemeinsamen Gaseinkäufe und ein Gaspreisdeckel in Zukunft umgesetzt werden sollen. De Croo zeigte sich überzeugt, dass dies in zwei bis drei Wochen geklärt werden könne.

Der deutsche Bundeskanzler Olaf Scholz hält verbleibende Kernkraftwerke bis April 2023 am Netz und schrieb an Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck und Bundesfinanzminister Christian Lindner: „Es wird die gesetzliche Grundlage geschaffen, um den Leistungsbetrieb der Kernkraftwerke Isar 2, Neckarwestheim 2 sowie Emsland über den 31.12.2022 hinaus bis längstens zum 15.4.2023 zu ermöglichen“. Eigentlich hatte sich Robert Habeck Ende September mit EON und ENBW (den Betreibern von Isar 2 und Neckarwestheim 2) auf die Modalitäten für einen befristeten Weiterbetrieb nach dem geplanten Ausstieg aus der Kernenergie Ende 2022 geeinigt.
Das fertig ausgearbeitete Gesetz wurde allerdings im Finanzministerium blockiert. Christian Lindner forderte einen Weiterbetrieb ebenfalls für den RWE-Reaktor Emsland A bis 2024 und zudem die Reaktivierung bereits stillgelegter Anlagen. Der Bundesfinanzminister begrüsst die Order aus dem Bundeskanzleramt und betont, dass die weitere Nutzung des Kernkraftwerks Emsland ein wichtiger Beitrag für Netzstabilität, Stromkosten und Klimaschutz sei. Die gesetzlichen Grundlagen können sofort geschafft werden, sowie die Erarbeitung von tragfähigen Lösungen für den Winter 2023/2024.

Die Lage am Gasmarkt hat sich etwas entspannt. Im Wochenvergleich hat das Frontjahr über 10 Prozent verloren. Für die Entspannung gibt es mehrere Gründe. Zum einen hat Europa hohe Lieferungen aus Norwegen erhalten und zum anderen geben die gut gefüllten Speicher in Europa eine hohe Sicherheit, sodass die Sorgen vor einem verfrorenen Winter abnehmen. Trotzdem hat der deutsche Bundesrat vor niedrigen Speicherständen im nächsten Sommer gewarnt und fordert eine Strategie zur Einspeicherung vor dem Winter 23/24. Ende des Winters 22/23 werden höchstwahrscheinlich die Speicherfüllstände eher niedrig sein, deswegen sollen Massnahmen ergriffen werden, um eine kosteneffiziente Wiederbefüllung für den übernächsten Winter zu erreichen.

Hoch diskutiert wird ein Preisdeckel für Gaspreise am niederländische Handelspunkt TTF. Ein Entwurf der Notfallmassnahmen der EU-Kommission zeigt, dass ein Preisdeckel als letzter Ausweg greifen soll. Im Fall einer Extremsituation würde die EU-Kommission den europäischen Ministerrat darum bitten, einen "dynamischen Markt-Korrekturmechanismus" für Spot-Transaktionen am TTF zu genehmigen. Der Mechanismus würde einen dynamischen Höchstpreis für den TTF einführen, der die Gasversorgung und die Gasflüsse in Europa sichert, aber gleichzeitig dafür sorgt, dass die Nachfrage nicht steigt. Die Dauer eines solchen Eingriffes soll auf drei Monate begrenzt sein und er könne vom Ministerrat jederzeit beendet werden, sobald sich die Lage am Markt beruhigt.

Die Generalbundesanwaltschaft untersucht derzeit die Lecks in den Nord-Stream-Pipelines. Es sei ein Ermittlungsverfahren gegen unbekannt wegen des Verdachts eines Sprengstoffanschlags, sowie der verfassungswidrigen Sabotage eingeleitet worden. Laut der Bundesanwaltschaft liegen zureichende Anhaltspunkte vor, dass die beiden Gaspipelines mittels zweier Explosionen gezielt beschädigt worden sind, die vier Lecks verursachten, welche sich in der Nähe der Ostsee-Insel Bornholm (in dänischen und schwedischen Gewässern) befindet. Aus diesem Grund traten tagelang grosse Gasmengen aus. Obwohl Leitungen ausser Betrieb waren, waren sie aus technischen Gründen mit Gas gefüllt. Trotz der hohen Priorisierung der Ermittlungen (es handelt sich schliesslich um einen schweren Angriff auf die deutsche Energieversorgung), sollte man laut Behörde mit schnellen Ergebnissen eher nicht rechnen.

Die von der deutschen Bundesregierung zur Abfederung der hohen Gaspreise für Verbraucher und Unternehmen eingesetzte Expertenkommission hat einen Vorschlag zur Gaspreisbremse unterbreitet. Das als zweistufiges Modell konzipierte, staatliche Hilfsprogramm sieht eine Einmalzahlung und eine Gaspreisbremse bis Frühjahr 2024 vor. In einem ersten Schritt soll im Dezember 2022 einmalig die jeweilige Abschlagszahlung der Gas- und Fernwärmekunden vom Staat übernommen werden. Ab Frühjahr 2023 bis mindestens Ende April 2024 soll in einem zweiten Schritt eine Preisbremse für ein bestimmtes Kontingent an Gas- und Wärmeverbrauch eingeführt werden. Auch die Industrie wird unterstützt. Für sie soll die Gaspreisbremse ab Januar 2023 gelten. Die Kommission schätzt das Entlastungsvolumen bis April 2024 auf insgesamt rund 96 Milliarden Euro, davon 71 Milliarden für Privathaushalte, kleinere und mittlere Unternehmen (KMUs) sowie 25 Milliarden für die Industrie. Mit ihrem Massnahmepaket möchte die Expertenkommission nach eigenen Angaben vor allem eins erreichen: entlasten, aber gleichzeitig auch Anreize zum Sparen von Gas und Wärme setzen. Das Grundkontingent für staatlich subventionierte Preise bei Haushalten und KMUs soll bei 80 Prozent des Gas- und Wärmeverbrauchs liegen. Als Grundlage soll die Abschlagszahlung aus September 2022 gelten. Für den Grundverbrauch werden 12 Eurocent je KWh und für einen eventuell höheren Verbrauch die höheren Marktpreise gezahlt. Für die Industrie hingegen schlägt die Kommission als Grundkontingent 70 Prozent des Verbrauchs des Jahres 2021 zu einem festen Beschaffungspreis von 7 Eurocent pro KWh vor, ein eventueller Mehrverbrauch soll dann zu den üblichen Marktpreisen bezogen werden.

Die Kommissionsvorsitzende Veronika Grimm – die auch Wirtschafsweise ist – sagte in einer Pressekonferenz anlässlich der Vorstellung der Vorschläge am Montagmorgen, dass "sie glaube, dass die Kommission einen guten und machbaren Vorschlag entwickelt habe" und betonte zudem, dass "die vorgeschlagenen Massnahmen zu möglichen europäischen Massnahmen vollumfänglich kompatibel seien, da sie den Anreiz zum Gassparen aufrechterhielten". Es sei nun an der Bundesregierung, auf europäische Ebene darauf hinzuarbeiten, dass der skizzierte Sparanreiz in ein europäisches Paket aufgenommen wird. Die Bundesregierung lobte die Vorschläge der Kommission als "gute Grundlage" für die Gaspreisbremse und will sie nun zügig beraten.

Gut ein Jahr nach der Erhöhung ihrer Förderkapazitäten hat die OPEC+ bei ihrem Treffen in Wien letzte Woche beschlossen, die Ölfördermenge ab November um 2 Mio. Barrel pro Tag zu reduzieren. Daraufhin legten die Ölpreise deutlich zu. Die Kürzung war die schärfste seit Ausbruch der Corona-Pandemie im Frühjahr 2020 und kommt für Unternehmen und Verbraucher in Europa und dem Westen insgesamt zur Unzeit. Sie könnte den Plan der G7-Staaten untergraben, den Preis für russisches Öl auf dem Weltmarkt zu deckeln, was ein Schlüsselelement im Kampf gegen Moskau darstellt. Der US-Präsident Joe Biden zeigte sich über die kurzsichtige Entscheidung der Allianz enttäuscht und warf der OPEC+ sogar vor, sich nach Russland auszurichten. Die hohen Erdölpreise haben in den USA zu hohen Benzinprei­sen geführt, die mitverantwort­lich für die hohe Inflation in dem Land sind. Dies schadet Biden und seiner Demokratischen Par­tei vor den Kongresswahlen im November.

Die Energieministerinnen und -minister der 27 Mitgliedsstaaten der EU haben sich bei ihrer Sondersitzung vom letzten Freitag in Brüssel auf Notfallmassnahmen gegen steigende Gas- und Strompreise geeinigt, die die EU-Kommission Anfang September vorgeschlagen hatte. Energiesparen, Abgaben für Energieunternehmen und Mineralölkonzerne, nationale Preisbremsen beim Erdgas, Unterstützung von klammen Haushalten und Unternehmen – das sind die Rezepte der EU im Kampf gegen die als unzumutbar empfundenen Energiepreise auf den Weltmärkten, die nach Ansicht der EU-Kommission vor allem durch das Ausbleiben russischer Energielieferungen und die Folgen des russischen Angriffskrieges angetrieben werden.

Einen Preisdeckel für Gaslieferungen per Pipeline oder Flüssiggastanker aus dritten Ländern lehnen die EU-Kommission und 14 Mitgliedsstaaten, darunter Deutschland ab. Ein pauschaler Preisdeckel birgt das Risiko, dass die Liefermenge nach Europa sinkt, weil die USA, Norwegen oder Katar ihr Gas dann lieber zu höheren Preisen zum Beispiel nach Asien verkaufen. Ausserdem warnte die EU-Kommissarin für Energie, Kadri Simson, könnte der innereuropäische Gashandel ohne frei auszuhandelnde Preise zum Erliegen kommen und zu massiven Versorgungslücken führen. Die restlichen Staaten, darunter Frankreich und Italien, fordern allerdings einen pauschalen Deckel, um das Preisniveau auf dem Weltmarkt und damit auch die Inflation zu senken. Die EU-Kommission warnt, dass ein Preisdeckel quasi die Verstaatlichung der gesamten Energieverteilung in der EU nach sich ziehen würde. Es müsste eine zentrale Behörde geschaffen werden, die den Preis festsetzt und entscheidet, welches Land wann wie viel Gas beziehen dürfte. Zu komplex und kurzfristig, für diesen Winter nicht zu leisten, lautet das Urteil der EU-Kommission.

Die EU-Kommission und die EU-Minister haben sich darauf geeinigt, dass die nationalen Preise begrenzt werden sollen, die Haushalte und Unternehmen für Gas zahlen. Das funktioniert so: Die Kunden zahlen einen festgesetzten Preis, der unter dem Preis liegt, den die Energieversorger am Markt beim Einkauf zahlen müssen. Die Differenz zahlt der Staat. Dieses Modell haben Spanien, Portugal und Griechenland teilweise schon eingeführt. Dieser nationale Preisdeckel führt aber dazu, dass Sparanreize wegfallen und auf dem EU-Binnenmarkt ungleiche Wettbewerbsbedingungen entstehen, je nachdem wie hoch die nationalen Energiepreise festgesetzt werden. Die französische Aluminiumindustrie beschwert sich bereits gegen entsprechende Wettbewerbsvorteile für die spanische Konkurrenz.

Deutschland geht in die Vollen und will 200 Milliarden Euro an neuen Schulden aufnehmen, um die Preise zu begrenzen. Einige reichere EU-Staaten nehmen ebenfalls neue Schulden auf. Andere können sich dies kaum mehr leisten, weil sie sehr stark verschuldet sind. Das Anliegen der ärmeren Länder, dass die EU als Ganze die Subventionen finanzieren sollte, ähnlich wie beim Hilfsfonds gegen die wirtschaftlichen Folgen der Corona-Pandemie, wurde von den Energieministern abgelehnt.

Die EU-Minister beschlossen zudem eine Abgabe für Energieunternehmen zu erheben, die von den hohen Gaspreisen profitieren, obwohl sie für die Erzeugung ihres Stroms aus Windkraft, Sonne, Wasser, nuklearen Brennstoffen oder Braunkohle nicht mehr aufwenden müssen. Die sogenannte "inframarginale" Preisgrenze soll bei 180 Euro pro Megawattstunde liegen. Die Einnahmen aus diesen Abgaben, die national erhoben werden, fliessen in die nationalen Haushalte der EU-Staaten. Diese Einnahmen sollen die Staaten nutzen, um bedürftige Verbraucher und Unternehmen zu unterstützen oder Preisbremsen zu finanzieren. Die hohen Gewinne kommen vor allem dadurch zustande, da die Preise für die Stromerzeugung in der EU an den teuersten Energieträger gekoppelt sind. Das ist im Moment mit grossem Abstand Erdgas. Dieses "Merit Order" genannte System soll nicht verändert werden, um die Energieerzeugung in der EU nicht zu gefährden. Eine langfristige Reform soll nach Empfehlungen der EU aber ins Auge gefasst werden, wenn der Anteil von fossilen Brennstoffen an der Stromerzeugung weiter sinkt. Mineralölkonzerne, Raffinerien und Energiehändler, deren Gewinne mehr als 20 Prozent über den durchschnittlichen Gewinnen seit 2018 liegen, sollen mit einer "Solidaritätsabgabe" von 33 Prozent belegt werden.

Die geplante Gasumlage scheint doch nicht zu kommen. Stattdessen wird über einen Gaspreisdeckel diskutiert. Die Gasumlage sollte den Gasimporteuren wie Uniper dabei helfen, die gestiegenen Gaspreise auf dem Markt zu stemmen. Uniper macht derzeit, durch nicht gelieferte Gasmengen aus Russland, zirka 100 Mio. Euro pro Tag Verluste. Wenn die Gasumlage nicht wie geplant kommt, könnten bis zum Jahresende weitere 10 Mia. Euro Verluste entstehen. Nun nach der Entscheidung, den wichtigsten Gasimporteur Deutschlands Uniper zu verstaatlichen, werden die Stimmen lauter, die ein Aus der Gasumlage fordern. Die deutsche Regierung wird 99 Prozent der Anteile übernehmen. Die Klärung der offenen Punkte wird rund drei Monate in Anspruch nehmen. Sollte die Gasumlage nicht kommen, müssen die Eigentümer der Unternehmen für die Mehrkosten in der Beschaffung des Gases aufkommen, welche sich schätzungsweise auf mehr als 60 Mia. belaufen. Alle drei grössten Energielieferanten Deutschlands haben schwerwiegende finanzielle Probleme: Uniper, Sefe (ehemals Gazprom Germania) und VNG AG. Uniper und Sefe liegen beide bereits in staatlicher Hand und über VNG wird aktuell noch verhandelt. Das heisst, wenn die Gasumlage wegfällt, werden die 60 Mia. aus staatlichen Geldern finanziert.

Die drohende Gasknappheit kommt den Schweizern ebenfalls teuer zu stehen. Im laufenden Jahr hat die Schweiz bereits rund 4.5 Mia. CHF für Gasimporte ausgegeben, so viel wie noch nie zuvor. Schauen wir uns die letzten 10 Jahre an, dann sehen wir eine Versechsfachung der Kosten. Die wichtigste Quelle für die Schweiz ist das Gas, was aus Deutschland kommt, dafür wurden im laufende Jahr 3 Mia. CHF gezahlt, im Jahr 2021 waren es lediglich 440 Mio. CHF und im Jahr 2020 nur 290 Mio. CHF. Der zweitwichtigste Gaslieferant neben Deutschland ist Frankreich. Im Vergleich zum Vorjahr haben sich die Ausgaben vervierfacht.

Es wurden Sicherheitsmängel in zwei Kernkraftwerken in Deutschland entdeckt. Sowohl am bayerischen KKW Isar-2, wie auch am KKW Neckarwestheim-2 in Baden Württemberg wurden Risse an Röhren gefunden. Kernkraftgegner stellten deswegen die Betriebsgenehmigung des Landesumweltministeriums für den Meiler in Frage. Die Anti-KKW-Organisation ".ausgestrahlt" und der Bund der Bürgerinitiativen Mittlerer Neckar (BBMN) schrieben zu Neckarwestheim: "Würde auch nur eines der rund 16'000 Rohre aufgrund eines solchen Risses bersten, abreissen oder brechen, wäre dies bereits ein nur schwer zu beherrschender Kühlmittelverluststörfall." Dieser könne bis zur Kernschmelze im Riss-Reaktor führen. Der Betreiber EnBW sei Nachweise für Vorkehrungen, um eine Leckage aus den Röhren sicher ausschliessen zu können, bislang schuldig geblieben. Die EnBW wies die Darstellung zurück. So habe das Umweltministerium gegen Ende der geplanten diesjährigen Revision im Juni erneut explizit seine Zustimmung zum Wiederanfahren der Anlage gegeben und damit ihre Sicherheit bestätigt.

Der Schweizer Bundesrat hat am Freitag zwei Verordnungen verabschiedet, die den Bau eines Gas-Reservekraftwerks (250 MW) bis Februar 2023 ermöglichen sollen. Die Bauarbeiten könnten damit "in den nächsten Tagen" beginnen, hiess es in Bern. Die Anlage dient als zusätzliche Absicherung für das Schweizer Energiesystem, das im Winter vor Engpässen steht. Der Plan wurde bereits Anfang September angekündigt. Regelungen für den Betrieb des Kraftwerks stünden dagegen noch aus und würden "in den nächsten Wochen" entschieden, so die Medienmitteilung des Energieministeriums. Die acht Turbinen mit einer Gesamtkapazität von 250 MW sollen auf dem Betriebsgelände von GE Gas Power in Birr im Kanton Aargau gebaut werden und können laut Ministerium mit Gas, Öl oder Wasserstoff betrieben werden.

Trotz des Scheiterns einer Preisdeckelung für Gasimporte aus Russland beim letzten Sondertreffen der EU-Energieminister am 9. September gelang es zumindest, sich auf eine gemeinsame Zielrichtung für befristete Sofortmassnahmen zu einigen und der EU-Kommission einen klaren Auftrag zu erteilen, innerhalb kürzester Zeit einen tragfähigen und konkreten Vorschlag vorzulegen. In der Aussprache der EU-Energieminister wurden vier zentrale Bereiche genannt, in denen die Mitgliedsstaaten ein Tätigwerden der Kommission erwarten. Darunter fallen angebotsseitig die Begrenzung der Einnahmen von Stromerzeugern mit niedrigen Produktionskosten, eine mögliche Preisobergrenze für Gasimporte, aber auch nachfrageseitig Massnahmen zur koordinierten Senkung des Stromverbrauchs in der gesamten EU sowie jene Massnahmen zur Lösung des Problems der verringerten Liquidität. Die nächste Sondersitzung der EU-Energieminister ist bereits für den 30. September geplant, um über Details der Kommissionsvorschläge zur Sicherung der Energieversorgung zu beraten. Sollten die Strommärkte die Vorschläge für eine Senkung des Stromverbrauchs als erfolgversprechend erachten, dann könnten die Strompreise noch weiter unter Druck geraten. Da die Zielrichtung dabei die Spitzenlast ist, ist auch von einer entsprechenden Abnahme der Gasnachfrage auszugehen. Aber auch das Szenario steigender Notierungen ist nicht unwahrscheinlich, insbesondere wenn die Wetterbedingungen für die nächsten vier Wochen zu anhaltend unterdurchschnittlichen Temperaturen führen sollten.

Neben der Politik als derzeit wesentlicher Faktor für den Fall der Strompreise trugen ebenfalls die Preisentwicklungen am Spotmarkt Strom sowie bei den Gasmärkten zum Rückgang der Stromterminnotierungen bei. Der entscheidende Faktor am Spotmarkt war jedoch nicht eine Verbilligung der fossilen Brennstoffe, sondern der wieder höhere Beitrag der erneuerbaren Energien zur Stromproduktion, insbesondere aus Windkraft. Zudem hat sich die Verfügbarkeit der Kernkraftwerke in Frankreich wieder etwas gegenüber dem Tief verbessert, auch wenn diese immer noch auf historisch tiefem Niveau liegt. Bei Erdgas fielen die Notierungen für den Frontmonat am Leitmarkt TTF um 12.5 Prozent auf 187.79 Euro und beim Frontquartal um 10 Prozent auf 198.21 Euro. Hier ging die Belastung von der Speicherauslastung in der EU und in Deutschland aus, deren Ziele insgesamt erreicht sind oder gar übertroffen werden. Selbst die ambitionierten Ziele in Deutschland von 95 Prozent zum 1. November könnten noch erreicht werden, dies ist jedoch abhängig davon, wie sich das Wetter und die Temperatur in den nächsten 6 Wochen entwickeln. Sollte es, wie Mitte September in längerfristigen Prognosen vorausgesagt, kälter als saisonüblich bis Mitte Oktober werden, dann könnte das Ziel noch auf den letzten Metern verfehlt werden.

Die europäischen Staats- und Regierungschefs haben sich auf einer ausserordentlichen Sitzung am Freitag nicht auf eine Preisobergrenze für russisches Gas einigen können und verweisen den Vorschlag zur weiteren Bearbeitung an die EU-Kommission. Während einige Länder dies befürworten, sind andere (u.a. Österreich und Ungarn), die von russischem Gas abhängig sind, besorgt über die Folgen dieser Massnahme, da dies dazu führen könnte, dass Russland als Gegenmassnahme die Gaslieferung an die EU komplett einstellt. Als Gegenvorschlag forderten mehrere Länder, darunter Belgien und Italien, eine Preisobergrenze für alle Gasimporte der EU zu prüfen, einschliesslich LNG, das hauptsächlich aus Katar und den USA kommt. Diese Alternative verursacht bei einigen Staaten Zweifel daran, da der LNG-Markt ein globaler Markt ist und ein Problem für die Versorgungssicherheit darstellen könnte. Auch Norwegen, das inzwischen einer der wichtigsten Gaslieferanten der EU ist, steht dem Ganzen kritisch gegenüber. Der Regierungschef Jonas Gahr Störe hat sich am Montag nach einem Telefon mit der EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen dazu geäussert, dass ein Höchstpreis nichts an dem grundsätzlichen Problem ändere, nämlich, dass es in Europa zu wenig Gas gäbe.

In Deutschland wird aktuell über einen Industriestrompreis für energieintensive Industrieunternehmen diskutiert. Da die Erneuerbaren Produktionskosten bei ca. 60 EUR/MWh liegen, soll die Industrie diese auch sehen und nicht 500 EUR/MWh zahlen, welche aktuell an der Börse gehandelt werden. Grundsätzlich finden einige Marktplayer, wie zum Beispiel RWE, die Idee für gut und es sei richtig, Energie zu attraktiven, günstigen Preisen für die energieintensive Industrie zur Verfügung zu stellen. Andere hingegen äussern ihre Bedenken. Durch Markteingriffe können sie sich nicht mehr auf den Markt so verlassen, wie das bisher der Fall war. Die Investitionsunsicherheiten würden dadurch wachsen.

EDF hat sein Nuklear-Produktions-Ziel für das Jahr 2024 bekannt gegeben, welche zwischen 315 und 345 TWh liegt. Damit liegt die erwartete französische Nuklear-Stromproduktion für die kommenden beiden Jahren eher auf einem tiefen Niveau. Im Mai hatte EDF ein Ziel für dieses Jahr aufgrund von Korrosionsproblemen in mehreren Reaktoren auf 280-300 TWh gesenkt, was ein Rekordtief darstellt. Das kann sogar die Erzeugung bis zum übernächsten Jahr beeinträchtigen. Für nächstes Jahr sieht die Erzeugungsprognose 300-330 TWh vor und für 2024 liegt das Ziel unter dem Zehnjahres-Schnitt. Die französische Kernkrafterzeugung fiel im Kalenderjahr 2020 wegen Covid-19 mit 335.7 TWh auf ein 27-Jahrestief.

Die EU-Kommission beabsichtigt gravierende Änderungen des Designs des Strommarktes, wobei die Details noch ausgearbeitet werden müssen. EU-Kommissionschefin Ursula von der Leyen sprach jedoch davon, dass die billigsten Anbieter nicht länger von der Kostenexplosion bei Strom aus fossilen Energieträgern profitieren sollen. Zudem sollen die Strompreise von den Gasnotierungen abgekoppelt werden. Die Marktteilnehmer befürchteten deshalb staatlich reglementierende Eingriffe, die insgesamt zu einer geringeren Stromlast führen dürften. Noch in der laufenden Woche wird es zu einer Sondersitzung der EU-Energieminister kommen. Die EU-Kommission will ihre Pläne für die Änderung des Strommarktdesigns am 14. September konkretisieren. Im Vorfeld dürften bereits einzelne Pläne durchsickern, die auch als Testballons für die Reaktionen an den Märkten und in Politik und Wirtschaft dienen sollen. Dies hält die Volatilität der Strompreise hoch. Es ist aber auch möglich, dass am Strommarkt die neuen Pläne dann als nicht ausreichend eingestuft werden, um das Problem einer möglicherweise unzureichenden Stromerzeugung im Winter zu lösen.

Die Abkopplung der Strompreise von den Gasnotierungen wurde teilweise dahingehend verstanden, dass die Regierungen die Verstromung von Gas unterbinden sollten. Doch dies wird beispielsweise in Deutschland nicht vollständig gelingen. Dennoch preiste der Gasmarkt ein, dass weniger Erdgas für die Stromerzeugung verbrannt wird und somit für andere Verwendungen zur Verfügung stehen werde. Die Stromproduzenten würden also weitgehend bei der Gasnachfrage ausgeschaltet werden. Dies bleibt bei den Gaspreisen nicht ohne Folgen, denn die Notierungen brachen nach neuen Höchstständen ebenfalls ein. Die Gaspreise wurden nicht nur von den Aussagen der EU-Kommissionschefin, sondern auch des deutschen Wirtschaftsministers Robert Habeck belastet. Dieser erwartet sinkende Gaspreise, nachdem die deutschen Gasspeicher anfangs dieser Woche zu über 85 Prozent ausgelastet waren. Gemäss Habeck müsse nun Deutschland nicht mehr so aggressiv bieten, um die Gasspeicher zu füllen.

Allerdings fallen nun die russischen Gaslieferungen über Nord Stream 1 komplett aus. Am Freitagabend hat der russische Staatskonzern Gazprom mitgeteilt, dass der Gasdurchfluss bis auf Weiteres gestoppt bleibe – und nicht, wie geplant, nach Abschluss der dreitägigen Wartungsarbeiten wieder aufgenommen werde. Es ist naheliegend, dass es sich um ein von Russland gesteuertes politisches Manöver handelt. Gazprom teilte wohl mit, Grund für den Stopp sei ein Öl-Leck in der Kompressor-Station Portowaja. Bis dieses Leck repariert sei, könne kein Gas mehr fliessen. Die deutsche Bundesnetzagentur und Siemens Energy, Hersteller der angeblich betroffenen Turbine, bezweifeln das. Die von russischer Seite behaupteten Mängel seien technisch kein Grund für die Einstellung des Betriebs. Der Zeitpunkt des Stopps ist brisant. Nachdem die G7-Staaten am Freitag erklärt hatten, weltweit eine Preisobergrenze für russische Öllieferungen durchsetzen zu wollen, bekräftigte Russland seine Drohung mit Vergeltung zu reagieren. Für die Gasversorgung der Europäischen Union bleiben durch den Ausfall von Nord Stream nur noch zwei wichtige Routen: die über die Ukraine sowie die Pipeline TurkStream, und die durch das Schwarze Meer verläuft.

Nachträgliche Eilmeldung: Der Strompreis ist in den letzten Tagen massiv eingebrochen. Der Hauptgrund dafür ist der Gaspreis, der ebenfalls stark gesunken ist.

Die EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen geht davon aus, dass Russland die Gasflüsse nach Europa wahrscheinlich einstellen wird und Europa mit einem "Worst-Case-Szenario" rechnen muss. An Gas und Energie sparen kommt nichts vorbei. Laut der EU-Kommissionspräsidentin sind wir in einer sehr schwierigen Situation, die hauptsächlich durch Putins Manipulation des Gasmarktes ausgelöst wurde, aber dies sei nicht der einzige Grund. Die Dürre in diesem Sommer hat zu einem erheblichen Rückgang der Wasserkrafterzeugung geführt, ebenso die Kernkrafterzeugung in Frankreich, sowie Kohletransporte zu Kraftwerken per Binnenschifffahrt stark eingeschränkt. Alle diese Faktoren haben die ohnehin schon gefährliche Situation am Energiemarkt zusätzlich verschärft.

Wegen drohender Energieknappheit dürfen fünf französische KKWs bis Mitte September wärmeres Kühlwasser als üblich in die Flüsse zurückleiten. Diese Ausnahmeregelung solle verhindern, dass die Kraftwerke die Stromerzeugung reduzieren oder ganz unterbrechen müssen, heisst es in einem Erlass. Für jedes KKW in Frankreich ist eigentlich ganz konkret festgelegt, welche Temperatur nicht überschritten werden darf, um Flora und Fauna des Flusses nicht zu gefährden. Dies wird nun teilweise aufgeweicht.

Einige der grössten europäischen Wasserkraftbetreiber, insbesondere diejenigen mit Anlagen in Frankreich, Italien und auf der iberischen Halbinsel, mussten in den ersten sechs Monaten des Jahres aufgrund anhaltend hoher Temperaturen und geringer Niederschläge einen starken Produktionsrückgang hinnehmen. Die Trockenperioden führten dazu, dass die monatliche Wasserkraftproduktion in der EU im Juli erstmals unter die Solarenergie fiel. Viele Wasserkraftbetreiber leiden finanziell darunter, dass sie Strom zu Rekordpreisen auf dem Spotmarkt kaufen müssen, um fehlende Wasserkraftmengen zu ersetzen.

Die Dürre in diesem Jahr hat ebenfalls einen starken Impakt auf den Herkunftsnachweis-Markt. Weniger Wasserkraftproduktion bedeutet weniger Herkunftsnachweise (HKN). Gerade für die Schweiz ist das ein grosses Problem, weil die Schweiz der Volldeklarationspflicht untersteht, im Gegensatz zu den meisten EU-Staaten. Aufgrund der sehr trockenen Bedingungen in Südeuropa sind die HKN-Preise für das laufenden Kalenderjahr explodiert und haben die beiden Frontjahre mitgenommen. Die derzeitige Herausforderung ist nicht nur der starke Preisanstieg, sondern dass die Kraftwerkbetreiber teilweise gar nicht mehr verkaufen können oder wollen. Mehrere grosse Schweizer Wasserkraftproduzenten bieten seit Februar keine Positionen mehr an. In Skandinavien ist es zwar nicht so trocken, jedoch nutzen die dortigen Produzenten die Situation von Südeuropa aus, um die Preise nach oben zu treiben. Die Verkaufsbereitschaft für das Frontjahr 2023 ist ebenfalls sehr stark gesunken, was zu weiteren Preiserhöhungen führte.

Die europäischen Gaspreise sind nach Moskaus Entscheidung markant gestiegen. Der russische Gaskonzern Gazprom hat eine geplante dreitätige Abschaltung der Nord Stream 1 wegen Wartungsarbeiten angekündigt. Am Markt wird befürchtet, dass die Wiedereinschaltung nach den Arbeiten nicht wie geplant in Betrieb gehen wird. Besonders Deutschland, die keine eigenen LNG-Terminals hat, fragt sich derzeit: "Kommen wir durch den Winter durch?"

Ab September sieht der Energiesparplan eine Reihe von Verboten vor, damit der Energie Verbrauch reduziert werden kann. Einzelgeschäfte dürf­en die Türen nicht dau­erhaft offenhalten, nachts beleuchtete Werbung soll verboten werden, private Pools dürfen nicht mehr mit Gas oder Strom beheizt werden und die Raumtemperatur in öffentlichen Gebäuden soll maximale 19 Grad betragen. Laut Wirtschaftsminister Robert Habeck soll der Energiesparplan von September bis Februar in Krafttreten.

Kohle hat ihren Wert ebenfalls gesteigert, auch wenn nicht ganz so stark wie Gas. Ein neuer Schauplatz sind die Flusspegel des Rheins. Das Niedrigwasser beeinträchtigt die Frachtkapazitäten der Schiffe, denn sie können weniger Fracht transportieren. Dies betrifft derzeit auch den Transport von Kohle und Öl auf dem Rhein, welches wegen des Erdgasmangels an Bedeutung gewonnen hat. Auf globaler Ebene hat das indonesische Energieministerium seinen Referenzpreis für Kohle aufgrund der hohen Nachfrage aus Europa im August auf 321.59 Dollar pro Tonne erhöht, um 0.8 % über dem im Juni erreichten Rekordhoch. Im August 2021 lag der Preis noch bei 130.99 Dollar pro Tonne. Der hohe Preis reflektiere zum Teil die höhere Nachfrage aus Europa, weil hier die Kohlekraftwerke aufgrund der hohen Gaspreise wieder hochgefahren werden, wie zum Beispiel Heyden 4. Uniper will das Steinkohlekraftwerk Heyden 4, mit 875 MW Leistung, am 29. August aus der Notreserve in den Markt zurückbringen. Der Betrieb ist vorerst bis Ende April 2023 geplant.

Bei den EUAs hat der Leitkontrakt Dec-22 im August stetig an Wert gewonnen, diesen Montag hingegen gleich über 6 EUR verloren. Die stark angestiegenen Strom- und Gaspreise haben anscheinend am Markt zu Befürchtungen über eine Nachfragereduzierung geführt. Einen weiteren Grund für den Preiszerfall könnte sein, dass der Anstieg der Gas- und Stromkontrakte die Kreditlinien und Margen einiger Marktteilnehmer zu sehr belasten, sodass sie CO2-Zertifikate verkaufen müssen. Also haben wir möglicherweise gesehen, wie die positive Korrelation zwischen Strom- und CO2-Preisen gebrochen ist. Wir haben einen Punkt erreicht, an den Gas- und Strompreise so hoch sind, dass sie eventuell dazu führen, dass Unternehmen ihre CO2-Reserven liquidieren.

Der physische Kohlemarkt war in den letzten zwei Wochen einer der Haupttreiber der Preise. Das Gebot von Newcastle für Oktober 2022 von 407.25 Dollar gab am Montagmorgen den stärksten Hinweis auf die Stimmung. Die Cal23 Dark Spreads für 36-prozentige effiziente Kohlekraftwerke näherten sich der 300 Euro Marke, die am Vormittag bei 291 Euro gehandelt wurde, da sich die unterstützten Strompreise weiter erholten.

Die Gasnotierungen klettern weiter hoch, jedoch einigen Händlern zufolge nicht wirklich fundamental. Obwohl die Gasflüsse tief sind, konnten die Speicherstände um zirka 3% auf über 73% erhöht werden. Gazprom hat mal wieder begründet, die Gasturbine nicht aus Deutschland zurücknehmen zu können, wegen fehlerhafter Dokumente. Mit dieser Begründung wird der Verdacht bestärkt, dass die Turbine als Vorwand dient, um die Gasflüsse als Druckmittel gegen Europa tief zu halten.

Die CO2-Preise haben am Mon­tag weiter zugelegt. Der Dec-22 schloss mit einem Plus von 1.91% auf 90.78 Euro je Tonne. Umgesetzt wurden bis zu die­sem Zeitpunkt knapp 15 Millionen Zer­tifikate. Nach Einschät­zung der Analysten von Redshaw Advisors dürfte die Hitze den Preisen weiterhin Unter­stützung bieten. Im Weiteren kommt es dazu, dass im August weniger Zertifikate auktioniert werden und um die kurzfristige Nachfrage zu bedienen, muss am Markt verstärkt auf bestehende Positionen zurückgegriffen werden, was die Preise noch einmal mehr unterstützt. Auf der anderen Seite könnte die anhaltende Hitzewelle aber bald für verstärkte Probleme bei der Ver­sorgung der europäischen Kraftwerke sorgen und entsprechend für die Rati­onierung von Strom sorgen, was die CO2-Preise wiederum belasten würde. Wobei, dass vor ein paar Tagen die Schifffahrt am Rhein fast zum Erliegen kam und somit den Kohletransport verteuert, konnte die EUA kaum bremsen. Die massiven Margen der Kohlekraftwerke können teurere Transportkosten verkraften. Nun wird diskutiert, ob im Notfall Kohletransporte per Bahn transportiert werden soll.

Der Aufwärtsdruck auf die europäischen Gasnotierungen lässt nicht nach. Die in Kanada gewartete Turbine befindet sich laut Siemens Energy weiter in Müllheim an der Ruhr (Deutschland). Demnach fehlen für deren Auslie¬ferung nach Russland nach wie vor die Importpapiere. Gemäss Gazprom ist jedoch die Lieferung der Turbine nach Russland, wegen der verhängten Sanktionen, unmöglich Trotz der geringeren Lieferungen aus Russland über die Pipeline Nord Stream 1 konnten die Gasspeicher in Deutschland weiter befüllt werden. Nach den jüngsten Daten von Gas Infrastructure Europe (GIE) sind die Speicherbestände sogar kräftig gestiegen. In den beiden Wochen zum 5. August wurden den deutschen Speichern per Saldo 14.1 Terawattstunden zugeführt, sodass der Bestand 173.3 Terawattstunden erreichte. Die Kapazitätsauslastung hat sich somit von 65.5 auf 71.3 Prozent erhöht. Setzt sich diese Entwicklung in den verbleibenden acht Wochen fort, dann dürfte der Bestand per Ende September auf 229.7 Terawattstunden klettern. Dies entspräche einer Kapazitätsauslastung von 94.5 Prozent. Somit wäre das Mindestziel für diesen Zeitpunkt von 85 Prozent weit überschritten und das Ziel per Ende Oktober von 95 Prozent fast erreicht. Grund genug eigentlich für etwas Entspannung am Gasmarkt, könnte man meinen. Doch, weit verfehlt. Denn, zum einen steht bereits die nächste Wartung an einer Verdichterstation an, was Spekulationen um eine bevorstehende, gar komplette Einstellung der Gaslieferungen über Nord Stream 1 nährt. Zum anderen ist allgemein am Markt bekannt, dass im Auftrag vom Bundeswirtschafts- und Energieminister Robert Habeck Gas in hohen Mengen zum Einspeichern gekauft wird, was die Gaspreise wohl weiter nach oben treiben dürfte.

Anders als bei Gas bewegten sich die anderen fossilen Energieträger in den letzten Wochen abwärts. Die nahezu vollen ARA-Lagerbestände und tiefen Pegelstände übten Druck auf die Kohlenotierungen aus, welche von ihrem bisherigen Hoch bei 300 auf das derzeitige Niveau von ca. 235 US-Dollar je Tonne zurückgeführt wurden. Massgeblich hier¬für ist neben den sich verschlechtern¬den Konjunkturaussichten Chinas, vor allem auch die Debatte um eine Laufzeitverlängerung der Atomkraftwerke in Deutschland. Vor diesem Hintergrund dürften spekulative Positionen in der Kohle bereits abgebaut worden sein. Ferner schränken die tiefen Wasserstände im Rhein die Schifffahrt ein und erschweren damit den Kohleabtransport von Rotterdam zu den Kraftwerken, was die Kohlepreise stark belastet. Tiefe Pegelstände im Rhein stellen jedoch nicht nur Kohlekraftwerke vor logistischen Herausforderungen, sondern sorgen in Kombination mit hohen Wassertemperaturen in den Flüssen für Kapazitätseinschränkungen bei Atomkraftwerken. Für jedes Atomkraftwerk in Frankreich ist beispielweise konkret festgelegt, welche Wassertemperatur nicht überschritten werden soll, um Flora und Fauna des Flusses nicht zu gefährden. Wegen der aktuell drohenden Energieknappheit in Frankreich wurde allerdings fünf Atomkraftwerken eine Ausnahmeregelung erteilt, bis knapp Mitte September wärmeres Kühlwasser als üblich in die Flüsse zurückzuleiten. Eine ähnliche Ausnahme gab es bereits im Jahr 2018 beim KKW Golfech und die Regelung soll verhindern, dass die Kraftwerke die Stromerzeugung nicht reduzieren oder gar ganz unterbrechen müssen, was einen zusätzlichen Aufwärtsdruck auf die ohnehin bereits unvorstellbaren Strompreise üben würde.

Frankreich ist einem dunklen Szenario für seine bereits angespannte Stromversorgung im kommenden Winter entgangen, nachdem die Atomaufsichtsbehörde die Strategie des Versorgers EDF zur Bewältigung der Korrosionsprobleme in einigen Reaktoren gebilligt hat. EDF plant, bis 2025 alle seine Reaktoren mit Ultraschall auf mögliche Spuren dieses Problems zu überprüfen, das zur Abschaltung von 12 der 56 Reaktoren geführt hat. Der Konzern soll vorrangig die empfindlichsten Bereiche der 1'450-MW-Reaktoren und einige der 1'300-MW-Reaktoren kontrollieren. Die französische Behörde für nukleare Sicherheit (ASN) ist der Ansicht, dass die Strategie von EDF angesichts der erworbenen Kenntnisse über das Phänomen und der damit verbundenen Sicherheitsprobleme angemessen ist, ohne insgesamt einen strafferen Zeitplan für die Kontrollen zu fordern. Diese Korrosionsprobleme wurden an den Schweissnähten der Bögen der Sicherheitsinjektionsleitungen für die Kühlung im Notfall, die mit dem Primärkreislauf verbunden sind, festgestellt oder vermutet. Diese sogenannte Spannungsrisskorrosion äussert sich in kleinen Rissen. Bei einigen Reaktoren wird zudem der Kühlkreislauf des abgeschalteten Reaktors überprüft. Das Korrosionsproblem löst deshalb Sorgen über die Stromversorgung Frankreichs im nächsten Winter aus. 30 der 56 Reaktoren sind derzeit abgeschaltet, davon 12 wegen Korrosion und 18 wegen planmässiger Wartungsarbeiten. In dieser Hinsicht verschlimmert die Entscheidung der ASN letzter Woche die Situation nicht, da die Atomaufsicht keine schnelleren Kontrollen fordert, die gleichbedeutend mit Reaktorabschaltungen sind, sondern im Wesentlichen den Zeitplan von EDF bestätigt.

Die deutsche Bundesnetzagentur spricht angesichts der sinkenden Gaslieferungen aus Russland von einer angespannten, aber stabilen Lage bei der Versorgung. Die Betreiber der deutschen Erdgasspeicher sind da optimistischer. Sie gehen in einer eigenen Analyse davon aus, dass selbst bei anhaltend niedrigen Lieferungen durch Nord Stream 1 die Depots weiter befüllt werden können. Bis zum Winteranfang könnten die Speicher demnach fast voll sein. Bei weiter hohen LNG-Importen sei sehr wahrscheinlich ein Füllstand von über 90 Prozent bis zum 1. November zu erreichen. Die Berechnung beruht aber auf der Annahme, dass der Gastransport durch die Ostseepipeline Nord Stream 1 fortlaufend bei 20 Prozent der maximalen Kapazität liegt.

Die Strom-Commodity Gas bleibt weiterhin im Gespräch. Der russische Gaskonzern Gazprom senkt die Lieferungen durch die Ostseepipeline Nord Stream 1 weiter. Ab heute sollen nur noch 20 Prozent Gas täglich durch die Versorgungsleitung nach Deutschland fliessen. Der Grund sei die Reparatur einer weiteren Turbine. Wladimir Putin hatte bereits im Vorfeld angedroht, dass es um den 26. Juli zu einer weiteren Drosselung der Gaslieferungen kommen könnte, falls die Turbine aus Kanada nicht rechtzeitig in Russland eintrifft. Tatsächlich wundert man sich über diese Reduktion, es ist noch nicht einmal eine Woche her seit der letzten zehntägigen Wartung. Es wird diskutiert, wie glaubhaft die Begründung sei. Die Bundesregierung scheint nicht so ganz zu glauben, dass es hier tatsächlich um Formalien geht. Die ganzen Unsicherheiten werden eingepreist. Letzten Freitag lag der Gaspreis für den Frontmonat bei Börsenschluss bei 161 EUR/MWh, aktuell bezahlt man 222 EUR/MWh.

Parallel dazu bereitet sich die EU auf einen kompletten Gas-Stopp von Seiten Russland vor. Die EU hat sich auf einen Gas-Notfallplan verständigt. Was bedeutet das konkret?

Das übergreifende Ziel ist, den Gasverbrauch in allen 27 Mitgliedsländern im Zeitraum von August 2022 bis März 2023 um 15 Prozent zu senken, gemessen am durchschnittlichen Verbrauch der vergangenen fünf Jahre. Wo das Einsparpotential liegt, entscheidet jedes Land selbst. Es soll durch natürliche Sparmassnahmen weniger Gas verbraucht werden, ganz nach dem Motto "Energie sparen, wo es nur geht!". Im Weiteren soll Gas wo möglich durch andere Energieträger (Öl, Kohle und Kernenergie) ersetzt werden. Das Ganze soll vorerst auf freiwilliger Basis passieren. Nützt das nichts, dann gibt es einen Notfallmechanismus, welcher die europäische Union in die Lage versetzt, verbindliche und zwangsweise Sparziele vorzuschreiben.

Gaslieferanten haben seit dem 21. Mai unter bestimmten Bedingungen eine gesetzliche Möglichkeit die Preise mit sofortiger Wirkung anzupassen. Es geht im Wesentlichen darum, dass Energieversorger wegen hoher Grosshandelspreise nicht insolvent werden und die Versorgung ihrer Kunden aufs Spiel setzen. Auch, weil die Energieversorger zu aktuellen Preisen einkaufen müssen, um alle Kunden bedienen zu können. Dazu kommt, dass die Einnahmen aus den bestehenden Vereinbarungen nicht in jedem Fall die Mehrkosten decken. Deswegen erlaubt der Gesetzgeber unter bestimmten Umständen, die Preise von heute auf morgen anzupassen. Es gibt zwei Voraussetzungen, die erfüllt werden müssen. Die erste lautet, der Gas-Notfallplan muss ausgerufen werden und die zweite besagt, dass die Bundesnetzagentur, nachdem der Gas-Notfallplan aktiviert wurde, eine erhebliche Reduzierung der Gesamtgasimportmengen nach Deutschland feststellen muss. Beides ist eingetroffen. Der Gas-Notfallplan wurde bereits am 23. Juni durch den Bundeswirtschaftsminister R. Habeck ausgerufen und durch die weitere Drosselung der Nord Stream 1, werden die Gas-Importmengen nun erheblich reduziert.

Der Markt richtet den Blick diese Woche auf das Ende der Wartung an der Ostseepipeline Nord Stream 1 (NS1) und die spannendste Frage für die internationalen Gasmärkte bleibt, wie es denn mit den russischen Gaslieferungen über die Pipeline weitergeht, wenn die Frist abgelaufen ist. Die zehntätigen alljährlichen Wartungsarbeiten hatten am Montag vergangener Woche begonnen und enden voraussichtlich an diesem Donnerstag um 6 Uhr. Vor der Wartung wurde die maximale Kapazität der Pipeline von 55 Mrd. Kubikmetern beginnend mit dem 14. Juni kontinuierlich gedrosselt bis zuletzt um 60%, laut Gazprom angeblich wegen technischer Probleme. Kritiker werfen dem Kreml politisches Kalkül vor dem Hintergrund des russischen Angriffskriegs in der Ukraine vor und der darauf verhängten Sanktionen des Westens gegen die Regierung in Moskau. Seit dem Beginn der Wartungsarbeiten scheinen sich die Märkte in Wartestellung zu befinden. Der Risikoappetit, grössere Positionen einzugehen scheint bei den Marktplayern gering zu sein und so bleibt das Marktumfeld illiquid und hoch nervös. Zudem verstärkte Gazprom am 15. Juli die Unsicherheiten am Markt mit der Meldung, dass trotz der Lieferung der benötigten Gasturbine aus Kanada unsicher sei, dass ein Betrieb nach der Wartung möglich ist. Am Dienstagnachmittag erreichte den Markt eine Meldung aus Kreisen von Gazprom, wonach die Wartungsarbeiten pünktlich beendet werden und wieder Gas über die Pipeline nach Europa geliefert wird, wenn auch nicht mit voller Kapazität. Die Aussicht auf eine baldige Wiederaufnahme setzte dem Gas- und Strompreis zu. Die Aktienmärkte hingegen reagierten prompt auf die Meldung und legten innert weniger Minuten deutlich zu. Der Dax ging schliesslich mit einem Plus von 2.5% aus dem Handel. Deutlich in der Gewinnzone lagen sich auch die Werte der Energieversorger Uniper, E-ON und RWE. Das Übernahmeangebot des französischen Staates für den heimischen Energieversorger EDF bescherte der Aktie einen Sprung von 15%. Doch befürchten Kritiker, dass Putin mit der Liefermenge spielt und nach Belieben kurzfristig anhebt und drosselt. So warnte der Kremlchef am Dienstagabend am Rande des Treffens in Teheran vor einem weiteren Absenken der Gaslieferungen durch NS1 Ende Juli, sollte Russland die in Kanada reparierte Gasturbine nicht zurückerhalten. Denkbar wäre auch, dass Moskau NS1 als Druckmittel verwenden, um die Inbetriebnahme der Schwester-Pipeline NS2 zu erzwingen.

Gasspeicherdaten zufolge beträgt der deutsche Speicherstand aktuell rund 65%. Als grösster deutscher Speicherbetreiber hat Uniper Energy Storage seit Vorwochenbeginn damit begonnen, Gas aus den Speichern zu zapfen, um vertragliche Lieferverpflichtungen aufgrund von ausbleibenden Lieferungen aus Russland zu erfüllen. Die Uniper-Speicher machen rund 25% der deutschen Gesamtkapazität aus.

Wie seit Monaten geplant, werden zwischen dem 11. und 21. Juli Wartungsarbeiten bei der russischen Nord Stream 1-Pipeline durchgeführt. Während dieser Zeit wird kein Gas geliefert, wie immer zu diesem Zeitpunkt des Jahres seit 2014. Somit fehlen etwa 60 % der gesamten russischen Exporte in die EU für 10 Tage aus. Marktteilnehmer befürchten, dass Gazprom nach der Wartung der Pipeline Nord Stream 1 die Leitung nicht mehr ans Netz nimmt. Für die volle Auslastung der Pipeline sei eine Turbine nötig, die nach Wartungsarbeiten aufgrund von Sanktionen nicht aus Kanada zurückgeliefert werden könne, hatte Russland erklärt. Kanada hatte am Sonntag allerdings eine Ausnahme geschaffen, mit der die Lieferung an Russland doch möglich wird. Interessanterweise hat Russland keine offizielle Aussage getätigt, wonach sie NS1 nicht wieder ans Netz bringen wollten (ausser die nötigen Ersatzteile aus der EU und Kanada treffen nicht rechtzeitig ein). Trotzdem hat der Markt grosse Sorge, dass die Leitung längerfristig ausfällt, im Strom- aber insbesondere im Gasmarkt ist daher eine grosse Risikoprämie in den Grosshandelspreisen eingepreist. Die Bundesnetzagentur(*) hat daher versucht mit verschiedenen Szenarien mögliche Auswirkungen zu ermitteln. Faktoren sind unter anderem die Gasflüsse aus Russland, die Verfügbarkeit von LNG und eine mögliche Verbrauchsreduktion der Konsumenten von 20%. Im Worst-Case-Szenario wäre der Markt im Winter mit etwa 100 TWh unterversorgt, im Best-Case-Szenario sollte nicht viel passieren. Im schlechtesten Fall könnten die TTF Day-Ahead Preise auf 300 EUR/MWh steigen (aktuell 173 EUR/MWh) und der Frontjahreskontrakt könnte die 200 EUR/MWh knacken (aktuell 174 EUR/MWh). Im Best-Case könnte der Markt für den Jahreskontrakt auf 100 EUR/MWh fallen. Marktteilnehmer sehen dieses tiefe Preislevel jedoch als sehr unwahrscheinlich an. Fazit: Bis zum 21. Juli gibt es viel Raum für Spekulationen, eins scheint jedoch sicher zu sein, dass egal was nun genau passiert, der Markt relativ stark darauf reagieren wird. Wir vermuten, die potenzielle Downside-Bewegung könnte stärker ausfallen als die potenzielle Upside-Bewegung, da recht viel Risiko schon eingepreist ist.

Vom Kurzfristmarkt kommen in der aktuellen Woche ebenfalls unterstützende Faktoren. Der Day-ahead für den Mittwoch handelt in der Schweiz bei 422 EUR, im Vergleich dazu steht der August bei 396 EUR für das Base. Hohe Temperaturen und damit reduzierte Kraftwerksleistungen (für die Kühlung) unterstützen den Markt. In Frankreich kam das Kernkraftwerk Cattenom2 zurück ans Netz, in der aktuellen Situation scheint dies aber eher ein Tropfen auf dem heissen Stein zu sein.

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

Am 8. Juli soll das notwendige Gesetz durch den Bundestag gehen, das die Rechtsgrundlagen dafür schafft, Kohlekraftwerke derzeit in Reserven wieder zurück in den Markt zu beordern. Zuvor hatte das deutsche Bundeswirtschafts- und Klimaschutzministerium vor ca. 2.5 Wochen in der aktuellen Gaskrise in Europa die Alarmstufe ausgerufen. Diese stellt die Voraussetzung dafür dar, dass die Kraftwerke in der Netzreserve wieder in den Markt zurückgeholt werden können, um Gas für den kommenden Winter zu sparen, in dem zur Stromproduktion in diesem Sommer mehr Kohle genutzt wird und damit die Gasspeicher weiter befüllt bzw. entlastet werden können. Bei den Kraftwerken handelt es sich um insgesamt 10.4 GW, von denen mehr als 4.3 GW mit importierter Steinkohle laufen. Zeitgleich mit dem Ausrufen der Alarmstufe seien die betroffenen Kraftwerksbetreiber angeschrieben worden, damit sie Kohle bereitstellen und ihre Kraftwerke für den bevorstehenden Einsatz wieder flott machen, so der deutsche Bundesminister Habeck. Die Alarmstufe ist die zweite von drei Warnstufen des Notfallplans Gas in Deutschland und ihre Aktivierung folgte auf wachsende Spannungen zwischen Moskau und dem Westen wegen des russischen Angriffskriegs auf die Ukraine sowie den russischen Lieferkürzungen nach Europa, die die vorgegebenen deutschen Einspeicherziele vor dem Winter gefährden. Aktuell kommt nur noch 40% der maximalen Kapazitäten über Nord Stream 1 nach Europa und die Sorgen um Versorgungsengpässe sind gross, dass Russland nach den geplanten Wartungsarbeiten vom 11.-21. Juli die Gaslieferungen durch die Pipeline nicht wieder aufnimmt. Sollte der Zufluss ganz versiegen und nicht etwa durch zusätzliche Gaslieferungen über die ukrainische Pipeline oder durch den Ankauf von Flüssiggas ersetzt werden können, könnte dies Europa und insbesondere die deutsche Wirtschaft ins Chaos werfen.

Angesichts des drohenden Gasenpasses im kommenden Herbst und Winter sowie des nahenden Kohleembargos ab August wurden in den vergangenen Wochen so viel Kohle nach Europa importiert, dass es zu einem Stau von Kohlefrachtern in den ARA-Häfen (Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen) kam. Die Kohlebestände in den nordwesteuropäischen Häfen stiegen in der Vorwoche somit auf über 6.5 Mio. Tonnen, den höchsten Stand seit Ende 2019. Die derzeit hohen ARA-Lagerbestände in Europa dürften zur Stromproduktion im Sommer genutzt werden, um mehr Gas für die kommenden Wintermonate zu sparen, eigentlich. Wenn es nur nicht die Logistikprobleme gäbe, die die Versorgungskette innerhalb Europas selbst zu beeinträchtigen drohen. Zum einen mangelt es an Transportschiffen, um den Kohletransport von den Importterminals zu den Kohlekraftwerken zu organisieren. Ein Grund für die Verknappung sei die Nutzung der Frachter zum Transport von Getreide und Agrarrohstoffen aus der Ukraine. Zum anderen stellt der Rhein als wichtigste Wasserstrasse für die Brennstoffversorgung von deutschen Kraftwerken angesichts des erwarteten heissen und trockenen Wetters im Juli eine ernstzunehmende Herausforderung dar. Denn, mit sinkenden Pegelständen müssen die Schiffe ihre Ladung reduzieren oder der Rhein wird für Kohlefrachter gänzlich unpassierbar, was zu einem Verbot der Kohleverschiffung auf dem Rhein führt. Niedrige Pegelstände könnten zudem auch anderen Orten für die Verknappung von Kraftwerkskapazitäten sorgen, z.B. in Frankreich, weil mit ihnen das Risiko für höhere Wassertemperaturen steigt und damit zu Einschränkungen bei der Kühlung von Kernkraftwerken führt. Dies könnte zu einer Verdreifachung der europäischen Spotpreise führen, die aktuell deutlich über 300 EUR/MWh liegen.

Das europäische Parlament hat letzte Woche die Reform des Emissionshandels (ETS) im Klimapaket "Fit for 55" angenommen. Im zweiten Anlauf - nach dem Scheitern am 08. Juni – votierten die Europaabgeordneten mehrheitlich für den Kompromissvorschlag. Das EU-Parlament spricht sich dafür aus, dass die kostenlosen CO2-Zertifikate für die betroffene Industrie wie Stahl-, Zement- und Chemiebranche ab 2027 allmählich auslaufen. Diese sollen durch einen CO2-Grenzausgleichsmechanismus ersetzt werden. Zunächst sollen aber nur 7 Prozent der Importe aus Drittstaaten mit der CO2-Grenzsteuer belastet und die freien Zertifikate um 7 Prozent verringert werden. Bis 2032 soll der Mechanismus voll wirken, d.h. alle Importe unterliegen der CO2-Grenzsteuer und die Industrie erhält keine kostenlosen Zertifikate mehr. Darüber hinaus sollen schon 2024 erstmals 70 Millionen CO2-Zertifikate vom Markt genommen werden und 2026 weitere 50 Millionen Zertifikate. Die CO2-Obergrenze soll ab 2024 um jährlich 4.4 Prozent heruntergefahren werden. Nun muss das EU-Parlament mit Vertretern der EU-Regierungen über das Paket verhandeln, um zu einem endgültigen Gesetzestext zu kommen.

Am 28. September will die Energiebörse Epex Spot mit Sitz in Paris das Geschäft mit Herkunftsnachweisen beginnen, mit denen die grüne Qualität von Strom separat gehandelt werden kann. Die Epex Spot hat sich bemüht, eine grosse Produktpalette für diesen Markt zur Verfügung zu stellen. Dabei wird die grüne Qualität von Wind- und Solarstrom oder von Wasserkraft jeweils unterschiedlich ausgepreist. Im Angebot sind Herkunftsnachweise mit monatlicher und jährlicher Laufzeit. Auch der Umstand, ob der Grünstrom aus bereits subventionierten Quellen kommt oder nicht, spielt eine Rolle für den Preis, ebenso wie die Herkunftsregion, aus der der Nachweis stammt. Epex Spot sieht sich mit den Herkunftsnachweisen erst am Anfang eines Weges, der zu immer feineren Produktspezifikationen führt. Aktuell läuft der Handel mit Herkunftsnachweisen ausserbörslich. Dort gibt es gegenüber den standardisierten Produkten der Börse den Vorteil massgeschneiderter Verträge.

Die Gruppe der sieben wirtschaftsstarken Demokratien (G7) nähert sich einer Einigung über die Ausweitung ihrer Sanktionen gegen Russland. Die Länder suchen nach einem Mechanismus zur Begrenzung des Ankaufspreises für russisches Öl. Damit solle dem starken Preisanstieg entgegengewirkt werden, der mit früheren Sanktionsrunden gegen Moskaus Energieexporte einherging. Die Einzelheiten der Ölpreisobergrenze, die ein Käuferkartell westlicher Länder und ihrer Verbündeten schaffen würde, und des Verbots der Goldeinfuhr, die beide von den USA vorgeschlagen wurden, werden derzeit vor dem Abschluss des G7-Gipfels ausgearbeitet. Ein Ziel der Gespräche sei, russisches Öl auf den Weltmärkten für Abnehmer wie Indien und China verfügbar zu halten, was dazu beitragen könnte, die Preise zu stabilisieren, die derzeit etwa doppelt so hoch sind wie vor der Pandemie. Mario Draghi, Ministerpräsident von Italien, hat dafür geworben, dass die EU den Preis für russische Gasimporte begrenzt, und sieht in der vorgeschlagenen Ölpreisobergrenze einen Präzedenzfall, der den Weg für eine Begrenzung auch der Gaszahlungen ebnen könnte. Deutschland und andere EU-Länder, die in hohem Masse von russischem Gas abhängig sind, haben eine Begrenzung oder ein Embargo der Gasbezüge bisher abgelehnt, während ihre Regierungen nach alternativen Bezugsquellen suchen.

Die russischen Gasströme in die EU sind heute auf 100 mcm/d (100 Mio. m³/Tag) gefallen, der tiefste Wert seit der Aufzeichnung der Gasflüsse. Zum Vergleich, Anfang April wurden noch 300 mcm/d geliefert und für das Jahr 2019 wurden im Durchschnitt 470 mcm/d gemessen. Gegenüber 2019 sind das ca. 80% weniger. Die Gründe sind bekannt – zum einen beharrt Russland weiterhin darauf, dass das Gas in Rubel zu bezahlen ist, zum anderen gab es einen massiven Einschnitt aus den Lieferungen von Nord Stream 1. Lieferte Nord Stream 1 Anfang Juni noch 58 Mio. m³/Tag, so kommen aktuell nur noch 32 Mio. m³/Tag am Knotenpunkt Greifswald an.

Seit heute beginnen zudem die Wartungsarbeiten an der TurkStream Leitung, so dass der Import in die EU auf unter 100 mcm/d sinken wird. Gazprom hätte weiterhin die Möglichkeit, die Ausfälle über die ukrainische Transitroute (Jamal) zu leiten, aktuell schliesst dies Gazprom aus, im Gegenteil – die Leitung ist leicht im reverse flow. Anfang Juli soll eine Gasleitung aus Norwegen in die Revision gehen, was das Versorgungsbild im Juli weiter verschärfen könnte. Zu guter Letzt kam noch die Meldung, dass die Freeport LNG Anlage in den USA statt der angekündigten 3 Wochen bis September ausfallen wird. Trotz, der sehr gut gefüllten Gasspeicher, stieg die Risikoprämie insbesondere für das Q3/22 und Q4/22 enorm an. Für das Base Q3/22 in Deutschland zahlte man am 16.06.2022 noch knappe 222 EUR/MWh, aktuell steht das gleiche Produkt bei 275 EUR/MWh.

Durch die sehr hohen Gaspreise und die enorme Volatilität nimmt nahezu täglich die Liquidität auf den Grosshandelsmärkten ab. Dabei spielt es keine Rolle ob die Geschäfte über Brokerplattformen getätigt werden (OTC) oder über Börsen wie EEX oder der ICE. Die OTC-Gegenparteien werden häufig aus Risikosicht gesperrt, aus Sorge einer Insolvenz und das dadurch entstehende Risiko, die Energiemengen teuer nachbeschaffen zu müssen. Bei Geschäften über die Börse gibt es kein direktes Ausfallrisiko einer Gegenpartei, als Sicherheit müssen jedoch Margin-Gebühren hinterlegt werden. Je nach Handelshaus werden dabei schnell 200-500 Mio. EUR fällig. Bankkredite werden kaum noch ausgegeben, das Risiko eines Totalverlustes scheint zu gross. Die deutsche Bundesregierung hatte deshalb am Freitag mitgeteilt, Energiehändlern ein Finanzierungsinstrument anzubieten, um die steigenden Sicherheitshinterlegungen für Handelsgeschäfte abzufedern.

Bei all den negativen Meldungen scheint für den Moment etwas Risiko in den hinteren Jahren verloren gegangen zu sein. Das Cal23 ist in den letzten Tagen stark gestiegen, das Cal24 und insbesondere das Cal25 sind hingegen gefallen. Im "Week to Week"- Vergleich stieg das Cal23 um 5.5%, während das Cal25 5.4% verlor.

In der KW23 gingen die Notierungen am Stromterminmarkt in allen Lieferfristen zurück. Insbesondere die hohe Bewertungskorrektur bei den Kalenderjahres- und Quartalskontrakten führte bedingt durch die Vorgaben der wichtigsten Einflussfaktoren (Gas, Kohle und CO2) zu starken Verlusten. Der bereits seit einem Monat anhaltende Preisrückgang am Kohlemarkt und die zuletzt softe Entwicklung bei den EUAs und Erdgas zählten also zu den Treibern.

Nach Angaben des nationalen Statistikbüros Chinas sind die chinesischen Kohleimporte nach dem Anstieg im April nun im Mai im Wert von 3.7 auf 3.4 Milliarden US-Dollar gefallen. Endgültige Daten des obersten chinesischen Zollamtes stehen jedoch noch aus. Auch führt das Wetter noch nicht zu einer stärkeren als saisonal üblichen Steigerung des Kohlebedarfs zur Stromproduktion. Zudem hat China nach den Preisspitzen von letztem Jahr die inländischen Förderkapazitäten stark ausgebaut, was seine wachsende Nachfrage abfedert. Andererseits wachsen aufgrund des verhängten EU-Kohleembargos die russischen Exporte in Richtung China an, während die Exporte aus anderen Regionen nach Europa deutlich zulegen. Ferner weisen australische Exporte nach einer langen Phase von Kapazitätseinschränkungen durch Naturkatastrophen wie Regenfälle wieder normales Wachstum aus. Schliesslich herrscht derzeit am Markt nicht mehr die Wahrnehmung vor, dass unmittelbar ein Lieferstopp russischer Gaslieferungen nach Europa droht.

Neben Kohle stellte Erdgas für den Strommarkt in der Vorwoche eine Belastung dar. Ein Brand in einer US-amerikanischen LNG-Anlage führte zu einer kräftigen Reaktion des Marktes und folglich zu kurzfristigen Gewinnen, die jedoch im Wochenverlauf wieder vollständig abgegeben wurden. Der Markt geht bei dem Brand von einem Ausfall über 3 Wochen aus. In Deutschland hat sich inzwischen die Einspeicherung wieder etwas erhöht. Nach den jüngsten Daten von Gas Infrastructure Europe (GIE) wurden in den beiden Wochen zum 10. Juni den deutschen Gasspeichern per Saldo 14.4 Terawattstunden zugeführt. Die Auslastung hat sich somit von 47.5 auf knapp 53.6 Prozent verbessert. Im Vorjahr wurde dieser Auslastungsgrad erst am 13. August erreicht. Diese Entwicklung spricht dafür, dass bis zum 30. September die Gasspeicher das Mindestziel von 80 Prozent erreichen dürften.

Auch der dritte Einflussfaktor EUA wurde in der Berichtswoche zu einer Belastung der Strompreise. Der Vorschlag des Umweltausschusses zur Reform des EU-Emissionshandelssystems (EU-ETS) fand bei der letzten EU-Parlamentssitzung keinen Konsens. Eine Mehrheit der Abgeordneten hat eine geplante Ausweitung des Systems auf weitere Branchen (Gebäude und Verkehr) abgelehnt. Nun geht der Vorschlag an den Umweltausschuss zurück, der diesen neu formulieren muss. Es ist wieder offen, auf welchen Vorschlag sich die Parlamentarier verständigen werden. Entscheidend für einen Konsens dürfte insgesamt sein, wie gut das Spannungsverhältnis zwischen wirtschaftlicher Entlastung von Haushalten und Industrie einerseits und den notwendigen Anreizen für dekarbonisierende Investitionen im politischen Spektrum andererseits aufgelöst werden kann.

Die Schweizer Elektrizitätskommission (ElCom) rechnet vorwiegend für den kommenden Winter mit Unsicherheiten bei der Stromversorgung in der Schweiz. Entscheidend für die Versorgungssicherheit ist neben der Verfügbarkeit der inländischen Produktion aus Kernkraft vor allem auch die Exportfähigkeit der Nachbarländer. Aufgrund der voraussichtlich geringen Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke auch im kommenden Winter dürften Importe aus Frankreich in diesen Monaten nur sehr begrenzt möglich sein. Die Preise in Frankreich für den Winter 2022/23 sind auch deutlich höher als jene von Deutschland und der Schweiz. Frankreich kämpft mit einer historisch schlechten KKW-Verfügbarkeit, weil zahlreiche Reaktoren zur Prüfung von Korrosionsschäden abgeschaltet sind. Der strukturelle Importbedarf der Schweiz im Umfang von rund vier Terawattstunden im Winterhalbjahr dürfte deshalb primär durch Importe aus Deutschland, Österreich und Italien gedeckt werden. Die Exportfähigkeit dieser Länder wiederum hängt allerdings stark von der Verfügbarkeit der fossilen Brennstoffe ab. Deutschland bereitet sich derzeit darauf vor, im Fall einer Gasmangellage Kohlekraftwerke aus Reserven zurück in den Markt zu bringen, um dann Gas zu sparen und die Stromversorgung abzusichern. Entlastende Faktoren sind dagegen die aktuell gute Verfügbarkeit der schweizerischen Kernkraftwerke und ein reduzierter Verbrauch der Industrie bei anhaltend hohen Preisen. Nach aktuellen Plänen sollten die KKW-Kapazitäten mit fast 3 Gigawatt vollständig zur Verfügung stehen. Für den kommenden Winter laufen zudem die Vorbereitungsarbeiten, um neben der vorgezogenen Beschaffung von Regelenergie erstmals auch eine strategische Hydroreserve vorzuhalten. Die Schweiz steht aufgrund ihrer fehlenden Einbindung in den europäischen Energiebinnenmarkt vor Herausforderungen im Bereich der Versorgungssicherheit, etwa, weil sie bei der Planung der Handelsflüsse zwischen den benachbarten EU-Ländern nicht gleichberechtigt einbezogen ist.

Nach den Daten des Deutschen Wetterdienstes lagen die durchschnittlichen Temperaturen im Januar 2022 bis und mit Mai 2022 über dem entsprechenden Vorjahreswert. Die günstige Wetterentwicklung hat dazu geführt, dass weniger Erdgas ausgespeichert werden musste und die Speicher schneller als vor einem Jahr aufgefüllt werden konnten. Das Wetter ist also der Grund, weshalb weniger Erdgasimporte aus Russland erforderlich waren, um die Abhängigkeit zu reduzieren. Doch dies ist keineswegs dauerhaft zu erwarten, der nächste Winter kann schon wieder ganz anders ausfallen und mehr Gasimporte erfordern. Auch war es vorteilhaft, dass in Asien der Winter ebenfalls milder ausfiel und somit die Konkurrenz auf dem Markt für LNG gering war. Das kann sich schnell wieder ändern, und dann muss um freie Lieferungen gekämpft werden. Für die Preisaussichten bedeutet dies, dass ein Potenzial nach unten noch vorhanden ist, solange es bei den Lieferungen aus Russland nicht zu weiteren Ausfällen in stärkerem Umfang kommt. In Asien könnte die LNG-Nachfrage wieder anspringen, wenn sich eine nächste Hitzewelle ausbreitet und länger anhält. Ein Rückgang der Covid-19 Neuinfektionen in China dürfte zu einem wieder steigenden Bruttoinlandsprodukt und Energiebedarf der weltweit zweitgrössten Volkswirtschaft führen. Dies begrenzt ebenfalls den Preisspielraum nach unten. Ohne feste Lieferverträge für LNG dürfte weiter eine Abhängigkeit von russischen Gaslieferungen gegeben sein.

Die Staats- und Regierungschefs der EU-Staaten haben sich auf dem zweitägigen Sondertreffen über das weitere Vorgehen gegen Russland wegen des Ukraine-Krieges beraten. Sich möglichst schnell unabhängig von russischen Energieträgern zu machen gilt als oberstes Ziel, dazu braucht es aber Milliardeninvestitionen.

Die Bemühungen der EU bezüglich eines Öl-Embargos gegen Russland wirkten in den letzten Tagen bullish. Zudem lockerte China einige weitere Lockdownmassnahmen, was eine Zunahme der Nachfrage verursachen dürfte. Der heutige Preissprung ist jedoch durch die Einigung der EU begründet. Die EU-Staaten und Regierungschefs haben sich auf ein Teil-Embargo geeinigt, es soll für einen Grossteil der Einfuhren per Schiff gelten, was zwei Drittel der Gesamtmenge ausmacht. Importe via Pipeline sollen weiter möglich sein. Länder wie Ungarn, Slowakei und Tschechien können weiterhin Öl aus der Druschba-Pipeline beziehen. Nach EU-Angaben floss zuletzt rund ein Drittel der Gesamtliefermengen durch die Druschba-Ölpipeline. Diese versorgt Raffinerien in Deutschland, Ungarn, Slowakei, Tschechien und Polen. In Deutschland sind die Raffinerie Schwedt und ein Teil der chemischen Produktion in Leuna von Pipeline-Öl aus Russland abhängig.

Die Aussage der EU-Kommission über die Zahlungsmodalitäten lässt Gasabnehmern mehr Spielraum zu. Gaskäufer haben Konten bei der Gazprombank eröffnet und die Versorgung mit russischem Gas lief wie üblich weiter. Die Füllstände der Gasspeicher haben sich gut gefüllt (aktuell bei ca. 46.42%) und bei dieser Füllgeschwindigkeit könnte das Speicherziel von 90% bis Ende Oktober erreicht werden. Mit 90% befüllte Gasspeicher hätte Deutschland für ca. zweieinhalb Monate, unter stabilen Bedingungen und bei einem durchschnittlichen Winter, einen Puffer. Ob dies reicht, um sich von Russland unabhängig zu machen? Deutschland ist derzeit zu 35% von russischem Gas abhängig. Der Gasanteil an der Stromerzeugung liegt dieses Jahr bei 10%, letztes Jahr lag es noch bei 15%. Laut dem Präsidenten der Bundesnetzagentur, Klaus Müller, müsste Deutschland auf andere Erdgas-Lieferanten umsteigen. Im Weiteren sollten die Industrie und die privaten Haushalte sparsamer und effizienter mit Gas umgehen. Die Kostenbelastung ist in jedem Fall immens hoch.

Der Streit um den Emissionshandel geht weiter. Die EU plant Änderungen am europäischen Emissionshandelssystem. Im Grunde will die EU-Kommission CO2-Zertifikate verkaufen, die aktuell in der sogenannten Marktstabilitätsreserve (MSR) geparkt sind und so die Unabhängigkeit von russischen Energielieferungen finanzieren. Während die Industrie dies befürwortet, kommt die geplante Änderung bei der Energiewirtschaft und Klimaschutzorganisationen nicht gut an. Die Industrie erhofft sich dadurch auf mehr Zertifikate am Markt und somit eine Stabilisierung oder gar eine Reduktion des CO2-Preises. Die MSR wurde 2019 eingeführt, mit dem Ziel Überschüsse von EUA im CO2-Markt zu reduzieren bzw. die Entstehung zusätzlicher Überschüsse zu vermeiden. Ab 2023 werden alle Zertifikate in der MSR, die über das Auktionsvolumen des Vorjahres hinausgehen, gelöscht. Doch jetzt plant die EU-Kommission, in den kommenden Jahren 250 Millionen Zertifikate aus der Reserve zu versteigern und den angestrebten Erlös in Höhe von 20 Milliarden Euro in den Corona-Hilfsfonds zu stecken. Der Corona-Hilfsfonds soll eingesetzt werden, um Investitionen zu fördern, welche die Abhängigkeit von russischen Energieimporten reduzieren. Das stört die Energiewirtschaft, dies sei eine Zweckentfremdung und damit gäbe es keinen verlässlichen Pfad der Emissionsminderung mehr.

Ende April hatte Russland Polen und Bulgarien den Gashahn zugedreht, weil sie die Zahlungen in Rubel nicht geleistet haben. Nun hat Russland die Gaslieferungen nach Finnland aus demselben Grund eingestellt. Gas macht 5% des Energiemixes in Finnland aus und der Energieversorger Gasum ist der einzige Energiekonzern in Finnland, der Gas direkt aus Russland bezogen hat. Die Direktlieferungen nach Finnland sind also mengenmässig kein grosser Einschnitt für den europäischen Markt.

Mittlerweile scheint klar zu sein, dass westliche Unternehmen, die ein Euro-Konto bei der Gazprombank eröffnen, dorthin die Rechnungen in Euro oder Dollar bezahlen können. Die Bank konvertiert das Geld und überweist es weiter an Gazprom. Das bestätigt die EU-Kommission und erläutert, dass die Einkäufer mit dem Vorgehen nicht gegen Sanktionen verstossen. Dadurch hat sich der Gasmarkt etwas entspannt, jedoch nicht nur aus diesem Grund. Die Gasspeicher sind gut gefüllt und die warmen Temperaturen im Mai sorgen dafür, dass die Gasspeicher sich schnell füllen können. All die Faktoren senden das Signal aus: Aktuell besteht keine Verknappungsangst in Europa.

Die CO-Preise zeigten sich Anfang der Woche leichter, aufgrund des Vorschlags der EU-Kommission, zusätzliche 250 Millionen EUA über die nächsten Jahre zu verkaufen und damit Einnahmen nutzen, um die Abkehr von russischen Energielieferungen anzutreiben. Ob der Abwärtssondereffekt erhalten bleibt?

Beim Thema EU-Ölembargo setzt Ungarn die europäischen Partner weiter unter Druck. Die ungarische Justizministerin Judit Varga erläuterte, Ungarn brauche eine enorme Summe Geld, um in Alternativen zu russischem Öl zu investieren. Wirtschaftsminister Robert Habeck wirbt für einen gemeinsamen EU-Boykott von Öllieferung gegen Russland. Damit Putin nicht trotzdem Kasse mache, sei wichtig eine internationale Preisobergrenze durchzusetzen, wie man es im Fall China sieht. China greift gerne zu vergünstigtem russischem Öl zu, nachdem der grösste Importeur kommuniziert hat, die Importe zurückzuschrauben. So kann China aus den russischen Pipelines doppelt so viel importieren. Fünfzehn Prozent vom chinesischen Ölimport kommt aus Russland. Wie China sich am Rohstoffmarkt verhält, ist wohl entscheidend für den Rohstoffboykott gegen Russland. Falls China und weitere Staaten russisches Öl kaufen, wird dies die Wirkung der Boykotte abmildern.

Auch in der KW19 standen bei vielen Marktteilnehmern die Gaslieferungen aus Russland im Zentrum der Aufmerksamkeit. Am vergangenen Dienstagabend teilte der ukrainische Gasnetzbetreiber GTSOU mit, die Durchleitung von russischem Erdgas über die Schlüsselroute Sochraniwka nach Westeuropa kriegsbedingt zu blockieren und kündigte eine Umleitung des Gasflusses zum Knotenpunkt Sudscha an. Als Grund führte GTSOU, die Präsenz russischer Truppen in der Nähe der Anlagen Sochraniwka und Nowopskow in der Region Luhansk mache es unmöglich, den üblichen Gastransit sicherzustellen. Der russische Konzern Gazprom bezeichnete eine Umleitung der gesamten für Sochraniwka bestimmten Gasmenge aber als technisch unmöglich und erklärte mit Blick auf die Angaben des ukrainischen Netzbetreibers, es gebe keine Umstände höherer Gewalt. Über Sochraniwka soll fast ein Drittel des Erdgases fliessen, das von Russland durch die Ukraine geleitet wird. Wie aus Daten von GTSOU am Donnerstag hervorging, sank am Mittwoch die Menge russischen Erdgases über Sochraniwka auf Null. Die über die Alternativroute Sudscha geleitete Gasmenge stieg allerdings nicht genug, um den Rückgang komplett auszugleichen. Daraufhin legten die europäischen Gas- und folglich die Strompreise kräftig zu, insbesondere bei den Jahreskontrakten.

Neben dem reduzierten Gastransit hatte die russische Regierung am vergangenen Mittwoch eine Sanktionsliste veröffentlicht, wonach aus russischer Sicht mit insgesamt 31 aufgelisteten Energiekonzernen aus den USA, der EU und Singapur keine Geschäfte mehr gemacht werden dürften. Darunter fallen Töchter des Gaskonzerns Gazprom Germania, der Anfang April unter staatliche Kontrolle in Deutschland gestellt wurde. Von diesen russischen Gegensanktionen gegen den Westen sind vor allem Betreiber von Gasspeichern betroffen, wie etwa der EuRoPol GAZ PA, der Eigentümer des polnischen Abschnitts der Jamal-Europa Erdgas-Pipeline. Nach eigenen Angaben wird Gazprom kein Gas mehr über diese Pipeline nach Westen liefern, was allerdings an der aktuellen Versorgungslage Europas nichts ändert, da bereits seit Ende 2021 hierdurch kein Gas mehr fliesst. Aus Sicht des Chefs der deutschen Energiebehörde Klaus Müller sei die russische Sanktionsliste ein chirurgisches Dekret. Denn, Moskau hätte schliesslich auch Gazprom Germania und all seine Töchter sanktionieren können, was aber nicht geschah. Stattdessen seien nur Handels- und Speichertochterunternehmen sanktioniert worden, nicht aber die Netzbetreiber. Was darauf schliessen lässt, man wolle mit Deutschland weiterhin Geschäfte tätigen, jedoch nicht mehr zu den alten Vertragskonditionen. Laut dem deutschen Bundeswirtschafts- und Energieminister Robert Habeck wurde mit dem Dekret bewusst keine Sanktionierung der Netzbetreiber vorgenommen, sondern eine Sanktionierung von Verträgen, um dann höhere Preise zu erzielen. Nach den Worten des Grünen-Politikers im Bundestag am vergangenen Donnerstag sei Deutschland auf die angekündigten Sanktionen vorbereitet und der Markt könne den Gasausfall aus Russland kompensieren. Doch könnte die Einstellung der Gaslieferungen von Gazprom an seine deutschen Töchter nur ein weiterer Schritt zu einem vollständigen Lieferstopp sein, warnen Analysten. Angesichts dieser Befürchtungen sind die europäischen Gaspreise bereits in die Höhe geschnellt. Und bis zum nächsten Zahlungstermin am 20. Mai ist mit steigenden Risikoprämien und weiteren Preisausschlägen auf den Gas- und Strommärkten zu rechnen.

Der Vorschlag für ein neues Sanktionspaket gegen Russland trifft auf deutlichen Widerstand. Dass es politisch schwierig wird, die Strafmassnahmen umzusetzen, zeigt sich an einem spontanen Besuch von EU-Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen diesen Montag in Budapest. Thema der Gespräche in Ungarn war die europäische Energieversorgungssicherheit. Von der Leyen sagte nach dem Treffen mit Premierminister Viktor Orban, der Austausch sei hilfreich gewesen, um Fragen im Zusammenhang mit Sanktionen und Energiesicherheit zu klären. Man habe Fortschritte erzielt, aber es sei noch mehr Arbeit nötig. Ungarn bremst bislang das Ölembargo mit dem Hinweis darauf, dass es von russischem Öl abhängig ist. Ungarn soll laut EU-Kommission bis Ende 2024 russisches Öl beziehen dürfen, ebenso wie die Slowakei. Für Tschechien ist eine Ausnahme bis Mitte 2024 vorgesehen. Seit Wochenbeginn fordert nun auch Bulgarien, vom Embargo ausgenommen zu werden. Ohne eine Ausnahme werde das Land sein Veto einlegen. Die Raffinerie Burgas benötige noch Zeit für die Ausweitung ihrer Entschwefelung, um ganz auf nichtrussisches Öl umstellen zu können. Der Entwurf der EU-Kommission sieht vor, dass die meisten EU-Staaten bis Ende des Jahres kein Öl mehr importieren. Ungarn, Tschechien und die Slowakei sind stark von russischem Öl abhängig, das komplett über die Pipeline Druschba geliefert wird, über die auch der Osten Deutschlands versorgt wird. Neben den Ausnahmen für einzelne Staaten sind auch die Massnahmen umstritten, die dafür sorgen sollen, dass Russland sein Öl nicht auf anderen Märkten absetzt. So war vorgesehen, dass europäische Schiffe kein russisches Öl mehr transportieren dürfen. Laut der Agentur Bloomberg könnte ein Kompromiss darauf hinauslaufen, diese Vorschrift zu kippen. Darauf hatte Griechenland gedrungen. Das Verbot, russische Öltanker zu versichern, soll laut Bloomberg erhalten bleiben. Derweil einigten sich die G7-Staaten am Sonntag darauf, künftig kein russisches Öl mehr zu beziehen. Während Frankreich, Italien und Deutschland innerhalb der EU an den genauen Ausstiegsbedingungen arbeiten, haben die USA, Kanada und Grossbritannien bereits Exportstopps beschlossen. Relevant ist der G7-Beschluss darum vor allem für Japan. Gemäss Ministerpräsident Fumio Kishida sei es eine extrem schwere Entscheidung für ein Land, das weitgehend von Energieimporten abhängig ist. Aber die Einheit der G7 sei im Moment am wichtigsten. Der Ausstieg solle schrittweise und langsam erfolgen. Ausserdem wolle man weiter Öl und Gas aus solchen Quellen innerhalb Russlands importieren, an denen man selbst beteiligt ist.

Fest hatte zuerst Erdgas auf die Ankündigung neuer Sanktionsmassnahmen durch die Europäische Union reagiert. Händler führten die Zugewinne für Erdgas auf Ängste vor einer russischen Reaktion auf die von der EU-Kommission beabsichtigten Pläne für ein Ölembargo zurück. Der russische Präsident Wladimir Putin seinerseits hat ein Dekret unterzeichnet, mit dem die Ausfuhr von Rohstoffen und die Interaktion mit ausländischen Unternehmen eingeschränkt wird. Wird die Sanktionsschraube weiter angezogen, dürften auch die russischen Gaslieferungen wieder verstärkt in den Fokus rücken. Diesen geopolitisch begründeten Sorgen steht im Moment ein ausreichendes Gasangebot gegenüber. Die Gasflüsse aus Russland sind derzeit vergleichsweise sehr hoch. Die Gasexporte aus Norwegen sollen sich auf insgesamt 328 Millionen Kubikmeter belaufen. Der Export nach Nordwesteuropa ist mit 248 Millionen Kubikmeter stabil. Auch die Gas-Nachfragesituation wird von Marktbeobachtern für Nordwesteuropa aktuell als konstant erachtet.

Letzte Woche waren Polen und Bulgarien das grosse Thema in den Medien, weil sie sich geweigert haben Gaslieferungen in Rubel zu zahlen. Gazprom hat die Drohungen in die Tat umgesetzt und hat seine Gaslieferungen für die beiden Ländern eingestellt. Mit diesen Ankündigungen aus Russland zeigte sich der Gasmarkt stark und nahm kräftige Gewinne mit, welche im weiteren Wochenverlauf wieder abgegeben wurden. Am wichtigsten Handelsplatz für Erdgas, der niederländischen TTF, stieg die Notierung von 91 auf 107 EUR/MWh, schloss den Handelstag dann aber bei 99 Euro/MWh ab. Der Lieferstopp hat sich fundamental kaum bemerkbar gemacht. Zum einen sind die Speicher in Polen zu ca. 75% gefüllt und zum anderen wurden Polen und Bulgarien über andere Lieferwege versorgt.

Laut EU-Kommission sei Europa im Allgemeinen auf einen Lieferstopp vorbereitet. Am 27. April trat in Brüssel die Gas-Koordinierungsgruppe zusammen, in der die Mitgliedstaaten der EU und ihre Versorgungsunternehmen zusammenarbeiten. Die Kommission arbeite daran, nach der Kohle auch auf russisches Öl und Gas zu verzichten. Ob Europa für diesen Schritt tatsächlich bereit ist?

"Schneller LNG nach Deutschland und damit unabhängig von russischem Gas werden", lautet das Motto. Die Gaskapazitäten waren in der EU bis zuletzt nur schwach ausgelastet, doch stieg die Nutzungsrate aufgrund der veränderten Marktsituation bereits Ende 2021 und erhöhte sich mit dem Beginn des russischen Angriffskrieges auf die Ukraine. Was bedeutet, dass derzeit nahezu alle LNG-Terminals in NW-Europa in voller Auslastung betrieben werden. Aus diesem Grund könnten die Kapazitäten für zusätzliche LNG-Mengen aus USA und weitere Importeure nicht ausreichen. Um dies zu umgehen, sollen nun kurzfristig eigene LNG-Terminals in Deutschland gebaut werden. "Kurzfristig" bedeutet jedoch typischerweise 3 bis 4 Jahre. Eine Reduktion der russischen Abhängigkeit bei Erdgas soll jedoch kurzfristiger erfolgen. Daher sollen zur Überbrückung sogenannte „Floating Storage and Regasification Units“ (FSRU) eingesetzt werden. Dies sind schwimmende LNG-Importinfrastrukturen, die weltweit gechartert werden können. Die Frage ist nur, ob diese kurzfristig verfügbar sind. Derzeit gibt es weltweit 43 FSRUs sowie 7 Aufträge für neue FSRUs. Die Bundesregierung beabsichtigt nun, drei dieser FSRUs kurzfristig anzumieten und stellt hierfür rund 3 Mrd. Euro an Finanzmitteln zur Verfügung. Die Anmietungen sollen von RWE und Uniper durchgeführt werden.

Ein Ölembargo ist im Vorschlag, um den Kauf von russischem Öl durch EU-Mitgliedsländer per Ende 2022 einzustellen. Besonders die Slowakei und Ungarn brauchen etwas mehr Zeit für die Umsetzung aufgrund ihrer hohen Abhängigkeit von russischem Öl. Ein Embargobeschluss muss von allen 27 Mitgliedstaaten unterstützt werden, die Entscheidung könnte noch diese Woche fallen.

Während über ein Ölembargo diskutiert wird, wurde ein EU-Kohleembargo gegen russische Kohlenexporte bereits durchgesetzt. Die Lagerbestände in Europa sind gut gefüllt und erreichen einen Stand, welcher seit Oktober 2021 nicht mehr erreicht wurde. Im vergangenen Jahr kamen 57% der deutschen Steinkohleexporte aus Russland. Klingt zwar nach viel, ist es aber in absoluten Zahlen nicht, da es sich nicht um grosse Mengen handelt. Australien, USA, Kolumbien und Türkei können dabei helfen die Lücke zu füllen. Sollte jedoch die Nachfrage in China wieder steigen, aufgrund der Aufhebung der Lockdowns, gäbe es viel Aufwärtspotential, da China der grösste Kohleimporteur der Welt ist.

Bei der Präsidentschaftswahl in Frankreich am vergangenen Sonntag konnte sich der amtierende Präsident Emmanuel Macron für eine zweite Amtszeit gegen seine rechtsextreme Herausforderin Marine Le Pen durchsetzen. Das Ergebnis der Stichwahl war in Brüssel und vielen europäischen Hauptstädten – insbesondere in Berlin – mit Sorgen und grosser Anspannung erwartet worden. Umso grösser war das Aufatmen als das offizielle Endergebnis veröffentlicht wurde. Demnach erhielt der wiedergewählte Präsident 58.55 Prozent der abgegebenen Stimmen und lag damit 7.55 Prozent unter seinem besten Ergebnis vor 5 Jahren. Marine Le Pen kam diesmal auf 41.45 Prozent gegenüber 33.9 Prozent im Jahr 2017. Wie nervös die EU-Spitze war, zeigt ein ungewöhnlicher Appell des Bundeskanzlers Olaf Scholz mit seinen Amtskollegen aus Spanien und Portugal an die französischen Bürgerinnen und Bürger, "für Frankreich und für Europa zu stimmen". Eine Rechtspopulistin im Élysée-Palast wäre eine extreme Belastungsprobe für die deutsch-französische Freundschaft, für die Einigkeit in der Union, für die Solidarität in Europa und der Welt, und dies zu einer Zeit, in der der Ukraine-Konflikt alle diplomatischen Bemühungen erfordert und Geschlossenheit innerhalb der EU zu demonstrieren gilt. Das Albtraumszenario wurde zwar verhindert, doch die Probleme bleiben. Das Land ist mehr denn je gespalten, mehr als 40 Prozent der Wählerinnen und Wähler haben Macron ihre Stimmen verwehrt, teilweise aus Protest.

In der zweiten Amtszeit will Macron seine wirtschaftlichen Reformen fortsetzen, um die Wettbewerbsfähigkeit Frankreichs zu stärken. Bei der Stromproduktion setzt er neben den Erneuerbaren ebenfalls auf Atomenergie. Sein Programm sieht vor, die Solar- und Offshore-Windkapazitäten bis 2050 auf 100 GW bzw. 40 GW zu steigern. Die Onshore-Windkraftleistung soll im selben Zeitraum auf 37 GW hochgefahren werden, was aus heutiger Sicht einer Verdoppelung gleichkäme. Bei der Atomenergie plant Macron nicht nur die Laufzeit älterer Meiler zu verlängern, sondern auch 6 neue Blöcke zu bauen, um bis 2050 die Klimaneutralität zu erreichen. Ferner soll die Errichtung weiterer 8 Blöcke geprüft werden.

Derzeit hat die französische Betreiberin EDF mit rekordniedriger Atomstromproduktion zu kämpfen. Am vergangenen Donnerstag lag Frankreichs Kernkraftwerkskapazität bei lediglich 31 GW. Als Gründe wurden Spannungsrisse in den Sicherheitssystemen genannt, die bei der Überprüfung von 7 der 56 Reaktoren im Land entdeckt wurden. Diese führen dazu, dass die Reaktoren länger als geplant vom Netz bleiben. Bereits im März wurden Korrosionsprobleme als Verdachtsfälle eingestuft und scheinen sich nun zu bestätigen. Laut EDF sollen die Untersuchungen fortgesetzt werden, um die Schäden genau zu beurteilen und es sei nicht ausgeschlossen, dass weitere Defekte auftreten könnten. Angesichts der aktuellen hohen Strompreise in Europa und der aufgrund des Ukraine-Krieges angespannten Energiemärkte ist dies für das hochverschuldete und grossenteils im Staatsbesitz befindende Unternehmen ein Debakel.

Die Gassituation scheint sich fundamental etwas zu entspannen. Seit dem niedrigsten Speicherfüllstand des Winterhalbjahres Mitte März sind mittlerweile etwa 7 TWh in die Gasspeicher eingespeist worden. Damit beträgt der aktuelle Füllstand für die deutschen Gasspeicher 74 TWh bzw. 31%. Das neue Speichergesetz, das am 01.08.2022 65%, am 01.10.2022 80% und am 01.12.2022 90% vorschreibt, wurde mittlerweile vom Bundesrat genehmigt. Es wird somit zum 01. Mai in Kraft treten.

Das zügige Einspeichern wird durch die weiterhin hohe LNG Verfügbarkeit unterstützt. Der Lockdown in China und insbesondere Shanghai sorgen für eine moderate Nachfrage in Asien, sodass weiterhin die Schiffe aus den USA in Europa entladen werden. Problematisch ist weiterhin die Verteilung der LNG Frachten. Sitzen Portugal, Spanien und insbesondere Frankreich auf hohen LNG Speichern (Frankreich bei 69% was etwa 1 Mio. Kubikmeter entspricht), so kommt relativ wenig in Italien und Deutschland an. In den nächsten Wochen könnte sich die Nachfrage aus Japan nach LNG etwas erhöhen, da ein AKW etwas verspätet in Betrieb genommen werden soll.

Die Gasflüsse aus Russland sind momentan stabil. In Summe werden pro Tag etwa 2 TWh importiert, nur am Wochenende werden die Flüsse auf etwa 700 GWh reduziert. Etwas Sorgen macht der Knotenpunkt Kondratiki, welcher Polen über Belarus beliefert. Technisch könnten hier eine TWh pro Tag geliefert werden, in den letzten Wochen waren es 400 GWh und aktuell nur noch 90 GWh. Die Jamal-Pipeline ist weiterhin im Reverse-Flow-Modus bei aktuell -200 GWh/d.

Die Strompreise sind durch die hohe Unsicherheit und starke Volatilität beeindruckt und werden mit einer momentan hohen Risikoprämie bepreist. Lag der Spread für 2023/2025 im November 2021 für das Produkt Base im Marktgebiet Deutschland noch bei etwa 25 EUR, so sehen wir jetzt einen Spread von 70 EUR. Aktuell geht etwas Risikoprämie raus, denn das Hoch lag bei 90 EUR. Tendenziell verliert das Cal 23 gegen Cal 25 an Wert, das Cal 25 ist gegen Cal 23 sogar leicht bullish. Der Grund für die erhöhte Risikoprämie in den hinteren Jahren liegt an den teilweise auslaufenden Lieferverträgen mit Gazprom. Die EnBW kündigte an, keine neue Gaslieferverträge mit Gazprom abzuschliessen.

Die 27 EU-Staaten haben das von der EU-Kommission vorgeschlagene Kohle-Embargo gegen Russland gebilligt. Die ständigen Vertreter der Mitgliedstaaten brachten somit ein weiteres Sanktionspaket gegen Russland auf den Weg. Das nunmehr fünfte Sanktionspaket der EU sieht unter anderem auch die Schliessung europäischer Häfen für russische Schiffe sowie weitere Strafmassnahmen gegen russische Banken vor. Mit dem Embargo wird verboten, Kohle oder andere feste Brennstoffe in der EU zu kaufen, zu importieren oder zu transferieren, sofern diese aus Russland stammen oder aus dem Land exportiert wurden. Der Starttermin soll im kommenden August sein. Bis dahin haben Unternehmen Zeit, ihre bestehenden Lieferverträge mit russischen Partnern abzuwickeln. Russische Kohle wurde bisher im Wert von 8 Milliarden Euro pro Jahr von EU-Ländern importiert und stellte ein Viertel der gesamten russischen Kohleexporte. Kohle wird damit zum ersten Energierohstoff, der Teil eines Sanktionspakets nach Ausbruch des Kriegs Ende Februar ist. Die Preise für ARA-Kohle dürften somit nach dem Embargo eher weiter steigen. Zwar gilt noch eine Übergangsfrist von vier Monaten, doch schon jetzt ist davon die Rede, dass Abnehmer Schwierigkeiten haben, die gewohnten Kohlemengen zu ordern. Die Probleme mit der Kohleversorgung könnten sich allerdings als kurzfristig herausstellen, bis alternative Anbieter ihre Produktion hochgefahren haben. Russland könnte zudem versuchen, die bisher an Europa gelieferte Kohle auf Drittmärkten abzusetzen. Damit würden andere Kohlelieferungen für den Transport nach Europa frei. Massgeblich für die Kohlepreise wird die weitere Entwicklung des Krieges zwischen Russland und der Ukraine bleiben. Sollte die Ukraine angesichts der erwarteten Grossoffensive militärisch in Schwierigkeiten kommen, wird sich der Ruf nach einem raschen Embargo für Öl und Gas wieder verstärken. Käme es soweit, würde auch Kohle noch einmal einen Preisschub erhalten. Denn dann müsste Gas soweit und so rasch wie möglich durch Kohle substituiert werden.

Das EU-Parlament unterstützt verpflichtende Gasreserven in der EU, um die Energieversorgung im nächsten Winter zu sichern. Letzte Woche stimmte eine Mehrheit der EU-Abgeordneten für einen entsprechenden Gesetzesvorschlag. EU-Länder sollen demnach sicherstellen, dass ihre Gasreserven dieses Jahr bis zum 01. November zu mindestens 80 Prozent gefüllt sind, und in den nächsten Jahren zu dem gleichen Stichtag zu 90 Prozent. Das soll die Gasversorgung sichern und Preisausschläge eindämmen. Die Massnahme muss nun mit den EU-Ländern verhandelt werden, bevor sie in Kraft treten kann. Das Gesetz sieht vor, dass die Füllstände der Gasspeicher über das Jahr von den EU-Ländern und der EU-Kommission überprüft werden. Länder könnten Gasversorgern bestimmte Fernleitungstarife erlassen, um Anreize dafür zu schaffen, Gas trotz hoher Preise zu lagern. Da nicht alle EU-Länder Gasspeicher haben, soll es ausserdem einen Mechanismus zur Lastenteilung geben, damit alle von den höheren Füllständen profitieren können. Nach Angaben der EU-Energieaufsicht ACER haben 18 EU-Länder Gasspeicher, die insgesamt etwa 27 Prozent des jährlichen Gasverbrauchs in der EU abdecken.

Die Ölpreise stehen inzwischen fast wieder dort, wo sie vor Beginn des Krieges in der Ukraine vor rund sechs Wochen notierten. Zum Preisrückgang trägt neben dem Anzapfen strategischer Reserven durch die westlichen Industrieländer sicherlich bei, dass der Lockdown in Shanghai von den dortigen Behörden verlängert wurde. Damit ist die Wirtschaftsmetropole mit ihren 26 Millionen Einwohnern, die für rund 4 Prozent der chinesischen Ölnachfrage steht, weiterhin zum Stillstand verurteilt. Das Festhalten der chinesischen Regierung an der Zero-Covid-Politik dürfte angesichts der für chinesische Verhältnisse hohen Infektionszahlen wiederkehrende Lockdowns zur Folge haben. Das dürfte wiederum Spuren bei der Ölnachfrage hinterlassen. Russland scheint es unterdessen zu gelingen, zumindest für sein Öl im Fernen Osten hinreichend Käufer zu finden. Die Lieferungen für Mai von Rohöl der Sorte Sokol aus dem Sachalin-1-Projekt sind laut Händlerangaben bereits komplett verkauft. Aufgrund des Käuferstreiks im Westen muss Russland die Ölproduktion aber dennoch reduzieren. Laut Daten des russischen Energieministeriums lag die Ölproduktion in den ersten sechs Tagen im April bei umgerechnet 10.5 Millionen Barrel pro Tag. Das wären ungefähr 500'000 Barrel pro Tag weniger als der Durchschnittswert im März und der stärkste Produktionsrückgang seit den freiwilligen Kürzungen im Rahmen des OPEC+-Abkommens im Mai 2020.

Der am 24.02.2022 begonnene Angriffskrieg Russlands gegen die Ukraine hält nach 5 Wochen die Weltgemeinschaft immer noch in Atem und bringt in Europa eine Zeitenwende mit sich. Ein Sanktionspaket des Westens folgt dem nächsten, insgesamt wurden bisher 4 Sanktionspakete auf den Weg gebracht, allesamt mit dem Ziel, die Finanzierung der Kriegsmaschinerie des Kremls lahmzulegen und den zunehmend sinnlosen Krieg des russischen Präsidenten Putin zu beenden. Doch, mit jedem neuen Sanktionspaket des Westens wurde der Krieg immer brutaler, immer unmenschlicher, wie die seit dem vergangenen Wochenende kursierenden Bilder und Videos aus Butscha, einer ukrainischen Vorstadt nordwestlich der Hauptstadt Kiew, nun zeigen. Es sind Aufnahmen, die das Ausmass der Zerstörung und der Gräueltaten an der Zivilbevölkerung offenbaren. Kurz zuvor hatte die russische Armee angekündigt, ihre Truppen aus der Umgebung Kiews abzuziehen, vermutlich um sie neu zu positionieren und verstärkte Angriffe vorzubereiten, etwa im Süden und im Osten des Landes, mit dem Ziel die dort besetzten Gebiete auszuweiten. Nach Angaben der ukrainischen Generalstaatsanwaltschaft wurden in den Kiewer Vorstädten bisher mehr als 400 Bewohner tot geborgen. International löste diese mutmassliche Entdeckung von Massengräbern in Butscha Entsetzen aus. Der ukrainische Präsident Selenskyj warf den russischen Truppen Völkermord vor und dringt weiter auf Verhandlungen mit Putin. In einem Interview mit dem US-Sender CBC betonte er, er gebe keinen anderen Weg als den Dialog, wenn man nicht wolle, dass Hunderttausende oder gar Millionen sterben. Als Reaktion auf das Massaker von Butscha will die EU im Kreis der Verbündeten in den nächsten Tagen ein weiteres, fünftes Sanktionspaket gegen Russland verhängen. Kommt nun doch das Energieembargo als Sanktionsmittel?

Bei allen 4 bisherigen Sanktionspaketen gegen Russland und das Regime Putins ist das Energieembargo bislang am Veto einiger EU-Länder, allen voran Deutschlands, gescheitert. Begründet wurde dies bislang mit den wirtschaftlichen Auswirkungen auf das wirtschaftsstärkste Mitgliedsland der EU. Doch scheint sich trotz der wirtschaftlichen Konsequenzen ein Umdenken anzudeuten. Viele EU-Politiker – auch in Deutschland – fordern immer lauter einen Importstopp russischer Energie. Während die Bundesverteidigungsministerin Christine Lambrecht auch Sanktionen auf Energielieferungen als Gesprächsgegenstand bei den nächsten Verhandlungen auf EU-Ebene sieht, sind andere Ministerien da eher zurückhaltend. Der Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck fordert zwar ebenfalls eine Verschärfung der EU-Sanktionen, schloss jedoch ein sofortiges Energieembargo aus. Ein sofortiger Importstopp der russischen Energielieferungen hätte schwerste Folgen auf die deutsche Wirtschaft, aber auch auf den Zusammenhalt in der Gesellschaft. Habeck warnt zurecht vor erheblichen, gesamtwirtschaftlichen und gesamtgesellschaftlichen Schäden, die weit über individuelle Komforteinschränkungen hinausgehen.

Gas wird nicht nur zum Heizen benötigt, sondern auch in der Industrie. Bei einem sofortigen Stopp würden einige Unternehmen aus der Chemieindustrie – der dem Umsatz nach drittgrössten deutschen Industriebranche – wohl temporär die Produktion einstellen, was enorme Folgen für die Produktionskette hätte. Denn, die Chemieindustrie steht am Anfang der industriellen Wertschöpfungskette und liefert somit Vorprodukte etwa für die Autoindustrie, für Konsumprodukte und Plastikverpackungen. Bei Rohöl ist die Lage weniger dramatisch. Mit der Freigabe der strategischen Ölreserven kann kurzfristig der Preisanstieg gedämpft werden. Dauerhaft preissenkend dürfte allerdings nur ein Überangebot wirken, etwa mit Öl aus dem Iran bzw. mit einer Lockerung der Fördermengen in Ländern wie Saudi-Arabien, Angola oder Nigeria. Doch, hat das Ölkartell OPEC angeführt vom wichtigsten Ölförderer der Welt keinerlei Interessen, die Märkte zu fluten und ihre eigene Wirtschaft kaputtzumachen.

Uneinheitlich hat sich der OTC-Strommarkt zum Start in die neue Woche gezeigt. Der Base wurde am Dienstag mit 249 EUR/MWh am deutschen Spotmarkt bewertet, für den Peak mussten 240 EUR/MWh gezahlt werden. Die Erneuerbaren-Einspeisung fällt seit Dienstag geringer aus im Verhältnis zum Montag. Laut US-Wettermodell dürfte die Windeinspeisung in den kommenden 14 Tagen stark schwanken und dabei über grössere Strecken unter dem saisonalen Durchschnitt liegen, wie ebenso die Temperaturen. Angesichts dieser Aussichten und der unsicheren Versorgungslage am Gasmarkt sehen einige Marktteilnehmer weiteres Aufwärtspotential.

Die Gaspreise wurden letzte Woche in die Höhe getrieben aufgrund einer Ankündigung aus Russland, dass die Gaslieferungen nur noch gegen Zahlungen in russischen Rubel abgewickelt werden können. Nach dem kurzfristigen Preisanstieg kamen aber die Notierungen im weiteren Wochenverlauf wieder zurück. Ob und wie eine solche Drohung bei langfristigen Verträgen umgesetzt werden kann, steht in Frage. Es wird weiterhin mit einer hohen Volatilität am Gasmarkt gerechnet.

Eine mögliche künftige Abwicklung der Gaslieferung in Rubel ist am Kohlemarkt nicht spurlos vorbei gegangen. Mitte letzte Woche gab es ebenfalls einen Preisanstieg, welche in der zweiten Wochenhälfte relativiert wurde. Fundamental sieht die Lage nicht bedrohlich aus. Trotz der Einschränkungen in Russland sollte genug Kohle am Markt vorhanden sein, so lieferte Indonesien im März zirka 30% mehr als noch im Dezember vor dem zwischenzeitigen Exportverbot. Auch China konnte die Förderung gegenüber dem letzten Jahr nochmals ausbauen. Nach der kurzfristigen Unsicherheit nach Kriegsbeginn in der Ukraine hat sich der Markt mit der neuen Lage arrangiert. So liefern Länder wie Kolumbien, Südafrika und Australien mehr Kohle nach Europa und die russischen Lieferungen gehen vermehrt in Richtung China.

Der Angriff Russlands auf die Ukraine wird aus Sicht der OPEC der Weltwirtschaft wahrscheinlich einen schweren Schlag versetzen, was sich auf die Ölnachfrage auswirken könnte. Aufgrund der sich schnell entwickelnden Situation ist es jedoch schwierig, die Auswirkungen abzuschätzen. In seinem monatlichen Marktbericht verzichtete deshalb das Kartell auf neue Prognosen für die Ölnachfrage, das Ölangebot und das weltweite Wirtschaftswachstum. Die OPEC erklärte, der Konflikt treibe die Rohstoffpreise in die Höhe und verschärfe die ohnehin schon hohe Inflation. Die Handelsströme, die sich gerade erst von den Engpässen in der Lieferkette infolge der Pandemie erholt hätten, würden erneut ins Stocken geraten und die Entwicklungsländer würden wahrscheinlich die Auswirkungen der Nahrungsmittelinflation zu spüren bekommen.

Am Ölmarkt wird darüber spekuliert, dass die EU einen Importstopp für Öllieferungen aus Russland in Betracht ziehen könnte. In dieser Woche wird es ein Treffen auf höchster EU-Ebene mit US-Präsident Biden geben, auf dem über weitere Sanktionen gegen Russland gesprochen werden dürfte. Die USA hatte bereits vor zwei Wochen einen Importstopp für Rohöl und Ölprodukte verkündet. Angesichts des Vorgehens der russischen Streitkräfte in der Ukraine, das mehr und mehr auch die Zivilbevölkerung trifft, wächst der Druck auf die Europäer, sich den USA anzuschliessen. Allerdings ist die EU deutlich abhängiger von russischem Öl. Sie deckt knapp 30 Prozent ihres Importbedarfs von Rohöl aus Russland. Bei Diesel sind es sogar bis zu 80 Prozent der Netto-Importe. Die russische Regierung hat unterdessen vor einem Ölembargo gewarnt. Ein solches Embargo hätte "sehr schwere Folgen für den Weltölmarkt sowie für den europäischen Energiemarkt".

Tiefer haben sich in den letzten Tagen die nordwesteuropäischen Gaspreise gezeigt. Norwegen will aufgrund der Ukraine-Krise seine Gasexporte steigern. Durch angepasste Genehmigungen der Regierung für das Oseberg-Feld könnte die Ausfuhr bis zum 30. September 2022 um etwa eine Milliarde Kubikmeter gesteigert werden. Ebenfalls könnte der Ausstoss im Heidrun-Feld in diesem Jahr um 0.4 Milliarden Kubikmeter hochgefahren werden. Darüber hinaus wäre es auch möglich, dass mit dem Troll-Feld auch die grösste Gasquelle in der Nordsee noch mehr fördern würde. Für Entlastung auf der Nachfrageseite sorgte zudem das Wetter, sodass der Gasmarkt an den meisten Tagen überversorgt war. Das Wetter dürfte zunächst die Entwicklung der Spotpreise bei Erdgas eher weiterhin belasten. Die jüngsten Prognosen des Europäischen Zentrums für mittelfristige Wettervorhersagen gehen davon aus, dass die durchschnittlichen Tagestemperaturen recht stabil über dem saisonalen Erwartungswert liegen und eventuell erst zum Monatswechsel temporär unter das saisonübliche Niveau fallen. Eine nicht unerhebliche Rolle für den Preisrückgang in den letzten Tagen ist auch die Tatsache, dass bei LNG in diesem Jahr die Nachfrage asiatischer Verbraucher geringer ist als im Jahr 2021, sodass der Wettbewerb weniger intensiv ist. Dies wiederum ermöglicht höhere Lieferungen von Flüssiggas (LNG) aus den USA über den Atlantik nach Europa. Ebenfalls sprechen auch die momentanen Frachtkostenvorteile weiterhin für hohe LNG-Lieferungen nach Europa.

Schon vor dem Gipfeltreffen der Staats- und Regierungschefs letzte Woche in Versailles stand fest, dass sich die EU aus der Abhängigkeit von Gas, Kohle und Öl aus Russland befreien will. Nur über das Tempo konnten sich die Chefs zunächst nicht einigen. Nun hat Kommissionspräsidentin Ursula von der Leyen dafür das Jahr 2027 als Ziel ausgerufen. Bis Mitte Mai will die Kommission konkrete Vorschläge vorlegen, wie die EU das erreichen kann. Ebenfalls hatte von der Leyen angekündigt, zumindest die Abhängigkeit vom russischen Gas bis Ende des Jahres um nicht weniger als zwei Drittel zu reduzieren. Dafür will sie insbesondere die Einfuhr von Flüssiggas (LNG) aus Qatar, den USA und Westafrika um 50 Milliarden Kubikmeter erhöhen, aber auch den Ausbau der erneuerbaren Energien schneller vorantreiben als bisher geplant.

Die EU-Kommission will zudem durch Eingriffe in den Markt auf die seit Monaten hohen Energiepreise reagieren, die wegen des Krieges in der Ukraine noch einmal gestiegen waren. Sie konzentriert sich dabei zunächst auf den Strommarkt. Von der Leyen kündigte in Versailles an, bis Ende des Monats Vorschläge für Notfallmassnahmen vorzulegen, mit denen verhindert werden soll, dass der Anstieg der Gaspreise einen Anstieg der Elektrizitätspreise nach sich zieht. Dabei soll es auch um zeitlich begrenzte Obergrenzen für den Strompreis gehen. Der Preis für Strom orientiert sich am Preis des teuersten eingesetzten Energieträgers. Da Gaskraftwerke in der Regel dazugehören, führt ein hoher Gaspreis unweigerlich zu hohen Strompreisen. Vor allem Frankreich, aber auch Spanien und Griechenland drängen deshalb seit Monaten darauf, den Strompreis vom Gaspreis zu entkoppeln. Damit sind sie aber bisher in Deutschland, anderen Staaten und auch in der Kommission auf Widerstand gestossen. Frankreich will den Preis an den durchschnittlichen Produktionskosten ausrichten. Das würde für das Land, das stark am vergleichbar günstigen Atomstrom hängt, automatisch niedrigere Preise mit sich bringen. Deutschland und lange Zeit auch die Kommission haben dem entgegengehalten, dass das heutige Marktdesign die richtigen Anreize setze, in den Ausbau von Erneuerbaren zu investieren. Nun aber hat von der Leyen offenbar dem französischen Druck nachgegeben. Sie will bis Mitte Mai Vorschläge dazu unterbreiten, wie das Strommarktdesign der EU reformiert werden kann.

Auf Widerstand stiessen in Versailles Forderungen nach Preisobergrenzen im Gasmarkt. Der niederländische Ministerpräsident Mark Rutte sagte, eine Preisobergrenze klinge gut, mache die EU aber unattraktiv für Gaslieferungen und bremse sie damit in dem Ansinnen, sich von Russland unabhängig zu machen. Uneins sind sich die Chefs auch weiterhin darüber, ob die EU wie die USA und Grossbritannien ein Ölembargo oder ein generelles Rohstoffembargo gegen Russland verhängen soll. Der deutsche Bundeskanzler Olaf Scholz erteilte einem solchen Importstopp abermals eine Absage. Die Auswirkungen der EU-Sanktionen müssten möglichst gering sein. Die Kommission vertritt eine ähnliche Linie. Die EU führt 23 Prozent ihres Öls aus Russland ein. Sie ist damit viel abhängiger als die Vereinigten Staaten und Grossbritannien, die nur knapp 8 Prozent ihres Öls von dort beziehen.

Der Ukraine-Krieg treibt die Notierungen an den Energiemärkten auf ungeahnte Höhen. Dabei verunsichern die immer neuen Sanktionsrunden des Westens. Was heute noch gilt, kann morgen schon überholt sein. Die Preisexplosion an den Primärenergiemärkten drängt auch den deutschen Strommarkt.

Eine Beschädigung einer Gaspipeline in der Ukraine, die den Transit in Europa nicht betraf, trieb letzten Donnerstag den Preis in die Höhe. Am Gasmarkt erwarten wir weiterhin eine hohe Volatilität. Europa macht sich Gedanken, ob und wie eine Versorgung ohne oder mit weniger Gas aus Russland möglich wäre. Trotz allem will Deutschland weiter auf Energieimporte aus Russland setzen. Bundeskanzler Olaf Scholz sagte, die Versorgung Europas mit Energie für die Wärmeerzeugung, für die Mobilität, die Stromversorgung und für die Industrie könne im Moment nicht anders gesichert werden. Aus diesem Grund hat Europa Energielieferungen bei den Sanktionen gegen Russland ausgenommen. Im Jahr 2020 lieferte Russland insgesamt rund 168 Mrd. Kubikmeter Erdgas per Pipelines nach Europa. Im gleichen Jahr war Deutschland innerhalb der Europäische Union mit insgesamt rund 56.3 Mrd. Kubikmeter importierten Erdgases via Pipelines der wichtigste Abnehmer für russisches Gas.

Das Projekt Nord Stream 2 war wegen des Ukraine-Konflikts bereits auf Eis gelegt - nun ist die Betreibergesellschaft der deutsch-russischen Gaspipeline Nord Stream 2 pleite. Die Nord Stream 2 AG mit Sitz in Zug in der Schweiz sei "wegen der Sanktionen aus den USA" in der vergangenen Woche "zahlungsunfähig" geworden, sagte die Regierungsrätin des Kantons Zug, Silvia Thalmann-Gut. Die gut 100 Beschäftigten wurden bereits entlassen. Nun droht Russland die Nord Stream 1 mit einem Lieferstopp, welche heute zu 100 % ausgelastet ist. Laut Alexander Nowak (Russlands Vizepremier) wäre Russland bereit, die Energielieferung anderweitig abzusetzen, wenn Europa die Energielieferungen aus Russland ablehnen würde.

Der CO2-Markt behält sein in diesen Kriegs- und Sanktionstagen etabliertes Muster bei und antwortet auf die exorbitant steigenden Energiepreise mit sehr kräftigen Abgaben. Er preist derzeit eine durch den Energiepreisschock hervorgerufene Rezession ein, in der folgerichtig auch weniger CO2 anfällt. Auch wenn die kurzfristige Sicht dominiert, scheinen die Abverkäufe übertrieben. Ein Boden hat sich gebildet und aus diesem Grund könnten wir eine Aufwärtsbewegung sehen.

Alle Augen sind derzeit auf die Ukraine gerichtet und die Märkte kennen nur noch ein Thema, und zwar den Ukraine-Krieg. Mit dem russischen Überfall auf die Ukraine am frühen Morgen des 24.02.2022 erlebt die Welt, was einige Beobachter als potenziell grössten kriegerischen Konflikt in Europa seit dem Ende des Zweiten Weltkrieges bezeichnen. Mit dem Angriffskrieg begann zugleich die Talfahrt an den globalen Finanzmärkten. Die europäischen Börsen eröffneten den Donnerstag tief in der Verlustzone. Der deutsche Dax, der französische Cac40, der EuroStoxx50, aber auch der Schweizer Leitindex SMI büssten jeweils über 3 Prozent zum Handelsstart ein. Bereits im späten US-Handel waren die Märkte hoch verunsichert. Auf den russischen Einmarsch reagierten die europäischen Energiemärkte hingegen mit massiven Ausschlägen, sowohl nach oben als auch nach unten. Die Invasion wurde inzwischen von der Weltgemeinschaft grossenteils verurteilt und gegen Russland wurde zuletzt ein umfassendes Sanktionspaket vom Westen verhängt, welches nun auch von weiteren neutralen Staaten, darunter auch der Schweiz, übernommen wurde. Zudem hat die deutsche Bundesregierung eine Kehrtwende in seiner Aussen- und Sicherheitspolitik vollzogen und gab am vergangenen Samstag eine Kurskorrektur bei ihrer bisherigen Ablehnung von Waffenlieferungen zur Verteidigung an die Ukraine zu. Demnach liefere Deutschland 1000 Panzerabwehrwaffen und 500 Flugabwehrraketen des Typs Stinger an die Ukraine.

Trotz der westlichen Sanktionen bleiben die russischen Gas- und Öllieferungen nach Europa unverändert auf hohem Niveau. Angesichts der extremen politischen Unsicherheit halten sich Marktteilnehmer mit Engagements jedoch zurück. Entspannungssignale sind kaum in Sicht. Die ersten Friedenverhandlungen über ein Ende der Kampfhandlungen zwischen Russland und der Ukraine seit Beginn des Krieges endeten gestern ohne einen Durchbruch. Als Warnung an den Westen versetzte Russland seine Abschreckungswaffen in "erhöhte" Alarmbereitschaft (Stufe 2 von insgesamt 4 Stufen). Stehen wir nun kurz vor einem nuklearen Schlagabtausch? Experten schätzen die Wahrscheinlichkeit eines Angriffs mit Nuklearwaffen für sehr gering ein und mahnen zur Gelassenheit.

Von der Eskalation im Ukraine-Konflikt ist auch der Kohlepreis nicht verschont geblieben. Der API2-Index verzeichnete ein kräftiges Plus von 32 Prozent im Wochenvergleich. Doch, eine Preiserwartung für die Zukunft zu formulieren ist im aktuell hochvolatilen Marktumfeld äusserst schwierig. Zum einen steht Kohle mit Gas im Wettbewerb als Primärenergieträger für die Strom- und Wärmeerzeugung. Würde der Gasfluss im Zuge der Ukraine-Krise eingeschränkt werden oder gar zum Erliegen kommen, müsste auf Kohle zurückgegriffen werden. Zum anderen könnten als Ergebnis der westlichen Sanktionen Schwierigkeiten bei der Absicherung von Verkäufen durch Banken oder auch beim Transport nach Europa geben und somit die Kohlelieferungen ausfallen oder zumindest verzögern. Nach Angaben der deutschen Regierung kommen 50 Prozent der Steinkohleimporte aus Russland. Wenn diese Lieferungen ausblieben, würden Kohlekraftwerke in Deutschland nicht weiterlaufen können. Die Regierung suche derzeit unter Hochdruck nach Alternativen, könne aber die Fehler der Vergangenheit jetzt nicht heilen.

Die politische Grosswetterlage spitzt sich von Tag zu Tag weiter zu. Das Konfliktpotential steigt unaufhörlich. Bundeskanzler Olaf Scholz sendet das erste Signal was man als Sanktionen deuten könnte. Er kündigte den formellen Stopp des Zertifizierungsprozesses von Nord Stream 2 an. Das bedeutet, dass die erwartete Genehmigung auf unbestimmte Zeit verschoben werden könnte. Die Frage ist nun, wie wird Russland auf das Signal reagieren? Wird Russland die Gaslieferung kürzen oder wie mehrfach erwähnt ihrer "Lieferpflicht" nachkommen? Kurzfristig scheint Russland unter Druck zu geraten, denn die Gasspeicher in Europa sind dank der milden Temperaturen und enormen Windeinspeisung zurück in den 5 Jahresdurchschnitt gekommen. Das aktuell starke LNG-Angebot unterstützt zusätzlich bei der Einspeicherung.

Langfristig wird die Rechnung jedoch nicht aufgehen. Zum einen sind die Regasifizierungsanlagen in Europa mehr oder weniger am Anschlag und können kaum neue LNG Lieferungen annehmen und zum anderen könnte ab dem Q2/2022 die LNG-Lieferung von den USA nach Europa abnehmen, sofern es keine Liefergarantie von Joe Biden gibt. Der Spread zwischen JKM und TTF nimmt kontinuierlich ab (aktuell 0.3 USD/MMtu), weshalb ab dem Q2/2022 vermutlich wieder mehr LNG-Schiffe nach Asien geschickt werden. Es wird ein regelrechter Preiskampf zwischen TTF und JKM erwartet. D.h. langfristig wird Abhängigkeit von Russland weiter bestehen, nicht nur in Bezug auf die Gaslieferungen, sondern auch auf die Kohle- und Weizenlieferungen.

Zur angespannten Situation muss weiterhin die Kernkraftwerksituation in Frankreich beobachtet werden. Die Verfügbarkeit ist aktuell deutlich unter Norm. Die installierte Leistung beträgt etwa 64 GW in Frankreich. Aktuell sind jedoch 45 GW am Netz. Für die Sommermonate sollte die tiefere Verfügbarkeit einen moderaten Einfluss auf die Strompreise haben, spätestens jedoch im Q4 könnte die reduzierte Leistung für hohe Preise sorgen. Sollte die Gassituation bis in das Q4 angespannt bleiben, so könnte Deutschland weniger mit Gas helfen und selbst wenn dann nur zu sehr hohen Preisen die fehlende Energie nach Frankreich liefern. Das Upside-Risiko scheint hier hoch zu sein.

Frankreichs Präsident Emmanuel Macron hat letzten Donnerstag einen massiven Ausbau der Atomkraft angekündigt. Macron hatte im vergangenen Jahr bereits mehrfach angetönt, dass Frankreich ohne Kernkraft und ohne zusätzlich in Betrieb genommene Reaktoren seine klimapolitischen Ziele einer CO2-Neutralität bis 2050 nicht erreichen könne. Im französischen Belfort hat er nun präzisiert, was das für ihn bedeutet: Frankreich werde ab sofort 6 Reaktoren vom Typ EPR bestellen und den Bau von 8weiteren prüfen. Dazu, dass der Bau des ersten EPR-Kernkraftwerks im nordwestfranzösischen Flamanville wegen Pannen sowie materieller und technischer Probleme Mehrkosten von schätzungsweise 17 Milliarden Euro verursacht, sagte der Präsident, man habe die Lehren daraus gezogen. Eine Milliarde Euro will Macron zudem im Rahmen des Industrieprogramms "France 2030" in die Entwicklung von Minireaktoren investieren. Der Präsident hofft, dass Frankreich bereits 2030 einen ersten Prototypen einweihen kann. Zugleich will er die Laufzeiten der bestehenden Kernkraftwerke, wenn es die Sicherheit erlaubt, über 50 Jahre hinaus verlängern. Bevor Macron seinen Plan zum Ausbau der Kernkraft enthüllte, sprach er von der Notwendigkeit eines drastisch verminderten Energieverbrauchs. In 30 Jahren müssten 40 Prozent weniger Energie konsumiert werden. Dies sei dank Innovationen, besserer thermischer Isolation der Gebäude und der Umstellung auf Technologien ohne fossile Brennstoffe möglich. Parallel dazu müssten die erneuerbaren Energien viel stärker gefördert werden als bisher. Diese seien inzwischen rentabel und wettbewerbsfähig und schneller verfügbar als neue Atommeiler. Vor allem die Solarenergie solle ausgebaut werden, ebenfalls die Offshore-Windkraft mit rund 50 neuen Windparks im Meer bis 2050. Die von Macron angestrebte Souveränität in der Energieversorgung ist nur durch einen Ausbau der Stromproduktion möglich. Wie wichtig die weitgehende Eigenversorgung sei, die Frankreich vor allem dank seinen Kapazitäten in der Atomenergie erreichen könne, illustrierte der Staatschef am Beispiel der derzeit hohen Preise für importierte Treibstoffe und der Ungewissheiten vor dem Hintergrund internationaler Krisen. Aktuell bereiten Emmanuel Macron und dem Stromkonzern EDF jedoch schadhafte Atomkraftwerke Sorgen. Wegen möglicher Korrosionsschäden gingen im vergangenen Jahr bereits fünf Kraftwerke für Wartungsarbeiten vom Netz. Letzte Woche kündigte EDF eine Revision von drei weiteren Kraftwerken wegen möglicher Schäden an und korrigierte seine für 2022 erwartete Atomstromproduktion nach unten.

Die Besuche von Frankreichs Präsidenten Macron in Moskau und Kiew haben die Gaspreise gedrückt, denn es ist wohl gelungen, die Chancen auf eine diplomatische Lösung der geopolitischen Spannungen zu verbessern. Zwar ist noch keine Lösung erreicht, aber solange beide Seiten zu Verhandlungen bereit sind, dürfte es nicht zu einer abrupten Einstellung der russischen Gaslieferungen kommen. Dies hat wiederum Auswirkungen auf die aktuelle Versorgungslage und auch auf die Risikoprämie. Hinsichtlich der Befriedigung des Gasbedarfs ist zu unterscheiden zwischen den kurzfristigen Bedarfsdeckungen in der restlichen Wintersaison und dem mittelfristigen Bedarf, denn zum einen müssen die Speicher wieder hinreichend gefüllt werden und zum anderen muss eine ausreichende Versorgung auch für einen kalten Winter 2022/23 sichergestellt werden. Die neue deutsche Bundesregierung bezeichnet die Lage bei den deutschen Gasspeicherbeständen als besorgniserregend, aber die Versorgung sei gesichert. Selbst wenn in den nächsten Wochen die Ausspeicherungen im Wochenmittel abnehmen sollten, was durchaus saisonüblich wäre, so zeichnet sich dennoch ab, dass die Kapazitäten im Tief geringer als im Vorjahr ausgelastet sein sollten. Im Jahr 2021 wurde für Deutschland der niedrigste Wert im April mit 25 Prozent erreicht. Vergangene Woche waren die deutschen Gasspeicher nur noch zu 35 Prozent ausgelastet. Es besteht dennoch, abhängig vom Wetter und selbst bei weiterhin russischen Gaslieferungen im vertraglich vereinbarten Umfang, die Gefahr, dass die Speicher zum Ende des Winters fast leer sind. Dies bedeutet, dass dann auch in der Sommersaison mehr Gas als im letzten Jahr eingespeichert werden muss, um wieder auf den Höchstwert aus dem vierten Quartal 2021 zu kommen. Aber auch in diesem Fall wäre dann für den Winter 2022/23 das Risiko sehr hoch, dass die Gasspeicher für einen kalten Winter nicht ausreichend sind. Dies bedeutet, dass die Gaspreise nur wenig Spielraum nach unten haben könnten, selbst für den Fall, dass es bei der geopolitischen Lage zu einer Entspannung kommt. Dies heisst aber auch, dass die Strompreise eher auf einem hohen Preisniveau bleiben dürften, sofern die Wetterbedingungen nicht zu einer kräftigen Veränderung der Angebots- und Nachfragelage führen.

Angesichts hoher Kosten für die fossile Stromerzeugung will Frankreich den Elektrizitätsmarkt so reformieren, dass der Strompreis nicht mehr so stark vom Gaspreis bestimmt wird. In Paris erwartet man, dass die Preise für Gas und für Emissionszertifikate auf absehbarer Zeit hoch bleiben. Das geht aus einem Papier hervor, das die französische Ratspräsidentschaft im Januar auf einem Treffen der Energieminister in Amiens vorgelegt hat. Trotz aller Anstrengungen, die Stromerzeugung zu dekarbonisieren, werde der Strompreis weiter vom Gaspreis bestimmt, weil die Gaskraftwerke für den Lastenausgleich unverzichtbar seien. Die hohen und volatilen Strompreise stellen ein Risiko für eine nachhaltige Senkung der Treibhausgase dar. In Frankreich sieht man vor allem die Gefahr, dass die Betreiber von Windrädern und PV-Anlagen hohe Gewinne zulasten von Verbrauchern einfahren, die ihren Stromverbrauch nicht reduzieren könnten und zulasten der Wettbewerbsfähigkeit von Unternehmen. Die bestehende Regulierung setzt darauf, Angebot und Nachfrage auf der Grundlage kurzfristiger Preise auszugleichen. Das begünstigt Anlagen mit geringen Kapital- und hohen variablen Kosten. Für Anlagen mit hohen Kapitalkosten bedeute dies höhere Risiken und Finanzierungskosten. Trotzdem wollen die Franzosen die Preisbildung anhand der Grenzkosten nicht vollständig über Bord werfen, schliesslich unterstützen sie die Flexibilität und die Effizienz des Systems. Gleichzeitig sollten langfristige Preissignale die Fundamentaldaten der Energiewirtschaft an die Verbraucher weitergeben. In Paris stellt man sich das etwa so vor: Verbraucher könnten in die Lage versetzt werden, ihren voraussichtlichen Strombedarf zu einem festen Preis im Voraus zu decken. Weicht der tatsächliche Verbrauch davon ab, müsste der Kunde die Differenz über den Spotmarkt decken bzw. abgeben. Dadurch wären die Verbraucher einem geringeren Risiko ausgesetzt aber trotzdem gezwungen sich flexibel zu verhalten.

Milde Temperaturen in Europa sorgen für eine Abwärtsbewegung am Gasmarkt. Hingegen könnte die Situation in der Ukraine die Entspannung einer Abwärtsbewegung begrenzen. Ungehindert aller Gespräche zwischen westlichen Staatsoberhäuptern und russischen Vertretern ging der russische Truppenaufmarsch an der ukrainischen Grenze weiter. Am Montag haben sich E. Macron und W. Putin getroffen und über eine Lösung im Ukraine-Konflikt beraten, um die Spannungen zu beenden. Über die Ergebnisse wird zwar aktuell viel diskutiert, jedoch wurde noch nichts offiziell veröffentlicht.

In den vergangenen Monaten hat sich die Angebotslage an den Ölmärkten deutlich verknappt. So haben die OPEC+ Staaten zwar die Produktion kontinuierlich gesteigert, die Rate der Ausweitung der Förderung blieb aber unter den Planungen, sodass im Januar fast 800'000 Barrel/Tag weniger gefördert wurden als vereinbart. In diesem Umfeld schauen die Marktteilnehmer auf die Atomgespräche mit dem Iran. Die US-Regierung hat die indirekten Verhandlungen mit Teheran wieder aufgenommen und offenbar gibt es hier Grund für vorsichtigen Optimismus. Sowohl Vertreter des Irans als auch der US-Delegation teilten mit, dass eine Einigung denkbar sei. Die Gespräche, an denen auch Russland, China und einige EU-Staaten teilnehmen, wurden Ende Januar gestoppt und nun in Wien wieder aufgenommen. Sollte es tatsächlich zu einer Einigung kommen, könnte dies den Iran zurück auf den globalen Ölmarkt bringen und die Versorgungsengpässe lindern.

Der CO2-Preis im europäischen Emissionshandel hat zum Ende vergangener Woche einen historischen Spitzenwert erreicht: Am Spotmarkt der Energiebörse EEX kostete die Tonne des Treibhausgases am Freitag rund 96 Euro. An Terminmärkten war im Tagesverlauf sogar die Marke von 100 Euro je Tonne gerissen worden – erstmals in der Geschichte des 2005 gestarteten Emissionshandels. Der CO2-Dec-22-Kontrakt könnte diese Woche die 100 €/t Marke auf Settlement-Basis erreichen.

In der Vorwoche gingen die Notierungen am Terminmarkt Strom kräftig nach oben. Die Frontquartale Q2-22 und Q3-22 stiegen im Wochenvergleich um ca. 5 Prozent, die Kalenderjahre verzeichneten konstante Gewinne und legten sogar zweistellig um 12.5 Prozent auf 147.40 Euro je Megawattstunde in der Schweiz (respektive um 12 Prozent auf 152.71 Euro je Megawattstunde in Frankreich) im direkten Frontjahr zu. Angetrieben wurden die Terminnotierungen wie erwartet von den Gasmärkten aufgrund der geopolitischen Situation zwischen der Ukraine und Russland. Am kurzen Ende der Terminkurve konnten mildere Temperaturen über Norm sowie weiterhin sehr hohe LNG-Ankünfte in Europa den Preisanstieg etwas dämpfen. Preisstützend wirkte die Reduktion der französischen KKW-Leistung um 3 GW aufgrund eines Streiks beim Kraftwerksbetreiber EDF am vergangenen Mittwoch, bei dem knapp 40 Prozent der Belegschaft ihre Arbeit niederlegten. Laut Medieninformationen wurde der Streik von den 4 grössten Gewerkschaften des Energiesektors des Landes aufgerufen und sollte bis vergangenen Donnerstagabend andauern. Für die KW5 sind laut den Experten des europäischen Wettermodells Eurowind höhere Wind- und Solarbeiträge zu erwarten, die ab Dienstag bis zu 44 GW Leistung in Deutschland erreichen dürften. Auch soll es nach dem US-Wettermodell im ersten Februar-Drittel überdurchschnittlich windreich weitergehen. Mit dieser Aussicht auf recht milde und überdurchschnittliche Temperaturen dürfte die Wahrscheinlichkeit einer starken und vor allem längeren Kälteperiode mit fortschreitender Zeit deutlich abnehmen.

Die Angst vor einer Eskalation aufgrund des russischen Truppenaufmarsches an der ukrainischen Grenze und ihre unabsehbaren Folgen auf den europäischen Gasmarkt im Falle eines Einmarsches liessen vergangene Woche die Gasterminkontrakte in die Höhe schnellen. Zudem wies das US-Aussenministerium in einer Erklärung Familien von Diplomaten an, die ukrainische Hauptstadt Kiew zu verlassen, was Befürchtungen über eine bevorstehende Eskalation nährte. Der Erklärung zufolge sollten angesichts der Gefahr eines russischen Militäreinsatzes im Nachbarland alle amerikanischen Staatsbürger in der Ukraine eine Ausreise erwägen. Inzwischen hat Moskau auf die gemeinsamen Vorschläge der USA und der NATO zur Deeskalation im Ukraine-Konflikt reagiert. Den Eingang des Schreibens bestätigte das US-Aussenministerium, zum Inhalt machte das Ministerium jedoch keine Angaben. Einer Sprecherin zufolge setze man sich uneingeschränkt für den Dialog zur Lösung des Konfliktes ein und werde sich weiterhin eng mit seinen Verbündeten und Partnern - einschliesslich der Ukraine - beraten.

Die Märkte und insbesondere der Gasmarkt spielen abermals verrückt. Vor einer Woche hatte man noch das Gefühl, dass sich die Märkte etwas entspannen könnten. Temperaturen leicht über Norm und ein relativ milder Forecast für den Februar 2022. Eine hohe LNG Verfügbarkeit in Europa durch die starken Gaspreise am TTF Markt gegenüber den leicht tieferen JKM Preisen (Japan/Korea Marker) – summa summarum, Signale für einen etwas entspannteren Gasmarkt. Die politische Unsicherheit zwischen der Ukraine und Russland liess jedoch den Gaspreis für den Februarkontrakt innerhalb einer Woche von 75 EUR/MWh auf aktuell 91.40 EUR/MWh steigen. Fundamental scheint der Preisanstieg übertrieben zu sein. Zum einen versicherten die USA, dass Europa mit LNG geholfen werde, sollte Russland die Gaslieferung ausfallen lassen und zum anderen versicherte Russland, dass selbst bei Sanktionen gegen Russland der Gashahn nicht zugedreht werde. Der Kreml Sprecher Dmitri Peskow sagte: Russland hat in den schwierigsten Momenten der Konfrontation zwischen Ost und West seine Vertragsverpflichtungen immer erfüllt. Es gäbe keinen Grund an der Zuverlässigkeit zu zweifeln. Der Markt scheint momentan den Aussagen eher skeptisch gegenüber zu stehen, insbesondere, da seit Wochen die Jamal Leitung im Reverse-Flow steht. Der Gasfluss geht von Deutschland nach Polen. Entspannung sehen wir erst, wenn sich die politische Lage etwas beruhigt. Bis dahin scheint alles möglich zu sein.

Kommentar eines Commodity Broker zur aktuellen Lage: "Everything is on a knife edge – hoping things don`t escalate".

Dank der starken Gaspreise bekommt die Kohleverstromung einen neuen Boost. Wie schon häufig erwähnt, kommen die Kohlekraftwerke bei starken Gaspreisen vermehrt ins Geld. Der Exportstopp Indonesiens sorgte für eine weitere Unterstützung, sodass der Kohlepreis innert einer Woche von 155 USD/t auf 180 USD/t für den Februarkontrakt API2 kletterte. Anfang der Woche lockerte Indonesien den Exportstopp, die Kohlemärkte bleiben aber weiterhin stark. Zum einen sind die Lagerbestände durch den Exportverbot deutlich gesunken, zum anderen wird durch die hohen Gaspreise mehr nachgefragt.

Der französische Versorger EDF hat laut eigenen Angaben seine Schätzung der Kernenergieproduktion für 2022 von 330 bis 360 Terawattstunden auf 300 bis 330 Terawattstunden nach unten revidiert. Bei vorbeugenden Wartungsarbeiten respektive Kontrollen an Reaktoren wurden Mängel in der Nähe der Schweissnähte der Rohre des Sicherheitseinspritzsystems festgestellt. Dies hat EDF dazu veranlasst, die Stillstände einzelner Reaktoren zu verlängern. Zehn der 56 französischen Atomreaktoren sind derzeit aus verschiedenen Gründen ausser Betrieb. Das Abschalten der Reaktoren führte dazu, dass die Atomkraftwerke im Januar nur noch zwischen 43 und 51 Gigawatt statt 60 Gigawatt produzierten – und das ausgerechnet im Winter, wo allein die Elektroheizungen etwa 30 Gigawatt erfordern.

Angesichts steigender Strompreise greift in Frankreich die Regierung ein. Einerseits senkt der Staat dafür eine wichtige Steuer auf Strom erheblich, was Mindereinnahmen von acht Milliarden Euro für die Staatskasse mit sich bringt. Andererseits soll der mehrheitlich in Staatshand befindliche Stromversorger EDF vorübergehend die Menge an Atomstrom erhöhen, die er an kleinere Wettbewerber verkauft. Mit dem laut Wirtschaftsminister Bruno Le Maire von der EU-Kommission bereits gebilligten Schritt soll auch die Stromrechnung der Kunden gedeckelt werden, die ihren Strom nicht von EDF beziehen. Ohne diesen Schritt hätte den Franzosen in zwei Wochen eine Erhöhung der Stromtarife um 35 Prozent gedroht. Der Stromversorger EDF bezifferte in einer Mitteilung seine Mindereinnahmen durch die mit der Regierung in wochenlanger Verhandlung getroffene Regelung auf 7.7 bis 8.4 Milliarden Euro.

Grosse Preissprünge am Kohlemarkt sind derzeit trotz nach wie vor bestehender indonesischer Exportrestriktionen nicht zu erwarten. Der weltweit grösste Kohleexporteur will durch Auflagen erzwingen, dass sich die Bergbauunternehmen an die staatliche Vorgabe halten, 25 Prozent ihrer Förderung am Inlandsmarkt anzubieten, und zwar mit einem massiven Preisabschlag gegenüber dem Weltmarktpreis. Insbesondere die Kohlekraftwerke des Landes sollten von dieser Regelung profitieren. Im Januar wurden bislang Ausfuhrgenehmigungen von 1.3 Millionen Tonnen Kohle erteilt. 2020 und 2021 hatte Indonesien im Januar jeweils rund 30 Millionen Tonnen exportiert. Der künstlichen Verknappung des Angebots als bullishem Faktor steht als bearisher Effekt eine Ausweitung der Förderung in China entgegen. Auch die Lagerbestände sind beim grössten Kohleimporteur der Welt gestiegen und reichen bei den Erzeugern für die Stromproduktion von 21 Tagen aus, nicht zuletzt dank eines recht milden Winters in weiten Teilen Nordasiens.

Die Lage an Europas Gasmärkten dürfte im ersten Quartal angespannt bleiben, doch von einzelnen Analysten erwartetes milderes Wetter im Februar und eine höhere LNG-Verfügbarkeit sollten eine Rückkehr zu den kürzlichen Rekordhochs verhindern. Der kürzliche Rückgang der Gaspreise ist vor allem darauf zurückzuführen, dass mehr LNG in Europa angekommen ist. Europa importierte bisher im Januar 3.3 Milliarden Kubikmeter LNG, ein Anstieg um mehr als 13 Prozent zum gleichen Zeitraum im Dezember. Die Gaspreise werden aber weiterhin von Gazproms Exportstrategie beeinflusst sowie vom Betriebsstart von Nord Stream 2 und von den geopolitischen Entwicklungen. Die Pipeline ist technisch betriebsbereit und wartet noch auf ihre Zertifizierung durch die deutsche Bundesnetzagentur. Eine länger andauernde Kältewelle wäre der Hauptfaktor, der die Preise wieder steigen lassen könnte, solange die russischen Gasflüsse nicht gleichzeitig wüchsen.

Die Marktvolatilität ist derzeit hoch!
Während die Verfügbarkeit der französischen Kraftwerke am Montag mit 48.7 GW (79.4% der installierten Kapazität) den höchsten Stand seit dem 5. Februar 2021 erreicht hat, sieht es für die schwedische Portfoliomanager Shepherd Energy die Lage ein wenig anders aus. Mit der schwindenden Liquidität und der zuletzt hohen Marktvolatilität mit ihren heftigen Bewegungen und dem Mangel an fundamentalen Käufern ist es – laut Shepherd Energy – nicht möglich, grosse Mengen an Kapital mit einem vernünftigen Risikoprofil zu verwalten. Die Volatilität ist im Markt zwar notwendig, das gilt aber auch für Vorhersehbarkeit. Es ist zunehmend schwieriger geworden, eine Strategie zu finden, die dem Risikoprofil der Portfoliomanager und dem angestrebten Ertrag von 10-15% entsprochen hat.

Der Strommarkt gibt etwas nach. Die höhere Erneuerbaren-Einspeisung und die tieferen CO2-Preise haben zu einem tieferen Strompreis geführt. Ab Morgen erwarten die Meteorologen von Eurowind wieder höhere Einspeisemengen.

Die Ölpreise werden zu Beginn dieser Woche weiterhin durch die anhaltenden Versorgungsprobleme in Kasachstan und Libyen gestützt und Händlern zufolge könnten diese für den Rest der Woche ein Schlüsselfaktor für die Stützung des Marktes bleiben. Proteste in Kasachstan haben Zuglinien unterbrochen und beeinträchtigten die Produktion auf dem wichtigsten Ölfeld des Landes (Tengiz), obwohl die Produktion nach Angaben des Betreibers Chevron am Sonntag langsam auf ein normales Niveau ansteigt. Auch die Spannungen zwischen Russland und der Ukraine stützen die Preise. Zehntausende russischer Truppen sind nahe der ukrainischen Grenze versammelt, um eine Invasion zu veranstalten, welche die USA und die Ukraine als Invasion bezeichnen könnten, was Russland bestreitet. Sollte es jedoch zu einer Invasion kommen, könnte dies die russischen Rohölexporte nach Europa stören.

Die Kohlenexportverbote aus Indonesien könnten für alle Produzenten für den gesamten Januar 2022 gelten. Dies scheint die Spotpreise für nicht-indonesische Kraftwerkskohle seit der Ankündigung des Verbots nach oben gedrückt zu haben.

Gas zeigt sich entspannt – haben wir uns zu früh gefreut?
Gestern haben wir den Preis bei 81.30 Euro gesehen. Aber ist die Freude verfrüht, dass sich die Lage entspannen könnte? Man könnte fast meinen, dass der Gaspreis aktuell zu gelassen reagiert auf die Leerung der Gastanks in Zentraleuropa (aktuell bei ca. 47%) und auf die immer noch geringen Gaslieferungen aus Russland. Offenbar waren bzw. sind die Trader am Terminmarkt der Ansicht, dass die auf Europa zusteuernden Gastanker aus Übersee genug Flüssiggas liefern werden, um die fehlenden russischen Lieferungen auszugleichen. Aber wie gesagt, sind einige Experten der Meinung, die Gastanks in Europa haben sich stärker geleert als erwartet. Sie sind auf dem niedrigsten Stand seit mehr als 10 Jahren. Der Ausblick für Gas scheint also seitwärts bis bullish auszusehen.

In der Vorwoche erreichten die Notierungen am Terminmarkt Strom neue Rekordhochs. Das Frontquartal legte innerhalb von 5 Handelstagen um 35.3 Prozent auf 410 Euro je Megawattstunde in der Schweiz, in Frankreich sogar noch kräftiger um 66.1 Prozent auf 600 Euro je Megawattstunde zu. Das Kalenderjahr verzeichnete immerhin ein Plus von 21 Prozent auf 263.40 Euro je Megawattstunde in der Schweiz (bzw. ein Plus von 35.3 Prozent auf 316 Euro je Megawattstunde in Frankreich). Preisstützend wirkten die Notierungen am Spotmarkt. Trotz milderer Temperaturen über Norm in Zentraleuropa in der KW50 sowie stabiler Gasflüsse aus Russland und Norwegen stiegen die Notierungen am Spotmarkt Gas stark. Auch das Wetter spielte eine wichtige Rolle. So blieb bei tiefer Verfügbarkeit der Kernkraftwerke in Frankreich und niedriger Windeinspeisung in Deutschland die Nachfrage zur Verstromung stabil auf hohem Niveau trotz milderer Temperaturen. Für die KW51 werden Temperaturen unter Norm und nur mässig Wind erwartet.

Wesentlicher Preistreiber für den Terminmarkt Strom waren jedoch die Preisentwicklungen an den Gasmärkten. So brachten in der KW50 stark preisstützende Einzelereignisse die Stromnotierungen zu neuen Hochs. Die Aussage der neuen Bundesaussenministerin Annalena Baerbock über die Nicht-Genehmigungsfähigkeit der Gaspipeline Nord Stream 2, die weiter eskalierende Situation an der Grenze zwischen der Ukraine und Russland, aber auch die neueste Mitteilung der Bundesnetzagentur, wonach die Entscheidung über eine Zulassung der Betreibergesellschaft der Nord Stream 2 Pipeline nicht im ersten Halbjahr 2022 zu erwarten ist, verstärkten noch den Aufwärtsdruck. Schliesslich gingen die Notierungen durch die Decke, als EDF Probleme in seinen französischen Reaktoren meldete, die zur Abschaltung von rund 6 GW führten. Zwei Kernkraftwerke mussten für unerwartete Inspektionen vom Netz und bei zwei weiteren verlängern sich die Wartungsarbeiten. Also 6 GW Leistung, die zu einer bereits kritischen Zeit dem Markt fehlt und durch eine konventionelle Stromerzeugung kompensiert werden muss, zum Beispiel durch einen höheren Einsatz von Kohle für die Stromerzeugung, die als Brennstoff in der Merit-Order aktuell vor Gas liegt.

Die hohen Gaspreise führen dazu, dass Kohle für die Stromerzeugung eine günstigere Alternative darstellt. Somit ist nicht verwunderlich, dass auch die Kohlenachfrage in Asien und Europa aktuell auf einem hohen Niveau bleibt. Zudem kamen in den vergangenen Wochen einige Einschränkungen in der Kohleförderung dazu. Die Exportkapazität für Kohle aus Richards Bay ist derzeit unter Norm, bedingt durch Transportrouten, die aufgrund starker Niederschläge nur eingeschränkt verfügbar sind. Aber auch in Australien werden in den kommenden Wochen Überschwemmungen erwartet, die die Kohlelogistik einschränken und damit erhebliche Logistikprobleme auslösen dürften. Und dies würde zu einem denkbar schlechten Zeitpunkt kommen, bei dem Kohle durch die massive Preisrallye bei Gas als alternativer Brennstoff mehr denn je nachgefragt ist.

Die nächste Ausgabe des "Energy Flash" erscheint am Mittwoch 12.01.2022.

Primeo Energie wünscht Ihnen frohe Festtage und einen erfolgreichen Start ins neue Jahr 2022.

Das Handelsjahr 2021 neigt sich langsam dem Ende zu. Insbesondere für das Kalenderjahr 2022 nimmt die Liquidität an den OTC-Märkten kontinuierlich ab. Die Handelshäuser beginnen ihre offenen Positionen zu schliessen und reduzieren ihr Risiko, um nicht mit zu grossen offenen Positionen in Lieferung zu gehen. Zum Jahresende ist es immer spannend, sich die Lieferung vs. den Terminhedge anzuschauen. Für 2021 war es sicherlich besser nicht mit einer Shortposition in Lieferung zu gehen. Für die Erfüllung (01.01.2021 – heute) sehen wir einen durchschnittlichen Spotpreis von 125 EUR/MWh für das Marktgebiet Schweiz und knappe 100 EUR/MWh für das Marktgebiet Deutschland. Bei einer strukturierten Beschaffung dürften die Terminhedges für 2021 im Vergleich zur Erfüllung bei etwa der Hälfte sein. In der Realität dürfte die Differenz vermutlich sogar noch grösser sein, da die tiefen Spotpreise im Frühling den Durchschnitt nach unten gedrückt haben. Den höheren Preisen ab September steht eine tendenziell höhere Consumption gegenüber, was aus Sicht eines Kunden einen noch höheren Spotpreis zur Folge hat (Sommer-, Winterprofil).

Zurück zum Tagesgeschehen: In den letzten Wochen werden kontinuierlich neue Preisrekorde gebrochen. CO2: Dec21 90.75 EUR/t, Base Cal2022 Deutschland: 210.50 EUR/MWh, Peak Feb. 2022: 393 EUR/MWh.Die Situation am gesamten europäischen Energiemarkt ist weiterhin sehr angespannt. Insbesondere der Januar, Februar und das Q1-22 stehen gewaltig unter Druck. Es ist nichts Neues, dass die Gassituation weiterhin sehr angespannt ist. Zusätzliche Kapazitäten werden aus Russland nicht gebucht. Hinzu kommt, dass ein grosses Gasfeld in Norwegen ausgefallen ist. Nicht zu vergessen, die politischen Unruhen, zum einen der russische Truppenaufmarsch an der ukrainischen Grenze zum anderen sagte die neue Bundesministerin des Auswärtigen Amtes Annalena Baerbock, dass Nord Stream2 die Voraussetzungen für eine Genehmigung derzeit nicht erfülle.

Entspannung aus den neuesten Wettermodellen scheint es nicht zu geben. Die Temperaturen zeigen weit unter Norm an. Für die Schweiz sind die Temperaturen (Durchschnitt mehrerer Modelle) vom 15.12.2021 - 28.12.2021 ca. 1.5 Grad Celsius unter Norm. In Frankreich ist die Situation noch dramatischer. Für den gleichen Zeitraum sehen die Modelle eine Differenz zur Normtemperatur von -5.6 Grad Celsius. Speziell in der Atlantikküste Frankreichs werden noch viele Haushalte mit Strom geheizt. Aus Sorge eines Winterengpasses, verschiebt EDF Wartungsarbeiten an 3 Kernkraftwerken mit einer Gesamtleistung von 3.5 GW. Der Forecast für Windeinspeisung für die nächsten 2 Wochen ist auch unter Norm, die Hydrosituation in der Schweiz sowie Frankreich ist eher am unteren Level der Normkurve.Der Energiekomplex ist sehr angespannt, die nächsten 2 Monate dürften sicherlich für weitere Überraschungen sorgen.

Von einer vorgezogenen Jahresendrallye sprechen Analysten im Hinblick auf den EU-Emissionshandel. Die Preise kennen weiterhin kein Halten. Der Dezember-Kontrakt markierte gestern Dienstag mit über 84.00 Euro je Tonne ein neues Rekordhoch. Marktbeobachter verweisen auf das Verfallsdatum von Optionen am 15. Dezember, das wohl vorab noch einige Verkäufer von Kauf-Optionen zu Eindeckungen zwingt. Fakt ist auch, dass die Investmentfonds tendenziell ihre Netto-Long-Positionen wieder aufgebaut haben. Allerdings hatte die europäische Marktaufsichtsbehörde ESMA in einem vorläufigen Bericht festgestellt, dass deren Bedeutung in den letzten drei Jahren nicht übermässig stark gestiegen sei und es keine Hinweise auf Marktmanipulation gäbe. Weiter weisen Analysten darauf hin, dass die Stromversorger derzeit in einer emissionsintensiven Phase arbeiten, in der als Primärenergieträger der verschmutzungsträchtigeren Kohle der Vorzug vor Gas gegeben wird. Hinzu kommen die relative kühle Witterung und nur moderate Erneuerbarenbeiträge als weitere bullishe Faktoren für das Handelsgeschehen am CO2-Markt. Darüber hinaus wird darauf verwiesen, dass die Menge der in den Markt gegebenen Zertifikate in den nächsten drei Jahren nicht ausreichen werde, um den fundamentalen Bedarf zu befriedigen. Man geht von einer Unterversorgung im kommenden Jahr von 300 Millionen Zertifikaten aus. Zudem wirkt die im Koalitionsvertrag der deutschen Ampel-Koalition niedergelegte Absicht, den EU-Zertifikatepreis nicht unter 60 Euro fallen zu lassen, wie ein Sicherheitsnetz für spekulativ eingestellte Marktteilnehmer.

Einen positiven Einfluss auf die Strompreise ging auch von den Gaspreisen aus, wobei allerdings die prozentualen Preisveränderungen bei Erdgas am Leitmarkt für Europa, der niederländischen TTF, weit hinter den Teuerungsraten bei Strom zurückblieben. Für die Entwicklung spielte das Wetter eine erhebliche Rolle. Zum einen lagen die durchschnittlichen Tagestemperaturen im nordwestlichen Europa überwiegend unter dem saisonalen Erwartungswert. Hinzu kam, dass an einigen Tagen auch das Windaufkommen gering war, was die Gasnachfrage ebenfalls steigen liess. Es gibt aber auch Sorgen angesichts der niedrigen Kapazitätsauslastungen bei den Gasspeichern. Ferner verunsicherte die Politik von Gazprom den Markt, denn das Unternehmen bot nicht bei Auktionen für den Monat Dezember, sondern bevorzugt nun bei täglichen Auktionen die erforderliche Transitkapazität zu ersteigern. Da im November Gazprom bereits mehr Kapazität auf täglicher Basis ersteigerte, ist dieses Verhalten nicht verwunderlich. Entscheidend ist ja letztlich, welche Mengen über die Pipelines durch Polen und die Ukraine geliefert werden.

Panik beherrschte die Ölmärkte in der letzten Woche im November. Die Meldung zur neuen Mutation beim Coronavirus, die in Südafrika auftauchte, führte zu einem massiven Ausverkauf bei den ICE-Futures auf Brent. Nach mehreren Wochen in Folge mit fallenden Ölpreisen zeigte sich nun der Markt etwas erholt. Denn nur kurzfristig hat die Entscheidung der OPEC+ trotz Omikron und eines drohenden Überangebots am Markt an den geplanten Fördererhöhungen festzuhalten die Ölpreise belastet. Das nächste offizielle Treffen ist für den 04. Januar angesetzt. Auch dort könnte es zu einer Anpassung der Produktionspläne kommen. Hält die OPEC+ an ihrem Plan fest und erhöht die Ölproduktion sukzessive weiter, droht gleich zu Jahresbeginn ein beträchtliches Überangebot, das die OPEC+ selbst auf durchschnittlich 3 Millionen Barrel pro Tag beziffert. Die US-Regierung machte letzte Woche zudem deutlich, an der Freigabe von 50 Millionen Barrel aus den strategischen Ölreserven festhalten zu wollen. Zuvor hatte der stellvertretende US-Energieminister noch gesagt, dass im Falle eines deutlichen Absackens der weltweiten Energiepreise das Timing der Freigabe geändert werden könnte.

Die Nervosität und Volatilität der Gaspreise dürfen weiterhin hoch bleiben. Im Vergleich über die letzten zwei Wochen, sind in den nordwesteuropäischen Gasmärkten die Notierungen wieder kräftig gestiegen. Einen wesentlichen Grund für den Preisanstieg lieferte die Bundesnetzagentur, aber auch der Pipelinebetreiber Nord Stream 2 AG. Das Teilstück der Ostseepipeline Nord Stream 2, welches auf deutschem Hoheitsgebiet verläuft, erfordert nach deutschem Recht eine juristische Person mit Sitz in Deutschland als Betreibergesellschaft. Dies war nicht erfüllt, da Nord Stream 2 von einer anderen Körperschaftsform ausging.

Im besten Fall lässt sich der Prozess innerhalt von einem Monat abwickeln, möglicherweise ist aber eher mit zwei Monaten zu rechnen, wenn die Nord Stream 2 AG in der Schweiz die GmbH-Gründung in Deutschland und die Aufnahme des Geschäftsbetriebs zügig aus Zug vorantreibt. Durch die Suspendierung des Verfahrens wird Zeit gespart, denn ansonsten hätte gedroht, dass die Betriebsgenehmigung versagt werden musste. In diesem Fall hätte ein neuer Prozess im nächsten Jahr begonnen werden müssen, bei dem die Bundesnetzagentur wiederum eine Frist von vier Monaten hätte. Selbst wenn das Problem mit einer Betreibergesellschaft in Deutschland nicht aufgetreten wäre, hätte der Markt eigentlich von einer Erteilung der Betriebsgenehmigung in diesem Jahr nicht ausgehen sollen, da die EU-Kommission eine Stellungnahme zur Entscheidung der Bundesnetzagentur abgeben muss. Beim Widerstand der Pipelinebetreiber, die russisches Gas durch Polen und die Ukraine leiten, geht es wirtschaftliche Interessen, die aber Gehör finden, sodass entsprechende Massnahmen zur vollen Ausnutzung von Genehmigungsfristen von vornherein zu erwarten waren. Somit hätte der Markt eigentlich davon ausgehen müssen, dass Gas über Nord Stream 2 wohl erst ab Mitte März 2022 fliessen könnte.

Mit kräftigen Verlusten hat sich Rohöl am Freitagnachmittag gezeigt. Marktteilnehmer zufolge ist dies auf die in Südafrika neu aufgetretene Corona-Variante zurückzuführen. Mittlerweile wurde die neue Virus-Variante Omikron auch in weiteren Ländern nachgewiesen. Die Wirksamkeit der Impfstoffe gegen Omikron ist noch unklar und damit drohen weitere Einschränkungen, was die Ölnachfrage sinken lässt, ganz besonders im Flugverkehr.

Der Kohlemarkt dürfte sich in der laufenden Woche ähnlich abhängig von den Ängsten um die Omikron-Variante zeigen wie die Öl- und Finanzmärkte auch. Wie sich die Variante auf die Weltwirtschaft auswirken wird ist noch unklar. Sollte eine höhere Ansteckungsgefahr ausgeschlossen werden und die Symptome einigermassen mild sein, dann dürften die Märkte sich wieder etwas entspannen.

Der Strompreis am Terminmarkt wird derzeit hauptsächlich vom Gas- und CO2-Preis getrieben.

Aktuell wenn es um den Gasmarkt geht, dann wird die Nord Stream 2 zum Thema. Die Aussichten auf eine bessere Versorgung mit Erdgas im Dezember wurden etwas gedämpft durch zwei Ereignisse: das Aussetzen der Zertifizierung der Pipeline Nord Stream 2 durch die deutsche Bundesnetzagentur und geringe Kapazitätsbuchungen durch Gazprom. Im Weiteren kommt die Befürchtung über die vierte Welle COVID-19, die in Europa erwartet wird. Österreich befindet sich im Lockdown und in diesem Zusammenhang wird befürchtet, dass Frankreich und Deutschland folgen könnten.

Chinas inländische Kohlepreise zeigen nach den jüngsten starken Rückgängen nun Anzeichen einer Stabilisierung. Dies könnte ein Signal dafür sein, dass Chinas Kaufinteresse bald zurückkehren wird, was wahrscheinlich einen Anstieg der Seekohlepreise unterstützen würde. Ausserdem werden die API2-Kohlepreise voraussichtlich empfindlich auf Veränderungen der europäischen Gaspreise reagieren. Die Aussicht auf einen Rückgang der Gaspreise gegenüber den jüngsten historischen Höchstständen wird möglicherweise die Kohlenachfrage untergraben, wenn die Gaspreisrückgänge ausreichend gross sind (Fuel switch). Aktuell sehen wir aber eher eine Seitwärtsbewegung, da die Reserven in China und Indien für einige Tage Versorgung vorhanden sind.

Das Hauptthema ist aktuell eine internationale Diskussion zur koordinierten Freigabe strategischer Ölreserven, was eine Entspannung des Nachfrageüberhangs und somit niedrigere Marktpreise bedeuten würde. In den letzten 18 Monaten erzwang die COVID-19-Pandemie eine noch nie dagewesene weltweite Wirtschaftsflaute. Da die Welt sich von einem Beinahe-Stillstand erholt, hätten Länder auf der ganzen Welt mit den Herausforderungen zu kämpfen, die sich ergeben, wenn die Nachfrage der Verbraucher nach Gütern das Angebot übersteige. Doch in den USA laufe die wirtschaftliche Erholung stärker und schneller als nirgendwo sonst auf der Welt – nach Angaben der Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung – seien die USA die einzige der grossen Volkswirtschaften, die das Niveau des Bruttoinlandsprodukts von vor der Pandemie wieder erreicht hat.

Und was macht der Ölpreis? Einigen Händlern zufolge sind die Aussichten schlecht und die pessimistische Stimmung soll noch eine Weile bleiben. Aktuell geht der Preis sogar leicht bergauf. Die Ölreserven sind aktuell ein sehr diskutiertes Thema. Könnte sein, dass die USA schon bald die Reserven anzapfen, um den Ölpreis zu senken. Ebenso darf man vermuten, dass es eine koordinierte Aktion sein könnte, wo Japan, China, Indien und womöglich noch mehr Länder ebenfalls ihre Reserven anzapfen. Aus Japan, Indien und China hört man an diesen Tagen im Vorweg bereits Anzeichen, dass man seine Reserven auch anzapfen könnte. Es wäre zwar nur eine kurzfristige Beeinflussung der Märkte, aber es wäre zumindest eine Aussage. Man will einen tieferen Ölpreis sehen, und überschwemmt deswegen den Markt.

Der russische Energieriese Gazprom folgte letzte Woche der präsidialen Anweisung Putins und begann eigenen Angaben zufolge mit der angekündigten Auffüllung europäischer Gasspeicher, nachdem die heimischen Speicher vollständig befüllt wurden. Ab Mittwoch der Vorwoche floss dann etwa 10 Prozent mehr Gas nach Europa als im Oktobermonatsmittel. Die Mallnow-Gaslieferungen wurden beispielsweise für Mittwoch mit 300 GWh/Tag renominiert, was gegenüber 215 GWh am Vortag einen Anstieg und das höchste Volumen seit Wochen darstellte, jedoch immer noch unter dem beobachteten Niveau von 700 GWh/Tag im September lag. Ebenfalls wurde an den beiden anderen Hauptleitungen (Velke und der Nord Stream 1) leicht höhere Gasflüsse nach Europa beobachtet, die Raten blieben insgesamt jedoch unter den September-Lieferungen und den für November gebuchten Transportkapazitäten. Ein starkes und deutliches Anzeichen, welches sämtliche Bedenken für den bevorstehenden Winter ausräumt, war dies allerdings nicht. Damit gab es am Markt viel Misstrauen, was die Nachhaltigkeit der russischen Zusagen betrifft. Für weitere Unruhe und damit höhere Risikoprämien durften am Donnerstag zusätzlich die Drohungen des belarussischen Staatspräsidenten Lukaschenko gesorgt haben, im Falle von weiteren EU-Sanktionen gegen sein Land, die Jamal-Pipeline für den Transit vom russischen Gas durch Belarus in Richtung Westeuropa zu sperren. Die Versicherung Moskaus einen Tag später, man wolle an den Durchleitungen festhalten, dämpfte ein wenig die Sorgen. Die EU wirft dem Machthaber vor, gezielt Flüchtlingen aus Kriegsgebieten (Irak, Syrien, Gambia, Mali und anderen afrikanischen Ländern) über Reisebüros und per Flugzeug nach Minsk zu locken und von Belarus aus nach Polen, Litauen und in andere EU-Länder durchzuwinken. Die Verluste der ersten Wochenhälfte konnten allerdings in der zweiten Wochenhälfte fast vollständig wieder gedreht werden. Aufgrund der nicht gebuchten Mehrkapazitäten durch die Ukraine bei der letzten Kapazitätsauktion an diesem Montag ist im aktuell höchst nervösen Marktumfeld das Potenzial für merklich höhere Risikoprämien gegeben.

Gestützt von verschiedenen Faktoren stieg CO2 auf ein neues Rekordhoch von 66.97 EUR/t am Montag der laufenden Woche. An diesem Dienstag stellte zudem die EU-Primärmarktauktion einen Preis von 67.50 EUR/t fest und damit knapp 4 EUR über der letzten Auktion für Deutschland. Die bisherige Höchstmarke für den CO2-Leitkontrakt lag immerhin bei 65.77 EUR/t. Neben anhaltenden Sorgen über die knappe Gasversorgung aus Russland spielen nicht nur technische Indikatoren eine Rolle, sondern auch der Ausblick auf niedrigere Temperaturen in Europa, die unter die Norm fallen sollten und damit die Gasnachfrage weiter befeuern dürften. Mit der nun erreichten neuen Marke wagt sich der CO2-Preis schliesslich in ein unbekanntes Territorium, frei von jeglichen Widerständen und kann sich so ungehindert nach oben bewegen. Zudem liefert die UN-Klimakonferenz in Glasgow mit dem Bekenntnis zu einer globalen Reduktion der Kohleverstromung ein positives Sentiment in den Markt hinein. Erstmals in der Geschichte der Weltklimagipfel gab es einen Konsens unter den rund 200 Staaten für den weltweiten Abschied von Kohle. Auch wenn, statt ein Ausstieg (phase-out) auf Druck von stark von Kohle abhängigen Staaten wie China und Indien lediglich ein Konsens für einen schrittweisen Abbau (phase-down) erzielt werden konnte, ist die Vereinbarung dennoch historisch.

Die russischen Gasexporte nach Nordwesteuropa entlang dreier Hauptleitungen – Mallnow zwischen Polen und Deutschland, die Kreuzung Velke zwischen Ukraine und der Slowakei und die Nord Stream-Verbindung durch die Ostsee – stiegen am Dienstagmorgen um fast ein Fünftel im Vergleich zum Durchschnitt der letzten Wochen. Im Vergleich dazu ist dies immer noch nur etwa ein Viertel der durchschnittlichen Ströme im November der letzten fünf Jahre. Beobachter haben einen Anstieg der russischen Exporte nach Europa erwartet, nachdem Präsident Wladimir Putin letzten Monat eine Zunahme der Exporte ab dem 08. November angekündigt hatte, um den angespannten europäischen Markt zu lindern. Das Risiko für Preisspitzen im europäischen Gasmarkt bleibt aber erhalten, wenn der Winter kalt wird. Daran würde auch ein vorzeitiger Start der Pipeline Nord Stream 2 nichts ändern. Wetterprognosen deuten unterdessen auf einen kühlen Winterbeginn in Europa hin. Einige Analysten sehen sogar Chancen für einen sehr kalten Winter, für den nicht ausreichend Gas vorhanden ist. Der Grund für die Sorge im Markt sind die vergleichsweise niedrigen Gasspeicherstände, mit denen Europa in den Winter startet. Letzte Woche lag der Füllstand laut Gas Infrastructure Europe europaweit bei 76.1 Prozent, nach 95 Prozent im Vorjahr. Die Entwicklung der Füllstände hatte Politiker auf den Plan gerufen, die einen koordinierten europäischen Gaseinkauf und eine strategische Reserve gefordert hatten.

Von fast 2'000 Yuan pro Tonne auf unter 850 Yuan pro Tonne ist der Preis für den Januar-Kohle-Kontrakt am chinesischen Inlandsmarkt in den vergangenen Wochen gefallen. Die chinesische Nationale Entwicklungs- und Reformkommission war erfolgreich, den Markt nach unten zu steuern. Ihr ist es nicht nur gelungen, die Preise am Inlandsmarkt drastisch zu senken, sondern auch an den internationalen Märkten für eine Beruhigung zu sorgen. Die Kommission hat mittlerweile verlauten lassen, dass sie die aktuellen Preise für sehr viel angemessener hält als die noch wenige Wochen zuvor aufgerufenen Notierungen. Sie will also offenbar keinen weiteren Druck auf die Märkte ausüben, um noch niedrigere Preise zu erreichen. Die Pekinger Kommission kann in der Tat auf eine ganze Reihe positiver Entwicklungen verweisen. So haben sich die Kohlevorräte der chinesischen Kraftwerke auf inzwischen 19 Tage erhöht, womit der Nachfragedruck am Kohlemarkt nachlässt. Gleichzeitig hat Peking dafür gesorgt, dass die inländische Kohleproduktion anspringt. Sie liegt derzeit bei 11.9 Millionen Tonnen pro Tag. Dank höherer inländischer Produktion sinkt der Bedarf an Importkohle, weswegen auch die Frachtraten stark gesunken sind. Auch über diesen Mechanismus wird Kohle weltweit billiger.

Negativ reagierten die Ölmärkte auf die Forderung von US-Präsident Joe Biden, dass die OPEC+ die Ölproduktion stärker steigern soll, so dass die US-Bürger billiger Benzin tanken und verbrauchen können. Aber nur mit wenigem zeitlichen Abstand forderte der US-Präsident auch die Welt auf, weniger fossile Energie zu verbrennen und den Ausstoss von CO2 zu verringern, um die Erderwärmung auf 1.5 Grad Celsius zu begrenzen. Doch die OPEC+ machte schnell deutlich, dass sie beim regulären Treffen vom 04. November am Plan festhalten wird, die Produktion um monatlich 400'000 Barrel je Tag zu erhöhen. Das Argument der OPEC+ war jedoch weniger das Klima, sondern eher die Erwartungen hinsichtlich Ölangebot und -nachfrage. Während die Internationale Energieagentur von einem stärkeren Anstieg der Ölnachfrage ausgeht, ist die OPEC+ hiervon nicht überzeugt. Sie sieht vielmehr einen saisonüblichen Rückgang und warnte deshalb auch davor, dass ein kräftigerer Produktionsanstieg dazu führen könnte, dass in den OECD-Ländern die Lagerbestände wieder stärker ansteigen könnten. Dass diese Warnung nicht unberechtigt ist, zeigte sich auch bei den Daten zu den Lagerbeständen in den USA.

Wie im letzten Marktbericht angekündigt, sind die Gasspeicher in Russland komplett gefüllt. Der russische Präsident Wladimir Putin kündigte an, ab dem 08.11.2021 mehr Gas für die europäischen Speicher zu liefern. Interessanterweise wurden seitens Gazprom jedoch keine zusätzlichen Transportkapazitäten über die Ukraine gebucht. Gazprom hat nur etwa 1/3 der verfügbaren Kapazitäten über Polen nach Europa gebucht. Theoretisch könnten Kapazitäten in den Tagesauktionen gebucht werden, was momentan seitens Gazprom eher nicht genutzt wird. Die Realität sieht eher anders aus. Die Gasexporte von Russland nach Europa sind in der letzten Woche um 20% gesunken. Am Wochenende wurde sogar der Fluss gedreht. Es wurden 11.5 Mio. Kubikmeter zurück nach Polen geschickt. Diese Unklarheiten verursachen enorme Unsicherheiten am Markt. Der Dezember-Kontrakt am Hub TTF handelt momentan bei 68.45 EUR/MWh. Sollte Putin wie versprochen nicht bis spätestens 08.11.2021 mehr Gas liefern, so könnten die Winterkontrakte abermals auf 80 EUR/MWh steigen.

Der Strommarkt ist im Verhältnis zum Gasmarkt schon fast entspannt. Die noch vor Wochen sehr angespannte Situation scheint zumindest vorerst etwas gelockert zu sein. Der Q1/Q2 Spread im Marktgebiet Deutschland lag noch vor 2 Wochen bei etwa 135 EUR/MWh, aktuell sehen wir den Spread bei 53 EUR/MWh quotiert, d.h. der Markt hat massiv Risikoprämie aus dem Q1 genommen. Sollten jedoch negative Meldungen aus Russland bezüglich der Gaslieferungen kommen, dann könnte das Q1 innerhalb weniger Stunden 10-20 EUR/MWh zulegen.

Der EUA Markt ist in den letzten Wochen dank den starken Gaspreisen etwas aus dem Fokus gefallen. Der Kontrakt für den Dec-21 scheint sich bei +/- 60 EUR/t einzupendeln. Hier wird in den nächsten Wochen eine starke Bewegung erwartet. Damit Gas die Kohle aus der Merit Oder verdrängen kann, braucht es einen Preis von etwa 67 EUR/MWh. Kurzfristig könnte es aber zu Verlusten kommen. Die Kohlekraftwerke scheinen gerade aus dem Geld zu sein, was für einen reduzierten CO2-Bedarf spricht.

In Grossbritannien sind bereits mehrere Versorger aus dem Markt geschieden und auch in Frankreich ist der erste Versorger zahlungsunfähig. Laut EON-Chef Leonhard Birnbaum werden die, die spekuliert haben aus dem Markt gedrängt. Die Wettbewerber, die in die Insolvenz gegangen sind, haben ihre Mengen nicht gehedgt und darauf spekuliert diese Mengen in Lieferung am Spotmarkt billiger kaufen zu können, als sie an die Kunden verkauft wurden. Sie haben darauf gesetzt, dass die Preise fallen und solange sie gefallen sind, ist die Rechnung auch gut aufgegangen. Im Moment steigen die Wholesale-Preise und somit schmelzt die Marge ganz schnell. Das Problem daran ist, dass alle andere Kunden jetzt die Rechnung tragen. Die Kosten dieser Insolvenzen werden umgelegt auf den Rest des Marktes, auf die Wettbewerber, die seriös kalkuliert haben und zum Teil auf die Kunden, die nachhaltige Angebote haben. Laut Leonhard Birnbaum könne die Politik die Kunden kurzfristig entlasten indem die Steuer- und Abgabenlast auf Strom gesenkt werden.

Die Ölpreise begannen die Woche optimistisch und zeigen weiterhin keine Anzeichen für einen Rückgang. Nach mehr als einem Jahr schwacher Kraftstoffnachfrage liegt der Benzin- und Destillatverbrauch in den USA wieder im 5-Jahres-Durchschnitt. Die anhaltende Energiekrise in China, Indien und Europa stützt den Ölmarkt weiter. Trotz steigender Zahlen von Coronavirus-Fällen in Grossbritannien und Osteuropa, die auf einen möglicherweise schwierigen Winter hindeuten, zeigt der Markt kein Anzeichen einer Abkühlung.

Wie schon oft erwähnt, haben die festen Gaspreise zu starken Anstiegen des Kohlepreises geführt. Die Rallye der europäischen Gaspreise hat die Wettbewerbsfähigkeit von Kohle im Brennstoffmix der Region verbessert, was dazu geführt hat, dass Kohle die Merit-Order als den wirtschaftlicheren Brennstoff nach oben verschoben und wiederum zu einer Zunahme der europäischen Steinkohleverbrennung geführt hat. Analysten weisen darauf hin, dass in naher Zukunft nur noch wenig Spielraum für eine weitere Umstellung von Gas auf Kohle besteht, da die Kohleerzeugung in Europa inzwischen auf ein Niveau angestiegen ist, das sich der Vollauslastung nähert. Dementsprechend dürften weitere Anstiege des vorderen Endes der TTF-Kurve in den kommenden Monaten nicht zu einem signifikanten Anstieg des Kohleverbrauchs in Europa führen.

Die Gaspreise im deutschen Marktgebiet Trading Hub Europe (THE) dürften in der kommenden Woche bei eher milden Temperaturen seitwärts handeln. Die russischen Inlandsspeicher sind momentan zu 97% gefüllt, dies könnte im nächsten Monat zu einem Anstieg der Exporte nach NWE führen und für Preissprünge sorgen.

Die weiterhin hohen Preise für die fossilen Brennstoffe Kohle und Gas treiben ebenfalls den Preis für Rohöl an. Hinzu kommt das ohnehin geringe Angebot an Rohöl für den weltweit steigenden Bedarf. Experten gehen davon aus, dass die Ölpreise nicht nur diesen Winter, sondern auch darüber hinaus auf einem hohen Niveau bleiben werden. Analysten der Grossbank Goldman Sachs rechnen damit, dass die Nordsee-Rohölsorte Brent in diesem Jahr um die 90 Dollar pro Barrel kosten wird. Auch die US-amerikanische Energy Information Administration (EIA) hob ihre Preisprognosen für das vierte Quartal 2021 und das gesamte Jahr 2022 bei beiden Rohölsorten Brent und WTI deutlich an. Im Vormonatsvergleich geht die EIA nun von rund 10 Dollar mehr als in ihrem September-Bericht aus. Dies entspricht einem durchschnittlichen Ölpreis von 81.3 Dollar (Brent) und 78.3 Dollar (WTI). Als Gründe nennt die EIA einen konstanten Abbau der weltweiten Rohölbestände sowie die Entscheidung der OPEC+, an den geplanten Fördermengen festzuhalten. Durch die hohen Energiepreise sieht die Energieagentur zudem einen Switch von Gas zu Öl und rechnet insgesamt damit, dass die Ölnachfrage 2022 über dem Niveau vor der Covid-Krise liegen wird.

Nach Angaben der Betreibergesellschaft Nord Stream 2 AG ist der erste der beiden Leitungsstränge der Ostseepipeline bereit für den Transport von Gas nach Europa. Die erste Röhre sei in Übereinstimmung mit den Systemdesignanforderungen zwei Wochen lang mit etwa 177 Mio. Kubikmeter sogenanntem technischem Gas erfolgreich befüllt worden, was einen Druck von ca. 103 bar in der Pipeline gewährleistet. Dieser Druck reiche aus, um den Gastransport zu einem späteren Zeitpunkt zu starten. Für den zweiten Strang liefen angeblich die technischen Vorbereitungen, teilte der Betreiber mit. Wann genau das erste Gas durch Nord Stream 2 von Russland nach Europa gelangt und damit möglicherweise für eine Entspannung der aktuellen Versorgungslage auf dem Gasmarkt sorgen könnte, ist weiterhin unklar. Anfang September 2021 wurde bekannt, dass die Arbeiten an der Pipeline abgeschlossen wurden. Für die Inbetriebnahme steht jedoch die Genehmigung durch die deutsche Behörde "Bundesnetzagentur" aus, die seit dem 8. September den Antrag auf Zertifizierung prüft. Mit der Leitung sollen die russischen Gaslieferungen nach Deutschland verdoppelt werden. Kritiker werfen dem Projekt vor, es könnte von Russland als geopolitisches Instrument genutzt werden, um all jene Länder unter Druck zu setzen, durch die bisher die russischen Erdgasexporte nach Westeuropa geleitet werden.

Die Preisentwicklung in den vergangenen Wochen an den Terminmärkten für Erdgas bestätigte ein bekanntes Preismuster. Kommt es zu einem exponentiellen Preisanstieg, so folgt irgendwann ein massiver Einbruch. Es sah folglich bereits im August danach aus, als Gazprom berichtete, dass das Unternehmen für 2021 noch mit Gaslieferungen in Höhe von 8.3 Millionen Kubikmeter über die inzwischen fertiggestellte Pipeline Nord Stream 2 rechnet. Doch spätestens mit den Aussagen der deutschen Bundesnetzagentur, dass die Behörde nach dem Einreichen der vollständigen Unterlagen am 08. September noch vier Monate Zeit für die Erteilung einer Betriebsgenehmigung habe, platzten die Hoffnungen auf höhere Lieferungen aus Russland. Schon Ende August nahmen die Befürchtungen zu, dass die geringen Speicherstände bei einem kalten Winter nicht ausreichen könnten und die Rallye beschleunigte sich im September. Doch mit den Aussagen von Russlands Präsidenten Wladimir Putin, dass man helfen werde, die europäischen Gasmärkte zu stabilisieren, drehte sich die Stimmung. Auch die deutsche Bundesnetzagentur lieferte Signale, dass eine baldige Genehmigung von Nord Stream 2 bevorstehen könnte. Doch bis die endgültige Genehmigung vorliegt, könnten von mittelfristigen Wettervorhersagen auch wieder steigende Preise ausgehen. Die Aussichten für die Temperaturen im November sind nach dem europäischen Wettermodell dabei eine Unterstützung für höhere Gasnotierungen, denn es soll in diesem Monat kälter als saisonüblich werden.

Die Nachfrage nach Kohle dürfte weiterhin robust bleiben. Nicht nur die Stromproduzenten im nordwestlichen Europa benötigen für die Stromerzeugung mehr Kohle, sondern auch in anderen Ländern. In China reicht die Kohle für die Stromproduktion bei gleichzeitiger Einhaltung der Umweltziele nicht aus. Deshalb kam es auch zu Rationierungen bei der Stromproduktion. Die chinesische Regierung hat nun aber die Kohleproduzenten des Landes aufgefordert, die Produktion zu steigern, um eine sichere Stromversorgung im Winter zu gewährleisten. Somit wird China auch weiterhin mehr Kohle importieren müssen. Die Prognosen für die Notierungen der ICE-Futures auf ARA-Kohle bleiben auf Sicht der nächsten Wochen weiter bullish.

Die CO2-Emissionsrechte lieferten für das Plus bei den Terminkontrakten im Strommarkt nur wenig Unterstützung. Die Gründe für den Einbruch der CO2-Notierungen sind nicht offensichtlich. Die Faktoren, welche die Strompreise nach oben trieben, sprechen nämlich auch dafür, dass der Bedarf an CO2-Emissionsrechten zunehmen sollten. Es kam neben dem massiven Einbruch in der Vorwoche auch am letzten Mittwoch im September am Nachmittag zu kräftigen Verlusten. In beiden Fällen standen auch die Aktienmärkte unter Druck. Befürchtungen einer Abschwächung der Konjunkturerholung könnten sich also negativ auf die EUA-Futures ausgewirkt haben.

Es fällt mir merklich schwer, etwas Neues über den Markt zu erzählen bzw. zu erläutern was gerade passiert. Es ist aktuell ein Markt, welchen man so noch nie gesehen hatte. Hier einige eindrückliche Zahlen. Q1/22 Peak Deutschland: 405 EUR/MWh, Q1 Gas Marktgebiet TTF 110 EUR/MWh, Kohle API2 an der ICE November Kontrakt 286 USD/t. Spotmarkt Schweiz für den 07.10.2021 – Base: 280/300 EUR/MWh. Die Gründe für die Rally sind bekannt. Der Haupttreiber ist und bleibt das Gas. In Europa fehlen weiterhin 200 TWh an Gasspeicher. Unterstützung durch LNG Importe? Fehlanzeige - Im September wurde in Europa 21% weniger importiert als im August. Die LNG Tanker löschten ihre Tanks hauptsächlich in Asien. China erhöhte den Import auf +17% was 8.8 Mrd. Kubikmeter entspricht. Der Grund ist recht simpel. Der JKM (Japan-Korea-Marker) hatte im September einen Durchschnittspreis von 68.61 EUR/MWh. Das Marktgebiet TTF lag bei 66.00 EUR/MWh. Sollte der TTF über dem JKM sein, so würden wieder vermehrt LNG Tanker in Europa gelöscht werden.

Die Frage aller Fragen ist nun, wie nachhaltig ist die Bewegung. Wie immer ist die Frage nicht so einfach zu beantworten. Grundsätzlich kommt die Bewegung aus dem Gas und den knappen Speichern. Ende Frühjahr sind die Speicher auf dem Tiefstand, egal ob die Speicher vor dem Winter auf 70% oder 100% waren (analog Wasserspeicher in der Schweiz). D.h. die Karten werden im Frühjahr neu gemischt. Der Markt sieht es aktuell ähnlich. Das Q1/22 Base (Deutschland) steht momentan bei 260 EUR/MWh, dass Q2/22 Base (Deutschland) wird bei 120 EUR/MWh offeriert. Wir sehen also ein Q1/Q2 Spread von 140 EUR/MWh. Im August 2021 lag der Q1/Q2 Spread noch bei knappe 20 EUR/MWh. Ergo, die Bewegungen im Kalenderjahr 2022 kommen nahezu ausschliesslich aus dem Q1. Sollte der Winter auf Normniveau sein, so könnte sich die Situation im Frühling rasch entspannen. Vielleicht hilft auch ein Stossgebet Richtung Aiolos (Griechischer Windgott), Unterstützung aus den Windkraftanlagen ist gerade unterdurchschnittlich.

Die Strom-Commodities kennen aktuell nur eine Richtung – nämlich steil nach oben.

Die Gassituation in Nordwesteuropa sieht vor dem Winter immer noch sehr angespannt aus. Die Lagerbestände sind auf einem historischen Tiefstand und eine weitere Versorgung Europas am nahen Ende ist eher unwahrscheinlich. Das ist aktuell der Haupttreiber, welche die Strompreise in die Höhe drängen, ganz besonders das Kalenderjahr 2022. Bereits am Freitag beginnt das neue Gasjahr mit der Winter-Saison. Die deutschen Speicher waren laut einer Schätzung von Gas Infrastructure Europe zuletzt zu 65.7% gefüllt, um 0.5% über dem Vortag, jedoch gute 30% niedriger als vor einem Jahr. Die Kapazitätsbuchungen von Russland über Polen und die Ukraine nach Europa für den Monat Oktober blieben unter der Erwartung. Der Markt reagierte mit Preisaufschlägen auf die Meldung. Die Ankündigung von Norwegen, ab dem neuen Gasjahr mehr zu fördern, konnte jedoch den bullischen Einfluss etwas dämpfen.

Auch Kohle zeigt sich stark, da die Nachfrage nicht nachlässt und die ebenfalls tiefen Lagerbeständen führten zu einem Jahreshoch in Asien. In den letzten Monaten haben die extrem starken Anstiege der Gaspreise zu hohen Kohlepreisen beigetragen. Die teuren Gaspreise in Europa haben die Wettbewerbsfähigkeit von Kohle im Brennstoffmix verbessert und Kohle hat die Merit-Order als wirtschaftlicherer Brennstoff nach oben verschoben. Demzufolge hat dies ebenfalls zu einer Zunahme des Kohleverbrauchs in Europa geführt. Analysten zufolge ist der Spielraum für eine zusätzliche Umstellung von Gas auf Kohle stark eingeschränkt, da die Kohleerzeugung in Europa inzwischen auf ein Niveau angestiegen ist, das sich der vollen Kapazität nähert. Dementsprechend dürften weitere Anstiege des vorderen Endes der TTF-Kurve in den kommenden Monaten nicht zu einem signifikanten Aufstieg des Kohleverbrauchs in Europa führen.

Die Ölpreise haben zum ersten Mal seit drei Jahren die Marke von 80 USD pro Barrel überstiegen, da sich die Anzeichen für eine weltweite Angebotsverknappung mehren. Die Energienachfrage steigt, während sich die Volkswirtschaften von der Coronavirus-Krise erholen, könnte es zu einer Verknappung beim Öl kommen, zumal die US-Lagerbestände weiter unter dem Durschnitt sind. Die Märkte sind also mit einer Brennstoffknappheit im Winter beschäftigt. Die globale Angebotsknappheit beim Gas und die Massnahmen Chinas zu Verringerung der Umweltverschmutzung durch die Schwerindustrie schürten Erwartungen, dass die Ölpreise weiter steigen könnten, da die Industrie zur Energieerzeugung auf Öl zurückgreift. Auch Grossbritannien leidet derzeit unter einer Kraftstoffversorgungskrise, die zum Teil auf einen Mangel an Lieferfahrern zurückzuführen ist, so dass die Tankstellen in einer Welle von Panikkäufen leergekauft wurden.

Der europäische Gasmarkt präsentierte sich in der ersten Vorwochenhälfte mit einem kräftigen Plus. Ein Grund für die Preisexplosion am vergangenen Mittwoch war die Meldung des britischen Übertragungsnetzbetreibers "National Grid" zu einem Brand am Interkonnektor Sellindge in Kent (Grossbritannien). Diese hatte auch die Gaspreise getrieben, denn wenn weniger Strom aus Frankreich kommt, muss mehr Strom in Grossbritannien erzeugt werden. Die Meldung traf auf eine ohnehin angespannte Stimmung am Gasmarkt und konnte nach Einschätzung von Marktteilnehmern vor allem deswegen ihre volle Wirkung entfalten. Unter normalen Umständen hätte eine solche Meldung die Preise etwas steigen lassen, aber wohl nicht in dem Mass. Zwischenzeitlich hatte der Day-ahead am Leitmarkt für Kontinentaleuropa, dem niederländischen TTF um fast 9 Euro/MWh über dem Vortagesschluss gelegen. Zudem stützten die neuen Wettervorhersagen die Preise zusätzlich, da die Temperaturprognosen für die kommenden Tage im Vergleich zum Vortag noch einmal etwas nach unten korrigiert wurden. Auch die Windeinspeisung wurde für die kommenden Wochen weiterhin auf einem zumeist geringen, unterdurchschnittlichen Niveau gesehen. Die ohnehin vorhandenen Sorgen, mit geringen Speicherständen in die Wintersaison zu gehen, hatten mit diesem Gesamtbild an jenem Mittwoch noch einmal mehr Gewicht bekommen und so zu Panik geführt. Eine weitere Rolle spielten dabei die internationalen Gasmärkte: die derzeit als saisonüblich niedrigen Gasspeicherstände in den USA; die durch Hurricane Ida bedingten Ausfälle bei der Gasproduktion sowie die nach wie vor starke Nachfrage aus Asien, auch wenn die Hitzewelle dort mittlerweile beendet ist. Jedoch folgte einen Tag später prompt eine ebenso starke Gegenbewegung nach dem kräftigen Preisanstieg am Mittwoch. Der Markt hatte auf die Brandmeldung wohl etwas überreagiert, zumal die preisstützenden Faktoren nach wie vor vorhanden sind.

Wenige Tage vor der Bundestagswahl ist weiterhin offen, wer als stärkste politische Kraft in das Parlament einzieht. Aktuelle Vorwahlumfragen sehen die Sozialdemokraten mit 26% aller Stimmen nach wie vor deutlich vor den Christdemokraten (22%). Für die Grünen (15%) scheint das Rennen ins Kanzleramt gelaufen zu sein. Derweil richten sich alle Augen auf die möglichen Koalitionsoptionen nach der Wahl am kommenden Sonntag. Sollte es beim derzeitigen Stimmungsbild bleiben, dürfte keine andere Zweier-Konstellation als die Fortführung der aktuellen grossen Koalition (GroKo) für eine Regierungsbildung rechnerisch ausreichen. Und dies eröffnet Raum für Spekulationen über mögliche Dreier-Bündnisse, die den Wahlkampf noch weiter anheizen. Ausgeschlossen wird derzeit von den Christdemokraten ein Bündnis mit der AfD oder der Linken. Von den Sozialdemokraten und den Grünen kommt lediglich kein Bündnis mit der AfD in Frage. Die Liste der Dreier-Bündnisse reicht von der Ampel-Koalition (SPD, Grünen, FDP) über die Deutschland-Koalition (Union, SPD, FDP) bis hin zu einer Jamaika-Koalition (Union, Grünen, FDP). Auch das sehr lange als rechnerisch ausgeschlossene Bündnis Rot-Rot-Grün aus SPD, Grünen und der Linkspartei wäre derzeit - zumindest rechnerisch - möglich. Da aber fast 16% der Wahlberechtigten noch unentschlossen sind, sind bis zum Wahlsonntag noch viel Bewegungen und Verschiebungen möglich.

Einen wesentlichen Anteil an der Rallye im Strommarkt haben die Gaspreise. Die Speicherauslastung ist in Europa für die Jahreszeit unter dem saisonüblichen Niveau, insbesondere in Deutschland. Hier zeichnet sich keine Wende ab, und zum Ende der Sommersaison dürfte der Auslastungsgrad bei unter 70.0 Prozent liegen, während 92.5 Prozent eigentlich zu erwarten wäre. Die Pipeline Nord Stream 2 ist nun komplett verlegt, jedoch herrscht am Gasmarkt noch immer Unsicherheit, ab wann auch das erste Gas aus Russland über die erste Röhre dieser Ostseepipeline in Lubmin ankommen wird. Auch bei den Gasexporten aus Norwegen kommt es durch Wartungsarbeiten zu Ausfällen. Durch den Hurrikane Ida wurde die US-Gasförderung ebenfalls getroffen und die Schäden sind zu rund zwei Drittel noch nicht behoben. Dies hat auch Auswirkungen auf das LNG-Angebot. In Asien bleibt nämlich die Nachfrage hoch, obgleich die Temperaturen inzwischen wieder etwas moderater ausfallen. Aber die Bestände werden für die kommende Wintersaison aufgestockt. Angesichts dieser globalen Gasnachfrage dürften auch die Risiken für die Gaspreise im nordwestlichen Europa eher nach oben gerichtet bleiben.

Ein weiterer Preistreiber für das kurze Ende der Terminkurve im Strommarkt war auch der Spotmarkt. Meteorologisch hat mit dem 1. September auch der Herbst begonnen, aber von herbstlichem Windaufkommen ist nichts zu spüren. Diese Entwicklung sollte sich auch in den nächsten Septembertagen fortsetzen. Die Folge ist, dass auch der Beitrag der erneuerbaren Energien unterdurchschnittlich ausfiel. Teilweise etwas mehr Strom aus Photovoltaik konnte das Minus bei Windkraft nicht ausgleichen. Somit muss unverändert mehr Strom mit fossilen Energieträgern produziert werden, wobei auch der Anteil der Kohle bei der Stromerzeugung in diesem Jahr zulegte. Aber auch in China und Indien wurde mehr Kohle für die Stromproduktion benötigt. In China sind deshalb auch die Lagerbestände sowohl bei Kohleminen, Stromproduzenten und Importhäfen gesunken. Dies hält die Kohlenachfrage in Asien auf hohem Niveau. Hinzu kommen in China Ausfälle bei der Kohleförderung aufgrund von Inspektionen, nachdem es erneut zu schweren Unfällen in einigen Minen kam. Eine Entspannung bei der Versorgung mit thermischer Kohle zeichnet sich also derzeit nicht ab. Dies spricht wiederum dafür, dass der Preisgipfel bei ARA-Kohle noch nicht erreicht sein könnte.

Analysten gingen davon aus, dass mit dem Ende des Urlaubsmonats August die Notierungen der CO2-Emissionsrechte nachgeben könnten. Die Volumina bei den Auktionen gehen dann nämlich wieder nach oben. Doch der September ist auch der Termin, ab dem überschüssige CO2-Emissionsrechte aus dem vorherigen Compliance-Jahr in die Marktstabilisierungsreserve überführt werden. Somit nimmt zwar das Auktionsvolumen wieder zu, liegt jedoch nur bei rund zwei Drittel des Volumens vom Juli. Dies ist unter dem Strich positiv für die Aussichten der EUA-Futures. Der kräftige Rückgang der Preise am vergangenen Freitag könnte das Ergebnis einer Forderung an die Europäische Marktaufsichtsbehörde ESMA gewesen sein. Ein deutsches Stromunternehmen forderte in einem Schreiben an die ESMA die Einführung von Positionslimits für Finanzinvestoren, denen das Unternehmen einen Marktmissbrauch vorwirft. Allerdings sieht das Gesetz für die EUA-Futures keine Obergrenze für gehaltene Long- oder Shortpositionen vor, weder für kommerzielle noch für spekulative Adressen. Einige Händler könnten nun fälschlicherweise davon ausgegangen sein, dass Positionsbeschränkungen drohen und deshalb Finanzinvestoren ihre Bestände abbauen müssten. Es ist deshalb auch nicht ausgeschlossen, dass der Markt die Verluste wieder schnell aufholt.

Bid 165.05 USD/t, Offer 167.90 USD/t!! So ist momentan der Kohlemarkt gestellt für den Kontrakt Oktober 2021 an der ICE – Wahnsinn. Die Treiber für die tägliche Rekordjagt sind dabei recht vielschichtig. Zum einen sind die ARA Lagerstände recht tief durch eine erhöhte Nachfrage in Europa. Ein weiterer Faktor ist die schier unstillbare Nachfrage aus China nach Kohle. China importierte im August etwa 36% mehr Kohle als im Vormonat, was in etwa 1 Mio t. pro Tag entspricht – im Total waren es im August 28.1 Mio t. Händler und Analysten zufolge, könnten bis zum Jahresende 250 Mio t importiert werden, dies wäre ein neuer Rekord. Nicht zu vergessen, dass China weiterhin heimische Kohle abbaut. Eine Erholung ist für den Moment nicht in Sicht. Der Winter steht vor der Tür, Analysten gehen davon aus, dass der Kohlepreis noch auf 180-200 USD/t steigen könnte. Steigt der Markt auf 200 USD/t, dann wären wir auf dem höchsten Niveau seit 2008.

Bei den genannten hohen Kohlepreisen würden wir denken, dass der Fuel Switch von Kohle zu Gas maximal funktionieren würde. Die aktuellen Markpreise sorgen für einen Fuel Switch von Gas zu Kohle! Die Gaspreise haben sich seit letztem Sommer etwa verzehnfacht (Marktgebiet TTF). Durch die hohen Gaspreise (Oktober 52.40 EUR/MWh) verschlechtert sich die Wettbewerbssituation von Gaskraftwerken rapide. Ein Gasbefeuertes Kraftwerkt (durchschnittlicher Wirkungsgrad) kostet momentan 20% mehr als ein mit Kohle befeuertes Kraftwerk. Sicherlich war das nicht die Idee der Politik, warten wir ab, ob der Markt den Fuel Switch regelt oder ob seitens der Politik eingegriffen wird. Durch die sehr gute Verfügbarkeit von Kernenergie wird der Fuel Switch von Gas zu Kohle etwas gedämpft.

Der CO2-Markt hat sich erneut fester gezeigt. Das Hoch lag am Montag bei 61.01 EUR/t. Wir gehen davon aus, dass die CO2-Preise gestiegen sind, aufgrund der angespannten Gasmarktsituation und des geringeren EUA-Auktionsangebotes. Zusätzliche Unterstützung bieten die reduzierte Verfügbarkeit erneuerbarer Energien und die erhöhten Gaspreise, die zu einem höheren Kohleanteil im Stromerzeugungsmix führen. Der Durchbruch des bisherigen Allzeithochs, der psychologisch wichtigen 60 EUR/t-Marke könnte weiteren Spielraum nach oben eröffnen.

Auch der Gasmarkt ging nach den Verlusten der Vorwoche aufwärts. Im Vordergrund standen dabei Meldungen zu Nord Stream 2, die sich auf einen Datenfehler und erwartete Lieferungen noch in diesem Jahr von bis zu 5.6 Milliarden Kubikmeter bezogen. Der Datenfehler wurde schnell bemerkt und die Verluste konnten aufgeholt werden. Jedoch entstehen immer mehr Zweifel, ob die Meldung von Gazprom doch nicht zu optimistisch sei. Um die 5.6 Mrd. Kubikmeter Gas im Jahr 2021 zu liefern, müsste die Pipeline schon sehr bald in Betrieb gehen.

Die Preisverläufe an den internationalen Ölmärkten verlief ähnlich wie die Strompreise. Nach den kräftigen Verlusten in der ersten Augustwoche, kam es in der dritten Woche des Monats zu einem weiteren deutlichen Preisrück­gang. Die Ursache für die Preisverlus­te bei Brent von 7.4 bzw. 7.7 Prozent im Wochenvergleich war jeweils die Furcht, dass die Ausbreitung der Delta-Varian­te des Coronavirus die Erholung der Weltwirtschaft spürbar verlangsamen und somit das Wachstum der Ölnach­frage reduzieren könnte. Insbesondere die Entwicklung in China wurde kritisch verfolgt, zumal auch die chinesischen Wirtschaftsdaten die Erwartungen ent­täuschten. Doch in der vierten Augustwoche ging es mit den Ölpreisen wieder nach oben. Bei Brent konnte der Frontmonat nicht nur den Verlust aus der vorherigen Woche wieder aufholen, sondern stieg noch kräftiger. Hierdurch kam es im Vergleich über zwei Wochen zu einem Preisanstieg von per Saldo 3.0 Prozent auf 72.70 US-Dollar je Barrel.

In den letzten Monaten haben wir gesehen, dass die starken Anstiege der Gaspreise, die Kohlepreise unterstützt haben, indem sie die Wettbewerbsfähigkeit von Kohle im europäischen Brennstoffmix verbessert haben und zu einem Anstieg der Kohlenachfrage geführt haben. Die Kohlenachfrage soll weiterhin hoch bleiben, ganz besonders in asiatischen Raum. Einen weiteren kurzfristigen Faktor für die Preissteigerung sind die Regenfälle in Kalimantan – Indonesiens wichtigster Kohleförderregion – welche zu Unterbrechungen geführt haben. Genau beobachtet wird die Lage in Australien. Die steigenden Covid-Infektionen könnten sich auf die Kohleexporte auswirken. Aktuell ist die Kohlelieferkette nicht betroffen, aber es besteht ein wachsendes Risiko, dass eine weitere Ausbreitung von Covid die Kohleproduktion von Australien behindern könnte.

Am letzten Mittwoch hatte eine Falschmeldung des Fernleitungsnetzbetreibers GASCADE die europäischen Gasmärkte in Aufruhr gebracht. Das Unternehmen hatte fehlerhafte Daten veröffentlicht, die darauf hindeuteten, dass die russische Gaspipeline Nord Stream 2 in Betrieb genommen worden war. GASCADE bestätigte den Fehler und erklärte, dass noch kein Gas durch die Pipeline fliesst. Der Preis am kontinentaleuropäischen Leitmarkt, dem niederländischen TTF, hatte mit einem Minus von etwa 10 Prozent auf die Meldung reagiert. Der Markt konnte die Verluste im Handelsverlauf etwas eingrenzen, nachdem klar wurde, dass es sich um einen Fehler handelte. Marktbeobachter wundern sich über die massive Reaktion des Marktes, schliesslich sei bekannt, dass Nord Stream 2 noch nicht in Betrieb ist. Analysten erwarten daher nicht, dass die Regulierungsbehörden nach dem Vorfall aktiv werden. Es sei allseits bekannt, dass Nord Stream 2 noch nicht alle Genehmigungen hat, um den kommerziellen Betrieb zu starten, das sollten Marktteilnehmer eigentlich auch wissen. Die Analysten sind dennoch davon überzeugt, dass der Vorfall Russland genützt hat. Mit dem Defizit am europäischen Gasmarkt und dem Brand in einer Verarbeitungsanlage in Novy Urengoy vor kurzem hat der Start von Nord Stream 2 noch einmal an Bedeutung gewonnen.

Nur einen Tag später teilte Gazprom mit, dass das Unternehmen erwartet, noch in diesem Jahr 5.6 Milliarden Kubikmeter Gas über die Pipeline Nord Stream 2 zu liefern. Dies bedeutet implizit auch, dass Gazprom zuversichtlich ist, die noch benötigten Zertifizierungen und Betriebsgenehmigungen deutlich vor dem Jahresende zu erhalten. Nach dem Kompromiss zwischen den USA und Deutschland musste der Markt schon davon ausgehen, dass über die zweite Ostseepipeline irgendwann auch Gas aus Russland geliefert wird. Aber offen war der Zeitpunkt, ab wann der Gashahn bei Nord Stream 2 aufgedreht wird. Mit der Erklärung von letzter Woche haben sich die Wahrscheinlichkeiten kräftig verändert. Dies hat auch Auswirkungen auf die Versorgung des nordwestlichen Europas in der nächsten Wintersaison, die in wenigen Wochen beginnen wird. Zwar dürften die Gasspeicher per Ende September mit etwas weniger als 70 Prozent gefüllt sein, während saisonüblich eine Kapazitätsauslastung von rund 92 Prozent wäre. Der Markt musste deshalb eine Risikoprämie einpreisen, dass die Versorgungslage in den ersten Monaten 2022 nicht hinreichend sein könnte. Wenn jedoch noch in diesem Jahr bereits 5.6 Milliarden Kubikmeter geliefert werden, dann haben sich auch die Wahrscheinlichkeiten für die russischen Gaslieferungen in der zweiten Hälfte der Wintersaison 21/22 verschoben. Es ist somit ein deutlich geringeres Risiko für einen rapiden Anstieg der Gaspreise beim Day-ahead aufgrund eines relativ knappen Gasangebots im Vergleich zur Gasnachfrage vorhanden. Dies müsste sich dann auch beim Kalenderjahr 2022 entsprechend in den Preisen bemerkbar machen.

Gleich zu Beginn der Woche hat sich der Strommarkt fest gezeigt. Einer der Haupttreiber war der Emissionsmarkt. CO2 ging deutlich nach oben. Unterstützung bekommen die CO2-Preise von der hohen Nachfrage nach fossilen Brennstoffen zur Stromproduktion.

Am Gasmarkt könnte es diese Woche volatil hin und her gehen. Der Markt ist weiterhin nervös. Seit Ende Juli gehen die Gasflüsse aus Russland auf den Knotenpunkt Mallnow laufend zurück. Die Förderanlage Urengoy, welche durch einen Brand mutmasslich für die Mindermengen an Gas nach Europa verantwortlich war, ist gemäss Betreiber Gazprom bereits wieder vollständig in Betrieb. Eine schrittweise Erhöhung der Gasflüsse nach Behebung der Einschränkungen durch den Brand, als auch ein weiteres knapphalten als Lieferstrategie von Gazprom ist vorstellbar. Einige Marktbeobachter spekulieren, dass der Ausfall in Urengoy zu längerfristigen Einschränkungen führt. Weiter wird nächste Woche zusätzliche Kapazität durch die Ukraine auktioniert, was in beide Richtungen Ausschläge ermöglicht. Hingegen könnte mittelfristig wieder etwas mehr LNG nach Europa gelangen, da die europäischen Gaspreise im Verhältnis stärker anstiegen als die asiatischen.

Die Ölpreise zeigten sich gleich am Montag rückläufig. Einen Grund dafür ist die Veröffentlichung der chinesischen Wirtschaftsdaten, die zeigen, dass sich die Wirtschaftstätigkeit im Land verlangsamt hat. Den Daten zufolge haben sich das Wachstum der Fabrikproduktion und des Einzelhandelsumsatzes im Juli in China stark verlangsamt. Grund dafür sind die steigenden Delta-Fälle, welche die chinesischen Behörden dazu veranlasste, neue lokale Beschränkungen zu verhängen. Durch die weiteren Reisebeschränkungen im Land sinkt die Treibstoffnachfrage.

Der Kohlepreis schiesst hoch und die Nachfrage ist so hoch wie schon lange nicht mehr. Die jüngsten starken Anstiege der Gaspreise haben auch die steigenden Kohlepreise unterstützt, indem sie die Wettbewerbsfähigkeit von Kohle im europäischen Brennstoffmix verbessert haben und zu einem Anstieg der Kohlenachfrage geführt haben, der voraussichtlich bis Anfang 2022 anhalten wird.

Die Gaspreise setzen zu Beginn des dritten Quartals ihren Höhenflug aus dem zweiten Quartal fort. Am Leitmarkt für Kontinentaleuropa (dem niederländischen TTF) handelt der Frontjahreskontrakt aktuell über der 30-Euro-Marke und damit auf einem Niveau, das zuletzt vor 13 Jahren im Jahr 2008 erreicht wurde. Treibende Faktoren sind die reduzierten Gasflüsse sowie die aufgrund der starken Nachfrage in Asien seit Anfang 2021 verringerten LNG-Ankünfte in Europa auf der Angebotsseite sowie eine starke Nachfrage nach Gas zur Stromproduktion. Flankiert wird dies durch die rasant steigenden CO2-Preise, die die verschmutzungsträchtigen Kohle- gegenüber Gaskraftwerken mehr belasten. Zudem sorgte das kühle Halbjahr bisher für temperaturbedingte zusätzliche Nachfrage, die aufgrund des Ausbleibens des Windstroms zum Anstieg der fossilen Brennstoffe bei der Stromerzeugung führte. Aktuell sind die Gasspeicher in Nordwesteuropa immer noch sehr niedrig und vor dem Hintergrund der aktuellen Nachfrage- und Angebotssituation ist es unwahrscheinlich, dass diese bis Ende der Füllsaison Ende September den nötigen Stand erreicht haben.

Zu Beginn der laufenden Woche setzten die Brent-Notierungen ihre Talfahrt aus der Vorwoche nahtlos fort. Am Montagmorgen lag die Ölsorte Brent gut vier Dollar unter dem Preis vom Montag der Vorwoche und sogar 7.50 US-Dollar unter der Notierung von Ende Juli. Der Ölpreis befindet sich damit wieder unmittelbar im Bereich des Zwischentiefs bei 68.60 US-Dollar je Barrel. Dieses wurde Mitte Juli erreicht, als das Bündnis OPEC+ schrittweise steigende Förderquoten in Aussicht stellte. Ab August 2021 soll der Ausstoss des Zweckbündnisses aus OPEC- und von Russland angeführten Nicht-OPEC-Staaten monatlich um 400'000 Barrel pro Tag steigen und das aktuelle Angebotsdefizit am Weltmarkt schmälern. Zugrunde gelegt wurde den Überlegungen eine weitere rasche Nachfrageerholung ausgangs der Corona-Pandemie. Durch die steigenden Covid-Fälle der Delta-Variante und Restriktionen vor allem in Asien wird diese nun zunehmend in Frage gestellt. Neben den Corona-Sorgen stellt der starke Zuwachs in den US-Rohöllagern für den Ölmarkt eine weitere Belastung dar.

Die Rallye bei ARA-Kohle zeigt keine Ermüdungserscheinungen. Zwar verbuchte der Frontmonat nur ein leichtes Plus von 0.2 Prozent, aber der Kontrakt für den zweiten Liefermonat legte spürbar um 4.2 Prozent zu. Das Frontjahr 2022 verteuerte sich ebenfalls bis auf 96.00 US-Dollar je Tonne. Das Risiko, dass der Höhepunkt des Preisanstiegs noch nicht erreicht sein könnte, besteht weiterhin. Der wesentliche Grund für diese Preisentwicklung ist das Wetter, nicht nur im nordwestlichen Europa, sondern auch in Asien und in den USA. Während im Nordwesten Europas in erster Linie die ungewöhnlich lange Phase eines unterdurchschnittlichen Windaufkommens den Bedarf an Kohle für die Stromproduktion getrieben hat, sind es in Asien und Teilen der USA die Temperaturen. Hitzewellen in Asien haben nicht nur dazu geführt, dass die Versorger das LNG-Angebot aufgesogen haben. Auch Kohlekraftwerke müssen den Mehrbedarf an Strom für den Betrieb von Klimaanlagen befriedigen, während in China die Kohleförderung unter Mineninspektionen nach schweren Unfällen litt. In den USA legten die Gaspreise ebenfalls hitzebedingt zu, sodass auch dort der Umstieg von Gas auf Kohle für einige Stromerzeuger attraktiv ist. Für die Kohle sind die genannten Faktoren gleichbedeutend mit weiter guten Aussichten auf ein hohes Preisniveau. Erst ein grundlegender Wetterwechsel in Europa und Asien könnte hier Abhilfe schaffen.

Die Hauptfaktoren für die steigenden Gaspreise zeigen ebenfalls noch keine Anzeichen für eine Entspannung, die zu einer Trendwende führen könnten. Trotz des Endes der Wartungsarbeiten an der Ostseepipeline Nord Stream blieben die Einspeicherungen in Deutschland gering. Die Kapazitätsauslastung der Gasspeicher ist aktuell bei rund 50 Prozent. Setzt sich die Einspeicherung in diesem langsamen Tempo in den restlichen Wochen bis zum Ende der Sommersaison fort, dürfte der Auslastungsgrad Ende September bei knapp 70 Prozent liegen, während eine Kapazitätsauslastung von rund 92 Prozent saisonüblich wäre. Dies könnte bei einem kalten Winter nicht ausreichend sein. Die geringen Beiträge der erneuerbaren Energien halten auch die Nachfrage nach Gas hoch. Ebenfalls für die LNG-Lieferungen zeichnet sich keine Wende ab. Im Gegenteil, in Asien treibt die LNG-Nachfrage die Preise immer weiter nach oben, was sich auch entsprechend auf den Frontmonat am europäischen Leitmarkt auswirkt. Somit bleibt das Risiko, dass der Preisgipfel bei Erdgas noch nicht erreicht ist. Dies wäre dann auch für die Strompreise eine kräftige Unterstützung.

Mit der Präsentation der Vorschläge der EU-Kommission für das CO2-Reduktionsprogramm "Fit-for-55" ist bei den EUA-Futures erst einmal die spekulative Fantasie draussen. Im August wird nun das Emissionsvolumen bei den Auktionen halbiert, was die Preisentwicklung unterstützen sollte. Deshalb kommt es in diesem Ferienmonat auch dazu, dass die Notierungen der EUA-Futures in der Regel nach oben gehen. Im September erfolgen dann die ersten Überführungen von überschüssigen CO2-Emissionsrechten aus der vorherigen Compliance-Periode, was das Angebot ebenfalls reduziert.

Die turbulenten Wochen am CO2-Markt gehen weiter. Am Montag hat der Preis um ca. 3 EUR/t zugelegt. Das war doch etwas überraschend, man hätte vermuten können, dass die Abwärtskorrektur aufgrund der negativen Stimmung an den Finanzmärkten kommen würde. Die steigenden Covid-Fälle der Deltavariante sorgen für eine schlechte Stimmung und vor allem Investmentfonds bauen ihre Long-Positionen im Emissionsmarkt ab, was wiederrum Investoren dazu bringen vermehrt in Dollar-Anlagen zu wechseln.

Dem Kohlemarkt könnte so langsam die Luft ausgehen. Das Frontjahr erreicht den Jahreshöchststand von 94.75 Dollar, jedoch scheint die 95 Dollar-Marke sehr schwer zu knacken zu sein. Ende Juli rückt das Ende des Hochsommers in Sichtweite. Am europäischen Markt soll der Erneuerbaren-Beitrag zur Stromgewinnung unterdurchschnittlich bleiben, es zeichnet sich momentan keine Hitzewelle mehr ab und damit entsteht kein zusätzlicher Strombedarf für Klimaanlagen.

Am Gasmarkt hingegen herrscht gute Stimmung. Das Thema Nord Stream 2 hat letzte Woche für Schlagzeilen gesorgt. Nach dem langjährigen Streit zwischen Deutschland und den USA um die Pipeline, kam es nun zu einer Einigung. Somit steht zur Fertigstellung der Pipeline nichts mehr im Weg. Auch die weiterhin tiefen Speicherstände im Hinblick auf die Winterkontrakte geben Anlass für bullishen Anzeichen.

Die Preise am Ölmarkt begannen diese Woche mit einer rückläufigen Note, da befürchtet wird, dass die Nachfrage aufgrund der Verbreitung von Covid-19 sinken könnte. Die Fälle nehmen in zahlreichen Ländern weiter zu. Trotz steigender Fälle in einigen Ländern, gibt es auch Rückgänge in anderen, wie zum Beispiel in Grossbritannien und Frankreich. Sollte dieser Trend fortgesetzt werden, könnten die Ölpreise gegen Ende der Woche eine gewisse Unterstützung erhalten.

Turbulente Wochen am CO2 Markt. Wurde Anfang Juli das Dec21 noch bei 58 EUR/t gehandelt, so sehen wir aktuell Notierungen bei etwa 50.50 EUR/t. Ein Verlust von 7.5 EUR/t innerhalb von 14 Tagen. Analysten gehen davon aus, dass der Markt überhitzt war und es daher zu den hohen Verlusten kam. Gewinnmitnahmen und Stoppverkäufe gaben der Abwärtsbewegung zusätzlich Geschwindigkeit. Momentane Auflösungen von "reflation trades" werden zunächst weiterhin für einen Abwärtsdruck sorgen. Wie nachhaltig die Bewegung ist bleibt abzuwarten, denn der August ist tendenziell ein bullisher Monat für das CO2. Massiv reduzierte Auktionsvolumen sorgen in der Regel für etwas festere Preise. Etwas entspannter sehen die CO2 Händler die "Fit for 55" Diskussion. In den letzten Wochen war es eher ein stark bullishes Signal. Eine Meldung, welche besagt, dass "Fit for 55" sich auf die Gebäudesanierung und Energieeffizienz konzentriert, nahm Druck aus dem CO2 Markt.

Die Verluste im Strommarkt insbesondere für das Frontjahr, fallen hingegen moderat aus. Die sehr starken Kohlepreise und Gaspreise unterstützen den Strompreis. Die Gasspeicher Situation in Europa ist weiterhin sehr angespannt und die Füllstände sind noch immer unter Norm. Damit sich die Gasspeichersituation entspannen kann, benötigt es eine Konstante EE Einspeisung. Der aktuelle Forecast zeigt in dieser Hinsicht wenig Unterstützung. Die Jahreskontrakte am Hub TTF unterstreichen die These. Das Cal22 notiert bei 24.90 EUR/MWh, das Cal23 bei 19.25 EUR/MWh und das Cal24 bei 17.17 EUR/MWh. Das Q4/21 handelt zuletzt bei 34.75 EUR/MWh. Die sehr hohen Abschläge gegen Ende der Kurve (Q4/21 gegen Cal24) zeigen wie angespannt die Gassituation ist.

Gleich am Anfang der Woche zeigte sich der Strompreis stark. Die Ursache für den Preisanstieg vom Montag auf Dienstag war die geringere Erneuerbaren Einspeisung, die für gestern erwartet wurde. Meteorologen rechnen gegen Ende der Woche mit steigenden Beiträgen aus den Erneuerbaren.

Die Ölpreise sind hingegen negativ in die Woche gestartet. Gründe dafür ist die Unsicherheit über die Förderpolitik der OPEC und die Verbreitung neuer Coronavirus-Mutationen. Die Finanzchefs der grossen G20-Volkswirtschaften warnten am Samstag, dass die Ausbreitung von Coronavirus-Varianten und der ungleiche Zugang zu Impfstoffen die globale wirtschaftliche Erholung gefährden könnten. Die OPEC+ Gemeinschaft hatt keine Quoteneinigung zustande gebracht und hat die Gespräche vom letzten Montag abgebrochen, ohne zu einem Ergebnis gelangt zu sein. Das Datum für eine Wiederaufnahme der Verhandlungen ist noch unbekannt.

Interessant bleibt weiterhin der Kohlemarkt. Die jüngsten starken Anstiege der Gaspreise haben die steigenden Kohlepreise unterstützt, indem die Wettbewerbsfähigkeit von Kohle im europäischen Brennstoffmix verbessert und dadurch die Nachfrage nach Kohle erhöht haben. Der asiatische Markt ist nach wie vor bullish, der Newcastle Index hat sein 13-Jahreshoch letzte Woche erneut durchbrochen, womit der Weg zum Allzeithoch nicht mehr weit ist. Die Nachfrage ist hoch, während die Produktion nicht nachziehen kann. Die Produzenten haben wenig Anreiz mehr zu fördern, bei dem aktuell hohen Preisniveau. Für neue Projekte ist es sehr schwierig Kapital zu finden, da westliche Kapitalgeber nur sehr zurückhaltend in die Kohleförderung investieren. Aktuell ist zudem die Produktion in Indonesien durch eine Schlechtwetterphase eingeschränkt.

Diese Woche wird die Europäische Kommission ihren Vorschlag unterbreiten, wie das Ziel Europas für 2030 zu erreichen ist. Könnte sein, dass das Paket „Fit für 55“ vor der Veröffentlichung etwas Unterstützung am CO2-Markt bieten könnte, jedoch eine volatile Seitwärtsbewegung wahrscheinlicher ist.

Die Bullen geben weiterhin den Takt an. Es scheint aktuell auch kein Signal für eine Erholung zu geben. Selbst das kurze Ende zeigt keine Unterstützung für die Bären. Wind? Aktuell kaum in Sicht. Der letzte run zeigt etwas Wind am 13.07 (ca. 20GW), also keine Unterstützung von den erneuerbaren Energien. Temperaturen? Leicht unter Norm – auch hier keine Unterstützung. Das einzige Signal für etwas tiefere Preise kommt von der Consumption, durch den Ferienbeginn in der Schweiz und 6 Bundesländern in Deutschland scheint der Verbrauch etwas zurück zu gehen. Der Effekt der Consumption ist im Sommer jedoch marginal.

Zurück zu den Bullen. Der CO2 Markt scheint weiterhin stark zu sein, auch wenn er gestern 4.50 EUR/t verloren hat. Der ein oder andere Hedgefonds zieht seinen Take Profit und nimmt Gewinne mit. Die Volatilität am CO2 Markt wird weiterhin für grosse Sprünge sorgen.

Der aktuell spannendste Markt ist aber der Gasmarkt, denn die höchste Korrelation zu den Strompreisen weist momentan der Gasmarkt auf. Die Gasspeicher in Europa sind weiterhin historisch tief. 218 TWh (aktuell) zu 360 TWh (Norm) sprechen eine eindeutige Sprache. Die LNG Verfügbarkeit ist sehr tief. Historisch kommen über den Sommer weniger Schiffe nach Europa. Die wenigen LNG Schiffe werden meist in Asien entladen.Die schlechte Gasverfügbarkeit wird von Gazprom drastisch verschärft. Lieferte Gazprom im Juni 2019 noch 550 GWh/d so sehen für den Juni 2021 lediglich 170 GWh/d. Aktuell scheint Gazprom wenige Interesse zu haben mehr Kapazitäten zu buchen und damit mehr Gas zu liefern. Vermutlich möchte Gazprom mit dieser Massnahme den Bau der Nord Stream 2 Pipeline beschleunigen.Analysten gehen davon aus, dass bis zum Winteranfang die Gasspeicher unter Norm bleiben werden. Aktuell müssten ca. 320 TWh eingespeichert werden was ein sehr ambitioniertes Ziel sein dürfte, sofern Gazprom weiterhin den Gashahn geschlossen hält.

Die Nachrichten der letzten Wochen klingen ziemlich gut: die 7-Tage-Inzidenz sinkt, die Zahl der Todesfälle auch. Gleichzeitig steigt die Impfquote, etwa die Hälfte der Schweizer Bevölkerung wird bis Ende Juni vollständig geimpft sein. Endlich wieder Urlaub und Reisen also? Wenn da nicht Delta wäre. Die zuerst in Indien aufgetauchte, besonders ansteckende Variante des Coronavirus breitet sich in immer mehr Ländern in Europa aus und macht Urlaubsreisen im Sommer wieder schwieriger. Ein Blick nach Grossbritannien und jetzt insbesondere nach Portugal lässt Schlimmeres erahnen. Im Letzteren macht die Delta-Virusvariante heute schon 50 Prozent aller Neuinfektionen aus. Der einstige Corona Hotspot wies seit dem Frühjahr 2021 eine der niedrigsten Infektionszahlen in Europa auf und zog damit viele Urlauber an. Nun der Schock für das Hotel- und Gastgewerbe: das Robert-Koch-Institut (RKI) reagiert und stuft das Land ab Dienstagmorgen 29.06.2021 als Virusvariantengebiet ein. Die Hotels leeren sich, viele Urlauber packen zu Hunderten vorzeitig ihre Koffer und verlassen das Land, bevor die drohenden Reisebeschränkungen im Zusammenhang mit der neuerlichen Einstufung greifen (etwa die 14-tätige Quarantänepflicht für deutsche Rückkehrer, die nicht vorzeitig durch einen Negativtest beendet werden kann, selbst für vollständig Geimpfte nicht). Zudem hatte vor einigen Wochen bereits Grossbritannien das südliche EU-Land auf die "schwarze" Liste gesetzt und damit für Bestürzung gesorgt. Nun wird befürchtet, dass weitere Länder wie die Schweiz und Österreich dem deutschen Beispiel folgen. Angaben der EU-Gesundheitsbehörde ECDC zufolge hat Portugal inzwischen mit einer 14-Tage-Inzidenz von gut 124 Infektionen pro 100´000 Einwohner den höchsten Wert aller 30 erfassten Länder. Zum Vergleich: Deutschland liegt aktuell bei 25, Italien bei 34, Frankreich bei 66, selbst Spanien hat mit 121 lediglich den zweithöchsten Wert. Wer an der katastrophalen Lage in Portugal nun Schuld hat, ist für die Opposition und viele Medien im Land glasklar: die linke Regierung um den Ministerpräsidenten Antonio Costa und zwar mit der Entscheidung, das Champions-League-Finale zwischen Manchester City und dem FC Chelsea Ende Mai von London nach Porto zu verlegen – und damit rund 16´500 britische Fussballfans ins Land zu lassen. Diese liessen nicht nur die Maskendisziplin auf den Straßen schleifen, sondern betranken sich teils hemmungslos, während die Portugiesen noch sehr viele Restriktionen beachten mussten. Mit Blick auf das historische Fussballspiel dieser Woche (Achtelfinale der UEFA EURO 2020) Deutschland gegen England sowie das kommende Halbfinale und Finale im Wembley Stadion, bei denen ca. 65´000 Fussballfans, Tausende UEFA-Funktionäre und VIPs in London erwartet werden, könnte das Mutterland des Fussballs zum kontinentalen Delta-Mutterland werden.

Die fundamentalen Faktoren, die zur Stärke des Kohlemarkts beitragen, haben sich seit vergangener Woche nicht verändert. In letzter Instanz ist die Kohle Teil eines Aufwärtstrends bei den Energieträgern, der durch die weltweite Erholung der Wirtschaft und das hoffentlich dauerhafte Abklingen der Pandemie bedingt ist. Schaut man speziell auf den Kohlemarkt, sind mindestens drei Faktoren für das hohe Preisniveau verantwortlich. Da ist einmal der ungewöhnlich niedrige Beitrag der Windenergie bei der Stromgewinnung in Europa. Die Schwachwindwetterlage hält bereits das ganze Jahr 2021 über an und sollte sich den Prognosen der Meteorologen zufolge auch in nächsten Wochen fortsetzen. Ausserdem profitiert die Kohle von den Preissteigerungen bei Erdgas. Die Treiber für Erdgasnotierungen sind die hohen LNG-Preise in Asien, die umfangreichen Wartungsarbeiten in Norwegen und an Installationen am britischen Kontinentalschelf, niedrige Speicherstände und auch hier wieder die hohe Nachfrage wegen der schwachen Windkraftbeiträge. Wegen der Gas-Rallye ist die Kohle bei der Verstromung wettbewerbsfähiger als Erdgas. Für den deutschen Markt liegen die Clean Dark Spreads damit zumeist über den Clean Spark Spreads. Ein dritter Faktor ist das hohe Preisniveau am Kohlemarkt Chinas, des weltweit grössten Kohleimporteurs. Bedingt sind die hohen Preise dort durch Unfälle im Kohlebergbau und Inspektionen chinesischer Minen. Hinzu kommt die Spekulation von Marktteilnehmern, die auf noch höhere Preise setzen und Material zurückhalten. Die chinesische Regierung versucht gegenzusteuern, indem sie den Handel mit Kohle-Futures stärker reglementiert und die Importe ausweitet. Die genannten fundamentalen Faktoren dürften sich kurzfristig wenig ändern. Nur bei den wartungsbedingten Kapazitätseinschränkungen ist eine Verminderung absehbar. Die hohen Preise für die Kohle dürften daher tendenziell noch etwas länger bestehen bleiben.

Eine Unterstützung erhielten die Ölpreise von den Faktoren, die auch schon zum Überwinden der Hürde von 70.00 US-Dollar je Barrel beitrugen. Die Nachfrage erholt sich mit den verbesserten Konjunkturaussichten, wobei der Markt mit steigenden Fallzahlen bei den Corona-Neuinfektionen mit der Delta-Variante des Virus wieder etwas vorsichtiger wurde. Aber in den USA und Europa nimmt der Verkehr zu, was einen höheren Ölbedarf impliziert. Die OPEC+ hält die Quotendisziplin ein, sodass das zusätzliche Angebot nicht ausreicht, um die steigende Nachfrage zu bedienen. Somit dürften die Notierungen bei Rohöl auch in den kommenden Wochen gut unterstützt bleiben.

Der Strom kommt wieder überwiegend aus Kohle. Wer hätte gedacht, dass die Stromproduktion mittels Kohle in Deutschland im ersten Quartal 2021 die Windkraft wieder überholen würde. Die Lücke von diesem "windarmen Frühjahr" wurde gefüllt durch eine höhere Stromerzeugung aus Kohle- und Erdgaskraftwerken. Die Aufwärtsdynamik im Frontmonat war in den letzten Wochen stark und diese Dynamik zeigt kurzfristig keine Anzeichen einer Abschwächung. Auch auf den pazifischen Kohlemärkten dürften sich angesichts der derzeitigen Stärke der Rohstoffpreise im Allgemeinen weitere Zuwächse durchsetzen.

Das 32-Wochen-Hoch am Sportmarkt Gas ging am Terminmarkt Gas nicht spurlos vorbei und war vermutlich der wesentliche Faktor für die kräftigen Gewinne. Die Prognose für einen heissen Sommer in Asien, insbesondere China, trieb auch beim LNG die Nachfrage nach oben.

Die Ölpreise starteten positiv in die Woche aufgrund einer hohen Nachfrage. Die Sommerfahrsaison in den USA treibt die Nachfrage in die Höhe, wie auch die Erholung der Wirtschaft, dank der Impfkampagnen. Die Medien berichteten, dass der Kraftfahrzeugverkehr in Nordamerika und in anderen Orten in Europa wieder so stark sei, wie vor der Pandemie. Somit ist ebenfalls auszugehen, dass die Nachfrage nach Flügen ebenfalls steigen wird, da die Massnahmen schrittweise gelockert werden. Allerdings sieht die Lage in Asien weniger gut aus, insbesondere in Asien, wo die Infektionswelle die Nachfrage in der zweiten Jahreshälfte gefährden könnte.

Die Nachrichten über die Rücknahme von US-Sanktionen gegen einige Personen und Gesellschaften, die am iranischen Ölhandel beteiligt sind führten am späten Donnerstag den Ölpreis zu einem kurzen "flash crash" unter 71 Dollar je Barrel, allerdings hat er sich danach fast genauso schnell erholt. Bleibt abzuwarten, wie die Nuklearverhandlungen mit dem Iran verlaufen werden.

Nach einer gewissen Korrektur in den letzten Wochen hat der EUA Dez-21-Kontrakt letzte Woche den Aufwärtstrend wieder aufgenommen. Eine unterdurchschnittliche Stromproduktion aus erneuerbaren Energien in Kombination mit einer anhaltenden Enge auf dem Gasmarkt wird den CO2-Preis derzeit weiterhin stützen. Auch die Signale vom Ölmarkt deuten auf den Optimismus hin, dass die verstärkte Einführung von Impfstoffen zu einer höheren Mobilität und einer höheren Kraftstoffnachfrage geführt hat. Hingegen ein grosses Thema ist die anhaltende kostenlose Zuteilung 2021 an Branchenakteure und das könnte jedoch die Aufwärtsbewegung dämpfen.

In Bezug auf die Gas-Pipeline Nord Stream 2, zeigt sich die Ukraine kompromissbereit. Derzeit aber sei die Ukraine nicht in die deutsch-amerika­nischen Gespräche involviert. Für die Ukraine sei die Nord Stream 2 zuallererst eine Bedrohung der Sicherheit. Sie wollen die Pipeline als Hebel nutzen, um Russland zu einer konstruktiveren Rolle im Friedensprozess in der Ostukraine zu bewegen. Die Bundesregierung verhandelt mit den USA über einen Kompromiss bei der Fertigstellung von Nord Stream 2. Die USA hatten zuletzt ihre Sanktions­drohung gegenüber Deutschland fallen lassen. Nun ist die Frage, welche Zuge­ständnisse Deutschland im Gegenzug macht. Konkret könnte es dabei um eine Kompensation der Ukraine gehen.

Neue Rekordpreise am Kohlemarkt. Der Juli 2021 (ein Sommerkontrakt!) handelte heute bei 103.35 USD/t. Dies war der höchst gehandelte Preis seit Oktober 2018. Auch das Frontquartal (Q3/21) legte im Zwei-Wochen-Vergleich satte 12% zu und liegt heute bei 100 USD/t. Die starke Bewegung wird wie so häufig aus Asien getrieben. Der aktuelle Wetter Forecast für Asien lässt einen sehr heissen Sommer erahnen und somit eine erhöhte Stromnachfrage nach Kühlaggregaten. Die These wird gestützt durch die etwas tieferen Preise an der ICE für Futures-Kontrakte aus dem südafrikanischen Richards Bay. Saisonalbedingt nimmt die Nachfrage in den USA in den Sommermonaten deutlich zu, insbesondere an der Westküste. Durch die sehr starken Gaspreise in den USA, bekommen die Kohlepreise einen extra "Boost". Eine Erholung der Kohlepreise scheint zunächst eher unwahrscheinlich zu sein. China importierte im Mai im Vergleich zum Vorjahr 4.6% weniger an Kraftwerkskohle aufgrund anhaltender Importbeschränkungen für australische Kohle. Sollte die restriktive Importpolitik Chinas reduziert werden, so würde der Preis für australische Kohle ebenfalls deutlich anziehen und die Preisspirale würde sich weiter nach oben drehen.

Den Kohlepreisen stehen die Strompreise bzw. die Erlöse für Kraftwerksbetreiber gegenüber. Betrachtet man die SRMC (Short Run Marginal Costs), dann macht das Betreiben von Kohlekraftwerken aktuell keinen Sinn. Der Clean Dark Spread (CDS) für den Juli liegt bei -15.50 EUR/MWh für ein Kohlekraftwerk mit einem Wirkungsgrad von 36%. Selbst die Winterkontrakte Q4/21 und Q1/22 liegen mit -8.80 EUR/MWh bzw. mit -6.23 EUR/MWh deutlich im negativen Bereich. Sicherlich haben sich die Kraftwerksbetreiber längerfristig mit Kohle bzw. CO2 Zertifikaten zu tieferen Preisen eingedeckt, nachhaltig wirtschaftlich ist es dennoch nicht. Es müsste entweder der Strompreis steigen oder die Kohlepreise fallen damit die Kohlekraftwerke wieder ins Geld kommen. Die grossen Gewinner sind aktuell die Gaskraftwerke, mit einem Plus von 11 EUR/MWh bis 29 EUR/MWh sind die Clean Spark Spreads (CSS) gut im Geld.

Wegen eines Bankfeiertags im Vereinigten Königreich und des Memorial Day in den USA waren viele Handelstische zum Wochenauftakt nicht besetzt. Die Wallstreet war geschlossen. Die benachbarte Rohstoffbörse Nymex handelt nur eingeschränkt elektronisch. Ohne den Taktgeber aus Übersee werden auch in Europa keine richtungsweisenden Kursänderungen erwartet. Übergeordnet bleibt die Situation am Ölmarkt geprägt von einer relativ knappen Angebotssituation und die Aussichten auf eine kurzfristig steigende Nachfrage durch die zunehmenden Aufhebungen von Corona-Restriktionen in den westlichen Industrienationen. Speziell die bevorstehende Sommerreissaison könnte der Ölnachfrage neuen Schub verleihen. Da die privatwirtschaftlich organisierte Schieferölförderung in Nordamerika nur langsam Fahrt aufnimmt, richtet der Markt sein Augenmerk auf ein neues Treffen der OPEC+ in der laufenden Woche. Das Kartell will an diesem Dienstag über die Förderquoten für Juni und Juli diskutieren, da sich die Nachfrageaussichten für den Sommer in den USA und Europa verbessern. Hier tagt das Ministerial-Board der OPEC+ und könnte Reservekapazitäten freigeben.

Für den Kohlemarkt ergibt sich in Hinblick auf eine weitere Preisentwicklung aktuell kein klares Bild. Technische Indikatoren geben unterschiedliche, teilweise widersprüchliche Bilder ab. Während der Stochastics wieder auf Verkauf steht, rät der MACD indessen noch zu Longpositionen. Auch das Chartbild lässt keine eindeutige Interpretation zu. Am ehesten ist noch eine Seitwärtsbewegung ableitbar. In der Vorwoche ging der Frontjahreskontrakt mit einem Plus von 0.85 auf 80.85 US-Dollar je Tonne aus dem Handel. Auch fundamental bleibt eine Einschätzung für den Kohlemarkt schwierig. In China wird wegen laufender Minenüberprüfungen derzeit weniger Kohle gefördert. Gleichzeitig nimmt der Kohlebedarf vor der Sommersaison zu. Mit der Erwartung eines heissen Sommers in Asien, wofür viel Strom für Klimaanlagen benötigt wird, nehmen die Kohleimporte nach China Fahrt auf. Wohingegen sind die Clean Dark Spreads (CDS) in Europa mittlerweile nicht nur für den Jahreskontrakt, sondern auch wieder für das Frontquartal niedriger als die Clean Spark Spreads (CSS), was für die Kohle eher belastend ist. Weiter schwer abschätzbar sind die Aussichten des Kohlemarktes in Bezug auf den Implusgeber CO2-Markt. Nach dem effektlosen EU-Gipfel vom Pfingstmontag erhielten die EUA-Notierungen bereits den ersten Dämpfer. Im Vorfeld des Gipfels war jedoch ungewiss, wie sich die CO2-Preise nach Veröffentlichung des Kommissionsvorschlages entwickeln werden. Preisausschläge in beide Richtungen waren möglich, je nachdem wie sich die politischen Akteure in Brüssel positionieren. Zwar treiben hohe CO2-Preise auch die Strompreise und eröffnen damit neue Spielräume für die Kohleverstromung. Trotzdem leidet die verschmutzungsträchtige Kohle mehr als Gas unter höheren CO2-Preisen und dieser Effekt könnte per Saldo überwiegen.

Mit Notierungen um die 65 bis 70 Euro je Tonne für den Dez-21-Kontrakt im europäischen Emissionshandel rechnen Analysten bis zum Ende des laufenden Jahres. Die Experten verwiesen darauf, dass das derzeitige Preisniveau politisch erwünscht sei. Das hätten auch Vertreter der EU-Kommission klargemacht, die sich mit den derzeitigen Preisen sehr zufrieden gezeigt hätten. Schon auf dem jetzigen Kursniveau interessierten sich viele Compliance-Kunden für Investitionen in CO2-Vermeidung. Ein rascher Anstieg auf 100 Euro könne jedoch manche dieser Unternehmen überfordern und in die Insolvenz treiben. Die Compliance-Kunden könnten ein Übermass an Volatilität nicht gebrauchen, weil sich sonst keine verlässliche Kalkulationsgrundlage für ihre Investitionen ergebe.

Mit einem Preis von umgerechnet 53.39 Euro je Tonne hat sich am letzten Mittwoch der britische CO2-Markt gezeigt. Bei der ersten Auktion von 6,052 Millionen Tonnen war zuvor ein Preis von 51.06 Euro herausgekommen. Damit zeigt sich der Markt wie von vielen Analysten erwartet schon an seinem ersten Handelstag fester als sein europäisches Pendant, an dem es am Berichtstag massiv nach unten ging. Der europäische Emissionshandel dürfte sich gegenüber dem britischen Markt wegen seiner viel grösseren Liquidität trotzdem als der attraktivere erweisen. Der britische Markt ist vor allem in den ersten beiden Jahren sehr knapp bemessen. So kommen anfänglich gerade einmal 6.1 Millionen Zertifikate alle 14 Tage zur Versteigerung. Das könnte dazu führen, dass die Preise dort rasch steigen, trotzdem gehen die Experten davon aus, dass es mittelfristig zu einer Konvergenz des britischen und des europäischen Handelssystems und zu einer direkten Verbindung beider Märkte kommt. Falls die Preise im britischen System gegenüber dem europäischen zu sehr ansteigen würden, käme es zu vermehrten Stromimporten aus der EU nach Grossbritannien, weil die britischen Stromproduzenten gegenüber ihren Kollegen vom Kontinent einen Wettbewerbsnachteil hätten. In Grossbritannien würde dann weniger Strom erzeugt, die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten würde fallen und der Preis würde tendenziell sinken. Stattdessen nähme die Stromproduktion auf dem Festland zu und würde dort den Bedarf nach Zertifikaten erhöhen. Zudem sieht das Marktdesign des neuen britischen Markts vor, dass zusätzliche Zertifikate begeben werden können, sollten die Preise zu sehr steigen, womit ein weiterer Ausgleichsmechanismus angesprochen ist. In seiner jetzigen Form ist das britische Zertifikationsangebot zu knapp, um der Nachfrage der britischen Compliance-Kunden zu genügen. Britische Adressen halten aktuell noch zwischen 30 und 40 Millionen Zertifikate im ETS aus Absicherungsgründen. Diese würden ihre EUA's vor allem dann verkaufen, wenn der Preis pro Tonne CO2 in Europa höher liegt als in Grossbritannien, was wegen des engen britischen Marktdesigns nicht allzu häufig der Fall sein dürfte. Marktteilnehmer rechnen damit, dass diese Bestände nur nach und nach abgebaut werden, somit wird ihr Verkauf das ETS kaum belasten.

Händler führen die Abgaben beim Gasmarkt überwiegend auf den Absturz am CO2-Markt zurück. Zu den gasmarktspezifischen Gründen für die Verluste zählt ein erhöhtes LNG-Aufkommen, nachdem die geplanten Wartungsarbeiten an den Terminals Dünkirchen und Fos (beide Frankreich) beendet wurden. Der Gaszufluss aus Norwegen zum Kontinent betrug letzte Woche 196 Millionen Kubikmeter, 10 Millionen Kubikmeter mehr als die Tage davor. Mittelfristig bearish für den Gasmarkt könnten sich auch Berichte auswirken, wonach die USA ihren Widerstand gegen die Pipeline Nord Stream 2 abgeschwächt hat. Damit rückt eine Inbetriebnahme der Leitung zu Beginn des kommenden Jahres näher. Die Aussicht auf mehr Gas im Winter könnte zugleich den Druck auf Speicherbetreiber lindern, sich im Sommer umfangreich neu einzudecken. Die Speicherbestände bleiben aktuell bei rund 26 Prozent, Kraftwerksstillegungen und der kalte Winter sorgten für eine rekordhohe Ausspeichermenge.

Wer treibt den CO2-Preis in immer neue Höhen?

Es ist bisher die Rallye des Jahres an den Energiemärkten. Ein Ende ist nicht in Sicht: von 32 EUR/t Anfang des Jahres über 45 EUR/t Mitte April auf 57.23 EUR/t am letzten Freitag. Längst spielen nicht nur Energieplayer am Markt eine Rolle, sondern auch immer mehr Finanzakteure. Nach Daten der US-Rohstoffbörse ICE Futures sollen derzeit mehr als 270 Investmentfonds zirka 67 Mio. EUA halten. Das seien mehr als zweimal so viele wie im Mai 2019. Doch sind es wirklich Spekulanten, die den Börsenpreis nach oben treiben? Peter Reitz (EEX-Chef) sieht das anders. Er haltet es für unwahrscheinlich, dass sich der Markt von den Fundamentaldaten zunehmend abkopple. Auch weitere Commodity-Analysten sehen es ähnlich. Es werden immer zwei fundamentale Gründe für die andauernde CO2-Preis-Rallye genannt: Steigende Gaspreise seit Sommer 2020 und politische Bestimmungen, gekürzte CO2-Ausstossrechte insbesondere seit 2019, verstärkt durch höhere EU-Klimaziele. Händlern zufolge wartet der Markt noch auf die Zuteilung der kostenlosen Zertifikate für 2021 was dazu führt, dass niemand zurzeit eine vernünftige Menge zu Kauf anbietet.

Die Gaspreise schossen in den vergangenen Wochen in die Höhe, kurz gesagt, ein Anstieg von mehr als 30% seit April. Die Gründe für die Preiserhöhung sind hauptsächlich zwei. Der April fiel deutlich kälter aus als in den vergangenen Jahren. Auch der Mai begann kühler als normal. Dazu kommt, dass die europäischen Gasspeicher leerer sind als in den vergangenen Jahren. Der gestiegene Gaspreis hat die Kohlenkraftwerke in die Gewinnzone zurückgebracht.

Die Daten des Fraunhofer-Instituts zeigen, dass die deutschen von Januar bis April zirka 27% mehr produziert haben als 2020. Das dürfte die Kohlenkonzerne erfreuen, andererseits haben sie derzeit andere Sorgen. Laut dem Kohleausstiegsgesetz stehen RWE 2.6 Mrd. Euro Entschädigungszahlungen zu und der ostdeutschen LEAG 1.75 Mrd. Euro. Dies aufgrund der Berechnungsformel des Bundeswirtschaftsministeriums (BMWi). Laut einer Analyse des Klima Thinktanks Ember, der gemeinsam mit Greenpeace die Berechnungsformel unter die Lupe genommen hat, stehen den Versorgern RWE und LEAG anstatt der vereinbarten 4.35 Mrd. Euro nur höchstens 343 Mio. Euro zu. Laut Greenpeace-Energieexperte Karsten Schmid soll Wirtschaftsminister Altmaier die Formel zur Berechnung der Entschädigungen bewusst unter Verschlusssache erklärt haben. Die Strom- und CO2-Preise seien willkürlich gewählt worden. Das Bundeswirtschaftsministerium habe bei der Berechnung der Entschädigungen im Januar 2020 einen CO2-Preis von rund 17 EUR/t zugrunde gelegt, obwohl der Preis bereits Ende 2018 bei 22 EUR/t lag. Inzwischen liegt der Preis über 50 EUR/t. Mit realistischeren Annahmen würden RWE maximal 154 Mio. Euro und der LEAG 189 Mio. zustehen. Das Wirtschaftsministerium erklärt, die vereinbarten Entschädigungen seien das Ergebnis intensiver Verhandlungen. Eine Berechnungsformel könne nicht alle Aspekte berücksichtigen wie zum Beispiel entgangene Gewinne, relevante Kostenpositionen wie die Tagebaufolge- oder Sozialkosten. Ebenfalls die Tatsache, dass die Betreiber einen umfassenden Klageverzicht abgegeben hätten. Greenpeace beabsichtigt, die Unterlagen an die EU-Kommission weiterzureichen, die derzeit die geplanten Entschädigungszahlungen beihilferechtlich prüft. Bleibt abzuwarten wie die Prüfung ausfällt.

Diese Woche startet der Handel mit den Futures der britischen Emissionszertifikate (UKA), zudem findet heute die erste Auktion für britische Zertifikate statt. Gemäss Händleraussagen könnte es sein, dass viele Marktteilnehmer für die erste Versteigerung noch nicht bereit sein werden, weil die Zeit für die Vorbereitung fehlte. Grossbritannien hatte den Zeitplan für die Aktionen erst im Februar vorgesehen. Zudem ist der CO2-Preis derzeit so stark, was dazu führen könnte, dass sie nicht sofort verkaufen. Bis Ende dieses Jahres müssen die Versorger ihre Zertifikate nicht tauschen. Von hier aus könnte der Markt auch weiter steigen. Wir könnten die 60 EUR/t schnell erreichen, aber auch die 50 EUR/t wiedersehen.

Die positive Stimmung in Bezug auf die wirtschaftliche Erholung geht weiter. Die Ölpreise legten letzte Woche zu. Es wird erwartet, dass sich die Situation in den USA verbessert, da mehrere Staaten aus dem Lockdown kommen. Durch Fortschritte bei den Impfungen und weitere Lockerungen von Lockdown-Massnahmen profitiert die Ölnachfrage.

Bis Ende Mai dürften die Temperaturen unter dem saisonalen Durchschnitt bewegen. Unterdurchschnittliche Werte bedeuten nicht zwingend einen erhöhten Heizbedarf. Am Spotmarkt gingen die Preisen nach oben, weil die Beiträge der erneuerbaren Energien unterdurchschnittlich ausfallen. Das ist aber kein überzeugendes Argument für den Anstiege beim Cal 22. Es ist nämlich wenig wahrscheinlich, dass die Beiträge der erneuerbaren Energien auch im nächsten Jahr unterdurchschnittlich ausfallen sollen.

Neben der Rallye bei den Strompreisen auf historische Hochs bei Phelix-Baseload für den deutschen Strommarkt spielen noch andere Faktoren eine Rolle, und dies dürfte insbesondere die Entwicklung bei den CO2-Emissionsrechten sein. In der ersten Maiwoche hat die Marke von 50 EUR/t erstmals überschritten. Analysten zufolge kam häufig das Argument, dass die CO2 Preisen nach unten gehen und die Marke von 50 EUR/t als Widerstand halten sollte, denn mit dem Ende des Compliance-Termins am 30. April würde auch von den Unternehmen die Nachfrage abnehmen. Wir haben gesehen, dass dies bis heute nicht der Fall war.

Eine Rolle für die Rallye über die Marke von 50 EUR/t könnten die Judikative und Exekutive in Deutschland spielen. Das Gesetz der Bundesregierung zur Reduktion von CO2-Emissionen bis 2030 ist in Teilen verfassungswidrig und muss bis 2022 novelliert werden. Allein dies liefert schon einen Grund für höhere Notierungen bei den CO2-Futures. Die Bundesregierung peilt nun an, dass die Emissionen von Treibhausgasen bis 2030 nicht nur um 55%, sondern um 65% gegenüber 1990 reduziert werden sollen und die Klimaneutralität bereits in 2045 anstatt 2050 erreicht sein soll. Dies spricht zusammen mit den Plänen der EU dafür, dass weniger CO2-Emissionsrechten eine steigende Nachfrage gegenüberstehen wird. Schauen wir uns die CO2 Preisen an, sollten die Auswirkungen für den Kohlepreis negativ ausfallen. Die verschmutzungsträchtige Kohle erfordert je Megawattstunde produzierten Strom mehr CO2-Emissionszertifikate als Erdgas, also sollte die Kohlenachfrage abnahmen. Ist aktuell nicht der Fall, da andere Entwicklungen ebenfalls eine Rolle spielen. Durch die geringen Beiträge der erneuerbaren Energien wird auch mehr Kohle für die Stromproduktion benötigt, wenn die Gaskraftwerke voll ausgelastet sind.

In der vergangenen Woche zeigten sich die Gas-Notierungen deutlich fester. Marktbeobachter führten die Kursgewinne auf die für die Jahreszeit ungewöhnlich tiefen Temperaturen zurück, die nicht nur unter der Norm lagen, sondern sich sogar gegenüber der Vorwoche kühler anfühlten. Zudem waren die Beiträge der erneuerbaren Energien an der Stromproduktion gering. Insbesondere die schwache Windeinspeisung förderte viel stärker die Gasverstromung und stützte am kurzen Ende über die Gaspreise auch die Strompreise. Am langen Ende erhielten die Strompreise vor allem Unterstützung von dem auf bullish gestimmten Umfeld mit Gas-, Kohle-, Öl- und CO2-Märkten. Bis auf eine aufgrund eines kurzfristigen Ausfalls der Anlage Snohvit am vergangenen Montag einzige Einschränkung der Produktion in Norwegen zeigten sich die Gasflüsse aus Russland und Norwegen im Normbereich. Die LNG-Ausspeisungen ins Gasnetz sowie die Ankünfte in Europa sind leicht rückläufig. Aber der aufgrund der im asiatisch-pazifischen Raum höheren Preise befürchtete Rückgang der LNG-Importe bleibt vorerst aus. In der laufenden Woche prognostizieren die Meteorologen zwar Temperaturen weiterhin unter Norm, gegenüber der Vorwoche sollen diese jedoch etwas milder ausfallen. Zudem wird ein höherer Beitrag der erneuerbaren Energien erwartet, der bei vergleichbarer Versorgungslage negativ auf die Strompreise auswirken dürfte.

Die Hoffnung der Marktteilnehmer auf eine mittelfristig gute Erholung der globalen Wirtschaft gab den Ölpreisen in der vergangenen Woche ordentlich Auftrieb und schob sie auf ein 6-Wochen-Hoch. Unterstützt wurde die Aufwärtsdynamik durch den schwächelnden US-Dollar, der den Rohstoff für Käufer außerhalb des Dollar-Raumes attraktiver macht. Kurzfristig belasten jedoch die aktuellen Corona-Fallzahlen in wichtigen ölimportierenden Ländern wie Indien, Japan und der Türkei. Durch die staatlichen Beschränkungen zur Eindämmung der Virusausbreitung in Indien beispielsweise sank die Kraftstoffnachfrage im April gegenüber dem Vormonat um 13,5%, wie jüngste Daten zeigen. Ein ähnliches Delta zeigt sich auch bei der Kerosin-Nachfrage, die im Vergleich zum März um 13,7% zurückging. Der Gasöl-Verbrauch fiel um knapp 8%. Ein weiterer Rückgang der Kraftstoffnachfrage werde für den laufenden Monat Mai erwartet, da eine Ausweitung restriktiver Maßnahmen geplant sei. Bisher hatte es Premierminister Narendra vermieden, einen landesweiten Lockdown auszurufen, um die Wirtschaftsleistung Indiens nicht zu gefährden. Doch angesichts anhaltend hoher Infektionszahlen, ist die staatliche Notbremse unausweichlich. Die größte Raffinerie des Landes, Indian Oil Corp (IOC.NS), betreibt Raffinerien mit einer durchschnittlichen Kapazität von 95% und plant, die Aktivitäten entsprechend herunterzufahren, um auf die geringere Nachfrage zu reagieren.

Unterstützung erhielten die Terminnotierungen im Strommarkt von der Preisentwicklung am Spotmarkt. Der wesentliche Faktor waren zum einen Temperaturen unter dem saisonüblichen Niveau, was in Frankreich zu einem höheren Stromverbrauch führte, was sich auch in den angrenzenden Marktgebieten bemerkbar machte. Aber auch die überwiegend geringen Beiträge der erneuerbaren Energien zur Stromproduktion trugen zu den höheren Spotpreisen bei.

Der wichtigste Faktor für die Entwicklung der Strompreise war jedoch nicht das Wetter, sondern erneut die Preise für die CO2-Emissionsrechte. Am Montag wurde ein neues Rekordhoch mit 47.73 Euro je Tonne erzielt. Bei den EUA-Futures sind mehrere Faktoren zusammengekommen, die zur kräftigen Verteuerung führten. Dies sind zum einen die Wetterbedingungen, die einen höheren Einsatz von fossilen Brennstoffen erfordern, insbesondere von verschmutzungsträchtiger Kohle. Der zweite Faktor sind die verifizierten CO2-Emissionen im Vorjahr. Sie fielen nach den nun von der EU-Kommission veröffentlichten Daten zwar insgesamt um 13.3 Prozent, aber bei den stationären Anlagen nur um 11.2 Prozent. Dies ist ein geringerer Rückgang als zuvor erwartet, was dafür spricht, dass einige Unternehmen sich mit CO2-Emissionsrechten eindecken mussten. Da diese Emissionszertifikate bis zum 30. April hinterlegt werden müssen, sorgte dies für zusätzlichen Kaufdruck. Auch die Internationale Energieagentur befeuerte die Rallye mit ihrer jährlichen Global Energy Review, in der sie von einem Anstieg der globalen CO2-Emissionen in diesem Jahr um knapp 5 Prozent auf 33 Milliarden Tonnen ausgeht. Ebenfalls eine Unterstützung war, dass sich nun die Organe der EU bei den Trilog-Gesprächen auf ein Reduktionsziel von 55 Prozent einigten. Der Markt hatte hier zwar mit einer etwas höheren Reduktion gerechnet, aber hat nun auch Klarheit, wohin die Reise geht. Erste Analysten riefen deshalb schon 75.00 Euro je Tonne als nächstes Preisziel aus.

Positive Impulse erhielt der Strommarkt auch von den fossilen Energieträgern, die ja wetterbedingt mehr für die Produktion eingesetzt wurden. Allem voran ist hier Erdgas zu nennen, das sich insbesondere bei Frontmonat und -quartal verteuerte. Hinzu kamen Wartungsarbeiten, die für das norwegische Gasfeld Troll und die Verarbeitungsanlage Kollsnes geplant waren, jedoch früher als sonst gewohnt stattfanden. Zu Beginn der dritten Aprilwoche kam es auch durch einen ungeplanten Ausfall zu geringeren Lieferungen aus Russland über die Jamal-Pipeline durch Polen. Deshalb musste wieder Gas ausgespeichert werden, was angesichts der geringen Speicherbestände den Preisanstieg verstärkte.

Fundamental belastet wird die Kohle durch den scheinbar unaufhaltsamen Anstieg der Emissionszertifikate, was der Kohle stärker zusetzt als Gas. Ein Blick auf die aktuellen Clean Spreads für Kohle und Gas bestätigt diese Vermutung. Zudem sind die Clean Dark Spreads in allen Fristen derzeit negativ. Mit der Kohleverstromung kann man zu aktuellen Preisen kein Geld verdienen. Das heisst natürlich nicht, dass die Kohle in der Verstromung nicht mehr zum Einsatz kommt, da Produzenten vielfach auf gehedgte Preise zurückgreifen können. Zudem reicht die Kapazität der Gaskraftwerke derzeit nicht aus, um angesichts eines schwachen Windaufkommens und der weiterhin kühlen Witterung die Lücke zu füllen, die die Erneuerbaren hinterlassen. Noch den ganzen Monat Mai hindurch soll es etwas zu kühl und recht windarm bleiben. Dadurch wird die Kohle zunächst weiter etwas unterstützt.

Schlagzeilen macht zurzeit der Name Annalena Baerbock als Kanzlerkandidatin der Grünen. Selten ist ein Politiker oder Politikerin so rasant nach oben gekommen. Sie steht jetzt an der Spitze der Grünen. Sind wir auf dem Weg ins Grüne Kanzleramt? Das könnte auf jeden Fall interessant werden, wenn sich im Wahlkampf ein Kopf-an-Kopf-Rennen der Grünen mit der Union abzeichnen sollte und die Aussichten auf eine grüne Kanzlerschaft konkreter werden.

Auf kurze Frist entscheidend für die Kohlennotierung ist die Entwicklung an den Nachbarmärkten und bei CO2. Sollte die Marke von 45 EUR/t nachhaltig überwunden werden, könnten die CO2-Preise weiter nach oben steigen. Unter den hohen CO2-Preisen leidet Kohle zwar mehr als Gas, aber die CO2-Preise treiben auch den Strompreis nach oben, weswegen sich auch für die Kohle neue Einsatzmöglichkeiten ergeben können. Der Beitrag der Erneuerbaren reicht nicht aus, um die Angebotslücke allein durch den Einsatz von Gaskraftwerken zu schliessen, was sich für die Kohle positiv auswirken sollte, wie auch die festeren Gas- und Erdölpreise. Höhere CO2-Preise und Strompreise treiben auch die Gaspreise in die Höhe.

Diese Woche sollen die Verhandlungen zwischen der EU-Regierung, Europäisches Parlament und EU-Kommission für ein europäisches Klimaschutzgesetz fortgesetzt werden. Streitpunkt ist das CO2-Reduktionsziel bis 2030. Während die EU-Staaten ausgehend von 1990 die Emissionen um 55% senken wollen, fordert das EU-Parlament eine Reduktion von 60%. Einige bezeichnen das vorgeschlagene Ziel als sehr ambitioniert.

Die Ölpreise waren letzte Woche bullish. Der Markt wurde durch stärkere Nachfrageaussichten und Anzeichen einer wirtschaftlichen Erholung in den USA und in China gestützt, die die Besorgnis über steigende COVID-19-Infektionen ausgleichen. Daten des chinesischen Statistikamts zeigten, dass das Bruttoinlandsprodukt im ersten Quartal gegenüber dem Vorjahr um 18.3% gestiegen ist, was auf eine stärkere Nachfrage im In- und Ausland, sowie auf die fortgesetzte staatliche Unterstützung kleinerer Unternehmen zurückzuführen ist. In den USA zeigen die Zahlen einen Anstieg der Einzelhandelsumsätze und einen Rückgang der Arbeitslosen und das obwohl USA am schlechtesten betroffenen Land bezüglich COVID-19 ist. Dicht auf Platz zwei ist Indien, wo am Montag einen Rekordanstieg bei Coronavirus-Infektionen von 273'810 gemeldet wurden, was die Gesamtzahl der Fälle auf etwas mehr als 15 Millionen erhöhte. Hongkong hat Flüge von Indien, Pakistan und den Philippinen seit gestern gestrichen, um die Coronavirus-Infektionen einzudämpfen. Japanische Unternehmen gehen sogar von einer vierten Coronawelle aus, weshalb sich viele Unternehmen auf weitere Rückschläge für das Geschäft einstellen.

Die europäischen Gaspreise werden gestützt aus der Kombination zwischen ungewöhnlich kaltem Wetter und den schwachen erneuerbaren Energien. Das kühle Aprilwetter treibt die Nachfrage in die Höhe und lässt die Gasspeicher in Europa weiter fallen, auf Werte weit unter der saisonalen Norm. Im Weiteren spitzt sich die Lage zwischen Russland und Ukraine zu. Russland soll inzwischen 100'000 Soldaten an der Grenze zur Ukraine auf der Krim stationiert haben. Bisher beschäftigte dies den Markt nicht, wobei die zuspitzende Situation Risikoprämien für die Rohstoffen, insbesondere für Gas bedeuten könnten.

Durch die Osterferien der letzten Woche, haben die Energiemärkte etwas an Geschwindigkeit verloren. Nichtsdestotrotz sind wir weiterhin in einem Bullenmarkt. Es ist schon verrückt, niemand kann sagen wann die Pandemie zu Ende ist, trotzdem sind die Märkte durch die Bank positiv gestimmt. Ein Beispiel? Der DAX hat in den letzten 3 Monaten 10% gewonnen und erzielte am 06.04.2021 die bisher höchste Bewertung von 15.281 Punkten. Ein identisches Bild zeigt der Dow Jones +10% von Januar bis heute. Ein Grund für die starken Finanzmärkte sind unter anderem die vielen neuen Kleinanleger. Keine, bzw. negative Zinsen auf der Bank, hohe Immobilienpreise drücken "Hobby-Anleger" in den Markt; jeder möchte ein kleines Stück vom Kuchen abhaben. Schauen wir über den grossen Teich nach Amerika, hier zeigt sich ein ähnliches Bild. Die US-Notenbank gab letzten Mittwoch bekannt, an der lockeren Geldpolitik festhalten zu wollen.

Der grosse Treiber der Strommärkte ist weiterhin das CO2. Aktuell steht das Frontdec. bei 44.56 EUR/t. Ein interessantes Level. Zum einen haben runde Zahlen einen psychologischen Effekt zum anderen ist die nächste runde Zahl die 45.00 EUR/t. Was hat es mit der 45.00 auf sich? Im Juni verfallen Optionen für das Dec21. Der Basispreis oder auch Underlying genannt liegt auf diesem Level. D.h. wir erwarten ein Katz und Maus Spiel. Die Händler welche die Option gekauft haben werden versuchen den Preis über 45.00 EUR/t zu drücken um dann die Option zu ziehen (Kauf zu 45.00 EUR/t). Sie könnten dann höher verkaufen im Verhältnis zur gekauften Option. Die Optionsverkäufer haben genau das gegenteilige Interesse. Sie versuchen den Preis möglichst unter 45.00 EUR/t zu halten. Sicher – bis Juni ist noch etwas Zeit, wir erwarten trotzdem eine erhöhte Volatilität im CO2 Markt.

Der Gasmarkt welcher mit dem CO2 Preis aktuell für die Preisfindung im Strommarkt verantwortlich ist, ist weiterhin gut unterstützt. Zwar kamen in den letzten Tagen sehr viele LNG Schiffe in Europa an, die tiefen Temperaturen (Forecast für diese Woche etwa 2.5 Grad Celsius unter Norm), sorgten jedoch für eine erhöhte Nachfrage. Wir sehen den Juni21 Kontrakt bei der ICE für das Marktgebiet TTF bei 19.85 EUR/MWh und das Frontjahr bei 18.10 EUR/MWh. Somit ist ein Sommermonatskontrakt teurer als der Jahreskontrakt. Das Bild wird sich vermutlich so schnell nicht ändern, Entspannung sehen wir erst, wenn das Restocking (Füllen der Gasspeicher) gut voran kommt.

Die Gas-Notierungen zeigten sich in der Woche vor Ostern fester. Marktbeobachter führten die Kursgewinne auf die Prognosen für kühleres Wetter an den Ostertagen in ganz Nordwesteuropa zurück. Aber auch in der zweiten Aprilhälfte sollen sich wieder unterdurchschnittlich niedrige Temperaturen einstellen. Etwas Unsicherheit besteht daher über die Menge an LNG, die Nordwesteuropa erreicht. Die mittlerweile aufgelöste Blockade des Suezkanals kann dazu führen, dass sich Gastanker in den Häfen stauen. Marktbeobachter rechnen für Nordwesteuropa für die kommenden 14 Tage mit LNG-Importen von rund 1.400 Gigawattstunden pro Tag. Die Liefereinschränkungen für norwegisches Gas sind derzeit unerheblich. Geplante Wartungsarbeiten sollen laut Informationen laut Gassco den Gasfluss ab dem 7. April etwas stärker vermindern. Ab dem 10. April soll sich der Lieferminderung auf knapp 60 Millionen Kubikmeter täglich weiter verstärken. Weiterhin unterstützt wird Gas durch seine Wettbewerbsvorteile gegenüber der Kohle in der Rolle als Primärenergieträger für die Verstromung. Der Clean Spark Spread bei Gas ist für den Frontmonat und das Frontquartal leicht negativ. Auch mit dem Einsatz von Gas ist also in diesen Fristen kein Geld zu verdienen. Allerdings stellt sich die Kohle auch in diesen Zeiträumen schlechter als Gas, das über alle Fristen hinweg die Nase vorn hat.

Mit leichten Kursgewinnen zeigte sich Brent am vergangenen Donnerstag stärker. Der Markt richtete sein Augenmerk auf die Sitzung der OPEC+, bei der sich die Mitglieder des Kartells auf höhere Fördermengen einigten. Im Mai und Juni sollen 350'000 Barrel am Tag mehr gefördert werden als bisher und ab Juli sogar 400'000 Barrel mehr. Zudem lässt Saudi-Arabien die eigenen freiwilligen Förderkürzungen von 1 Million Barrel pro Tag mit Ende April auslaufen. Es wird mit einer entsprechenden Nachfrageentwicklung gerechnet. Zuvor hatten Nachrichtenagenturen unter Berufung auf OPEC-Kreise berichtet, das Kartell habe sich auf eine allmähliche Lockerung der Fördereinschränkungen ab Mai geeinigt.

Die Entwicklung der CO2-Emissionen im Jahr 2020 war wie erwartet rückläufig. Anders als in den Jahren zuvor hat die Europäische Kommission am 1. April aber keine verifizierten Emissionsdaten auf ihrer Webseite veröffentlicht. Markt und Analysten gehen jedoch von einem Rückgang um 11.6 Prozent im Mittel aus. Berechnungen vom Informationsdienstleister Icis ergaben 1.359 Millionen Tonnen CO2-Äquivalent, das sind 11.2 Prozent weniger Ausstoss 2020 als 2019, wobei mangels verifizierter Daten die Emissionen des Luftfahrtsektors nicht inkludiert sind. Analysten sehen in dem Rückgang einen kombinierten Effekt aus dem Pandemie-bezogenen Nachfrageeffekt, der hohen erneuerbaren Erzeugung und dem Fuel-Switch von der Kohle zum Gas. 2019 hatte die EU-Kommission die verifizierten Emissionsdaten auf 1.575 Millionen Tonnen CO2-Äquivalent beziffert. Mit den aggregierten Zahlen zu den Emissionen 2020 wird nun am 15. April gerechnet.

Gut gehalten haben sich die ARA-Kohlepreise in der vergangenen Woche. Aus technischer Sicht besteht ein Widerstand bei aktuell 73.50 US-Dollar, ein weiterer Widerstand befindet sich bei 74.50 US-Dollar. Nach unten ist der Jahreskontrakt durch eine Unterstützungszone abgesichert, die von 70.50 bis 70.00 US-Dollar reicht. Fragt man nach den fundamentalen Gründen der Kohleperformance, so fällt der Blick auf die gute Konjunktur und den wachsenden Stromverbrauch in Indien und China. Durch die Überschwemmungen in Australien ist zudem das dortige Angebot eingeschränkt. Zwar hat China wohl einen Bann gegen australische Kohle ausgesprochen, doch Peking muss umso mehr von dritter Seite importieren. Diese Kohle fehlt dann an anderer Stelle, so dass sich die unwetterbedingten Minderlieferungen Australiens bemerkbar machen. Nicht ganz so positiv für die Kohle fällt allerdings der Blick auf die Nachbarmärkte aus. So ist CO2 nach anfänglichen Verlusten wieder nach oben gegangen, was ungünstig für Kohle ist. Allerdings haben sich die Strompreise ebenfalls aufwärts entwickelt, wodurch die Spreads für die Kohle etwas weniger unter Druck geraten. Die Kohle läuft aber weiterhin Gefahr, noch weiter an Konkurrenzfähigkeit gegenüber Gas in der Rolle als Primärenergieträger für die Verstromung einzubüssen.

Am Leitmarkt für Erdgas in Europa, der niederländischen TTF, legten die Notierungen beim Frontmonat und Frontquartal leicht zu, das Kalenderjahr 2022 hingegen verlor an Wert. Eine Rolle für den stärkeren Preisanstieg am kurzen Ende der Terminkurve liefert zum einen das Wetter, denn fällt das Windaufkommen doch nur leicht unterdurchschnittlich aus, dann wird auch mehr Gas für die Stromproduktion benötigt. Der stärkere Einfluss könnte jedoch nur temporär eine Unterstützung liefern. Denn mit dem Stranden des Containerschiffs "Ever Given" im Suezkanal kam es auch zu einer Blockade von LNG-Lieferungen aus Katar nach Europa. Diese Verzögerungen haben jedoch mehr einen Einfluss auf die kurzfristigen und weniger auf die langfristigen Lieferungen von LNG ins nordwestliche Europa. Sollte die Bergung schnell von statten gehen, was sich nach den letzten Meldungen abzeichnet, dann dürfte sich auch die Lage bei Erdgas schnell wieder normalisieren. Prognosen gehen für Erdgas überwiegend davon aus, dass es beim Frontmonat und Kalenderjahr 2022 zu einer leichten Korrektur kommt. Lediglich das Fronquartal dürfte marginal zulegen. Dies könnte auch von der Entwicklung der Gasspeicher getragen werden. Einerseits könnte die Ausspeicherung etwas länger anhalten und auf der anderen Seite sind insgesamt ohnehin schon höhere Einspeicherungen als im Vorjahr erforderlich, um wieder auf einen hinreichenden Gasvorrat zum Beginn der nächsten Wintersaison zu kommen.

Diese Woche steht im Zeichen des Treffens der OPEC und ihrer Alliierten (OPEC+). Es wird mehrheitlich erwartet, dass die Produktionsquoten beibehalten werden. Doch dürften die Erwartungen einer steigenden Nachfrage, Rufe der Öl-Kunden nach höherer Produktion, kurzfristige Engpässe durch die Sperrung des Suezkanals und Erwartungen höherer Ölproduktion ausserhalb der OPEC auch zu Diskussionen über Produktionsanhebungen führen. Die Stimmung am Ölmarkt scheint aktuell zu drehen. So haben die Grossanleger bei Brent an der ICE ihre Netto-Long-Positionen um mehr als 50'000 Kontrakte beziehungsweise 15 Prozent reduziert. Die Anzahl der Leerverkäufe ist dabei mit fast 89'000 Kontrakten auf dem höchsten Stand seit Mitte November 2020 gestiegen.

Nach dem Rück­setzer vom Wochenschluss stagnierte der europäische Aktienmarkt am Mon­tag im Grossen und Ganzen. Der wich­tigste Termin des Tages war die Video­konferenz von Bundeskanzlerin Ange­la Merkel mit den Länder-Ministerprä­sidenten zur aktuellen Corona-Situation. Mit einem Ergebnis wurde allerdings erst nach Handelsschluss in Europa gerechnet, zudem war laut Markt­teilnehmern wenig Überraschendes zu erwarten. Ursprünglich sollte bei dem Treffen über die Öffnung weite­rer Bereiche des öffentlichen Lebens gesprochen werden, doch nun deute­ten die bereits an die Presse lancier­ten Vorlagen auf eine Lockdown-Ver­schärfung bis zum 18. April hin.

Die Ölpreise sind die Woche tief gestartet. Dies ist u.a. auf die Lockdowns in Europa zurückzuführen. Fast ein Drittel der französischen Bevölkerung befindet sich seit Samstag im Lockdown. Betroffen ist der Grossraum Paris und Regionen aus Nordfrankreich. Der Lockdown ist vorerst für einen Monat vorgesehen. Im Weiteren meldete am Sonntag Amin H. Nassar, Präsident und Geschäftsführer von Saudi Aramco, dass die weltweite Ölnachfrage dank des Impfprogramms gegen Covid-19 bis Ende 2021 auf dem richtigen Weg sei. Jedoch meldete das Unternehmen am gleichen Tag einen starken Rückgang des Nettogewinns für 2020. Der Nettogewinn sank im Vergleich zum Vorjahr um mehr als 44% auf 41.2 Milliarden Euro. Grund dafür waren die niedrigen Ölpreise und die gesunkene Nachfrage aufgrund der Corona-Pandemie. Daher ist für diese Woche die Aussicht eher bearish.

Der Kohle-Markt bleibt spannend. Die Kohlepreise erholten sich in den letzten Monaten des Jahres 2020 stark. Ein Versorgungsengpass auf See zusammen mit einem starken Winterwärmebedarf im Norden hat der Kohlepreis in die Höhe getrieben. Die Steinkohleproduktion der letzten Woche war 25% höher als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Neue Schätzungen zeigen aber auch ein Rückgang im Stromverbrauch in Deutschland und Frankreich. Reicht das für eine Abwärtsbewegung?Während in Europa der Strombedarf zurückgeht, profitiert der Kohlemarkt derzeit von einer positiven Stimmung im asiatisch-pazifischen Raum. Nach dem Kohlestreit zwischen Asien und Australien hatte Australien am Freitag seinen Exportterminal Newcastle für zwei Wochen stillgelegt. Der Hafen von Newcastle ist der weltweit grösste Kohleexporthafen. Eine derartige Störung und Unterbrechung der Lieferkette sorgt für hohe Preise.

Die Gas-Nachfrage tendiert seitwärts bis abwärts. Grund dafür ist die deutsche Windproduktion, die voraussichtlich gegen Ende der Woche ansteigen wird und somit das Gas für den Strombedarf entlastet. Widerstand könnte den tieferen Lagerbestand (unter das Niveau von 2017) bieten.

Grundsätzlich erwarten wir beim CO2 diese Woche eine Seitwärtsbewegung und keine allzu grossen Überraschungen, nachdem der Kontrakt von Anfang Dezember letzte Woche mit 43.77 EUR/t ein Rekordhoch erreicht hat. Nicht zuletzt, wie bei anderen Commodities, geht die Stromnachfrage etwas zurück, da die Heizperiode sich dem Ende zuneigt.Hingegen sehen einige Marktbeobachter Unterstützung bei den Compliance-Käufern, welche den Preis sogar auf 45 EUR/t treiben könnten.

Die Terminnotierungen am Strommarkt waren in der vergangenen Woche abermals bullish. Wir sahen Gewinne im Wochenvergleich für das Frontjahr loco Schweiz von +5% bzw. 2.75 EUR/MWh. Auch wenn wir uns wiederholen, es sind weiterhin dieselben Treiber. Gas – das Frontjahr wurde an der ICE am virtuellen Hub TTF bei 17.88 EUR/MWh gehandelt – einer Erhöhung von 4.3% zur Vorwoche. Der absolute Spitzenreiter ist abermals das CO2. Das Dec21 wurde an der ICE bei 42.29 EUR/t am Dienstag geschlossen, ein sattes Plus von 8.0%. Das absolute Hoch lag kurzfristig bei 43.36 EUR/t.

Die Erhöhung der Gasapreise unterliegt aktuell 4 Faktoren:

1. Der Forecast zeigt für die nächste Woche eine Abweichung der Temperatur zur Normtemperatur von etwa minus 2-3 Grad. Schaut man sich längerfristige Modelle an, dann werden sich die Temperaturen nicht vor April gravierend erholen bzw. nicht grossartig über Norm gehen
2. Die LNG Verfügbarkeit für Europa bleibt in den nächsten Wochen weiterhin schlecht. Durch die sehr starken Gaspreise in Asien (an den Day-Ahead Märkten) werden die LNG Tanker in Asien gelöscht.
3. Die Gasspeicher sind deutlich zu tief, unterstützt jedoch damit den Punkt 1, dass die tiefen Temperaturen eine erhöhte Gasnachfrage darstellen. Wir sehen aktuell ca. 136 TWh an Gas eingespeichert in Zentraleuropa, zur aktuellen Jahreszeit müssten jedoch ca. 250 TWh eingespeichert sein.
4. Der Clean Dark Spread ist viel zu tief. Ein Kohlekraftwerk mit einem durchschnittlichen Wirkungsgrad verliert im Frontmonat ca. 15 EUR/MWh. Die Verluste ziehen sich durch bis zum Frontjahr von – 4 EUR/MWh. Durch die negativen Margen im Clean Dark Spread wird die Gasverstromung unterstützt und somit die Gasnachfrage erhöht.

Das CO2 ist und bleibt eine Wundertüte. Sicherlich, die starken Preise sind grundsätzlich gerechtfertigt. Zum einen durch die starken Finanzmärkte, welche zusätzliche Investoren in den Markt drückten und zum anderen durch die erhöhte Gasnachfrage. Das der Markt jedoch die psychologische und technische Marke von 40 EUR/t innerhalb von Sekunden durchbricht um sich dann bei 42 EUR/t einzupendeln, ist relativ ungewöhnlich. Wie erwartet traten relativ viele Verkäufer in den Markt um Gewinne zu hedgen, dem gegenüber Standen sehr viele Käufer, sodass die Gewinnmitnahmen kaum zu Verlusten führten. Durch die starken Käufe auf einem recht hohen Niveau, gehen wir davon aus, dass sich der CO2 Markt in den nächsten Wochen nicht signifikant erholen wird.

Die Terminnotierungen am Strommarkt zeigten sich in der ersten Vorwochenhälfte zunächst einheitlich schwach und unspektakulär, konnten sich gegen Ende der Woche jedoch gut behaupten. Am kurzen Ende profitierten sie von den kühlen Temperaturen, die nach dem warmen Wetter Ende Februar wieder etwas abnahmen und die Gasverstromung dadurch förderten. Aber auch die schwache Windeinspeisung stützte über die Gaspreise im Spotmarkt die Strompreise zusätzlich. Am langen Ende erhielten die Strompreise vor allem Unterstützung von den hohen Öl- und bullishen CO2-Märkten.

Das OPEC+ Meeting am vergangenen Donnerstag, bei dem sich die Ölproduzentengruppe OPEC und ihre von Russland angeführten Partner darauf einigten, die Fördermengenreduktionen bis April beizubehalten und damit die Förderquoten weitestgehend unberührt zu lassen, überraschte die Marktteilnehmer und liess die Ölpreise unter dem Eindruck knapper Angebotsmengen über die Marke von 70 US-Dollar je Barrel klettern – dem Höchststand seit Mai 2019. Am Montagvormittag darauf sorgte jedoch die Verlautbarung Saudi-Arabiens, die April-Exportpreise für Europa zu senken sowie die Preise für Asien und Amerika zu erhöhen, für ein Nachlassen des Preisauftriebs im europäischen Handel. Gleichzeitig setzten an der Londoner Rohstoffbörse Gewinnmitnahmen ein, die den Preis des Rohstoffs Brent unter die 70 US-Dollar-Marke zurückdrückten. Mit Blick auf die aktuelle Situation ist auffällig, dass die Nachfrage trotz des Preisanstiegs anzieht. Abgesehen von unmittelbaren Bedarfskäufen spricht dies für die Erwartung weiter steigender Preise. Dabei ist unwahrscheinlich, dass der Ölpreis jenseits von 70 US-Dollar je Barrel im Begriff ist, eine Preisspitze auszubilden. Nach dem jüngsten Entscheid der Allianz, bleiben die Angebotsmengen sicherlich knapp, ein wirklicher Mangel bestehlt im Zweifelsfall aber nicht. Denn, die Reservekapazitäten belaufen sich immerhin noch auf ca. 8 Millionen Barrel täglich und die US-Fracking-Industrie wird ebenfalls versuchen, aus dem wiedererstarkten Ölpreis Kapital zu schlagen. Hinzu kommt der Wegfall von kältebedingten Schwierigkeiten, die die Ölproduktion zuletzt sowohl in den USA als auch in Russland empfindlich geschwächt hatten.

Einziger Verlierer der Vorwoche war der Kohlemarkt mit minus 2.5% im Wochenvergleich und das überrascht keineswegs. Die Aussichten auf einen deutlichen Preisanstieg sind derzeit nur gering, schon alleine durch die Wetteraussichten. Die ruhige und kühle Witte­rung in Zentraleuropa soll nur noch bis einschliesslich Mittwoch anhalten. Danach dürfte es windiger und mil­der werden. Der Anteil der erneuer­baren Energien an der Stromgewinnung steigt demzufolge, der Bedarf an Kohle zur Strom- und Wärmegewinnung geht zurück. Zudem wird Kohle durch die Haus­se bei Erdöl nur begrenzt unterstützt. Denn die rasant steigenden Ölprei­se helfen auch den Gas-, Strom- und CO2-Preisen. Hohe CO2-Preise aber verteuern die Kohleverstromung im Vergleich zum weniger CO2-intensi­ven Erdgas. Auch vom asiatischen Markt geht die Unterstützung für die Kohle zurück. Indonesien als bedeu­tender Kohleexporteur hat seinen Benchmarkpreis für das pazifische Becken gesenkt. Auch dort gehen die Temperaturen nach einem kalten Win­ter wieder in die Höhe und dämpfen den Kohlebedarf. Der Anteil der Kohle an der Stromgewinnung in China ist mittlerweile auch rückläufig.

Für das Kalenderjahr 2022 war der wesentliche Grund für den Preisrückgang in erster Linie erneut die Entwicklung bei den CO2-Emissionsrechten. Die Marke von 40.00 Euro wurde Mitte Februar zwar mehrfach überschritten, was nach den Aussagen einiger führenden Marktanalysten nicht hätte der Fall sein sollen. Das erste Hoch über dieser Marke wurde in einem zweiten Anlauf noch übertroffen und der im Dezember 2021 fällige EUA-Future and der ICE legte bis auf 40.64 Euro zu. Doch beim dritten Anlauf wurde dieses Niveau nicht mehr erreicht. Dies war dann auch für die Händler das Signal, die Gewinne mitzunehmen und kurzfristige Shortpositionen aufzubauen. Die Notierungen fielen danach zum Monatsschluss bis auf 37.28 Euro. Der Markt für die CO2-Emissionsrechte ist ein Markt, der erheblich von der Umweltpolitik in der EU getrieben wird. Die EU-Kommission, der EU-Rat der Ministerpräsidenten sowie das EU-Parlament streben zwar eine Reduktion des Ausstosses von Treibhausgasen um mindestens 55 Prozent gegenüber dem Ausgangswert an. Aber wenn es um die Umsetzung geht, treten doch einige Länder auf die Bremse. Dies mag ein Grund dafür sein, dass der Markt sich mit der Marke von 40.00 Euro aktuell noch schwertut. Hinzu kommt, dass in UK die erste Auktion von CO2-Emissionsrechten für das eigene Handelssystem UK-ETS feststeht. Der Termin wurde auf den 19. Mai festgesetzt. Britische Unternehmen waren in der vorherigen EU-Handelsphase der grösste Käufer von EUA's. Sie sind zum grossen Teil auch weiterhin im EU-ETS engagiert, um das Preisrisiko abzusichern. Mit dem Start des UK-ETS dürften sich die britischen Unternehmen von den EUA's zunehmend trennen. Dieses potenzielle Angebot könnte einem signifikanten Ausbruch ebenfalls noch im Wege stehen. Dies bedeutet, dass von den EUA-Futures zunächst nur mit einer begrenzten Unterstützung für die Strompreise zu rechnen ist. Erst mit einem klaren Anstieg über 40.00 Euro dürfte es stärker mit dem Frontjahr 2022 aufwärts gehen.

Die Gaspreise am kurzen Kurvenende wurden vor allem von der Wetterentwicklung belastet. Zum einen wurde mit dem Anstieg der Temperaturen auf fast frühlingshaftes Niveau der Bedarf an Erdgas für das Beheizen von Gebäuden verringert. Mit dem wieder höheren Windaufkommen und längerem Sonnenschein nahm dann auch die Gasnachfrage der Stromproduzenten ab. Bereits im Januar war der britische Spotmarkt überwiegend in einem Angebotsüberhang. Nachdem nun auch wieder LNG aus den USA angeliefert wird, hat der Markt deshalb die Risikoprämie für das Ausbleiben von LNG-Lieferungen wieder ausgepreist, was den Preisdruck noch verstärkte. Obgleich in der letzten Woche die Ausspeicherungen in Deutschland gering ausfielen, sind die Gasspeicher doch kräftig geleert worden. Zwar sollte dies in den Terminpreisen für die Sommermonate berücksichtigt sein, aber der im Vorjahresvergleich höhere Gasbedarf könnte den Spielraum nach unten reduzieren.

Der Strommarkt ging generell etwas abwärts. Es gibt verschiedene Gründe. Negative Impulse kamen von den europäischen Börsen. Die Inflationssorgen und steigenden Anleiherendi­ten drücken auf die Stimmung.

Auch am Zertifikatemarkt ist einiges passiert und wie wir alle wissen, CO2 ist ein wichtiger Bestandteil des Strompreises. Letzte Woche haben wir die 40 EUR/t gesehen, am Montag ging es kräftig abwärts und aktuell schwankt der Preis zwischen 37 und 38 EUR/t.

Die extremen Wetterbedingungen im US-Bundesstaat Texas haben letzte Woche am Rohöl-Futures-Markt für volatile Preise gesorgt, die im Laufe der Woche schrittweise Zuwächse erzielt haben. Die ungewöhnlich tiefen Temperaturen, haben in der US-Rohölproduktion Störungen verursacht. Aktuell läuft es in der Rohölproduktion in den USA immer noch mühsam, was die Preise diese Woche noch stützen könnte. Im Weiteren plant Saudi-Arabien, die Ölproduktion in den kommenden Monaten zu erhöhen und damit eine kürzliche Produktionskürzung rückgängig zu machen.

Auch der Gasmarkt ging abwärts und setzt auch diese Woche den Trend fort. Aktuell bedeutet das einen wöchentlichen Verlust von ca. 6%. Die Nachfrage ist zurückgegangen, weil die Temperaturen gestiegen sind und der Heizbedarf gesunken ist.

Für viele in der Energiebranche ist die E-World das Ereignis des Jahres, das dieses Jahr nicht stattfindet. Die Messe war für den 4. bis 6. Mai geplant. Grund für die Absage sind laut dem Veranstalter die fehlende Planungssicherheit und zu kurze Vorbereitungszeit. Als Alternative bietet der Veranstalter die Plattform E-World Community an, auf der sich Akteure der Energiebranche ganzjährig vernetzen, informieren und Geschäfte anbahnen können. Zudem gebe es ein umfangreiches digitales Vortragsprogramm zu aktuellen Herausforderungen der Branche.

Die Ralley der letzten Wochen war offensichtlich nachhaltig. Eine Erholung der Strompreise scheint vorerst nicht in Sicht zu sein. Die Aussichten auf einen grimmigen Spätwinter mit Temperaturen unter Norm stützen den Markt enorm. Ein Beispiel – die Kalenderwochen 7 und 8 sind durch den kühleren Forecast über um 15 EUR/MWh gestiegen! Bearishe Faktoren sehen wir aktuell eher nicht – im Gegenteil. Zu den tiefen Temperaturen kommen schlechte Kernkraftwerksverfügbarkeiten aus Frankreich hinzu. Der französische Netzbetreiber (RTE) hat lediglich 48.000 MW am Netz. Zu dieser Jahreszeit müssten jedoch um die 55.000 MW in das französische Netz einspeist werden. Der Grund sind die verzögerten Revisionen durch die Corona Pandemie, welche nun fällig sind. Den bullishen Trend unterstützen auch regionale Faktoren. Die Speicherinhalte der Schweizer Pumpspeicherkraftwerke sind deutlich unter Norm. Durch die kalten Temperaturen wird vorerst kein Wasser die Seestände füllen.

Der wesentliche Einflussfaktor für die Strompreise war jedoch erneut die Entwicklung bei den CO2-Emissionsrechten. Zur Vorwoche sehen wir eine Erhöhung der CO2 Preise um +17.5%. Die starke Preisbewegung ist nicht gerechtfertigt, wir sehen hier den Markt etwas überhitzt weshalb wir von einer Korrektur in den nächsten Wochen ausgehen. Die Strompreise können dem Tempo der CO2 Zertifikate nicht folgen, weshalb wir in den Frontmonaten und Frontquartalen einen sehr tiefen bis negativen Clean Spark Spread* sehen, sowie einen negativen Clean Dark Spread** von bis zu -12 EUR im Mai 2021 Kontrakt im Marktgebiet Deutschalnd.

Ein weiterer Treiber ist sicherlich die starke Konjunktur. Schaut man sich den Ölpreis an (+7% zur Vorwoche), welcher ein Indikator für die Weltwirtschaft ist, dann habe wir ein weiteres bullishes Signal. Selbes sehen wir an den Finanzmärkten. SMI, DAX, Dow Jones – alle Indizes sind auf einem Allzeithoch. Eine alte Börsenweisheit sagt: "Der aktuelle Wert der Märkte zeigt nicht den aktuellen Wert, sondern den Wert der Zukunft".

* Gaspreis + CO2 Preis vs. Strompreis am Grosshandel

** Kohlepreis + CO2 Preis vs. Strompreis am Grosshandel

Wenig Einfluss auf das kurze Ende der Strom-Terminkurve ging in den vergangenen zwei Wochen von den Spotpreisen aus. In der dritten Januarwoche stieg der Frontmonat, aber der Day-ahead gab deutlich nach. In der letzten Januarwoche stieg dann der Durchschnitt für den Day-ahead wieder und war somit um rund 1 Euro höher als zwei Wochen zuvor. Während die erste Januarhälfte überwiegend von einer Dunkelflaute geprägt war, kam es in der zweiten Hälfte zu Phasen mit deutlich höheren Beiträgen der erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung.

Der wesentliche Einflussfaktor für die Strompreise war jedoch erneut die Entwicklung bei den CO2-Emissionsrechten. Aufgrund neuer Kaufsinteressen von compliance-pflichtigen Unternehmen und auch Finanzinvestoren kletterte der CO2-Markt bis auf 34.69 Euro. Positiv kam hinzu, dass auch britische Unternehmen weiterhin im EU-ETS aktiv sind, um ihre Risiken abzusichern, bis Klarheit über das britische Emissionshandelssystem nach dem vollzogenen Brexit besteht. Dies stärkte zunächst die Nachfrage. Ein positiver Einfluss war auch, dass Analysten ihre Prognosen für die Preise der CO2-Emissionsrechte für 2021 und 2022 nochmals angehoben hatten. Knapp unter 35.00 Euro drehte jedoch der Markt. Die erste Auktion in diesem Jahr stand für den 29. Januar bevor und höhere Auktionsvolumina sind für den Februar vorgesehen. Zudem gingen etliche Analysehäuser davon aus, dass für den EUA-Future die Marke von 35.00 Euro vorerst einen Widerstand bedeuten würde, sodass bereits knapp unterhalb diesem Level Gewinnmitnahmen einsetzten.

Feste CO2-Notierungen führten zuletzt zu Abgaben am Kohlemarkt. Das macht Sinn, denn CO2 lastet auf den Clean Dark Spreads der Kohle stärker als auf den Clean Spark Spreads der Gaskraftwerke. Da aktuell schon in dieser zweiten Wochenhälfte mit wieder niedrigeren Temperaturen und einem sehr moderaten Erneuerbaren-Beitrag zu rechnen ist, sind die fossilen Kraftwerke weiter gefordert und der CO2-Bedarf ist entsprechend hoch. Hinzu kommt, dass die europäische Industrie trotz der verschiedenen Lockdowns sich als überraschend robust erweist. All diese Umstände stützen den CO2-Markt, setzen aber den Markt für ARA-Kohle weiter unter Preisdruck.

Im Gasmarkt gingen die Preise für das Frontquartal und das Kalenderjahr 2022 leicht nach oben. Ein Faktor dürfte die Politik gespielt haben. Die neue US-Administration steht der Pipeline Nord Stream 2 ebenso ablehnend gegenüber wie die Trump-Administration. Lediglich der Ton ist etwas diplomatischer. Vor dem Hintergrund der Inhaftierung von Kreml-Kritiker Alexej Nawalny kommen jedoch zunehmend auch Forderungen von europäischen Staaten und dem EU-Parlament nach einem Baustopp für die restlichen Kilometer. Doch ohne Nord Stream 2 als zusätzlichen Transportweg besteht das Risiko, dass die Gasnachfrage nur zu höheren Preisen auch befriedigt werden kann. LNG aus den USA ist nicht immer eine verlässliche Versorgungsquelle. Händler hatten auch deshalb darauf verwiesen, dass die Unsicherheit um Nord Stream 2 nach den Sanktionen der USA gegen ein russisches Schiff, dass zur Verlegung des restlichen Abschnitts eingesetzt wird, sich in den Gaspreisen entsprechend preistreibend bemerkbar machte.

Während letzte Woche die Besorgnis über einen erneuten Ausbruch von COVID-19 in China sehr hoch war und Brent unter Druck kam, scheint der Pessimismus sich in der aktuellen Woche etwas gelegt zu haben. Die Aussichten sind eher bullish, da der Markt auf längerfristige Fundamentaldaten reagiert, als auf kurzfristige Angebots- und Nachfragefaktoren.

Die anderen Energie-Commodities (inklusive CO2) zeigen sich mit Abgaben. Die Corona-Pandemie senkt generell die Stromnachfrage, wobei die kälteren Wetteraussichten in Kombination mit einer geringen Windenergieerzeugung in dieser Woche, die Nachfrage aus fossilen Brennstoffen erhöhen könnten. Am Freitag werden die ersten CO2 Zertifikaten der Phase 4 an der deutschen CO2-Auktion dem Markt angeboten. Wie werden sich die Preise verhalten?

Dass das Commodity Gas immer mehr an Bedeutung gewinnt, haben wir bereits letzte Woche besprochen. "Fuel Switch" ist ein grosses Thema und dementsprechend die Ostsee-Pipeline Nord Stream 2. Angela Merkel will mit der US-Regierung das Gespräch suchen und besprechen, welche Wirtschaftsbeziehungen im Gas-Bereich mit Russland akzeptabel sind und welche nicht. Die USA wollen die Nord Stream 2 mit der Begründung verhindern, Europa begebe sich dadurch in zu grosse Abhängigkeit von Russland bei der Energieversorgung. Die deutsche Bundesregierung hält trotz der US-Haltung und der Inhaftierung des Kreml-Kritiker Alexey Nawalny weiterhin an der Gas-Pipeline fest. Ebenso glaubt Uniper weiterhin an die Fertigstellung, trotz der von der US-Regierung verhängten Strafe gegen ein an Nord Stream 2 beteiligtes Unternehmen. Das Unternehmen Uniper ist mit 950 Millionen Euro an der Finanzierung beteiligt. Besonders Hoffnung gäbe es unter dem neuen US-Präsidenten Joe Biden. Dadurch könnten die Argumente der Europäer angehört werden und eine echte Partnerschaft entstehen.

Viele Commodities wie Kohle, Erdöl, Gold und Silber sind am US-Dollar gekoppelt. Nun will die EU-Kommission eine wichtigere Rolle des Euro als Referenzwährung im internationalen Energie- und Rohstoffhandel. Damit soll das gemeinsame Wirtschafts- und Finanzsystem gestärkt werden. Auch die Ausgabe von in Euro lautenden Bonds im Rahmen des Corona-Aufbaufonds NextGenerationEU werde die Liquidität an den Kapitalmärkten der EU in den kommenden Jahren deutlich steigern und den Euro für Investoren attrakti­ver machen. An den Energiemärk­ten sei der Euro in den vergangenen Jahren zunehmend wichtiger gewor­den und erreiche bei Erdgas-Kontrak­ten bereits 64 Prozent.

Gemäss einer gemeinsamen Analyse von Agora Energiewende und dem britischen Thinktank Ember, konnte die EU 2020 das grünste Stromjahr aller Zeiten verzeichnen. Zum ersten Mal übertraf die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien jene aus fossilen Brennstoffen. Am europäischen Strommix belegten die Erneuerbaren Energien mit einem 38% Anteil, während fossile Energieträger nur auf 37% kamen. Dies in erster Linie dank des rasanten Wachstumes der Wind- und Solarstromerzeugung. Die höchsten Anteile wurden in Dänemark (61%), Irland (35%), Deutschland (33%) und Spanien (29%) verzeichnet. Umgekehrt zum Wachstum bei den Erneuerbaren Energien hat sich die Kohleverstromung seit 2015 halbiert. Die Stromerzeugung aus Erdgas sank 2020 hingegen nur um 4 Prozent. Hintergrund dieser ungleichen Entwicklung ist der deutlich gestiegene Preis für Emissionszertifikate.

Eine alte Börsenweisheit lautet, dass an den Aktienmärkten die Kursentwicklung über das gesamte Jahr hinweg gesehen so wie in der ersten Woche verläuft. Liegt diese Regel auch im Jahr 2021 richtig, dann dürfte das begonnene Jahr mit einem Kursanstieg enden. Was für die Aktienmärkte spricht, lässt sich auch auf die Rohstoffmärkte adaptieren.

Seit Ende letzter Woche sehen wir eine Verschnaufpause der 3 Monatsrallye. Gewinnmitnahmen im Öl und steigende Corona-Zahlen liessen die Futures für Brent und WTI fallen. Förderkürzungen Saudi-Arabiens von einer Million bbl/t wurde durch den starken Nachfragerückgang kompensiert. Analog zum Öl verlor auch der Kohlemarkt an Wert. China reduziert die zuletzt sehr hohen Importquoten deutlich nach unten. Durch einen neuen grösseren COVID-19 Ausbruch steigt dort die Nervosität um eine zweite Welle. Nicht zu vergessen ist der Fuel Switch in Europa. Durch die starken CO2-Preise kommen europäische Gaskraftwerke häufiger ins Geld und verdrängen ältere Kohlekraftwerke aus der Merit-Order. Folglich nimmt die Nachfrage nach Kohle zur Verstromung ab.

Das Commodity Gas gewinnt immer mehr an Bedeutung. Stichwort: Fuel Switch, LNG und Nord Stream2. Dabei reagiert kaum ein Commodity so sensitiv wie Gas. Ein Beispiel: Der Frontmonat Februar am HUB TTF handelte am 12.01.2021 noch bei 28 EUR/MWh, heute handelte der Kontrakt für 20.30 EUR/MWh. Der hohe Preisanstieg Anfang letzter Woche kam durch die weltweit sehr kalten Temperaturen und die hohen LNG-Preise in Asien zustande. Der Ausblick auf mildere Temperaturen und eine erhöhte Windeinspeisung liessen den Frontmonat um ca. 8 EUR/MWh fallen. Mit dem Preisrückgang aller Brennstoffe verlor auch das CO2 an Wert. Die Temperaturaussichten für Europa wurden letzte Woche etwas nach oben korrigiert. Ebenso verhielt es sich mit den Windprognosen für die aktuelle Woche.

Wir gehen aktuell von einer Seitwärtsbewegung aus. Anfang nächster Woche könnten die Preise wieder etwas anziehen. Die Temperaturen drehen etwas nach unten und die Windeinspeisung sollte etwas geringer ausfallen.

Nach dem endgültigen Brexit haben sich die EU und das Vereinigte Königreich formell dazu verpflichtet, eine Verknüpfung ihrer Emissionshandelssysteme (EU-ETS und UK-ETS) ernsthaft in Erwägung zu ziehen. Einem Bericht der Argus Media zufolge erfordert das jedoch weder die Verknüpfung der Handelssysteme noch die automatische Anhebung der britischen Klima- und Energieziele auf die revidierten EU-Ziele. Das Brexit-Abkommen verlangt, dass Grossbritannien ab dem 1. Januar 2021 ein effektives System zur Bepreisung von Treibhausgasen aus Strom- und Wärmeerzeugung, Industrie und Luftfahrt hat. Das System zur Bepreisung von Treibhausgasemissionen soll das bis Ende 2020 erreichte Schutzniveau aufrechterhalten. Zusätzlich werden die bereits von der EU und Grossbritannien für 2030 gesetzten Ziele für erneuerbare Energien und Energieeffizienz von beiden Parteien bestätigt. Es besteht die Verpflichtung, sich gegenseitig über weitere Änderungen in der Gesetzgebung zu informieren. Beide Parteien haben sich verpflichtet, das Pariser Klimaabkommen von 2015 umzusetzen.

Die Jahresendrallye 2020 an den Commodity-Märkten (Kohle-, Erdgas-, Öl-, CO2- und Strommarkt) hat sich zu Beginn des neuen Jahres 2021 fortgesetzt. Kurzfristig profitierten sie alle von der weiterhin winterlichen Witterung in Nordwesteuropa. Die ARA-Kohle, Erdgas jedoch noch mehr, profitierte aber auch vom regnerisch kühlen Wetter in Asien. Der Winter dort trieb die Kohlenotierungen und auch den Spotpreis für LNG kräftig nach oben, was dann auch Auswirkungen auf die Notierungen bei Erdgas und Kohle in Europa hatte. Zudem fiel der Beitrag der Erneuerbaren Energien weiterhin gering aus, sodass fossile Energieträger vermehrt zum Einsatz kamen. Für die Preisentwicklung des Kohle-Frontjahres besteht zwar weiter Luft nach oben, jedoch liegt der nächste grössere Widerstand bei 73.69 US-Dollar, dem Hoch vom Oktober 2019. Die Aktienmärkte ihrerseits profitieren nach wie vor vom Optimismus, der durch die ins Rollen gekommenen Impfkampagnen ausgelöst wurde und blenden die Risiken weitgehend aus. Rekordhohe Infektionszahlen in Grossbritannien, mutmasslich verursacht durch eine ansteckendere Mutation des Coronavirus, aber auch vielerorts in Europa und den USA stagnierende hohe Neuinfektionen, noch zeigen die anlaufenden Impfkampagnen keine wesentliche Verbesserung. Sollten sich die Zahlen trotz verschärfter Ausgangsbeschränkungen und strengerer Kontaktverbote senken lassen, bleibt ein dritter Lockdown in Europa wie in ganz England ab vergangenem Mittwoch ein realistisches Szenario.

Die Preisentwicklung am Stromspotmarkt war für das kurze Ende der Terminkurve eher eine Belastung. Das Wetter spielte dabei die Hauptrolle, so wurde mit wieder höheren Temperaturen auch weniger Strommengen benötigt, insbesondere in Frankreich. Eine Zunahme der Windstärke sorgte an einigen Tagen auch für einen steigenden Beitrag der erneuerbaren Energien zur Stromproduktion, sodass weniger der teureren fossilen Energieträger eingesetzt werden mussten. Die durchschnittliche Tagestemperatur sollte ab dem 25. Dezember wieder sinken. Der höhere Strombedarf könnte dann allerdings auch von einem höheren Windaufkommen in Deutschland neutralisiert werden. Am Wochenende erwarten Meteorologen einen Beitrag von rund 38 Gigawatt durch Wind und Solar. Insgesamt könnte daher das Wetter weitgehend neutral sein.

Fester zeigen sich derzeit die ARA-Kohlepreise. Gestern Dienstag notierte das Frontjahr 2021 knapp unter 70.00 USD je Tonne. Der Markt profitiert von den Prognosen einer wirtschaftlichen Erholung in Asien im neuen Jahr, wo die zweite Welle der Pandemie weitgehend ausgeblieben ist und aktuell von dem kalten Winter in Teilen Asiens, was auch Auswirkungen auf die Preise für ARA-Kohle hat. In Europa kommt die Kraftwerkskohle wegen der moderaten Erneuerbaren-Einspeisung ebenfalls vermehrt zum Zuge. Die allerjüngsten Entwicklungen, das Auftreten einer offenbar deutlich aggressiveren Corona-Virusvariante mit verschärften Lockdown-Folgen sowie die Unfähigkeit von EU und der britischen Regierung, sich auf ein Post-Brexit-Abkommen zu einigen, legen allerdings ihren Schatten auch auf die Märkte. Wie weit der Kohlemarkt hiervon betroffen sein wird, ist derzeit kaum abschätzbar.

Die CO2-Emissionsrechte hatten abermals einen erheblichen Einfluss auf die Entwicklung der Strompreise. Der im Dezember 2021 fällige EUA-Future an der ICE legte letzte Woche bis auf 32.50 Euro je Tonne CO2-Ausstoss zu, danach drehte der Markt wieder leicht nach unten und notiert derzeit bei 31.10 Euro. Der EU-Rat hat die beim Gipfeltreffen vergangene Woche beschlossene Verschärfung der Klimaziele für 2030 bestätigt. Somit befürworteten die Staat- und Regierungschefs ein verbindliches EU-Ziel für eine Verringerung der Treibhausgasemissionen um mindestens 55 Prozent bis 2030. Das neue Ziel soll demnach gemeinschaftlich mit Beteiligung aller Mitgliedsstaaten erreicht werden. Doch gilt das Reduktionsziel der Einigung der Mitgliedstaaten zufolge nicht für jedes einzelne EU-Land. Polen und weitere Staaten wie Tschechien und Bulgarien halten eine 55-Prozent-Reduktion auf ihrer nationalen Ebene für unerreichbar. Andere Staaten müssten dies demnach durch grössere Reduzierungen ausgleichen. Zudem stehen noch die Trilog-Gespräche aus. Doch soweit liegen die Positionen mit der Forderung von 60 Prozent Reduktion gegenüber dem Ausgangswert von 1990 seitens des EU-Parlaments nicht auseinander. Eine endgültige Einigung ist also zu erwarten. Dies dürfte die EUA-Futures auch zum Start der vierten Handelsperiode von 2021 bis 2030 unterstützen.

Die nächste Ausgabe des "Energy Flash" erscheint am Mittwoch 13.01.2021

Primeo Energie wünscht Ihnen frohe Festtage und einen erfolgreichen Start ins neue Jahr 2021.

Die Preisentwicklung am Strommarkt verlief in der Vorwoche gemischt. Während die Notierungen für Frontmonat nachgaben, legten das Frontquartal und insbesondere das Frontjahr kräftig zu. Bullische Impulse kamen am kurzen Kurvenende vom Spotmarkt, bedingt durch den Beitrag der erneuerbaren Energien zur Stromproduktion sowie das kalte Wetter. Auch die Rohstoffe Gas und Kohle legten deutlich zu. Bei Erdgas machte sich der Einfluss des Wetters, nicht nur in Europa, sondern über die LNG-Preise auch in Asien, besonders bemerkbar. Aber auch das Kalenderjahr verzeichnete einen kräftigen Anstieg um 7.6 Prozent. Die Kohlenotierungen lieferten sogar eine Unterstützung in allen Lieferfristen. Hinzu kommt neben dem Preisanstieg bei Kohlenotierungen noch als weiterer Kostenfaktor hinzu, dass aufgrund niedriger Pegelstände des Rheins auch die Transportkosten für den Transport auf Binnenschiffen ab Rotterdam gestiegen sind. Auch die CO2-Terminnotierungen zeigten starke Gewinne und erreichten in der zweiten Wochenhälfte ein neues historisches Hoch. Der am Montag dieser Woche letztmals gehandelte EUA-Future mit Erfüllung im Dezember 2020 konnte bis auf 31.30 Euro am Freitag zulegen. Der nun neue Benchmark-Kontrakt mit Laufzeit bis Dezember 2021 ging mit 30.73 Euro je Tonne CO2-Ausstoss aus dem Handel. Unterstützt wurden die Notierungen aber auch von Eindeckungen vor dem Ende der dritten Handelsphase, die am Silvester endet. Neue CO2-Emissionsrechte aus dem kommenden Jahr (Phase 4) können nämlich nicht für die Erfüllung der Compliance-Pflicht aus 2020 eingereicht werden.

Positive Impulse gingen auch von den Ölmärkten aus. In der ersten Wochenhälfte belasteten die erneuten Spannungen zwischen USA und China sowie Befürchtungen für die kurzfristige Nachfrage aufgrund steigender Fallzahlen neuer Corona-Infektionen in den USA und Europa. Dies war jedoch nicht von langer Dauer. Denn, in der zweiten Wochenhälfte gewannen die mittelfristigen Aussichten die Oberhand, nachdem im UK für den Impfstoff von Pfizer und BioNTech eine Notfallzulassung erteilt wurde und die ersten Impfungen vorgenommen wurden.

Trotz der extrem starken Aufwärtsbewegungen der letzten Wochen könnten die Aussichten für die Wirtschaft in der laufenden Woche die Rallye bremsen. Dabei ist die Belastung einmal mehr breit gefächert. So gingen an den europäischen Märkten die Indizes nach unten. Im Wochenvergleich verlor der Dax 1.4 Prozent. Die erneuten Spannungen zwischen den USA und China belasten zudem die Stimmung. Aber auch die steigenden Corona-Neuinfektionen und ein ab Mittwoch in Deutschland landesweit beschlossener harter Lockdown belasten. Ein weiterer Abgabedruck besteht aufgrund eines wahrscheinlichen Brexits, nachdem ein Treffen zwischen dem UK Premier Boris Johnson und der EU-Kommissionschefin Ursula von der Leyen am vergangenen Freitag ergebnislos blieb. Auch am kurzen Ende zeichnet sich eine Entspannung ab. Zunehmende Windeinspeisung und weiterhin Temperaturen, die im Tagesmittel über dem saisonüblichen Niveau liegen, haben einen negativen Einfluss. Damit erhöht sich die Wahrscheinlichkeit, dass der Rallye am Strommarkt in der Berichtswoche die Luft ausgeht.

Erzählungen sind an Märkten nicht selten wichtiger als Fakten für die Preisentwicklung. Dies dürfte auch bei den CO2-Emissionsrechten der Fall sein, die in der Vorwoche gleich zum Start weiter kräftig nach oben gingen. Von China kamen positive Vorgaben beim offiziellen Index der Einkaufsmanager, sodass der Markt wieder die Karte spielte, dass mit der Verfügbarkeit eines Impfstoffes gegen das Coronavirus auch die Konjunktur sich wieder schneller erholen sollte und somit auch mehr CO2-Emissionsrechte nachgefragt würden. Doch das BIP ist in der Phase des zweiten Lockdowns kein guter Indikator für den Bedarf an CO2-Emissionszertifikaten, denn die Industrie hält sich weitaus besser. Allerdings gibt es durchaus auch einige positive Faktoren für die EUA-Futures. Dies sind zum einen das geringere Auktionsvolumen im Dezember und zum anderen das nahende Ende der gegenwärtigen Handelsphase. Am 1. Januar beginnt die neue, bis 2030 laufende Handelsphase, aus der jedoch keine CO2-Emissionsrechte für die Erfüllung der Compliance-Pflicht in 2020 geborgt werden können. Die Unternehmen müssen sich also bereits jetzt hinreichend eindecken, was die Nachfrage stützt. Somit konnte der am 14. Dezember fällige EUA-Future an der ICE auch wieder die Marke von 30.00 Euro je Tonne überwinden, blieb jedoch unter dem Jahreshoch vom September. Der Wochenschluss lag mit 30.11 Euro je Tonne CO2-Ausstoss jedoch um 7.0 Prozent höher als am letzten Freitag im November.

Bei ARA-Kohle hielt der Preisanstieg an. Die ICE-Futures stiegen beim Frontmonat um 17.9 Prozent auf 63.40 US-Dollar je Tonne, was allerdings auch zu einem erheblichen Teil am Kontraktwechsel lag. Das Frontquartal ging um 5.1 Prozent nach oben, während das Kalenderjahr 2021 um 3.8 Prozent auf 62.90 US-Dollar stieg. Für die Kohlepreise spielte zum einen auch das Wetter eine bedeutende Rolle. Allerdings ist auch der Streik bei einer Kohlemine in Kolumbien, der nun nach 91 Tage zu Ende ging, ein Faktor, der zu einer sinkenden Produktion in Kolumbien und geringeren Exporten führte. Hierdurch sind in Rotterdam nach Händlerangaben die Lagerbestände deutlich gesunken, was die Preise nach oben trieb. Die Wetteraussichten sprechen für einen anhaltend höheren Bedarf an Kohle, obgleich Erdgas nun in allen Lieferfristen wieder vorteilhafter als Kohle für die Stromproduktion ist. Einen positiven Preiseffekt hatte auch die erste Auktion zur Stilllegung von Kohlekraftwerken in Deutschland. Die Notierungen der ICE-Futures auf ARA-Kohle sollten in den nächsten vier Wochen in allen Lieferfristen deutlich nach oben gehen, was auch die Strompreise in Deutschland unterstützen dürfte.

Der Euro war für die Strompreise ein zweischneidiges Schwert. Die Risikobereitschaft der Investoren nahm weiterhin zu, sodass die Umschichtungen aus sicheren Häfen in riskantere Aktiva auch zu Kapitalströmen raus aus dem US-Dollar in andere wichtige Währungen führten. Hierdurch konnte sich der Euro von 1.1962 auf 1.2120 US-Dollar im Wochenvergleich aufwerten. Dies war auch für die Preisentwicklung bei Kohle und Rohöl vorteilhaft. Allerdings hat sich durch den Effekt der Aufwertung um 1.3 Prozent der Preis in Euro entsprechend geringer nach oben entwickelt. Aber dies bedeutet noch immer ein Plus auch in Euro für ARA-Kohle und Rohöl, sodass unter dem Strich der festere Euro für die Strompreise vorteilhaft war.

Am Strommarkt erhielt der Frontmonat kräftige Unterstützung vom Spotmarkt. Der Hauptgrund für den Preisanstieg war das Wetter. Zum einen gingen die Temperaturen deutlich nach unten. Dies führt insbesondere in Frankreich zu einer höheren Nachfrage, von der auch die Schweizer Strompreise betroffen sind. Aber der wesentliche Faktor war der Einbruch des Beitrags der erneuerbaren Energieträger zur Stromproduktion. Es herrschte eine Dunkelflaute mit kaum Windaufkommen und wenig Sonnenscheinstunden. Nach den Prognosen der Meteorologen soll sich dieses Wettermuster mit unterdurchschnittlichen Windaufkommen und geringer als saisonüblichen Temperaturen auch bis tief in den Dezember hinein fortsetzen. Die Notierungen zeigten sich allerdings auch für die Monate Januar und Februar sowie für das Frontquartal deutlich erhöht. Diese Preise wären aber nur gerechtfertigt, wenn es den ganzen Winter über kalt und windarm bleiben würde.

Eine Unterstützung erhielten die Terminnotierungen ebenfalls von den CO2-Emissionsrechten. So handelte der am 14. Dezember fällige EUA-Futures an der ICE gestern Dienstag wieder bei knapp unter 30.00 Euro je Tonne CO2-Ausstoss. Damit setzt sich der seit Anfang November bestehende Aufwärtstrend im Kontext freundlich gesinnter Nachbarmärkte und mit der Hoffnung auf wirtschaftliche Erholung weiter fort. Auch die Hoffnung auf eine baldige Verfügbarkeit eines Impfstoffes gegen das Coronavirus spielt eine wesentliche Rolle für den Preisanstieg. Die Meldung des britischen Unternehmens Astra-Zeneca löste einen weiteren euphorischen Schub aus. Aber auch die geringeren Auktionen von CO2-Emissionsrechten im Dezember und die Verschiebung des Starttermins für Auktionen auf möglicherweise erst Anfang Februar im nächsten Jahr unterstützten den Preisanstieg.

Kräftig nach oben ging es auch mit dem ICE-Futures auf ARA-Kohle. So notiert das Frontjahr aktuell bei 61.50 USD je Tonne. Der Preisanstieg dürfte auch mit der prognostizierten Wetterentwicklung zusammenhängen. Durch eine steigende Stromnachfrage bei gleichzeitig geringen Beiträgen der erneuerbaren Energien muss mehr Strom auf konventionelle Art produziert werden. Hierbei kommen auch die Kohlekraftwerke zum Einsatz. Hinzu kommt der Bedarf an Kohle in Deutschland für die Produktion von Fernwärme.

Bei Erdgas stiegen die Preise ebenfalls stark an. Aktuell handelt das niederländische TTF-Frontjahr bei 14.35 Euro. Auch hier spielte das Wetter eine wesentliche Rolle, das zu einer höheren Nachfrage führte. Aber auch der Streik von Sicherheitskräften auf norwegischen Plattformen und der Gas-Verarbeitungsanlage Nyhamna trug zu den deutlich höheren Notierungen bei. Hinzu kommt, dass in Asien aufgrund des frühen Kälteeinbruchs die Nachfrage nach LNG stieg und auch in den USA die Gaspreise wetterbedingt nach oben gingen. Um für LNG-Lieferungen weiterhin attraktiv zu sein, mussten also auch die Gaspreise an der TTF für das kurze Ende der Terminkurve mit nach oben gehen.

Die Terminnotierungen am Strommarkt zeigten sich in der vergangenen Woche volatil, konnten sich in der zweiten Wochenhälfte jedoch nicht im Plus halten und schlossen leicht unter den Vorwochenwerten. Für kräftige Preissteigerungen am Öl- und den europäischen Aktienmärkten zu Wochenbeginn sorgte eine Meldung des US-Pharmakonzerns Moderna zur Wirksamkeit seines Impfstoffes gegen das Coronavirus. Nur eine Woche nach der Meldung von Pfizer und Biontech über den gemeinsam entwickelten Impfstoff gegen das Coronavirus, der bei Tests eine Erfolgsquote von 90 Prozent erreicht, sorgte nun ein weiterer US-Impfstoffkandidat mit einer Wirksamkeit bei Tests von sogar 94.5 Prozent für Hoffnungen und beflügelte die Erwartung für Ölnachfrage. Trotz positiver Aussagen zur Verfügbarkeit dürfte auch bei Moderna eine Weile dauern, bis eine Herdenimmunität erzielt ist. Kurzfristig dürfte also die Entwicklung der Fallzahlen bei Corona-Neuinfektionen noch eine Belastung für die Ölnachfrage darstellen. Ein weiterer Faktor für den Preisanstieg in der Vorwoche waren Aussagen hinsichtlich des virtuellen Meetings der OPEC+ zum Beginn der kommenden Woche. Der Markt erwartet, dass sich die OPEC+ auf eine Verschiebung der geplanten Anhebung der Produktionsobergrenzen einigen wird. Aber auch eine erneute Reduzierung des Produktionslimits wird für möglich gehalten.

Viel verhaltener als die europäischen Märkte reagierte der US-Aktienmarkt auf die Meldung von Moderna zum Corona-Impfstoff. Der S&P als marktbreiter Index für den US-Aktienmarkt gab nämlich im Wochenvergleich um 0.8 Prozent nach. Auch die Aussagen der Fed zum Zustand der US-Wirtschaft und der Risiken dämpfte die Risikobereitschaft der Investoren. Der Dow Jones landete ebenfalls im Minus und nur die US-Technologiewerte Nasdaq konnten ein leichtes Plus gegenüber der Vorwoche verzeichnen. Aber auch die US-Wirtschaftsdaten fielen gemischt aus. So enttäuschten etwa die Einzelhandelsumsätze mit einem geringer als vom Konsens erwarteten Anstieg. Der Index der Fed in New York für das Verarbeitende Gewerbe im Bezirk (Empire State Manufacturing Index) fiel unerwartet von 10.5 auf 6.3 Punkte. Besser als erwartet war jedoch die Industrieproduktion im Oktober, die nach einem Minus von 0.4 Prozent (ursprünglich Minus 0.6 Prozent) gegenüber dem Vormonat nun um 1.1 Prozent gegenüber September zulegte. Die gemischten US-Wirtschaftsdaten unterstreichen auch die Einschätzung der Fed, dass für die US-Konjunkturentwicklung durchaus noch Risiken bestehen. Dies ist für die Aussichten der US-Ölnachfrage eigentlich auch ein negativer Faktor.

Anders als bei Öl bewegten sich die Terminnotierungen am Gasmarkt in der Vorwoche stark abwärts. Eine enorme Belastung war die Preisentwicklung an den Spotmärkten. Durch die Erwartung einer milderen Wintersaison, gepaart mit einer starken Versorgung in der absehbaren Zukunft aufgrund des derzeit hohen Speicherstandes wurden die Winterkontrakte signifikant stark belastet. Die Frontmonate Dezember und Januar gaben jeweils 9 Prozent nach, während das Frontjahr mit rund 6 Prozent im Minus stand. Damit hat sich die Kraftwerksmarge für die Gasverstromung verbessert und ist nun wieder konkurrenzfähiger gegenüber der Kohleverstromung. In der aktuellen Woche werden kühlere Temperaturen innerhalb der saisonalen Norm erwartet. Zudem prognostizieren die Meteorologen einen stetig abnehmenden Beitrag der erneuerbaren Energien zur Stromproduktion bis Freitag, was eine höhere Gasnachfrage der Stromproduzenten impliziert. Aber auch bei den durchschnittlichen Tagestemperaturen sprechen die Vorhersagen für einen steigenden Gasbedarf. Dies dürfte die Preise am kurzen Ende etwas stützen.

Angesichts der Entwicklung in anderen Segmenten der Energiemärkte ist die Preisentwicklung bei Phelix-Baseload schon eine Überraschung, denn es wären eigentlich höhere Notierungen zu erwarten gewesen. Die wesentliche Nachricht war die Meldung von Pfizer und Biontech, dass der gemeinsam entwickelte Impfstoff gegen das neue Coronavirus bei Tests eine Erfolgsquote von 90 Prozent erreicht habe und nun die Zulassung beantragt wird. Die EUA-Futures reagierten hierauf mit kräftigen Kurssteigerungen. Der in wenigen Wochen fällige Dezember-Kontrakt ging von 25.32 bis auf 27.13 Euro je Tonne CO2-Ausstoss nach oben. Allerdings gab er in der zweiten Wochenhälfte auch wieder etwas nach und lag zum Wochenschluss mit 26.28 Euro um 3.4 Prozent höher als in der Woche zuvor. Der Markt ging zunächst davon aus, dass sich mit dem Impfstoff auch die wirtschaftliche Lage schnell verbessert und deshalb auch die Stromnachfrage wieder steigen würde. Doch nach der ersten Euphorie realisierte der Markt dann allerdings auch, dass es noch einige Wochen oder gar Monate dauern wird, bis die Zulassung erteilt und der Impfstoff in den erforderlichen Mengen produziert wird. Deshalb blieb das Plus beim Kalenderjahr 2021 dann mit 1.0 Prozent auch eher bescheiden.

Auch die Impulse von den fossilen Energieträgern wurden kaum von den Strompreisen umgesetzt. Bei Rohöl ging es kräftig nach oben. Der Frontmonat bei Brent stieg in der ersten Hälfte der Vorwoche von 39.45 bis auf 45.30 US-Dollar pro Barrel in der Spitze am vergangenen Mittwoch, fiel dann jedoch bis zum Wochenschluss auf 42.78 US-Dollar zurück, was noch immer ein deutliches Plus von 8.4 Prozent bedeutet. Auch der Frontmonat der ICE-Futures auf Gasöl in Europa stieg kräftig um 6.8 Prozent auf 344.75 US-Dollar je Tonne. Auch an den Ölmärkten waren die Erwartungen zunächst überzogen optimistisch. Doch die Internationale Energieagentur sorgte mit der Aussage in ihrem Monatsbericht, dass es bis weit im Jahr 2021 hinein dauern könnte, bis der Impfstoff eine Wirkung auf die Ölnachfrage zeigen würde, für eine Ernüchterung der Ölhändler. Kurzfristig bleiben die Nachfrageprobleme mit den steigenden Fallzahlen neuer Corona-Infektionen bestehen.

Die Meldung um einen bald verfügbaren Impfstoff gegen die COVID-19 Pandemie vermochte auch die Kohle zu stützen. Die Erwartung ist, dass die momentanen Einschränkungen der wirtschaftlichen Tätigkeit im Laufe des Jahres 2021 von der Bildfläche verschwinden werden. Als weitere Stütze für den Anstieg steht der weiterhin starke pazifische Kohlemarkt. Es gab im pazifischen Markt neue Langzeithochs durch Spekulationen um chinesische Importsperren für Australische Kohle und sich anbahnende Streiks in Südafrika. Die Voraussagen für einen kühlen, regnerischen Winter in der Pazifikregion wurden zudem immer konkreter, wodurch mit Produktionseinschränkungen und einer erhöhten Nachfrage gerechnet wird. Die Einschränkungen rund um den Streik in Kolumbien blieben weiter bestehen.

Überwiegend fester zeigt sich derzeit der Strommarkt. Die Pfizer/Biontech-Meldung vom Montag, wonach möglicherweise schon in der kommenden Woche in den USA ein Antrag auf Zulassung für den Impfstoff gestellt wird, könnte sich als „Game-changer“ an den Märkten erweisen und zu dauerhaft höheren Notierungen führen. Es kommt nun darauf an, für wie substanziell die Meldung von Analysten und anderen Experten bewertet wird. Neben den Nachrichten von der Corona-Front goutierten die Märkte den Sieg von Joe Biden bei den US-Präsidentenwahlen. Die Anleger setzten auf eine Entspannung im Handelsstreit und auf Konjunkturpakete. Zudem wird eine Umorientierung der US-Politik in Richtung grünerer Energien erwartet. Eine Unterstützung erhielten die Terminnotierungen am Strommarkt auch von der Preisentwicklung am Spotmarkt. Das Plus beim Day-Ahead ist der geringeren Erneuerbaren-Einspeisung geschuldet. Die Marktteilnehmer gehen von einer Fortsetzung des ruhigen Herbstwetters aus. Von daher könnten die Spotpreise auch weiterhin eine Unterstützung für die Terminnotierungen liefern.

Eine weitere wesentliche Rolle für die gestiegenen Strompreise spielt allerdings auch die Entwicklung bei den CO2-Emissionsrechten. Nach Bekanntwerden der Nachricht von Pfizer/Biontech hoben die Emissionen zeitgleich mit dem Aktienmarkt ab und durchbrachen in der Spitze den Widerstand von 27 Euro. Umgesetzt wurden bis zu diesem Zeitpunkt massive 31.8 Millionen Zertifikate. Dominierten in den Oktoberwochen noch die Befürchtungen über die Auswirkungen der Lockdown-Massnahmen in vielen europäischen Ländern, so sorgen nun die Wirtschaftsdaten für eine Stimmungsverbesserung, von der auch die EUA-Futures profitieren. In Europa fielen die Indizes der Einkaufsmanager für Italien und Spanien deutlich besser als erwartet aus. Zudem wurden die vorläufigen Daten für Deutschland und die Eurozone weiter nach oben revidiert. Aber nicht nur die Industrie ist weiter auf Erholungskurs, denn auch bei den Dienstleistungen fielen die Indizes überwiegend besser als erwartet oder vorläufig gemeldet aus. Allerdings liegen sie auch noch unter der kritischen Schwelle von 50 Punkten und in einigen Bereichen des Sektors könnte der Lockdown die Lage noch verschlechtern.

Erdgas hat seine Rolle als günstigster fossiler Brennstoff für die Stromerzeugung durch den Preisanstieg von Juli bis zur vorletzten Woche im Oktober eingebüsst. Das kurze Ende der Terminkurve wurde jedoch anfangs November durch sinkende Notierungen für Erdgas in den USA und für LNG in Asien belastet, denn hierdurch sind nicht mehr so hohe Preise in Europa für ausreichende LNG-Lieferungen im Winter erforderlich. Hinzu kommt, dass auch bei Erdgas durch Lockdown-Massnahmen der Markt nach wie vor mit einer niedrigeren Nachfrage rechnet. Für die nächsten Wochen gehen Prognosen eher von einer Seitwärtsbewegung aus.

In der vergangenen Woche fuhren die Terminnotierungen am Strommarkt im Konvoi der Nachbarmärkte, die allesamt kräftig unter Druck gerieten. Negativer Impuls ging vom Spotmarkt aus. Aufgrund des höheren Windaufkommens stieg der Beitrag der erneuerbaren Energien zur Stromproduktion, sodass weniger fossile Energieträger eingesetzt werden mussten. Allerdings gehen die Wettermodelle der Meteorologen davon aus, dass nach dem Hoch vom ersten Montag im November die Beiträge der erneuerbaren Energien wieder abnehmen. Dies könnte sich dann auch positiv auf das kurze Ende der Terminkurve auswirken. Eine weitere Belastung ging von den fossilen Energieträgern aus. Die seit Mitte September ununterbrochene Aufwärtsbewegung bei Erdgas zeigte letzte Woche eine erste Marktkorrektur nach unten. Die in Europa aufgrund der steigenden Fallzahlen neuer Corona-Infektionen ergriffenen Massnahmen führten zu Befürchtungen, dass die Gasnachfrage deutlich fallen könnte. Die erwartete unmittelbare Nachfragereduktion drückte die Gaspreise nach unten. An der niederländischen TTF, dem Referenzmarkt auf dem europäischen Festland ging der Frontmonat um 8.8 Prozent auf 14.06 Euro je Megawattstunde zurück, während das Frontquartal mit einem Minus von 9.6 Prozent auf 14.15 Euro am kräftigsten nach unten ging. Noch am besten hielt sich das Kalenderjahr, das allerdings auch deutlich um 7.7 Prozent auf 13.59 Euro fiel. Für Verlustbegrenzung sorgte jedoch die LNG-Nachfrage in Asien. Da neueste Prognosen einen kälteren Winter vorhersagen, stiegen kurzfristig die asiatischen Bestellungen und damit nahm auch die Frachtrate für LNG-Tanker zu. Die nordeuropäischen Gasspeicher lagen zuletzt bei 92.28 Prozent, was rund 2 Prozentpunkte über dem langjährigen Durchschnitt liegt.

Neben den Belastungen von fallenden Gaspreisen wurde der Strommarkt rohstoffseitig insbesondere von den Notierungen bei Kohle und den Emissionszertifikaten belastet. Gemessen an den Notierungen der ICE-Futures auf ARA-Kohle, konnten diese wieder bei allen Frontkontrakten in der Woche zum 23. Oktober günstiger als der Einsatz von Erdgas für die Stromproduktion werden. Doch in der letzten Woche des Vormonats fielen die Notierungen in allen Lieferfristen deutlich. Den stärksten Verlust erlitt das Kalenderjahr 2021, das um 8.2 Prozent auf 54.51 US-Dollar abstürzte. Bei den EUA-Futures blieb die Rallye in den ersten beiden Handelsstunden des 23. Oktobers nur ein kurzes Strohfeuer. Denn, bereits zum Start in die letzte Oktoberwoche drehte der Markt wieder ins Minus. Bis Mittwoch fiel der im Dezember fällige EUA-Future an der ICE von 25.49 bis auf 22.88 Euro je Tonne CO2-Ausstoß. Eine wesentliche Rolle für den Fall um bis zu 10.2 Prozent spielten die Ängste um einen neuerlichen Einbruch der Konjunktur und die damit verbundenen verminderten Emissionen im aktuellen Jahr. Auch beim dritten fossilen Energieträger Rohöl, der häufig als Leitmarkt gilt, an dem sich die Preise für andere Energieprodukte orientieren, ging es kräftig abwärts. Die jüngsten beschlossenen Teil-Lockdowns zur Eindämmung der COVID-19 Pandemie dürften die Ölnachfrage eine Zeit lang belasten. Zudem deutet mit der weiter steigenden Fördermenge in Libyen angebotsseitig vieles auf eine Überversorgung des Marktes wie bereits im Frühjahr hin. Die US-Wahlen in der aktuellen Woche werden voraussichtlich für eine signifikante Volatilität an den Märkten sorgen. Ein Machtwechsel zu den Demokraten könnte Unruhen durch eine Verweigerung der Machtübergabe oder langwierige Nachzählungen und eine juristische Aufarbeitung der Wahlergebnisse hervorrufen. Dies würde wiederum zu bearishen Marktbewegungen führen.

Die EU-Umweltminister haben sich im Wesentlichen auf einen europäischen Klimaschutz geeinigt. So soll die EU bis 2050 Klimaneutralität erreichen. Allerdings haben die Umweltminister die Entscheidung für ein Zwischenziel bis 2030 auf ihre nächste Sitzung im Dezember dieses Jahres vertagt. Diskutiert wird im EU-Umweltrat der Kommissionsvorschlag für ein CO2-Reduktionsziel von mindestens 55 Prozent bis 2030. „Der Standpunkt des Rates ist partiell, weil er noch kein aktualisiertes Ziel für die Senkung der Treibhausgasemissionen für 2030 enthält“, hiess es aus dem Bun­desumweltministerium in Berlin. Für eine Verständigung sind offensichtlich noch weitere Gespräche erforderlich.

Ein Erreichen der globalen Klimaziele ist nach Überzeugung des Chefs der Internationalen Atomenergiebehörde (IAEA), Rafael Grossi, ohne Atomkraft praktisch ausgeschlossen. Insofern sei das für 2022 beschlossene Ende der Kernenergie in Deutschland politisch legitim, aber in Bezug auf das Klima und das Zwei-Grad-Ziel nicht wissenschaftlich begründbar. „Die wissenschaftliche Tatsache ist, dass Atomkraftwerke einen extrem geringen CO2-Ausstoss verursachen“, sagte Grossi in Wien. Es sei eine empirische Tatsache, dass ein Drittel der sauberen Energie aus nuklearen Quellen stamme. Unter Berufung auf das Zwischenstaatliche Gremium für Klimawandel (IPCC) und die Internationale Energieagentur sagte Grossi: „Jeder Weg zur Erreichung der im Pariser Abkommen festgelegten 2-Grad-Schwelle ist ohne Atomkraft nahezu unmöglich, Atomkraft ist Teil der Lösung“, sagte er und fügte hinzu, dass Kernreaktoren eine stabile Stromversorgung bieten, die weniger konstanten erneuerbaren Strom aus Wind, Wasser oder Sonne unterstützen können. Die unabhängigen Wissenschaftler des IPCC haben festgestellt, dass grössere Anstrengungen erforderlich sind, um die nukleare Sicherheit, die Entsorgung nuklearer Abfälle und andere Risiken anzugehen, wenn die Atomenergie expandieren soll. Grossi besucht Deutschland in einer erneuten Debatte über ein Endlager für abgebrannte Brennelemente. Finnland sei bislang das einzige Land, das ein solches permanentes Atomlager errichtet. Auch Schweden habe einen Standort kürzlich genehmigt. „Wir haben ein Problem verschoben, bis es unmöglich ist, es nicht anzugehen“, sagte Grossi über den Mangel an langfristigen Lösungen für radioaktive Abfälle. Der Widerstand der Menschen, solches Material in ihrer Nähe zu wissen, sei verständlich, sagte er. „Die Leute bevorzugen eine Lösung, die sie nicht in die Nähe von Abfall bringt.“ Der deutsche Atomausstieg sei in Konsequenz und Tempo weltweit praktisch einzigartig und ein echter Sonderweg. Nur wenige Länder hätten sich für einen Ausstieg entschieden. Andere strebten eine Reduzierung der Atomkraft an, aber keinen Ausstieg. Ansonsten gebe es einen bemerkenswerten Trend zum Atomausbau - sei es in China, Russland, Indien, Südafrika, Türkei, Bangladesch, Vietnam, den Vereinigten Arabischen Emirate, Ägypten, Argentinien oder Brasilien, so der Chef der IAEA, die für den sicheren Betrieb zivil genutzter Atomkraftwerke wirbt.

Schwach präsentiert sich derzeit der CO2-Markt. Die Notierungen fielen unter die Unterstützungsmarke von 25 Euro je Tonne und handelten am Dienstag bei 24.20 Euro. Ausschlaggebend für die Abgaben waren zahlreiche Anschlussverkäufe an den bisherigen Unterstützungslinien. Da sich zudem weiter keine Einigung bei den Gesprächen zwischen der EU und Grossbritannien über einen Handelsvertrag abzeichnet, droht ein Rückfall auf die Regeln der WTO mit negativen wirtschaftlichen Auswirkungen für beide Partner. Falls sich der CO2-Preis in den kommenden Tagen nicht von den derzeitigen Tiefs lösen kann, eröffnet sich weiteres Abwärtspotenzial bis in den Bereich der Tiefststände von Anfang Juni bei 21 Euro hinein. Ein solches Negativszenario bedarf laut Analysten allerdings eines Katalysators und der Hilfe anderer Märkte. Im Moment scheint eine solche Entwicklung allerdings noch nicht wirklich wahrscheinlich. Die auktionierten Emissionen werden gut aufgenommen und die Nachbarmärkte sind gut unterstützt. Positive Impulse für den CO2-Markt könnten weiter vom Votum des Europäischen Parlaments für eine Reduktion der Klimagase um 60 Prozent ausgehen. Zwar wird es schwierig, den Rat auf diese Marke festzulegen, doch der Parlamentsbeschluss hat die Chancen dafür erhöht, dass zumindest der Wert von 55 Prozent sich politisch durchsetzt. Im Parlamentsbeschluss enthalten sich auch verbindliche Ziele für die EU-Einzelstaaten. Der Rat wird sich das erste Mal am 23. Oktober mit dem Klimagas-Vorschlag befassen. Die deutsche Ratspräsidentschaft will eine Lösung in dieser Frage bis um Jahresende herbeiführen.

Infolge der Preissteigerungen bei Erdgas und dem Rückgang der Emissionszertifikate hat sich die Situation am Kohlemarkt im Wettbewerb mit Gas um die Gunst der Kraftwerksbetreiber stark verbessert. So sind die Clean Dark Spreads mittlerweile in allen Lieferfristen ausser auf Jahressicht höher als die Clean Spark Spreads. Widerstand für das ARA-Frontjahr wird beim Hoch Ende September von 60.90 US-Dollar gesehen, ein weiterer Widerstand verläuft bei 61.40 US-Dollar. Doch es ist auch gesorgt, dass die Bäume für die Kohle nicht in den Himmel wachsen. So versucht offenbar der weltgrösste Kohleimporteur China seine inländische Produktion dadurch zu schützen, dass er Importe zu behindern trachtet. Peking hat tatsächlich im September weniger Kohle eingeführt. Angeblich führt die chinesische Regierung mit grossen Kohleimporteuren Gespräche mit dem Ziel, diese Firmen von Käufen abzuhalten. BHP hat inzwischen mitgeteilt, dass erste chinesische Kunden deshalb um eine Verschiebung von Lieferungen gebeten haben. Die von China nicht abgerufene Kohle drängt zunächst auf den pazifischen Markt, mittelbar könnte allerdings auch ARA-Kohle betroffen sein. Möglicherweise stehen aber auch die hohen Gaspreise, die die Wettbewerbsfähigkeit der Kohle so stark verbessert haben, auf wackeligen Beinen. Der Markt hat sich zuletzt von Berichten beirren lassen, dass eine Einschränkung amerikanischer LNG-Lieferungen nach Europa drohe. Die Preisdifferenz zwischen dem TTF und Henry Hub ist aber allemal gross genug, um den Exporteuren eine gute Marge zu ermöglichen. Da die russischen Exportkapazitäten nicht ausgelastet sind, könnten Minderlieferungen an LNG durch höhere russische Importe ausgeglichen werden. Zudem wird kurzfristig in Europa eine mildere Witterung erwartet, wodurch der Gasbedarf für Heizzwecke geringer wird.

In der Vorwoche zeigte der europäische Kohlemarkt eine Aufwärtsbewegung. Bei den ICE-Futures auf ARA-Kohle gingen in allen Lieferfristen die Notierungen nach oben, wobei das Kohlefrontjahr mit 2.4 Prozent auf 59.75 US-Dollar die Handelswoche schloss. Rohstoffseitig bekamen die Kohlepreise in erster Linie Unterstützung von den positiven Entwicklungen bei den beiden anderen fossilen Energieträgern. Zentrales Thema dabei war der Streik in der norwegischen Öl- und Gasindustrie um mehr Löhne. So wurden bereits zu Wochenbeginn die ersten Anlagen stillgelegt, nach dem Scheitern der Gespräche am darauf folgenden Mittwoch drohte die Gewerkschaft Lederne den Streik auf weitere Plattformen auszuweiten, der im schlimmsten Fall bis zu einem Viertel der Gas- und Ölproduktion kurzzeitig getroffen hätte. Zudem sorgte Hurrikan Delta für Produktionsausfälle bei der US-Ölproduktion im Golf von Mexiko, was ebenfalls kurzfristig den Ölpreis zu stützen vermochte. Auch vom CO2-Emissionsmarkt bekam der Kohlemarkt Unterstützung. Das EU-Parlament stimmte mit einer deutlichen Mehrheit dem Vorschlag des Umweltausschusses für eine stärkere Reduktion des CO2-Ausstosses von 60 Prozent gegenüber dem Referenzwert von 1990 zu, was deutlich über den Vorschlag der EU-Kommission von 55 Prozent hinausging. Bislang ist das Ziel eine Verminderung um 40 Prozent, was jedoch nicht ausreichen dürfte, um die Verpflichtungen nach dem Pariser Klimaabkommen zu erfüllen. Dies triebt die CO2-Notierungen nochmals nahe an die Marke von 28 Euro, ohne sie jedoch zu erreichen. Im weiteren Wochenverlauf fielen die Gewinnmitnahmen jedoch dermassen kräftig aus, dass es zu einem Ausbruch nach unten kam. Am vergangenen Freitag gab schliesslich der im Dezember 2020 fällige EUA-Future an der ICE bis auf 25.51 Euro nach. Möglicher Grund für den kräftigen Rückgang unter die Unterstützungsmarke von 26 Euro ist der erhebliche Widerstand von einigen osteuropäischen Ländern, insbesondere Polen und Tschechien, selbst gegen den Vorschlag der EU-Kommission. Bis Ende des Jahres läuft nun die Diskussion innerhalb des EU-Rats (Rat der Ministerpräsidenten der Mitgliedsländer), der dem Vorschlag seinerseits nun zustimmen muss. Eine Einigung ist für Dezember 2020 geplant.

Am kurzen Ende der Terminkurve wird die Gasnachfrage durch das kalte Wetter und den Rückgang der Temperaturen in der aktuellen Woche gestützt. Zudem sind nach einer erzielten Einigung auf einen neuen Tarifvertrag zwischen den Ölproduzenten und der Ölgewerkschaft Lederne am vergangenen Freitag die Stilllegungen der norwegischen Anlagen infolge von Streiks keinerlei Thema mehr. Auch wird im Golf von Mexiko die Öl- und Gasproduktion allmählich wieder hochgefahren, nachdem Hurrikan Delta am Freitag an Land gegangen ist. Ausserdem sei für die kommende Woche eine kühle und zumeist windarme sowie trockene Witterung vorhergesagt, die für einen verstärkten Heizbedarf und somit für stabilere Gaspreise sorgen dürfte. Da zur Stromproduktion Gas aktuell noch attraktiver ist als Kohle, könnte sich der Effekt bei weiter steigenden Gasnotierungen reduzieren. Auch macht der Rückgang des CO2-Preises Kohle wieder wettbewerbsfähiger.

Die angespannte Situation der französischen Kernkraftwerke dürfte auch 2021 ein heisses Eisen bleiben. EDF hat Wartungsarbeiten an den Reaktoren, die für 2020 geplant waren, auf 2021 verschoben. Zudem stehen für das neue Jahr mehrere 10-Jahres-Überprüfungen an, die länger und komplizierter ausfallen als die gewöhnliche Wartung der Kernreaktoren. Die Analysten erwarten daher keine durchschlagende Verbesserung bei der Kernkraftwerksverfügbarkeit in Frankreich. Trotz der Entspannung, die durch die Verschiebung der Kontrolltermine für das laufende Jahr erreicht wurde, rechnet, EDF mit einer historisch niedrigen Produktion der Kernkraftwerke für 2020 von 315 bis 325 Terawattstunden. Seit Juli liegt die französische Stromnachfrage überdies nur noch rund 3 Prozent unterhalb des Vorjahresniveaus. Vor dem Hintergrund eines sich erholenden Bedarfs bestehe ein beträchtliches Risiko hoher Spotpreise im Winter.

Der schweizerische Versorger Axpo rechnet in seiner jüngsten Markteinschätzung im Basisszenario mit einer annähernden Verdoppelung der Gaspreise bis 2023. Danach sei mit einem langsamen Abschmelzen der Preise bis zum Ende des Jahrzehnts zu rechnen. Die Axpo-Analysten gehen davon aus, dass das derzeitige Überangebot an LNG durch neue Projekte schon 2021 kontinuierlich nachlässt. Zudem hat das durch Corona bedingte Niedrigpreisumfeld zu einer Verschiebung oder gar Einstellung von LNG-Projekten geführt. Eine zweite LNG-Angebotswelle erwartet der Versorger erst für Mitte der laufenden Dekade. Europa werde sich also zunächst einen verschärften Wettbewerb mit Asien um LNG liefern müssen. Da die Gasproduktion in der Nordsee und in den Niederlanden infolge schwindender Reserven und fehlender Investitionen zurückgeht, wird der Axpo-Analyse zufolge Europa zunächst auch verstärkt auf Erdgasimporte aus Russland und anderen Nachfolgestaaten der Sowjetunion angewiesen sein. Der Ausstieg aus der Kohle und aus der Kernenergie werde die europäische Gas-to-Power-Nachfrage stützen, so die Analysten. Der übergeordnete Trend der Gasnachfrage in Europa dürfte Axpo zufolge jedoch ab 2025 abwärtsgerichtet sein, bedingt durch schwindende Bedarfe von Industrie- und Haushalten. Der gesamteuropäische Verbrauch wird demnach von derzeit gut 250 Milliarden Kubikmetern jährlich bis Ende des Jahrzehnts auf rund 230 Milliarden Kubikmeter pro Jahr zurückgehen.

Sehr fest hat sich Rohöl der Sorte Brent am Montag gezeigt. Händler begründeten die kräftigen Zugewinne mit den Streiks auf sechs norwegischen Offshore-Öl- und Gasfeldern. Dadurch wird die norwegische Förderung laut Analystenangaben um 330'000 Barrel Öl-Äquivalent pro Tag gesenkt. Zudem werden die Preise durch wachsenden Optimismus bezüglich des Gesundheitszustands von US-Präsident Donald Trump und eines geplanten wirtschaftlichen Stimulierungspakets in den USA unterstützt. Bis gegen 16.45 Uhr hat Dezember-Brent 2.16 auf 41.43 US-Dollar je Tonne zugelegt. November-Gasöl erhöht sich um 13.25 auf 332.00 Dollar je Tonne.

Bei den fossilen Brennstoffen, die für die Stromerzeugung eingesetzt werden, verlief die Preisentwicklung gemischt. Am Gas-Leitmarkt, der niederländischen TTF, verzeichnete das Kalenderjahr 2021 einen Rückgang um 0.8 Prozent auf 13.57 Euro je Megawattstunde, das Frontquartal stieg um 0.8 Prozent auf 12.85 Euro. Das kurze Ende der Terminkurve erhielt eine Unterstützung von den Spotpreisen, die von der Nachfrage der Stromproduzenten und teilweise geringeren Lieferungen aus Norwegen bedingt durch Wartungsarbeiten profitierten. Die Gasspeicher in Deutschland sind zwar durch relativ geringe Einspeicherungen ab August nicht so hoch wie zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres ausgelastet, aber liefern keinen Grund für höhere Gaspreise, denn selbst bei einem etwas kühleren Winter sollten die Bestände ausreichend sein. Prognosen für die nächsten Wochen sind für Frontquartal und Kalenderjahr eher negativ, was auch die Strompreise belasten könnte.

Nach oben ging es mit den Notierungen bei den ICE-Futures auf ARA-Kohle. Das Frontquartal legt am kräftigsten mit einem Plus von 4.6 Prozent zu, gefolgt vom Kalenderjahr 2021, das sich um 2.6 Prozent auf 59.91 US-Dollar verteuerte. Die Preise profitierten zum einen vom geringeren Beitrag der erneuerbaren Energien zur Stromproduktion, aber auch von der Verfügbarkeit von Kernkraftwerken in Frankreich. Das Nachbarland hat deshalb auch wieder mehr Kohlekraftwerke ans Netz genommen, was die Kohlenachfrage steigert. Zudem hat sich der Preisverlauf bei den CO2-Emissionsrechten positiv auf die Kohlepreise ausgewirkt.

Negativ war die Entwicklung an den internationalen Ölmärkten. Die steigenden Fallzahlen neuer Corona-Infektionen in einigen europäischen Ländern sowie die deshalb befürchteten Massnahmen zur Eindämmung des Virus dürften auf die Ölnachfrage eine negative Auswirkung haben. So hat beispielsweise in Grossbritannien der Premierminister Boris Johnson zu verstärkter Arbeit im Home-Office aufgerufen. Libyen hat mit der Verladung von Rohöl begonnen und auch die Arbeiten in den Ölfeldern wurden aufgenommen, nachdem es zu einem Kompromiss zwischen den streitenden Parteien im Osten und Westen des Landes kam. Die Nationale Ölgesellschaft hat die Force-Majeure-Klausel aufgehoben. Somit dürfte einem etwas zunehmenden Ölangebot ein Rückgang der Nachfrage gegenüberstehen.

Eindeutige Belastungen für den Strommarkt gingen von der Volatilität bei den CO2-Emissionsrechten aus. Zunächst fielen die Notierungen weiter bis auf 25.70 Euro je Tonne. Für den Rückgang war der Anstieg bei den Corona-Fallzahlen der Hauptfaktor. Doch bis zum Mittwoch der Vorwoche legte der im Dezember fällige EUA-Future an der ICE auf 28.33 Euro zu, was einige Marktteilnehmer auf Verfallstermine bei Optionen zurückführten. Doch bis zum Handelsschluss am Freitag gaben die EUA-Futures wieder auf 26.11 Euro je Tonne CO2-Ausstoss nach, was im Wochenvergleich ein Minus von 6.5 Prozent bedeutet. Der Markt befürchtet, dass es mit Lockdown-Massnahmen, selbst wenn sie lokal begrenzt sind, doch zu einer langsameren Erholung der Konjunktur und somit des Bedarfs an CO2-Emissionsrechten kommt, als bislang eingepreist wurde.

Die Terminnotierungen bei Erdgas im nordwestlichen Europa zeigten in der vergangenen Woche konsistente Gewinne. Zu dem Auftrieb trugen vor allem die Entwicklungen an den jeweiligen Spotmärkten bei, aber auch die Erwartungen für die Gasnachfrage der Stromproduzenten hatten einen Einfluss auf die Spotpreise. Am britischen NBP legte der Day-ahead im Wochenvergleich um 11.2 Prozent auf 29.75 Pence per Therm. In den Marktgebieten auf dem Festland ging es für den Day-ahead nur bei Gaspool mit 12.9 Prozent noch kräftiger nach oben, während er sich bei TTF und NCG lediglich mit 5.3 respektive 4.6 Prozent verteuerte. Revisionsarbeiten prägten die Vorwoche stark und trugen zu diesem Anstieg bei. So war an den französischen LNG-Terminals die Annahmekapazität aufgrund von Wartungsarbeiten eingeschränkt. Somit reduzierte die niedrigere LNG-Einspeisung in Nordwesteuropa die Flexibilität der Versorgung. Die geplante Wartung der britischen Pipeline BBL liess den Gasfluss aus Grossbritannien ebenfalls stark reduzieren. Die Fortführung der Arbeiten in den norwegischen Produktionsgebieten Troll und Kollsnes schränkten den norwegischen Export weiterhin ein. Die nordwesteuropäischen Gasspeicher standen zuletzt bei 92.15 Prozent, rund 8 Prozentpunkte höher als der Durchschnitt, aber 6 Prozentpunkte tiefer als der letztjährige Stand. Auf der anderen Seite der Atlantik haben bedingt durch die Folgen des Hurrikans Laura im August viele Terminals den Betrieb noch immer nicht aufgenommen, da die Stromversorgung instabil ist. Nur wenige Wochen nach dem Wiederstart der Produktion mussten einige Produzenten an der Golfküste ihre Betriebe wegen Hurrikan Sally nun wieder temporär einstellen. Zurzeit stehen rund ein Fünftel der amerikanischen Produktionsanlagen wegen Unwetter still. Diese Produktionseinschränkungen durften die LNG-Lieferungen an den Empfangsterminals im nordwestlichen Europa noch einige Zeit lang beeinträchtigen und vor allem am kurzen Kurvenende für Preissteigerungen sorgen.

Einen weiteren positiven Einfluss auf die Gaspreise, sowohl am Spot- als auch am Terminmarkt, hatte die Preisentwicklung an den internationalen Ölmärkten, auch wenn die Sorgen hinsichtlich der Entwicklung der globalen Ölnachfrage zunächst noch dominierten, die auch von den weiter nach unten revidierten Prognosen der OPEC und der IEA verstärkt wurden. Insbesondere die OPEC ist viel pessimistischer und geht von einem Rückgang der Ölnachfrage in 2020 um 9.46 Millionen Barrel je Tag gegenüber dem Vorjahr aus, was um 0.4 Millionen Barrel höher als in der Prognose von August liegt. Aber ab vergangenem Dienstag überwogen die Auswirkungen des nächsten Hurrikans Sally, der die US-Golfküste erreichte und zu Evakuierungen von den Plattformen führte. Sally legte zeitweise rund 30% der Ölförderung im Golf von Mexiko lahm, hatte aber wie Hurrikan Laura keine bleibenden Schäden an den Ölförderanlagen hinterlassen. Mit Sturmtief 22 braut sich allerdings bereits ein weiteres Tief mit Hurrikanpotential über der Region zusammen. Verstärkt wurde der Anstieg der Ölpreise auch von einem unerwartet kräftigen Rückgang der Lagerbestände bei Rohöl und US-Motorenbenzin in der Woche zum 11. September. Die OPEC drängt die Nachzügler dazu, die verfehlten Produktionskürzungen nachzuholen, was an den Ölmärkten ebenfalls positiv aufgenommen wurde. Hierdurch legte der Frontmonat für Brent im Wochenvergleich um 8.3 Prozent auf 43.15 US-Dollar je Barrel zu und hat den Rückgang der vorhergehenden Woche wieder aufgeholt.

Der dramatische Wirtschaftseinbruch durch die Pandemie wird nach Ansicht der Organisation Erdöl exportierender Länder (OPEC) die globale Energienachfrage schlimmer und länger beeinträchtigen als bisher befürchtet. In ihrem Monatsbericht erhöhte die OPEC ihre Schätzung für den Wegfall des weltweiten Ölbedarfs in die­sem Jahr auf 9.5 Millionen Barrel pro Tag - ein Rückgang um 9.5 Prozent gegenüber dem Bedarf des vergangenen Jahres. Die in Wien ansässige Organisation nannte eine Abschwächung der wirtschaftlichen Aktivität, eine langsamer als erwartete Erholung der Nachfrage nach Kraftstoffen und steigende Fälle von Infektionen in Indien, Indonesien, Thailand und den Philippinen als Gründe für die jüngste Senkung der Nachfrageprognose.Der aktuelle Bericht kommt vor der Sitzung des gemeinsamen Überwachungsausschusses der OPEC am Donnerstag, auf der das Kartell und seine Verbündeten Pläne zur weiteren Lockerung der Förderkürzungen in den kommenden Monaten erörtern werden. Obwohl es nur wenige Anzeichen dafür gibt, dass die OPEC-Allianz plant, diese Pläne noch in diesem Monat anzu­passen, „bleiben die Auswirkungen der Entwicklungen im Zusammenhang mit Covid-19 auf die bereits fragilen globalen Wirtschaftsbedingungen eine Herausforderung und werden koordinierte globale politische Massnahmen aller Marktteilnehmer erfordern“, erklärte die OPEC. In diesem Zusammenhang werden die Investoren auf dem Treffen nach Hinweisen suchen, wie es um die Förderdisziplin steht. Während die Vereinigten Arabischen Emirate, normalerweise ein treuer Verbündeter Saudi-Arabiens, laut Cargo-Tracker Kpler hinterherhinken, zeigte der OPEC-Bericht, dass der Irak - ein berüchtigter Nachzügler bei der Einhaltung - nach sekundären Quellen im August 100'000 Barrel an Fördermenge gekürzt hat.

Am heutigen Tag will die EU-Kommissionschefin Ursula von der Leyen offiziell eine neue Zielmarke für die Treibhausgas-Einsparungen in zehn Jahren nennen. Schon jetzt wird klar, worauf es hinausläuft: Minus 55 Prozent und nicht nur wie bislang vorgesehen 40 Prozent unter den CO2-Emissionen von 1990. Die deutsche Industrie ist besorgt. Das bedeutet zum Beispiel: schneller mehr E-Autos auf der Strasse, schneller bessere Fenster und Heizungen in älteren Häusern, mehr Ökoenergie, neue Wälder, sorgfältigere Landwirtschaft, moderne Industrie - ein Kraftakt mit riesigen Investitionssummen. Im Idealfall soll der Klimaplan Europa zu einem modernen, grünen Vorreiter für eine klimafreundlichere Weltwirtschaft machen. Nicht jeder ist davon überzeugt. In Deutschland warnen Verkehrsminister Andreas Scheuer (CSU) und die Autoindustrie vor „überzogenen Werten“. Der Deutsche Industrie- und Handelskammertag (DIHK) befürchtet ebenfalls, dass Deutschlands Unternehmen überfordert werden. Noch ist der Vorschlag für das 55-Prozent-Ziel nicht offiziell. Ursula von der Leyen wird ihre Zielmarke heute in der „Rede zur Lage der Europäischen Union“ im Europaparlament nennen. Bei den in den vergangenen Jahren bereits verschärften Vorgaben für Energiewirtschaft und Industrie müsse nachgesteuert werden. Wie das im Einzelnen geschehen soll, lässt die Kommission offen. Konkrete Gesetzespläne kündigt sie erst für Juni 2021 an. In Aussicht gestellt wird aber schon jetzt unter anderem die Ausdehnung des europäischen Emissionshandelssystems ETS auf Gebäude und Verkehr. Dass der Emissionshandel wirkt, hat die Deutsche Industrie- und Handelskammer in einer Analyse zur geplanten Anhebung der Klimaziele bestätigt. Der Verband warnt allerdings für den Fall eines 55-Prozent-Ziels vor Preissteigerungen für Zertifikate um bis zu 171 Prozent auf 55 Euro pro Tonne. Dies könne auch Verbraucher in Deutschland treffen.

Gemischt ist der Impuls von den fossilen Energieträgern für die Stromproduktion. Bei Erdgas legte im nordwestlichen Europa der Frontmonat zu. Am Leitmarkt, der niederländischen TTF, stieg er um 4.5 Prozent auf 11.68 Euro je Megawattstunde. Auch das Frontquartal legte um 1.5 Prozent auf 12.99 Euro zu. Das Kalenderjahr 2021 hingegen gab um 3.5 Prozent auf 13.50 Euro nach. Beim Frontjahr hat sich der Rückgang der Ölpreise stärker bemerkbar gemacht. Der Frontmonat sowie das Frontquartal standen hingegen stärker unter dem Einfluss der Entwicklungen an den Spotmärkten. Wartungsarbeiten führten zu geringeren Lieferungen vom Grossbritannien-Festlandsockel. Niedrigere Beiträge der Windkraft zur Stromproduktion und eine niedrige Verfügbarkeit von Kernkraftwerken in Frankreich trieben die Gaspreise ebenfalls. Zwar kam es im Wochenverlauf zur Entspannung, aber dann dominierten in der zweiten Wochenhälfte Befürchtungen, dass ein geforderter Baustopp bei der Ostseepipeline Nord-Stream-2 zu geringeren Gaslieferungen führen könnte. Aber dieses für Europas Energieversorgung negative Szenario hat kurzfristig noch keine Auswirkungen, sondern würde nur erwartete Gaslieferungen aus Russland ab 2021 betreffen.

Die Aussichten für die Kohle sind kurz- bis mittelfristig eher bearish. Zu sehr dominieren die belastenden Faktoren – in erster Linie die Nachfragesituation: Indonesien hat zum Beispiel seinen Benchmark-Preis für Kohle aufgrund steigender Vorräte auf ein Rekordtief gesenkt. Polen hat trotz Produktionskürzungen übersteigende Lagerbestände geklagt und will seine Förderung im kommenden Jahr um 7 Millionen Tonnen reduzieren, um Bestände abzubauen. Japan hat seine Einfuhren im Juli im Vergleich zum Vorjahresmonat um 13.9 Prozent gesenkt. Diese Liste könnte beliebig weiter fortgesetzt werden. Die Nachfrage schwächelt also in vielen Teilen dieser Welt, Produktionssenkungen haben das Problem nicht beheben können. Wann bei diesen – häufig durch die Corona-Pandemie bedingten – Einbussen eine wirkliche Erholung zu sehen sein wird, wird unter Analysten diskutiert. Mit Spannung werden dementsprechend die monatlichen Veröffentlichungen verschiedener Indizes erwartet. Bisher haben sie gemischte Bilder geliefert. Während zwischenzeitlich von einer recht schnellen wirtschaftlichen Erholung in Europa ausgegangen wurde, warnen nun einige Experten, dass die Euphorie möglicherweise verfrüht war.

Der wesentliche Faktor für den Rückgang bei den Strompreisen ist jedoch der Markt für die CO2-Emissionsrechte. Der im Dezember 2020 fällige EUA-Futures konnte am letzten Montag im August noch die Marke von 30.00 Euro je Tonne CO2-Ausstoss überwinden, sich jedoch nicht halten. Aufgrund mangelnder Anschlusskäufe und Gewinnmitnahmen verloren die Notierungen wieder deutlich an Wert und fielen diesen Montag bis auf 26.66 Euro zurück. Die langfristig bullishen Einschätzungen von einigen Hedge Funds reichten nicht aus, um sich gegenüber den negativen kurzfristigen Fundamentals durchzusetzen. Dies spricht dafür, dass auch in den kommenden Wochen die breite Handelsspanne weiterhin Bestand haben könnte.

Ein Grund für die Verteuerung der Gaspreise im August waren die Schwankungen auf der Angebotsseite. Wartungsarbeiten in Norwegen verursachten eine deutliche Reduktion des Gasflusses nach Zentraleuropa. Auch zahlreiche Wartungsarbeiten in Grossbritannien unterstützten die Preise im britischen Markt und erhöhten ebenso die nordwesteuropäischen Gaspreise. Eine erhebliche Rolle für die Notierungen spielt auch die Preisentwicklung auf der anderen Seite des Atlantiks. Die anhaltende Hitzewelle in den USA und wieder höhere Lieferungen zu den US-Terminals für die Verflüssigung von Erdgas zum anschliessenden Export treiben am US-Gasmarkt die Preise nach oben und unterstützen so auch den europäischen Markt.

Von den internationalen Ölmärkten ging ein geringer Einfluss auf die Preise aus. In der Spitze stieg die Rohölsorte Brent in der Vorwoche bis auf 46.53 US-Dollar, da jedoch der Hurrikan Laura in den USA weniger Auswirkungen auf die Ölindustrie als zunächst befürchtet hatte, gaben die Notierungen wieder nach. Insgesamt bleibt der Ölmarkt im Spannungsfeld zwischen einer wirtschaftlichen Erholung und in einigen Regionen wieder kräftiger steigenden Fallzahlen neuer Corona-Infektionen. Die Prognosen sind weiterhin optimistisch. Allerdings dürfte ohne eine deutliche Verbesserung der Ölnachfrage das Potenzial für einen kräftigen Anstieg der Ölpreise eher limitiert sein.

Keinen grossen Einfluss hatte die vorübergehende Erholung der Kohlepreise. Im Vergleich über vier Wochen fielen die Notierungen. Der Kohlemarkt ist international überversorgt, die hohen Lagerbestände, vor allem in Europa, beschränken das Aufwärtspotenzial. China begrenzt die Importe thermischer Kohle, um die eigene Produktion zu fördern. In Europa wird Kohle für die Stromproduktion zunehmend von Gas verdrängt und diese Entwicklung dürfte sich tendenziell fortsetzen.

Bei dem im Dezember 2020 fälligen EUA-Future gingen die letzten Prognosen von einer Seitwärtsbewegung aus. Doch in der letzten Augustwoche drehte die Entwicklung und die Notierungen stiegen kräftig bis auf ein Hoch am Montag von 30.16 Euro. Der massive Kursanstieg soll nach Händlerangaben auf einem Artikel in der Financial Times basieren, dass Hedge Funds und andere institutionelle Investoren aufgrund politischer Entwicklungen in der Umweltpolitik der EU die CO2-Emissionszertifikate als langfristiges Spekulationsinstrument entdeckt hätten und von einem Anstieg in den nächsten Jahren auf rund 50.00 Euro oder gar darüber hinaus ausgehen. Das Engagement von Hedge Funds würde auch erklären, weshalb der Markt kaum auf den Angebotsüberhang bedingt durch die Coronakrise reagiert hat. Eine Konsolidierung bei den EUA-Futures wäre deshalb eine Kaufgelegenheit für die Hedge Funds, sodass das Potenzial nach unten begrenzt sein könnte. Doch nach dem starken Kursgewinn ist kurzfristig eine Konsolidierung möglich, dafür spricht auch, dass im September die Auktionsvolumina wieder steigen.

Überwiegend fester hat sich der europäische Gasmarkt präsentiert. Am kontinentaleuropäischen Leitmarkt, dem niederländischen TTF, verteuerte sich das Frontjahr 2021 auf 13.30 Euro. Marktteilnehmer führten den Preisanstieg unter anderem auf die wartungsbedingt geringeren Lieferungen aus Norwegen zurück, die zwar zumeist geplant gewesen seien, den Markt aber dennoch stützten. Für die kommenden Tage und Wochen stehen demnach weitere Wartungsarbeiten an, was die Preise weiter stabilisieren dürfte. Auch die höheren Notierungen für US-Gas am Henry Hub hatten zum Anstieg der europäischen Preise beigetragen. Zuletzt hatte auch die Hitzewelle, die den Einsatz von Klimaanlagen und entsprechend den Gasbedarf für die Stromproduktion ansteigen liess, die Preise gestützt. Wie aktuelle Zahlen zeigen, ist Gas in allen Lieferfristen noch immer deutlich vorteilhafter für die Stromproduktion als Kohle. Bemerkbar machte sich dies zuletzt auch beim Gasverbrauch, der für die deutschen Marktgebiete Gaspool und Net Connect Germany in den vergangenen Tagen zumeist deutlich höher ausfiel, als prognostiziert. Im September dürfte die Nachfrage wieder etwas zurückgehen, da der Einsatz von Klimaanlagen temperaturbedingt zurückgeht, aber noch kein Heizbedarf besteht.

Über die nächsten drei Tage dürften Nachrichten vom Golf von Mexiko die Lage am Ölmarkt mitbestimmen. Gleich zwei Tropenstürme steuern direkt auf die wichtige Energieinfrastruktur im Golf zu. Über 15 Prozent der US-Ölproduktion liegt dort, weshalb bereits eine vorübergehende Schliessung der Produktionsanlagen – fast 60 Prozent steht seit Sonntag bereits still – die Versorgungssituation beeinflussen könnte. Noch wichtiger ist der mögliche Effekt auf die Verarbeitungskapazitäten, weil fast die Hälfte aller US-Raffinerien an der Küste im Golf von Mexiko liegt. Der psychologische Effekt sollte nicht unterschätzt werden, auch wenn sich die US-Ölproduktion in den kommenden Wochen nach Einschätzung der EIA wieder erholen soll. Auf der anderen Seite bleibt die Nachfrage schwach und ihre Dynamik ungewiss. Indien, der drittgrösste Ölimporteur und Ölverbraucher der Welt, hat im Juli mit umgerechnet 2.92 Millionen Barrel täglich 36.5 Prozent weniger als im Vorjahr und so wenig Rohöl wie seit mindestens 2011 nicht mehr importiert. Wegen den aktuellen Einschränkungen – Indien verzeichnet die höchsten Neuansteckungen mit Covid-19 weltweit – dürfte die Nachfrageschwäche anhalten. Die tieferen Zahlen der Juli-Einkaufsmanagerindizes in Europa deuten ebenso auf eine schwächere Nachfragedynamik hin.

Die Europäische Union hat sich nahezu geschlossen mit einer scharfen Protestnote gegen weitere amerikanische Einmischungen beim Bau der Ostsee-Gaspipeline Nord Stream 2 verwahrt. Letzte Woche gab es auf Einladung der EU-Delegation beim US-Aussenministerium eine Demarche zur amerikanischen Sanktionspolitik. 24 EU-Mitgliedsstaaten beteiligten sich an dem diplomatischen Einspruch, der per Videokonferenz erfolgte. Damit hat der europäische Protest gegen die US-Einmischungen überraschend starken Rückhalt. Obwohl der Bau der Ostsee-Pipeline zwischen Russland und Deutschland von nicht wenigen europäischen Ländern kritisiert wird, zeigt sich die Europäische Union in der Ablehnung der US-Einmischung nun weitgehend geschlossen. Nur drei EU-Staaten schlossen sich der Protestnote nicht an. Um welche Länder es sich dabei handelte, blieb vorerst unklar. US-Aussenminister Mike Pompeo hatte Ende Juli das amerikanische Sanktionsgesetz auf europäische Zulieferfirmen und Auftragnehmer der Nord-Stream-2-Pipeline ausgeweitet. In der Woche darauf folgten direkte Drohgespräche zwischen Vertretern von US-Ministerien und einzelnen europäischen Firmen. In der vergangenen Woche drohten mehrere US-Senatoren um den texanischen Republikaner Ted Cruz den Betreibern und Mitarbeitern des deutschen Ostseehafens Sassnitz auf Rügen die „finanzielle Vernichtung“ an, sollten sie den Pipeline-Bau weiter unterstützen. In der Kritik der 24 EU-Staaten heisst es, dass man bereits seit längerem die zunehmenden Sanktionsdrohungen der USA beobachte. „Aus Prinzip“ wehre sich die Europäische Union gegen die Anwendung von Sanktionen durch „Drittstaaten“ gegen „europäische Firmen, die einem legitimen Geschäft nachgehen“. Extraterritoriale Sanktionen betrachte man als einen Bruch internationalen Rechts: Europäische Politik sollte in Europa entschieden werden, nicht von Drittstaaten.

Leicht schwächer hat sich letzte Woche der CO2-Markt gezeigt. Beigetragen zur schwächelnden Performance hatte auch die Auktion von 1.797 Millionen Zertifikaten aus EU-Beständen, die zu 25.94 Euro zugeschlagen wurden. Der Markt hatte zu diesem Zeitpunkt bei 26.10 Euro gehandelt. Wegen der im August halbierten Auktionsvolumina haben manche Anleger auf einen Preisaufschwung spekuliert, wie er sich so häufig in den vergangenen Jahren ereignet hatte. Doch langsam scheint sich abzuzeichnen, dass diese Hoffnung wie schon im Vorjahr trügerisch sein könnte. In den vergangenen zwei Wochen hat der Markt per Saldo kaum zulegen können. Das lag auch an den bislang schwachen Auktionen, die Mal um Mal unter dem Marktpreis herauskamen. Offensichtlich sind die Marktteilnehmer vorsichtig geworden. Und die Zeit spielt gegen die Bullen. Je länger die erhoffte Rallye auf sich warten lässt, umso drohender bauen sich die umfangreichen Auktionen im September auf. Jene, die auf Gewinne gesetzt hatten, haben möglicherweise die aktuelle Situation um das Coronavirus vergessen. Die von der Pandemie ausgelöste globale Wirtschaftskrise führt dazu, dass deutlich weniger Zertifikate benötigt werden als vor den Zeiten von Corona prognostiziert. Zwar wird dank der Marktstabilisierungsreserve ein Teil der überschüssigen Zertifikate vom Markt genommen, doch das wird noch eine ganze Weile dauern.

Im Wochenvergleich gingen die Terminnotierungen am Schweizer Strommarkt in allen Lieferfristen nach oben. Eine wichtige Unterstützung kam von der Preisentwicklung am Spotmarkt. Hierfür spielte das Wetter eine wesentliche Rolle. Zum einen unterstützte die Temperaturentwicklung und die damit einhergehende höhere Stromnachfrage, aufgrund der momentan herrschenden Hitzewelle insbesondere die Diskussion über die Robustheit der Stromversorgung im Nachbarland Frankreich in Zeiten von Extremwetter. Zum anderen gaben die Beiträge der erneuerbaren Energien zur Stromproduktion nach. Am Emissionsmarkt herrschte in der Vorwoche hingegen ein Auf und Ab. Per Saldo kam von den Emissionsrechten nur eine leichte Unterstützung für die Strompreise. Bis vergangenen Donnerstagmorgen erreichte der im Dezember 2020 fällige EUA-Future an der ICE das Wochenhoch bei 27.44 Euro, fiel am Freitagmorgen wieder unter die Marke von 26.00 Euro und erholte sich schliesslich aufgrund positiver Kursentwicklung an den europäischen Aktienmärkten. Der DAX bzw. der Euro Stoxx verbesserte sich um 2.9 (respektive 2.6) Prozent. Die endgültigen Daten der Indizes der Einkaufsmanager im Verarbeitenden Gewerbe für Juli wurden gegenüber der vorläufigen Schätzung nochmals deutlich nach oben revidiert. Der Index für Deutschland stieg somit von 45.2 auf 51.0 Punkte, während der Index für die Eurozone von 47.4 auf 51.8 Punkte stieg. Die Indizes für den Dienstleistungssektor wurden jedoch nach unten revidiert. Der Auftragseingang im Juni stieg in Deutschland gegenüber dem Vormonat um 27.9 Prozent, während der Konsens unter den Bankvolkswirten nur von einer Zunahme um 10.3 Prozent ausging.

Kräftigen Auftrieb bekamen die Strompreise von der Rallye bei Erdgas, das in der Vorwoche Haupttreiber für den Strommarkt wurde. Der Frontmonat am Leitmarkt, der niederländischen TTF sprang um fast 31.7 Prozent in die Höhe und trieb das Frontjahr um fast 6.1 Prozent mit nach oben. Der Spotmarkt in Europa nahm sogar um 35 Prozent zu. Die starken Aufwärtsbewegungen sind zum einen auf einen steilen Anstieg der amerikanischen Henry-Hub-Preise in den USA zurückzuführen. Aufgrund von Produktionseinschränkungen ging das Angebot von Erdgas dort stark zurück. Dementsprechend werden die LNG-Lieferungen aus den USA nach Europa voraussichtlich gedämpft. Zum anderen sorgten Veränderungen bei den kontinentalen Gasflüssen in Europa für weitere Unterstützung. Wartungsarbeiten in Norwegen sowie ein verminderter Zufluss von russischem Gas über Ukraine, was jedoch durch höhere Lieferungen durch die Nord-Stream-Pipeline und durch Polen weitgehend kompensiert wurden, lösten die spürbaren Verteuerungen aus.

Auch am Ölmarkt war die Preisentwicklung im Wochenvergleich positiv. Trotz einer verringerten Förderkürzung im August präsentiert sich die Rohölsorte Brent fester. Unterstützt werden die Notierungen von den Hoffnungen auf eine rasche und kräftige Erholung der globalen Wirtschaft, die freundliche Stimmung an den Finanzmärkten sowie die erstmals seit langem wieder fallenden Covid-19 Fallzahlen in den USA. Aber auch Sorgen über eine Überversorgung des Marktes spielt weiter eine Rolle. Eine davon ist die Produktionsanhebung der OPEC+. Analysten warnen davor, dass es mit steigenden Ölpreisen auch zu einer schnelleren Zunahme der Ölproduktion kommen könnte.

Die Korrektur bei den CO2-Emissionsrechten setzte sich zum Beginn der letzten Woche im Juli noch fort. Der im Dezember 2020 fällige EUA-Future durchbrach dabei die Marke von 25.00 Euro und fiel bis auf 24.82 Euro. Zum Wochenende hin erholten sich die Kontrakte wieder und schlossen am Freitagnachmittag bei 26.28 Euro je Tonne. Ein Faktor für den Anstieg ist das Auktionsvolumina im August, welches nur rund der Hälfte der normalen Menge entspricht. Die geplante Mindermenge könnte eine Unterstützung für die CO2-Preise bieten.

Support erhielten die Strompreise insbesondere beim Frontmonat von der Preisentwicklung bei Erdgas im nordwestlichen Europa. Sicherlich geht beim Wochenvergleich des Frontmonats am Leitmarkt, der niederländischen Title Transfer Facility (TTF), ein Teil des Preisanstiegs von 20.2 Prozent auf den Kontraktwechsel zurück. Aber auch der September als neuer Frontmonat legte um 6.9 Prozent zu. Das Frontquartal stieg um immerhin noch 1 Prozent, das Kalenderjahr 2021 blieb fast unverändert bei 12.20 Euro. Das kurze Kurvenende wurde zum einen von den höheren Spotpreisen für den Day-ahead unterstützt. Aber auch Wetterprognosen lieferten einen Beitrag zum stärkeren Preisanstieg beim Frontmonat. Die Versorgungs- und Speicherlage ist gut, der Auslastungsgrad der Gasspeicher lag bei 88.4 Prozent. Für den kurzfristigen Ausblick ist eine Konsolidierung der Preise auf aktuellem Niveau möglich.

Die Kohle spielt immer weniger für die Stromerzeugung eine Rolle. Im ersten Halbjahr 2020 leisteten die erneuerbaren Energien einen Beitrag von über 50 Prozent zur Stromproduktion, wobei allerdings auch die Stromnachfrage gesunken ist. Zudem verdrängt aufgrund der Preisentwicklung bei Erdgas und den CO2-Emissionsrechten das „fuel-switching“ die Kohle, die gemessen an den Clean Dark und Spark Spreads in allen Lieferfristen gegenüber Erdgas für die Stromproduktion unwirtschaftlich ist. Die Nachfrage nach Kohle für die Stromproduktion ist also rückläufig. Dennoch gingen bei den Kohlepreisen die Notierungen in allen Lieferfristen nach oben. Unterstützt werden die Preise von Corona-bedingt geringerer Kohleförderung in Kolumbien, USA und Russland. Aber mit weiteren Preissteigerungen nimmt der Wettbewerbsnachteil von Kohle gegenüber Erdgas bei der Stromerzeugung nur noch zu.

Im Wochenvergleich ging die Rohölsorte Brent mit 43.40 USD je Barrel unverändert aus dem Handel. Belastet wurden die Ölmärkte von den US-Wirtschaftsdaten. Insbesondere den Rückgang des US-BIP im zweiten Quartal von 32.9 Prozent hatten wohl einige Marktteilnehmer nicht auf dem Radarschirm. Dieses Minus ist in den USA nur aufgrund der Berechnung der Jahresrate so hoch ausgefallen. Ermittelt man hieraus die Veränderung gegenüber dem Vorquartal so wie in Europa, dann war der Einbruch geringer als in Deutschland. Aber auch der Anstieg bei den Erstanträgen auf Arbeitslosenhilfe hatte die Ölpreise belastet. Prognosen gehen zwar für die nächsten Wochen von einem Anstieg der Preise aus, könnten jedoch damit schief liegen. Angesichts der höheren Produktion der OPEC+ ab August ist bestenfalls mit einer Fortsetzung der Seitwärtsbewegung zu rechnen. Jedoch eine etwas deutlichere Korrektur ist angesichts steigender Neuinfektionen mit dem Coronavirus nicht ausgeschlossen.

Für die vergangene Woche verzeichnete Swiss-Baseload in allen Lieferfristen sinkende Notierungen. Eine Belastung für die Strompreise, insbesondere beim Cal 21, war die Preisentwicklung bei den EUA-Futures. Nachdem die Marke von 30.00 Euro je Tonne in der dritten Juliwoche zwar überschritten, jedoch nicht gehalten werden konnte, gab der im Dezember 2020 fällige EUA-Future zunächst weiter nach und fiel bis auf ein Wochentief bei 25.65 Euro am vergangenen Mittwoch. Hier setzte dann Nachfrage ein und der Benchmark-Kontrakt bei den CO2-Emissionsrechten startete einen neuen Anlauf nach oben. Aber noch bevor die Marke von 27.50 Euro erreicht wurde ging den Bullen schon wieder die Luft aus. Der Markt drehte erneut nach unten und lag zum Handelsschluss bei 26.37 Euro, was im Wochenvergleich ein Minus von 5.2 Prozent bedeutet. Von den politischen Entwicklungen sprach jedoch nichts für ein Minus bei den EUA-Futures. Allerdings könnten die gestiegenen Fallzahlen bei den Corona-Infektionen auch über die Risiken für die Erholung der Wirtschaft die CO2-Emissionsrechte belastet haben.

Bei Erdgas gingen die Notierungen in allen Lieferfristen in der vierten Juliwoche ebenfalls zurück. Am besten hielt sich dabei noch der Frontmonat für den Leitmarkt in Europa, der niederländischen TTF, der in der Woche zum 24. Juli per Saldo nur um 2.0 Prozent auf 5.01 Euro je Megawattstunde nachgab. Das Frontquartal ging jedoch kräftiger um 4.5 Prozent zurück und liegt somit wieder unter der Marke von 10.00 Euro, da der Schlusskurs bei 9.89 Euro festgestellt wurde. Am stärksten ging das Kalenderjahr 2021 zurück, das um 4.8 Prozent auf 12.15 Euro je Megawattstunde fiel. In Deutschland kam es zwar zu einer ungewöhnlichen Ausspeicherung um 3.1 Terawattstunden, während sonst im Sommer Einspeicherungen erfolgen. Doch hierdurch hat das Unternehmen Gazprom den Ausfall von Lieferungen über die Nord-Stream-Pipeline, bedingt durch Wartungsarbeiten, kompensiert. Dennoch ist die Kapazitätsauslastung mit 87.9 Prozent noch immer höher als zum gleichen Zeitpunkt in 2019, als der Auslastungsgrad bei 84.9 Prozent lag. Doch mit dem Ende der Wartungsarbeiten dürften auch die Einspeicherungen in Deutschland wieder steigen und die Gaspreise könnten unter Druck bleiben.

Der Leitkontrakt Cal 21 im Kohlemarkt pendelte letzte Woche um die 60 US-Dollar je Tonne. Bis Wochenmitte zeigte der API2-Index Stärke und zog sich danach im Einklang mit dem gesamten Energieumfeld zurück. Der Kohlemarkt wird zurzeit hauptsächlich von China gesteuert. In den vergangenen Wochen konnte eine erhöhte Nachfrage aus China festgestellt werden, da die Kraftwerkbetreiber wegen des hohen Sommerverbrauchs die Lager aufgebaut haben. Nun stiegen die Lagerbestände signifikant und die Nachfrage lässt nach. In Europa verlieren die Kohlekraftwerke weiterhin an Profitabilität. So blieb zum Beispiel der berechnete Clean Dark Spread für ein Kraftwerk mit 41 Prozent Effizienzgrad während der gesamten vergangenen Woche negativ. Das aktuelle Niveau könnte uns noch eine Weile begleiten, bevor der Kurs den fundamentalen Faktoren nach unten folgen dürfte. Insbesondere müssen die chinesischen Importeinschränkungen in der zweiten Jahreshälfte eng beobachtet werden. Es werden bis zu 40 Prozent weniger chinesische Kohleimporte erwartet, was die Preise signifikant belasten könnte.

Die Preisentwicklung bei den EUA-Futures in der Vorwoche war von hoher Volatilität geprägt, insbesondere, was die stündlichen Handelsspannen anbelangt. Zum Wochenauftakt am 13. Juli zeigten die Emissionszertifikate eine starke Performance und handelten in der Spitze mit rund 30.80 EUR oberhalb der wichtigen Marke von 30 EUR je Tonne. Damit war nicht nur das Wochenhoch, sondern auch der höchste Stand seit 14 Jahren erreicht. Allerdings brach der Kurs in der letzten Handelsstunde kräftig ein und der Kontrakt schloss unter der psychologischen Marke von 30 Euro, sodass aus Schlusskursbasis kein signifikanter Ausbruch nach oben vorlag. Bei einem abermaligen Anlauf zwei Tage später am vergangenen Mittwoch, ebenfalls zum Handelsbeginn, überschritt der Kurs zwar die runde Marke, konnte jedoch das Hoch vom Montag nicht erreichen, was von den Händlern als ein Warnsignal interpretiert wurde. Und so kam es wie es kommen musste, einige Bullen bekamen kalte Füsse und realisierten Gewinne, was den EUA-Future bis auf 26.37 Euro einbrechen liess. Am Freitag stabilisierte sich der Markt und schoss in der letzten Handelsstunde von 27.04 bis auf 27.95 Euro in die Höhe, was den Verlust im Wochenvergleich deutlich reduzierte.

Am langen Ende zeigte sich das Cal 21 gestern bis zum Mittag am Schweizer Markt mit Abgaben bei 45.40 Euro je Megawattstunde. Für den Druck auf der Kurve sorgten die Verluste an den Nachbarmärkten. Das Gas-Frontjahr gab ebenso nach wie die Kohle, deren Frontjahr wieder unterhalb von 60 USD-Dollar je Tonne notierte. Nach dem kräftigen Anstieg in der vergangenen Woche dürfte sich der Kohlemarkt in den kommenden Tagen seitwärts bis abwärts bewegen. Dafür spricht aktuell eindeutig die Nachfragesituation. So habe auch der Bericht des Vereins der Kohlenimporteure in der vergangenen Woche deutlich gemacht, der mit einem weiteren Rückgang der deutschen Kohleeinfuhren rechnet und ausserdem auf die zunehmende Verdrängung der Kohle zur Stromerzeugung durch die Erneuerbaren hingewiesen hat. Auch die Dark and Spark Spreads unterstreichen die abnehmende Attraktivität der Kohle für die Stromerzeugung im Vergleich zu Gas. Auch Rohöl der Sorte Brent zeigte sich gestern mit Abgaben. Steigende Corona-Neuinfektionen in den USA, Brasilien sowie mittlerweile auch in Indien sind ein Risiko für die globale Rohölnachfrage. Besonders spektakulär fiel allerdings der weitere Rückgang bei den Emissionszertifikaten aus, die im gestrigen Handelsverlauf um über 1.70 EUR zurückfielen und bei 26.17 Euro je Tonne schlossen. Von den europäischen Aktienmärkten gingen gestern kaum positive Impulse für den Strommarkt aus. Leicht stützend wirken laut Angaben aus dem Handel Aussagen von EZB-Vizepräsident Guindos, dass der Wirtschaftseinbruch im zweiten Quartal nicht so stark ausfallen dürfte wie angenommen. Die Aktienmärkte warteten ab, ob sich der EU-Gipfel in Brüssel auf das avisierte Corona-Hilfspaket im Umfang von 750 Milliarden Euro einigen könne, was nun beschlossene Sache ist. Es bleibt also weiter spannend.

Die Strompreise gingen in der ersten Wochenhälfte kräftig nach oben, gaben jedoch in der zweiten Wochenhälfte nach. Bei Frontquartal und Cal 21 reichte es jedoch zu einem Plus im Wochenvergleich. In den beiden Phasen waren die Preisentwicklungen bei Rohöl jedoch anders. So war Brent in der ersten Wochenhälfte eher in einer Seitwärtsbewegung. Am vergangenen Donnerstag geriet Rohöl zwar ins Minus, drehte jedoch zum Wochenschluss noch ins Plus. Per Saldo legte Brent um 1.0 Prozent zu, war jedoch mit den Strompreisen eher nicht korreliert. Keine Unterstützung erhielten die Strompreise von den Notierungen der ICE-Futures auf ARA-Kohle. Zwar sah auch hier der Start in die vergangene Handelswoche noch positiv aus, aber der Wochenschluss spricht eine andere Sprache. Lediglich das Kalenderjahr konnte noch ein marginales Plus von 0.1 Prozent auf 57.61 US-Dollar je Tonne aufweisen, nachdem der Preis in der Spitze bis auf 59.80 US-Dollar stieg. Der Frontmonat fiel um 4.3 Prozent und das Frontquartal ging um 4.2 Prozent nach unten. Hier machte sich nun der Nachteil von Kohle bei der Stromproduktion gegenüber Erdgas bemerkbar. Allerdings folgen auch die Strompreise nun mehr den Notierungen bei Erdgas, sodass bei Strom das Frontquartal nicht mit nach unten gezogen wurde. Es lag auch an den CO2-Emissionsrechten, dass der Rückgang von Kohle beim Frontquartal keinen negativen Einfluss auf die Strompreise hatte. Der im Dezember 2020 fällige EUA-Future an der ICE setzte nämlich die Rallye fort. Insbesondere zum Start der Handelswoche ging es kräftig nach oben. Ein Grund für den Anstieg bis auf 29.93 Euro je Tonne CO2-Ausstoss spielte der Beschluss des Europaparlaments, dass auch die Schifffahrt in das EU-Emissionshandelssystem aufgenommen werden soll. Bislang wird aus dem Verkehrssektor nur die Luftfahrt erfasst. Allerdings ist es offen, ob der maritime Transport ein eigenes Segment bilden (analog zur Luftfahrt) oder dem Bereich der EUAs zugerechnet werden soll. Nachdem die Marke von 30.00 Euro nicht erreicht wurde, kam es zu einer Konsolidierung. Aber im Wochenvergleich stiegen die EUA-Futures 27.91 auf 29.02 Euro, was ein Plus von 7.2 Prozent bedeutet.

Der Terminmarkt Gas konnte sich in der Kalenderwoche 28 zeitweilig deutlich von den Tiefs distanzieren, verlor dann zum Ende der Woche hin wieder etwas an Terrain. Für die langfristigen Gaskontrakte lief es deutlich besser. CO2 setzte zu neuen Höhenflügen an, Kohle verteuerte sich ebenfalls und am Ende kamen diese Preisbewegungen der Gasverstromung zu Gute, welche nun immer attraktiver dasteht gegenüber der Kohleverstromung. Dies verlieh dem Terminmarkt Gas gute Unterstützung. Obwohl der Spotmarkt Gas zeitweise Korrekturen nach unten zeigt, scheint er sich in sehr kleinen Schritten etwas mehr nach oben zu hieven, auch das stimmt am langen Ende etwas zuversichtlicher. Trotzdem sind die Gasspeicher noch immer gut gefüllt und die wirtschaftlichen Aussichten, insbesondere in der Industrie sind eher düster.

Am langen Ende des Strommarktes wurde das Kalenderjahr einmal mehr von den CO2-Zertifikaten getrieben. Der Dec 20 kletterte bis zum frühen Nachmittag um 1.51 auf 29.42 Euro je Tonne. Entsprechend verteuerte sich das Strom-Cal-21 um 1.60 auf 43.10 Euro je Megawattstunde. Einen deutlichen Schub machte auch das Kohle-ARA-Frontjahr mit einem Plus von 1.42 auf 58.95 Dollar. Gestützt wurden die Märkte auch von den Aktienmärkten, wie Marktteilnehmer sagten. Dort ging es am Vormittag weiter bergauf. Die „Flut an billigem Geld" treibe die Kurse an, sagte Milan Cutkovic, Marktanalyst beim Brokerhaus Axitrader. Zudem setzten die Marktteilnehmer darauf, dass die Pandemie unter Kontrolle bleibe und die Hoffnung auf eine schnelle durchgreifende Wirtschaftserholung schon bald von besseren Zahlen bestätigt werde. Der Deutsche Industrie- und Handelskammertag (DIHK) hat aber trotz der aktuellen Verbesserung der Auftragseingänge betont, dass der Wirtschaft noch eine längere Zeit bis zu einer Erholung bevorstehen werde. „Der Nachfragerückgang hat die Industrie hart getroffen", erklärte DIHK-Experte Kevin Heidenreich. „Lediglich die leichte Erholung im Vergleich zum April ist ein kleiner Hoffnungsschimmer für einen allmählichen Restart der Wirtschaft", betonte er. „Dieser wird allerdings eine Weile dauern." Der Auftragseingang der deutschen Industrie hatte sich im Mai deutlich erholt, allerdings etwas weniger stark als erwartet. Laut Statistischem Bundesamt stiegen die Bestellungen gegenüber dem Vormonat um 10.4 Prozent, lagen kalenderbereinigt aber um 29.3 Prozent unter dem Niveau des Vorjahresmonats. Das Bundeswirtschaftsministerium erklärte, die Daten sprächen dafür, dass die Industrierezession ihren Tiefpunkt durchschritten habe. Der Aufholprozess sei aber noch lange nicht abgeschlossen.

Gas zeigte sich in der Kalenderwoche 27 deutlich stärker. Am Freitag schloss der Leitkontrakt Cal 21 im Marktgebiet NCG bei 13.03 EUR/MWh, rund 3 Prozent-Punkte über dem Settlementpreis der Vorwoche. Auch die Monats- und Quartalskontrakte zeigten sich im gleichen Ausmass stärker. In der Berichtswoche sank der Clean Spark Spread (CSS) zwar relativ stark aufgrund der gestiegenen CO2-Preise, was das Hedging im Gas weniger attraktiv erscheinen lässt. Gleichzeitig verlor der Clean Dark Spread für die Kohle aber deutlich mehr, so dass Gas relativ zur Kohle besser dasteht und die Nachfrage nach Gas steigen lässt. Bezüglich der Gaspipeline Nord Stream II kritisierte die deutsche Bundesregierung die US-Sanktionen und versprach Support für die Fertigstellung des Projektes. Dabei betonte sie auch, dass sie sich auch für einen weiteren Gastransitvertrag für russisches Gas durch die Ukraine einsetzen werde. Die Gasspeicher sind trotz etwas geringerer Einspeicherungen in den letzten Tagen weiterhin sehr gut gefüllt.

Der wichtigste Grund für den Anstieg der Terminpreise im Strommarkt ging von den CO2-Emissionsrechten aus. Der im Dezember 2020 fällige EUA-Future an der ICE setzte seinen Höhenflug fort und legte in der Spitze bis auf 26.80 Euro je Tonne CO2-Ausstoss zu. Eine wesentliche Rolle spielten hierfür die überraschend besser als erwarteten Wirtschaftsdaten, sowohl bei den vorläufigen Daten für die Indizes der Einkaufsmanager als auch beim ifo-Index für das deutsche Geschäftsklima. Die Prognosen gehen denn auch für die nächsten Wochen von einem weiteren Anstieg aus, was auch die Strompreise, insbesondere beim Kalenderjahr 2021, nach oben treiben würde. Allerdings dürften am Markt für die CO2-Emissionsrechte auch die wieder gestiegenen Risiken einer zweiten Welle beim Coronavirus die Erwartungen etwas vorsichtiger werden lassen. Zudem sind die EUA-Futures der Entwicklung der Industrieproduktion bereits sehr weit vorausgeeilt.

Von den fossilen Energieträgern gingen für die Strompreise eher Belastungen aus. So gaben bei Erdgas am Leitmarkt für Europa, der niederländischen TTF, die Notierungen in den meisten Lieferfristen nach. Am kräftigsten fiel dabei der Frontmonat, der sich um 9.1 Prozent auf 5.11 Euro je Megawattstunde verbilligte. Die Gasmärkte wurden zum einen von der Entwicklung bei Rohöl belastet. Aber auch ein wieder reichliches Gasangebot an den Spotmärkten belastete über die fallenden Preise beim Day-ahead auch den Frontmonat. Zudem steigen die Füllstände der Gasspeicher weiter an, sodass die Gefahr unverändert vorhanden ist, dass noch vor dem Ende der Sommersaison die Gasspeicher bis an die Kapazitätsgrenze gefüllt werden. Jeder Angebotsüberhang hätte dann entsprechend negative Auswirkungen auf die Gaspreise, was auch die Strompreise belasten dürfte. Zwar gehen die Prognosen von Analysten von steigenden Gaspreisen in den kommenden Wochen aus, aber das Risiko eines neuerlichen Preisrückgangs ist auch vor dem Hintergrund der jüngsten Daten zu den Infektionen mit dem Coronavirus nicht zu vernachlässigen.

An den internationalen Ölmarkten gingen die Preise zunächst nach oben. Aber auch hier traten die steigenden Fallzahlen neuer Infektionen in Deutschland, China und einigen US-Bundesstaaten wieder stärker in das Bewusstsein der Händler. Auch wenn neue Quarantäne-Massnahmen regional begrenzt blieben, so haben sie dennoch die Stimmung belastet. Die Händler gehen deshalb davon aus, dass die Verbrauchsdaten wieder schlechter werden könnten. Zudem sind in den USA die Lagerbestände bei Rohöl weiter gestiegen und erreichten abermals ein neues Rekordhoch. Hierdurch drehte der Ölmarkt nach den anfänglichen Gewinnen nach unten. Die Analystenprognosen sind für den Ölsektor eher bullish. Doch sollten die Ölpreise anziehen, dann dürfte auf dem nun erreichten Niveau auch schnell die US-Ölförderung wieder zunehmen, was wiederum die Preise belasten sollte.

Mitte Februar 2020 notierte Erdgas am niederländischen TTF, dem Referenzmarkt auf dem europäischen Festland, um die 15 Euromarke. Verglichen mit dem Vorjahreswert, der bei rund 20 Euro lag, ist dieser Wert um 25 Prozent tiefer. Grund dafür war die überdurchschnittlich hohe Temperatur in den Wintermonaten, die die Nachfrage für Gas geschwächt hat. Sieben Wochen nach der Wiedereröffnung der Schulen und Läden in der Schweiz sind die Gaspreise weiterhin auf historisch tiefen Niveaus. Dabei wurde der Boden am 30. März mit 11.80 €/MWh für das Kalenderjahr 2021 am TTF erreicht und im Verlauf des aktuell laufenden zweiten Quartals bisher dreimal verteidigt. Zuletzt waren die Gasspeicher in Nordwesteuropa bei rund 80 Prozent befüllt, rund 29 Prozentpunkte über dem langjährigen Durchschnitt. Neben der hohen Durchschnittstemperatur und den gefüllten Gasspeicher dürfte der wichtigste Belastungsfaktor allerdings, die langsame und vorsichtige Erholung der globalen Wirtschaft sein. Die Prognose der Weltbank zum globalen BIP sowie der Fed zur Entwicklung der US-Wirtschaft drückten zuletzt die Stimmung. Die deutsche Industrieproduktion brach im April um 17.9 Prozent gegenüber dem Vormonat ein, während sie im März bereits um 8.9 Prozent abnahm.

Die Daten von Entso-E zur Stromlast in Deutschland sprechen noch nicht dafür, dass die Lockerungen der Massnahmen zur Eindämmung des Coronavirus zu einer Belebung der Stromnachfrage geführt haben. Die Last an den Arbeitstagen liegt unverändert deutlich unter dem Niveau, dass aufgrund von saisonalen Faktoren und den Temperaturen zu erwarten ist. Zudem liegt die Last auch weiterhin auf dem Niveau, das im April und Mai vorherrschte. Dies spricht also dafür, dass die Nachfrageseite nicht der Hauptgrund für die höheren Strompreise ist. Vielmehr spielt die Preisentwicklung bei den Kostenfaktoren die wesentliche Rolle. Unter den fossilen Energieträgern ist hier in erster Linie die Entwicklung bei den Gaspreisen ein Grund. Am Spotmarkt kam es beim Day-Ahead im Wochenvergleich zu einem Anstieg zwischen 8.2 bis 9.9 Prozent, abhängig vom Marktgebiet. Bei den Terminnotierungen am Leitmarkt für die kontinentaleuropäischen Marktgebiete, der niederländischen TTF, legte der Frontmonat am kräftigsten um 6.5 Prozent auf 5.62 Euro je Megawattstunde zu, gefolgt vom Frontquartal, dass sich um 5.8 Prozent verteuerte. Mit deutlichem Abstand folgte das Kalenderjahr 2021, das sich lediglich um 4.0 Prozent auf 12.48 Euro verteuerte. Da Erdgas nun in allen Frontkontrakten günstiger als Kohle für die Stromerzeugung ist, folgen die Strompreise auch stärker den Entwicklungen bei den Gaspreisen. Die Stornierungen für Lieferungen von Flüssiggas (LNG) aus den USA für Juni und Juli haben bei Gas das Überangebot am Spotmarkt deutlich reduziert. Dies wirkt sich auf die Preise für Frontmonat und -quartal stärker als für das Kalenderjahr 2021 aus. Die Gaspreise profitierten jedoch auch von der Entwicklung an den Ölmärkten.

Das Wetter könnte in dieser Woche für die Gaspreise an den Spotmärkten und dem kurzen Ende der Terminkurve zu einer Belastung werden. Nach den jüngsten Prognosen des Europäischen Zentrums für mittelfristige Wettervorhersagen liegen die durchschnittlichen Tagestemperaturen bereits über dem saisonüblichen Niveau. Sie sollen im Wochenverlauf noch weiter steigen, was insbesondere im UK die Nachfrage belasten könnte. Der Beitrag der erneuerbaren Energien soll in Deutschland nach den aktuellen Prognosen von Eurowind in dieser Woche recht stabil liegen, sodass von dieser Seite auch kein positiver Impuls für die Gasnachfrage zu erwarten ist.

Gemäss dem Präsidenten des französischen Übertragungsnetzbetreibers RTE, François Brottes, wird Frankreich im Winter 2020/2021 aufgrund der Auswirkungen des Coronavirus eine „beispiellose“ Situation in Bezug auf die Stromproduktion erleben, aber keine unfreiwilligen und massiven Stromausfälle erleiden. Da die Eindämmungsmassnahmen gegen das Coronavirus die Wartungsarbeiten an den EDF-Kraftwerken verzögert und damit deren Verfügbarkeit beeinträchtigt haben, hatte die Gruppe Mitte April mitgeteilt, dass die französische Nuklearproduktion in diesem Jahr auf dem niedrigsten Stand seit dreissig Jahren sein dürfte. Laut RTE wird der Stromverbrauch – derzeit 7 Prozent niedriger als vor einem Jahr – im kommenden Winter etwa auf dem gleichen Niveau wie im vergangenen Jahr liegen. In Bezug auf die Produktion wird sich Frankreich jedoch in einer neuen Konfiguration befinden, obwohl EDF seinen Wartungsplan optimiert hat und von einem Defizit von bis zu 15 Gigawatt zu einer weniger kritischen Situation von 6 Gigawatt im November und Dezember nächsten Jahres im Vergleich zu den Prognosen vor der Gesundheitskrise übergegangen ist. Gemäss Brottes ist die Versorgungssicherheit in einer Situation saisonaler Normalität gewährleistet, ohne dass ein anderer Hebel angesetzt werden muss. Dennoch wird sich RTE im Falle einer Kältewelle – wenn die Temperaturen drei Grad, sieben Grad oder sogar mehr unter dem Saisondurchschnitt liegen würden – mit anderen Mitteln als der zur Verfügung stehenden Stromerzeugerflotte auseinandersetzen und diese nutzen müssen. Zu diesen Lösungen gehören die Einsparung von Heizkosten in Gebäuden, die Reduzierung der Netzspanne oder die freiwillige Reduzierung und Verschiebung der Nachfrage bestimmter industrieller Verbraucher. RTE geht davon aus, dass Frankreich mit einer Strom-Importverfügbarkeit von 10 Gigawatt rechnen kann. Doch auch wenn Frankreich all diese Hebel, die 18 Gigawatt entsprechen, ausschöpfe, könnten sich als letztes Mittel gezielte, vorübergehende und kontrollierte Lastabwürfe als notwendig erweisen, warnte Brottes.

Wie die Kohlepreise sich in den nächsten Wochen weiterentwickeln, hängt nach Einschätzung von Analysten vor allem von den weiteren Nachrichten zur weltweiten Ausbreitung des Coronavirus ab. Die Finanz- und Rohstoffmärkte reagieren weiterhin sehr nervös auf die Entwicklungen, wie beispielsweise den erneuten Ausbruch des Virus in Peking und die Reaktion der Behörden darauf. Viele Experten fürchten nun einen zweiten Lockdown und seine Auswirkungen auf die Weltwirtschaft. Zwar sind die chinesischen Kohleimporte in den ersten fünf Monaten des Jahres im Vergleich zum entsprechenden Vorjahreszeitraum gestiegen, gleichzeitig versucht die chinesische Regierung aber, die Einfuhren einzudämmen, um die inländischen Preise zu stützen. So wird von einer schleppenden Zollabfertigung bei Importen aus Übersee berichtet. Dies dürfte die europäischen Kohlepreise belasten. Negativ für die Kohle dürfte auch die Entwicklung bei den Ölpreisen sein. Saudi-Arabien hatte angekündigt, im Juli seine freiwillige Förderkürzung nicht fortzusetzen, da im Inland mehr Öl zur Stromproduktion für den Betrieb von Klimaanlagen benötigt wird. Insgesamt bleiben die Aussichten für die Kohlepreise, die ein wichtiger Impulsgeber für den Strommarkt sind, verhalten.

In der Vorwoche gingen Notierungen für den Schweizer Strommarkt in allen Lieferfristen deutlich nach oben. Beim Frontmonat spielt zwar auch der Kontraktwechsel vom Juni auf den Juli als neuen Frontmonat eine Rolle, aber er kann nur einen Teil des Anstiegs um mehr als 40 Prozent gegenüber der letzten Maiwoche erklären. Auch der Juli selbst legte deutlich zu. Das Frontquartal verbuchte ebenfalls einen zweistelligen Anstieg um 17 Prozent und das Kalenderjahr 2021 verbesserte sich um 4.6 Prozent. Für diese Preisrallye kommen in erster Linie die Kosten für die fossilen Energieträger in Betracht. Bei den Ölpreisen geht es seit dem tiefsten Wochenschluss von Ende April wieder deutlich aufwärts. Bei der Rohölsorte Brent hat sich der Preis seither nahezu verdoppelt. Er legte in der Vorwoche um 19.7 Prozent auf 42.30 US-Dollar je Barrel zu. Auch der Start in den neuen Frontmonat August begann mit einem kräftigen Plus gegenüber dem letzten Freitag im Mai, was durchaus auch zur Entwicklung bei den Strompreisen in allen Frontkontrakten passt. Allerdings ist für die Stromerzeugung mehr Diesel als Rohöl relevant, und hier legte der Frontmonat der ICE-Futures auf Gasöl um 16.5 Prozent zu. Ein wesentlicher Grund für den festeren Wochenstart an den Ölmärkten waren die Annäherungen zwischen Russland und Saudi-Arabien. Beide Länder befürworteten zwar eine Verlängerung der ersten Phase der Produktionskürzungen der OPEC+, aber während Saudi-Arabien eine Ausweitung um 6 Monate bis Ende Dezember befürwortete, bevorzugte Russland eine kürzere Verlängerung. Letztlich haben sich beide Länder auf einen zusätzlichen Monat geeinigt, bevor dann die Produktionskürzung verringert wird.

Kräftig zulegen konnte ebenfalls der zweite fossile Energieträger Erdgas. Am Leitmarkt der kontinentaleuropäischen Marktgebiete, der niederländischen TTF, zeigte sich hinsichtlich der Veränderungsraten im Wochenvergleich das gleiche Muster wie beim Strommarkt. Der TTF-Frontmonat stieg am kräftigsten um 30.2 Prozent, wobei hier der Kontraktwechsel schon per Ende Mai vollzogen wurde und somit keinen Einfluss auf den Preisvergleich für die erste Juniwoche hatte. Das Frontquartal legte um 24.3 Prozent zu, während sich das Kalenderjahr nur um 5.3 Prozent verteuerte. Auch für Erdgas spielte die Entwicklung bei Rohöl eine Rolle. Der dritte fossile Energieträger Kohle verzeichnete ebenfalls ein starkes Plus, wobei der Frontmonat bei der ICE-Futures auf ARA-Kohle durch den Kontraktwechsel für den spürbaren Preissprung um 20 Prozent auf 46.20 US-Dollar eine erhebliche Rolle spielte. Das Frontquartal ging um 9.1 Prozent nach oben, während das Kalenderjahr um 7.4 Prozent auf 55.68 US-Dollar je Tonne stieg. Weitere Unterstützung kam vom CO2-Emissionsmarkt, dem Schrittmacher des Strommarktes und gab den Strompreisen ebenfalls einen kräftigen Impuls nach oben. Der Benchmark-Kontrakt EUA-Future mit Fälligkeit im Dezember 2020 stieg im Wochenvergleich um 8.6 Prozent auf 23.24 Euro je Tonne CO2-Ausstoss. Grund für den Anstieg wurden in Marktberichten auf Pläne für das britische Emissionshandelssystem (ETS) hingewiesen. Nach dem Jahresende scheidet das UK aus dem EU-ETS aus und soll ein eigenes UK-ETS bekommen, das sich an das System der EU anlehnen soll. Allerdings wird es dabei auch Mechanismen für Mindest- und Höchstpreise geben. Einige Händler haben sich wohl hiervon auch Nachfrageimpulse für die CO2-Emissionsrechte in der EU erhofft. Aber nach dem Jahresende sind beide Systeme getrennt und britische Unternehmen können sich nicht in der EU eindecken, sollte hier der Preis niedriger als im UK liegen. Gleichgerichtete Preisbewegungen sind zwar möglich, aber eher aufgrund von gemeinsamen externen Faktoren oder aufgrund der Marktpsychologie. Arbitragemechanismen sind jedoch nicht zu erwarten.

Ohne klare Richtung hat sich der deutsche Strommarkt am Freitag vor dem Feiertagswochenende präsentiert. Der Dienstag wurde am Freitag im ausserbörslichen Handel mit 23.75 Euro je Megawattstunde bewertet. Für den Peak war bis zum frühen Nachmittag kein Handel zustande gekommen. Am Donnerstag war der Freitag selbst bei 22.75 Euro in der Grundlast und 22.50 Euro in der Spitzenlast gesehen worden. Die Erneuerbaren-Einspeisung dürfte sich den Meteorologen von Eurowind zufolge in der neuen Arbeitswoche auf einem moderaten Niveau bewegen. Vor allem vom Wind sind für die kommenden 14 Tage nur durchschnittliche bis unterdurchschnittliche Beiträge zur Stromproduktion zu erwarten. Die Temperaturprognosen deuten für die ersten Junitage weiterhin auf zunächst relativ warmes, sommerliches Wetter hin. Eine wirkliche Hitzewelle ist laut Marktteilnehmern aber noch nicht in Sicht. Etwa ab dem 6. Juni werden dann auch schon wieder Temperaturen unterhalb des saisonalen Durchschnitts erwartet. Das Stromkalenderjahr zeigte sich unterdessen mit einem kleinen Plus im Vergleich zum Vortagesschluss. An den umliegenden Märkten zeigte sich am Freitag ein gemischtes Bild: CO2 und Kohle konnten etwas zulegen, für Gas und Öl ging es abwärts. Insbesondere beim Rohöl fiel das Minus recht deutlich aus. Das Bild an den europäischen Aktienmärkten wurde am Freitagnachmittag von Gewinnmitnahmen geprägt. Marktteilnehmer warteten ausserdem mit Spannung auf Äusserungen Donald Trumps zu den geplanten Massnahmen der USA als Reaktion auf die Hong-Kong-Politik Pekings. Bereits die Ankündigung einer Reaktion hatte an der Wall Street am späten Donnerstag einen Schwächeanfall ausgelöst. Teilnehmer befürchten unter anderem eine weitere Eskalation im Handelsstreit. Am Mittwoch hatte die US-Regierung der chinesischen Sonderverwaltungszone Hongkong bereits den Sonderstatus nach US-Recht entzogen und damit auf das von Peking geplante Sicherheitsgesetz reagiert. Für die Finanzmärkte könnte die Aberkennung des US-Sonderstatus für Hongkong weitreichende Folgen haben: Denn Hongkong könnte auf den Status eines Schwellenlandmarktes abgestuft werden. Anleger müssten dann ihr Geld komplett neu allokieren, da viele Fonds nur in Industrieländern anlegen dürfen. „Die Anleger sind daher derzeit sehr vorsichtig", berichtete ein Händler.

Mehr Strom aus Wind, Biogas und Sonne: Erstmals hat der Anteil erneuerbarer Energien an der eingespeisten Strommenge in Deutschland den aus konventionellen Energieträgern wie Kohle und Atomkraft übertroffen. Im ersten Quartal des laufenden Jahres wurden nach Berechnungen des Statistischen Bundesamtes 72.3 Milliarden Kilowattstunden (kWh) Ökostrom ins Stromnetz eingespeist. Damit stieg die Strommenge aus erneuerbaren Energien im Vergleich zum ersten Quartal 2019 um fast 15 Prozent auf einen Anteil von 51.2 Prozent der insgesamt eingespeisten Strommenge. Den höchsten Anstieg verzeichnete dabei mit 21.4 Prozent Strom aus Windkraft, wie die Behörde am Donnerstag mitteilte. Windkraft war dank eines besonders windreichen Quartals mit gut einem Drittel (34.9 Prozent) der insgesamt eingespeisten Strommenge erstmals der wichtigste Energieträger für die Stromerzeugung in Deutschland. Es folgten Kohle (22.3 Prozent), Erdgas (12.7 Prozent) und Kernenergie (11.6 Prozent). Insgesamt sank die Einspeisung aus konventionellen Energieträgern zum Vorjahreszeitraum um 21.9 Prozent. Vor allem der Kohlestromanteil war mit minus 33.4 Prozent deutlich niedriger als in den ersten drei Monaten des Vorjahres.

Russland hält trotz neuer Drohungen mit Sanktionen aus den USA am Bau der umstrittenen Ostsee-Pipeline Nord Stream 2 fest. Die Pläne hätten sich nicht geändert, sagte Kreml-Sprecher Dmitri Peskow am vergangenen Donnerstag in Moskau der Agentur Interfax zufolge. „Unsere Haltung zu solchen Sanktionsübungen ist bekannt. Sie ist äusserst negativ." Peskow reagierte damit auf Äusserungen des scheidenden US-Botschafters in Deutschland, Richard Grenell. Dem Botschafter zufolge gibt es in den USA eine „überparteiliche Zustimmung" für neue Strafmassnahmen. Peskow sagte dazu: „Wir glauben, dass solche Bestrebungen nichts anderes sind als eine Fortsetzung von unlauterem Wettbewerb und Handlungen, die gegen internationales Recht verstossen." Ähnlich hatte sich auch die Nord Stream 2 AG geäussert und von einer „rechtswidrigen Diskriminierung europäischer Unternehmen" gesprochen. Washington will das Bauprojekt stoppen und hat bereits Sanktionen verhängt. Auch die Ukraine und mehrere EU-Staaten wollen die Fertigstellung verhindern. Ursprünglich sollte die Pipeline Ende vorigen Jahres fertig sein. Deutschland, wo Nord Stream 2 anlanden soll, hatte die Sanktionen der USA kritisiert. Die Vereinigten Staaten warnen seit langem vor zu grosser Abhängigkeit der EU von russischem Gas. Sie wollen eigenes Flüssiggas, das mehr kostet als russisches Leitungsgas, in Europa verkaufen.

Im Wettlauf um einen Impfstoff gegen die neuartige Erkrankung Covid-19 vermeldete das US-Biotechunternehmen Moderna zum Start der vergangenen Handelswoche erste Erfolge bei klinischen Studien. Die vorgelegten Zwischenergebnisse sorgten für ein Börsenfeuerwerk in den USA und bescherten der Aktie der Firma im frühen New Yorker Handel über 20 Prozent Kursgewinne, womit eine Marktkapitalisierung von mehr als 30 Milliarden erstmals erreicht wurde. Auch an den europäischen Aktienmärkten verliehen die Meldungen neuen Schub. Der Aktienkurs des deutschen Biotechunternehmens und Konkurrenten Biontech, das ebenso wie Moderna an einem mRNA-basierten Impfstoff gegen Covid-19 forscht, legte ebenfalls um mehr als 5 Prozent zu. Mit dem von Moderna eigens entwickelten Impfstoff mRNA-1273 konnte bei den ersten acht behandelten Patienten eine Immunreaktion gezeigt werden. Dabei sei durch Gabe von zwei Dosen mit dem Vakzin bei allen Patienten eine Konzentration von Antikörpern erzeugt worden, die mindestens so hoch oder gar höher ist als bei Patienten, die die Covid-19-Erkrankung auf natürliche Weise überstanden haben und somit als immunisiert gelten. Dem Management des US-Unternehmens zufolge soll bereits im Juli eine grosse, zulassungsrelevante Phase-3-Studie beginnen, noch bevor die Phase 2 abgeschlossen wird. Der Schweizer Konzern Lonza ist am Projekt der Biotechfirma Moderna beteiligt und liefert den Wirkstoff, also die aktive pharmazeutischen Zutat. Auch wenn die Zwischendaten bislang nur Resultate von Phase 1 darstellen, hofft der Basler Konzern auf Endresultate per Ende Jahr, um Anfang nächsten Jahres mit der Produktion beginnen zu können. Derzeit investiere Lonza aber schon Millionen, ohne zu wissen, ob der Impfstoff letztlich funktioniere, so der VR-Präsident und Konzernchef Albert Baehny.

Kräftig zulegen konnten die europäischen Aktienmärkte nicht nur aufgrund der positiven Daten vom US-Biotechunternehmen Moderna bei der Entwicklung eines Mittels gegen das Coronavirus, auch das Paket zur Ankurbelung der Eurozone, das von Bundeskanzlerin Merkel und dem französischen Präsidenten Macron vorgeschlagen wurde, nahmen die Aktienmärkte positiv auf. Der DAX legte im Wochenvergleich um 5.8 Prozent zu und ging erstmals seit dem Lockdown wieder über der Marke von 11'000 Punkten aus einer Handelswoche. Zusätzlich überraschten die Wirtschaftsdaten mit Werten, die besser als erwartet ausfielen. So stieg der ZEW-Index für Deutschland von 28.2 auf 51.0 Punkte und der Index für die Eurozone ging von 25.2 auf 46.0 Punkte nach oben. Der Index liegt nun höher als vor dem Lockdown, doch die wirtschaftliche Lage und die kurzfristigen Aussichten sind schlechter. Neben dem kräftigen Anstieg des DAX unterstützte die Entwicklung beim Rohöl das lange Kurvenende sowohl beim Strommarkt als auch bei den Brennstoffen für die Stromerzeugung. Treibende Kräfte für den Anstieg der Ölpreise waren weiterhin die Produktionskürzungen auf der Angebotsseite sowie die mit den Lockerungen der Maßnahmen gegen die Ausbreitung des Coronavirus erwartete Erholung der Nachfrage. Reuters Angaben zufolge soll die Verkehrsdichte (und somit die Benzinnachfrage) in einigen US-Grossstädten wieder auf dem Niveau vor dem Lockdown liegen. Der wesentliche Faktor für das Stromkalenderjahr 2021 war die Entwicklung bei den CO2-Emissionsrechten. Der im Dezember 2020 fällige EUA-Future an der ICE ging in der ersten Wochenhälfte kräftig nach oben und erreichte ein Hoch bei 21.63 Euro je Tonne CO2-Ausstoss. Nach einer Korrektur am Donnerstag ging es jedoch am Freitag weiter nach oben. Mit einem Wochenschluss von 21.40 Euro verzeichnete der Benchmark-Kontrakt bei den CO2-Emissionsrechten ein Plus von 11.6 Prozent gegenüber der Vorwoche.

Seitwärts-aufwärts könnte es in der neuen Woche für ARA-Kohle gehen. Der Abwärtsdruck, der in der Vorwoche auf den Preisen lastete, hat jedenfalls abgenommen. So zeigt die chinesische Wirtschaft bemerkenswerte Anzeichen einer raschen Erholung. Um 3.9 Prozent lag die chinesische Industrieproduktion im April über dem Niveau des gleichen Vorjahresmonats. Dazu passend sind die Kohlepreise im asiatisch-pazifischen Raum, aber auch die Notierungen für Kohle aus Südafrika, zuletzt angestiegen, wodurch auch ARA-Kohle gestützt wird. Ebenfalls leicht positiv für Kohle erweist sich die Entwicklung der Gaspreise. Dort konnte das lange Ende der Terminkurve von der Erholung der Ölpreise profitieren. Damit hat sich der Nachteil der Kohle gegenüber Gas als Energieträger für die Verstromung vermindert. Für den Frontmonat und das Frontquartal ergibt sich indessen noch immer ein sehr grosser Vorteil für Erdgas. Gleichfalls positiv für die Kohle sind die erholten Strompreise in Europa.

Auf aktuelle Anzeichen für eine Einengung des Rohölmarkts verweisen Analysten der Commerzbank. So sind die US-Lagerbestände für Rohöl in der Vorwoche erstmals seit Mitte Januar wieder um 745‘000 Barrel gefallen. Erwartet wurde dagegen ein Anstieg um 4.3 Millionen Barrel. Die Rohölbestände in Cushing, dem Auslieferungspunkt für WTI, fielen sogar um 3 Millionen Barrel, was auf eine deutliche Entspannung der Lagersituation hindeutet. Zudem sind die Lagerbestände für Benzin erneut kräftig gesunken, da die Benzinnachfrage die Erholung der vergangenen Wochen fortsetzte und auf 7.4 Millionen Barrel täglich stieg. Unterdessen deutet sich auch in China eine Markteinengung an. So haben wichtige Exportländer wie Saudi-Arabien und Irak ihre Liefermengen reduziert und die Preise angehoben. Auch für Lieferungen aus Brasilien, Russland, Oman oder Afrika werden nun höhere Preise verlangt. Dazu steigt offensichtlich die Nachfrage der Raffinerien stark an. So ist die Auslastung der Raffinerien in der Provinz Shandong, die 80 Prozent der unabhängigen Raffineriekapazitäten Chinas ausmacht, zuletzt auf 75 Prozent gestiegen, den höchsten Stand seit Beginn der Aufzeichnung 2011. Im Februar war sie in Folge der Coronamassnahmen in China auf unter 40 Prozent gefallen.

Transparenzdaten vom Montag zeigen, dass die Électricité de France (EDF) den Kernreaktor Fessenheim 2 (880 MW) am 29. Juni 2020 um 23:30 endgültig abschalten wollen. Bereits fünf Stunden vor dem geplanten Betriebsende wird die Leistung laut den Daten um 830 MW reduziert. Bereits im April hatte EDF bestätigt, dass die Anlage bis zum 30. Juni geschlossen werden soll, obwohl die Zeitpläne für Arbeiten an allen Reaktoren des Konzerns durch die Coronavirus-Pandemie zuletzt mehrfach überarbeitet werden mussten. Die französische Regierung hatte im Januar das Aus für die Reaktoren nach 42 Betriebsjahren beschlossen. Der erste Block wurde am 22. Februar abgeschaltet.

Uneinheitlich hat sich am Montag der deutsche Strommarkt, der als Referenz für den illiquideren Schweizer Strommarkt dient, gezeigt. Der Day-ahead präsentierte sich im ausserbörslichen Handel im Base mit 21.75 Euro je Megawattstunde. Für den Peak mussten 20.25 Euro gezahlt werden. Am Freitag war der Montag selbst mit 12.75 Euro in der Grundlast und 16.50 Euro in der Spitzenlast gehandelt worden. Zurückzuführen ist der Preissprung zwischen Montag und Dienstag auf die deutlich niedrigere Erneuerbareneinspeisung, die für den Dienstag erwartet wurde. Laut den Meteorologen von Eurowind soll der Beitrag der Erneuerbaren zur Stromgewinnung bis einschliesslich Donnerstag Schritt für Schritt zurückgehen und dann wieder etwas ansteigen. Für den Rest des Monats gehen die Meteorologen von einem leicht unterdurchschnittlichen Windaufkommen aus. Nur für das kommende Wochenende wird mit etwas mehr Wind gerechnet. Die Temperaturen sollen erst ab dem 19. Mai wieder auf überdurchschnittliches Terrain klettern. Das Kalenderjahr 2021 zeigte sich am Montagnachmittag mit leichten Abschlägen auf 36.55 Euro. „Wir sind recht gut gestartet aber dann schnell wieder zurückgekommen", beschrieb ein Händler den Handelsverlauf für das Frontjahr. Ausschlaggebend hierfür seien die Emissionszertifikate gewesen, die nach einer recht schwachen Auktion unter Druck gerieten. Von Gas und Kohle gingen am Berichtstag ebenfalls keine positiven Impulse aus. Beide Energieträger präsentierten sich am Montag mit leichten Abschlägen. Die am Strommarkt zu beobachtender Tendenz entsprach dem Handel an den Aktienbörsen. Europas Börsen bauten die Verluste mit sich ausweitenden Gewinnmitnahmen am Montagnachmittag aus. Im Handel wurde darauf verwiesen, dass die Kurse gegenüber den Fundamental-Daten zu weit enteilt seien. Insgesamt verlief das Geschäft zu Wochenbeginn sehr ruhig. Am Strommarkt hiess es jedoch, dass Preise zwischen 36 und 37 Euro für das Frontjahr durchaus als attraktiv zu sehen seien. Für die Kunden könnten sich daher Zukäufe lohnen.

Saudi-Arabien hat laut den Analysten der Commerzbank am letzten Donnerstag für eine handfeste Überraschung gesorgt, da es von seinen Kunden für die Juni-Lieferungen deutlich geringere Nachlässe gegenüber den jeweiligen Rohöl-Benchmarks anbietet. Die Preise für Arab Light wurden für europäische Kunden um fast 7 US-Dollar je Barrel angehoben. „Das sollte man als Friedenangebot im Preiskrieg gegen Russland verstehen", so die Analysten. Zuletzt hat Saudi-Arabien durch eine sehr aggressive Preispolitik sogar traditionelle Geschäftspartner Russlands wie Weissrussland als Kunden gewonnen. Russland hat offensichtlich Lehren daraus gezogen und seine Ölproduktion Anfang Mai bereits deutlich reduziert. Für die Lieferungen nach Asien hat Saudi-Arabien dagegen die Nachlässe nur geringfügig reduziert. Damit gibt es dem Markt zu verstehen, dass es seine Marktanteile in dieser Region verteidigen wird. Die geringeren Preisnachlässe deuten auch auf eine höhere Nachfrage hin. Kein Wunder also, dass die Ölpreise darauf euphorisch reagiert und teilweise um über 10 Prozent (WTI) zugelegt haben. Doch auf die anfängliche Euphorie folgte rasch die Ernüchterung, wobei die Ölpreise im weiteren Handelsverlauf am Donnerstag sämtliche Gewinne wieder abgegeben haben. Die Analysten führen dies auf Gewinnmitnahmen zurück und halten die Stimmung und auch das Preisniveau aktuell für überzogen. Die Nachfrageerholung dürfte sich beschwerlicher gestalten als sich viele Marktteilnehmer das aktuell vorstellen.

Die Aussichten für die Kohle sind kurz- bis mittelfristig weiterhin nach unten gerichtet. Wie bereits in der vergangenen Woche halten sich die Preise für diesen wichtigen Schritt­macher für den Strommarkt Analysten Ein­schätzung zufolge zwar weiterhin relativ gut. Der Kontrakt lag am Montagnachmittag mit 51.90 US-Dollar je Tonne um 0.75 Dollar unter dem Vortagesschluss. Von seinem Tief von 51.55 Dollar in der vergan­genen Woche hat sich das ARA-Kalenderjahr 2021 damit wieder etwas erholt. Unter­stützung für den Kontrakt liegt bei 51.45 Dollar und ein Widerstand bei 53.20 Dollar. Belastet wird Kohle nach wie vor durch die Verunsicherung an den Finanzmärkten und die weiterhin negativen konjunkturellen Aussichten. Die Frage sei weiterhin, wie schnell sich die Wirtschaft weltweit von den coronabedingten Einschränkungen erholen werde. Die Mei­nungen der Marktteilnehmer und Ana­lysten gehen hierzu stark auseinan­der, zumal natürlich jedes Land sein eigenes Tempo bei der Lockerung der Anti-Corona-Maßnahmen vorlegt. An der ICE kam es in der Vorwoche zum Kontraktwechsel nicht nur beim Frontmonat, sondern durch die Bedingungen für den letzten Handelstag auch beim Frontquartal. Lediglich das Kalenderjahr 2021 war nicht verzerrt und hier ging es im Wochenvergleich um 1.8 Prozent auf 52.30 US-Dollar nach unten. Der Frontmonat verlor 12.3 Prozent auf 39.50 US-Dollar, während das Frontquartal um 3.6 Prozent auf 44.33 US-Dollar stieg, da das neue Frontquartal höher als sein Vorgänger notierte. Dabei ist die Kohlenachfrage auch im nordwestlichen Europa gering, wie ein Tweet des britischen Netzbetreibers verrät. Im Vereinigten Königreich war am 28. April bereits seit 18 Tagen gar keine Kohle mehr für die Stromproduktion verwendet worden, meldete der britische Übertragungsnetzbetreiber National Grid. Auch in der Vorwoche veröffentlichten Analysen Berichte von einem geringeren Anteil der Kohle an der gesunkenen Stromproduktion. Selbst in Polen klagen die Kohlebergwerke über eine zu geringe Nachfrage. Vor diesem Hintergrund, müssten eigentlich die Kohlepreise nachgeben, um wieder mit Gas für die Stromproduktion konkurrenzfähig zu werden. Von daher besteht durchaus das Risiko, dass die Kohlepreise noch unter kräftigen Druck geraten und deutlich fallen. Dies wäre dann auch für die Strompreise eine Belastung. Auch die Wetteraussichten spre­chen nicht für steigende Kohlepreise. Zwar wird aktuell bis in den Juni hin­ein mit leicht unterdurchschnittlichen Temperaturen gerechnet, allerdings liegt dieser Durchschnitt im Mai und Juni ohnehin auf einem relativ hohen Niveau, sodass niedrigere Temperatu­ren nicht zwingend zu einem sehr viel höheren Heizbedarf führen.

Beim fossilen Energieträger Gas fällt auf den ersten Blick der Einfluss auf die Strompreise ebenfalls gemischt aus. Während es am Leitmarkt, der niederländischen TTF, beim Frontmonat zu einem Preisanstieg um 1.3 Prozent auf 5.84 Euro je Megawattstunde kam, fiel das Frontquartal um 2.7 Prozent auf 6.71 Euro und das Kalenderjahr 2021 um 3.0 Prozent auf 11.89 Euro je Megawattstunde. Der Juni als neuer Frontmonat fiel jedoch ebenfalls im Wochenvergleich. Belastet werden die Gaspreise weiterhin von der Nachfrage. Mit den Lockerungen der Massnahmen gegen die Ausbreitung des Coronavirus könnte zwar die industrielle Gasnachfrage wieder etwas steigen. Allerdings könnte hier so mancher Händler doch zu optimistisch sein. Heizbedarf besteht im Mai kaum noch, sodass die Unternehmen auch keine größeren Gasmengen für die Verwaltungsgebäude benötigen dürften. Auch bei der Industrieproduktion dürfte es zu keiner schnellen Wende nach oben kommen. Die Problematik mit den hohen Gasspeicherbeständen hat sich ebenfalls noch nicht entspannt. Somit könnten die Gaspreise noch nicht den Boden erreicht haben, was für die Strompreise ebenfalls eine Belastung wäre.

Auch bei einem milden Verlauf der Coronakrise werden sich die europäischen Strompreise frühestens ab dem kommenden Jahr wieder erholen und ab 2022 auf das Niveau von vor der Krise zurückkehren. Zu diesem Ergebnis kommt eine acht europäische Länder umfassende Studie von Aurora Energy Research. Bislang seien die europäischen Strompreise durchschnittlich um 30 bis 40 Prozent gesunken. Im schlimmsten Fall einer weltweiten Depression bräuchten die Preise mindestens bis 2025 zur Erholung. Dieses Szenario betrachten die Autoren aber selbst als unwahrscheinlich, sie halten eine rasche Beendigung der Restriktionen am wahrscheinlichsten. Länder mit einem hohen Anteil an Gas im Erzeugungsmix wie Spanien, Irland und die Niederlande sind am stärksten vom Strompreisrückgang betroffen. Auch in Frankreich – mit einem geringen Gas- und hohen Atomkraftanteil – werde der Strompreis stark zurückgehen, weil das Land im hohen Mass von Stromimporten aus Deutschland und Spanien abhängig sei.

Am Ölmarkt bleibt die Nervosität unverändert hoch. Nachdem sich die Preise für Brent und WTI an den vergangenen Handelstagen von ihrem Fall auf historische Tiefs erholt hatten, stehen sie zu Wochenbeginn erneut unter Abgabedruck. Die Phase der Stabilisierung seit Mitte vergangener Woche ist damit schon wieder vorbei. Eigentlich schien sich die Situation zuletzt etwas aufgehellt zu haben. Angesichts niedrigerer Infektionszahlen beginnen einige Konsumentenländer mit einer kontrollierten Rückkehr zur „Normalität“. Auf der Angebotsseite haben wichtige OPEC-Staaten wie Saudi-Arabien, Kuwait, Nigeria und Algerien die vereinbarten Produktionskürzungen vorverlegt und starteten damit noch vor dem 1. Mai. Zudem habe China im März fast fünf Prozent mehr Rohöl als im Vorjahr importiert, was auf Vorratskäufe hindeutet. Analysten rechnen damit, dass sich das aktuell massive Überangebot ab dem zweiten Halbjahr allmählich verringern wird. Denn die Nachfrage dürfte sich nach Aufhebung des Lockdowns in den grossen Ölverbrauchsländern spürbar erholen. Zudem fällt das Ölangebot wegen der ab kommenden Freitag geltenden umfangreichen Produktionskürzungen der OPEC+ und des sich abzeichnenden starken Rückgangs der Ölproduktion in den USA und Kanada. Dies eröffnet den Analysten der Commerzbank zufolge Spielraum für eine Preiserholung bei Brent auf 40 US-Dollar je Barrel bis zum Jahresende.

Als drittes Land in Europa ist Schweden aus der Verstromung von Kohle ausgestiegen. Zuletzt wurde ein Kohlekraftwerk in Stockholm früher als erwartet vom Netz genommen. Im gleichen Zeitraum hat Österreich sein letztes Kraftwerk geschlossen. Dritter im Bunde ist Belgien, das Kohle aus seinem Energienetz verbannt hat. Sechs weitere europäische Länder wollen bis 2025 aus der Kohle aussteigen. Frankreich will sein letztes Werk 2022 schliessen, die Slowakei und Portugal haben diesen Schritt 2023 auf der Agenda, das Vereinigte Königreich 2024 und Irland und Italien 2025. Fünf weitere Länder planen diesen Schritt bis 2030: Griechenland, die Niederlande, Finnland, Ungarn und Dänemark.

Der Stromhandel löste sich letzte Woche langsam aus dem Würgegriff der Coronakrise. Das Niveau im Spotmarkt ist zwar nach wie vor tief, zuletzt setzte aber eine Erholung ein. Im Schweizer Frontmonat und –quartal machte sich Bewegung bemerkbar. Ausgelöst durch die angekündigten Lockerungen der Coronabeschränkungen kletterte der Frontmonat Mai 2020 von seinen Tiefstständen unter 19.00 €/MWh auf über 21.50 €/MWh im Laufe des Montags. Das dritte Quartal 2020 machte ebenfalls einen Satz nach oben und notierte am Montagnachmittag bei 33.35 €/MWh.

Auch der französische Stromkonzern EDF liess letzte Woche aufhorchen. Das Unternehmen senkt wegen des Nachfragerückgangs beim Strom infolge der Coronavirus-Pandemie ihre Schätzung für die jährliche Atomstromerzeugung. Wie der Konzern mitteilte, sorgten der Konjunktureinbruch und die Shutdowns dafür, dass die Nachfrage wohl 20 Prozent schwächer ausfallen könnte als normal üblich. Er rechnet deswegen 2020 nun mit einer jährlichen Stromproduktion in den eigenen Kernkraftwerken von etwa 300 Terawattstunden anstelle der ursprünglich prognostizierten 375 bis 390 Terawattstunden. Deshalb zieht EDF in Betracht, die Produktion von mehreren Kernreaktoren auszusetzen, um Brennstoff in diesen Blöcken einzusparen. Das Kalenderjahr 2021 erweist sich als vergleichsweise fest. Mit aktuell 43.00 €/MWh notiert das Schweizer Frontjahr zwar knapp 2 Euro tiefer als Montag, trotzdem zeigt sich das Jahr 2021 aber immer noch weit entfernt von dem coronabedingten Tiefpunkt im März von 37.95 €/MWh.

Doch ganz sind die Schockwellen der Coronakrise im Stromhandel noch nicht überwunden. Wegen den Bedarfsanpassungen in der Industrie müssen Stromhändler nach wie vor Mengen verkaufen, die zu deutlich höheren Preisen eingekauft wurden. Mit Interesse wird der Markt auch die Ist-Daten der EU-Kommission zum CO2-Ausstoss des Vorjahres verfolgen, die Ende April bekanntgegeben werden. Dann wird womöglich Bewegung in den CO2-Markt kommen, die sich in den Stromhandel überträgt.

Wenig verändert zeigt sich das ARA-Kohlefrontjahr 2021. Die Handelsbandbreite für diesen häufig wichtigen Schrittmacher des Strommarkts ist derzeit eng gesteckt. Die aktuelle Stärke von Kohle ist allerdings erstaunlich. Für die Kohle spricht momentan fundamental relativ wenig. Unter den wieder festeren Emissionszertifikaten leidet die verschmutzungsträchtige Kohle stärker als das Gas, das zusätzlich über die Bindung der Gaspreise an den Erdölpreis und der wohlgefüllten Gasspeicher unter Druck steht. Somit gibt es derzeit keinen Grund für eine Aufwärtsbewegung am Kohlemarkt. So wird die Industrie- und Stromproduktion coronabedingt 2020 wohl in allen wichtigen Industrieländern geringer ausfallen als im Vorjahr. Damit leidet auch die Nachfrage nach Kohle.

Die Entwicklung der Spotpreise war für die Terminnotierungen am deutschen Strommarkt in der Vorwoche weitgehend neutral. Selbst für den Karfreitag lag bei den Auktionen der Day-ahead mit 23.14 Euro je Megawattstunde durchaus im Rahmen der Preise für die vorhergehenden Arbeitstage. Üblicherweise liegen die Strompreise für Feiertage deutlich niedriger, aber in diesem Jahr wurde dies wohl durch die Kombination aus Belastungen der Nachfrage aufgrund des Coronavirus sowie des Beitrags der erneuerbaren Energien zur Stromproduktion neutralisiert. Auch für die Lieferung an den vorhergehenden Arbeitstagen von Montag bis Donnerstag lag der Mittelwert des Day-aheads bei den Auktionen nach den jeweiligen Preisangaben der EPEX Spot bei 22.72 Euro je Megawattstunde, was nur marginal geringer als in der Arbeitswoche zum 3. April war. Allerdings führte die Kombination aus Feiertag und Stromproduktion aus erneuerbaren Energien für den Ostermontag zu negativen Preisen in der Grundlast.

An den ersten beiden Handelstagen in der Woche vor Ostern ging es mit den Strompreisen steil nach oben. Der Hauptgrund hierfür waren Spekulationen, dass es mit der Entwicklung bei den neuen Fällen von Infektionen mit dem Coronavirus schon bald zu Lockerungen der Einschränkungen des täglichen Lebens kommen dürfte. Während Bundeskanzlerin Merkel noch warnte, waren die Märkte in Euphorie. Sicherlich ist es Aufgabe der Märkte, den Blick voraus zu richten, aber für Übertreibungen gibt es nie eine Rechtfertigung. Selbst wenn die Bundesregierung und die Ministerpräsidenten der Länder in dieser Woche bei den Beratungen zu dem Ergebnis kommen sollten, dass die Eingriffe gelockert werden können, so dürfte dies nur in kleinen Schritten erfolgen, um eine neuerliche Infektionswelle zu vermeiden. Doch die CO2-Emissionsrechte wechselten von zu Tode betrübt auf beflügelt. Der im Dezember 2020 fällige EUA-Future an der ICE sprang in der ersten Wochenhälfte von 17.96 bis auf 21.74 Euro, was ein Plus von 21.0 Prozent in zwei Handelstagen bedeutete. Sicherlich spielten hierfür auch Eindeckungen von Shortpositionen eine Rolle. Aber die fundamentalen Faktoren liefern für diesen massiven Preisanstieg keine Rechtfertigung. Die Wirtschaften in der Eurozone werden in diesem Jahr kräftige Einbussen beim BIP hinnehmen müssen, sodass auch entsprechend weniger CO2-Emissionsrechte benötigt werden. Doch die EUA-Futures legten in einem Überschwang im Wochenvergleich um 17.4 Prozent auf 21.04 Euro je Tonne CO2-Ausstoss zu.

Bei der Analyse der fundamentalen Einflussfaktoren für die Entwicklung der Terminnotierungen bei Phelix-Baseload fällt beim Wochenvergleich natürlich gleich das massive Plus bei Rohöl ins Auge, sodass der Schluss schnell auf der Hand liegen könnte, dass dies auch der wesentliche Faktor war. Doch die genaue Betrachtung der Preisentwicklung auf stündlicher Basis zeigt, dass Phelix-Baseload und Brent phasenweise auch in unterschiedliche Richtungen gingen. Brent wurde getrieben von Short-Eindeckungen, die durch Tweets von Donald Trump ausgelöst wurden. Allerdings ist es fraglich, ob sich Russland und Saudi-Arabien wirklich auf eine Förderkürzung um 10 - 15 Millionen Barrel je Tag einigen. Dies ist wohl eher der Versuch einer Marktmanipulation, um von desaströsen US-Arbeitsmarktdaten abzulenken. Zwar sind beide Länder wohl grundsätzlich zu Gesprächen bereit, aber sowohl aus Russland als auch von der OPEC kommt der Hinweis, dass sich hieran auch andere Ölförderländer inklusive der USA beteiligen müssten. Und gerade in den USA ist hiergegen der Widerstand erheblich. Es besteht deshalb das Risiko, dass die Ölpreise die Gewinne auch schnell wieder abgeben könnten, sollte es zu keiner Einigung kommen. Und selbst eine Reduzierung der Ölförderung um 10 Millionen Barrel pro Tag dürfte nicht ausreichend sein, denn die Ölnachfrage dürfte in diesem und im kommenden Monat weitaus höher einbrechen. Die Ölmärkte könnten also auch zu wieder sinkenden Strompreisen führen.

Mit einer unterdurchschnittlichen Windeinspeisung aber viel Sonne und Wärme ist für die kommenden Tage zu rechnen. Das ändert sich etwas am Karsamstag und für die Osterfesttage, die windiger und unbeständiger ausfallen dürften. In der Woche nach Ostern soll es dann warm und sonnig weitergehen. Das Cal 21 legte am Montag bis zum frühen Nachmittag um 1.60 auf 37.50 Euro zu. Der Anstieg spiegelte sich auch im Plus bei den CO2-Emissionen wieder, die um rund 2 Euro kletterten und an der Marke von 20 Euro kratzten. Das Gasfrontjahr zeigte sich am TTF ebenfalls befestigt, die Kohle notierte wenig verändert. Den Startpunkt für die auf breiter Front höheren Notierungen hatten die asiatischen und europäischen Börsen gegeben, die vor dem Hintergrund sich abschwächender Corona-Fallzahlen mit kräftigen Aufschlägen in den Tag gestartet waren. Dass sich bei Rohöl zudem ein Ende des Preiskriegs zwischen Saudi-Arabien und Russland abzuzeichnen beginnt, unterstützte die Märkte ebenfalls. Das Cal 21 des deutschen Strommarkts hat sich vom im März erreichten Tief bei gut 33 Euro schon wieder ein ganzes Stück nach oben abgesetzt, was die Hoffnung nährt, dass, für die Strompreise jedenfalls, das Schlimmste überstanden sein könnte. Mit dem Abflauen der Seuche könnten dann aber die katastrophalen wirtschaftlichen Folgen des nahezu weltweiten Shutdowns verstärkt in den Blick kommen.

Die Ölpreise sind zum Wochenstart wegen der wirtschaftlichen Folgen der Corona-Pandemie deutlich gefallen. Der Preis für ein Fass der Nordseesorte Brent kostete am Montag nur noch 21.65 USD und damit so wenig wie seit November 2002. Damals hatten die Ölpreise infolge der Terroranschläge am 11. September 2001 unter Druck gestanden. Der Preis für amerikanisches Leichtöl der Sorte WTI fiel ebenfalls am Montag unter die Marke von 20 USD. Seitdem sich Russland und Saudi-Arabien vor gut drei Wochen nicht auf ein gemeinsames Vorgehen in Bezug auf den Nachfragerückgang im Zuge der Corona-Pandemie hatten einigen können, war der Ölpreis stark gefallen. Er hat sich seither halbiert. Der Nachfragerückgang infolge der Pandemie, den Analysten für die vergangenen Wochen auf gut ein Viertel schätzen, ist dabei ohne Beispiel: Seit dem Jahr 1965 fiel der Ölbedarf nur zwischen 1979 und 1982 um insgesamt 7.5 Prozent sowie 2009 um 1.4 Prozent. Saudi-Arabien hatte nach dem Bruch mit Russland trotz dieser Situation die Ölproduktion deutlich erhöht und die Preise gesenkt – mit dem Ziel, Moskau zum Einlenken zu bewegen, bislang aber offensichtlich ohne Erfolg. Am vergangenen Freitag erst hiess es aus dem Königreich, man befinde sich nicht mit Russland in Gesprächen. Vom stellvertretenden russischen Energieminister Pawel Sorokin war zu hören, ein Ölpreis von 25 US-Dollar sei zwar unerfreulich, aber für die einheimischen Produzenten keine Katastrophe. Die Hoffnung der Märkte auf eine Vereinbarung hat sich laut Analysten in Luft aufgelöst. Dies gibt Raum für Spekulationen, wie eine Neuordnung der Produzenten-Landschaft aussehen könnte. Eine davon ist, dass die Vereinigten Staaten mit Saudi-Arabien ein Übereinkommen erreichen wollen, nach dem das Land die OPEC verlässt. Eine Gruppe von sechs Senatoren wandte sich nun in einem Brief an Aussenminister Mike Pompeo. Saudi Arabien und Russland bedrohen die amerikanische Dominanz auf dem Energiemarkt und führen einen Wirtschaftskrieg gegen die USA. Ihre Forderung ist diese: Saudi-Arabien solle die OPEC verlassen und eine strategische Partnerschaft mit den Vereinigten Staaten eingehen oder „die Konsequenzen tragen“. Diese sollen Zölle, andere Handelsbeschränkungen, Sanktionen und noch viel mehr beinhalten. Zwei weitere Senatoren aus ölproduzierenden Bundesstaaten brachten letzten Freitag einen Gesetzentwurf für einen amerikanischen Truppenabzug aus Saudi-Arabien ein. Amerika steht unter Druck. Die Vereinigten Staaten haben selbst angesichts eines damals hohen Ölpreises den Ausbau der Schieferölindustrie gefördert. Damit übte Washington Druck aus auf die Preise – die nun auf ein Niveau gefallen sind, auf dem amerikanische Produzenten kaum mithalten können. Doch derzeit sieht es weiter nach einem lang andauernden Sitz-Preiskrieg aus. Analysten sehen Saudi-Arabien gegenüber Russland im Vorteil. Die Araber seien international die billigsten Produzenten, langsam würde die Ölproduktion für viele Nationen unrentabel. Die Lage am Markt ist ziemlich vertrackt, allzumal zumindest in Russland und den USA widerstreitende Positionen aufeinanderprallen und beide Präsidenten sich derzeit offenbar nicht durchringen können, Stellung zu beziehen. Wie Donald Trump schweigt sich auch der russische Staatschef Wladimir Putin in Sachen Öl derzeit eher aus. Währenddessen macht Saudi-Arabien im Öl-Preiskrieg noch mehr Druck. Das Königreich kündigte am Montag an, es werde seine Ölexporte ab Mai auf eine Rekordmenge von 10.6 Millionen Barrel am Tag ausweiten. Damit steigert Saudi-Arabien die Ausfuhr um 600‘000 Barrel pro Tag.

Der CO2-Markt hat vorgestern einen weite­ren „schwarzen Montag“ erlebt. Der Handel startete mit einer Kurslü­cke zum Freitag von knapp 90 Eurocent bei 15.21 Euro in den Tag. Zum Settlement am Freitag hatte der Benchmark-Kontrakt EUA Dezember 2020 mit 16.11 Euro in den Büchern gestanden. Um 14:33 Uhr kostete er an der ICE lediglich 14.87 Euro. Bis zu diesem Zeitpunkt wurden Futures über ein CO2-Emissions­volumen von 38.2 Millionen Ton­nen gehandelt. Mit der Entschei­dung Italiens, alle nicht systemkri­tischen Betriebe und Dienstleistun­gen auszusetzen hatte sich der drohende Preis­verfall bereits am Wochenen­de angekündigt. Ab dann fragen sich die Marktteilnehmer, wer der nächste sein wird - Deutsch­land oder Spanien? Bei den Fundamentaldaten selbst gebe es nichts, was den Preis stüt­zen könnte. Durch den Shutdown in Italien und die partiellen Schließun­gen von Betrieben in anderen Län­dern gehe der Stromverbrauch deut­lich zurück und damit verringerten sich auch die CO2-Emissionen. Der CO2-Markt widerspiegelt genau diese Befürchtungen der Marktteilnehmer. War Ende Februar der Markt noch relativ stabil gewesen, war es vergan­gene Woche mit dieser rela­tiven Stärke vorbei gewesen. Das könnte auch daran liegen, dass große finanzielle Player sich als Spekulan­ten in dem Markt tummeln. Nach der Devise „Cash is king“ verlassen sie in Scharen den Markt. Wer Long-Positionen aufgebaut habe, müsse diese glatt stellen. Zum günstigen Preis decken sich derzeit höchstens Compliance-pflichtige Unterneh­men ein. „Auch wenn es jetzt noch Zukunftsmusik ist: Wenn der Markt zurückkommt, schöpft die Markt­stabilitätsreserve 24 Prozent der Zertifikate in Überschuss ab und die Obergrenze der Berechtigungen wird in der vierten Handelsperiode (Phase 4) weiter gekappt. Das soll­te den Preis treiben“, so eine Analystin des Handelshaus Vertis. Zunächst dürfte es aber noch weiter nach unten gehen. Ein Preis­niveau wie jetzt gab es zuletzt im Mai 2018. Die nächste Unterstützung wäre bei 14.35 Euro vom 30. März 2018. Sollte der Preis jedoch weiter fallen, dann ist erst wieder eine Unter­stützung bei 8.21 Euro zu erwarten. Hingegen liegt der nächste Widerstand bei 21.20 Euro und beim gleitenden Durchschnitt des Bollin­ger Bands bei 21.55 Euro. Bei der letzten Auktion aus EU-Bestand fanden 3´396´500 Berechtigungen zu 16.25 Euro einen Käufer. 22 Inter­essenten nahmen an der Auktion teil, wobei lediglich 15 Bieter erfolg­reich waren. Die EEX gibt den Überzeich­nungsgrad mit 1.74 an.

Tendenziell weiter seitwärts könnte es in der neuen Woche für die Kohle gehen. Gegen 14:00 Uhr zeigte sich Kohle am Montag mit 55.20 US-Dollar je Tonne und damit unterhalb des gleitenden Durchschnitts des Bollinger Bands, der bei 56.34 US-Dollar verläuft und als Widerstand zu betrachten ist. Die Unterstützung des unteren Bollinger Bands liegt derzeit bei 54.43 US-Dollar. Die Kohle zeigt also weiter relative Stärke und das liegt vor allem am rapiden Verfall der Preise für die Emissionszertifikate, die am Montag unter 15 Euro je Tonne gefallen waren. Von den niedrigen Preisen für die EUA im europäischen Emissionshandel profi­tiert die verschmutzungsträchtige Kohle stärker als das vergleichsweise saubere Gas. Trotzdem ist der Einsatz von Gas für die Stromgewinnung derzeit noch immer günstiger als der von Kohle. Alle anderen Faktoren sprechen hingegen für weiter fallende Preise. Das gilt der­zeit selbst für den Faktor China. Trotz des Wiederanfahrens der chinesischen Wirtschaft und einer dadurch tendenzi­ell steigenden Kohlenachfrage in China sind die Kohlepreise dort in der vergan­genen Woche gefallen. Höheren Kohle­preisen in Europa stehen auch die fal­lenden Strompreise entgegen. Würden die Kohlepreise deutlich steigen, würde sich die Wettbewerbsposition der Kohle im Vergleich zum Gas schnell wieder verschlechtern. Wie sich die Kohlepreise in der lau­fenden Woche bewegen, hängt nicht zuletzt auch von der Entwicklung der anderen Rohstoffmärkte und der Welt­börsen ab. Infolge des Ölpreiskriegs steht wegen der Ölindexierung der Gas­preise auch Gas unter Druck. Die euro­päischen Börsen zeigten sich in der ver­gangenen Woche stabilisiert, in den USA ging die Talfahrt weiter. Viel wird von den Einkaufsmanagerindizes abhängen, die am Dienstag veröffentlicht werden. Aus ihnen lässt sich ablesen, wie sehr das Coronavirus auch die weltweite Wirt­schaft bereits geschädigt hat.

Die globale Wirtschaft bekommt die Auswirkungen der Corona-Pandemie massiv zu spüren. Im ersten Halbjahr 2020 und auch für das Gesamtjahr wird eine Rezession immer wahrscheinlicher. Dies strahlt zwangsläufig auch in die Energiewirtschaft aus. Der grösste Stromverbraucher in Deutschland ist die Industrie. Knapp die Hälfte des Stromverbrauchs, rund 250 Terawattstunden (TWh), entfällt laut dem Analysehaus enervis auf diese Verbrauchergruppe. Ein spürbarer Nachfragerückgang würde direkt das Strompreisniveau beeinflussen. Legt man als Massstab die Entwicklungen der Finanzkrise 2009 an, so scheint laut enervis ein Rückgang der diesjährigen Industriestromnachfrage um 10 bis 20 Prozent möglich. Parallel sei zu erwarten, dass - infolge eines geringeren CO2-Ausstosses - auch das CO2-Preisniveau nachgeben dürfte.

Aktienmärkte setzen ihren Abwärtskurs fort. Massgeblich hierfür war auch der extrem starke Rückgang der Emissionszertifikate, die mit dem hohen Volumen von gut 54 Millionen Zertifikaten um 2.56 auf 19.40 Euro abstürzten. Am Zertifikatemarkt hielten sich die compliancepflichtigen Unternehmen zurück in der Hoffnung auf noch niedrigere Preise. Der Strommarkt folgte damit der Tendenz an den Aktienmärkten nach unten. Auch am Montag befanden sich die Kurse an Europas Börsen im freien Fall. Nach Italien hat auch Spanien das Land heruntergefahren. Deutschland hat die Grenzen zu den Nachbarstaaten geschlossen. Die Notmassnahmen der Zentralbanken wie der US-Notenbank sorgen eher für zusätzliche Unruhe und erreichen damit das Gegenteil von dem, was sie eigentlich bezwecken sollten. Die Analysten von Goldman Sachs haben derweil ihre US-BIP-Prognose drastisch zusammengestrichen und sehen im ersten Quartal höchstens eine Stagnation nach zuvor 0,7 Prozent Plus real. Die US-Notenbank hat am Wochenende mit einem beispiellosen Schritt die Zinsen fast auf Null gesenkt und nimmt ihr Bond-Kaufprogramm wieder auf. Auch Europäische Zentralbank, Schweizer Notenbank, Bank of England und andere sorgen für Liquidität an den Märkten. Dies wird aber eher als „Zeichen der Verzweiflung“ gesehen und nicht als hilfreiche Massnahme. Alle Augen sind nun auf die EZB gerichtet und ob es von ihr weitere Massnahmen gibt. Dabei sind sich Marktteilnehmer einig, dass die Notenbanken nicht viel ausrichten können. Der Schock an den Märkten ist angebots- und nachfrageseitig zugleich. Mehr erwartet man daher vom Treffen der Finanzminister der Eurogruppe. Hier könnten eventuell Fiskalpakete beschlossen werden, um die Konjunktur direkt anzukurbeln.

Saudi-Arabien hat einen massiven Einbruch der Ölpreise ausgelöst. Das Land hat entschieden, die Produktion trotz der Bedrohung der Nachfrage durch das Coronavirus zu erhöhen. Die Ölpreise stürzten daraufhin am Montag um rund 30 Prozent ab. Letzten Freitag waren die Preise bereits um rund 10 Prozent eingebrochen, nachdem sich die Organisation Erdöl exportierender Länder (OPEC) im Rahmen ihres Treffens in Wien nicht mit ihren Verbündeten, allen voran Russland, auf eine Förderkürzung hatte einigen können. Am Montagvormittag notierte die Rohölsorte Brent bei 31.02 US-Dollar je Barrel. In einer Mitteilung an seine Abnehmer kündigte der saudische Ölkonzern Aramco am Wochenende an, dass er die meisten Preise senkt und die Erhöhung der Produktion vorbereitet. Kreisen zufolge soll Saudi-Arabien planen, die tägliche Ölförderung auf bis zu 12 Millionen Barrel pro Tag zu erhöhen. Dem Vernehmen nach will auch Russland seine Ölförderung ab April ausweiten. Die aktuelle Situation deutet auf das Ende einer vier Jahre währenden Koalition der OPEC und zehn weiterer Ölproduzenten um Russland hin. Damit hat die OPEC, jedenfalls zum gegenwärtigen Zeitpunkt, aufgehört als Kartell zu funktionieren. Nunmehr würden alle Produzenten auf maximale Produktion setzen, solange es die Grenzkosten der Förderung hergeben. Laut Analysten hat der Kollaps der Gespräche zwischen Russland und der OPEC die Zuversicht der Investoren zunichte gemacht. Die Stimmung sei angesichts der Ausbreitung des Coronavirus bereits fragil gewesen. Doch das niedrige Preisniveau könnte jedoch dazu führen, dass das Ölangebot ausserhalb der OPEC – vor allem Schieferöl aus den USA – weniger stark steigt und dass die Ölnachfrage angefacht wird, sobald die Folgen der Covid-19-Pandemie nachlassen. Deshalb könnten gemäss Commerzbank die Preise im zweiten Halbjahr wieder steigen. Das Jahr 2016 könnte hier als Vorlage dienen. Damals legten die Ölpreise nach dem Absturz auf 30 USD im Januar bis zum Jahresende auf 55 USD zu. Allerdings halfen damals auch Spekulationen auf Produktionskürzungen der OPEC. Von daher dürfte ein Preisanstieg diesmal kaum so stark ausfallen. Sehr viel düsterer bewertet Goldman Sachs den Ölmarkt. Der Preiskrieg zwischen Russland und der OPEC habe den Ausblick für die Öl- und Gas / Kohlemärkte komplett verändert. Das Analysehaus rechnet nun mit einem Preis für Brent im zweiten und dritten Quartal von je 30 USD pro Barrel, Preise von 20 USD im Tief seien möglich.

Der Ölpreis hat über die Ölindexierung der Gaspreise einen direkten Einfluss auf den Gaspreis. Gas- und Kohle konkurrieren als Vorprodukte für den Strommarkt. Wenn Gas noch weiter nachgibt, muss auch die Kohle weiter fallen, um nicht noch mehr bei der Verstromung gegenüber Gas ins Hintertreffen zu geraten.

Angesichts des Crashs am Ölmarkt und weltweit taumelnder Aktienmärkte verbilligten sich auch die Preise am Strommarkt. Die lange verteidigte 40-Euro-Linie des Frontjahres 2021 in Deutschland wurde von den Marktteilnehmern aufgegeben. Der tiefste Preis, der am Montag gehandelt wurde, lag bei 38.10 €/MWh. Angesichts der aktuellen Situation ist es schwer, Vorhersagen zum Strommarkt abzugeben. Dennoch ist in den nächsten Wochen mit weiteren Abgaben für die Rohstoffpreise zu rechnen.

Das Covid-19-Virus hat die Rohstoffmärkte weiterhin fest im Griff. Für die Entwicklung der Terminnotierungen spielten abermals die internationalen Ölmärkte die Hauptrolle. Der Front­monat bei Brent konnte sich mit einem Wochentief von 50.05 US-Dollar je Bar­rel am vergangenen Freitag gerade noch über der runden Marke halten. Insge­samt fiel Brent im Wochenvergleich um 13.6 Prozent auf 50.52 US-Dollar. Dies war der höchste Wochenverlust seit Januar 2016. Die Rohölsorte WTI ver­zeichnete sogar den kräftigsten Rück­gang seit der Finanzkrise 2008. Nicht viel besser erging es dem Frontmonat der ICE-Futures auf Gasöl in Europa, der um 13.3 Prozent auf 441.00 US-Dollar je Tonne einbrach. Für die mas­siven Verluste an den Ölmärkten gibt es nur einen Grund, die Ausbreitung des Coronavirus, die sich in Ländern ausserhalb Chinas beschleunigte. Hier­durch befürchten die Finanz- und Roh­stoffmärkte deutlich negativere Aus­wirkungen auf die globale Wirtschaftsentwicklung und somit auch auf die Ölnachfrage. Trotz des massiven Verfalls bestehen jedoch unverändert Risiken nach unten für die Ölpreise. In dieser Woche trifft sich die OPEC+ und das Treffen birgt die Gefahr, dass die Ölmärkte enttäuscht reagieren könnten, selbst für den Fall einer weiteren Produktionskürzung um 0.6 Million Barrel je Tag. Der Markt setze weiter darauf, dass sich die OPEC+ auf eine stärkere Produktionskürzung verständigen. Ein Selbstläufer wird dies allerdings nicht sein. Denn, Russland sieht für eine Beteiligung an zusätzlichen Kürzungsmassnahmen weiter keine Veranlassung. Präsident Wladimir Putin hatte am Wochenende davon gesprochen, dass Russland mit dem gegenwärtigen Preisniveau gut leben könne. Die Ölmärkte könnten also die Strompreise in den kommenden Wochen noch weiter belasten.

Belastet wurden die Notierungen bei Swiss-Baseload unter anderem auch von den Preisen für die CO2-Emissionsrechte. Nachdem der im Dezember 2020 fällige EUA-Future in der dritten Februarwoche fast wieder die Marke von 26.00 Euro je Tonne CO2-Ausstoss erreichte, war schon damit zu rechnen, dass die Karawane der spekulativen Adressen wieder die Richtung ändern könnte. Aber dies dürfte die Preisentwicklung verstärkt haben, war jedoch nicht der wesentliche Grund für den Fall des EUA-Futures im Wochenvergleich von 25.61 auf 23.61 Euro je Tonne. Das Minus von 7.8 Prozent geht vielmehr auf die verstärkte Ausbreitung des Coronavirus in Ländern ausserhalb Chinas zurück. Die Märkte preisen zu Recht ein, dass hiervon negative Wirkungen auf das globale Wachstum ausgehen. Auch in Europa ist nun mit einem Rückgang der wirtschaftlichen Aktivität zu rechnen. Unklar ist jedoch, wie kräftig diese wirtschaftlichen Auswirkungen nun sein werden, nachdem sich das Covid-19-Virus auch in Europa ausbreitet. Die Folge dürfte sein, dass die Erholung der Industrie abgewürgt werden sollte, sodass auch weniger CO2-Emissionsrechte benötigt werden. Zusätzlich bleiben die Belastungen der Gasspeicher, die weiterhin gut gefüllt sind und eine Kältewelle ist nicht in Sicht. Unter diesen Voraussetzungen kann es zu weiteren Abschlägen am Gasmarkt und damit auch am Strommarkt kommen.

Die Märkte stehen im Bann des Covid-19-Virus. Er ist aktuell der alles überragende Faktor für die Preisfindung nicht nur an den Commodity-, sondern auch an den Aktienmärkten. In Italien sind nach Behördenangaben mehr als 160 Menschen mit dem Virus infiziert, vier Patienten sind dort bereits an den Folgen gestorben. Damit ist Italien das Land mit den höchsten Fallzahlen außerhalb Asiens. Südkorea meldete 70 neue Fälle, und auch aus dem Iran werden Neuerkrankungen und Todesfälle gemeldet. In China sind mehr als 77‘000 Menschen infiziert. Peking verschiebt deshalb den Nationalen Volkskongress, der eigentlich im März stattfinden sollte. Schon am Samstag warnte der Internationale Währungsfonds vor einem negativen Einfluss der Epidemie auf die Weltwirtschaft, deren Wachstum deswegen 0.1 Prozentpunkte niedriger ausfallen könnte als im Januar geschätzt. Das chinesische Wachstum könnte sogar um 0.4 Prozentpunkte geschmälert werden. Andererseits gibt es in China selbst Anzeichen einer zaghaften Normalisierung: So haben sechs chinesische Provinzen, darunter auch die Provinz Guangdong, die für 10 Prozent des chinesischen Bruttoinlandsprodukts aufkommt, ihre Notfallmaßnahmen zurückgefahren, weil keine oder nur noch ganz wenige Neuansteckungen registriert wurden. Zudem haben in den Küstenprovinzen mehr als 70 Prozent der großen Unternehmen des verarbeitenden Gewerbes ihre Arbeit wieder aufgenommen.

Im französischen Atomkraftwerk Fessenheim, das seit Jahrzehnten als Sicherheitsrisiko gilt, ist der erste Reaktorblock abgeschaltet worden. Er wurde am frühen Samstagmorgen vom Stromnetz getrennt, wie der französische Energiekonzern EDF mitteilte. Der Vorgang, der am Freitagabend begonnen hatte, verlief demnach wie geplant. Nach der Stilllegung beginnen nach EDF-Angaben die Vorbereitungen für die Demontage, die ab 2025 beginnen soll und bis zu 20 Jahre dauern kann. Die französische Atomaufsichtsbehörde ASN hatte zuletzt auch Bedenken an den Plänen geäußert. Die bisher von EDF vorgelegten Details zu dem Vorhaben seien unzureichend, kritisierte die Behörde. Auf dem Gelände soll anschließend ein deutsch-französischer Gewerbepark entstehen.

Die Intercontinental Exchange (ICE) hat den Auktionskalender für die britischen Versteigerungen von EU-Allowances (EUAs) und Luftverkehrsberechtigungen (EUAAs) veröffentlicht. Insgesamt suchen 125‘109‘000 britische Berechtigungen neue Besitzer. Bei der ersten Auktion am 4. März kommen 5‘727‘500 EUAs unter den Hammer. Die Auktionen erfolgen 14-tägig und zum nächsten Mal am 18. März. Vom 4. März bis 22. Juli werden dabei jeweils 5‘727‘500 EUAs versteigert, am 5. August 2‘863‘500, am 19. August 2‘869‘500 EUAs. Von 2. September bis 25. November suchen jeweils 6‘837‘500 EUAs einen neuen Besitzer. Bei der letzten Versteigerung am 9. Dezember kommen 6‘842‘000 Berechtigungen unter den Hammer. Für EUAAs ist nur ein Termin am 25. März vorgesehen, 1‘669‘000 EUAAs suchen dann einen neuen Besitzer. Die ICE wird für das britische Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie (BEIS) tätig. Der Markt reagierte auf die Veröffentlichung mit Abgaben. Um Mittag kostete der Benchmark-Kontrakt EUA Dezember 2020 an der ICE 24.67 Euro. Zum Settlement am Freitag hatte der Kontrakt mit 25.61 Euro in den Büchern gestanden. Die letzte britische Auktion fand wegen der Brexit-Verhandlungen im Januar 2019 statt. Laut Rückzugsabkommen mit der EU verbleibt das Vereinigte Königreich bis 31. Dezember im Europäischen Emissionshandelssystem. Wie vom BEIS zugesichert, können die britischen Anlagenbetreiber weiter auf ihre Konten im Unionsregister zugreifen und alle Berechtigungen für die Compliance am 30. April 2021 nutzen.

Die Strompreise für das Frontquartal und Kalenderjahr 2021 gingen kräftig nach oben. Eine wesentliche Rolle spielte dabei der Ölmarkt. Zwar setzten die Ölpreise zum Beginn der Vorwoche den Rückgang noch fort, aber ab Dienstag drehte der Markt nach oben. Dabei waren die Monatsberichte von EIA, OPEC und IEA keinesfalls Grund für höhere Ölpreise. Die OPEC senkte die Prognose für die globale Ölnachfrage in diesem Jahr zwar am geringsten, nämlich nur um 230’000 Barrel je Tag. Aber hierdurch liegt nun der Wert für das Wachstum des weltweiten Ölverbrauchs auch nur noch bei 990’000 Barrel je Tag. Doch die Ölmärkte reagierten positiv auf die Meldungen zu den Infizierungen mit dem Coronavirus, bei denen die täglichen Zunahmen geringer wurden. Dies lässt auf einen baldigen Höhepunkt hoffen. Die Erholung bei Rohöl wirkte sich ebenfalls auf die Gaspreise aus, und da Gas für die Stromproduktion günstiger als Kohle ist, hatte dies natürlich dann auch entsprechende Folgen für die Strompreise.

Die Notierungen beim CO2 starteten auch schwächer in die Handelswoche und fielen unter die Marke von 23.00 Euro je Tonne. Doch ab Dienstag drehte sich der Wind und trieb die EUA-Futures bis auf 24.67 Euro nach oben. Eigentlich waren die Voraussetzungen für einen weiteren Rückgang der Notierungen beim EUA-Future günstig. Am 4. März beginnen die Auktionen von britischen Beständen für die Jahre 2019 und 2020, denn bis zum Ende der Übergangsphase ist das UK trotz Austritt aus der EU noch Mitglied im EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS). Auch die ersten Zuteilungen kostenloser CO2-Emissionszertifikate stehen bevor. Die Entwicklung der Industrie in der Eurozone verläuft ebenfalls schwächer als erwartet. Aber die Entwicklung beim Coronavirus führte zur Wende und Strom zieht die EUA-Futures nach oben. Auch der Anstieg des auf stündlicher Preisbasis ermittelten Korrelationskoeffizienten zwischen dem EUA-Future und dem Kalenderjahr 2021 bei Phelix-Baseload von 72.9 auf 97.1 Prozent unterstreicht, dass die Strompreise wieder einen wesentlichen Einfluss auf die Preisentwicklung bei den CO2-Emissionsrechten hatten.

Sturm „Sabine“ hat auch die Stromproduktion aus Windkraft kräftig angetrieben. Zeitweise sind in Deutschland rund 43.7 Gigawatt Windstrom ins Netz eingespeist worden. Nach Berechnungen der Denkfabrik Agora Energiewende stammten zwischen Sonntagmittag und Montagmittag mehr als drei Viertel des in Deutschland verbrauchten Stroms aus erneuerbaren Energien. Neben den Windrädern an Land und auf See hat am Sonntag tagsüber auch die Solarenergie zu der hohen Ökostromerzeugung beigetragen. Der Windstrom alleine hat rund 60 Prozent des Stromverbrauchs gedeckt. Für die Netzbetreiber ist „Sabine“ eine grosse Herausforderung gewesen, da die Stromeinspeisung aus den Windkraftanlagen nicht gleichmässig gewesen ist und sich Windräder bei zu starken Böen abgeschaltet haben. Für den kommenden Sonntag wird ein neues Sturmfeld erwartet und der Erneuerbarenbeitrag soll wieder bis auf 45 Gigawatt klettern. Alles in allem dürften die kommenden zwei Wochen also eher ungemütlich ausfallen.

Die aktuelle CO2-Preisschwäche führen Analysten auf mehrere Faktoren zurück. Zum einen ist der Monat Februar durch das erhöhte Angebot an Berechtigungen (kostenlose Zuteilungen) ein negativer Monat. Das könnte sich im März noch fortsetzen, wenn die britischen Auktionen wieder aufgenommen werden. Zum anderen sind die fundamentalen Daten zu schwach und liefern keine Impulse für den Preis. Überdurchschnittliche Temperaturen und billiges Gas belasten den CO2-Preis ebenso wie die Auswirkungen des Corona-Virus auf die Wirtschaft. Dennoch sind die Compliance-Unternehmen beim Kauf ihres Bedarfs noch zurückhaltend. Sie hoffen auf niedrigere Einstiegspreise. Eine erste Unterstützung liegt bei 22.25 Euro, das low vom vergangenen Oktober 2019.

Die Kapazitätsauslastung der deutschen Gasspeicher ging auf 82.9 Prozent zurück, liegt aber weiterhin deutlich über dem entsprechenden Wert des Vorjahres von 58.5 Prozent. Da im gleichen Zeitraum des Vorjahres 6.4 Terawattstunden (aktuell 5.7 Terawattstunden) ausgespeichert wurden, hat sich der Abstand zum Vorjahreswert noch erhöht. Dies bedeutet, dass am 31. März der Speicherstand deutlich höher als zum gleichen Zeitpunkt in 2019 liegen dürfte, so dass auch weniger Gas in den Sommermonaten für das Auffüllen der Speicher benötigt wird. Von daher haben der Frontmonat März und das Frontquartal auch noch Platz für weiter sinkende Preise in den kommenden Wochen.

Die milden Witterungen im nordwestlichen Europa, hohe Speicherstände beim Erdgas, ein schwaches Marktumfeld mit der Kohle unterhalb von 60 US-Dollar je Tonne und die aktuellen Abgaben des CO2-Marktes sind viele Gründe für die aktuell schwächeren Notierungen am Stromterminmarkt. Hinzu kommt der Coronavirus mit seinem negativen Einfluss auf China, die zweitgrößte Wirtschaftsnation der Welt.

Der Ölmarkt leidet unter den Auswirkungen des Coronavirus auf die chinesische Wirtschaft. Laut der Weltgesundheitsorganisation WHO sind inzwischen weltweit über 20‘500 Erkrankungs- sowie über 427 Todesfälle registriert worden. Die Dunkelziffer müsste sogar höher liegen, da nicht alle Erkrankten getestet wurden und die reale Anzahl der milden bzw. schweren Fälle bekannt ist. Analysten weisen darauf hin, dass die ersten Zahlen aus China auf Nachfrageverluste um die 3 Millionen Barrel pro Tag hinweisen. Zudem breite sich das Virus noch weiter aus. Saudi-Arabien erwägt nach Angaben von Opec-Offiziellen eine drastische, kurzfristige Drosselung der Erdölförderung, um auf die Auswirkungen des Coronavirus auf die Ölnachfrage zu reagieren. Vertreter des Ölkartells und ihrer Verbündeten treffen sich diese Woche, um mögliche Maßnahmen zu erörtern, nachdem der Virenausbruch in China zum stärksten monatlichen Ölpreisrückgang seit 30 Jahren geführt hat. China ist weltweit das größte Ölverbrauchsland. Der Frontmonat bei Brent gab im Wochenvergleich um zusätzliche 4.2 Prozent auf 58.16 US-Dollar pro Barrel nach. Noch kräftiger fiel das Minus beim Frontmonat der ICE-Futures auf Gasöl in Europa aus, der um 6.2 Prozent auf 501.00 US-Dollar je Tonne billiger wurde. Die steigenden Infektionszahlen und die Warnungen der WHO verschreckten die Ölhändler weiter. Ölanalysten schätzen den Verlust der Ölnachfrage auf rund 0.25 Millionen Barrel je Tag in diesem Jahr. Der Produktionsausfall in Libyen liegt hingegen bei rund 1.0 Millionen Barrel je Tag, hat jedoch keinen Einfluss auf die Ölpreise, denn der Markt rechnet nur mit einem sehr kurzen Ausfall in Libyen, während die Wirkungen des Coronavirus länger anhalten könnten.

Die britische Regierung hat nun Klarheit bezüglich des weiteren Vorgehens bei den Auktionen und im Emissionshandel geschaffen. Demnach ist die erste britische Auktion seit mehr als 12 Monaten für den 4. März festgelegt worden. Der vollständige Auktionskalender soll in Kürze veröffentlicht werden und Zertifikate von 2019 und 2020 enthalten, die über das Jahr 2020 verteilt sind. Im Rahmen der Rückzugsvereinbarung zwischen dem Vereinigten Königreich und der EU unterliegen die britischen Anlagen sowohl für die Emissionen von 2019 als auch für die von 2020 der Compliance im EU-ETS.

Gemäss Vertreter der Schweizer Energiewirtschaft und Forschung wird das fehlende Stromabkommen zwischen der Schweiz und der EU zunehmend ein Risiko für die Stromimporte und damit auch für die Versorgungssicherheit. Das Stromabkommen soll die Einbindung der Schweiz in den Strombinnenmarkt der EU regeln und damit auch die Bedingungen für die grenzüberschreitenden Anbindungen. Allerdings liegt das Abkommen aufgrund von übergeordneten Streitpunkten zwischen der EU-Kommission und der Schweiz weiter auf Eis. Der Schweiz droht als „zweitrangiger Akteur“ unter anderem höhere Redispatch-Kosten, deren finanzielle Zuordnung in weiten Teilen ungeklärt ist, komplizierte Abstimmungen und letztlich beschränkte Importmöglichkeiten. Gerade im Rahmen der Energiestrategie 2050, die einen Ausstieg aus der Kernenergie und einen massiven Ausbau der Solarenergie im Blick hat, werden diese Importe aber immer wichtiger. Die Schweiz müsse in diesem Szenario in den Wintermonaten 2035 rund 14 TWh an Strom importieren. Die Schweizer Aufsichtsbehörde Elcom betrachtet 10 TWh – gut ein Sechstel des aktuellen Schweizer Stromverbrauchs – allerdings bereits als kritischen Wert. Laut Renato Tami, Geschäftsführer der Elcom, könnte eine steigende Nachfrage durch Elektromobilität und Wärmepumpen den Bedarf in den Wintermonaten sogar auf 23 TWh erhöhen. Tami warnt vor „politischen Netzengpässen“ ohne das fehlende Abkommen, die bereits bestehende physische Restriktionen im Netz noch verstärken. Ein Redispatch-Abkommen zwischen der Schweiz, Frankreich und Deutschland ist unterdessen in Kraft. Dieses soll den Netzausgleich zwischen den drei Ländern besser koordinieren. An den Grenzen der drei Länder gelten ungeplante Stromflüsse seit Jahren als wichtiges Problem. 2018 lagen an der deutsch-schweizerischen Grenze die ungeplanten, also nicht gehandelten Stromflüsse bei 8 TWh, während zwischen Frankreich und der Schweiz physikalisch 6.7 TWh Strom weniger geliefert wurde als gehandelt. Teilweise flossen französische Exporte über deutsche Netze in die Schweiz.

Die französische Regierung will einen „Preiskorridor“ für den nationalen Atomstrom-Grosshandelsmarkt einführen. Dieser soll es dem staatlich kontrollierten Energieversorger EDF ermöglichen, seine Kosten zu decken und gleichzeitig die Verbraucher vor volatilen Strompreisausschlägen zu schützen. Das neue System soll die derzeitige Regulierung des Nuklearmarktes ARENH ersetzen. Das Unternehmen ist im Rahmen des ARENH-Mechanismus bisher dazu verpflichtet, ein Viertel seiner jährlichen Nuklearproduktion zu einem Festpreis von 42 EUR je Megawattstunde an Mitbewerber zu verkaufen. Der Gesetzesentwurf dürfte den Gewinn des hoch verschuldeten Energieversorgers ankurbeln und gleichzeitig den französischen Endverbrauchern weiterhin einen der günstigsten Stromtarife in ganz Europa bieten. Die Preisunter- und -obergrenze des neuen Systems werden nach einer transparenten Methode festgelegt und unter der Kontrolle der Energiemarkt-Regulierungsbehörde CRE umgesetzt. Die genaue Preisspanne muss noch festgelegt werden, es wird jedoch von einer Differenz zwischen rund 6 EUR pro Megawattstunde ausgegangen.

Das mildere Wetter machte sich bei den Gas-Ausspeicherungen in Deutschland negativ bemerkbar. Die Kapazitätsauslastung hat sich zwar von 94.3 auf 92.6 Prozent verringert, aber dies liegt weiterhin deutlich über dem Vorjahreswert von 70.0 Prozent. Da im gleichen Zeitraum in 2019 die Ausspeicherungen um 0.8 Terawattstunden höher bei 4.7 Terawattstunden lagen, hat sich die Speichersituation sogar noch schlechter als im Vorjahr entwickelt. Einige Schätzungen von Meteorologen gehen davon aus, dass auch der Februar normal bis milder als saisonüblich ausfallen dürfte. Dies spricht dafür, dass die Speicher per Ende März deutlich höher als vor einem Jahr gefüllt sein dürften, wenn nicht die Importe von Erdgas aus Norwegen oder Russland deutlich abnehmen. Die Risiken für die Gaspreise sowie auch für die Strompreise überwiegen also derzeit weiterhin nach unten.

Waren die Ölmärkte zum Jahresanfang noch eine Unterstützung für die Terminnotierungen in den europäischen Gasmärkten, so drehte sich der Wind in der zweiten Woche des neuen Jahres. Die geopolitischen Spannungen nahmen in der zweiten Hälfte der Vorwoche ab, sodass die Ölpreise kräftig unter Druck gerieten. Der Frontmonat bei Brent fiel um 5.3 Prozent auf 64.98 US-Dollar je Barrel und liegt somit wieder auf dem Niveau von Anfang Dezember des Vorjahres. Auch der Frontmonat der ICE-Futures auf Gasöl fiel kräftig um 5.2 Prozent auf 593.25 US-Dollar je Tonne. Der iranische Vergeltungsschlag verlief glimpflich, sodass auch die USA auf einen weiteren Militärschlag verzichteten, trotz entsprechender Androhungen von Donald Trump. Der Ölmarkt konzentriert sich nun wieder auf die fundamentale Entwicklung von Angebot und Nachfrage. Die vorherrschende Einschätzung ist hierbei, dass es im ersten Quartal des laufenden Jahres trotz weiterer Produktionskürzungen der OPEC+ zu einem Angebotsüberhang kommen sollte. Auch die Entwicklung der US-Lagerbestände bei Rohöl und den Ölprodukten wurde in diese Richtung interpretiert. Diese Entwicklung stellt ein Risiko dar, sodass von den Ölpreisen durchaus auch Belastungen für die Terminnotierungen bei Erdgas im nordwestlichen Europa ausgehen könnten.

Das Wetter dürfte hinsichtlich der durchschnittlichen Tagestemperaturen zunächst eine Belastung für die Gaspreise im nordwestlichen Europa bleiben. Sowohl nach dem Modell des Europäischen Zentrums für mittelfristige Wettervorhersagen als auch nach dem US-Modell sollen die Temperaturen im Tagesmittel zunächst deutlich über dem saisonüblichen Wert bleiben. Erst für das nächste Wochenende wird ein Rückgang vorausgesagt. Er dürfte dabei auf dem Festland den saisonalen Erwartungswert erreichen, im UK sogar unterschreiten. Für die Aussichten in der nächsten Woche gehen die jüngsten Prognosen nach beiden Modellen auseinander. Während das europäische Modell von kühleren Temperaturen ausgeht, sagt das US-Modell wieder einen Anstieg voraus. Die Ausspeicherung könnte als weiter unter Vorjahresniveau bleiben, was für die Gaspreise negativ wäre.

Beim Strom verlief die Preisentwicklung gemischt, denn zum Wochenschluss lag das Cal 21 um 0.1 Prozent im Plus, während der Frontmonat um 3.8 und das Frontquartal um 2.1 Prozent nachgaben. Eine Belastung für die Strompreise ging von den CO2-Emissionsrechten aus. Das britische Unterhaus hat nun dem Ratifizierungsgesetz zum Austritt aus der EU zugestimmt. Somit ist nun sicher, dass das UK zum 31. Januar ausscheiden wird. Aber die britische Regierung hat noch immer nicht verkündet, wie es mit den britischen CO2-Emissionsrechten verfahren wird, die im Vorjahr nicht an den Markt kamen, aber nun abgegeben werden können. Eine gleichmäßige Verteilung über das gesamte Jahr ist wohl nicht im Interesse der britischen Unternehmen, die compliance-pflichtig sind. Somit herrscht noch immer Unsicherheit, ob es im Zeitraum bis April zu höheren Auktionsvolumina kommen könnte. Entsprechend sind die Marktteilnehmer mit strategischen Käufen abwartend. Hierdurch gaben auch die Preise beim EUA-Future im Wochenvergleich wieder um 3.1 Prozent von 24.98 auf 24.21 Euro je Tonne nach. Auf Sicht von vier Wochen sind die Modellprognosen optimistisch, aber die britische Entscheidung stellt ein wesentliches Risiko dar, dass auch zu niedrigeren Preisen bei den CO2-Emissionsrechten und zu Preisdruck bei Swiss-Baseload führen könnte.

Die Mitglieder des Ölkartells OPEC sowie seine Verbündeten, darunter Russland, sind sich einig: Bis Ende März 2020 werden sie die Förderung stärker als bisher drosseln. Die Ölförderung wird um weitere 500‘000 Barrel pro Tag gekürzt. Die Entscheidung der 24 Nationen (OPEC+) fällt zeitlich mit dem Börsengang der staatlich kontrollierten Saudi Arabischen Ölgesellschaft Aramco zusammen. Sie veranschaulicht die Durchsetzungsfähigkeit Saudi-Arabiens, das die Allianz quasi dominiert. Die OPEC hatte der zusätzlichen Kürzung im Grunde bereits am letzten Donnerstag zugestimmt, sie musste aber noch von allen Verbündeten abgesegnet werden. Russland hatte sich zwischenzeitlich quergestellt, seinen Widerstand später aber aufgegeben. Bisher wird die tägliche Fördermenge um 1.2 Millionen Barrel gedrosselt. Künftig werden es in Summe rund 1.7 Millionen Barrel sein. Am Ölmarkt hegen Teilnehmer Zweifel daran, ob der Schritt des Kartells wirklich zu Produktionsrückgängen führen wird. So herrscht zum Beispiel Verwirrung darüber, welche Kürzungen Saudi-Arabien vornehmen wird. Das Königreich hat einer Verringerung um 160‘000 Barrel pro Tag auf 10‘151 Millionen Barrel zugestimmt. Basierend auf unabhängigen Schätzungen, liegt Saudi-Arabiens Förderung bereits jetzt 400‘000 Barrel pro Tag unter der derzeitigen Quote. Analysten erachten die Beschlüsse als unzureichend, denn das Überangebot im ersten Quartal 2020 sei weitaus grösser als 500‘000 Barrel pro Tag. Zudem bleibe offen, wie das ebenfalls beträchtliche Überangebot im zweiten Quartal ohne Produktionskürzungen eingedämmt werden solle. Man sehe daher für die Ölpreise erhebliche Abwärtsrisiken. Die OPEC werde sich spätestens im März erneut treffen müssen, um über weitere Kürzungen zu diskutieren. Hinzu kommt, dass Libyen die Produktion im nächsten Jahr steigern will. Bis Ende 2020 soll ein Produktionsniveau von 1.5 Millionen Barrel pro Tag erreicht werden. Libyen ist weiterhin von den Produktionskürzungen ausgenommen. Würden die libyschen Pläne in vollem Umfang umgesetzt, so würden dadurch die effektiven saudischen Kürzungen in vollem Umfang zunichtegemacht.

Die Versorgung mit Gas ist in der Europäischen Union für diesen Winter gesichert, auch wenn die aktuellen Verhandlungen zwischen dem russischen Versorger Gazprom und der ukrainischen Naftogaz über die Gaslieferungen aus Russland über die Ukraine nach Europa scheitern sollten. Laut Analysten würde der Gaspreis zwar steigen, in den meisten EU-Mitgliedsländern jedoch relativ moderat. Auch im Extremszenario, bei einem Kälteeinbruch zusätzlich zum dreimonatigen Stopp der Gaslieferungen, wäre die Gasversorgung in der EU im betrachteten Zeitraum weiterhin gesichert. Dass die Gasversorgung in Europa auch bei einem Kälteeinbruch nicht gefährdet ist, hat mehrere Gründe. Die Gasspeicher sind immer noch nahezu maximal gefüllt, die Gaspreise befinden sich auf einem mehrjährigen saisonalen Tiefstand und ausserdem ist das europäische Gasverbundsystem deutlich besser aufgestellt als früher. Russland und die Ukraine verhandeln derzeit über ein Transitabkommen für Gaslieferungen, das Ende 2019 ausläuft. Falls die Gasversorgung über die Ukraine auch ab Januar gesichert ist, dürfte von den Gaspreisen für das erste Quartal 2020 weiteres Risikopotenzial abschmelzen.

Gemäss dem deutschen Umwelt-Staatssekretär wird Deutschland im Rahmen des Kohleausstiegs überflüssige Emissionszertifikate löschen. Das gilt für diejenigen Zertifikate, die nach Anwendung der sogenannten Marktstabilitätsreserve übrig bleiben. Das ist ein komplizierter Mechanismus, der überschüssige Emissionsrechte für die Energiewirtschaft und Teile der Industrie aus dem Markt nehmen soll. Die Löschung ist wichtig, weil sonst das Kohlendioxid, das in Deutschland mit dem Abschalten von Kohlekraftwerken eingespart wird, einfach anderswo in der EU ausgestossen werden könnte. Ausserdem wird die aktuelle Preisentwicklung von weiteren Faktoren beeinflusst. Zum einen laufen zur Monatsmitte Optionen auf den Dezember 2019 EUA-Future aus. Die Verteilung des Open Interest spricht dafür, dass es zu einem Kampf um die Marke von 25 Euro kommen könnte. Unsicherheit gibt es auch weiterhin in Sachen Brexit und um die englischen Parlamentswahlen. Britische Umfragen sehen einen grossen Vorsprung für Boris Johnson. Sollten sich seine Tories durchsetzen, wäre das aber keine Sicherheit für einen geregelten Austritt aus der EU. Im Gegenteil - die Hardliner unter den Tories könnten Johnson zum harten Brexit drängen. Selbst wenn der Vertrag über den Austritt mit der EU unterzeichnet würde, sei ein de facto harter Brexit zum Jahresende 2020 aufgrund unveränderter Fristen für die Verhandlungen über das zukünftige Verhältnis von EU und Vereinigtem Königreich noch immer ein hohes Risiko. Klar scheint nur, dass die britischen Anlagen der Compliance unterliegen und die Betreiber versuchen, Engpässe zu einem günstigen Preis zu füllen. Neuigkeiten darüber, wann die Regierung die kostenlose Zuteilung vornimmt und Zertifikate versteigert, gibt es indessen nicht. Aus Sicht der Analysten wird der Dezember 2019-Future stabil bleiben. Sie erwarten keine grösseren Bewegungen, rechnen aber damit, dass die EUAs weiterhin eher unter Druck bleiben.

Belastet wurden die Terminnotierungen bei Erdgas im nordwestlichen Europa von den Entwicklungen an den internationalen Ölmärkten. Zunächst wurden die Ölpreise noch von Hoffnungen auf eine Einigung zwischen den USA und China unterstützt. Aber mit dem Bericht der internationalen Energieagentur (EIA) zu den Lagerbeständen und der US-Ölproduktion in der Woche zum 22. November kamen die Ölpreise unter Druck. Auch die Warnungen Chinas vor Vergeltungsmaßnahmen, nachdem US-Präsident Trump ein Gesetz aufgrund der Proteste in Hongkong unterzeichnete, dämpften die Hoffnungen auf ein Handelsabkommen und belasteten somit die Ölpreise. In dieser Woche steht das Treffen der OPEC+ an. Die von Saudi-Arabien geführte Organisation der Erdöl exportierenden Länder wird am 5. und 6. Dezember in Wien mit einer von Russland geführten Koalition aus zehn Nationen zusammentreffen, um über die Verlängerung eines Pakts zur Eindämmung der Produktion zu diskutieren. Saudi-Arabien wird darauf drängen, die Ölförderkürzungen mindestens bis Mitte 2020 zu verlängern, um den Börsengang von Saudi Aramco zu stützen. Bisher läuft der Pakt, der eine Drosselung um 1.2 Millionen Barrel pro Tag vorsieht, bis Ende März 2020. Aus Angst, dass Unsicherheit zu einem starken Rückgang der Preise führen könnte und somit einheimischen Investoren schaden würden, die sich am Börsengang „Saudi Aramco“ beteiligt haben, wünscht sich das saudische Königreich „stabile Preise“ von mindestens 60 US-Dollar pro Barrel. Saudi Aramco ist die Erdölfördergesellschaft Saudi Arabiens, geht an die Börse und möchte den Preis ihrer Aktien am 5. Dezember 2019 bekanntgeben. Der Börsengang dürfte ein Volumen von 25 Milliarden Dollar haben.

Das Umfeld des Strommarktes präsentierte sich letzte Woche uneinheitlich. Die EUA Futures notierten marginal fest oberhalb der Schlüsselmarke von 25 Euro. Das Gasfrontjahr war ein wenig leichter. Kohle zeigte sich mit umfangreichen Abgaben auf die Schlüsselunterstützung von 63 US-Dollar je Tonne. Nach dem Thanksgiving sollen am Freitag viele Handelstische unbesetzt geblieben sein und somit aus den USA nicht allzu viele Impulse gekommen sein. Vor den Grossereignissen im Dezember scheint der Markt bereits zu konsolidieren: Die Entscheidung zur OPEC-Förderpolitik, zum chinesisch-amerikanischen Handelskonflikt, zu den Brexit-Modalitäten sowie der ukrainisch-russische Gaskonflikt bergen Unsicherheiten und belasten das lange Ende des Stromterminmarktes. Auch die Preisentwicklung am CO2-Markt prägte das lange Ende und wirkte negativ. Gestern fiel der Benchmark Kontrakt EUA Dezember 2019 unter die psychologisch wichtige 25-Euro-Marke und schloss am Sekundärmarkt bei 24.33 Euro, was die Stimmung am Stromterminmarkt drückte. Zuvor wurde bei der Primärmarktauktion aus EU-Bestand am Vormittag einen Clearingpreis von 24.62 Euro festgestellt.

Der wesentliche Faktor für das Minus bei den Terminpreisen am Strommarkt dürfte die Entwicklung bei den CO2-Emissionsrechten gewesen sein. Der in wenigen Wochen fällige EUA-Futures gab im Wochenvergleich um 6.2 Prozent auf 23.39 Euro je Tonne nach. Die Politik spielte dabei unverändert eine erhebliche Rolle, wobei allerdings der Fokus vom UK auf Deutschland wechselte. Die deutsche Bundesregierung hat den Gesetzesentwurf für den Ausstieg aus der Kohleverstromung vorgelegt. Demnach sollen keine Zwangsmassnahmen bis 2026 ergriffen werden, wenn die Auktionen zur Stilllegung von Kohlekraftwerken hinter den Erwartungen bleiben, was für die EUA-Futures eher positiv ist. Aber die Bundesregierung macht keine Angaben, wie mit nicht benötigten CO2-Emissionsrechten aufgrund des Kohleausstiegs verfahren wird. Somit bleibt die Möglichkeit, dass diese nicht gelöscht werden und auch nicht unmittelbar von der Marktstabilisierungsreserve absorbiert werden können. Dies ist letztlich für die Notierungen der EUA-Futures negativ. Die Aussichten für die CO2-Emissionsrechte bleiben negativ und auch die Unterstützung bei 22.00 Euro könnte unterschritten werden, was sich dann auch entsprechend belastend auf die Strompreise auswirken könnte. Weiter gehen Marktteilnehmer davon aus, dass offene Fragen rund um den Brexit bis zum Jahresende nicht zu lösen sind. Informationen zur Compliance-Pflicht der britischen Unternehmen fehlen ebenso wie Nachrichten darüber, wann die britische Regierung mit der Ausgabe der Zertifikate beginnt.

Die fossilen Energieträger haben in der vergangenen Woche den Strompreisen eine leichte Unterstützung geboten. So handelt die Rohölsorte Brent im Wochenvergleich praktisch unverändert bei 62.00 USD je Barrel. Die OPEC+ beabsichtigen offenbar, die bestehenden Produktionskürzungen um weitere neun Monate bis Ende 2020 zu verlängern, von stärkeren Kürzungen wird allerdings abgesehen. Analysten zufolge würde ein derartiger Beschluss nicht ausreichen, ein Überangebot im ersten Halbjahr 2020 zu verhindern. Die OPEC+ riskiert damit einen Preiseinbruch, der dem im Vorjahr ähneln könnte. Damals verzeichnete der Brent-Ölpreis zu Weihnachten ein Tief von 50.00 USD je Barrel. Ob dies aber im Sinne von Saudi-Arabien wäre, darf stark bezweifelt werden. Schliesslich beabsichtigt das Königreich, die Aktien des staatlichen Ölkonzerns Saudi Aramco Mitte Dezember an der heimischen Börse zu listen.

Bei den ICE-Futures auf ARA-Kohle kam es in der Vorwoche beim Kalenderjahr zu einer Wende. Zunächst gaben die Notierungen um fast 1.00 USD auf 62.20 USD je Tonne nach und lagen somit auch leicht unter dem Tief von Ende August. Aber noch am gleichen Tag kam es zu einer deutlichen Erholung. Dies dürfte jedoch nicht an Käufen bedingt durch die Charttechnik gelegen haben, sondern vielmehr an der Mitteilung von EDF, dass in Frankreich bedingt durch das kräftige Erdbeben drei Atomreaktoren für Überprüfungen vom Netz genommen werden müssen. Aber auch der Gesetzesentwurf der deutschen Bundesregierung war für die Kohlepreise ein positiver Einfluss. Aufgrund der weltweit sehr gut gefüllten Lagerhallen für Kohle, sind bislang aber keine Anzeichen einer Angebotsverknappung erkennbar. Deshalb gehen Marktteilnehmer weiterhin von fallenden Kohlenotierungen aus.

Die Kapazitätsauslastung beim Erdgas hat sich leicht von 99.6 Prozent auf 99.2 Prozent verringert. Auch im Jahre 2018 wurde der Gipfel der Speicherauslastung in der zweiten Novemberwoche erreicht, allerdings damals bei nur 87.9 Prozent. Kommt es nicht zu einem kälteren Winter oder zu Lieferausfällen ab Januar durch das Auslaufen des Transitabkommens durch die Ukraine, dann könnte der hohe Speicherbestand sich in 2020 als Belastung für die Gaspreise erweisen.

Es lag nicht an den Spotpreisen, dass es in der Vorwoche mit den Terminnotierungen nach unten ging. Der Durchschnitt für die Arbeitstage stieg von 42.70 auf 44.61 Euro. Neben geringeren Beiträgen von erneuerbaren Energien bei der Stromproduktion hat aber auch eine höhere Nachfrage bedingt durch fallende Temperaturen zu den gestiegenen Spotpreisen beigetragen. Die Entwicklungen der Preise für Frontmonat und -quartal bei Swiss-Baseload spricht dafür, dass die Stromhändler trotz der kühleren Temperaturen, die auch in dieser Woche anhalten sollten, von milderem Wetter sowohl im Dezember als auch in den Wintermonaten ausgehen. Denn beim Frontmonat fiel der Preis im Wochenvergleich am kräftigsten um 3.0 Prozent und beim Frontquartal um 2.5 Prozent, während der Preisabschlag beim Kalenderjahr 2020 nur bei 1.2 Prozent liegt. Dies passt auch zur Preisentwicklung bei ARA-Kohle, wobei hier allerdings die Unterschiede zwischen den Lieferfristen geringer ausfallen. Es wäre verfehlt, den Rückgang der ARA-Kohlepreise auf die Entwicklung chinesischer Wirtschaftsdaten zu schieben. Der Rückgang der Kohleimporte Chinas im Oktober um 15.2 Prozent gegenüber dem Vormonat lässt sich gut mit den Feiertagen erklären. Zudem lagen die Kohleeinfuhren um 11.3 Prozent höher als im Oktober 2018. Der Preisrückgang dürfte also mehr an den Erwartungen hinsichtlich der Kohlenachfrage in Europa liegen.

Ebenfalls negativ für die Strompreise war die Entwicklung bei den CO2-Emissionsrechten. Der im Dezember 2019 fällige EUA-Future an der ICE gab im Wochenvergleich von 25.29 auf 24.84 Euro je Tonne nach, was einen Verlust von 1.8 Prozent bedeutet. Dies reduziert die Kosten für die Stromproduktion und belastet somit auch die Strompreise. Die britische Politik spielt zwar noch immer eine wichtige Rolle, aber mit der Entscheidung für Neuwahlen trifft für die Händler auch die Erkenntnis zu, dass man kein bisschen schlauer ist als vorher. Fest steht wohl nur, dass britische Unternehmen in 2019 compliance-pflichtig werden. Aber wann das UK CO2-Emissionsrechte zuteilen oder versteigern kann, ist weiter ungewiss. In dieser Phase ist ein Ausbruch nach oben nicht zu erwarten. Und es hat den Anschein, dass derzeit der Weg nach unten am einfachsten ist.

Unter den weiteren fossilen Energieträgern haben auch die Terminnotierungen für Gas im nordwestlichen Europa nachgegeben, obgleich die Spotpreise kräftig nach oben gegangen sind. Auch bei Erdgas trug das Wetter zu einer höheren Nachfrage bei. Für alle Frontkontrakte liegen die Clean Spark Spreads unter den Clean Dark Spreads. Dies bedeutet, dass sinkende Gaspreise zwar nicht unmittelbar zu Druck bei den Strompreisen führt. Aber da häufig auch die Kohlepreise zur Verteidigung des Wettbewerbsvorteils nachgeben, sind die indirekten Auswirkungen dann doch negativ. Die Notierungen für Frontmonat und –quartal gaben an der TTF auch mit rund 1.5 Prozent deutlich weniger nach als die Strompreise für Swiss-Baseload in diesen Lieferfristen. Nur beim Kalenderjahr 2020 fiel der Preisrückgang prozentual marginal höher als beim Strompreis aus.

Unerwartet positive Wirtschaftsdaten aus den USA und China sowie neue Hoffnungen auf ein Ende des US-chinesischen Handelsstreits haben für Konjunkturoptimismus gesorgt und am vergangenen Freitag den US-Börsen zum Teil Rekorden beschert. Auch die europäischen Aktienmärkte wurden dadurch befeuert. Der S&P 500 markierte einen neuen Höchststand bei 3‘064 Punkten, der DAX näherte sich der Marke von 13‘000 Punkten an, notiert mittlerweile bei 13‘131 Punkten und hat somit erstmals den Stand seit Juni 2018 überwunden. Auch der Schweizer Leitindex SMI legte zu Wochenbeginn kräftig zu und notiert aktuell bei 10‘353 Punkten. Kurstreibende Wirkungen waren Marktexperten zufolge vor allem die Aussagen der beiden weltgrössten Volkswirtschaften USA und China über den bevorstehenden Abschluss eines Teilabkommens im Handelsstreit. Zudem sagte der US-Handelsminister Wilbur Ross am Rande eines regionalen Wirtschaftstreffens in Bangkok, dass Strafzölle auf Autoimporte aus Europa und Asien wohl vermeidbar seien. Dem Nachrichtensender Blomberg TV zufolge seien sowohl Gespräche mit einzelnen Unternehmen über ihre Investitionspläne als auch Verhandlungen mit den Regierungen gut gelaufen. Die US-Regierung hatte Europa und Japan wegen einer angeblichen Bedrohung der nationalen Sicherheit durch hohe Autoimporte mit der Verhängung von Strafzöllen gedroht, diese jedoch im Mai 2019 für sechs Monate ausgesetzt. Mitte November 2019 muss erneut über die Verlängerung entschieden werden. Experten zufolge nutzt die US-Regierung die Strafzölle vor allem als Druckmittel, um Zugeständnisse zu erzwingen. Es bleibt allerdings unklar, ob die EU und Japan der US-Regierung gegenüber in Sachen Autoimporte bislang irgendwelche Zugeständnisse gemacht haben.

Für die Preisentwicklung beim Strom spielten zuletzt die Bewegungen bei den CO2-Emissionsrechten die wesentliche Rolle. Diesmal reichte der Anstieg beim CO2 als Unterstützung nicht aus, zu sehr belasteten die fallenden Preise bei ARA-Kohle und an den internationalen Ölmärkten. Der Dezember 2019 fällige EUA-Future an der ICE legte zwar in der ersten Wochenhälfte zu, konnte allerdings das Wochenhoch bei 26.27 Euro am Donnerstag nicht halten und gab den größten Teil des Gewinns wieder ab. Durch die Verschiebung des Brexit wurde zwar ein starker Ausverkauf erst einmal verhindert, Unsicherheiten bestehen jedoch nach wie vor darüber, wann die restlichen Auktionen für CO2-Emissionsrechte aus UK-Bestand stattfinden werden. Nachdem der Austrittsvertragsentwurf von Premierminister Boris Johnson mit der EU die notwendige Mehrheit im britischen Parlament verfehlt hat, haben sich Grossbritannien und die EU auf einen flexiblen Aufschub mit maximal 31. Januar 2020 verständigt. Für den 12. Dezember 2019 sind Neuwahlen in Grossbritannien angesetzt und Boris Johnson erhofft sich dadurch wieder die Mehrheit im britischen Unterhaus zu erobern, die er für seinen Brexit-Deal dringend benötigt.

Händler, aber auch Analysten, sind sich untereinander nie alle einig hinsichtlich der zukünftigen Preisentwicklung, sonst würde es ja auch nicht zum Handel kommen. Aber es dürfte weithin Einigkeit darin bestehen, dass die Entwicklung der Gaspreise – und wiederum der Strompreise – im Winter kräftig vom Wetter abhängt. Dies gilt sowohl für die Spotpreise als auch für die Terminkontrakte. Für diese Wintersaison spielt dabei natürlich auch eine bedeutende Rolle, dass die Gasspeicher in einigen europäischen Ländern randvoll gefüllt sind und sich die Kapazitätsauslastung in den meisten anderen Ländern der Marke von 100 Prozent nähert. Fällt der Winter kälter als saisonüblich aus, dann dürften die hohen Speicherstände einen Preisanstieg bremsen, bei einem wärmeren Winter dürften die Gaspreise hingegen unter kräftigen Preisdruck geraten. Im Oktober dürfte es basierend auf den Vorhersagen für die Temperaturen noch zu einer leichten Einspeicherung kommen. Ab November, der leicht kühler erwartet wird, sollten dann Ausspeicherungen erfolgen. Insgesamt wird nach Modellrechnungen eine Speicherentnahme in der Wintersaison 2019/2020 von 97.4 Terawattstunden prognostiziert. Für den letzten Winter waren es gemäss dem deutschen Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) 69.4 Terawattstunden. Dies würde bedeuten, dass in der laufenden Wintersaison die Ausspeicherungen um rund 40 Prozent höher als in der vorherigen Wintersaison ausfallen dürften. Ausgehend vom Speicherbestand nach den Angaben von Gas Infrastructure Europe per Ende September von 222.6 Terawattstunden würde dies bedeuten, dass die Speicher zum Märzultimo 2020 noch mit 125.2 Terawattstunden gefüllt sein könnten. Basierend auf der aktuellen Kapazität entspräche dies einem Auslastungsgrad von 55.1 Prozent. Am 31. März dieses Jahres waren die Speicher zu 52.3 Prozent gefüllt. Die Heating Degree Days für die nächsten Tage liegen derzeit unter dem saisonalen Erwartungswert. Dies bedeutet einen geringeren Gasbedarf für das Beheizen von Wohnungen. Aber selbst diese Schätzungen könnten sich vielleicht als zu optimistisch erweisen. Kommt dann nicht eine höhere Nachfrage nach Gas für die Stromproduktion aufgrund eines geringeren Windaufkommens, so steigt das Risiko eines Angebotsüberhangs an den Spotmärkten. Dieses kann aufgrund der vollen Speicher kaum noch absorbiert werden, sodass das Risiko nach unten für die Spotpreise und auch den Frontmonat sowie –quartal weiterhin als hoch zu veranschlagen sind.

Politische Faktoren spielen derzeit bei den CO2-Emissionsrechten die Hauptrolle und deren Wendungen lassen sich in quantitativen Modellen schwer nachbilden und noch weniger voraussagen. Selbst politische Experten waren von der Wende bei den Verhandlungen zum Austritt des UK aus der EU überrascht. Das Risiko eines No-Deal-Brexit ist mit der Einigung zwischen der Regierung des UK und der EU-Kommission zwar geringer geworden, aber noch keineswegs vom Tisch. Die britischen Abgeordneten im Unterhaus trauen mehrheitlich dem Premierminister Boris Johnson nicht. Sie haben erkannt, dass mit einer Zustimmung im Unterhaus die Bedingungen des Benn-Gesetzes für eine Verschiebung des Austrittstermins nicht mehr vorliegen würden, aber die Regierung könnte entweder bei der Umsetzung in britisches Recht auch durch Brexit-Hardliner scheitern, oder es könnte gar über den 31. Oktober hinaus verzögert werden. In diesem Fall wäre das UK ohne Vertrag aus der EU ausgeschieden, was aber nicht dem Willen der Mehrheit im Unterhaus entspricht. Deshalb kam es zu einem Zusatzantrag, das über den Vertrag erst dann abgestimmt werden soll, wenn die Umsetzung in britisches Recht vollzogen ist. Dies fand eine Mehrheit, sodass Boris Johnson eine Verschiebung des Austrittstermins auf Ende Januar 2020 beantragen muss. Wie von politischen Analysten diskutiert, versucht er auch hier, der EU die Verantwortung zuzuschieben. In einem Schreiben ohne seine Unterschrift stellt er zwar den Antrag auf Verschiebung, distanziert sich aber in einem zweiten, unterzeichneten Schreiben von einer Fristverlängerung. Der Austritt aus der EU hat jedoch nach dem Recht des auszutretenden Landes zu erfolgen. Dies ist nicht im Belieben des Premierministers, sondern bedarf eines Parlamentsbeschlusses und das Unterhaus hat sich hier klar festgelegt. Aber auch in der EU gibt es Widerstand von Frankreichs Präsident Macron. Dies bedeutet insgesamt, dass das Risiko eines No-Deal-Brexit nach wie vor nicht gebannt ist. Sollte die EU mit einer Entscheidung zögern, oder gar eine Verlängerung ablehnen, dann könnte sich der Preisdruck bei den EUA-Futures wieder aufbauen. Die Volatilität bei den CO2-Emissionsrechten könnte in den nächsten zwei Wochen hoch bleiben.

Für die beiden international führenden Rohölsorten Brent und West Texas Intermediate (WTI) gingen die Notierungen bis zur Mitte der Vorwoche nicht wie erwartet nach oben, allerdings drehten diese sich ab der zweiten Wochenhälfte ins Plus. Zu der Erholung trugen insgesamt drei Faktoren bei. Zum einen erklärte der OPEC-Generalsekretär Barkindo am vergangenen Donnerstag, dass die OPEC+ beim Treffen im kommenden Dezember auch über die Ölförderung in 2020 beraten wird und alle Optionen offen seien. Schnell wurde die Meldung von Händlern als eine Produktionskürzung interpretiert, obwohl dies noch nicht entschieden ist. Der zweite Faktor war der vom Iran gemeldete Anschlag durch zwei Raketen auf einen iranischen Tanker im Roten Meer vor Saudi-Arabien. Die Meldung liess die Notierungen kräftig steigen, da die geopolitische Risikoprämie wieder zunahm. Da sich der Tanker in internationalen Gewässern vor Saudi-Arabien befand, wurde zunächst der Verdacht geäussert, dass der Anschlag auch aus diesem Land gekommen sein könnte. Aber der Iran zog dies noch am Freitag wieder zurück. Der dritte Faktor waren die Hoffnungen auf ein Abkommen zur Beendigung des Handelskriegs der USA gegen China, die die Ölpreise am Freitag beflügelten. Allerdings kann die Übereinkunft zwischen China und USA bestenfalls als Minimalkompromiss zur Abwendung weiterer US-Strafzölle angesehen werden. Von einem Ende des Handelskriegs ist man noch weit entfernt.

Für die Preisbewegungen bei Strom in der Vorwoche, insbesondere beim Cal 20 war jedoch nicht die Preisentwicklung am Ölmarkt der Hauptfaktor, auch wenn sich die Strompreise auffällig am Preisverlauf von Brent und Gasöl orientiert hatten, sondern vielmehr die Entwicklung bei den CO2-Emissionsrechten. Der im Dezember 2019 fällige EUA-Future an der ICE konnte sich zu Beginn der Vorwoche zunächst leicht erholen, fiel jedoch am Dienstag wieder deutlich zurück und erreichte das Wochentief bei 22.03 Euro je Tonne. Belastet wurden die Notierungen von Aussagen aus London nach einem Telefonat vom britischen Premierminister Boris Johnson mit der Bundeskanzlerin Merkel, wonach ein Abkommen nahezu unmöglich sei. Der Markt befürchtete somit einen harten Brexit und weitere Verkäufe seitens britischer Unternehmen. Aber zum Wochenschluss kamen mit dem Treffen von Boris Johnson und seinem irischen Amtskollegen Leo Varadkar Hoffnung auf, dass doch noch ein Durchbruch für ein Austrittsabkommen erzielt werden könnte. Zusammen mit den Aussichten auf ein Teilabkommen zwischen den USA und China führte dies zu einem deutlichen Anstieg des EUA-Futures, der im Wochenvergleich um 6.5 Prozent auf 24.44 Euro je Tonne zulegte. Wie nachhaltig der Anstieg der CO2-Preise und damit auch für den Strom ist, bleibt abzuwarten, was die weiteren Gespräche bis Ende dieser Woche bringen werden. EU-Diplomaten wollten keine Prognose über den Ausgang wagen, liessen trotz Annäherungen aber auch Skepsis durchblicken. Gäbe es bis zum 19.10.2019 keinen Deal, muss Boris Johnson von Gesetzes wegen bei der EU noch einmal eine Verlängerung des Austrittsdatums beantragen, was der Premier bisher kategorisch ausgeschlossen hat. Allerdings sagte er auch nebulös, dass er das Gesetz natürlich einhalten werde.

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.

Beachtlich ist die Entwicklung bei den CO2 Emissionsrechten vor dem Hintergrund der Entwicklung im UK. Boris Johnson hat zwei bittere Abstimmungsniederlagen erlitten und verlor die Handlungsfreiheit. Sein Trick mit der Zwangspause hat sich gerächt, denn das Unterhaus brachte in den wenigen Sitzungstagen ein Gesetz durch, dass einen Antrag auf Verschiebung des Termins für den Brexit vorsieht, wenn nicht bis Mitte-Oktober ein Austrittsvertrag verabschiedet wird. Das Gesetz passierte auch das Oberhaus. Zu vorgezogenen Neuwahlen dürfte es auch nicht kommen, denn Boris Johnson hat sein Vertrauen bei den Parlamentariern verspielt und benötigt hierfür eine Zwei-Drittel-Mehrheit. Insgesamt bedeutet diese Entwicklung im UK, dass das Risiko eines harten Brexit ohne Abkommen deutlich geringer wurde. Aber noch besteht ein Restrisiko, dass ein Mitgliedsland der EU einem solchen Antrag nicht zustimmen könnte. Dennoch ist auch die Wahrscheinlichkeit für eine Verkaufswelle von CO2-Emissionsrechten seitens britischer Unternehmen geringer geworden, was eigentlich die Preise unterstützen sollte. Die Querelen um den Brexit wirken sich auch auf das spekulative Element im CO2-Markt aus. Es gibt deutlich weniger spekulatives Interesse im Markt als noch vor einem Jahr. Der Open Interest an der Börse auf Call- und Put-Optionen ist um 57 Millionen Tonnen niedriger als vor Jahresfrist. Dabei gibt es mehr Calls (Open Interest bei 299 Millionen Tonnen) als Puts (Open Interest bei 211 Millionen

Tonnen).

Saudi-Arabiens König hat den Energieminister von seinem Posten entbunden und als Nachfolger seinen eigenen Sohn und Bruder des Kronprinzen ernannt. Es wird erwartet, dass der neue Energieminister die Politik seines Vorgängers fortsetzt oder noch verschärft, um das Ölangebot knapp zu halten. In den vergangenen Monaten hatte Saudi- Arabien die Ölproduktion deutlich stärker gekürzt als laut OPEC-Plus-Abkommen eigentlich notwendig wäre. China hat im August wieder deutlich mehr Rohöl importiert. Gemäss Daten der chinesischen Zollbehörde beliefen sich die Einfuhren auf 42.17 Millionen Tonnen. Das waren gut 1 Millionen Tonnen bzw. 3 Prozent mehr als im Vormonat. Das Vorjahresniveau wurde um knapp 10 Prozent übertroffen. China bleibt damit die wichtigste Säule für das Wachstum der Ölnachfrage in diesem Jahr. Ein Teil des importierten Rohöls wird allerdings in Form von verarbeiteten Ölprodukten wieder exportiert. Analysten rechnen in den kommenden Monaten mit einem recht stabilen Ölpreis von durchschnittlich 60 USD je Barrel. Es wird nicht erwartet, dass der Preis deutlich unter die 60 USD fallen wird, insbesondere nicht angesichts des Willens der OPEC und vor allem Saudi-Arabiens, die Preise zu stabilisieren.

Die europäischen Gasspeicher sind bereits zu über 95 Prozent gefüllt und es könnte theoretisch noch etwa vier Wochen eingespeichert werden. Die Speicher dürften daher bereits vor dem Ende der Speichersaison voll sein, was weiter auf die Spot-Preise drücken dürfte. Auch die LNG-Mengen, die derzeit noch nach Europa kommen, drücken auf die Preise. Die Tatsache, dass auch der Frontmonat Oktober im Fahrwasser der Spotpreise in den vergangenen Tagen nachgegeben hat, dürfte LNG-Lieferungen nach Europa für die USA aber zunehmend unattraktiv machen, sodass ein Teil dieser Mengen nach Asien gehen könnte, wo die LNG-Preise im Vergleich derzeit noch etwas über den europäischen Gaspreisen liegen. Spätestens im Oktober- sollte dieser nicht allzu mild ausfallen - könnte dann aber eine Gegenbewegung einsetzen.

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.

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.

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.

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 "