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EEX: Wieder stromabwärts …

06.02.2017 | 8:00 Uhr | Eugen Weinberg, Commerzbank AG

Die deutschen Börsenstrompreise starten erstmals seit fünf Jahren höher ins neue Jahr als ein Jahr zuvor. Geschuldet ist der Preisanstieg der deutlichen Verteuerung von Energiekohle. Auch wenn Kohlekraftwerke in Deutschland in der Stromerzeugung an Bedeutung verlieren und zuletzt sogar von Gaskraftwerken zurückgedrängt wurden, dürften die Erzeugungskosten von kohlebasiertem Strom kurzfristig weiterhin den Preis bestimmen.

Da wir am Kohlemarkt wegen eines wieder nachlassenden Importsogs Chinas mit einem spürbaren Preisrückgang rechnen, dürfte dies die Strompreise drücken, auch wenn sich die Emissionsrechte allmählich verteuern. Der tendenziell fallende Strombedarf in Deutschland und der Ausbau der erneuerbaren Energien werden auch mittelfristig die Börsenstrompreise belasten.

Ob das Jahr 2016 eine Trendwende für den deutschen Börsenstrompreis darstellte, ist eine Frage der Perspektive. Auf Basis der Jahresdurchschnitte jedenfalls hielt der Abwärtstrend das fünfte Jahr in Folge an: Der Phelix Future für Grundlast im nächsten Kalenderjahr verbilligte sich um 5 Euro auf 26,6 Euro je MWh. Entscheidender ist aber unseres Erachtens der Preisverlauf. Und hier hat Mitte Februar der Wind gedreht, so dass erstmals seit fünf Jahren der deutsche Strompreis das Jahr höher beschloss als er es begonnnen hatte.

Mit rund 30 Euro kostet eine Megawattstunde aktuell fast 10 Euro mehr als im Rekordtief im letzten Februar. Ist das "Tal der Tränen" damit am Strommarkt durchschritten? Wir schauen im folgenden auf die Faktoren, die den Preis nach oben geschoben haben und erklären, warum wir der Meinung sind, dass die Preise mittelfristig wieder unter Druck geraten werden.

Maßgeblich für den Anstieg der Börsenstrompreise im letzten Jahr war zweifellos die Verteuerung von Kohle (Grafik 1). Kohlekraftwerke sorgen primär für den Lastausgleich, so dass die Grenzkosten preisbestimmend sind. Chinas im letzten Jahr abermals kräftig gestiegener Imporbedarf hat die Kohlepreise am Weltmarkt nach oben geschoben. Der nächstfällige Future an der ICE für Kohle in Rotterdam notiert momentan in Euro rund 90% höher als vor einem Jahr. Das hat folglich auch die Strompreise in die Höhe getrieben.



Dabei darf aber nicht übersehen werden, dass die Bedeutung von Steinkohle als Energieträger in der Stromerzeugung im letzten Jahr weiter gesunken ist. Mittlerweile ist ihr Anteil von 17% an der Bruttostromerzeugung knapp fünf Prozentpunkte niedriger als zehn Jahre zuvor. Steinkohlekraftwerke haben damit zwar nicht ganz so viel an Bedeutung verloren wie Atomkraftwerke, deren Beitrag an der Stromerzeugung sich aufgrund der Stilllegungen und Revisionen in den letzten zehn Jahren auf gut 13% halbiert hat, aber doch deutlich mehr als die Braunkohlekraftwerke, die ihre Marktbedeutung trotz Vormarsch der erneuerbaren Energien fast verteidigen konnten.

Ebenfalls seit 2010 waren die Gaskraftwerke in der Erzeugungsstruktur zurückgedrängt worden. Im letzten Jahr konnten diese aber aufgrund der deutlichen Verteuerung von Kohle erstmals wieder deutlich aufholen, zumal gegenläufig zu den Kohlepreisen die Gaspreise noch bis in den Herbst hinein fielen bzw. auf niedrigem Niveau verharrten (Grafik 2). Der deutsche Grenzübergangspreis für Gasimporte war (in Euro) im Frühsommer 2016 so niedrig wie zuletzt vor knapp 12 Jahren. Und die Gaspreise am europäischen Kassamarkt waren immerhin so gering wie zuletzt in der Finanzkrise.

In der zweiten Jahreshälfte konnten sich die Preise zwar erholen, aber der Anstieg fiel zunächst im Vergleich zu dem am Kohlemarkt moderat aus. Das Preisverhältnis zwischen Gas und Kohle verschob sich so stark, dass die Preisveränderungen der ohnehin niedrig bewerteten Emissionsrechte, der zweiten variablen Kostenkomponente in den thermischen Kraftwerken, für die relative Profitabilität kaum ins Gewicht fielen. Der sogenannte Clean Spark Spread, also die Differenz zwischen Strompreis und Erzeugungskosten aus Gas- und CO2-Preis, verbesserte sich bis November deutlich (Grafik 3).

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Laut Agora, einer Fachinitiative zur Begleitung der Energiewende, waren damit der Clean Spark Spread und der Clean Dark Spread in alten Kohlekraftwerken mit einem Wirkungsgrad von 35% fast gleichauf. Bei noch geringeren Wirkungsgraden konnten neue Erdgaskraftwerke Strom sogar zwischenzeitlich günstiger produzieren als alte Kohlekraftwerke. Entsprechend hat sich die Erzeugungsstruktur von Kohle zu Gas verschoben: In Deutschland stieg die gasbasierte Stromproduktion im letzten Jahr um 26% auf 78,5 Mrd. kWh. Neben der attraktiveren Preisrelation spielte die Inbetriebnahme neuer Gaskraftwerke eine Rolle. Der Anteil der Gaskraftwerke an der Bruttostromerzeugung stieg auf gut 12%, nach 9,6% im Vorjahr.

Und auch die erneuerbaren Energien drängten weiter nach vorne: Sie deckten im letzten Jahr 32,3% des deutschen Bruttostromverbrauchs ab; 0,8 Prozentpunkte mehr als im Vorjahr. Damit verringerte sich allerdings die Wachstumsdynamik, und mit einem Anstieg der produzierten Strommenge um nur 3% blieb der Zuwachs spürbar hinter dem Wachstum der installierten Leistung von 6% zurück. Maßgeblich war die rückläufige Stromproduktion aus Solar- und Windanlagen, weil das Jahr 2016 ein schlechtes Wind- und Sonnenjahr war.

[pagebreak]Immerhin wurde dies durch einen deutlichen Zuwachs bei Offshore-Windkraft überkompensiert. Dass aber die erneuerbaren Energien trotz der mageren Jahresleistung die Kohlekraft immer weiter zurückdrängen, zeigt laut Agora ein anderes Indiz: Denn an den insgesamt 32 Tagen, an denen die erneuerbaren Energien im letzten Jahr mehr als 50% des Stromverbrauchs deckten, sank die Leistung von Braun- und Steinkohlekraftwerken unter 20 GW.

Insgesamt wurde im letzten Jahr die Bruttostromerzeugung leicht gesteigert. Das war aber nicht auf einen gestiegenen Inlandsstromverbrauch zurückzuführen. Der ist nämlich nach dem Anstieg im Vorjahr wie im Trend der Jahre zuvor wieder gefallen und zeigt damit einmal mehr, dass sich Wirtschaftswachstum und Stromverbrauch dank der Effizienzgewinne voneinander entkoppelt haben.

Das Plus in der Erzeugung erklärt sich vielmehr damit, dass Deutschland physikalisch betrachtet mit 55,5 Terawattstunden bzw. knapp 9% der produzierten Leistung netto so viel Strom exportierte wie nie zuvor. Das war anders als in den Vorjahren nicht auf gestiegene Stromexporte zurückzuführen. Statt dessen fielen die Importe geringer aus. In der längerfristigen Tendenz hat Deutschland seine Position als Exporteur ausgebaut.

Wie aber sehen die weiteren Perspektiven aus? Hat das Jahr 2016 eine nachhaltige Trendwende eingeleitet? Für die kurzfristigen Tendenzen an der Strombörse bleiben die Erzeugungskosten der sogenannten Mittellast, also der Kohlekraftwerke, maßgeblich, auch wenn die Kohleverstromung weiter an Bedeutung verliert. Denn laut Bundesnetzagentur werden 2017 in Deutschland Kohlekraftwerke mit einer Kapazität in Höhe von 2,37 GW geschlossen, neben Kapazitäten von 1,3 GW bei Kernenergie und knapp 900 MW bei Braunkohle (Grafik 4).

Zwar haben sich auch die Teststatistiken unseres einfachen Preismodells verschlechtert, und die Schätzwerte liegen regelmäßig über den tatsächlichen Werten (Grafik 5), dennoch bleibt der Erklärungszusammenhang eng, so dass Kohle- und CO2-Preis vorerst die Preisrichtung bestimmen werden, zumal die Gaspreise zuletzt gestiegen sind und der Anreiz zum "Fuel-Switch" abgenomen hat. Und wie sehen die Tendenzen dort aus?

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Die Kohlepreise werden in diesem Jahr wohl weiter nachgeben. Denn der starke Importsog Chinas dürfte abflauen. Die chinesische Regierung hat zwar angekündigt, die Konsolidierung im Kohlesektor weiter voranzutreiben, aber die Einschnitte in der Förderung werden wohl nicht so hart ausfallen wie im Vorjahr. Gleichzeitig bremst die Verschärfung der Umweltauflagen den Kohlebedarf.

Auch in anderen Importregionen sinkt der Bedarf: In Indien überrascht die Kohleförderung bis zuletzt, so dass trotz steigender Nachfrage der Bedarf an Einfuhren sinkt. Japan könnte nach und nach die Atomkraft wieder hochfahren, was die Kohleinfuhren bremsen würde.

Auch in Europa fällt teils die Nachfrage stärker als die Produktion. Der Nachfragerückgang ist besonders stark in Großbritannien, wo die Einführung eines Mindestpreises für CO2 die Stillegung von Kohlekraftwerken zusätzlich forciert.

Auch in den USA war die Nachfrage in den letzten Jahren wegen der Stilllegung von Kraftwerken stark rückläufig: Ob die von Präsident Trump angekündigte Lockerung der Umweltauflagen für Kohlekraftwerke zu einer nachhaltigen Wende führen wird, ist vor allem deshalb schwer abzuschätzen, weil die ebenso versprochene Lockerung der Auflagen in der Schiefergasindustrie den Preis für das Konkurrenzprodukt Gas drücken wird.

Alles in allem erwarten wir unter der Voraussetzung, dass die chinesische Regierung nicht abermals mit starken Restriktionen im Kohlebergbau überrascht, dass die Kohlepreise dank der Abschwächung des dortigen Importsogs auf 60 USD je Tonne zum Jahresende fallen werden.

Der zweite variable Kostenfaktor bei der kohlebasierten Stromerzeugung sind die Kosten für den Ausstoß von CO2. Wie schon oben erwähnt, fallen die Kosten ob des niedrigen Preisniveaus nicht so stark ins Gewicht. Ohnehin ist aus fundamentaler Sicht das Erholungspotenzial für die CO2-Preis begrenzt: Schließlich ist wohl auch im letzten Jahr ein satter Überschuss am Markt aufgelaufen, denn die emissionsintensive Kohleverstromung ist deutlich gesunken.

Agora schätzt, dass der C02-Ausstoß der Kraftwerke in Europa um 4,5% zurückgegangen ist. Damit dürfte der kumulierte Überschuss an Emissionsrechten mittlerweile 3 Mrd. Tonnen übersteigen und bald doppelt so hoch sein wie der "Jahresbedarf". Dass wir dennoch an unserer Erwartung mittelfristig steigender Preise im Emissionshandel festhalten, ist allein dem politischen Willen geschuldet, dieses ehemalige Vorzeigeprojekt der EU nicht scheitern zu lassen. Die Strukturreform der vierten Handelsperiode dürfte in diesem Sinne weiter vorangetrieben werden.

Alles in allem sprechen die zu erwartende starke Verbilligung von Kohle bei nur mäßiger Verteuerung der Emissionsrechte für einen Rückgang der Börsenstrompreise. Zusätzlich preisbelastend sind die strukturellen Trends, sowohl auf der Nachfrage- als auch auf der Angebotsseite. Auf der Nachfrageseite geht die Prognos AG in ihren Mittelfristprognosen für die Übertragungsnetzbetreiber von einem in den nächsten fünf Jahren kontinuierlich weiter fallenden Strombedarf in Deutschland aus.

Die Industrie, der mit Abstand stromintensivste Sektor, der gut 45% des Nettostrombedarfs ausmacht, leistet hierzu zwar einen unterproportionalen Beitrag (Grafik 6).

[pagebreak]Stärker sollen aber der gewerbliche Strombedarf und der Bedarf der privaten Haushalte sinken, die jeweils heute rund ein Viertel des Stromverbrauchs ausmachen. Ein Bevölkerungswachstum von 1%, sinkende Haushaltsgrößen sowie steigende Ausstattungsraten mit Elektrogeräten steigern zwar den Strombedarf, aber die Effizienzfortschritte in der Gerätetechnik überkompensieren diese Effekte und bremsen letztlich den Strombedarf. Wachsen dürfte wegen der Elektromobiliät und der Verlagerung des Güterverkehrs auf die Schiene nur der Strombedarf des Verkehrssektors, der aber bislang nur 2% des Gesamtbedarfs ausmacht.

Zudem ist zu berücksichtigen, dass trotz der EEG-Reform die Eigenerzeugung weiter steigen dürfte, und zwar in den nächsten fünf Jahren um einen weiteren Prozentpunkt auf dann 13% des Nettostrombedarfs. Folglich wird der sogenannte Letztverbrauch wohl noch stärker fallen als der Stromverbrauch, was die gehandelten Strompreise weiter dämpft.

Auf der Angebotsseite wird sich die Verschiebung in der Erzeugungsstruktur fortsetzen: In ihrer Mittelfristprognose für die Netzbetreiber geht das Institut für Energie, IE Leipzig, davon aus, dass die installierte Leistung der EEG geförderten Energien von 97,2 GW im Jahr 2016 auf gut 120 GW im Jahr 2021 steigen wird. Die erneuerbaren Energien werden also mit zwar langsameren, aber stabilem Tempo weiter ausgebaut (Grafik 7).

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Entsprechend würde die "grüne" Stromerzeugung um knapp 50 Mrd kWh zulegen. Das wiederum würde bedeuten, dass der Anteil der erneuerbaren Energien bezogen auf den Stromverbrauch 2021 tatsächlich 40% übersteigen würde. Im Gegenzug wird bei den konventionellen Kraftwerken weiter abgebaut: Die bis Ende 2019 vorliegenden Zahlen lassen einen Rückbau bei Kernenergie um 2,7 GW und bei Steinkohle per sado um 1,7 GW erwarten. Netto zugebaut werden Gaskraftwerke.

Weil sich die mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien verbundenen Kosten in Netzentgelten und der EEG-Umlage niederschlagen und die Grenzkosten dagegen vernachlässigbar sind, wird dies die Strompreise an der Börse in der Tendenz weiter belasten.

Alles in allem sehen wir den an der EEX gehandelten Preis für Grundlast im nächsten Kalenderjahr bis Jahresende auf 26 Euro je MWh fallen, bevor er im nächsten Jahr dank einer leichten Verteuerung von Kohle und der Emissionsrechte wieder etwas zulegen kann.


Auf einen Blick

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© Eugen Weinberg
Senior Commodity Analyst

Quelle: 'Rohstoffe kompakt', Commerzbank AG



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