Kraftwerksschließungen, bedingt durch verschärfte Umweltauflagen (Mercury and Air Toxics Standard) und eine geringere Auslastung der Kraftwerke, bedingt durch die verschärfte Konkurrenz durch Erdgas, lassen in diesem Jahr auch die Kohlenachfrage in den USA kräftig schrumpfen, nämlich um weitere 8% nach rund 12% im Jahr 2015. Das bremst aber in diesem Fall vor allem die heimische Produktion (siehe oben).
Alles in allem gehen wir davon aus, dass die Preise in den kommenden Monaten wieder massiv nachgeben werden, so wie es auch derzeit die Terminpreise zeigen. Ein Vertreter der chinesischen National Development and Reform Commission (NDRC) bezeichnete kürzlich die Rallye am Kohlemarkt als irrational und teils spekulativ getrieben. Mehrmals hat die NDRC sich in jüngster Zeit mit Vertretern des Bergbaus getroffen, unlängst um zu verhindern, dass die üblicherweise zum Jahresende abzuschließenden längerfristigen Verträge auf Basis der aktuellen Spotpreise abgeschlossen werden.
Gleichzeitig will man durch höhere Gebühren auf den Kohle-Future-Handel an der chinesischen Zhengzhou Rohstoffbörse die Überhitzung dämpfen. Wir sind überzeugt, dass die Rallye zu heiß gelaufen ist, zumal die hohen Preise weltweit andere Produzenten an den Markt zurücklocken. Während die Kohlepreise zu Beginn des Winters kurzfristig noch gut unterstützt sind, dürften sie im Laufe der kommenden Monate deutlich korrigieren. Wir sehen den Preis für nächstfälligen Kohlefuture (Rotterdam) bereits Mitte des Jahres 2017 wieder unter 70 USD je Tonne rutschen.
Emissionshandel: Auftrieb aus Frankreich nicht nachhaltig
Auch die Preise im Emissionshandel sind in den letzten Wochen stark gestiegen. Mit 6,5 Euro notierte das Recht zur Emission einer Tonne CO2 Anfang November mehr als 60% höher als acht Wochen zuvor (Grafik 5).
Damit war der Preis allerdings noch immer niedriger als zu Jahresbeginn, zumal er auch in den letzten Tagen wieder merklich zurückgekommen ist. Der zeitgleiche Anstieg von Kohle- und CO2-Preisen passt fundamental nicht zusammen: Schließlich macht die massive Kohle-Verteuerung die emmisionsintensive, kohlebasierte Stromproduktion unattraktiv, und entsprechend weniger Emissionsrechte werden gebraucht.
Doch dieser Effekt wird derzeit überlagert: maßgeblich preistreibend sind nämlich die Entwicklungen in Frankreich. Im Fokus stehen die derzeitigen Schließungen von mehreren Kernreaktoren, zu denen sich die französische Atomaufsicht nach einigen Unregelmäßigkeiten gezwungen sah.
Frankreich, das nach den USA derzeit die zweitgrößte Menge an Atomstrom produziert, verfügt über 58 Kernreaktoren mit einer Kapazität von insgesamt 63,2 GW. Bei 18 Reaktoren hatte die staatliche Atomaufsicht Unstimmigkeiten bei den Materialangaben festgestellt und entsprechende Überprüfungen gefordert. Das hat die Strompreise für Frankreich in die Höhe schießen lassen (Grafik 6).
Sechs Reaktoren konnten bereits schnell wieder hochgefahren werden, aber zunächst sieben und Mitte Oktober nochmals fünf weitere Reaktoren mussten vom Netz genommen werden. Frankreich, das verstärkt strombetriebenen heizt und auch deshalb in der EU einen überdurchschnittlich hohen Stromverbrauch pro Kopf hat, bezieht drei Viertel seines Elektrizitätsverbrauchs aus der emissionsarmen Atomenergie. Auf Frankreich entfiel deshalb im vergangenen Jahr mit knapp 100 Mio. verifizierten Emissionen gerade mal gut 5% der im EU ETS insgesamt erfassten verifizierten Emissionen.
Davon wiederum entfällt nur die Hälfte auf die Versorger; EUweit sind es rund zwei Drittel. Kurzfristig könnte nun Frankreich seinen Strom emissionsintensiver produzieren. Aber das Land verfügt zum einen nur über begrenzte Kohlekraftwerkskapazitäen, zum anderen dürfte der Mehrbedarf zunächst von begrenzter Dauer sein (Erst mittelfristig, bis 2025, hat Frankreich das Ziel, den Anteil von Atomstrom am Strommix nachhaltig auf 50% zu reduzieren.)
Auch angesichts des noch immer hohen Angebotsüberschusses im Emissionshandel können die Entwicklungen in Frankreich allein nicht die zuletzt stark gestiegenen Preise rechtfertigen.
Andere fundamentale Faktoren lassen sich nicht ausmachen: Eher im Gegenteil, denn die oben schon erwähnten mageren Kohleimporte der EU deuten einen schwachen Kohleverbrauch an. Für Deutschland beispielsweise schätzt die AG Energiebilanzen, dass der Steinkohleverbrauch 2016 um knapp 4,5% schrumpfen wird; in den im EU ETS erfassten Kraftwerken zur Strom- und Wärmeerzeugung sogar um fast 6%. Das bremst zweifellos den Bedarf an Emissionsrechten.
Gegenwind kommt auch von internationaler politischer Seite: denn der neue US-Präsident Trump dürfte die internationalen Bemühungen um Klimaschutz eher bremsen. Die Preise waren folglich spekulativ überhitzt, und wir halten an unseren Preisprognosen fest: Das heißt, wir erwarten erst mittelfistig, sprich in der zweiten Jahreshälfte 2017, eine nachhaltige Etablierung der CO2-Preise über 6 Euro je Tonne.
Deutsche Strompreise an der EEX: Doppelter Auftrieb nicht von Dauer
Die Strompreise an der deutschen Börse zogen kräftig mit. Über den bereits häufig erwähnten engen (Kosten-)Verbund mit Kohle und CO2 wurden auch die Strompreise kräftig nach oben geschoben: In der Spitze kletterte der Preis für Strom im nächsten Kalenderjahr über 35 Euro je MWh (Grafik 7). Doch trotz des doppelten Auftriebs verteuerte sich Strom vom Tief im Februar damit nur um 70% und erreicht auch lediglich das Preisniveau vom Herbst 2014.
Die unterdurchschnittlicheVerteuerung zeigt einmal mehr, dass der Vormarsch der erneuerbaren Energien weiterhin strukturell preisdämpfend wirkt. Mittlerweile sind die Preise auch bedingt durch den zuletzt wieder sinkenden CO2-Preis etwas zurückkommen. Mittelfristig sehen wir die Preise bedingt durch die von uns erwartete Korrektur am Kohlemarkt weiter fallen. Im nächsten Sommer sehen wir den deutschen Strompreis an der Börse wieder bei 28 Euro je MWh.
Auf einen Blick
