Energie: Ausblick 2015: Schwierige Orientierungssuche

11.12.2014  |  Eugen Weinberg (Commerzbank)

An den meisten Energiemärkten dürfte sich das Jahr 2015 in zwei unterschiedliche Hälften spalten: am Ölmarkt dürfte einer volatilen und schwachen ersten Jahreshälfte eine Preiserholung in der zweiten folgen. Schließlich wird dann der niedrigere Preis allmählich das Angebot dämpfen und sich die Nachfrage merklich erholen.

Auch der US-Erdgaspreis wird wohl aufgrund des schwierigeren Produktionsumfeldes und des näherrückenden LNG-Exports in der zweiten Jahreshälfte leicht anziehen. Am Kohlemarkt wird das hohe Angebot zunächst weiter auf den Preisen lasten. Eine Preiserholung wird sich weiter verzögern. Der politische Rückenwind dürfte die Preise im Emissionshandel mittelfristig weiter steigen lassen. An der deutschen Strombörse bleiben die Preise aber vorerst niedrig.

Gut drei Jahre lang hatte sich der Brentölpreis zumeist in der engen Spannbreite zwischen 100 und 120 USD je Barrel bewegt. Doch in der zweiten Jahreshälfte 2014 waren die ruhigen Zeiten am Ölmarkt plötzlich vorbei: Binnen nur sechs Monaten verbilligte sich Brentöl um 44% und notiert Ende des Jahres mit 65 USD je Barrel auf einem 5-Jahrestief.

Ausgelöst wurde der massive Preisverfall durch eine Kombination aus schwacher Nachfrage und steigendem Angebot. Die Konjunkturschwäche im Euroland und die Verlangsamung der Wirtschaftsdynamik in den Schwellenländern dämpften das Wachstum der globalen Ölnachfrage. Gleichzeitig schaffte es Libyen zwischenzeitlich, seine Ölproduktion nach den monatelangen Ausfällen deutlich zu steigern, während immer mehr neues Schieferöl aus den USA auf den Markt drängte.

Doch es war nicht nur das drohende Überangebot, das den Preis so deutlich unter Druck setzte, sondern vor allem die fehlende Reaktion der OPEC bzw. insbesondere Saudi-Arabiens darauf. Anders als in der Vergangenheit zeigt sich der größte und einflussreichste Produzent des Ölkartells nicht bereit, sein Angebot zu reduzieren. Ende November bestätigte die OPEC auf ihrer turnusmäßigen Sitzung ihr Produktionsziel von 30 Mio. Barrel pro Tag, obwohl die die OPEC selbst im nächsten Jahr nur einen durchschnittlichen Bedarf an OPEC-Öl von 28,9 Mio. Barrel pro Tag erwartet. Offensichtlich ist das Kartell nicht bereit, seine Marktanteile zugunsten anderer Produzenten zu reduzieren, um das Gleichgewicht am Ölmarkt wieder herzustellen und so einen höheren Preis am Markt zu sichern.

Der Paradigmenwechsel der OPEC wirft zum Jahreswechsel Fragen auf: Wie reagiert das Angebot der Schieferölproduzenten auf den niedrigen Preis? Schafft es der Markt, sich hinreichend schnell zu stabilisieren? Gelingt der OPEC also die schwierige Gratwanderung, das Wachstum der neuen Anbieter abzubremsen, ohne dass der Preis wegen eines massiven Überangebots im ersten Halbjahr 2015 weiter abstürzt? Wird sich die OPEC aufgrund eines fortgesetzten Preisverfalls doch gezwungen sehen, ihr Angebot zu drosseln?





Die erste Jahreshälfte 2015 wird zweifellos von der Suche nach einem neuen Gleichgewichtspreis bestimmt sein, was einen sehr volatilen Markt erwarten lässt. Im Fokus der Markteilnehmer dürften dabei die Selbstheilungskräfte stehen, mit anderen Worten: die Reaktionen auf der Angebots- und der Nachfrageseite auf die niedrigeren Preise.

Wir sind überzeugt, dass die Reaktionen auf der Angebotsseite nicht lange auf sich warten lassen werden. Vor allem das Wachstum der Schieferölproduktion droht schnell nachzulassen. Die Gegner dieser These führen zwar gerne den technischen Fortschritt bei der Schieferölproduktion als Argument an. Und tatsächlich waren die Produktionssteigerungen für die Erstförderung in den letzten Jahren immens: in der Eagle Ford Formation wurden beispielsweise 2010 im ersten Monat nach Produktionsaufnahme pro Bohrloch gut 100 Barrel pro Tag gefördert, heute sind es fast 400 Barrel pro Tag (Grafik 2).

Das hat zweifellos die Breakeven-Preise in der Schieferölproduktion gesenkt und zum beeindruckenden Produktionsanstieg der letzten Jahre beigetragen. Aber bezüglich des Rückgangs der Produktionsraten wurde kaum Fortschritt erzielt: so liegt der Produktionsrückgang heute wie damals zwischen 60 bis 70% innerhalb des ersten Jahres. Es sind also immer wieder neue Bohrungen notwendig, um die Produktion zumindest auf gleichem Niveau zu halten.

Dass die Produzenten zeitnah auf ein sich veränderndes Umfeld reagieren, legt die Entwicklung der Bohraktivitäten nahe. Nachdem die Anzahl der Bohrtürme zu Beginn des Schieferölbooms noch massiv gestiegen war, geriet die Dynamik das erste Mal in den Jahren 2012/2013 ins Stottern (Grafik 3) Damals hatte ein hoher Rückstau an Öl im Mittleren Westen wegen der unzureichenden Pipeline-Anbindung die lokalen Ölpreise deutlich unter Druck gesetzt. Dass die Produktion dennoch weiter stieg, war den Effizienzgewinnen der letzten Jahre zu verdanken (Kasten).

Nun zeigt sich eine weitere Delle. Die Genehmigungen für neue Bohrlöcher sind bereits massiv eingebrochen: Laut Branchenzahlen lag die Zahl der Genehmigungen für Ölund Gasbohrungen im November mit 4.520 fast 40% niedriger als im Vormonat. Der niedrige Ölpreis schlägt sich auch in einem verschlechterten Finanzierungsumfeld für die in der Schieferölproduktion stark vertretenen kleineren Unternehmen nieder; die Kosten der Fremdfinanzierung sind bereits deutlich gestiegen.

Aber nicht nur Teile der Schieferölproduktion, auch andere sehr kostenintensive Projekte werden durch die niedrigeren Ölpreise auf den Prüfstand gestellt: So liegt laut IEA der Breakeven-Preis bei 8% der Tiefseeförderung und einem Viertel der Förderung aus kanadischen Ölsanden über 80 USD je Barrel. In Summe belaufen sich weltweit die Projekte, die teilweise staatlich gefördert sind, auf 2,6 Mio. Barrel pro Tag.







Alles in allem erwarten wir eine Reaktion auf der Angebotsseite, welche das Überangebot am Ölmarkt allmählich verringern wird. Die Nachfrage am Ölmarkt ist zwar kurzfristig weitgehend preisunelastisch. Mit anderen Worten: der niedrigere Ölpreis dürfte kaum zu einem signifikant höheren Ölverbrauch führen. Dennoch dürfte auch die globale Ölnachfrage allmählich zu einer Stabilisierung am Ölmarkt beitragen: Saisonale Impulse, aber auch eine leichte Belebung der Weltkonjunktur dürften die globale Ölnachfrage anschieben. Immerhin erwarten die Internationale Energieagentur und die OPEC für 2015 einen Anstieg der globalen Ölnachfrage von 1,1 Mio. Barrel pro Tag. Das wäre wieder ein stärkerer Anstieg als im laufenden Jahr. Die Nachfrage soll dabei in der zweiten Jahreshälfte wesentlich dynamischer ausfallen.

Der Bedarf an OPEC-Öl soll laut IEA im dritten und vierten Quartal 2015 immerhin auf 29,7 Mio. Barrel pro Tag steigen. Die von uns erwartete Verlangsamung des Nicht-OPEC-Angebots im zweiten Halbjahr nächsten Jahres dürfte den Bedarf an OPEC-Öl eher noch erhöhen. Das offizielle Produktionsziel der OPEC von 30 Mio. Barrel pro Tag sollte dann nicht mehr zu hoch, sondern angemessen sein. Alles in allem erwarten wir deshalb nach einer volatilen ersten Jahreshälfte eine Erholung der Ölpreise auf 80 USD je Barrel bis zum Jahresende.

Die Prognoserisiken sind zweifellos für das nächste Jahr höher als üblich. Der Ölpreis könnte noch weiter fallen, wenn sich die US-Schieferölproduzenten gegenüber dem niedrigen Ölpreis länger immun erweisen als von uns unterstellt.

Wenn sich keine Anzeichen für ein spürbares Abflachen des Produktionswachstums ergeben und die OPEC weiterhin spürbar über ihrem Produktionsziel von 30 Mio. Barrel pro Tag produziert, könnten in der ersten Jahreshälfte täglich über 1,5 Mio. Barrel pro Tag zu viel produziert werden. Zudem könnte sich das OPEC-Angebot weiter erhöhen. Denn durch die Einigung der kurdischen Provinzregierung mit der Zentralregierung in Bagdad über die bis zuletzt strittige Vermarktung und Verteilung der Öleinnahmen dürfte sich das Ölangebot aus dem Norden des Irak im kommenden Jahr erhöhen und auch in der offiziellen Exportstatistik des Irak sichtbar werden. Die Rede ist von bis zu 550 Tsd. Barrel pro Tag, wobei ein Teil davon schon jetzt ohne Genehmigung der Zentralregierung "illegal" an den Weltmarkt gelangt sein dürfte.

Es gibt aber auch Risiken, welche in die andere Richtung deuten. Bedingt durch den Vormarsch der IS-Terrormiliz im Norden und Westen des Irak kann das Ölangebot aus Kurdistan keineswegs als sicher angesehen werden. Zudem dürfte der geplante Ausbau der Produktionskapazitäten im Irak durch die angespannte Sicherheitslage weiter an Tempo verlieren. Das Nachbarland Iran wird seine Exporte vorerst nicht steigern können, nachdem die Verhandlungszeit über Irans Atomprogramm um sieben Monate verlängert wurde. Mindestens bis nächsten Sommer bleibt also die Deckelung der iranischen Ölexporte bei 1 Mio. Barrel pro Tag in Kraft. Auch das Ölangebot aus Libyen bleibt aufgrund der unsicheren Lage im Land risikobehaftet (Grafik 4).

Dort gibt es derzeit zwei rivalisierende Parlamente und Regierungen und wiederkehrende Blockaden und Besetzungen von Öleinrichtungen. Der Markt misst den Angebotsrisiken derzeit nur eine untergeordnete Bedeutung bei. Dies zeigt auch ein Blick auf die Terminkurve, welche sich in Contango befindet und damit auf eine reichliche Versorgung ohne nennenswerte kurzfristige Risiken hindeutet (Grafik 5). Gleichwohl zeigt die Terminkurve aber auch an, dass der Markt mittel- bis langfristig von steigenden Ölpreisen ausgeht.



Ölprodukte: steigendes Angebot an Diesel, steigende Nachfrage nach Benzin

Im Abwärtssog der Rohölpreise haben sich seit Sommer auch die Ölprodukte massiv verbilligt. Diesel kostet mit 600 USD je Tonne 37% weniger als im Juni, der Benzinpreis ist mit 570 USD je Tonne sogar 47% niedriger als im Frühsommer. Diesel hat sich damit weniger, Benzin mehr als Rohöl verbilligt. Mit anderen Worten: der Crack-Spread, also der Preisabstand zwischen Ölprodukt und Rohöl, ist am Dieselmarkt gestiegen, während er am Benzinmarkt gefallen ist, was gegen einen eindeutigen Zusammenhang zwischen dem Preisniveau von Rohöl und dem Crack-Spread spricht.

Kurzfristig profitieren die Dieselpreise von dem steigenden Heizölbedarf in den Wintermonaten. Einen höheren Bedarf erzeugen zudem die ab nächstem Jahr geltenden schärferen Emissionsrichtlinien in einigen Seegebieten, so dass Schiffe dort nicht mehr Schweröl, sondern verstärkt schwefelärmeren Marinediesel als Treibstoff verwenden dürften. Laut IEA impliziert dies einen zusätzlichen Bedarf von 240 Tsd. Barrel pro Tag.

Doch die Belastungsfaktoren wiegen unseres Erachtens mittelfristig schwerer. Zum einen schwächelt die Nachfrage in zwei bedeutenden Absatzregionen: in Europa wegen der Konjunkturschwäche und in China wegen eines ebenfalls an Dynamik verlierenden Wirtschaftswachstums, zumal aufgrund des fortgeschrittenen Wachstumszyklus immer weniger Bedarf an Diesel besteht. Deshalb dürfte nach dem kleinen Minus im laufenden Jahr Chinas Dieselbedarf auch im nächsten Jahr nur leicht zunehmen. Zum anderen wächst das Angebot an Diesel an den Weltmärkten. So produzieren die USA mit der steigenden Raffinerieverarbeitung immer mehr Diesel und stellen aufgrund dessen steigende Mengen Diesel dem Weltmarkt zur Verfügung (Grafik 6 und 7).

Auch China hat massiv in Raffineriekapazitäten investiert und folglich in den letzten Monaten deutlich mehr Diesel exportiert als importiert. Das hohe Angebot am Weltmarkt dürfte höheren Crack-Spreads am Dieselmarkt entgegenstehen.

Etwas besser sieht die Lage am Benzinmarkt aus. Dieser dürfte von einer weiteren Belebung der Nachfrage in den beiden wichtigsten Absatzmärkten, USA und China, profitieren. Die Fahrzeugabsätze in den USA werden in diesem Jahr das höchste Niveau seit dem Jahr 2006 erreichen. Dank der positiven Konjunktur- und Arbeitsmarktlage in den USA dürfte sich dieser Trend im nächsten Jahr fortsetzen, was sich auch in einer steigenden US-Benzinnachfrage widerspiegeln sollte. Diese lag nach neun Monaten des laufenden Jahres auf dem höchsten Niveau seit vier Jahren. Der Höchstwert aus dem Jahr 2007 dürfte aufgrund einer besseren Kraftstoffeffizienz der neuen Fahrzeuge so schnell aber nicht wieder erreicht werden, auch wenn die Fahraktivität der US-Verbraucher zunimmt.

Die Zahl der gefahrenen Meilen lag in den ersten neun Monaten des laufenden Jahres laut US-Transportministerium auf dem höchsten Niveau zu diesem Zeitpunkt des Jahres seit dem Rekordjahr 2007. In China dürfte in diesem Jahr mit 19 Mio. verkauften Autos das Rekordniveau des Vorjahres nochmals um ca. 1 Mio. Autos übertroffen werden. China dürfte dank steigender Raffineriekapazitäten dennoch weiterhin ein Netto-Exporteur von Benzin bleiben. Gleiches sind seit fünf Jahren auch die USA. Allerdings dürften die US-Netto-Benzinexporte während der nachfragestarken Sommermonate geringer ausfallen, was die Benzinmargen in Europa ebenso stützen sollte wie die sehr niedrigen Lagerbestände in der Region Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen.







US-Erdgasmarkt mit Spannungsmomenten

Das Jahr 2014 begann am US-Erdgasmarkt sehr turbulent: Ein kalter und langer Winter führte in den ersten Monaten des Jahres zu einem massiven Lagerabbau, so dass die Vorräte im Frühjahr nicht einmal halb so hoch waren wie sonst üblich. Die Notierungen für Henry Hub zogen entsprechend massiv an und sprangen zwischenzeitlich sogar auf gut 6 USD je mmBtu. Bis zum Sommer hielt sich der Preis für Henry Hub mit rund 4,5 USD je mmBtu 80 Cents höher als im Durchschnitt des Vorjahres (Grafik 8).

Erst das schnelle Auffüllen der Vorräte ließ den Preis in der zweiten Jahreshälfte wieder unter 4 USD je mmBtu rutschen. Denn von Anfang April bis Ende Oktober ist so viel Gas in die Speicherstätten gefüllt worden wie nie zuvor. Dennoch beginnt die neue Heizperiode mit unterdurchschnittlichen Vorräten. Dass der Preis damit anfällig für Preisausschläge ist, zeigt die Entwicklung im November: Der flächendeckende frühe Wintereinbruch ließ die Preise binnen weniger Tage um 20% in die Höhe schnellen. Ende des Monats gaben die Preise wieder deutlich nach.

Doch nicht nur mögliche Wetterkapriolen versprechen Spannung im nächsten Jahr: Auch der massive Rückgang der Ölpreise ist eine neue Herausforderung, denn schließlich hat sich damit auch das Umfeld für die Gasproduktion verschlechtert, weil immer mehr Gas im Verbund mit Öl gefördert wird. In den letzten Jahren hatte der Schieferölboom entsprechend positive Effekte auf die Gasproduktion. Dank diesem konnte die US-Gasproduktion in diesem Jahr um 5,5% auf ein neues Rekordhoch zulegen, obwohl die Anzahl der reinen Gasbohrungen nach Baker Hughes im Jahresdurchschnitt so niedrig ist wie zuletzt vor 22 Jahren (Grafik 9).

Die seit dem Preisrutsch nun stagnierenden bis leicht rückläufigen Ölbohrungen könnten entsprechend aber auch den Anstieg der Gasproduktion abbremsen. Der von der US-Energiebehörde erwartete Anstieg von 3%, der damit ohnehin fast nur halb so hoch wäre wie im laufenden Jahr, könnte folglich noch geringer ausfallen.

Aber auch auf der Nachfrageseite ändert sich das Umfeld. Denn Ende nächsten Jahres soll nach jetzigen Planungen mit dem Sabine Pass Terminal der erste US-amerikanische LNGExportterminal außerhalb Alaskas seinen Betrieb aufnehmen. Langfristig eröffnen sich mit der Möglichkeit der Verflüssigung von Erdgas neue Perspektiven für die US-Gasproduzenten, welche den Gaspreis unterstützen dürften. Kurzfristig sind die Volumina allerdings gering: Zu Beginn werden zwei Verflüssigungsstraßen in Betrieb genommen, die eine Kapazität von 1 Mrd. Kubikfuß pro Tag haben und damit maximal 1,5% des US Verbrauchs ausmachen würden.

Die klassischen Nachfragedeterminanten dürften folglich maßgeblich die Dynamik bestimmen: Der an Fahrt gewinnende Konjunkturaufschwung dürfte der industriellen Nachfrage Rückenwind geben, und auch die Stromproduzenten dürften wegen der Stilllegung von Kohlekraftwerkskapazitäten und des wieder attraktiveren Preisverhältnisses von Gas zu Kohle mehr Bedarf haben. Da aber die Nachfrage der privaten Haushalte zu Heizzwecken bei einem normalen Winter hinter der des Vorjahres zurückbleiben dürfte, wird die gesamte Nachfrage wohl nur leicht zulegen.

Alles in allem dürfte sich US-Erdgas aufgrund trüberer Produktionsperspektiven bei gleichzeitiger Erschließung neuer Absatzmärkte allmählich leicht verteuern. Nach einem aufgrund unterdurchschnittlicher Vorräte wohl volatilem Winterquartal dürfte der Gaspreis zum Sommer zunächst um 4 USD je mmBtu pendeln, bevor er im weiteren Jahresverlauf auf 4,5 USD je mmBtu anzieht.



Rabenschwarzer Kohlemarkt

Die Talfahrt der Kohlepreise setzte sich 2014 das vierte Jahr in Folge fort: Anfang November erreichte der nächstfällige Kohlekontrakt mit gut 70 USD je Tonne ein 5-Jahrestief (Grafik 10). Belastend war die Abschwächung der Nachfrage bei einem trotz niedriger Preise weiterhin hohen Angebot. Für kurzfristig Preisauftrieb sorgte erst Ende des Jahres die Ankündigung des weltgrößten Kohleexporteurs Glencore, seine australischen Kohleminen ab Mitte Dezember für drei Wochen stillzulegen. Leitet das nun die Trendwende ein oder ist die jüngste Korrektur gerechtfertigt?

Wir sind für den Kohlepreis skeptisch. Denn die temporären Produktionskürzungen Glencores, die sich Schätzungen zufolge auf 5 Mio. Tonnen belaufen werden, sind nur ein Tropfen auf den heißen Stein. Schließlich produziert allein Australien 250 Mio. Tonnen im Jahr. Zu einem geringeren Angebot werden zwar auch die in China bis April laufenden verschärften Sicherheitsinspektionen von Kohleminen führen. Vor allem der illegale Abbau von Kohle soll gestoppt werden. In diesem Jahr wurden in China bereits gut 900 kleinere Kohleminen geschlossen und in den ersten zehn Monaten des laufenden Jahres lag die Kohleproduktion folglich mit 3,16 Mrd Tonnen 1,5% unter dem Vorjahresniveau.

Doch das Bemühen einiger "Großer", Überangebot vom Markt zu nehmen, ist nicht weitreichend genug: Zwar hatte auch Indonesiens Regierung für das laufende Jahr eigentlich eine Produktionsobergrenze im mit Abstand größten Exportland festgelegt. Doch diese dürfte unter anderem deshalb übertroffen werden, weil Produzenten durch größere Mengen die niedrigeren Preise ausgleichen wollen. Auch die indische Produktion dürfte in den kommenden Monaten anziehen. Das staatliche Unternehmen Coal India, das 80% der landesweiten Produktion stellt, hat zwar bislang seine Produktionsziele verfehlt, aufgrund entschärfter Umweltauflagen für die Kohleminen soll das Ziel von gut 500 Mio. Tonnen für das im März endende Fiskaljahr 2014/15 aber dennoch erreicht werden. Damit läge die Produktion immerhin 10% höher als im Fiskaljahr zuvor.

Gegen eine schnelle Preiserholung spricht neben den unzureichenden Produktionskürzungen die drohende Abschwächung der Nachfrage. Chinas Bemühen um mehr Umweltschutz bremst das Nachfragewachstum im größten Kohleverbrauchsland ebenso wie die Verlangsamung der dortigen Wirtschaftsaktivitäten. Zudem könnten die ab nächstem Jahr geltenden höheren Qualitätsstandards für Importkohle den Importsog weiter dämpfen (Grafik 11), wobei von den Restriktionen vor allem minderwertige Kohle betroffen ist.

Auch in Indien, das mittlerweile einen fast ebenso hohen Importbedarf wie China hat, schwächelt die Nachfrage aufgrund eines noch immer relativ schwachen Wirtschaftswachstums. In den Industrieländern ist das Bild gemischt: In Japan dürfte der Kohlebedarf weiter hoch bleiben. Selbst wenn nach und nach Atomkraftwerke wieder ans Netz genommen werden, dürfte zunächst die teure gasbasierte Stromproduktion zurückgenommen werden. In Europa dagegen war die Nachfrage aufgrund einer milden Witterung und Konjunktur eher schwach. Eine deutliche Erholung sehen wir trotz der niedrigen Preise auch wegen des Ausbaus erneuerbarer Energien nicht.

In den USA, wo die gasbasierte Stromproduktion dank niedriger Gaspreise attraktiv ist, dürfte die Kohlenachfrage sogar sinken, weil wegen verschärfter Umweltauflagen ältere Kohlekraftwerke abgeschaltet werden. Alles in allem sehen wir deshalb auf kurze Sicht kein Erholungspotenzial für den Kohlepreis. Erst auf mittlere Sicht dürfte sich die miserable Ertragslage der letzten Jahre in einem niedrigeren Angebot niederschlagen, während zugleich die Nachfrage vor allem in den Schwellenländern weiter wächst.







EU-Emissionshandel mit viel (politischem) Rückenwind

Die Wende im EU-Emissionshandel scheint geschafft. Im Frühjahr war der Preis für das Recht zur Emission einer Tonne CO2 nochmals deutlich abgerutscht, weil die verifizierten Emissionen im Vorjahr um 3% zurückgegangen waren und sich damit der Überschuss der letzten Jahre auf rund 2,1 Mrd. Emissionsrechte summiert. Im weiteren Jahresverlauf konnte sich der Preis aber deutlich erholen: zum Jahresende handelt ein Emissionsrecht mit rund 7 Euro knapp 50% höher als im Frühjahr. Ausschlaggebend für die deutliche Verteuerung sind zwei Gründe: erstens die kurzfristige Verknappung des Angebots in den Auktionen aufgrund des "Backloadings". Im Februar war entschieden worden, in den Jahren 2014 bis 2016 insgesamt 900 Mio. Zertifikate weniger zu verkaufen und nach jetziger Planung erst 2019/2020 wieder in das System zurückzuführen (Grafik 12).

Dass die zunächst nur temporäre Verknappung aber tatsächlich die Preise steigen lässt, ist dem zweiten Faktor zu verdanken: dem momentan stark diskutierten EUKommissionsvorschlag einer „Marktstabilitätsreserve“ (MSR). Dabei handelt es sich um einen mengenbezogenen Regulierungsmechanismus, der das jährliche Auktionsbudget im Emissionshandel an dem im Markt befindlichen Überschuss ausrichtet. Übersteigt dieser eine gewisse Grenze, so werden Zertifikate aus dem Markt genommen und in die MRS überführt. Wird die Grenze unterschritten, werden diese wieder zurückgeführt.

Damit wäre immer eine gewisse Knappheit am Markt erreicht. Wichtige Schützenhilfe bekam der von der Kommission initiierte Legislativprozess Mitte Oktober auf dem Europäischen Rat für Klima- und Energiepolitik der EU bis 2030. Entscheidend ist aber auch, dass sich einige einflussreiche Mitgliedsländer, darunter auch Deutschland, für einen frühen Start der MSR ausgesprochen haben, mit erstmaliger Kürzung der Auktionsmenge 2018. Zudem sollen die 900 Mio. Zertifikate aus dem Backloading direkt in die MSR überführt werden.

Auch internationalen Rückenwind bekam das Instrument Emissionshandel: Auf dem UNKlimagipfel in New York erlebte der Vorschlag einer Bepreisung von Kohlendioxid eine Art Renaissance. Immerhin 73 Länder wollen sich dafür einsetzen, Steuern oder Handelssysteme zur Regulierung der Treibhausgasemissionen einzurichten.

Die Revitalisierung des Emissionshandels zeigt sich nicht zuletzt in wieder leicht steigenden Handelsvolumina (Grafik 13). Immer mehr Unternehmen nehmen aktiv am Emissionshandel teil. Laut Umfrage der staatlichen Förderbank KfW sind mittlerweile mehr als zwei Drittel der befragten Unternehmen im Handel aktiv, im Jahr 2010 war es nur gut die Hälfte. Ein Grund für die gestiegenen Aktivitäten dürfte sein, dass die Anzahl der frei zugeteilten Zertifikate mit Beginn der dritten Handelsperiode deutlich reduziert wurde.

Wir denken, dass der politische Aufwind die Preise für Emissionsrechte weiter beflügeln und der CO2-Preis bis Ende nächsten Jahres auf 9 Euro je Tonne steigen wird, zumal eine allmähliche Konjunkturbelebung in der EU zusätzliche Impulse geben dürfte. Damit bleibt der Ausstoß von Treibhausgasemissionen nach Einschätzung vieler Experten aber noch immer zu billig, um nennenswerte Einsparungen zu bewirken.



Preise an deutscher Strombörse stagnieren vorerst

Die Talfahrt an der deutschen Strombörse scheint auszulaufen: Der Phelix-Future für Grundlast im nächsten Kalenderjahr hat bei rund 35 Euro je MWh einen Boden gefunden (Grafik 14). Die Schwankungen nach oben oder unten lagen in den letzten acht Monaten bei gut einem Euro. Maßgeblich für die Seitwärtstendenz ist das Zusammenspiel von Steinkohle- und CO2-Preisen. Zwar ist nach wie vor Braunkohle mit einem Anteil von 26% die wichtigste Energiequelle für deutschen Strom, während die Stromerzeugung aus Steinkohle, die bislang in diesem Jahr um 11% geschrumpft ist, weniger als ein Fünftel der Nettostromerzeugung stellt (Grafik 15).

Dennoch sind es heute mehr noch als früher die Kohlekraftwerke, die zum Lastmanagement eingesetzt werden, um den zu jeder Zeit am Strommarkt notwendigen Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage zu schaffen. Damit bestimmen diese die variablen Kosten der letzten Erzeugungseinheit, die gemäß der Merit-Order eingesetzt wird. Brennstoffkosten und Kosten der CO2-Emissionen zählen dabei zu den wichtigsten variablen Kosten. Über weite Strecken des Jahres haben sich die Preisbewegungen am CO2-Markt und am Kohlemarkt in Euro gegenseitig abgefedert. Erst in den letzten Wochen haben beide Preisdeterminanten angezogen. Entsprechend deutlich ist auch der Strompreis gestiegen: Binnen weniger Wochen kletterte er vom unteren Ende seiner Handelsspanne an das obere Ende, gab aber in den letzten Tagen wieder nach.

Wir erwarten aus drei Gründen keine merkliche Verteuerung von Strom in den kommenden Monaten. Erstens droht unseres Erachtens in der ersten Jahreshälfte am Kohlemarkt ein Rücksetzer (siehe S. 6). Zum zweiten hält der strukturell preisdämpfende Effekt des Vormarsches der erneuerbaren Energien an. Zwar verharrte die Produktion von Windstrom in den ersten elf Monaten des laufenden Jahres auf Vorjahresniveau, das Plus bei Solarstrom belief sich aber immerhin auf 7,4%, und aus Biomasse wurde sogar 12,6% mehr Strom produziert als im Vorjahr. Die installierte Netto-Nennleistung allein für Solarstrom ist mittlerweile mehr als dreimal so hoch wie die der Kernenergie.

Die Neuerungen des EEG 2.0, insbesondere die Festlegung von Ausbaukorridoren bzw. die Pflicht zur Selbstvermarktung bei größeren Neuanlagen könnte zwar das Ausbautempo etwas verlangsamen. Dennoch bleiben die Zielvorgaben hoch. Der dritte preisdämpfende Effekt ist der rückläufige Stromverbrauch in Deutschland: in den ersten zehn Monaten lag der Verbrauch knapp 4% unter dem des Vorjahres. Der Rückgang dürfte zwar teilweise einem milden Winter 2013/14 zuzuschreiben sein, aber dahinter steht zweifelsfrei auch ein schwacher Trend.

Preistreibend bleibt also auf kurze Sicht nur die Verteuerung der Emissionsrechte. Da sich aber auch hier der Preisanstieg verlangsamen dürfte, sehen wir kurzfristig kein Momentum für den Strompreis nach oben. Erst Ende nächsten Jahres, wenn sich Kohle- und CO2-Preise im Tandem verteuern, dürften auch die Großhandelspreise am Strommarkt anziehen. Ende nächsten Jahr erwarten wir einen Preis für Grundlast im Kalenderjahr 2016 von 36 Euro je Mwh.



Auf einen Blick





































© Eugen Weinberg
Senior Commodity Analyst

Quelle: 'Rohstoffe kompakt', Commerzbank AG



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