Preisentwicklung Gas 2016

Gaspreisentwicklung 2016

Auch die internationalen Gaspreise sanken 2016. Im Frühjahr war ähnlich wie Rohöl und. In den Jahren 2013 bis 2016 sanken die Erdgaspreise in mehreren Schritten, insbesondere bei den Energierohstoffen Erdöl und Erdgas. Basisstromversorgung im November 2016 im. Hier erfahren Sie alles über den deutschen Erdgasmarkt, die Gaspreisentwicklung im Jahr 2018 und die Folgen für die Haushaltskunden.

Die aktuellen Marktentwicklungen bei Kohle und Gas und ihre Auswirkungen auf den Leistungsauftrag

Durch sinkende Produktionskosten und ein chronisches Überangebot auf dem Weltmärkten sind die Erlöse für Kraftwerkskohle seit Beginn des Jahres 2014 fast durchgehend gesunken: Während der CIF-Preis für Kraftwerkskohle im Kohlehandelsgebiet Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen (ARA) im Jänner 2014 noch 85 USD pro Tonne betrug, fiel er bis Feber 2016 auf rund 42 USD pro Tonne (siehe Abb. 1[1]).

Zu Beginn des Jahres 2016 lag es noch im Rahmen der allgemeinen Erwartungen, dass sich dieser Prozess aufgrund der anhaltenden Kapazitätsüberhänge auf dem Kraftwerkskohlemarkt vorerst fortsetzt[2]. In der turbulentesten Zeit der vergangenen Jahre befindet sich der Weltkohlemarkt seit dem 1. Januar 2016 in einer sehr turbulenten Zeit. Zu Beginn des Monats Novembers 2016 hatte sich der Kurs vervielfacht.

Der ARA CIF übertraf Ende September 2016 die 95 US-Dollar/t Grenze (siehe Abb. 1). Für den überraschend raschen Anstieg der Preise sind mehrere Gründe ausschlaggebend. Infolgedessen war Chinas Bedarf an Steinkohle auf dem Weltmärkten deutlich höher als in den Vorjahren. Die Preise für Kraftwerkskohle sind im ersten Kalenderquartal 2017 wieder leicht gesunken, vor allem aufgrund der Aufhebung der Arbeitszeitbeschränkung für Bergleute in China im Monatsnovember 2016.

Die Bundesregierung bekräftigte im MÃ??rz 2017, dass keine weiteren MaÃ?nahmen zur Reduzierung der Produktion von Kohleminen in China geplant sind[4]. Die Entwicklung des Kohlemarktes in China hat aus mehreren Gründen große Auswirkungen auf den Weltmarkt. Der drastische Verfall der Frachten in Verbindung mit einer rückläufigen europäischen, aber kräftig steigenden asiatischen Inlandsnachfrage hat die Schiedsgerichtsbarkeit jedoch profitabler gemacht und zu einer stärkeren Preiskonvergenz beigetragen (siehe Abbildung 1).

Auch wenn die Bezugsquellen für Steinkohleimporte aus Europa und China verschieden sind, entwickeln sich die Erlöse in diesen Gebieten aufgrund der Verflechtung der MÃ??rkte Ã? Jede sich auf dem heimischen Markt vollziehende Veränderung, die sich auf das inländische Angebot, die inländische Nachfrage und damit auf die Einfuhren auswirkt, hat daher potentiell erhebliche Auswirkungen auf den Weltmarkt[5] - wie z.B. die oben erwähnte Arbeitstagsregelung im Jahr 2016 Aufgrund der oben erwähnten Aufhebung der Produktionsbeschränkungen in China nach Ablauf der Heizperiode gibt es Bedenken hinsichtlich eines wiederkehrenden Überangebots auf dem Steinkohlemarkt.

Es ist jedoch zu beachten, dass die Bedarf an Kraftwerkskohle nach wie vor hoch ist, insbesondere in der Wirtschaft, was kurz- bis mittelfristig zu einer Stabilisierung der Preisniveaus führen dürfte. An dem bedeutendsten europäischen Handelsstandort, der Title Transfer Facility (TTF) in den Niederlanden, orientieren sich die Kurse auch am Wettbewerb um Gas und Gas, werden aber auch durch langfristige Lieferverträge (die nach Spot- und Ölpreisindizes bewertet werden) und durch die Preisentwicklung bei LNG bestimmt.

Die Ausgangssituation für die Entwicklung, die die heutigen Weltgasmärkte prägt, geht auf die Zeit kurz nach der weltweiten Finanzmarktkrise 2008 zurück. Die US-Erdgaspreise, angekurbelt durch die amerikanische Schieferrevolution, blieben auf niedrigem Vorjahresniveau, während die europäischen Gaspreise seit 2010 trotz rückläufiger Inlandsnachfrage stetig gestiegen sind[7]. Andererseits führte die gestiegene Bedarf an LNG in Japan infolge der Stilllegung der dort nach dem Reaktorunfall von Gukushima stehenden Atomkraftwerke zu einem Preisanstieg.

Auch die historische Historie des Importpreises für Erdgas[8] zeigt, dass dieser Entwicklungstrend erst 2014 durchbrochen wurde ("Abb. 2"). Zunächst gab es zur Jahresmitte 2014 einen signifikanten Rückgang der Ölpreise. Weil vor allem die langfristigen Erdgasverträge der osteuropäischen Länder mit Russland noch zum Teil an die Ölpreise gekoppelt sind, wirkte sich der Rückgang des Rohölpreises auch auf den kontinentaleuropäischen Gaspreis aus, wenn auch mit einer Verspätung von drei bis sechs Mon.

Andererseits hat sich das zunehmende Angebot an LNG auf dem Weltmark mit einer schwachen Nachfrage aus Asien dämpfend auf die Importpreise für LNG in Europa ausgewirkt. Zum Dritten war 2014 im Jahresdurchschnitt ein außerordentlich wärmeres Jahr, was zu einer im Vorjahresvergleich signifikant niedrigeren Nachfrage nach Erdgas führte. Im Jahr 2016 konnte ein gegenüber 2015 um 28 Mrd. m3 gestiegener europäischer Erdgasbedarf - entsprechend einem Verbrauchsanstieg von 6,5 %[9] - zunächst nicht den Abwärtstrend der Preissteigerungen stoppen.

Gegen Ende 2016 gab es jedoch im Gegensatz zu den Vorjahren eine ausgeprägte Sommer/Winter-Spreizung, verursacht durch die steigenden Erdgaspreise aufgrund unterschiedlicher angebots- und nachgefragter Entwicklungen: Zum einen war der Sommer 2016/17 im langfristigen Durchschnitt ein ziemlich kalter Wetter. Zum anderen hat sich der Gasanteil an der Elektrizitätserzeugung deutlich erhöht, zum einen, weil einige der französischen Atomkraftwerke im vergangenen Jahr außer Betrieb waren und zum anderen, weil Gas seine Stellung im Leistungsauftrag aufgrund hoher Steinkohlepreise verbessert hat (siehe nächsten Abschnitt).

Für 2016 betrug die höchstzulässige Produktionsleistung 24 Mrd. m3 und würde für 2017 auf 21,6 Mrd. m3 pro Jahr weiter gesenkt. Der Terminkurs für Gas auf der TTF für die Jahre 2018, 2019 und 2020 zum Ende des Handels am 3. Mai 2017 betrug ca. 16,5 ?/MWh[13]. Die folgenden Trends bestätigen diese Annahme: Einerseits wird der Gesamtmarkt nach wie vor mit einem zunehmenden Flüssiggasangebot zu kämpfen haben.

Andererseits ist davon auszugehen, dass die Vereinbarung der EK mit Gazprom, russischen Gas in Osteuropa zu wettbewerbsfähigeren als in der Vergangenheit zu offerieren[15], sich dämpfend auf die Preise auswirken wird. Darüber hinaus erwarten diverse Studien aufgrund der oben genannten Entwicklung einen wettbewerbsintensiven Erdgasmarkt in den kommenden Jahren (siehe z.B.[16]).

Weil Kohlekraftwerke und Gas- und Dampfkraftwerke (GuD-Kraftwerke) im Grund- und Mittelschichtbereich des dt. Stromnetzes nach wie vor bedeutende Energieerzeugungstechnologien sind, wird im nachfolgenden Abschnitt mehr über die Effekte der aktuellen Preisschwankungen auf den Gas- und Kohlemarkt auf die Gas-Kohle-Verteilung im vt. Stromversorgungsmarkt aufgeklärt. Weil die Grenzaufwendungen für die Stromproduktion aus solchen Kraftwerken weitgehend von den Brennstoffpreisen und etwaigen CO2-Belastungsrechten abhängen, spielt das Preisverhältnis zwischen Kesselkohle und Erdgas und dem CO2-Zertifikatspreis eine maßgebliche Bedeutung.

Ein Brennstoffwechsel liegt vor, wenn durch eine Preisänderung bei Erdgas, Kraftwerkskohle und/oder CO2 die Grenzerzeugungskosten einer Kraftwerkstechnik unter die der konkurrierenden Technologie sinken und sie damit aus ihrer Ausgangsposition im Leistungsauftrag herausdrängen. Weil sowohl Kohle- als auch GuD-Kraftwerke mit unterschiedlichem Wirkungsgrad und damit verschiedenen Nebenkosten der Stromproduktion am Elektrizitätsmarkt teilnehmen, gibt es ein Bündel von Kombinationsmöglichkeiten von Kesselkohle, Erdgas und CO ²-Preisen, die einen Brennstoffwechsel zwischen Steinkohle- und GuD-Kraftwerken mit unterschiedlichem Wirkungsgrad bewirken.

Obwohl sowohl die Kessel- als auch die Gaspreise von Beginn 2014 bis Ende 2015 fast stetig gesunken sind, stieg der CO2-Zertifikatspreis des EU ETS von 5,6 /t im Jänner 2014 auf 8,7 /t im Vormonat. Der starke Anstieg der Preise für Kraftwerkskohle ab Jahresmitte 2016 wird durch einen Rückgang des CO2-Preises (5,2 /t im Monat Feber 2017) ausgeglichen, während der Erdgaspreis ab Jahresmitte 2016 saisonbedingt nur leicht gestiegen ist.

Aufgrund dieser gegensätzlichen Preisentwicklungen hat sich der Gas-Kohle-Spread seit Jänner 2014 stetig verringert. Die Grenzerzeugungskosten von Kohlekraftwerken sind trotz sinkender Steinkohlepreise aufgrund des leicht gestiegenen CO2-Preises bis Ende 2015 vergleichsweise konstant geblieben, während die Grenzkosten der weniger emissions-intensiven GuD-Kraftwerke im Gleichschritt mit dem Benzinpreis gesunken sind (vgl. Abb. 4).

Infolgedessen ermöglichten die ab Jahresmitte 2016 stark gestiegenen Kohlepreise einen Brennstoffwechsel von Steinkohle zu Gas, wobei alte, weniger leistungsfähige Steinkohlekraftwerke in der Regel hinter Gas- und Dampfkraftwerken zurückbleiben. So waren im Dez. 2016 selbst hochwirksame Kohleheizkraftwerke mit einem Effizienzniveau von bis zu 45 Prozent vorübergehend im Kostennachteil gegenüber heutigen GuD-Kraftwerken mit einem Effizienzniveau von 60 Prozent.

Die oben beschriebene Brennstoffumstellung spiegelt sich auch in den Monatserzeugungszahlen ab Juni 2016 wider. Jeden Folgemonat wurde in gasbetriebenen Kraftwerken mehr Elektrizität produziert als im Jahresdurchschnitt 2012-2016, wobei der Jänner 2017 besonders erwähnenswert ist: Die Stromerzeugung aus Gas ist in diesem Vormonat - auch aufgrund einer länger anhaltenden Wind-/Dunkelruhe Mitte des Monats[17] - gegenüber dem Mittelwert der vergangenen vier Jahre um 31% gestiegen[18].

Abb. 5 veranschaulicht die Wichtigkeit des CO2-Preises als Bestandteil der Grenzerzeugungskosten von Kohlekraftwerken und gasbetriebenen Kraftwerken. Dargestellt ist der CO2-Preis, der hätte festgesetzt werden müssen, um in der in den vergangenen Jahren eingetretenen Verbindung von Kraftwerkskohle und Gaspreisen einen Brennstoffwechsel von der Kohle auf Gas durchzuführen. Niedrigere Kohlepreise, wie der Termin für die kommenden Jahre ankündigt, würden jedoch ein stärkerer CO2-Preissignal für einen permanenten Brennstoffwechsel von Hartkohle auf Gas erfordern.

Die sinkenden Gaspreise wurden durch deutlich gestiegene und volatile Kraftwerkskohlepreise seit Jahresmitte 2016 ausgeglichen. Für den inländischen Strombereich ermöglichte diese Entscheidung eine Teilbrennstoffumstellung von Steinkohle auf Gas, was sich Ende 2016 und zu Beginn 2017 auch in einem signifikanten Anstieg der Produktionsmengen deutscher gasbetriebener Kraftwerke zeigte. Allerdings dürfte diese Tendenz etwas vorübergehender sein: Während kurz- bis mittelfristig nicht mit einem Anstieg der Gaspreise in Europa gerechnet wird, erwarten die Experten auf dem Steinkohlemarkt eine Stabilisierung der Erlöse auf einem niedrigeren Nivea.

Bei einem niedrigen CO2-Preisniveau ist im Rahmen dieser Entwicklung in den kommenden Jahren kein permanenter Brennstoffwechsel von Steinkohle zu Gas zu befürchten. Ein Reformprozess des EU-ETS, wie er derzeit in Brüssel erörtert wird, z.B. durch eine Stabilitätsreserve oder einen CO2-Mindestpreis, könnte dagegen zu einem signifikanten Wechsel von der Kohle auf Gas bei der Energieerzeugung führen.

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