Höhepunkte aus unserer Market Expert View Winterausgabe

Gasfundamentaldaten komfortabel, aber Risiken bleiben bestehen

Der europäische Gasmarkt befindet sich in einem guten Zustand. Die aktuellen TTF-Preise um die 30 €/MWh sind im Vergleich zu historischen Niveaus in den niedrigen Zwanzigern zwar noch hoch, liegen aber weit unter den Spitzenwerten von über 300 €/MWh im Jahr 2022. Die Nachfrage ist nach den Einschnitten während der Energiekrise weiterhin rückläufig, und das Angebot aus LNG und Pipelines ist stark und stabil. Dies hat zu historisch hohen Speicherständen geführt, die einen wichtigen Puffer für den Rest dieses Winters und sogar für den nächsten Winter darstellen. Bedenken hinsichtlich Pipelines und Infrastruktur bleiben jedoch ein Faktor. Im Fokus stehen auch geopolitische Risiken sowie die Lage im Jemen und die Suez-Schifffahrtsroute. LNG-Lieferungen in Richtung Europa sind bislang unbeeinträchtigt geblieben, doch in den letzten Tagen haben sich Anzeichen gemehrt, dass auch Schiffe aus Katar die Suez-Route meiden. Dies ist besorgniserregend, doch könnten Ersatzmengen aus den USA oder anderen atlantischen Quellen kommen. Sofern keine extremen Kälteeinbrüche im Spätwinter oder Ereignisse eintreten, die die Infrastruktur beschädigen oder den LNG-Fluss schwerwiegend stören, dürften die europäischen Gasmärkte gut durch diesen Winter kommen. Wir stehen vor einem Jahr, in dem schwache Fundamentaldaten die CO₂-Preise belasten.

Wir stehen vor einem Jahr, in dem schwache Fundamentaldaten die CO₂-Preise belasten.

Die CO₂-Preise sind in den letzten Monaten erheblich gefallen, nachdem sie im Jahr 2023 die Marke von 100 €/t berührt hatten. Dies ist auf das Marktbewusstsein für schwache Fundamentaldaten zurückzuführen. Wir erwarten einen Rückgang der Emissionen stationärer Anlagen im Jahr 2023 um 185 Mt gegenüber dem Niveau von 2022. Die Gaspreise, die die Brennstoffwechselpreise beeinflussen, haben sich in den letzten Monaten als bedeutsam erwiesen. Mit sinkenden Brennstoffwechselpreisen wird Gas in der thermischen Stromerzeugung Marktanteile von festen Brennstoffen übernehmen. Der wirtschaftliche Abschwung scheint seinen Tiefpunkt erreicht zu haben, doch eine Erholung könnte sich als langsam erweisen. Wir prognostizieren einen weiteren Rückgang der Emissionen im Jahr 2024, da ein Anstieg des Stromverbrauchs durch den Nettozzufluss erneuerbarer Energien ausgeglichen wird. Darüber hinaus könnte der EUA-„Frontloading"-Plan, bei dem bis 2026 rund 250 Mt versteigert werden sollen, in den nächsten Jahren als Belastungsfaktor wirken.

Milder Winter gleicht andere Risikofaktoren in Mitteleuropa weitgehend aus

Abgesehen von zwei Kälteperioden Anfang Dezember und Januar hat Mittel- und Westeuropa einen überwiegend milden Winter erlebt, der den Gas- und Stromverbrauch der Haushalte gedämpft hat. Die Gasversorgungslage ist gesund: Die europäischen Speicher sind mehr als zur Hälfte des Winters zu rund 80 % gefüllt, und die LNG-Importe fließen weiterhin kontinuierlich.

Mehrere geopolitische Risikofaktoren für die Gasversorgung bestehen fort, darunter der anhaltende Israel-Hamas-Krieg, Angriffe auf Schiffslieferungen durch das Rote Meer, Staus am Panamakanal und eine unsichere Erholung der asiatischen Nachfrage. Dies wurde jedoch größtenteils durch die schwache europäische Nachfrageentwicklung und hohe Speicherstände ausgeglichen, sodass Strom- und Gas-Terminkontrakte im vergangenen Jahr erhebliche Risikoprämien abgebaut haben. Eine weitere Kältewelle in diesem Winter kann nicht ausgeschlossen werden, doch die Marktstimmung ist angesichts robuster Versorgungsbilanzen zuversichtlich. Niedrigere Gaspreise haben auch die Gewinnmargen von Gaskraftwerken – den Clean Spark Spread – verbessert, weshalb wir kurzfristig mit mehr Kohle-zu-Gas-Brennstoffwechseln rechnen. 

Auf der Seite der erneuerbaren Energieerzeugung prognostizieren wir ein weiterhin starkes Wachstum der Solar-PV-Kapazität im Anschluss an den beispiellosen Ausbau, der 2023 in vielen Ländern erreicht wurde. Neue große Offshore-Windprojekte werden in diesem Jahr in Deutschland, den Niederlanden und dem Vereinigten Königreich in Betrieb genommen oder beginnen mit der Produktion. Die hydrologische Bilanz in der CWE-Region ist deutlich gewachsen und weist den größten Überschuss seit über 10 Jahren auf. Insgesamt prognostizieren wir die Erzeugung aus Wind, Solar und Wasserkraft in der CWE-Region und dem Vereinigten Königreich im zweiten Quartal auf rund 170 TWh, was einem Anstieg von 20 % gegenüber dem Vorjahr entspricht. 

Die französische Kernkraftproduktion hat sich von den Tiefständen des Jahres 2022 erholt, und wir erwarten, dass die jährliche Erzeugung im kommenden Jahr im Einklang mit den Zielen von EDF bleibt.

Nach dem Einbruch im Jahr 2023 erwarten wir, dass der Stromverbrauch im kontinentalen Europa im Jahr 2024 steigen wird, gestützt durch verschiedene Prognosen für ein höheres BIP-Wachstum in der EU. Es gibt jedoch einige Hindernisse für diese Erholung, insbesondere bei der Industrienachfrage. In Deutschland wurde der staatliche Haushalt für Klimaprojekte nach einem Gerichtsurteil gekürzt, was die Zukunft sowohl der Energiewende als auch der wirtschaftlichen Wachstumsaussichten des Landes eintrübt.

Der Viking Link (1,4 GW), die Interkonnektorleitung zwischen Dänemark und dem Vereinigten Königreich, ging letztes Jahr in Betrieb, und in diesem Jahr wird der Greenlink (500 MW) zwischen Irland und dem Vereinigten Königreich in Betrieb genommen. Was die Märkte betrifft, soll das Flow-Based Market Coupling im Oktober in der nordischen Region eingeführt werden, und Volues SpotEx-Modell führt weiterhin interne Parallelläufe dazu durch – diese zeigen bislang keine nennenswerten Auswirkungen auf die deutschen Preise.

Kurzfristig sehen wir, dass die Preise weiter fallen, da das kalte Wetter nachlässt und die Nachfrage gedämpft bleibt. Italien Nord und Polen dürften die höchsten Preise der Region aufweisen, während das Vereinigte Königreich gegenüber den CWE-Märkten einen Aufschlag behalten sollte.