Die Preise der Energie-Notierungen sind in den letzten Tagen etwas gefallen, aber haben einen starken Anstieg hinter sich.  Ein Grund für den leichten Rückgang war der starke US-Dollar. Gerade bei in Dollar notierten Commodities, wirkt sich das Wechselkursverhältnis aus.

Weiterhin werden negative wirtschaftliche Auswirkungen wegen der geplanten, weiteren COVID 19 Lockdown-Maßnahmen , befürchtet.  Bei den Erdgaspreisen wirken die LNG Entwicklungen in Asien, die zu hohen Preisen führen, auch in Europa  nach. Der Marktbericht steht hier als pdf bereit.

Die COVID 19-Pandemie hat den Energiesektor stärker verändert als jedes andere Ereignis in der jüngeren Geschichte und die Auswirkungen werden auch in den kommenden Jahren spürbar sein. Diese Analyse zeigt die Auswirkungen aufgeschlüsselt auf die einzelnen Energieträger für das Jahr 2020.

Nach Einschätzung des IEA World Energy Outlook ist der weltweite Energiebedarf 2020 um 5%, die energiebezogenen CO2-Emissionen um 7% und die Energieinvestitionen um 18% gesunken. Die Auswirkungen variieren je nach Kraftstoff. Der geschätzte Rückgang der Ölnachfrage um 8% und des Kohleverbrauchs um 7% steht in starkem Kontrast zu einem leichten Anstieg des Beitrags erneuerbarer Energien. Der Rückgang der Erdgasnachfrage liegt bei rund 3%, während die weltweite Stromnachfrage im Jahresverlauf voraussichtlich um relativ bescheidene 2% zurückgegangen ist.

Zum Ende des ausgelaufenen  Jahres 2020 wurden die Energiemärkte von dem Brexit Deal und einer Hoffnung auf ein Ende der COVID 19 Krise, durch das Anlaufen der Impfungen beeinflusst. Dennoch werden die weiteren,  weltweiten

Lockdowns auch im neuen Jahr das Wirtschaftsleben und somit auch die Energiepreise  beeinflussen. Corona Hilfsprogramme für die Wirtschaft werden im Fokus stehen. Der Marktbericht steht hier zum Download als pdf bereit.

Die KW 48 war geprägt von der Hoffnung, dass die Covid19 Pandemie durch den Impfstoff im nächsten Jahr gebändigt werden könnte. Das wirkt am längeren Ende positiv auf die Preise, aber die aktuellen regionalen Lockdown Maßnahmen in einigen Ländern wirken dagegen.

Ein Blick auf den europäischen Stromverbrauch zeigt, dass vor allem Frankreich aktuell mit einem Absatzminus von 14 Prozent und Spanien mit minus elf Prozent gegenüber dem Vorjahr deutlich unter der Corona-Krise leiden. Der Bericht steht hier als pdf zum Download bereit: Marktbericht Commodities KW 48

Die letzten Wochen waren geprägt von der US-Wahl, die bis heute deutliche Wellen schlägt, denn Präsident Trump will den Wahlsieg von Joe Biden nicht anerkennen. Das wirkte dann auch belastend auf die Notierungen der Commodities. In die gleiche Richtung zielten die erneuten, weltweiten COVID 19 Lockdowns. Am 13. November wurden weltweit 628.000 COVID 19 Neuinfektionen gemeldet.

Die Nachricht von einem bald wirksamen Impfstoff konnte die Märkte hingegen positiv beflügelte, aber nur kurzzeitig. Mit dem Marktbericht Commodities wird in regelmäßigen Abständen das Marktgeschehen der wichtigsten energierelevanten Märkte wiedergegeben. Der Bericht steht hier als pdf zum Download bereit: Marktbericht Commodities KW 46

Die EEX baut ab 2021 mit ihren neuen Produkten des Spark Spreads nun die Brücke zwischen den Strom- und Gasderivaten. Damit wird eine Absicherung (Hedging) von Gaskraftwerken (Gas-KWK-Anlagen) sinnvoll vereinfacht. Die Anwender solcher Hedging-Strategien können somit zukünftig von der Liquidität des Strom- und Gasmarktes Märkte profitieren.

Die European Energy Exchange (EEX) plant, im ersten Quartal 2021 finanziell abgerechnete Erdgasfutures auf den European Gas Spot Index (EGSI) einzuführen und damit verbunden auch finanziell abgerechnete Spark Spreads.

Die EEX wird diese finanziellen Erdgasfutures für die deutschen, niederländischen und österreichischen Marktgebiete eingeführen. Die neuen Produkte werden die gesamte Terminkurve abdecken, von kurzfristigen Fälligkeiten (Tage, Wochenende and Woche) bis hin zu langfristigen Fälligkeiten (Monat, Quartal, Halbjahr und Jahr). Mit den finanziell abgerechneten Futures erleichtert die EEX den Zugang zu ihren europäischen Gasmärkten insbesondere für Teilnehmer aus dem Finanzmarktumfeld, die keine physische Erfüllung benötigen, aber eine langfristige Preisabsicherung gegen einen etablierten Index, den EGSI-Index, vornehmen wollen. Dr. Tobias Paulun, Chief Strategy Officer, kommentiert: „Die EEX ist die liquideste Börse für den Spothandel mit Erdgas. Der EGSI-Index beinhaltet die Preise aller Handelsgeschäfte, die innerhalb eines Tages getätigt werden und

folgt einer klaren Methodik, was ihn zu einer sehr robusten und transparenten Preisreferenz im Markt macht. Ich bin zuversichtlich, dass die Einführung finanzieller Erdgasfutures auf Basis unseres Index, die wir zusätzlich zu unseren physisch erfüllten Futures anbieten, den Bedürfnissen des Marktes entsprechen.“

Mit der Einführung von finanziell abgerechneten Futures kann die EEX ihren Handelsteilnehmern auch den Handel von Preisunterschieden zwischen den neuen Gasfutures und den bestehenden finanziellen Stromfutures anbieten, den sogenannten Spark Spreads.

Steffen Köhler, Chief Operating Officer, ergänzt: „Ein Jahr nach der Integration der Gasmärkte in die EEX bauen wir mit den Spark Spreads nun die Brücke zwischen den Strom- und Gasderivaten. Damit vereinfachen wir das Hedging von Gaskraftwerken und tragen dazu bei, dass die Teilnehmer im Strom- und Gasmarkt von der Liquidität beider Märkte profitieren, was die Integration dieser Märkte beschleunigt“.

Die geplanten finanziell abgerechneten Erdgasfutures ergänzen das Produktportfolio der EEX mit mehr als 1.000 Gaskontrakten, die sich auf zwölf Marktgebiete in 10 europäischen Ländern erstrecken.

Mit unserer Analyse möchten wir die mittelfristigen Auswirkungen der COVID-19 Pandemie auf die globalen Gasmärkte aufzeigen. Die Internationale Energie Agentur (IEA) hat ihre diesjährige Prognose im Gas 2020 Report angepasst, um die Effekte von Covid-19 zu berücksichtigen.  Das führt dazu, dass der erwartete weltweite Erdgasbedarf im Jahr 2025 bei 4.370 Mrd. m³ pro Jahr liegt, was einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate von 1,5% pro Jahr für den Zeitraum 2019-25 entspricht.

Auch wenn die Nachfrageverluste des Jahres 2020 im Jahr 2021 nach Ansicht der IEA ausgeglichen werden, hat die Covid-19-Krise länger anhaltende Auswirkungen auf das Wachstum der Erdgasnachfrage. Dies führt im Prognosezeitraum zu einem Wachstumsverlust von rund 75 Mrd. m³ / Jahr.

Der IEA Ausblick zeigt, dass Asien der Haupttreiber des globalen Nachfragewachstums bleibt, wobei China, Indien und das aufstrebende Asien zusammen mehr als die Hälfte des Nettozuwachses im Zeitraum 2019-25 ausmachen. China leistet den größten Beitrag, wobei der Industriesektor dominiert. Das Wachstum Indiens wird nach 2020 durch eine Kombination aus unterstützender Regierungspolitik und verbesserter Infrastruktur angetrieben, während die sonstige asiatische Nachfrageausweitung vom Energiesektor abhängt, u.a. wird das durch den Bau von 15 GW gasbefeuerter Erzeugungskapazität in dieser Region unterstützt.

Der Gasverbrauch in Nordamerika wächst im Prognosezeitraum nur um 0,4% pro Jahr, was hauptsächlich auf das Wachstum des Industrieverbrauchs in den USA zurückzuführen ist. Der mexikanische Gasverbrauch wächst durch neue gasbetriebene Stromerzeugung jährlich um 1,3%. Die kanadische Nachfrage wächst jährlich mit ähnlichen Raten, was hauptsächlich auf einen Anstieg des industriellen Verbrauchs für Prozessenergie und die Verwendung als Rohstoff zurückzuführen ist. Trotz des kanadischen Ausstiegs aus der Kohle sieht die Prognose ein begrenztes Wachstum der gasbetriebenen Stromerzeugung wegen des Anstiegs der erneuerbaren Energieerzeugung vor.

Die europäische Gasnachfrage wird voraussichtlich im Prognosezeitraum stabil bleiben. Im Energiesektor schafft der schrittweise Ausstieg aus über 50 GW Kern-, Kohle- und Braunkohlekraftwerkskapazität zusätzlichen Marktraum für Gaskraftwerke.

Das Wachstum wird jedoch durch den raschen Ausbau der erneuerbaren Energieerzeugung begrenzt, der mittelfristig um fast 30% zunehmen wird. Die Erdgasnachfrage in der Industrie dürfte sich wieder auf das Vorkrisenniveau erholen, während das weitere Wachstumspotenzial begrenzt bleibt. Die Erdgasnachfrage in Eurasien wächst zwischen 2019 und 2025 um 0,5% pro Jahr, was durch die bescheidenen wirtschaftlichen Wachstumsaussichten der Region und die bereits sehr hohe Gasintensität dieser Volkswirtschaften begrenzt wird. Allein der Industriesektor wird fast die Hälfte des zusätzlichen Gasbedarfs ausmachen, der hauptsächlich von Chemikalien und Düngemitteln getragen wird und von den relativ niedrigen Gaskosten in der Region profitiert. Der Eigenverbrauch der Energiewirtschaft wird voraussichtlich um durchschnittlich 3% pro Jahr steigen.

Die Gasnachfrage im Nahen Osten steigt um fast 100 Mrd. m3 / Jahr und erreicht bis 2025 fast 660 Mrd. m³ / Jahr. Die größten Zuwächse kommen aus dem Iran und Saudi-Arabien (bis zu 70% des Gesamtverbrauchsanstiegs), unterstützt durch die wachsende Verfügbarkeit von Inlandsangeboten . Mehr als 60% des Anstiegs der Nettonachfrage in der Region entfallen auf den Strom- und Wasserentsalzungssektor.

Der Erdgasverbrauch in Mittel- und Südamerika wird im Prognosezeitraum voraussichtlich um durchschnittlich 0,6% pro Jahr bis 2025 auf etwa 5 Mrd. m3 / Jahr steigen. Das Nachfragewachstum wird vom Energiesektor angeführt. Das Wachstum ist mit einer jährlichen Rate von 1,1% von wachsender Stromnachfrage und Kraftstoffumstellung getrieben.

Der afrikanische Erdgasverbrauch wächst um durchschnittlich 3,3% pro Jahr und erreicht 2025 fast 195 Mrd. m3. Er wird weiterhin hauptsächlich durch den Bedarf an Industrie- und Stromerzeugung in den wichtigsten nordafrikanischen Märkten Algerien und Ägypten bestimmt, gefolgt von Nigeria. Die Entwicklung der Inlandsproduktion in westafrikanischen Ländern treibt die Subregion an, die eine durchschnittliche Wachstumsrate von 6% pro Jahr (ohne Nigeria) verzeichnet. Die Gesamtgröße des Marktes bleibt jedoch im Jahr 2025 auf etwa 14 Mrd. m3 pro Jahr begrenzt.

Die Themen dieser Woche  waren die steigenden COVID19-Fallzahlen und die Bekanntgabe von (Teil)- Shutdowns in mehreren europäischen Ländern. Das führte in direkter Folge zu Preisabstürzen bei den Commodities. Bei den Brexit-Verhandlungen wurden gemäß Berichten von „Bloomberg“ zuletzt deutliche Fortschritte erzielt.

Eine Einigung auf ein Handelsabkommen für die Zeit ab dem 1. Januar scheint nun für Anfang November möglich. Diese Meldung verpuffte aber, da der Fokus der Marktteilnehmer auf den COVID19 Shutdowns gerichtet war. Nächste Woche dürfte die US-Wahl die Commodity Märkte stärker beeinflussen.  Hier den können EINTEC INSIGHTS Nutzer den Marktbericht Commodities KW 44  als pdf ansehen.

Der höhere CO2-Preis in den Sektoren Wärme und Verkehr hat den Bundestag passiert. Dieser startet nun Anfang 2021 bei 25 anstatt bei 10 Euro. Die Fraktionen von CDU/CSU, SPD und Grünen stimmten einer entsprechenden Änderung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes (BEHG) am 8.Oktober zu. Dagegen waren AfD, FDP und Linksfraktion. Am 9. Oktober befasst sich noch der Bundesrat mit der Novelle des BEHG und wird ihr dann voraussichtlich auch zustimmen. Sorge bereitet vor allem die Frage, ob Unternehmen aus Deutschland aufgrund der zusätzlichen Kosten für fossile Energieträger abwandern und CO2-Emissionen in der Folge nicht länger vom EU Emissionshandelssystem (ETS) erfasst werden könnten (Carbon Leakage). Dem will die Bundesregierung vorbeugen und hat Maßnahmen mit besonderer Berücksichtigung kleinerer und mittlerer Unternehmen angekündigt, die Carbon Leakage vermeiden sollen. Diese sollen jetzt auch rückwirkend zum 1. Januar 2021 gelten, sieht die angenommene BEHG-Änderung vor. Ursprünglich wollte der Bund erst ein Jahr später, also ab dem Jahr 2022, entsprechende Regelungen treffen.

Auch angenommen hat der Bundestag eine Entschließung, nach der die Regierung unter anderem eine Carbon-Leakage-Verordnung noch dieses Jahr beschließen und dem Bundestag zuleiten soll. Eckpunkte hatte die Große Koalition bereits vorgelegt. Erweiterte Entlastungen möglich. Bei den für eine Entlastung in Frage kommenden Branchen orientiert sie sich an der Sektorenliste aus dem europäischen Emissionshandel. Diese werde eins-zu-eins übernommen, sagte Wirtschaftsstaatssekretärin Elisabeth Winkelmeier-Becker in der Aussprache im Bundestag. Sie stellte aber in Aussicht, dass die Liste noch erweitert werden könne. „Details dazu müssen noch ausgearbeitet werden.“ Der SPD-Abgeordnete Klaus Mindrup sagte: „Wir müssen den Unternehmen Zeit geben, sich umzustellen.“ Alles andere sei kein wirksamer Klimaschutz, weil dann CO2-Emissionen ins Ausland verlagert würden. Kritik kam von der FDP Fraktion. Ihr klimapolitischer Sprecher, Lukas Köhler, sagte, das BEHG werde das Klima nicht schützen, sondern nur Menschen und Unternehmen finanziell belasten. Statt eine CO2-Bepreisung einzuführen, solle der ETS ausgeweitet werden, „um wirklich Klimaschutz zu betreiben“. Einen Entschließungsantrag, der die Abschaffung des BEHG und die Ausweitung des ETS vorsieht, hat der Bundestag am 8. Oktober abgelehnt. Verordnung gegen Doppelbelastung kommt. Darüber hinaus hat der Bundestag Forderungen an die Bundesregierung beschlossen.

So solle diese etwa für eine „möglichst bürokratiearme Ausgestaltung“ des Schutzes vor Carbon Leakage mit einem „einfachen Antragsverfahren und einer einfachen Gewährung von Kompensationen“ sorgen.

Auch solle sie prüfen, ob zusätzliche Kredite für produzierende Unternehmen über die staatliche KfWBank bereitgestellt werden könnten, um Liquiditätsengpässe zu vermeiden.

Davor gewarnt hatte zum Beispiel die Energieberatung Enplify, die bei 900 Anlagen, die bereits im ETS erfasst sind, eine künftige Doppelbelastung ausgemacht hatte. Die Entschließung sieht vor, eine solche bereits im Voraus zu vermeiden. Auch dazu solle der Bund eine entsprechende Verordnung erarbeiten. Energiewirtschaft mit gemischten Reaktionen. Die Energiewirtschaft in Gestalt der Branchenverbände VKU und BDEW reagierte teils zustimmend, teils kritisch. Aus Sicht des VKU sei besonders positiv zu bewerten, dass Brennstoffemissionen aus Klärschlämmen mit dem Emissionsfaktor null belegt werden sollen. Auf die Weise würden die Kosten und damit die Gebühren für die kommunale Abwasserwirtschaft in Bezug auf die Umsetzung der CO2-Bepreisung begrenzt. Zugleich machte der Verband  klar, an den offenen Punkten „beharrlich und konstruktiv mit der Daseinsvorsorge-Perspektive dran bleiben“ zu wollen. Dazu gehöre insbesondere die aufgeschobene Frage der Ausnahme von Siedlungsabfällen, um steigende Abfallgebühren zu verhindern. Der BDEW zeigte sich insbesondere erfreut über eine beschlossene Fristverlängerung für den Zertifikatezukauf zum Vorjahrespreis. Ursprünglich lag diese auf dem 28. Februar des Folgejahres, jetzt ist  dafür der 30. September vorgesehen. Aus Sicht des BDEW richtig, denn bis Februar „wären viele Brennstoffverbrauchswerte schlichtweg noch nicht bekannt gewesen.“ Der Verband betont aber, dass der nationale Emissionshandel noch nicht startklar sei und mahnt bei der Umsetzung der ausstehenden Umsetzungsverordnungen zur Eile. „Die Unternehmen, die das Gesetz zum Start im Januar 2021 umsetzen müssen, brauchen schnellstmöglich Klarheit.“ Konkret gehe es um die Berichterstattungsverordnung 2020 (BeV 2020) und die Brennstoffemissionshandelsverordnung (BEHV). Benzin verteuert sich um sieben Cent, Diesel um acht Nötig machte die Gesetzesänderung die Anhebung des CO2-Preises. Start der Bepreisung ist am 1. Januar 2021 mit nun 25 Euro/Tonne Kohlendioxid. Das entspricht laut Bundesregierung umgerechnet beispielsweise einer Erhöhung von sieben Cent pro Liter Benzin und acht Cent pro Liter Diesel. Bis 2025 soll der Preis auf 55 Euro/ Tonne CO2 steigen und sich danach marktwirtschaftlich bilden. Es wird jedoch ein Preiskorridor gelten – im Jahr 2026 liegt dieser zwischen 55 und 65 Euro pro Emissionszertifikat. Ein Zertifikat berechtigt dazu, eine Tonne CO2 zu emittieren. Die Erlöse aus dem Emissionshandel sollen vollständig zur Senkung der EEG-Umlage verwendet werden und ab dem 1. Januar 2024 auch zur Anhebung der zusätzlichen Entfernungspauschale für Fernpendler.

Die im November anstehenden US-Wahlen und der Gesundheitszustand von US Präsident Trump dürften auch in der kommenden Woche die Preise der Commodities beeinflussen. Aber auch andere Themen außerhalb der Rohstoffmärkte werden ihre Schatten voraus werfen. Allen voran die Entwicklung der Pandemie im kälteren Herbst mit ihren potenziellen Folgen für die Wirtschaft.

Aber auch geopolitische Risikofaktoren, darunter die Brexit-Gespräche oder aber der US-Handelskonflikt mit China, sollten nicht außer Acht gelassen werden.  Hier den können EINTEC INSIGHTS Nutzer den Marktbericht Commodities  als pdf ansehen.