Wenn der erste Monat ein Indikator für die Zukunft ist, dann wird 2026 ein weiteres Jahr mit raschen Veränderungen sowie erhöhter Unsicherheit und Preisvolatilität. Was waren die Haupttreiber im Januar? Sich verändernde Wetterbedingungen auf der ganzen Welt, verstärkte Aktivitäten von Investmentfonds und anhaltende geopolitische Spannungen sowie andere wichtige fundamentale Faktoren.
Beginnen wir mit den wetterbedingten Faktoren: Im Norden und Westen Europas herrschte eine anhaltende Kälteperiode, wobei insbesondere die nordischen Länder und das Baltikum einen der kältesten Januar-Monate des letzten Jahrzehnts verzeichneten. In Verbindung mit Phasen geringer Windenergieerzeugung in weiten Teilen des Kontinents führte dies zu einer höheren Stromnachfrage und einer stärkeren Abhängigkeit von thermischer Stromerzeugung. Gleichzeitig vergrößerte sich das Wasserdefizit in den nordischen und alpinen Regionen weiter, was zusammen mit ungeplanten Ausfällen und verzögerten Wiederinbetriebnahmen französischer Kernreaktoren den Aufwärtsdruck auf die Preise noch verstärkte.
Diese Entwicklungen spiegelten sich auch auf den Brennstoffmärkten wider. Die höhere Stromerzeugung aus Gas und die steigende Nachfrage nach Heizenergie beschleunigten die Entnahme aus den Speichern und drückten die Vorräte auf rund 40 Prozent der Kapazität, den niedrigsten Stand für diese Jahreszeit seit 2022. In Teilen Nordwesteuropas sanken die Lagerbestände sogar noch weiter, wobei die Vorräte in Ländern wie den Niederlanden auf nur noch 25 Prozent zurückgingen, obwohl noch fast zwei Wintermonate vor uns liegen. Der wesentliche Unterschied zu 2022 besteht jedoch darin, dass Europa nach dem Wegfall der russischen Pipelinelieferungen durch die Ukraine und der Stilllegung der Gasförderung in Groningen nun mit einer deutlich geringeren strukturellen Versorgungsflexibilität operiert. Infolgedessen ist Europa viel stärker von LNG-Lieferungen abhängig geworden. Im vergangenen Monat führten jedoch wetterbedingte Störungen der US-LNG-Exporte zu einer Verringerung des verfügbaren Angebots, was einen starken Anstieg der Gaspreise auf rund 40 Euro pro Megawattstunde auslöste. Dies wurde durch Short-Covering von Investmentfonds noch verstärkt und reichte aus, um einige LNG-Lieferungen vom Pazifikraum nach Europa umzuleiten.
Im gleichen Zeitraum waren die CO2-Preise starken Schwankungen ausgesetzt. Der EUA-Dezember-26-Kontrakt wurde Mitte des Monats kurzzeitig über 92 Euro pro Tonne CO2 gehandelt, bevor die Aufwärtsdynamik durch die Liquidation durch Investmentfonds unterbrochen wurde. Zu diesem Zeitpunkt hatten die Fonds eine Rekord-Netto-Long-Position von etwa 126 Tonnen aufgebaut. Die darauf folgende teilweise Auflösung drückte die Preise auf rund 81 Euro pro Tonne CO2, obwohl der Markt aus fundamentaler Sicht strukturell angespannt blieb. Diese strukturelle Knappheit verstärkte sich weiter, da höhere Gas- und Strompreise die Rentabilität von Kohle- und Braunkohlekraftwerken verbesserten, was zu einem Anstieg der Kohleverstromung um 9 Prozent gegenüber dem Vorjahr führte und die ARA-Kohlevorräte belastete. Unterdessen verzeichneten die Ölmärkte angesichts der eskalierenden geopolitischen Spannungen zwischen den USA und dem Iran einen Aufwärtstrend, obwohl sich diese Entwicklungen in letzter Zeit offenbar in Richtung diplomatischer Annäherung verschoben haben.
Mit Blick auf die Zukunft wird erwartet, dass es im Februar in Teilen Nord- und Osteuropas, einschließlich des Baltikums, der nordischen Länder und Polens, weiterhin kalt und trocken bleibt. Im Gegensatz dazu dürften Teile Südeuropas, insbesondere Spanien, mildere Temperaturen und erhöhte Niederschläge erleben, was die Spotstrompreise belasten wird. Auf dem Gasmarkt werden die Lagerbestände am Ende des Winters, die weitgehend von den Wetterbedingungen bestimmt werden, ein entscheidender Faktor dafür sein, ob politische Interventionen zur Förderung der Wiederauffüllung der Lager notwendig werden. In der Zwischenzeit wird in den kommenden Monaten mit der Inbetriebnahme neuer LNG-Projekte gerechnet, obwohl die Aussichten für das Wachstum der Verflüssigungskapazitäten insbesondere aus Katar noch unsicher sind.
Zu guter Letzt stellen im europäischen CO2-Markt die Möglichkeit eines vorzeitigen Abschlusses der RePowerEU-Frontloading-Verkäufe, potenzielle Änderungen des EU-Emissionshandelssystems im Rahmen der Systemüberprüfung und die bevorstehende Veröffentlichung der Benchmarks für die kostenlose Zuteilung von Zertifikaten für den Zeitraum 2026 bis 2030 wichtige Entwicklungen dar, die ebenfalls unter genauer Beobachtung gehalten werden sollten.
— Der Autor Andy Sommer ist seit 1992 als Analyst in der Energiebranche aktiv und bewertet seit 2008 für Axpo die globalen Märkte. Seit einigen Jahren führt er das Team „Fundamental Analysis & Modeling“, mit dem er für interne und externe Kunden Einschätzungen zu den Energiemärkten in Europa und weltweit erstellt. Das Team konnte mit seinen Services im Jahr 2021 den Energy Risk Award für „Research in European Power“ gewinnen. www.axpo.com —
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«Zu diesem Zeitpunkt hatten die Fonds eine Rekord-Netto-Long-Position von etwa 126 Tonnen aufgebaut.»
Ich glaube da fehlt etwas zwischen „126“ und „Tonnen“, weil 126 Tonnen wären komplett irrelevant.