Energiemarkt-Kommentar: Lage am Gasmarkt im Juni weiter angespannt und Störfall an Strombörse

Von ISPEX am 17. Jul 2024

Sorgen um die verbliebenen Gaslieferungen aus Russland in Länder Mittelosteuropas halten die Kurse im Energiekomplex im Juni auf einem erhöhten Niveau. Eine Reihe von temporären Ausfällen in der Gasproduktion Norwegens und sogar Australiens führen kurzfristig zu Preisspitzen bei Strom und Erdgas. Für eine leicht fallende Tendenz beim Terminkurs für das Strom-Frontjahr sorgen Verluste am Markt für EU-Emissionsrechte, wodurch der Einsatz von fossilen Kraftwerken etwas günstiger wird. Noch länger in Erinnerung bleiben wird den Marktteilnehmern der 25. Juni, als ein technisches Problem an der Börse EPEX SPOT zu extremen Preisen am deutschen Day-Ahead-Markt führt.

Strom-Terminmarkt: Frontjahr kostet im Juni durchschnittlich 92,53 €/MWh

Preisentwicklung Strom Phelix Base und Peak für das Jahr 2025 (Quelle: EEX)

Anfang Juni wirkt im Energiekomplex noch die Rallye von Ende Mai nach. Eine robuste LNG-Nachfrage in Asien, erneute Verzögerungen beim LNG-Projekt Golden Pass in Texas und schließlich eine Warnung aus Österreich vor einem baldigen Versiegen der Gasflüsse aus Russland hatten DE Base 2025 bis auf rund 101 €/MWh ansteigen lassen.

Am ersten Handelstag im Juni sorgen zwei Ausfälle für erneuten Auftrieb: In der norwegischen Gasproduktion führt ein Schaden auf der Plattform Sleipner Reiser zu einem Produktionsstopp der Aufbereitungsanlage Nyhamna. In Finnland fällt das AKW Olkiluoto 3 (1,6 GW) aufgrund einer Turbinenfehlfunktion aus. Beide Vorfälle sind zunächst von unbekannter Dauer und DE Base 2025 steigt am 3. Juni bis auf 98,88 €/MWh – der höchste Wert im Monat Juni. Doch bereits am nächsten Tag kehrt der finnische Reaktor ans Netz zurück und der norwegische Gasnetzbetreiber Gassco gibt sich optimistisch, dass die Reparatur des Schadens nur einige Tage in Anspruch nehmen wird. Tatsächlich ist dieser am 7. Juni behoben und DE Base 2025 fällt auf ein vorläufiges Tief von 92,41 €/MWh.

Der nächste Ausfall folgt am 10. Juni auf der anderen Seite des Globus. Die LNG-Produktion Wheatstone im Westen Australiens mit einer Kapazität von knapp 9 Mio. Tonnen/Jahr (Mtpa) stellt wegen eines Schadens auf der gleichnamigen Offshore-Plattform ihren Betrieb vollständig ein. Der europäische Gasmarkt reagiert auf diese Nachricht empfindlicher als die Preise am LNG-Spotmarkt in Fernost, obwohl die Anlage den asiatischen Markt bedient. DE Base 2025 steigt auf 93,06 €/MWh.

Zwei Tage später informiert die verstaatlichte Uniper SE, dass ihr bereits vor mehr als einem Monat ein Schiedsgericht in Schweden einen Anspruch auf Schadenersatz von Gazprom in Höhe von 13 Mrd. Euro für die Lieferausfälle seit 2022 zugesprochen hat. Damit geht an den Märkten die Befürchtung einher, Uniper und weitere Energiekonzerne könnten Forderungen des russischen Konzerns an verbliebene Kunden in der EU pfänden lassen, was zu einem Ende der Gaslieferungen an Länder wie Österreich oder die Slowakei führen dürfte. DE Base 2025 steigt in der Folge auf den zweithöchsten Wert im Juni mit 94,28 €/MWh am 13. Juni. Nichtsdestotrotz fließt weiterhin Gas aus Russland in die EU und das Ende des Wheatstone-Ausfalls zeichnet sich zum Ende der KW25 ab – DE Base 2025 fällt am 17. Juni auf 90,58 €/MWh. Ein erneuter, aber nur kurzzeitiger Ausfall in der Gasproduktion Norwegens lässt das Pendel wieder nach oben ausschlagen mit 93,53 €/MWh am 19. Juni.

Einhergehend mit einer Reihe von Meldungen, die ein schwaches Bild von der Industrieproduktion in Deutschland sowie in China vermitteln, geht es für DE Base 2025 anschließend abwärts bis auf das Monatsminimum von 89,46 €/MWh am 26. Juni. Damit unterschreitet die Notierung die Marke von 90 €/MWh erstmals seit dem 30. April. Dazu tragen die Verluste am Markt für EU-Emissionsrechte (EUA) im Verlauf des Monats Juni maßgeblich bei. Diese sind auch eine Folge der Europawahlen, bei der Parteien, die der bisherigen EU-Klimapolitik ablehnend gegenüberstehen, deutliche Gewinne verzeichnen können und zunächst unklar bleibt, wie ambitioniert die künftige Kommission, die in der zurückliegenden Legislatur gesteckten Ziele verfolgen wird. Zudem erfolgt bis Monatsende die Zuteilung kostenfreier EUA an bestimmte Industriebetriebe in der EU, wodurch das Angebot am EUA-Markt merklich zulegen könnte, sofern sich die Unternehmen dazu entscheiden würden, einen größeren Teil der EUA zu verkaufen.

Am 28. Juni beendet der Stromkurs für das Frontjahr den Monat mit 91,27 €/MWh. Im Monatsmittel kostet DE Base 2025 mit 92,53 €/MWh rund 3,6 % weniger als noch im Mai. Die Notierungen für die Folgejahre 2026 und 2027 liegen mit durchschnittlich 82,63 €/MWh respektive 73,23 €/MWh nahezu unverändert auf dem Niveau des Vormonats.

Strom-Spotmarkt: Technisches Problem sorgt für Stundenpreise bis 2,33 €/kWh

Stundenpreise am Strom-Spotmarkt vom 26.06.24: EPEX SPOT vs. gekoppelte Märkte
(Quellen: ENTSOE, EPEX)

Am Spotmarkt kostet DE Base Day-Ahead im Juni an der Börse EPEX SPOT (EPEX) im Mittel 85,86 €/MWh. Gegenüber dem Vormonat bedeutet dies ein Plus von 27,7 %. Allerdings ist der starke Preisanstieg in erster Linie auf eine Störung an der EPEX zurückzuführen. Am 25. Juni kann die Börse aufgrund eines technischen Problems (fälschlicherweise machen Berichte von einem Stromausfall die Runde) nicht am grenzüberschreitenden Handel in der EU teilnehmen.

Bei diesem ‚Single Day-Ahead Coupling‘ (SDAC) werden teilnehmende europäische Strommärkte miteinander gekoppelt: Ein Algorithmus namens EUPHEMIA gleicht Angebot und Nachfrage ab, ermittelt also anhand der Orderbücher mehrerer Börsen sowie unter Berücksichtigung der verfügbaren Übertragungskapazitäten der Netze die Preise in den einzelnen Gebotszonen. So entstehen für die jeweiligen Länder bzw. Regionen einheitliche Day-Ahead-Preise, gleich an welcher Börse die Marktteilnehmer aktiv sind. Auf diese Weise konvergieren die Preise in Europa, da etwaige Überschüsse in einem Gebiet eine Knappheit andernorts ausgleichen können. Beispielsweise kann Deutschland tagsüber PV-Strom in Frankreich absetzen, was hierzulande für weniger Negativpreise sorgt und in Frankreich die Strompreise in jenen Stunden des Tages senkt. Umgekehrt importiert Deutschland in den Morgen- und Abendstunden Nuklearstrom aus Frankreich, was günstiger ist, als in Deutschland Gasturbinenkraftwerke hochzufahren. Dass je Lieferstunde kein vollständig harmonisierter bzw. ein einheitlicher Strompreis über nationale Grenzen hinweg entsteht, liegt an den begrenzten Kapazitäten der Interkonnektoren, die die nationalen Netze verbinden.

In Deutschland sind die Marktplätze EPEX, EXAA sowie Nordpool für den Day-Ahead-Börsenstromhandel zugelassen. Am 25. Juni sorgt ein Fehler bei der EPEX jedoch dafür, dass die Frist für eine Teilnahme am SDAC nicht eingehalten werden kann – es kommt zu einer teilweisen Entkopplung der Märkte. Für diesen Fall ist gemäß den geltenden Regeln als Fallback-Strategie vorgesehen, dass das Matching von Angebot und Nachfrage für die einzelnen Gebotszonen separat erfolgt. Daher müssen z.B. deutsche Versorger am Day-Ahead-Markt der EPEX mit Bedarf für Lieferung am 26. Juni ohne Angebot aus dem EU-Ausland auskommen. In der Folge kostet DE Base Day-Ahead an der EPEX an jenem Tag rund 492 €/MWh und bis zu 2.326 €/MWh in der teuersten Stunde. Hingegen beträgt der Tagespreis an den gekoppelten Märkten (EXAA und Nordpool) nur 103,01 €/MWh.

Es ist nicht das erste Mal, dass es zu einer Entkopplung am Day-Ahead-Markt gekommen ist. Nach unseren Recherchen gab es zuvor seit dem Start des SDAC im Jahr 2018 bereits drei solcher Vorfälle in einer Größenordnung, die eine umfangreiche Untersuchung nach sich gezogen haben – einer davon ebenfalls an der EPEX am 7. Juni 2019. Die Auswirkung auf die Preise insbesondere in Deutschland erscheint im aktuellen Fall jedoch extrem, was allerdings nicht zuletzt mit der gestiegenen Abhängigkeit Deutschlands von Importen zu erklären ist. Ausgelöst hat die Entkopplung ein fehlgeschlagenes Update der Handelssoftware der EPEX. Bis Ende Juli will die Dachorganisation MCSC (Markt Coupling Steering Committee) für das SDAC einen Bericht zum Geschehen vorlegen.

Gasbörse: Uniper mit Anspruch i.H.v. 13 Mrd. € gegen Gazprom

Preisentwicklung Erdgas THE für das Jahr 2025 (Quelle: EEX)

Am ersten Handelstag im Juni notiert THE 2025 mit 39,44 €/MWh noch nahe des Spitzenwertes im laufenden Jahr in Höhe von 40,15 €/MWh, den die Notierung am 23. Mai erreicht hatte. Dieser Anstieg war insbesondere auf eine Mitteilung des österreichischen Energiekonzerns OMV vom Vortag zurückzuführen. Das Unternehmen warnte vor einem Ende der Gaslieferungen ex Russland via Pipeline durch die Ukraine für den Fall, dass ein (nicht genanntes) drittes Unternehmen aus der EU künftige Zahlungen von OMV an Gazprom pfänden lassen könnte, um eigene Ansprüche gegenüber dem russischen Lieferanten zu befriedigen.

Zusätzlich sorgt am 3. Juni ein Ausfall der Plattform Sleipner Reiser in der norwegischen Nordsee und in Verbindung damit ein Stopp der Produktion der Gasaufbereitungsanlage Nyhamna (ca. 80 Mio. m³/Tag) für Unterstützung am Gasmarkt. Bereits am nächsten Tag teilt der norwegischen Gasnetzbetreiber Gassco mit, dass der Schaden durch den Betreiber Equinor voraussichtlich noch im Laufe der Woche behoben wird. Daraufhin setzt eine kräftige Abwärtsbewegung ein und THE 2025 fällt bis zum 7. Juni auf den niedrigsten Wert im Monat Juni mit 36,95 €/MWh.

Der nächste Ausfall folgt am 10. Juni im Westen Australiens: Auf der Wheatstone-Plattform vor der Küste des Kontinents kommt es zu einem Schaden, weshalb auch die gleichnamige LNG-Produktionsanlage an Land mit einer Kapazität von 8,9 Mtpa des US-Konzerns Chevron vollständig außer Betrieb genommen wird. Obwohl sich die Kunden der Anlage in Asien befinden und dort die LNG-Nachfrage – im Gegensatz zu Europa – kräftig zulegt, steigen die Gaspreise in Europa, während der LNG-Preis für Lieferungen nach Nordostasien (JKM) weitgehend stabil bleibt. Ein Anzeichen dafür, dass die europäische Leitbörse Dutch TTF stark spekulativ getrieben ist. So verteuert sich THE 2025 zunächst auf 37,97 €/MWh.

Am folgenden Tag wird bekannt, dass sich einige nationale Regierungen in der EU um eine Fortsetzung des Gastransits via die Ukraine einsetzen. Der bestehende Transitvertrag zwischen der Ukraine und Russland endet ultimo 2024. Für den Anschluss setzen laut der Agentur Bloomberg EU-Binnenländer wie z.B. die Slowakei auf Aserbaidschan als künftigen Gaslieferanten. Doch die Pläne sind noch wenig konkret und die Produktionskapazitäten des Landes sind am Limit. Aserbaidschan liefert bereits Kontingente via Georgien und die Türkei bis nach Italien. Die potenziell bearishe Meldung bleibt ohne sichtbare Wirkung auf die Gaskurse.

Stattdessen geht es weiter aufwärts, nachdem die verstaatlichte Uniper SE am 12. Juni informiert, dass ihr ein Schiedsgericht einen Anspruch in Höhe von 13 Mrd. € gegenüber Gazprom zugestanden hat. Die Nachricht erinnert die Marktteilnehmer an die Warnung von OMV von Ende Mai und lässt Sorgen um die verbliebenen Gaslieferungen ex Russland wieder aufkeimen. THE 2025 steigt bis auf 38,68 €/MWh am 13. Juni. Verstärkt wird die Aufwärtsbewegung von einer erneuten Zuspitzung der Lage im Nahen Osten, nachdem Israel einen hochrangigen Kommandeur der Hisbollah im Libanon getötet hat und die Miliz nun mit Vergeltung droht. Das Szenario einer Invasion des Libanon durch die israelische Armee scheint damit wahrscheinlicher, mithin die Gefahr einer Ausweitung des Krieges unter Einbeziehung des Iran, was zu einer Blockade der Straße von Hormus führen könnte – das Nadelöhr für die katarischen LNG-Exporte.

Auf den Anstieg folgt eine Gegenbewegung beim Gas-Frontjahr bis auf 37,77 €/MWh am 17. Juni. An diesem Tag rückt der Fokus der Marktteilnehmer auf die neuen Zahlen zur Industrieproduktion in China, die im Mai mit einem Plus von 5,7 % YoY weniger kräftig gewachsen ist als erwartet. An den Energiemärkten verbindet sich damit die Frage, ob das Land im weiteren Jahresverlauf fortgesetzt große Mengen LNG importieren wird oder die Zunahme bei den Einfuhren des Energieträgers vielmehr mit den günstigen Preisen am Spotmarkt zu erklären ist. Schließlich priorisiert der chinesische Staat traditionell Versorgungssicherheit sowie eine antizyklische Beschaffung von Rohstoffen. Die Probleme im Bausektor sorgen zudem dafür, dass gerade energieintensive Grundstoffe weniger benötigt werden als noch vor der Pandemie. Tatsächlich hat die Volksrepublik im Mai mit 6,57 Mio.&nbsp:Tonnen nur noch 2,5 % mehr LNG importiert als im Vorjahresmonat, wie die Zollbehörde am 19. Juni bekannt gibt. Im April betrug die Differenz noch +32,3 %. In Deutschland sorgt derweil ein erneuter Ausfall der norwegischen Anlage Nyhamna für eine Preisspitze von 39,16 €/MWh beim Gas-Frontjahr. Doch ist die Störung von nur kurzer Dauer und so geht es zunächst wieder leicht abwärts.

Am 20. Juni einigen sich die nationalen Regierungen auf neue Sanktionen gegen Russland. Erstmalig zielen diese auch auf die LNG-Ausfuhren des Landes ab. Wie bereits im Vorfeld bekannt wurde, hat sich der EU-Ministerrat auf ein Verbot der Umladung von LNG in den Häfen der EU geeinigt. Wobei unsicher bleibt, inwieweit Russland diese Sanktion beispielsweise durch die Nutzung eigener Häfen oder schwimmender Speicher (FSU) etwa im Raum Murmansk umgehen kann. Die Importe der EU ex Russland sind hiervon allenfalls indirekt betroffen: Sollte Russland betroffene Mengen statt in Asien in Europa absetzen müssen, würde sich die Sanktion im günstigen Fall preismindernd auswirken.

Konkret werden am selben Tag die Pläne Ägyptens, im größeren Stil LNG für den Sommer einzukaufen. Hohe Temperaturen sorgen dort zu dieser Jahreszeit für eine stark erhöhte Stromnachfrage zwecks Kühlung. Zuvor hatten Stromausfälle schon zu Produktionskürzungen in der Düngemittelindustrie geführt, die zudem Erdgas als Rohstoff benötigt. Das hochverschuldete Land will nun kurzfristig 17 Tankladungen beschaffen und wird damit von einem potenziellen Gaslieferanten für Europa zu einem Mitbewerber auf Nachfrageseite. Die Pläne waren allerdings schon im Vorfeld bekannt, ein Kursanstieg bleibt daher aus.

Vielmehr bewegt sich das Gas-Frontjahr im weiteren Monatsverlauf seitwärts im Korridor von rund 38 €/MWh bis 39 €/MWh. THE 2025 beendet den Juni mit 38,86 €/MWh. Im Monatsmittel kostet der Future 38,28 €/MWh und damit 2,1 % mehr als noch im Vormonat. Kräftiger legt die Notierung THE 2026 zu mit einem Plus von 4,2 % auf 33,46 €/MWh. THE 2027 kostet mit durchschnittlich 29,36 €/MWh rund 3,6 % mehr als noch im Mai.

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