Für Entwarnung am Gasmarkt ist es viel zu früh…

Die Preise am europäischen Gasmarkt gaben zuletzt spürbar nach: Heute notiert der Preis für den 1-Monats-Forward bei 103 EUR je MWh gut 30% niedriger als knapp zwei Wochen zuvor. Allein am Freitag verbilligte sich der Referenzpreis für europäisches Erdgas am Handelspunkt TTF um rund 13%. Maßgeblich dafür dürfte die Aussicht auf die nun wieder milderen Temperaturen gewesen sein. Schließlich hat die zuletzt kalte Witterung deutliche Spuren hinterlassen: Die Speicherfüllstände in der EU sind in den letzten zwei Wochen überdurchschnittlich stark um rund 7 Prozentpunkte gefallen; in Deutschland betrug der Rückgang sogar fast 9 Prozentpunkte und war damit ebenfalls deutlich stärker als üblich. Immerhin sind die Füllstände mit 84% in der EU bzw. 88% in Deutschland noch immer 10 bzw. 11 Prozentpunkte höher als üblich, so dass noch ein hinreichender Puffer besteht. Entwarnung kann deshalb keinesfalls gegeben werden, da der Winter noch mindestens zwei Monate anhält, die Witterung auch schnell wieder drehen und die Nervosität erneut anziehen kann. Ziel muss es zudem sein, mit einem möglichst hohen Füllstand aus dem Winter zu kommen, da das Wiederauffüllen der Gasvorräte für den darauffolgenden Winter ohne russisches Pipelinegas merklich schwieriger werden dürfte.

Dies wird vornehmlich durch den Import von verflüssigtem Erdgas (LNG) erfolgen müssen. Auch hier gab es am Wochenende eine entlastende Meldung: So wurde in Wilhelmshaven das erste schwimmende LNG-Terminal in Deutschland eröffnet, eine sogenannte Floating Storage and Regasification Unit (FSRU). Die Inbetriebnahme gilt als wichtiger Beitrag zur Energiesicherheit. Letztlich können damit aber nur 6% des deutschen Erdgasbedarfs ins Netz eingespeist und nur ein Bruchteil der wegfallenden Pipelineimporte aus Russland kompensiert werden, die vor einem Jahr noch rund die Hälfte des deutschen Erdgasbedarfs abdeckten. Mit dem ersten LNG-Terminal in Deutschland ist damit also nur ein Anfang gemacht. Fünf weitere sollen folgen, um Deutschland möglichst unabhängig von Erdgasimporten aus Russland zu machen. Allerdings bleibt das weltweit verfügbare LNG-Angebot im nächsten Jahr weitgehend konstant. Um hinreichend LNG-Lieferungen nach Europa zu locken, muss daher das Preisniveau hoch genug sein.

Allerdings: Um massive Preisanstiege wie im Frühjahr und im Spätsommer künftig zu verhindern, haben sich die zuständigen EU-Energieminister nach langen Beratungen gestern auf einen Preisdeckel für den Gaseinkauf geeinigt: Der sogenannte Markt-Korrekturmechanismus soll greifen, wenn der Kontraktpreis für den nächsten Monat drei Tage hintereinander über 180 EUR je MWh notiert und gleichzeitig die Abweichung vom globalen LNG-Preis, der noch zu definieren ist, mehr als 35 EUR je MWh beträgt. Der Mechanismus soll am 15. Februar 2023 starten. Damit ist der Preisdeckel deutlich niedriger als zunächst von der EU-Kommission vorgeschlagen (275 EUR).

Allerdings könnte ein zu niedrig angesetzter Preisdeckel zu einem Bumerang werden, weil das zum Wiederauffüllen der Gasvorräte für den nächsten Winter dringend benötigte LNG (siehe unten) dann möglicherweise einen Bogen um Europa macht. Schließlich kann man die LNG-Lieferanten nicht dazu zwingen, das Erdgas nur bis zu dem von der EU gesetzten Maximalpreis zu verkaufen. Bieten andere Abnehmer mehr, geht das LNG dorthin. Ein möglicher Konkurrent für die EU ist dabei China, das im nächsten Jahr wieder mehr LNG nachfragen dürfte. In diesem Jahr hatte der starke Rückgang der LNG-Lieferungen nach China Europa dabei geholfen, seine Erdgasbestände nach dem Wegfall der russischen Erdgaslieferungen für den Winter hinreichend aufzufüllen. Dies war teilweise aber nur zu Einkaufspreisen möglich, die über dem aktuell erwogenen Preisdeckel lagen. Die Rohstoffbörse ICE warnte darüber hinaus, dass eine schnelle Einführung des Preisdeckels ohne ausreichende Testung zu einer Verlagerung des Börsenhandels bei Erdgas nach außerhalb der EU führen könnte, falls nur so ein effektiver Handel sichergestellt werden kann. In einer ersten Stellungnahme gestern hat sie laut der Nachrichtenagentur Reuters angekündigt zu prüfen, ob unter diesen Voraussetzungen künftig ein fairer und ordentlicher Handel möglich sei.

Immerhin wurden wohl in den Beschlüssen Ausstiegsoptionen u.a. für den Fall eingebaut, dass das Gasangebot aufgrund des Preisdeckels zu knapp wird. Dass diese gezogen werden könnte, erachten wir als nicht unwahrscheinlich, denn die EU muss ohnehin noch einige Anstrengungen unternehmen, um die sich jetzt abzeichnende Lücke zwischen Angebot und Nachfrage im nächsten Jahr zu schließen. So hat die IEA in ihrer letzten Analyse How to Avoid Gas Shortages in the European Union in 2023 diese Lücke trotz bereits eingeleiteter Maßnahmen auf bis zu 27 Mrd. Kubikmeter beziffert. Denn schließlich drohen die russischen Pipeline-Lieferungen wegzufallen, die in diesem Jahr noch 60 Mrd. Kubikmeter ausgemacht hätten und damit gut 15% des geschätzten Verbrauchs. Gleichzeitig sei es der EU 2022 zwar gelungen, die LNG-Importe um 60% gegenüber Vorjahr auf 130 Mrd. Kubikmeter zu steigern. Das war aber auch deshalb möglich, weil Chinas LNG-Importbedarf um 20 Mrd. Kubikmeter zurückgefallen ist. Zu befürchten sei zudem, dass der Gasverbrauch in der EU 2023 wieder steigen könnte. Der Effekt „durchschnittlicher Temperaturen“ und eine zu erwartende Nachfrageerholung in der Industrie dürften den bremsenden Effekt einer Normalisierung von Wasser- und Atomkraft überkompensieren. Nicht auszuschließen sei auch die Notwendigkeit von höheren Gaslieferungen in die Ukraine und die Republik Moldau. Das impliziert auch das Risiko, dass im nächsten Sommer die Gasvorräte langsamer aufgestockt werden. Ein entspanntes Jahr 2023 zeichnet sich angesichts dessen nicht ab.

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Energie

Die Internationale Energieagentur IEA warnte in ihrem aktuellen Monatsbericht angesichts des EU-Ölembargos gegen Russland und der sich zum zweiten Quartal 2023 hin einengenden Marktbilanz vor einem erneuten Anstieg der Ölpreise. Allerdings prognostiziert die IEA für das erste Quartal 2023 nun ein leichtes Überangebot. Dies ist vor allem auf einen nach unten revidierten Bedarf an OPEC-Öl zurückzuführen, weil das Angebot außerhalb der OPEC+ und hier insbesondere in der Nordsee und in Nordamerika im laufenden und im kommenden Quartal deutlich höher ausfallen soll als bislang erwartet. Die Nachfrageprognose erhöhte die IEA dagegen nur leicht. Für das zweite Quartal 2023 prognostiziert die IEA auf Basis der aktuellen OPEC-Produktion von rund 29 Mio. Barrel pro Tag einen nahezu ausgeglichenen Markt und für das zweite Halbjahr 2023 weiterhin ein beträchtliches Angebotsdefizit. Spätestens dann dürfte der Druck auf die OPEC+ zunehmen, die Produktion wieder zu erhöhen. Die OPEC reduzierte die Nachfrageprognose in ihrem Monatsbericht hingegen und liegt nun mit der Prognose der IEA nahezu gleichauf. Allerdings prognostiziert die OPEC für nächstes Jahr einen geringeren Bedarf an OPEC-Öl als die IEA, der im Jahresdurchschnitt zudem nur leicht über der aktuellen OPEC-Produktion liegt. Die OPEC sieht somit keinen Anpassungsbedarf bei der Produktionsmenge. Hier könnte sich Konfliktpotenzial zwischen den Verbrauchsländern und der OPEC+ ergeben.

Die US-Regierung hat am Freitag angekündigt, im Februar 3 Mio. Barrel Rohöl für die Wiederauffüllung der strategischen Ölreserven kaufen zu wollen. Dies dürfte nur der Auftakt zu weiteren Käufen sein. Schließlich sind die strategischen Ölreserven der USA durch die bislang beispiellose Freigabe seit Jahresbeginn um mehr als 200 Mio. Barrel gesunken. Sie befinden sich derzeit mit gut 380 Mio. Barrel auf dem niedrigsten Niveau seit Anfang 1984. Im Oktober hatte die US-Regierung bereits verlauten lassen, die Käufe durchzuführen, wenn der WTI-Ölpreis in oder unterhalb einer Spanne von 67-72 USD je Barrel liegen würde. Der nächstfällige WTI-Terminkontrakt liegt aktuell noch etwas über dieser Spanne, Terminkontrakte mit einer Fälligkeit in einem Jahr oder später aber bereits innerhalb oder sogar darunter. Die zu erwartenden Reservekäufe dürften ein weiteres Abrutschen des WTI-Ölpreises etwa im Falle von anhaltenden Nachfragesorgen verhindern.

Am Wochenende haben sich EU-Parlament, Rat und Kommission in einem Verhandlungsmarathon in den letzten Punkten der Reform des EU-Emissionshandels geeinigt: Es wurde die Anhebung des linearen Reduktionsfaktors bzw. die Absenkung der Obergrenze beschlossen, so dass bis 2030 die erfassten Emissionen nun um 62% gegenüber 2005 reduziert werden sollen. Zudem wurde entschieden, dass die freie Zuteilung von Zertifikaten im Zuge der Einführung des Grenzausgleichmechanismus ab 2026 allmählich ausgeschlichen wird. Geeinigt hat man sich auch auf eine Aufstockung der Innovationsfonds sowie die künftige Einbeziehung der Abfallverbrennung in das EU-ETS. Mit den Beschlüssen zuvor stehen nun die wichtigen Punkte für die Reform: Nun gilt es die Gesetzestexte anzupassen und formal zu verabschieden. Letztlich haben die EU-Institutionen damit bewiesen, dass sie an den ehrgeizigen Klimazielen festhalten. Dennoch gehen wir davon aus, dass die Preise im EU-Emissionshandel aufgrund des stotternden Motors der EU-Wirtschaft zunächst nochmal konsolidieren, bevor sie mittelfristig weiter steigen.

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Edelmetalle

Der Anstieg der Edelmetallpreise seit Anfang November auf mehrmonatige Hochs dürfte durch spekulative Käufe getrieben worden sein. Wie die Daten der US-Terminmarktaufsichtsbehörde CFTC zeigen, setzen die spekulativen Finanzanleger bei Gold, Silber und Platin seit einigen Wochen im zunehmenden Maße auf (weiter) steigende Preise. Die Netto-Long-Positionen bei Gold erreichten in der Woche zum 13. Dezember 37,5 Tsd. Kontrakte. Das ist das höchste Niveau seit vier Monaten. Anfang November hatten die spekulativen Anleger noch Netto-Short-Positionen von 41,4 Tsd. Kontrakten gehalten. Die Verschiebung der Netto-Positionen innerhalb von sechs Wochen entspricht Käufen von umgerechnet 245 Tonnen Gold über den Terminmarkt. Im vergleichbaren Zeitraum gab es laut Bloomberg ETF-Abflüsse von „nur“ 40 Tonnen. Ein ähnliches Bild zeigt sich bei Silber. Hier stiegen die Netto-Long-Positionen der spekulativen Anleger bis zum 13. Dezember auf knapp 20 Tsd. Kontrakte und erreichten damit das höchste Niveau seit beinahe acht Monaten. Die Silberkäufe über den Terminmarkt belaufen sich seit Anfang November auf umgerechnet 3.900 Tonnen. Dem stehen laut Bloomberg ETF-Verkäufe im selben Zeitraum von gut 280 Tonnen gegenüber. Bei Platin erreichten die spekulativen Netto-Long-Positionen am 13. Dezember mit 24,2 Tsd. Kontrakten sogar das höchste Niveau seit Februar 2021. Das entspricht umgerechnet 1,2 Mio. Unzen und nahezu einer Verdopplung seit Anfang November. Auch hier wurden die von Bloomberg im entsprechenden Zeitraum gemeldeten ETF-Verkäufe von 57 Tsd. Unzen somit deutlich übertroffen. Das bedeutet aber auch, dass die Luft für weitere Gewinne dünn wird, sollten die spekulativen Finanzanleger ihre zuletzt optimistische Haltung zu Edelmetallen angesichts der Aussicht auf stärkere Zinserhöhungen im nächsten Jahr überdenken. Im Falle der Liquidierung zuvor eingegangener Long-Positionen oder dem Aufbau neuer Short-Positionen droht den Preisen sogar erhebliches Rückschlagpotenzial.

Der Palladiumpreis ist in den letzten Tagen kräftig gefallen und hat gestern bei 1.666 USD je Feinunze ein 12-Monatstief markiert. Seit Mitte letzter Woche beläuft sich der Preisrückgang auf 13%. Palladium ist inzwischen rund 100 USD billiger als Gold. Auch das gab es zuletzt vor einem Jahr. Mit einem Minus von 11% weist Palladium in diesem Jahr die schlechteste Preisentwicklung aller börsengehandelter Edelmetalle auf. Im Gegensatz zu Gold, Silber und Platin gab es bei Palladium zuletzt kein nennenswertes Kaufinteresse. Die spekulative Marktpositionierung bewegt sich seit Monaten um die Nulllinie, während es bei den anderen genannten Edelmetallen in den letzten Wochen zu einem kräftigen Aufbau von Netto-Long-Positionen kam (siehe oben). Auch bei den Palladium-ETFs gibt es seit mehreren Wochen keine nennenswerte Bewegung. Wahrscheinlich sind es China-Sorgen, die den Palladiumpreis derzeit belasten, da China der wichtigste Abnehmer des hauptsächlich in der Automobilindustrie verwendeten Edelmetalls ist.

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