Im laufenden Jahr haben wir ein Netto beobachtet Rückgang der Energiepreise, was zu einer starken Underperformance der börsennotierten europäischen Versorgungsunternehmen führte. Der Grund für diesen stärker als erwarteten Rückgang der Energiepreise liegt in einem deutlichen Rückgang der CO-Kosten2verbunden mit einer Reduzierung anderer Inputkosten.
Europäische Abhängigkeit von US-Spot-LNG
Der Begriff verflüssigtes Erdgas (LNG) bezieht sich auf Erdgas (hauptsächlich Methan), das auf einen flüssigen Zustand abgekühlt wurde, um den Transport und die Lagerung einfacher und sicherer zu machen. Die wichtigsten LNG-Betreiber sind die großen internationalen nationalen Ölkonzerne, die über starke finanzielle und politische Ressourcen verfügen.
Die Gaspreise haben sich seit November 2023 halbiert, von etwa 14 US-Dollar pro Million metrischer British Thermal Unit (mmbtu) auf etwa 7 US-Dollar im Februar 2024. Dieser Rückgang spiegelt sich auch in der niederländischen Title Transfer Facility (TTF) wider, dem Maßstab für Gaspreise in Europa. der im gleichen Zeitraum von 42 Euro/MWh auf 25,2 Euro/MWh sank (48 % J/J).
Europa ist stark von US-Spot-LNG abhängig, was mit 120 Milliarden Kubikmetern (bcm) fast 50 % der gesamten europäischen LNG-Importe im Jahr 2023 ausmacht. Der Mindestpreis für die Beschaffung dieses LNG hängt von der Marktangebotsdynamik ab und steht daher in direktem Zusammenhang mit den Spotpreisen des US-amerikanischen Henry Hub. In einem begrenzten LNG-Markt wird der Mindestpreis (der Verflüssigungs-, Transport- und Regasifizierungskosten umfasst) höher sein, während in einem überversorgten Markt der Mindestpreis niedriger sein wird (zu den Grenzkosten von LNG US).
Angesichts begrenzter kurzfristiger LNG-Kapazitätserweiterungen und einer Erholung der chinesischen und südostasiatischen Nachfrage wird erwartet, dass sich das LNG-Angebot bis zur zweiten Hälfte des Jahres 2026 verengt. Daher wird die LNG-Nachfragekapazität den anschließenden massiven mittelfristigen Kapazitätsanstieg (rund 150 Millionen zusätzliche Tonnen) decken pro Jahr von 2026 bis 2028) wird der Schlüssel zur Energiepreisgestaltung in Europa sein.
Auf dem Weg zur Normalisierung der Energiepreise
Durch die Festlegung der Grenzerzeugungskosten könnten die laufende Gasdynamik und die zusätzliche Versorgung aus Kern- und Wasserkraftquellen die kurzfristige Energiepreisdynamik beeinflussen. Außerdem, Der zunehmende Ausbau erneuerbarer Energieanlagen wird erhebliche Auswirkungen auf den Energiemix haben.
Der deutliche Rückgang der Großhandelspreise für Energie, der seit nunmehr einem Jahr zu verzeichnen ist, könnte für Abhilfe sorgen Die Margen der europäischen Energieversorger stehen über 2024 hinaus unter Druck, da die während der Energiekrise garantierte Hochpreisdeckung nach und nach auslaufen wird.
Ist grüner Wasserstoff noch eine sinnvolle Alternative?
Unsicherheit im Nachfragewachstum und rEffektive Rolle und Anwendungen von Wasserstoff bei der Energiewendegepaart mit mangelnder Klarheit hinsichtlich Zertifizierung und Regulierung, tragen zur aktuellen Abwertung wasserstoffbezogener Bestände bei.
Es wird erwartet, dass die nivellierte Kosten für Wasserstoff (LCOH) wird im laufenden Jahrzehnt vor allem aufgrund von Lerneffekten drastisch sinken, aber der tatsächliche Übergang von grauem Wasserstoff (hergestellt durch Erdgas, ohne die entstehenden Treibhausgase einzufangen) zu grünem Wasserstoff (hergestellt durch Elektrolyse mit emissionsfreiem Strom) bleibt beim Wasserstoff ein zentrales Thema. Darüber hinaus sind der intrinsische Energieverlust bei Elektrolyseprozessen (derzeit etwa 50 %) oder sogar die überraschend niedrige Projektrealisierungsrate (nur etwa 3 % erreichten die endgültige Investitionsentscheidung im Jahr 2023) bedeutende Veränderungen, die angegangen werden müssen.
Nach Angaben der Internationalen Energieagentur (IEA) stieg die weltweite Nachfrage nach Wasserstoff im Jahr 2022 um 3 % auf 95 Millionen Tonnen, wovon mehr als 55 % für industrielle Anwendungen bei der Herstellung von Ammoniak oder Methanol und die restlichen 44 % im Raffineriesektor verwendet wurden. Emissionsarm produzierter Wasserstoff macht weniger als 1 % der gesamten Wasserstoffproduktion aus, und grüner Wasserstoff macht weniger als 700 MW (etwa 0,1 % der Gesamtproduktion) aus. Nach Angaben der IEA verursachte der Einsatz von Wasserstoff im Jahr 2022 mehr als 1.100 Millionen Tonnen CO-Emissionen2 (einschließlich der Emissionen vor und in der Mitte der fossilen Brennstoffversorgung), d. h. das Äquivalent von etwa 30 % CO2 insgesamt von der EU ausgegeben.
Darüber konnte noch kein Konsens erzielt werden Endverwendungen von Wasserstoff, sei es für die Hausheizung, als Ersatz für Erdgas bei der Biomethan-Raffinierung oder für schwere Fahrzeugbatterien. Es scheint eine strukturelle Verschiebung von grauen zu grüneren Wasserstoffen zu geben.
Dieser Übergang wird durch die weltweite Umsetzung zunehmend günstiger politischer Maßnahmen unterstützt. Ein bedeutendes Beispiel ist dasGesetz zur Inflationsreduzierung der Vereinigten Staaten, das Steuergutschriften gewährt, die an die Intensität der Treibhausgasemissionen über den gesamten Lebenszyklus von Wasserstoff gekoppelt sind. Dies hat bereits dazu beigetragen, die Wettbewerbsfähigkeit von grünem Wasserstoff zu verbessern. Wenn in Europa ähnliche Maßnahmen ergriffen werden, um die aktuellen Kostenbarrieren für durch Elektrolyse hergestellten Wasserstoff zu beseitigen, könnte grauer Wasserstoff in Zukunft eine deutliche Verlangsamung erfahren.
