Der Anstieg der europäischen Großhandelspreise für Gas in den letzten Monaten könnte mehr Energieversorger dazu bewegen, im kommenden Winter auf Kohle zur Stromerzeugung umzusteigen, auch wenn die Länder versuchen, den kohlenstoffintensiven Brennstoff aus dem Strommix zu verdrängen.

Während viele europäische Länder wie Frankreich, Großbritannien und Italien entweder bereits vollständig aus der Kohleverstromung ausgestiegen sind oder nur begrenzten Spielraum für eine groß angelegte Umstellung von Gas auf Kohle haben, bleibt die Kohle in Europas größtem Energieverbraucher Deutschland und in weiten Teilen Osteuropas ein wichtiger Bestandteil des Strommixes.

Eine Umstellung von Gas auf Kohle würde einen Trend umkehren, der Anfang dieses Jahres begann, als die europäischen Gaspreise im Februar auf ein Dreijahrestief fielen und damit einen Anreiz für eine Umstellung in die andere Richtung boten. Die Gaspreise sind seit ihrem Tiefstand vom 23. Februar um fast 40% gestiegen.

Kraftwerke, die mit Kohle befeuert werden, die mehr als doppelt so viel Kohlendioxidäquivalent pro Megawattstunde (MWh) Strom erzeugt wie Gas, müssen auch die höheren Kosten für EU-Kohlenstoffzertifikate zum Ausgleich ihrer Emissionen berücksichtigen.

Aber auch der Preis für die Emissionsrechte bleibt deutlich unter dem Rekordhoch des letzten Jahres von über 100 Euro (108 Dollar) und liegt derzeit bei etwa 68 Euro pro Tonne.

Laut LSEG wäre ein Kohlenstoffpreis von unter 80 Euro pro Tonne erforderlich, damit hocheffiziente Kohlekraftwerke ab dem ersten Quartal nächsten Jahres Gaskraftwerke mit einem Wirkungsgrad von 50% ersetzen können.

"Wir können davon ausgehen, dass viele Gaskraftwerke mit niedrigem und mittlerem Wirkungsgrad in diesem Winter ab November durch Kohlekraftwerke mit hohem und mittlerem Wirkungsgrad ersetzt werden", sagte Petter Norby, Energieanalyst bei LSEG.

Die Kohle- und Kohlenstoffpreise haben in diesem Jahr aufgrund der schwachen Nachfrage in Asien, der vorsichtigen Marktstimmung und der hohen Lagerbestände relativ starke Verluste erlitten, sagte Andy Sommer, Leiter der Abteilung Fundamentalanalyse, Modellierung und Meteorologie beim Schweizer Energieversorger Axpo.

Im Gegensatz dazu "erlebten die Gasmärkte einen anhaltenden Aufwärtstrend aufgrund des knappen LNG-Angebots und der Wartungsarbeiten in Norwegen und Großbritannien, was zu einem unterdurchschnittlichen Aufbau der Lagerbestände führte", sagte er.

Mit Blick auf den Juli deutet er auf eine anhaltende Volatilität hin, wobei der Schwerpunkt auf den Wettermustern liegt.

Ein knappes globales LNG-Angebot und mehrere außer Betrieb befindliche Anlagen in den USA haben zum Anstieg der europäischen Gaspreise im letzten Monat beigetragen und könnten auch weiterhin positive Faktoren sein, sagte Rystad-Analyst Fabian Ronningen.

Es gibt auch eine gewisse Volatilität, die durch eine mögliche frühzeitige Kürzung der russischen Pipelines und die laufenden norwegischen Wartungsarbeiten im Sommer verursacht wird, fügte er hinzu.

Die deutsche Elektrizitätswirtschaft ist nach wie vor stark von Kohleimporten abhängig. Die Lobby der Importeure, der VDKI, beziffert die aktuellen jährlichen Importe auf 33 Millionen Tonnen, von denen 18 Millionen für die Stromerzeugung bestimmt sind.

Die Importe sind im Vergleich zu 2022, als die Gaslieferungen aus Russland nach dem Einmarsch in der Ukraine unterbrochen wurden, um 26,3 % zurückgegangen, während die Kohleimporte für die Stromerzeugung um fast 40 % gesunken sind, wie die Daten des VDKI zeigen.

($1 = 0,9238 Euro)