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Enerige & Management > Aus Der Aktuellen Zeitungsausgabe - Ein Markt im Krisenmodus
Quelle: E&M
AUS DER AKTUELLEN ZEITUNGSAUSGABE:
Ein Markt im Krisenmodus
Erdgas ist knapp in Europa. Verflüssigtes Erdgas (LNG) soll die Lücke schließen. Ist das möglich und zu welchem Preis? Eine Analyse.
 
Der jüngste Anstieg der Gaspreise in Europa ist nicht so selbstverständlich, wie man angesichts der Krise denkt. Bislang ist die Versorgung der EU mit Gas nur wenig beeinträchtigt. Aber die Angst ist groß, dass dies nicht so bleibt. Noch im September letzten Jahres waren fast alle Experten davon ausgegangen, dass der damals schon kräftige Anstieg der Erdgaspreise vielleicht nicht nur vorübergehend sei, sich aber in diesem Jahr nicht fortsetzen werde. Denn der Preisanstieg im vergangenen Jahr war mit der Entwicklung von Angebot und Nachfrage gut zu erklären. „Die Terminmärkte erwarten einen deutlichen Rückgang der Großhandelspreise für Gas und Strom im Frühjahr 2022“, heißt es in einem Bericht der europäischen Regulierungsbehörde Acer von Ende Oktober.

Im Pandemiejahr 2020 war die Nachfrage nach Erdgas vor allem in Asien, dem wichtigsten Kunden für Flüssigerdgas (LNG), drastisch zurückgegangen. Die Europäer kauften den entstandenen Überschuss billig auf und importierten rund 98 BCM (billion cubic metres = Mrd. Kubikmeter) Flüssigerdgas, obwohl der Bedarf auch in der EU coronabedingt rückläufig war. Im Oktober 2020 waren die Speicher der EU mit 102 BCM zu 100 % befüllt.

Die Europäer kauften LNG, weil es günstig war

Flüssigerdgas spielt bei der Versorgung der Weltwirtschaft mit Energie eine wachsende Rolle. Die EU und Großbritannien deckten 2019 und 2020 rund ein Fünftel ihres Bedarfs durch Flüssigerdgasimporte und sind damit zu einem wichtigen Faktor auf dem gobalen LNG-Markt geworden. Sie hätten sich zu einem „Ausgleichsmarkt“ für Erdgas entwickelt, der in der Lage sei, Schocks abzufedern, heißt es in einer Analyse des Oxford Institute for Energy. Wenn LNG billig ist, kaufen die Europäer Überschüsse auf dem Weltmarkt auf, fahren ihre eigene Produktion oder den Leitungsimport runter oder füllen ihre Speicher auf. Wird das LNG-Angebot knapp, konnte die EU bislang − anders als zum Beispiel Japan − auf andere Lieferungen zurückgreifen oder die Eigenproduktion erhöhen.

Diese Rolle wird durch die jüngste Entwicklung infrage gestellt. Zum einen dadurch, dass die Eigenproduktion an Erdgas in der EU nur noch 15 % des Bedarfs ausmacht: Die europäische Förderung, die 2017 zwischen 210 und 350 Mio. Kubikmeter pro Tag schwankte, erreichte 2021 nur noch maximal 210 Mio. Kubikmeter, im Juni fiel sie auf 124 Mio. Kubikmeter pro Tag. „Dadurch ist Europa nicht nur abhängiger von Importen, sondern hat auch einen Teil seiner Angebotsflexibilität verloren“, schreiben die Experten in Oxford. Schon geringe Schwankungen beim Pipelineimport könnten in einem engen Markt große Auswirkungen auf die verfügbare Menge und die Preise haben.

Höhere Nachfrage in Asien schlug im europäischen Markt durch

Und eng wurde es am Weltmarkt bereits im zweiten Quartal 2021. Ursache waren der kalte Winter in der nördlichen Hemisphäre und die konjunkturbelebende Hoffnung auf ein Ende der Conona-Pandemie. 2019 und 2020 profitierten die Europäer von der schwachen Nachfrage auf dem globalen LNG-Markt, die auch die Preise in der EU drückte. 2021 kauften die Asiaten wieder mehr LNG, die EU reduzierte ihre LNG-Importe im Vergleich zu 2019 um 15 BCM. Die höhere Nachfrage in Asien schlug trotzdem auf die Preise im europäischen Markt durch. Bereits im Juli 2021 hatten sie sich im Vergleich zum Januar verdoppelt, im Oktober bezahlte man am niederländischen Gashub TTF schon das Vierfache.
Wegen des langen Winters erreichte das Niveau der europäischen Speicher im Frühjahr 2021 nur noch 30 %, 10 % weniger als zwei Jahre zuvor. Und die Unternehmen zögerten wegen der hohen Kosten, sie wieder aufzufüllen. Am Markt machte sich jetzt Unruhe breit − die Preise stiegen.

Eine besondere Rolle spielten dabei Tochterunternehmen des russischen Energiekonzerns Gazprom, die Zugang zu etwa 10 % (10 BCM) der europäischen Speicherkapazität haben. Dort lagerten im November 2021 nur 2,8 BCM, 7 BCM weniger als normalerweise. Das allein machte zwei Drittel dessen aus, was zu Beginn dieses Winters in den Speichern der EU fehlte (unter der Annahme, dass die Speicher dann zu 90 % gefüllt sein sollten).

Hinzu kam, dass die russischen Lieferungen über die Yamal-Pipeline im November 2021 nahezu versiegten. Die Gazprom erfüllte zwar weiter ihre Verpflichtungen, ihre Vertragspartner nahmen allerdings aufgrund der hohen Preise weniger Gas ab, als sie hätten beziehen können. Insgesamt lieferte Gazprom 2021 etwa 27 BCM weniger Gas als 2019. Das Verhalten des größten Anbieters auf dem europäischen Gasmarkt hat also auch dazu beigetragen, dass das Angebot begrenzt blieb.

Andere Länder wie Algerien, Norwegen oder Aserbeidschan lieferten zwar mehr Gas über die dorthin bestehenden Leitungen, konnten das russische Defizit aber nur teilweise ausgleichen. Insgesamt gelangten 2021 trotz der hohen Preise rund 15 BCM weniger Leitungsgas in die EU und nach Großbritannien.

Hohe Unsicherheit belastet die Preise

Allerdings hat sich die Situation seitdem nicht verschlechtert. Gazprom liefert − Stand Ende März − bislang weiter, andere Länder stellen eher mehr Gas bereit und die LNG-Importe haben im Januar einen neuen Höchststand erreicht. In den ersten beiden Monaten konnten die EU und Großbritannien pro Tag 490 Mio. Kubikmeter Flüssigerdgas importieren, 120 Mio. mehr als im letzten Quartal 2021. Damit wurde der Rückgang der Importe aus Russland um 100 Mio. Kubikmeter ausgeglichen. Und nach der Invasion in die Ukraine hat Gazprom seine Lieferungen wieder erhöht. Trotzdem sind die Großhandelspreise im März weiter gestiegen. Auch wenn die Notierungen an der TTF stark schwanken, liegen sie noch um 50 % über dem Niveau von Ende Dezember.

Er habe dafür auch keine Erklärung, sagt Sebastian Gulbic von der Unternehmensberatung Enervis. Er geht davon aus, dass die Spekulation mit Gas eher rückläufig ist. Dafür müsse gegenwärtig zu viel Kapital aufgewendet werden. Sorgen bereitet ihm, dass die Notierungen für Gaslieferungen im Sommer inzwischen über dem Spotmarkt (mit sofortiger Lieferung) liegen. Dadurch werde die Wiederbefüllung der Speicher behindert.

Die Energieexpertin des Ifo-Instituts, Karen Pittel, sieht den Grund für die Preisentwicklung am Gasmarkt vor allem in der hohen Unsicherheit. Im Fall von Lieferausfällen könnten andere Anbieter nur in begrenztem Umfang einspringen. Preiskontrollen seien trotzdem wenig hilfreich: „Das würde letztlich bedeuten, dass der Staat einspringt. Es mindert die Anreize, Energie zu sparen, und man wird Mitnahmeeffekte durch die Unternehmen nicht vollständig verhindern können.“ Gulbic hält Höchstpreise für Gas sogar für kontraproduktiv: „Die Frage ist: Bekommen wir zu diesem Preis dann noch Flüssigerdgas?“

„Eine strategische Gasreserve ist eine gute Idee“

Eine strategische Gasreserve sei dagegen „unter den gegebenen Umständen im Prinzip eine gute Idee“, sagt Karen Pittel: „Aber sie ist mit großen Risiken verbunden. So besteht die Gefahr, dass Unternehmen Gas zu hohen Preisen kaufen müssen, um es einzulagern. Wenn der Markt dann geflutet würde, müssen sie die Bestände vielleicht mit hohem Verlust verkaufen. An diesem Risiko muss sich bei den aktuellen Preisen der Staat beteiligen.“

Wie die strategische Gasreserve finanziert werden soll, sagt Gulbic, sei in den Überlegungen der Ampelkoalition aber nicht erkennbar. Bei Enervis könne man sich eine Lösung wie bei der Ölreserve vorstellen, wo der Staat die Lager unterhält und die Kosten innerhalb der Branche umlegt. Überlegungen für eine strategische Gasreserve gibt es auch in der EU. Weil nicht jedes Mitgliedsland über Gasspeicher verfügt, müsse allerdings auch auf europäischer Ebene geklärt werden, wer welche Kosten trägt.
 

Tom Weingärtner
© 2022 Energie & Management GmbH
Dienstag, 12.04.2022, 08:45 Uhr

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