Grünes Gas bleibt eine teure Angelegenheit

Nach wie vor gibt es laut dem Bericht des CEER (Council of European Energy Regulators) ein deutliches Gefälle von West nach Ost, das sich zum Beispiel an der Zahl der Transaktionen an den Umschlagplätzen (Hubs) für Gas festmacht. Der unangefochtene „Leit-Hub“ in der EU ist nach dem Brexit die niederländische TTF, an der 2.600 Terminkontrakte pro Tag abgeschlossen werden. Im Vergleich dazu sind es in Deutschland 70, in Italien 25, in Spanien 11 Abschlüsse und in Polen an einem Tag nur ein Termingeschäft. 

Ähnlich ist die Lage an den Spotmärkten. Der niederländische Markt weist die mit Abstand höchste Liquidität auf, in den westeuropäischen Ländern (außer Portugal) hat der CEER noch eine hohe Liquidität ausgemacht, in Schweden, Polen und Ungarn gibt es Fortschritte und in allen Ländern am östlichen Rand der EU (von Finnland bis Griechenland) wird Gas nur sporadisch gehandelt. Die Liquidität im Großhandel mit Gas ist niedrig.
Das hat Auswirkungen vor allem auf den Preis. In Westeuropa liegen die Preise in der Regel weniger als 1 Euro/MWh über dem Referenzpreis an der TTF, in Schweden, Polen und Ungarn sind es zwischen 1 und 3 Euro, im Osten der EU sind es mehr als 3 Euro/MWh.

Für das Preisniveau im Gasbinnenmarkt der EU hat der CEER drei Hauptursachen ermittelt: Neben der gesamten Nachfrage sind das die Importe von Flüssigerdgas (LNG) und die relative Profitabilität von Gas- und Kohlekraftwerken. Dies blieben auch in den nächsten Jahren die wichtigsten Einflussfaktoren für den Gaspreis, sagt Joaquin Garcia, Gasmarktbeobachter des CEER.

Der Gasmarktbericht, der am 14. Juli in Brüssel veröffentlicht wird, befasst sich auch mit der politisch angestrebten Dekarbonisierung der Gaswirtschaft. Bislang machen Gase mit geringen Emissionen (Low Carbon Gases, LCG) nur 4 % des gesamten Gasverbrauchs aus. Es handelt sich fast ausschließlich um Biogas. Dieser Anteil könnte sich bis 2030 auf 10 % erhöhen: Das Angebot an Biogas könnte weiter steigen, hinzu kämen blauer und grüner Wasserstoff sowie der Einsatz von Erdgas mit angeschlossener CCS-Technik (Carbon Capture and Storage).

Wie schnell sich die LCG durchsetzen, hängt vor allem von den Produktionskosten ab. LCG sind bislang wesentlich teurer als konventionelles Gas, das im Großhandel weniger als 20 Euro/MWh kostet. Wasserstoff bekommt man nicht unter 25 Euro/MWh, selbst wenn er aus fossilem Billigstrom ohne Abscheidung des entstehenden CO2 erzeugt wird. Wasserstoff, der durch Pyrolyse gewonnen wird, kostet mindestens 30 Euro, mit CCS sind es mindestens 40 Euro/MWh und wirklich grüner Wasserstoff kostet zwischen 90 und 130 Euro/MWh. Noch teurer ist Methan aus grünem Strom: 120 bis 160 Euro/MWh.

Wie sich die Kosten in den nächsten Jahren entwickeln, hängt nach Ansicht der Regulierer von vier Faktoren ab: den Kosten für Strom aus erneuerbaren Quellen, den Rohstoffkosten, der technologischen Entwicklung, der Investitionstätigkeit und den Kosten für den Ausbau des Leitungsnetzes.

Drohender Konflikt um die Förderung von LCG

In diesem Zusammenhang bahnt sich ein Konflikt zwischen den Regulierern und der EU-Kommission an. Letztere hätte nichts dagegen, dass die Regulierer den Pipelinebetreibern die Möglichkeit eröffnen, die Preise der LCG durch Profite aus dem Transport von fossilem Gas quer zu subventionieren: „Die Alternative wären staatliche Beihilfen“, sagt Bartek Gurba von der Generaldirektion Energie. Gewöhnlich betrachtet die Kommission das eine wie das andere als eine Gefährdung des Binnenmarkts.

Der CEER empfiehlt den Regulierern dagegen eine „klare Trennung zwischen regulierten Geschäften im Netz und der marktbasierten Produktion“. Die technischen Standards für die Gasnetze (Network Codes) sollten der geplanten Dekarbonisierung zwar Rechnung tragen. Die wirtschaftlichen Probleme der LCG könnten so aber nicht gelöst werden. Wenn Wasserstoffpipelines reguliert würden, dann „schrittweise und flexibel“. Um den Handel mit LCG zu begünstigen, sei ein funktionierender Herkunftsnachweis das Wichtigste.