Gas wie stark können die Preise divergieren?
22.07.10 15:31
Commerzbank Corp. & Markets
Frankfurt (aktiencheck.de AG) - Auf den ersten Blick haben sich die Gaspreise in Kontinentaleuropa und in den USA stark voneinander entkoppelt: jenseits des Atlantiks notieren die Preise seit gut anderthalb Jahren deutlich niedriger als die Ölpreis gebundenen Gaspreise diesseits, so die Analysten von Commerzbank Corporates & Markets.
Doch bei genauem Hinsehen zeige sich, dass der stark wachsende Handel mit verflüssigtem Erdgas (LNG) die Märkte durchaus enger miteinander verzahne und die Gasschwemme in den USA auch in Europa preisdämpfend gewirkt habe. Ob sich diese Tendenz fortsetzen werde, hänge nicht zuletzt von der Nachfrageentwicklung ab.
Anders als für Öl existiere für Gas bislang kein funktionierender Weltmarkt. Das liege primär an den physischen Gegebenheiten, denn der Transport von Gas sei anders als der von Öl aufwändig und damit kostenintensiv. Infolgedessen sei die Preisfindung an den Märkten unterschiedlich: Auf der einen Seite seien die Märkte der sich überwiegend selbstversorgenden Regionen Nordamerika und Großbritannien liberalisiert, auf der anderen Seite seien die Preise in Kontinentaleuropa und Japan an den Ölpreis gebunden.
In Kontinentaleuropa hätten sich Produzenten und Abnehmer, die sich quasi in der Situation eines bilateralen Monopols befinden würden, in den 60er Jahren auf langfristige Lieferbeziehungen mit Ölpreisbindung geeinigt, um die erforderlichen Investitionen in die Erschließung der Gasfelder und die Transportinfrastruktur (Pipelines) sicherzustellen. Derzeit werde Kontinentaleuropa zu 90% über Pipelines versorgt.
Doch trotz der Unabhängigkeit der Märkte hätten die Preise diesseits und jenseits des Atlantiks in der Vergangenheit einen starken Gleichlauf aufgewiesen. Das habe nicht zuletzt daran gelegen, dass auch in den USA der Gaspreis einen engen Verbund mit dem Ölpreis gezeigt habe, denn die beiden Energieträger seien in gewissen Segmenten Substitute füreinander bzw. stünden in ihrer Produktion in Konkurrenz zueinander. Im vergangenen Jahr aber habe sich das Bild geändert: Der Gaspreis in den USA sei aufgrund der hohen Produktionszuwächse bei gleichzeitigem Nachfrageeinbruch stark unter Druck geraten: Gegenüber dem Hoch im Sommer 2008 habe er in zwölf Monaten um 75% abgegeben.
Anders dagegen das Bild in Kontinentaleuropa, wo die Preisentwicklung im Folgenden durch den so genannten Grenzübergangspreis in Deutschland abgebildet werde. Dieser berechne sich aus Deutschlands Erdgasimportwerten der fünf wichtigsten Einfuhrländer geteilt durch die abgenomme Menge. Der Grenzübergangspreis habe bis Herbst 2009 deutlich weniger nachgegeben als der US-Preis. Im Jahresdurchschnitt habe er bei umgerechnet gut 8 USD je MMBtu und damit fast 4 USD höher als Henry Hub notiert. Zum Vergleich: Im Zeitraum 2000 bis 2007 habe der Preisabstand bei einem USD gelegen. Noch stärker habe die Preisentwicklung in Japan abgewichen: Dort seien die ebenfalls ölpreisindexierten Preise seit Mitte 2009 sogar schon wieder gestiegen.
Doch die Preise hätten sich nur vordergründig unabhängig voneinander entwickelt. Denn tatsächlich zeige die Gasschwemme in den USA sehr wohl Auswirkungen auf den europäischen Markt: Bindeglied sei der stark wachsende Markt für verflüssigtes Erdgas (LNG). Aufgrund des positiven "Angebotsschocks" infolge der stark wachsenden Produktion aus unkonventionellen Gasvorkommen bei gleichzeitigem Nachfrageeinbruch sei der Importbedarf in den USA im letzten Jahr kräftig geschrumpft: Nur noch 12% des US-Bedarfs seien durch Einfuhren gedeckt worden, das sei der niedrigste Wert seit 15 Jahren gewesen.
Im vergangenen Jahr habe es vor allem die Pipeline-Einfuhren aus Kanada getroffen, die um 9% gegenüber Vorjahr gesunken seien. Aber auch die LNG-Einfuhren seien schwach gewesen: Sie hätten zwar verglichen mit dem äußerst schwachen Niveau von 2008 zulegen und damit ihren Anteil an den Importen von 12% auf 17% steigern können, aber es sei dennoch ein enttäuschendes Jahr gewesen. Die LNG-Einfuhren hätten noch immer 40% unter dem Rekordniveau von 2007 gelegen. Die Einfuhrkapazitäten seien nur zu 11% ausgenutzt gewesen.
Entsprechend hätten sich die LNG-Produzenten andere Absatzmärkte gesucht, denn gemäß Schätzungen seien 60% der Verträge im atlantischen Raum flexibel. Dazu passend seien die Einfuhrmöglichkeiten für verflüssigtes Erdgas in den letzten Jahren in Europa ausgeweitet worden. Vor allem in Großbritannien seien die LNG-Einfuhren 2009 deutlich gestiegen. Infolgedessen seien die Preise konvergiert: Der Preisabstand zwischen amerikanischem Gas der Sorte Henry Hub (HH) und britischem Gas National Balancing Point (NBP) sei bis auf 0,5 USD je MMBtu geschrumpft, wobei er jedoch seit dem Frühjahr wieder zugenommen habe.
Aber auch in Kontinentaleuropa habe das Überangebot in den USA Spuren hinterlassen. Das zeige der (zweite) Blick auf den Grenzübergangspreis in Deutschland. Aufgrund der Ölpreisindexierung habe sich dieser in der Vergangenheit sehr gut über die um knapp ein halbes Jahr verzögerte Entwicklung der Heiz- und Schwerölpreise erklären lassen. Seit Mitte 2008 würden sich jedoch starke Abweichungen zeigen: Aktuell liege der Preis deutlich niedriger, als es die Zusammenhänge der Vergangenheit erwarten lassen würden.
Tatsächlich hätten immer mehr kontinentaleuropäische Versorger Aufweichungen in ihren langfristigen Verträgen durchsetzen können. So hätten sich beispielsweise der deutsche Energieversorger E.ON (ISIN DE000ENAG999 / WKN ENAG99) und der russische Gaslieferant Gazprom (ISIN US3682872078 / WKN 903276) im Februar darauf geeinigt, 15% der Lieferungen über einen Zeitraum von drei Jahren an die Spotpreisentwicklung zu koppeln.
Die Entwicklung spiegle sich auch in den stark gestiegenen Umsätzen an den kontinentaleuropäischen Spotmärkten. An den sieben Knotenpunkten, von denen Zeebrugge in Belgien und TTF (Title Transfer Facility) in den Niederlanden die beiden größten seien, seien die Handelsumsätze im vergangenen Jahr um gut 50% auf 292 Mrd. Kubikmeter gestiegen. Zugleich habe sich der physische Handel fast verdoppelt. Mit über 100 Mrd. Kubikmeter entspreche dieser nun einem Viertel des europäischen Gasbedarfs.
Sei der wachsende LNG-Handel langfristig ein Preisdämpfer? Tatsache sei, dass langfristige Preisgarantien notwendig seien, um den kostenintensiven Ausbau der Pipeline Transportnetzes weiter voranzutreiben. Der seewärtige Handel sei vor allem für kürzere Entfernung noch immer die teurere Alternative. Darüber hinaus dürfe nicht vergessen werden, dass mit den neuen Liefermöglichkeiten auch neue Abnehmergruppen um das Angebot konkurrieren würden. Nicht nur in Europa wachse der jährliche Importbedarf bis 2030 auf über 400 Mrd. Kubikmeter. Auch in China, das bislang am Gasmarkt mit einem Anteil am globalen Verbrauch von knapp 3% bei fast autarker Versorgung nur eine kleine Rolle spiele, wachse der Einfuhrbedarf bis 2030 auf über 100 Mrd. Kubikmeter. Die zunehmende Konkurrenz könnte die Preise auch nach oben treiben. (22.07.2010/ac/a/m)
Doch bei genauem Hinsehen zeige sich, dass der stark wachsende Handel mit verflüssigtem Erdgas (LNG) die Märkte durchaus enger miteinander verzahne und die Gasschwemme in den USA auch in Europa preisdämpfend gewirkt habe. Ob sich diese Tendenz fortsetzen werde, hänge nicht zuletzt von der Nachfrageentwicklung ab.
In Kontinentaleuropa hätten sich Produzenten und Abnehmer, die sich quasi in der Situation eines bilateralen Monopols befinden würden, in den 60er Jahren auf langfristige Lieferbeziehungen mit Ölpreisbindung geeinigt, um die erforderlichen Investitionen in die Erschließung der Gasfelder und die Transportinfrastruktur (Pipelines) sicherzustellen. Derzeit werde Kontinentaleuropa zu 90% über Pipelines versorgt.
Doch trotz der Unabhängigkeit der Märkte hätten die Preise diesseits und jenseits des Atlantiks in der Vergangenheit einen starken Gleichlauf aufgewiesen. Das habe nicht zuletzt daran gelegen, dass auch in den USA der Gaspreis einen engen Verbund mit dem Ölpreis gezeigt habe, denn die beiden Energieträger seien in gewissen Segmenten Substitute füreinander bzw. stünden in ihrer Produktion in Konkurrenz zueinander. Im vergangenen Jahr aber habe sich das Bild geändert: Der Gaspreis in den USA sei aufgrund der hohen Produktionszuwächse bei gleichzeitigem Nachfrageeinbruch stark unter Druck geraten: Gegenüber dem Hoch im Sommer 2008 habe er in zwölf Monaten um 75% abgegeben.
Anders dagegen das Bild in Kontinentaleuropa, wo die Preisentwicklung im Folgenden durch den so genannten Grenzübergangspreis in Deutschland abgebildet werde. Dieser berechne sich aus Deutschlands Erdgasimportwerten der fünf wichtigsten Einfuhrländer geteilt durch die abgenomme Menge. Der Grenzübergangspreis habe bis Herbst 2009 deutlich weniger nachgegeben als der US-Preis. Im Jahresdurchschnitt habe er bei umgerechnet gut 8 USD je MMBtu und damit fast 4 USD höher als Henry Hub notiert. Zum Vergleich: Im Zeitraum 2000 bis 2007 habe der Preisabstand bei einem USD gelegen. Noch stärker habe die Preisentwicklung in Japan abgewichen: Dort seien die ebenfalls ölpreisindexierten Preise seit Mitte 2009 sogar schon wieder gestiegen.
Im vergangenen Jahr habe es vor allem die Pipeline-Einfuhren aus Kanada getroffen, die um 9% gegenüber Vorjahr gesunken seien. Aber auch die LNG-Einfuhren seien schwach gewesen: Sie hätten zwar verglichen mit dem äußerst schwachen Niveau von 2008 zulegen und damit ihren Anteil an den Importen von 12% auf 17% steigern können, aber es sei dennoch ein enttäuschendes Jahr gewesen. Die LNG-Einfuhren hätten noch immer 40% unter dem Rekordniveau von 2007 gelegen. Die Einfuhrkapazitäten seien nur zu 11% ausgenutzt gewesen.
Entsprechend hätten sich die LNG-Produzenten andere Absatzmärkte gesucht, denn gemäß Schätzungen seien 60% der Verträge im atlantischen Raum flexibel. Dazu passend seien die Einfuhrmöglichkeiten für verflüssigtes Erdgas in den letzten Jahren in Europa ausgeweitet worden. Vor allem in Großbritannien seien die LNG-Einfuhren 2009 deutlich gestiegen. Infolgedessen seien die Preise konvergiert: Der Preisabstand zwischen amerikanischem Gas der Sorte Henry Hub (HH) und britischem Gas National Balancing Point (NBP) sei bis auf 0,5 USD je MMBtu geschrumpft, wobei er jedoch seit dem Frühjahr wieder zugenommen habe.
Aber auch in Kontinentaleuropa habe das Überangebot in den USA Spuren hinterlassen. Das zeige der (zweite) Blick auf den Grenzübergangspreis in Deutschland. Aufgrund der Ölpreisindexierung habe sich dieser in der Vergangenheit sehr gut über die um knapp ein halbes Jahr verzögerte Entwicklung der Heiz- und Schwerölpreise erklären lassen. Seit Mitte 2008 würden sich jedoch starke Abweichungen zeigen: Aktuell liege der Preis deutlich niedriger, als es die Zusammenhänge der Vergangenheit erwarten lassen würden.
Tatsächlich hätten immer mehr kontinentaleuropäische Versorger Aufweichungen in ihren langfristigen Verträgen durchsetzen können. So hätten sich beispielsweise der deutsche Energieversorger E.ON (ISIN DE000ENAG999 / WKN ENAG99) und der russische Gaslieferant Gazprom (ISIN US3682872078 / WKN 903276) im Februar darauf geeinigt, 15% der Lieferungen über einen Zeitraum von drei Jahren an die Spotpreisentwicklung zu koppeln.
Die Entwicklung spiegle sich auch in den stark gestiegenen Umsätzen an den kontinentaleuropäischen Spotmärkten. An den sieben Knotenpunkten, von denen Zeebrugge in Belgien und TTF (Title Transfer Facility) in den Niederlanden die beiden größten seien, seien die Handelsumsätze im vergangenen Jahr um gut 50% auf 292 Mrd. Kubikmeter gestiegen. Zugleich habe sich der physische Handel fast verdoppelt. Mit über 100 Mrd. Kubikmeter entspreche dieser nun einem Viertel des europäischen Gasbedarfs.
Sei der wachsende LNG-Handel langfristig ein Preisdämpfer? Tatsache sei, dass langfristige Preisgarantien notwendig seien, um den kostenintensiven Ausbau der Pipeline Transportnetzes weiter voranzutreiben. Der seewärtige Handel sei vor allem für kürzere Entfernung noch immer die teurere Alternative. Darüber hinaus dürfe nicht vergessen werden, dass mit den neuen Liefermöglichkeiten auch neue Abnehmergruppen um das Angebot konkurrieren würden. Nicht nur in Europa wachse der jährliche Importbedarf bis 2030 auf über 400 Mrd. Kubikmeter. Auch in China, das bislang am Gasmarkt mit einem Anteil am globalen Verbrauch von knapp 3% bei fast autarker Versorgung nur eine kleine Rolle spiele, wachse der Einfuhrbedarf bis 2030 auf über 100 Mrd. Kubikmeter. Die zunehmende Konkurrenz könnte die Preise auch nach oben treiben. (22.07.2010/ac/a/m)
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