Überangebot und Unterkonsum

Markt

Nachfrage - Beim Erdgas gibt es derzeit ein Überangebot im Markt. Handelt es sich dabei um eine nachhaltige Entwicklung oder ein temporäres Phänomen?

09. April 2010

Nicht ein Überangebot, sondern vielmehr »Unterkonsum aufgrund geringerer Nachfrage in der Industrie – bedingt durch die Wirtschaftskrise und Auswirkungen der Gegenstrategien zu den hohen Energiepreisen in 2008«, macht Marc Hall, Geschäftsführer der Bayerngas, für die reichlich vorhandenen Mengen auf dem Erdgasmarkt verantwortlich. Dabei ist er sich sicher, dass der Unterkonsum neutralisiert wird, wenn die Konjunktur wieder anzieht. Die Situation sei in den USA ähnlich, so Hall: »Der geringere Import von LNG in die USA geht vor allem auf die Wirtschaftskrise zurück, weniger auf die gesteigerte Förderung unkonventionellen Gases.« Verflüssigtes Erdgas (LNG) habe keine übermäßigen Auswirkungen auf das Überangebot in der EU.

Durchbruch bei shale-gas

Auch Michael Sasse von Wintershall sieht die Finanz- und Wirtschaftskrise als Auslöser der Situation auf dem Gasmarkt. »Insbesondere bei Industriekunden, aber auch in der Stromerzeugung hat dies zu einem deutlichen Rückgang der Gasnachfrage geführt.«

Auf der Produktionsseite gebe es gleichzeitig ein Überangebot, das vorwiegend zwei Ursachen habe. Erstens: Einen technologischen Durchbruch der Amerikaner bei der heimischen Entwicklung von so- genanntem Shale Gas. »Dadurch geht der LNG-Importbedarf in den USA zurück. Tankerflotten steuern kurzfristig auf die europäischen und asiatischen Spotmärkte und sorgen für Überangebot«, so Sasse. Als zweiten Grund nennt er die Inbetriebnahme großer LNG-Verflüssigungskapazitäten, vor allem in Katar.

Aber auch Sasse ist sicher: »Der Weltgasmarkt kommt wieder ins Gleichgewicht.« Veränderungen bei Produktion und Verbrauch würden dies bewirken. Er sieht jedoch langfristige Effekte: »Investitionen in neue Gasproduktionsanlagen werden sich bei der augenblicklichen Überschusssituation verzögern.« Auch die Produzenten von Flüssiggas seien an marktgerechten Preisen interessiert. »Ihre exorbitanten Investitionen in LNG-Terminals lassen sich nur so rechtfertigen. Der Preissturz an den Spotmärkten wird weitere Investitionen in die LNG-Infrastruktur verzögern.«

Bei E.on Ruhrgas erwartet man für das laufende Jahr in Deutschland eine Stabilisierung des Erdgasverbrauchs auf dem Niveau des letzten Jahres, gegebenenfalls sogar mit einem leichten Plus. »Die Talsohle ist erreicht. Von einer Gasblase kann man nicht sprechen«, heißt es. Und langfristig rechnet man bei E.on Ruhrgas sowieso mit einer veränderten Situation: »Es wird schon in wenigen Jahren weltweit zu einer Verknappung der verfügbaren Erdgasmengen kommen.«

Die EnergieAllianz Austria (EAA) sieht neben dem Nachfragerückgang einen Grund für das kurzfristig entstandene Überangebot darin, dass durch Liefereinschränkungen im Winter 08/09 zusätzliche Gasmengen in den Erdgasspeichern eingelagert worden seien.

Die damaligen Lieferengpässe aus Russland schlagen sich bereits in den Statistiken nieder. Wie der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) vermeldet, ist der Bezug von Erdgas aus Russland im Jahr 2009 von 37% (2008) auf 32% spürbar zurückgegangen. Gleichzeitig wurde im vergangenen Jahr der Import aus anderen Ländern deutlich erhöht (siehe Grafik). Der Anteil der deutschen Förderung lag 2009 nahezu unverändert bei 13%.

Laut dem Wirtschaftsverband Erdöl- und Erdgasgewinnung (WEG) erweist es sich im Inland als zunehmend schwieriger, neue Erdgasmengen zu erschließen. Der Verband erwartet, dass in Zukunft hierzulande in erster Linie unkonven-tionelle Lagerstätten entwickelt werden. Hierfür gebe es ein großes Potenzial, das mit innovativen Technologien und großen Investitionen neue Arbeitsplätze schaffen und die Gasversorgung sichern kann. Das zu den ›Unconventionals‹ gezählte ›Shale-Gas‹-Vorkommen könne nur mit besonderer Technologie gefördert werden, weil es entweder nicht in einer freien Gasphase im Gestein vorkommt oder das Speichergestein nicht ausreichend durchlässig ist. Hierfür sieht man bei E.on Ruhrgas im Gegensatz zu den Entwicklungen in den USA »aktuell keine vergleichbaren Tendenzen auf dem europäischen Kontinent«.

Dies sei unter anderem darauf zurückzuführen, dass das Reservenpotenzial der Unconventionals deutlich geringer (siebenfach) als in den USA eingeschätzt wird, und die rechtlichen und operativen Rahmenbedingungen für die Förderung von unkonventionellem Gas nicht mit denen in den USA vergleichbar seien.

Nichtsdestotrotz könnten diese Gasvorkommen einen Beitrag zur Versorgungssicherheit Deutschlands und Euro-pas leisten. Deshalb habe man sich diesem Thema bereits angenommen, um es weiter intensiv zu beobachten und zu bearbeiten.

Laut Marc Hall von Bayerngas hängt die weitere Entwicklung dieser aufwendigen Fördermethode insbesondere vom künftigen Energiepreisniveau ab. Wintershall wird dagegen voraussichtlich noch 2010 ein erstes Offshore-Projekt mit Tight-Gas, das auch zu ›Unconventional Gas‹ zählt, in der niederländischen Nordsee starten können.

Abkopplung vom Ölpreis?

Laut WEG wird die Branche der Erdgasgewinnung zusätzlich durch die Preisentwicklung belastet. Auf der Großhandelsebene beobachtet der Verband als Folge des Überangebotes eine zunehmende Abkopplung der Erdgaspreise von den Ölpreisen.

Für Michael Sasse von Wintershall ist die Ölpreisbindung weder Allheilmittel noch Teufelswerk. Die Aufgabe der Ölpreisbindung könnte sich aber als kurzsichtig erweisen. Langfristige Lieferverträge, gekoppelt an einen Indikator wie die Ölpreise, schafften Verlässlichkeit. Generell nimmt laut Sasse die Bedeutung des Handels zu. Das derzeitige Gasüberangebot am Markt beschleunige diese Entwicklung. Die aktuelle Situation ändere jedoch nichts daran, dass man sich in Europa nur wenigen Produzenten gegenübersehe. »Das Gewicht der Produzenten steigt mit der zunehmenden Importabhängigkeit Europas weiter. Es ist daher wichtig, dass verschiedene Handels- und Preismechanismen auf dem europäischen Markt weiter bestehen bleiben«, fordert er.

Auch für E.on Ruhrgas bleibt die Ölpreisbindung ein »wichtiger Bestandteil der Verträge mit den Produzenten«. In der Preisbildung werde man künftig jedoch verstärkt andere wettbewerbsrelevante Faktoren wie die Entwicklung an den Spotmärkten berücksichtigen müssen.

Aufwertung der Speicher

Unbestritten ist die steigende Bedeutung des Speichergeschäfts. »Die zunehmende Anzahl von Handelspunkten in Europa durch größere Vernetzung der Pipelines führt zu einer verstärkten Internationalisierung des Gashandels und erfordert deshalb eine deutlich höhere Liquidität beim Austausch von Gasmengen«, so E.on Ruhrgas zu den Hintergründen.

Händler, die auf Speicher zurückgreifen könnten, werden laut EAA Vorteile haben. Grundsätzlich sei hier die hohe Saisonalität bei der Erdgasversorgung, wo es zu einem Mengenverhältnis von 1:50 zwischen den kleinsten und größten Liefermengen innerhalb eines Jahres kommen kann, zu berücksichtigen. Günstiges Gas werde weiterhin eher im Sommer als im Winter erhältlich sein oder aber auch nach einem warmen Winter.

Auch bei Wingas sieht man für sein europäisches Speicherportfolio sehr gute Perspektiven und will dieses weiter ausbauen. Der immer aktivere Handel an den Hubs und anderen Handelsplätzen mit einer Tagesoptimierung erhöhe den Bedarf an Flexibilität. Laut Sasse würden aber Produzenten immer weniger Flexibilität anbieten, damit die Transitleitungskapazitäten effizienter genutzt werden könnten. Beim Einkauf von Nordseegasmengen etwa nähere sich Wingas bereits einer Take-or-Pay-Quote von 90 bis 100%. Die fehlende Flexibilität müsse über Speicher dargestellt werden, und das zunehmend. (mn)

Erschienen in Ausgabe: 2-3/2010