Die Aussicht auf ein geringeres LNG-Angebot und die weiterhin hohe Unsicherheit über die russischen Gaslieferungen sorgen in dieser Woche für neue Rekordhöhen an den europäischen Gasmärkten.
Mit der Reduzierung der Abhängigkeit von russischem Erdgas wird sich die bisher vorherrschende Verteilungsstruktur von Ost nach West verändern. Neue LNG-Projekte und Lieferanten werden die Bedeutung der europäischen Hubs zueinander neu ordnen.
Italien als mediterraner Gashub
Italien ist auf dem Weg, zum zentralen mediterranen Gashub zu werden. Das Land ist über Pipelines mit sechs verschiedenen Ländern verbunden. Im Norden bestehen Pipelineverbindungen zur Schweiz sowie nach Österreich und Slowenien.
Drei Pipelines von Aserbaidschan, Libyen und Algerien liefern Erdgas in den südlichen Teil des Landes. Die algerischen Exporte auf der Transmed-Pipeline sollen sich bis Ende 2023 von 21 auf 30 Mrd. Kubikmeter pro Jahr erhöhen.
Diversifizierte Handelsbeziehungen
Die Lieferungen aus Aserbaidschan sollen von bisher 8,1 Mrd. Kubikmeter pro Jahr auf zwölf Mrd. Kubikmeter in 2023 und dann bis 2027 auf 20 Mrd. Kubikmeter pro Jahr steigen.
Die bestehenden drei LNG-Terminals waren zuletzt zu nur 50 Prozent ausgelastet. Daneben sind derzeit mindestens vier weitere Terminals mit einer Gesamtkapazität von mindestens 30 Mrd. Kubikmeter pro Jahr in Planung. Die Handelsbeziehungen sind diversifiziert. Es bestehen Lieferverträge unter anderem mit Katar, Mosambik, Ägypten und Israel.
Baumgarten wird unwichtiger
Die Bedeutung des österreichischen Hubs Baumgarten als bisheriger Verteiler von russischem Erdgas in Zentraleuropa wird abnehmen. Die täglichen Liefermengen gingen zuletzt von bis zu 1.500 GWh pro Tag in den Vorjahren, auf unter 500 GWh pro Tag zurück.
Spanien verfügt mit einer Regasifizierungskapazität von 61 Mrd. Kubikmeter über die größten Potentiale in Europa. Die fünf bestehenden Anlagen können bis zu 1.900 GWh ausspeichern, wurden aber zuletzt nur zu rund 20 Prozent genutzt (350 GWh pro Tag).
LNG-Pipeline von Spanien nach Italien?
Ob die spanischen Pipeline-Importe mittelfristig erhöht werden könnten, ist offen. Wegen des Konflikts mit Algerien im Westsahara-Disput wird seit vergangenem November kein Gas auf der MEG-Pipeline geliefert. Die derzeit ungenutzte Kapazität liegt bei zwölf Mrd. Kubikmeter pro Jahr.
Die Importkapazitäten Spaniens müssen mit seinen europäischen Nachbarn besser vernetzt werden. Bislang scheiterten die Pläne für eine französisch-iberische Pipeline an der französischen Atomlobby oder an Protesten von Umweltverbänden. Die Diskussion muss zurück auf die Agenda. Zuletzt wurde bekannt, dass die EU wegen des anhaltenden Widerstands auch den Bau einer Flüssiggaspipeline von Spanien nach Italien erwägt.
Comeback des Speichers Rough
Das Unternehmen Centrica hat verkündet, dass es den größten britischen Gasspeicher Rough innerhalb der nächsten Wochen zurück ans Netz bringen kann. Dies wird die Nachfrage- und Angebotssituation auf der Insel für den Winter fundamental verändern.
Die Anlage mit einer Gesamtkapazität von 3,31 Mrd. Kubikmeter Erdgas wurde 2017 aus Kostengründen außer Betrieb genommen und stellte bis dato rund 70 Prozent der britischen Speicherkapazität dar. Der Speicher kann bis zu 15 Prozent des jährlichen britischen Gasbedarfs decken.
Gasmarktexperte Joachim Endress schreibt für die ZfK eine wöchentliche Kolumne. Thema des vorangegangenen Artikels: "Gaspreise auf Allzeithoch: Kurzfristige Spitze oder Teil eines Trends?" (aba)
Info: Täglich aktualisierte Energiemarktdaten und -grafiken finden Sie hier im ZfK-Datenraum, der in Kooperation mit dem Berliner Datenspezialisten Energy Brainpool befüllt wird.
