In den vergangenen fünf Jahren hat sich das LNG-Angebot in Europa mehr als verdoppelt. Im Jahr 2023 wurden in der EU und Großbritannien insgesamt knapp 1700 TWh Erdgas aus den LNG-Terminals regasifiziert. Der LNG-Anteil am gesamten Gasangebot stieg damit im vergangenen Jahr auf 35 Prozent.
Die Veränderung des Angebots und der Gasflussrichtungen hat damit auch grundlegend die Preiskorrelationen der Märkte zueinander verändert. Die Länder – betrachtet werden die entsprechenden Gas-Hubs oder -Handelsplätze –, die die größten LNG-Regasifzierungskapazitäten aufweisen, zählten zuletzt zu den billigsten Märkten.
Italien und Spanien mit hohen LNG-Importkapazitäten
Bis zum Beginn der Energiekrise lagen die durchschnittlichen Preise für den Frontmonatskontrakt am italienischen PSV und am spanischen Mibgas rund zwei Euro pro MWh über dem Preis am niederländischen TTF.
2023 zählten demgegenüber die Gaspreise in Frankreich und Spanien (einschränkend: Preisbremse) zu den niedrigsten Gaspreisen in ganz Europa. Frankreich und Spanien verfügen mit maximalen Aussendungskapazitäten von jeweils rund 1500 und 1900 Gigawattstunden (GWh) pro Tag über die größten LNG-Kapazitäten in Europa. Die durchschnittlichen Gaspreise lagen dort im vergangenen Jahr rund 1,50 Euro pro MWh unter dem Pendant am niederländischen TTF.
Italienischer PSV verbilligt sich gegenüber TTF
Italien liegt mit einer maximalen LNG-Regasfizierungskapazität von 723 GWh pro Tag über den Kapazitäten von Belgien (669 GWh/Tag) und holte mit dem Ausbau seiner LNG-Kapazitäten in 2023 (Piombino LNG-Terminal, 183 GWh pro Tag) gegenüber den Niederlanden (860 GWh pro Tag) deutlich auf.
Der durchschnittliche Gaspreis für den Frontmonatskontrakt am italienischen PSV lag 2023 mit 42 Euro pro Megawattstunde (MWh) daher nur noch 60 Cent über dem Preis am niederländischen TTF.
US-LNG dominiert europäischen Gasmarkt
Diese Hubs profitieren unter anderem vom billigen LNG aus den USA. Am US-amerikanischen Henry Hub wird Erdgas derzeit zu umgerechnet weniger als zehn Euro pro MWh gehandelt. Die Transportkosten für US-LNG nach Europa sollten bei durchschnittlich drei bis sechs Euro pro MWh liegen.
Die Frachtraten für die LNG-Tanker über den Atlantik sind dabei jahreszeitlich sehr unterschiedlich. Im Sommer 2023 fielen die Raten auf unter 50.000 US-Dollar pro Tag. Ende September stiegen die Raten auf einen Spitzenwert bei rund 200.000 US-Dollar pro Tag. Im Dezember lagen die Frachtraten bei rund 150.000 US-Dollar pro Tag.
TTF-Spreads zu umliegenden Märkten verschieben sich
Die LNG-Preise ex-ship an den europäischen Terminals lagen 2023 laut Veröffentlichung der EU-Regulierungsbehörde Acer bei rund 39 Euro pro MWh. Der Spread zum niederländischen TTF betrug zwei Euro pro MWh. Ein Großteil des Spreads machen dabei die Kosten für die Regasifizierung aus.
Mit dem Wegfall der bis zur Energiekrise dominierenden Ost-West-Gasflussrichtung und der zunehmenden Wichtigkeit des niederländischen TTF in finanzieller wie kapazitativer Hinsicht verschieben sich die Spreads zu den umliegenden Märkten.
Spreads in der langen Rückschau
Da der Gaspreis sich wegen der Transportkosten und Netznutzungsentgelte vom Handels- oder Importpunkt zum Lieferpunkt verteuert, profitieren diejenigen Gashubs, die über hohe LNG-Import- und hohe Pipeline-Exportkapazitäten verfügen.
Zwischen 2012 und 2020 lag der durchschnittliche Spread zwischen dem deutschen und dem niederländischen Gasmarkt für den Frontmonatskontrakt bei rund 20 Cent pro MWh. 2023 und auch zuletzt im Januar 2024 lag der durchschnittliche Spread dafür bei rund 60 Cent pro MWh.
Gasmarktexperte Joachim Endress schreibt für die ZfK eine wöchentliche Kolumne. Thema des vorangegangenen Artikels: "Rückläufiger Gasverbrauch: Wie steht Deutschland im europäischen Vergleich da?"
Info: Täglich aktualisierte Energiemarktdaten und -grafiken finden Sie hier im ZfK-Datenraum, der in Kooperation mit dem Berliner Datenspezialisten Energy Brainpool befüllt wird.
