Die Gaspreise am deutschen Handelspunkt THE liegen seit Wochen über dem Niveau der benachbarten Handelspunkte. Den Grund darin sieht Joachim Endress in den niedrigen Speicherständen in Deutschland und in der hohen Liquidität von LNG an den Nachbarmärkten.
Spread zum britischen NBP steigt auf vier Euro je MWh
Die Spotpreise am deutschen Trading Hub Europe (THE) notierten zuletzt im Mittel rund fünf Euro je Megawattstunde (MWh) teurer als am französischen PEG, rund vier Euro je MWh teurer als am britischen NBP und rund drei Euro je MWh teurer als am niederländischen TTF. Auch gegenüber dem italienischen PSV zahlte man am THE zuletzt durchschnittlich rund zwei Euro je MWh mehr.
Bei den Terminkontrakten Cal-27 bis Cal-30 liegt der Aufpreis des THE gegenüber den umliegenden Märkten zwischen 1,5 bis 2,5 Euro je MWh. Auffallend ist vor allem das lange Ende der Terminkurve. Die Kontrakte Cal-29 und Cal-30 sind seit Jahresbeginn am TTF deutlich stärker gefallen als am deutschen THE.
LNG-Importe und Gasspeicher-Füllstände
Gründe für die Preisentwicklung sind einerseits die deutlich höhere LNG-Verfügbarkeit in umliegenden Ländern gegenüber Deutschland. Andererseits sorgt der niedrige Gasspeicher-Füllstand in Deutschland für einen höheren Importbedarf aus den angrenzenden Ländern.
Deutschland hat im Jahresverlauf bisher nur knapp 16 Terawattstunden (TWh) Erdgas aus den LNG-Terminals regasifiziert, insgesamt wurden bisher 16 LNG-Tankerlieferungen importiert. Die deutschen Terminals sind im laufenden Jahr bisher nur zu 40 Prozent ausgelastet.
Seit dem 4. Februar war die Hafeneinfahrt des Terminals Mukran blockiert und wurde durch einen Eisbrecher freigeräumt. Die LNG-Aussendungen des Terminals waren zuletzt immer noch sehr niedrig.
Niedrigste Preise in Frankreich und Großbritannien
In Frankreich wurden im laufenden Jahr bereits 42 LNG-Tankerlieferungen importiert, die meisten im EU-Vergleich. In den Niederlanden wurden im laufenden Jahr bisher 37 LNG-Tankerlieferungen importiert, in Italien 32 Lieferungen und in Großbritannien 35 Lieferungen.
Großbritannien hat aufgrund der hohen LNG-Importkapazitäten im Jahresverlauf im europäischen Vergleich mit insgesamt 63 TWh Erdgas am meisten regasifziert. In Frankreich waren es zum Vergleich 43 TWh.
Flexible Spotlieferungen während der Kältewelle der letzten Wochen waren teurer als langfristig kontrahierte Lieferungen. Dies zeigt die Preisentwicklung gerade in Großbritannien und Frankreich.
Vor allem in Großbritannien nutzt Katar langfristige Buchungspositionen, wohingegen zum Beispiel in Deutschland die Importe nur aus flexiblen Spot-LNG-Ladungen bestanden.
Das Ergebnis ist ein für die Jahreszeit ungewöhnlich hoher Rabatt an den Märkten NBP und PEG gegenüber den umliegenden Märkten, da überschüssige LNG-gestützte Mengen im Großbritannien und Frankreich in ein strukturell strafferes europäisches System abfließen.
LNG aus Belgien, Großbritannien und Frankreich
Deutschland hat im laufenden Jahr aus Belgien bisher 32 TWh Erdgas und damit rund 21 TWh mehr importiert als im Vorjahreszeitraum. Die Lieferungen setzen sich einerseits aus belgischem LNG, aber auch in Belgien selbst, aus höheren Zuflüssen aus Großbritannien und Frankreich zusammen.
Frankreich exportiert im laufenden Jahr mehr Gas nach Belgien, die Schweiz und Spanien als im Vorjahreszeitraum. Der Grenzübergang Obergailbach zu Deutschland wird jedoch weiterhin praktisch nicht genutzt.
Großbritannien exportiert im laufenden Jahr bisher rund 3 TWh nach Belgien, im Vorjahreszeitraum wurden von dort noch 4 TWh importiert. Aufgrund der hohen LNG-Importe hat Großbritannien gleichzeitig bisher im laufenden Jahr die Importe aus Norwegen von 75 TWh (Vorjahreszeitraum) auf 67 TWh reduziert.
