Die Gasmarktpreise sinken langsam, aber kontinuierlich. Philipp Eggert, Leiter Marktanalyse bei der Stadtwerkekooperation Trianel, empfiehlt den Stadtwerken, ihre Beschaffung möglichst weiter hinauszuzögern. Aus Sicht des Marktexperten spricht derzeit vieles für eine Fortsetzung des Preisverfalls. Die zentralen Faktoren erläutert er im Interview mit der ZfK.
Herr Eggert, trotz anhaltender Kältephasen sahen wir auf dem Gasmarkt im Januar fast ausschließlich eine bearishe Bewegung. Warum?
Für mich stellt sich die Frage eher, warum erst jetzt und nicht schon im vergangenen Jahr? Denn bei allen Szenarien, die wir im Oktober 2023 durchspielten, landeten wir am Ende der Winterperiode bei einem Speicherstand in Nordwesteuropa von rund 44 Prozent. Daran hat sich bis Ende Januar 2024 auch nichts geändert. Mit Blick auf die von uns erwarteten Speicherstände zum Ende des Winters, hätten die Preise schneller fallen müssen.
Warum geschieht es erst jetzt?
Der Markt zeigt sich vorsichtig und die Preise sinken langsam, aber kontinuierlich. Das liegt vor allem an dem nun immer kürzer werdenden Winter und dem Auspreisen von aus unserer Sicht nicht gerechtfertigten Risiken. Hinzu kommen die Gaslieferungen aus Norwegen, die nach sehr langer Unterbrechung im Herbst 2023 seit drei Monaten sehr gut laufen. Auch das Risiko von ausbleibenden LNG-Liefermengen ist weitgehend ausgeräumt. Es kommt mit 250 bis 300 Mio. Kubikmeter (mcm) pro Tag genug in Nordwesteuropa an.
Die hohen Gasbeschaffungspreise 2022 und 2023 belasten immer noch die Bilanz vieler Versorger. Welche Beschaffungsstrategie würden sie ihnen jetzt empfehlen?
Der aktuelle Preisverfall ist ohne Zweifel eine Belastung für viele Unternehmen, die sich teuer eindecken mussten. Soweit es möglich ist, empfehle ich ihnen jetzt ihre Beschaffung so lange wie möglich hinauszuzögern, bis der mögliche Boden erreicht ist. Der günstige Einkauf würde dann den durchschnittlichen Beschaffungspreis senken und so das Unternehmen entlasten.
Was ist für die Berechnung der Bodenbildung besonders relevant?
Dafür müssen wir ein paar zentrale preisbildende Aspekte betrachten. Der wichtigste flexible Exporteur für LNG sind die USA, die in Nordwesteuropa rund 50 Prozent des LNG-Imports decken. Die Produktionskosten liegen dort aktuell bei etwa 10,50 Euro/MWh. Hinzu kommen die Transportkosten von 1 bis 2 Euro je MWh nach Europa. Die absolute Untergrenze am europäischen Gasmarkt würde also bei 12,50 Euro/MWh liegen. Die Grenzkosten für die norwegischen Gasflüsse liegen gemäß Marktteilnehmer bei etwa 9 Euro/MWh. Unter diese Werte wird der Gaspreis nicht fallen.
Aktuell liegt der TTF-Frontmonat bei rund 29 Euro/MWh (Stand 06.02.2024, Anm. d. Redaktion) – da ist also noch deutlich Spiel nach unten. Ein weiterer Faktor für die Gaspreisentwicklung ist der "Coal-to-Gas-Switch" in der Stromproduktion, der aber immer noch nicht ausreichend eingetreten ist. Das liegt daran, dass weder Kohle noch CO2 derzeit teurer werden. Hinzu kommt, dass die Strom- und Gasnachfrage sich von dem deutlichen Abfall im Jahr 2022 immer noch nicht erholt hat.
Wo sehen Sie nun diese Untergrenze?
Eine Untergrenze für den Gaspreis sehe ich damit in einem niedrigen zweistelligen Bereich. Ob wir wirklich dahin kommen, entscheidet die Gasnachfrage in Ostasien und die asiatische wirtschaftliche Entwicklung. Die Entwicklung der geopolitischen Situation im Nahen Osten und eine mögliche Sanktionierung der russischen LNG-Flüsse stellen Risiken für eine vollständige Normalisierung der Gaspreise dar. (am)
Die gekürzte Fassung des Interviews erschien in der Februar-Printausgabe der ZfK. Täglich aktualisierte Energiemarktdaten finden Sie im ZfK-Datenraum, der in Kooperation mit dem Berliner Datenspezialisten Energy Brainpool befüllt wird.
