Viel Erd­gas

Re­gio­na­le Märk­te ent­wi­ckeln sich un­ter­schied­lich – Flüs­sig­gas LNG dient ver­mehrt als Bin­de­glied – Re­fe­renz­preis sta­gniert

Finanz und Wirtschaft - - VORDERSEITE - PHIL­IP­PE BÉ­GUE­LIN

In Schie­fer ge­la­ger­tes Erd­gas wird in den USA dank neu­er Tech­no­lo­gie ver­mehrt ab­ge­baut, und Flüs­sig­gas bringt die re­gio­na­len Märk­te nä­her zu­sam­men.

Der Preis für Erd­gas ist im Zu­ge der heis­sen Pha­se der Fi­nanz­kri­se ab Som­mer 2008 ein­ge­bro­chen, par­al­lel zu den an­de­ren fos­si­len Ener­gie­trä­gern. Im Ge­gen­satz zu Roh­öl hat sich Gas seit­her je­doch nicht er­holt. Im Ge­gen­teil: Nach ei­ner Stei­ge­rung im Herbst 2009 ist der Brenn­stoff die­ses Jahr er­neut güns­ti­ger ge­wor­den. Ei­ne Trend­wen­de ist nicht in Sicht, ob­wohl sich die Welt­wirt­schaft über­zeu­gend vom Schock er­holt hat und die Kon­junk­tur in Fahrt ge­kom­men ist (vgl. letz­te Aus­ga­be, Sei­te 1).

Das müss­te die Nach­fra­ge von In­dus­trie­be­trie­ben, Kraft­wer­ken und Haus­hal­ten in Schwung brin­gen. Der Be­darf nahm 2009 welt­weit 3% ab, das sei der gröss­te je re­gis­trier­te Rück­gang, mel­det die In­ter­na­tio­na­le Ener­gie­agen­tur IEA im Aus­blick für Öl und Gas, den sie letz­te Wo­che in Paris prä­sen­tier­te. Zu­vor sei die Nach­fra­ge nach Erd­gas glo­bal erst zwei­mal ge­fal­len: 1975 und 1992 um 1%. Die re­gio­na­len Un­ter­schie­de sind be­trächt­lich: Eu­ro­pa re­gis­trier­te ei­ne Ab­nah­me von 5,6%, in Chi­na stieg der Ver­brauch 10%.

Seit der Jah­res­wen­de ha­be sich die Nach­fra­ge et­was er­holt, er­klärt IEA. Grün­de da­für sei­en der kal­te und lan­ge Win­ter und die bes­se­re Wirt­schafts­la­ge. Der Preis blieb den­noch tief.

Zwei Re­vo­lu­tio­nen

Seit 2009 be­steht ein Über­an­ge­bot. Ur­sa­chen da­für sind aus­ser der Re­zes­si­on ge­mäss IEA «zwei Re­vo­lu­tio­nen» auf der An­ge­bots­sei­te. Pro­du­zen­ten ha­ben die Ka­pa­zi­tät für ver­flüs­sig­tes Gas (LNG, Li­que­fied Na­tu­ral Gas) mas­siv er­höht. LNG wird statt in Pi­pe­lines in Schif­fen trans­por­tiert und re­agiert fle­xi­bler auf re­gio­nal un­ter­schied­li­che Nach­fra­ge. Als der Bau der An­la­gen be­schlos­sen wur­de, war der Marktausblick freund­lich, nun ist die Ka­pa­zi­tät nicht aus­ge­las­tet. Die­se Re­vo­lu­ti­on war ab­seh­bar, nicht er­war­tet wor­den war die gros­se Men­ge an Schie­fer­gas, die sich in den USA ab­bau­en lässt (vgl. Text­kas­ten).

Ob­wohl der Aus­blick un­si­cher ist, die La­ger et­was vol­ler sind als vor Jah­res­frist und die Prei­se sta­gnie­ren, ha­ben die An­bie­ter vie­le För­der­an­la­gen er­neut in Be­trieb ge­nom­men. Ei­ne Zäh­lung auf dem US-Fest­land im April ha­be im Ver­gleich zum Tief im Ju­ni 2009 ei­ne Stei­ge­rung von 66% er­ge­ben, er­klärt die Agen­tur Stan­dard & Poor’s (S&P) in ei­ner Bran­chen­stu­die.

Ir­ra­tio­na­les Boh­ren?

Das scheint pa­ra­dox zu sein. S&P führt aus, vie­le Pro­du­zen­ten müss­ten ge­mäss Pacht­ver­trag in­ner­halb ge­wis­ser Zei­t­räu­me boh­ren, um das Recht zum Ab­bau zu be­hal­ten. Das füh­re zu «ir­ra­tio­na­lem Boh­ren», un­ab­hän­gig vom Gas­preis. Zu­dem hät­ten ge­wis­se An­bie­ter ih­re Ver­kaufs­prei­se auf ei­nem hö­he­ren Ni­veau ab­ge­si­chert. Als wich­ti­ge Re­fe­renz gel­te auch der De­ri­vat­markt: Zwar sei die Ter­min­kur­ve fla­cher ge­wor­den, doch Fu­tures mit spä­te­rem Lie­fer­ter­min stün­den nach wie vor über dem Kas­sa­preis (Con­tan­go).

Über­dies ist die Bran­che in Nord­ame­ri­ka zer­split­tert, der gröss­te An­bie­ter för­dert nur 4% der Ge­samt­men­ge. Wer Er­fol­ge in der Pro­duk­ti­on mel­det, kommt bei den In­ves­to­ren bes­ser an als die Kon­kur­renz. Ein Preis­kar­tell, ähn­lich wie die Opec im Öl­markt, exis­tiert nicht.

Wie lan­ge das Über­an­ge­bot be­ste­hen bleibt, ist schwie­rig ab­zu­schät­zen. IEA re­sü­miert: Ein­fluss­fak­to­ren sei­en die Stei­ge­rung nicht nur der Ka­pa­zi­tät, son­dern auch der Lie­fe­rung von LNG, die Zu­kunfts­fä­hig­keit von Schie­fer­gas und das Wachs­tum re­gio­na­ler Gas­märk­te. In Eu­ro­pa wer­de das An­ge­bot kaum vor 2015 knapp.

Die Märk­te sind re­gio­nal aus­ge­rich­tet, weil Trans­port, Auf­be­wah­rung und Ver­tei­lung von Erd­gas auf­wen­di­ger und teu­rer sind als für Roh­öl. Im Ge­gen­satz zu den bei­den Öl­sor­ten WTI aus den USA und Brent aus der Nord­see be­we­gen sich re­gio­na­le Gas­prei­se nicht im Gleich­schritt.

In Eu­ro­pa so­wie Ja­pan und Ko­rea wer­den vor al­lem lang­fris­ti­ge Lie­fer­ver­trä­ge ab­ge­schlos­sen, der Gas­preis ist an den Öl­preis ge­kop­pelt. In Nord­ame­ri­ka und Gross­bri­tan­ni­en ba­siert der Han­del auf dem Markt­preis. Er ist in der hart­nä­cki­gen Baisse – ge­mes­sen am Ener­gie­ge­halt im Ver­hält­nis zu Roh­öl – auf ein Drit­tel sei­nes Werts ge­sun­ken. IEA stellt fest, die Ab­wei­chung zwi­schen Ver­trags-und Markt­preis sei bei­spiel­los. Das bringt Flüs­sig­gas ins Spiel, LNG-Tan­ker z. B. aus Ka­tar wer­den auf neue Rou­ten ge­schickt, um von ho­hen Prei­sen zu pro­fi­tie­ren. Frag­lich ist, ob der Öl­preis als Re­fe­renz bei­be­hal­ten wird.

Wich­tigs­ter Marktplatz für Erd­gas ist New York Mer­can­ti­le Ex­ch­an­ge (Nymex). Re­fe­renz­kon­trakt ist der Fu­tures auf Erd­gas zur Aus­lie­fe­rung am Pi­pe­line-Kno­ten­punkt Hen­ry Hub im US-Bun­des­staat Loui­sia­na. Der Kon­trakt no­tiert in Dol­lar pro mmB­tu, ei­ner Wär­me­ein­heit (Mil­li­on Bri­tish Ther­mal Units; 1 Btu = 1055,06 Jou­les). Die Ener­gie­men­ge er­hitzt ein bri­ti­sches Pfund Was­ser um ein Grad Fah­ren­heit.

Ver­trag oder Markt­preis

Der zwei­te wich­ti­ge Fu­tures wird an der In­ter­con­ti­nen­tal Ex­ch­an­ge (ICE) in London ge­han­delt. Er be­zieht sich auf Erd­gas zur Ein­lie­fe­rung ins bri­ti­sche Netz und han­delt in Pence pro 100 000 Btu. Das ist ein Zehn­tel des Ener­gie­werts des Hen­ry-

Tan­ker trans­por­tie­ren ver­flüs­sig­tes Erd­gas (LNG), wenn kei­ne Pi­pe­lines vor­han­den sind.

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