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Wojciech Wrzesien – stock.adobe.com

In diesem Blog werfen wir einen Blick auf den LNG-Markt, genauer gesagt auf die Handelsrouten der Frachter und ob diese wirklich «dem Geld folgen», oder ob es hier doch noch andere Komponenten zu beachten gibt.

Über kaum ein Thema herrscht unter Energieanalysten ein so hoher Konsens wie zur zunehmenden Bedeutung des globalen Gashandels, ist doch Erdgas unter den fossilen Brennstoffen der einzige Energieträger mit nachhaltigem Wachstumspotential: während im Zuge der Klimaerwärmung mehr und mehr Länder den schnellstmöglichen Ausstieg aus der Kohlenutzung propagieren, könnte mit der zunehmenden Elektrifizierung des Strassenverkehrs ein wichtiges Standbein der Ölindustrie unter Beschuss kommen – wobei die im Nahen Osten andauernden politischen Konflikte langfristige Investitionsentscheidungen in diesen Markt zudem kaum unterstützen dürften. Einzig Erdgas steht als verhältnismässig sauber da und wird selbst von grünen Interessengruppen wie Greenpeace als (noch) notwendiger konventioneller Energieträger gesehen.

Und obwohl der weitaus grösste Teil des europäischen Erdgasbedarfs noch über eigene Produktion und Pipelineimporte gedeckt wird, ist es ebenso unstrittig, dass dem weltweiten Handel mit Flüssiggas (LNG) bei der Preisfindung auch in Europa eine immer wichtigere Rolle zukommen wird. Der Grund für diese Entwicklung liegt zu grossen Teilen in der massiven Zunahme von Exportkapazitäten in Australien und besonders auch in den USA, von wo LNG-Lieferungen zu kompetitiven Kosten nach Europa verschifft werden können.

Doch mit welchen Flüssiggasvolumen ist in Zukunft für Europa zu rechnen? Oder: wie konkret wird entschieden, wo verfügbare LNG-Mengen vermarktet werden?

Netbacks als Entscheidungsgrösse?

Offensichtlich sollten sich in diesem Zusammenhang LNG-Frachter nur dann nach Europa aufmachen, sofern die hiesigen Gaspreise ausreichen die Kosten der LNG-Beschaffung und des Transports (inklusive der Regasifizierung) zu decken. Hierüber hinaus sind allerdings auch die Opportunitätskosten einer alternativen Vermarktung zu berücksichtigen: so kann ein LNG-Produzent zunächst ja – zumindest prinzipiell – frei wählen, in welchem Markt er seine Mengen anbieten will. Von daher sollte er nur dann etwa in Europa als Anbieter auftreten wollen, wenn sich hierdurch ein höherer Deckungsbeitrag (in der Fachsprache auch Netback) erzielen liesse, als es gleichzeitig zum Beispiel mit einer Lieferung nach Asien möglich wäre.

Doch zeigt die Vergangenheit, dass die LNG-Vermarktung oft genug nicht immer solchen ökonomischen Überlegungen folgt: So offenbart etwa die Betrachtung der historischen Netbacks atlantischer LNG-Exporte (aus den USA, Trinidad und Tobago sowie Nigeria) für die Vermarktung in Asien oder Europa in Verbindung mit den tatsächlichen Liefermengen in die beiden Regionen, dass es immer wieder Monate mit widersprüchlichen Preis- und Mengenbewegungen gibt (siehe Abbildung 1):

Hier sehen wir, dass Europa im gesamten Q215 einen Netback-Vorteil gegenüber Asien aufweisen kann. Dennoch zeigen die Veränderungen der tatsächlichen Liefermengen, dass die Exporte nach Europa in zwei der drei Monate gegenüber den asiatischen Volumen relativ zurückgegangen sind (siehe Chartkennzeichnung 1). Auf der anderen Seite lässt sich im Q116 eine Phase beobachten, in der Europa zwar einen relativ kleineren Netback aufzuweisen hatte, es aber dennoch in zwei von drei Monaten steigende LNG-Importe verzeichnen konnte, während die asiatischen Volumen (trotz besserem Netback) zurückgingen (siehe Chartkennzeichnung 2).

Einschränkungen bei der Netbackoptimierung: Vertragliche Freiheitsgrade

Offensichtlich existieren demnach noch weitere Faktoren, welche die Entscheidung für oder gegen die Lieferung von LNG in bestimmte Regionen beeinflussen. Um diesen Faktoren auf den Grund zu gehen, haben wir eine Auswertung der mittlerweile rund 550 Schiffe betragenden globalen LNG-Flotte vorgenommen, um deren Bewegungen über die letzten Jahre zu analysieren. Hierbei zeigt sich deutlich, dass bestimmte Frachter, wie in unserem Beispiel hier etwa die «Al Jasra», ihre Routen völlig unabhängig von Netback- und Arbitrageüberlegungen stets beibehalten – in diesem Falle zwischen Katar und Japan (siehe Abbildung 2).

Solche Schiffe sind im Rahmen von Langfristverträgen gebunden, die zudem durch sogenannte «Destination Clauses» (DES) enge Vorgaben hinsichtlich der potentiellen Lieferdestinationen setzen, so dass im Zweifel Arbitragegeschäfte durch das Ausnutzen globaler Preisdifferenzen durch ein Re-Routing von vorneherein nicht möglich sind.

Andererseits existiert durchaus eine Vielzahl von Schiffen, die an solche Einschränkungen nicht gebunden sind und ihre Zieldestinationen frei von DES-Vorgaben ansteuern können, wie es zum Beispiel die Bewegungen der «Gemmata» über die letzten Jahre in Abbildung 3 verdeutlichen:

Für eine realistische Einschätzung des potentiellen LNG-Angebots ist die zuvor erwähnte Netback-Betrachtung somit um die Unterscheidung zu ergänzen, wie viele «freie» oder ungebundene Handelsschiffe überhaupt zur Verfügung stehen: indem die den Lieferungen zugrundeliegenden Verträge uns nicht immer bekannt sind, haben wir auch hier eine umfängliche Auswertung der Bewegungsdaten vorgenommen; die Erkenntnis: von den rund 550 aktiven Schiffen standen rund 45% für LNG-Lieferungen nach Europa – zumindest bislang – nicht zur Verfügung. Auf Basis solcher Analysen lässt sich schliesslich ableiten, wieviel LNG zu bestimmten Zeiten tatsächlich für den europäischen Markt zur Verfügung steht – und welcher Einfluss hierdurch auf die Gaspreise ausgeübt wird.

Was bedeutet dies für die BKW? Wie geht es weiter?

Aber sind solche Erkenntnisse zu den globalen LNG-Strömen überhaupt relevant für die BKW als Stromversorger vor dem Hintergrund, dass wir gemessen am Gesamtportfolio nur geringe gasbefeuerte Kapazitäten besitzen? Die Antwort lautet eindeutig: ja!

So steht es ausser Frage, dass den Gaspreisen in Zukunft eine immer höhere Bedeutung für die europäische Stromversorgung zukommen wird – hierfür sorgen alleine schon die bevorstehenden Ausstiege aus der Kohle- und Nuklearstromproduktion, die in Gänze zunächst nicht durch regenerative Erzeugung substituiert werden können. Während extreme Gaspreisschwankungen bislang durch einen gut diversifizierten Erzeugungspark aufgefangen werden konnten (beispielsweise wurden Gaskraftwerke in entsprechenden Situationen durch Kohlekraftwerke ersetzt), wird dies in absehbarer Zeit so nicht mehr möglich sein, mit der Folge, dass sich Veränderungen der Gaspreise in Zukunft stärker und stärker auf die Strompreise durchschlagen werden.

Daniel Kawai

Daniel Kawai

Daniel Kawai ist Mitglied des Teams Analyse Handel und als Quantitativer Analyst Handel verantwortlich für die Analyse der langfristigen Handelsstrategien der BKW. Für die Prognose der europäischen Strompreise modelliert er auch die Entwicklung der globalen Brennstoffmärkte. Analyse Handel bemüht sich um die getreue und sorgfältige Ausführung ihrer Dienstleistung. Die Haftung von Analyse Handel und ihrer Mitarbeiter für die Richtigkeit und Genauigkeit des zur Verfügung gestellten Berichts wird ausgeschlossen. Ebenso ist Analyse Handel nicht verantwortlich für Schäden, die durch die Nutzung oder im Zusammenhang mit der Nutzung des Berichts entstehen.