Angespannte Gasmärkte: Volatilität bleibt das neue Normal

Essen (energate) - Die Lage auf den europäischen Gasmärkten bleibt angespannt. Seit dem Kriegseintritt der USA gegen den Iran Anfang März hat sich die ohnehin volatile Preislage am Referenzmarkt TTF noch einmal verschärft. "Wenig überraschend ging es richtig ab, was die Preisentwicklung anbetraf", erläuterte Alexander Lück, Leiter Vertrieb bei VNG Handel & Vertrieb, auf dem energate-Forum in Essen. Er relativierte allerdings: Die Ausschläge seien nicht vergleichbar mit der Gaspreiskrise 2022, als Tagesvolatilitäten von 65 Euro/MWh und Handelspreise von über 300 Euro/MWh aufgerufen wurden. "Da hat jede Imbalance im Bilanzkreis sehr wehgetan", so Lück. Das habe seinerzeit die gesamte Branche aufgeweckt. Das Thema Portfoliomanagement und vorausschauender Gaseinkauf sei seitdem wesentlich wichtiger geworden. 

In der aktuellen Nahostkrise gibt es Faktoren, die sich dämpfend auf die Preise auswirken. Dazu zählten die milden Temperaturen am Beginn der warmen Saison, noch vorhandene Speicherreserven und eine gute Versorgungslage aus Norwegen, Nordafrika und den USA. Hinzu komme, dass die Verbraucher in Asien einen Großteil des wegbrechenden Angebots aus den Ländern hinter der gesperrten Straße von Hormus aufgefangen haben. "Nach und nach fallen einige dieser Faktoren weg", so Lück. So wirkten sich etwa Wartungsarbeiten in Norwegen und intransparente Kapazitätsschwankungen bei US-amerikanischen LNG-Verflüssigungsanlagen negativ auf das verfügbare Angebot aus. Viel Volatilität gehe auch von den Äußerungen des US-Präsidenten Donald Trump aus. Algorithmische Handelssysteme großer Finanzinvestoren reagierten teils automatisch auf entsprechende Medienmeldungen.

Ungewissheit bei den Gasspeichern

"Es bleibt angespannt", sagte Lück vor allem auch mit Blick auf die Einspeicherung in die europäischen Gasspeicher. Die Füllstände lägen deutlich unter historischen Durchschnittswerten. Analysten der VNG hätten verschiedene Szenarien modelliert und "nur die Best-Case-Szenarien landen in dem grauen Feld", das den Bereich markiert, in dem der Bedarf voraussichtlich gedeckt werden kann. Im ungünstigen Fall drohten europäische Speicherstände von 60 oder 55 Prozent. Sollte dann ein kalter Winter folgen, "könnte es tatsächlich knapp werden".

Das zentrale Problem sei die mangelnde Wirtschaftlichkeit der Einspeicherung. Ausschlaggebend dafür ist der Sommer-Winter-Spread, also die Differenz zwischen Sommer- und Winterpreisen für Erdgas. "Die variablen Kosten der Speicher werden kaum gedeckt", erläuterte Lück. Betreiber täten sich deshalb schwer, wirtschaftlich einzuspeichern. Zugleich warnte er vor regulatorischen Fehlanreizen. Die im Jahr 2022 staatlich forcierte Speicherbefüllung durch den Marktgebietsverantwortlichen Trading Hub Europe habe erhebliche Zusatzkosten verursacht. Künftig müsse Versorgungssicherheit stärker "mit marktbasierten Instrumenten" organisiert werden.

Hedgefonds verstärken Preisschwankungen

Für Industriekunden bedeute die neue Marktlage vor allem eines: Beschaffung werde komplexer und kontinuierlicher. "Versuchen Sie nicht mit maximaler Expertise vorherzusehen, wie es kommen könnte", riet Lück. Selbst professionelle Händler seien in den vergangenen anderthalb Jahren regelmäßig überrascht worden. Als Grund nannte er unter anderem den Einstieg großer Finanzinvestoren in den Gasmarkt. Hedgefonds verstärkten inzwischen die Preisschwankungen erheblich. Sie seien mittlerweile im Erdgasmarkt so aktiv, wie man es bislang nur aus dem Ölmarkt kennt.  

Statt kurzfristiger Spekulation empfiehlt VNG Industrieunternehmen langfristige Einkaufsstrategien mit klar definierten Regeln. "Geben Sie sich eine Strategie und halten Sie sich daran", sagte Lück. Besonders größere Industriekunden entfernten sich zunehmend von klassischen Vollversorgungsverträgen, weil die darin enthaltenen Risikoprämien hoch seien. Gefragt seien stattdessen strukturierte Beschaffungsmodelle mit flexibler Preisabsicherung.

Biomethan und Wasserstoff

Dabei spiele auch der Transformationsdruck eine immer größere Rolle. Viele Kunden fragten inzwischen gezielt nach Biomethan und Wasserstoff. Gerade beim Biomethan sei der Markt jedoch weiterhin hochgradig fragmentiert. "Das ist kein liquider Markt", sagte Lück. Größere Mengen müssten individuell beschafft werden. "Sobald man im zweistelligen oder gar dreistelligen Bereich ist, dann wird das Sourcing eine Herausforderung."

Beim Wasserstoffhochlauf zeichnete der VNG-Manager ein ernüchterndes Bild. Die Ziele der Nationalen Wasserstoffstrategie seien aus heutiger Sicht kaum erreichbar. "Nein, das werden wir nicht erreichen", sagte Lück mit Blick auf die ursprünglich geplanten Elektrolysekapazitäten. Hauptproblem seien fehlende Nachfrage und geringe Zahlungsbereitschaft der Kunden. Viele Projekte befänden sich zwar in Planung, aber bislang fehle es an finalen Investitionsentscheidungen.

Vor allem hohe Stromkosten in Deutschland belasteten dabei die Wirtschaftlichkeit. Grüner Wasserstoff aus heimischer Produktion sei derzeit kaum konkurrenzfähig. "Wir müssten den Strom quasi kostenlos bekommen in Deutschland", um international wettbewerbsfähig sein zu wollen. Chancen sieht VNG deshalb stärker im europäischen Verbund, etwa durch Importe aus Dänemark oder perspektivisch aus Spanien. Dort könnten geringere Kosten für erneuerbaren Strom die Wasserstoffpreise deutlich senken.

System braucht Moleküle

Grundsätzlich warb Lück für mehr Technologieoffenheit in der Energiewende. Eine vollständige Elektrifizierung halte VNG für volkswirtschaftlich zu teuer. "Pipelines können mehr Energie transportieren als Hochspannungsleitungen", sagte er. Dekarbonisierte Moleküle wie Biomethan, synthetisches Methan oder Wasserstoff müssten deshalb Teil des künftigen Energiesystems bleiben. Europas Erfahrungen nach dem Wegfall russischer Gaslieferungen hätten gezeigt, dass globale Gasmärkte grundsätzlich funktionierten. "Es gab hohe Preise, aber es waren alle Moleküle da, die benötigt wurden", sagte Lück. /tc