Der Gasmarkt, das Thema vom 12.05.2012



Die Kurzanalyse

Der Bedarf an Erdgas in Deutschland und der EU steigt nach wie vor, gleichzeitig ist aber die europäische Erdgasförderung rückläufig.
Verfahren zur Erdgaskomprimierung:
• Komprimiertes Erdgas (CNG – Compressed Natural Gas, Komprimierung, Druckbehälter)
• Verflüssigtes Erdgas (LNG – Liquefied Natural Gas, Gasverflüssigung durch Kompression und/oder Kühlung, LNG weist etwa ein 600stel des Volumens von Erdgas in Gasform auf)
• GtL – Gas-to-Liquids (Umwandlung in flüssige Kohlenwasserstoffe)

LNG kann, als günstige Alternative zum Pipeline-Gas, per Schiff aus den Erzeugerländern zu den Verbrauchern in Europa transportiert werden.
Die Technik zur Verflüssigung in so genannten Verflüssigungsstraßen (LNG-Trains)ist schon so weit entwickelt, dass inzwischen weltweit ein Viertel des Erdgashandels pro Jahr auf diese Weise transportiert wird.  Insbesondere bei großen Distanzen über 2.000 Kilometern ist der Transport äußerst rentabel, da Gas in speziellen Tankschiffen kostengünstig transportiert werden kann.
Besondere Bedeutung hat diese Art des Transportes für Länder im Fernen Osten, etwa Japan. Zusammen mit Südkorea und Taiwan gehen fast 80 Prozent der globalen LNG-Exporte in diese asiatischen Wirtschaftsmächte, wobei Japan knapp die Hälfte davon bezieht.

Die größte Gefahr besteht  bei der Verflüssigung oder der Vergasung im LNG-Terminal durch eine Entzündung des Gases.

Was bei der Strombeschaffung Gang und Gäbe ist, gewinnt auch bei Erdgas an Bedeutung. Die mittel- und kurzfristige Beschaffung wird immer interessanter für die Gashändler. Immer mehr Gasgesellschaften, kaufen den fossilen Energieträger an Hubs wie Zeebrügge oder EuroHub ein. Auch die VNG – Verbundnetz Gas AG nutzt diese Möglichkeiten zur Optimierung des Portfolios.
Das Problem ist das Gas mal in Kilowattstunden, Megajoule, therms oder in Kubikmetern berechnet wird. Das sind Gründe, wieso ein Portfoliomanagement nicht so einfach ist.

Die Frage, ob es sich lohnt, Erdgas zu verflüssigen und in diesem Zustand zu transportieren, stellt sich nicht erst seit kurzem. Schon vor mehr als 30 Jahren wurde von Spezialisten der Ruhrgas AG und der Gelsenberg AG intensiv über diese Frage nachgedacht.
Auch damals war das große Potenzial der Technologie erkannt worden, Erdgas auf minus 161,5 Grad Celsius abzukühlen und so sein Volumen erheblich zu reduzieren, damit es für einen wirtschaftlichen Transport größerer Mengen „handlich“ genug ist. Durch diese Abkühlung verwandeln sich 600 Kubikmeter Erdgas in einen Kubikmeter verflüssigtes Erdgas. In diesem Zustand kann LNG  bei fast atmosphärischem Druck in speziellen Tankschiffen mit isolierten Lagertanks transportiert werden. Am Bestimmungsort wird es dann in einem einfachen Prozess erwärmt und wieder in den gasförmigen Zustand versetzt, so dass es wieder für den Gasleitungstransport per Pipeline zur Verfügung steht. Die Kosten sind aber besonders hoch, besonders dann, wenn Erdgas aus Lieferregionen kommt, die noch nicht an das Pipelinenetz angebunden sind oder deren Anschluss nicht sinnvoll ist. Dennoch: Obwohl die Kosten für LNG in den letzten 20 Jahren um rund 20 Prozent gesunken sind, verlangt diese Technik immer noch beträchtliche Anfangsinvestitionen in Höhe von mehreren Millionen Euro, abhängig von Projektgröße, geografischen Gegebenheiten im Produzenten und Empfängerland sowie den Aufwendungen für den entfernungsabhängigen Seetransport.


Unsere Analyse


Der Druck der russischen Regierung, die Gas-Fördermenge zu steigern, hatte bislang wenig Wirkung gezeigt. Im Gegensatz zu dem zweitgrößten Gas-Produzenten Novatek, welcher im März seinen Output um elf Prozent steigerte, ist bei Gazprom Stagnation angesagt. Um das zu verhindern wird Gazprom versuchen in Griechenland den Gasmarkt zu übernehmen.
Durch die Deregulierung der Märkte, tummeln sich  zahllose Anbieter auf einem Markt, der zuvor in Händen weniger Großanbieter lag. Prinzipiell ist der Gaspreis mit einer zeitlichen Verzögerung von sechs Monaten an den Ölpreis gebunden und damit in seiner Preisfindung nicht autonom. Allerdings hat die Vielzahl der Wettbewerber dazu geführt, dass diese, obschon sie dazu gezwungen sind, vorhandene Leitungen der großen Anbieter anzumieten, mit günstigeren und vor allem flexibleren Tarifen um Kunden werben.
So hat zu Jahresanfang, Gazprom nicht die Transitgasleitung durch die Ukraine befüllt und die Abnehmer haben sich das Gas woanders besorgt.
Norwegen sprang ein und liefert seither neben den vertraglich vereinbarten Mengen zusätzlich auch Gas ohne Ölpreisbindung an den Handelsplatz in Großbritannien. Neue Öl- und Gasfelder in Brasilien, deren Erschließung grade begonnen hat, sorgen für weitere Angebote an Rohstoffe. Es wird 2012 von einem Wachstum um 20,6% der Investitionskosten, gegenüber 2011, ausgegangen.
Gaskunden suchen zunehmend preiswertere Versorger, vorallem der deutsche Markt ist in Bewegung gekommen. Die Liberalisierung auf dem Energiesektor führt zu zunehmender Wechselbereitschaft von Kleinverbraucherkunden.
So nimmt der Wettbewerb allmählich Fahrt auf. Binnen eines Jahres verdreifachte sich die Zahl der Haushalte, die sich für einen anderen Lieferanten entschieden. Waren 2007 erst rund 100.000 Wechsel zu verzeichnen, so kündigten im vorigen Jahr 353.000 Haushalte ihrem früheren Gasversorger. Das geht aus dem Marktüberwachungsbericht der Bundesnetzagentur hervor.
Im Zeitraum von 2005 bis 2011 haben die Erdgasimporte in Deutschland um 400.000 Terajoule zugenommen. Das ist eine Steigerung von 10%.
Die Kosten pro Terajoule haben sich von 4.400 EUR/Terajoule (Tj) 2005 auf 7.050 EUR/Tj 2011 erhöht. Was einer Steigerung von 61% entspricht.

Um sich als Gasnetzbetreiber nicht nur auf den Gasverkauf zu verlassen, kommt langsam das Contracting in Mode. Die klassische Dienstleistung „Energie-Contracting“ verbindet beispielsweise Aspekte wie Kundenbindung, Verbesserung der Wertschöpfung und die Profilierung hin zu einem innovativen und den aktuellen ökologischen Anforderungen verpflichteten Unternehmen („Imagegewinn“). Hierzu gehört auch eine qualitativ hochwertige Energieberatung, die sich für Stadtwerke doppelt auszahlen kann – sie stärkt die Kundenbindung und legt die Basis für weitere Geschäftsbeziehungen.
Die Ausgestaltung der Zusammenarbeit zwischen dem Energieversorger als Contractor und dem Handwerk ist vielschichtig und bedient sich verschiedener Modelle. Er bringt allen Seiten Vorteile, wenn die Verträge ehrlich und fair erarbeitet wurden.
Der Erfolg einer Implementierung des Geschäftsbereiches „Contracting“ erfordert neben Kompetenz und fachlicher Erfahrung auch eine strukturierte Analyse der Bedarfssituation im Vorfeld.


Das Ergebnis


Der Deutsche Bundesrat hat am 15.06.2012 das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) verabschiedet. Damit wurde die letzte Hürde genommen, um den KWK-Ausbau weiter voranzutreiben. Der Einsatz von KWK-Anlagen wie Blockheizkraftwerken (BHKW) für eine dezentrale Energieerzeugung ist ein wesentlicher Bestandteil der Energiewende.
Durch die KWKG Novelle wird die Förderung für alle Anlagengrößen um 0,3 ct/kWh erhöht. Anlagen, die ab 2013 der Emissionshandelspflicht unterliegen, erhalten weitere 0,3 ct/kWh für produzierten Strom. Des Weiteren werden Investitionen in Wärmenetze zukünftig stärker gefördert. Wärmespeicher erhalten zukünftig ebenfalls eine Förderung. Dadurch wird das Integriertes Energiecontracting immer interessanter für Investoren.
Der Gasmarkt wird sich nur langsam verändern.
Am 01.06.2012 waren die Bundeskanzlerin Angela Merkel wie auch Russlands Präsident Putin bestrebt, frühere Differenzen über Gaslieferungen und eine zu große Lieferabhängigkeit von Russland herunterzuspielen. Russland liefere heute nicht mehr Gas nach Deutschland als vor der Finanzkrise, betonte Putin.
Aktuell steht das Nabucco-Pipeline-Projekt im Süden der EU erstmal nicht in Frage. Es dient dazu sich unabhängiger von Russlands Gaslieferungen zu machen.
Nabucco-West ist eine 1.300 km, 48 Zoll-Gaspipeline, die durch Bulgarien, Rumänien, Ungarn und Österreich verläuft, mit einer technischen Kapazität von bis zu 23 Milliarden Kubikmetern. Geleitet vom Shah Deniz II Konsortium. Das Shah Deniz II Konsortium hat am 28.06.2012 seine Entscheidung für das Nabucco-West-Projekt als bevorzugte Pipelineroute nach Zentraleuropa bekannt gegeben. Das von allen sechs Anteilseignern unterstützte Nabucco-West-Angebot wurde am 16. Mai 2012 von der Nabucco Gas Pipeline International GmbH vorgelegt.
Hierzu Reinhard Mitschek: “Diese Entscheidung ist ein wichtiger Meilenstein für das Nabucco-Projekt und ein wichtiger Schritt für die endgültige Investitionsentscheidung. Nabucco bietet den Gaskonsumenten mehr Wahlfreiheit und liefert einen wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherung in Europa. Wir freuen uns auf eine erfolgreiche Zusammenarbeit mit den Produzenten.” Es wird Gas von der türkisch-bulgarischen Grenze über Bulgarien, Rumänien und Ungarn nach Österreich transportieren, mit Entnahmestellen in jedem Transitland. Nabucco-West basiert auf den gleichen Grundsätzen wie das ursprüngliche Nabucco-Konzept. Das bedeutet, dass die Pipeline skalierbar für die Einspeisung von mehreren Erdgasquellen konzipiert wird. Je nach Marktnachfrage kann die Kapazität von 10 Milliarden Kubikmetern bis 23 Milliarden Kubikmetern skaliert werden. Das im Juli 2009 unterzeichnete zwischenstaatliche Abkommen (IGA) und die Projektunterstützungsvereinbarungen mit allen Transitstaaten, bilden weiterhin die Grundlage für einen harmonisierten Rechtsrahmen.
Zum Thema flüssiges Erdgas (LNG)
In Deutschland hat sich in Sachen von LNG bisher nichts getan. Die Grünen stellten in der Drucksache 17/9495 vom 27.04.2012 in dieser Sache viele Fragen an die Regierung der Bundesrepublik. Dabei heißt es im Koalitionsvertrag zwischen CDU, CSU und FDP, dass große Infrastrukturprojekte wie LNG intensiv begleitet werden sollen. Doch die Realität sieht anders aus.
Planungen für LNG-Terminals in Deutschland seien nicht bekannt, erklärt die Bundesregierung in ihrer Antwort (Drucksache 17/9705) auf die Kleine Anfrage der Fraktion Bündnis 90/Die Grünen (17/9495). Der Energiekonzern RWE verfolge seine Pläne für den Bau eines LNG-Terminals in Wilhelmshaven derzeit nicht mehr weiter, „weil aus Sicht des Unternehmens ein wirtschaftlicher Betrieb, nach dem zugrunde liegenden Betriebskonzept, nicht sicher ist“.

 

 

 

 


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