sinkenden Gaspreisen unrentabel...Angebot und Nachfrage und nicht die US-Regierung regulieren EU-Gasmarkt und wer preislich nicht mithalten kann, bleibt draußen.
In der ersten Jahreshälfte reduzierte Gazprom die Gasexporte um 5,9% auf 95,3 Milliarden Kubikmeter, was das Unternehmen nicht daran hinderte, die Produktion weiter auf das höchste Niveau seit 2011 zu steigern. Nach dem warmen Winter steigt jetzt die Nachfrage nach russischem Gas in Europa, insbesondere bei der Stromerzeugung, dank niedriger Preise, die bereits auf ein Minimum von zehn Jahren von 120 US-Dollar pro tausend Kubikmeter gefallen sind. Zu solchen Preisen wird die Lieferung von Flüssiggas aus den Vereinigten Staaten nach Europa absolut unrentabel.
Die Auswirkungen eines warmen Winters sind jedoch weiterhin zu spüren, sodass die Gesamtauslieferungen von Gazprom im ersten Halbjahr um 5,9% auf 95,3 Mrd. m3 zurückgingen. Gleichzeitig pumpt Gazprom aktiv Gas in die Speicher in Russland und in Europa. In ausländische Gasspeicher gepumptes Gas wird erst dann in die Exportstatistik einbezogen, wenn es an Verbraucher verkauft wird. Alexey Miller, sagte am 28. Juni, Gazprom erwarte Exporte in einer Größenordnung von 198,6 bis 201 Milliarden Kubikmeter, was fast dem Niveau des Vorjahres entspricht. Die Erholung der Nachfrage nach russischem Gas macht diese Prognose realistisch, da die Gaskosten am europäischen TFF-Hub inzwischen auf ein Zehnjahrestief von etwa 120 US-Dollar pro tausend Kubikmeter gesunken sind. Es ist bemerkenswert, dass die TTF-Futures im Dezember fast doppelt so teuer gehandelt wurden, was zum einen die Erwartung steigender Preise für den Winter widerspiegelt und zum anderen es wirtschaftlich attraktiv macht, jetzt das Gas zu kaufen. Die derzeit niedrigen Preise machen Gas zu einem attraktiven Energieträger: Laut Analysten von Interfax Global Energy erhöhte sich die Spark Spread in Deutschland im Juni (Stromkosten ohne Gas und CO2-Emissionen) auf 8,6 Euro pro 1 MWh, was 50 % mehr ist als im Mai. Gas verdrängt zunehmend Kohle in der europäischen Erzeugung und nur neue Kohlekraftwerke können in der gegenwärtigen Marktsituation ihre Betriebskosten decken. Niedrige Gaspreise sind das Ergebnis der Nebeneffekte eines warmen Winters, hoher Gasreserven im Speicher und eines Überangebots an LNG in Europa. Der letztere Faktor kann jedoch allmählich verschwinden, da die Lieferung von beispielsweise amerikanischem LNG nach Europa zu aktuellen Preisen im Rahmen des Trolling Modells das von den meisten bestehenden LNG-Anlagen in den USA verwendet wird, absolut unrentabel wird. Im Rahmen dieses Modells reserviert der Käufer die Kapazität der LNG-Anlage (2,25 bis 3 USD pro MBTU), kauft Gas (115% des Henry Hub-Index) und erhält LNG im Golf von Mexiko, von dem er es auch zum Zielmarkt bringen muss (ca. 0,5 USD) für MBTU für den Transport nach Europa). Auch wenn der endgültige Gaspreis in Europa geringfügig unter dem vollen LNG-Preis liegt, ist es für LNG -Hersteller immer noch rentabler, Gas zu produzieren, wenn seine Verluste die Kosten für die Kapazitätsbuchung nicht überschreiten. In einer solchen Situation werden sich amerikanische Zulieferer nach Asien orientieren, aber selbst dort sind die Preise für LNG-Spotpreise sehr niedrig - der Platts JKM-Index (durchschnittliche Spot-Preise für LNG in Japan und Korea) fiel auf ein Dreijahrestief von 4,26 USD pro MBTU. Tatsächlich arbeiten jetzt amerikanische LNG-Anlagen jenseits der Gewinnspanne. Mitte Juni gab BPs Chefökonom Spencer Dale zu, dass die LNG-Exporte aus den USA in den kommenden Monaten stark zurückgehen könnten, da ein Teil der Kapazität eingestellt werden könnte. https://www.kommersant.ru/doc/4018431 |