Die Weiterentwicklung der Gasmärkte in Europa

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1 Die Weiterentwicklung der Gasmärkte in Europa Gaspreisgestaltung in Endkundenmärkten nach Einschränkung der Interdependenzen mit den Mineralöl- und Kohlepreisen differenzierte Tarifangebote künftige Wettbewerbsstrukturen Dr. Karl-Peter Thelen GDF SUEZ Energie Deutschland 24. Februar 2012

2 Strom : - Weltweit führender unabhängiger Stromerzeuger MW installierte Leistung - Flexibler, leistungsstarker und CO 2 -armer Erzeugungspark. Erdgas und LNG: - Größter Einkäufer von Erdgas in Europa - Längstes Transport- und Verteilernetz in Europa - Bezugsportfolio von TWh (110 Gm 3 ) - Betreibt 18 LNG-Tanker, davon 2 mit Wiederverdampfung an Bord Energie- und Umweltdienstleistungen - Führender europäischer Anbieter von Effizienzund Umweltdienstleistungen - Weltweit Nr. 2 bei Wasser- und Entsorgungsdienstleistungen 2

3 Ökonomischer Zusammenhang zwischen Öl- und Gas Verbrauchsseite: In den meisten Anwendungen sind Öl und Gas Substitute Produktionsseite: In den meisten Fällen sind Öl und Gas Kuppelprodukte Empirisch: Ölpreise beeinflussen die Gaspreise, aber nicht umgekehrt Mögliche Ursache: Ölpreise bilden sich auf dem Weltmarkt, für Gas gibt es (noch) keinen Weltmarkt, sondern regionale Märkte 3

4 Good old times: Anlegbarkeitsprinzip Wettbewerbsfähigkeit von Erdgas beim Verbraucher Preisobergrenze: Kosten der günstigsten Alternative des Verbauchers im Vergleich zu Gas Preisuntergrenze : Dem Kunden zurechenbare Selbstkosten des Anbieters 4

5 Good old times: Langfristverträge mit Take or Pay Risikoteilung zwischen Produzent und Importeur Preisrisiko beim Produzenten Investitionen in Feldeserschließung und Infrastruktur Mengenrisiko beim Importeur: Take or pay 5

6 Good old times: Netback-Rechnungen gaswirtschaftliche Leistung (Transport/Strukturierung) und Marge 6

7 Evolution der Bindungen in Langfristverträgen Bacton-Den Helder Interconnector Bacton-Zeebrügge Interconnector erste Ölkrise Iran/Irak Golfkrise Unconventional Gas zweite Ölkrise 7

8 Regulatorischer Rahmen - Wettbewerb Aktivitätszunahme auf den Großhandelsmärkten Deutschland: Die gehandelten Volumen sind groß im Vergleich zu anderen kontinentaleuropäischen Hubs Zunehmende Zahl von Akteuren (teilweise 300/MG) Niedrige Churnrates: z.b. NCG 3 ggü NBP 16, d.h. hoher Anteil physischer Handel Handelsvolumen TWh Germany (6 VHPs) TTF Zeebrügge 724 Quelle: BNEtzA, Monitoringbericht 2011 Europa: Zunahme der Handelsaktivitäten an den Hubs vor allem in Nord-West-Europa. Die Liquidität und Churnrate steigen). Quelle : CEER 8

9 Regulatorischer Rahmen: Liquide Märkte GWh NBP Die Liquidität an den VHP steigt deutlich (Day ahead OTC und Börsenhandel, Future-Geschäfte OTC und Börsenhandel) Der britische National Balancing Point (NBP) ist der umsatzstärkste VHP, gefolgt vom niederländischen TTF und deutschen NCG ZEEB TTF NCG PSV PEG Die churn rates steigen an: Beispiel NBP 14-15; TTF 3-4; NCG 2-3. Zunehmend erfolgt die Regelenergiebeschaffung über die Spotmärkte CEGH

10 Preisentwicklung von Erdgas nach Verbrauchsgruppen 9,00 90,00 8,00 80,00 7,00 70,00 Erdgas Cent / kwh 6,00 5,00 4,00 3,00 60,00 50,00 40,00 30,00 Heizöl Euro / 100 l 2,00 20,00 1,00 10,00 0,00 0, Erdgas Haushalte Erdgas Industrie HEL Haushalte 10

11 Strukturelle Veränderungen auf der Verbrauchsseite Veränderung des Primärenergieverbrauchs Veränderung des Wärmemarkts Abkopplung des Energieverbrauchs von der Industrieproduktion Potentiale in der Stromerzeugung 11

12 Klimaneutralität im Wärmemarkt bis 2050 Struktur der Wohnungsbeheizung in Deutschland Quelle: BDEW 12

13 Dash for Gas in der Stromerzeugung? Struktur der Stromerzeugung in Deutschland Energieszenarien EWI/Prognos 1 Steigender Anteil Erneuerbarer in der Stromerzeugung: 2020: 35% 2030: 50% 2050: 80 % 2 Deutlicher Anstieg der Erzeugungskapazität von 158,1 GW in 2008 auf 189 GW in 2030 (EWI/Prognos Energieszenarien Juli 2011) 3 Starker Anstieg der gasbasierten Erzeugung zwischen 2020 und 2030, aber geringe Benutzungsstunden 2008: : :

14 World Energy Outlook 2011: The Golden Age for Gas Entwicklung der weltweiten Primärenergienachfrage (Golden Age Scenario) Primärenergienachfrage nach Region und Scenario 14

15 Längerfristige, globale Trends Globale Nachfrage wächst bis 2020 auf ca bis Mrd. m 3 35 und bis 2035 auf bis zu Mrd. m 3 /a Gasbedarf weltweit wird künftig von der Stromerzeugung getrieben Überwiegender Teil des Zuwachses bezieht sich auf Non OECD-Länder Nachfrage in China wächst von 110 Mrd. m 3 /a auf über 500 Mrd. m 3 /a in 2035 Ressourcen sind auch über 2035 hinaus ausreichend vorhanden, Anteil von unconventional gas am Gesamtaufkommen in 2035 liegt bei ca. 20 % Russland bliebt mit knapp 900 Mrd. m 3 /a größter Produzent, die EU mit ca. 540 Mrd. m 3 /a größter Importeur Quelle: IEA, World Energy Outlook

16 Strukturelle Veränderungen auf der Aufkommensseite Unconventional Gas Ausweitung der internationalen LNG- Aktivitäten 16

17 Entwicklung von unconventional gas shale gas Angaben in 1000 Mrd m3 tight gas 17

18 Trends bei der LNG-Technologie 2010 Durchschnittskapazität: m³ LNG Kapazität neuer LNG-Tanker: Q Flex: m³ LNG, Q-Max: m³ LNG Weltweite LNG-Flotte Ende Tanker LNG Verflüssigungsanlagen mit einer Kapazität von 280 Mio t/a LNG (372 Mrd m³) 90 Wiederverdampfungsanlagen in Betrieb Kapazität ca 650 Mio t/a, davon 10 Anlagen offshore oder floating Bis weitere LNG-Verflüssigungsanlagen (6 bereits im Bau) mit einer Kapazität von 47 Mio t/a (61 Mrd m³) Zunahme der Wiederverdampfungskapazitäten bis 2015 um ca. 20% Quelle: International Group of Liquefied Natural Gas Importers und Cedigaz

19 Historische Preisentwicklung und Förderprojekte 2007: Snøhvit : Qatargas : Troll 2002: Jamal 80 US-$ / MBtu : Ekofisk 1982: Yamburg US-$ / bbl Japan LNG EU Importpreis Henry Hub Rohöl

20 Projektkosten für Erdgas Kosten unconv. gas 1,25 bis 5 $/mcf Quelle: Ofgem 2011

21 Preisentwicklung von Erdgas nach Regionen Euro/MWh 35,00 30,00 25,00 20,00 15,00 10,00 5,00 Gas aus Langfristverträgen ist derzeit teurer als Spotgas an Hubs. Derzeit deutliche globale Unterschiede in den Großhandelspreisen Anfang 2010 lagen die Handelspreise (Frontmonat) in Europa und den USA noch auf gleichem Niveau. Rückgang der Gaspreise in USA, in Europa im Trend der Ölpreise 0,00 Jan 09 Mrz 09 Mai 09 Jul 09 Sep 09 Quelle: GDF SUEZ Trading Nov 09 Jan 10 Mrz 10 Mai 10 Jul 10 Sep 10 Nov 10 Jan 11 Mrz 11 European long term oil-indexed price EUR/MWh Month-ahead market prices (EUR/MWh) NBP Month-ahead market prices (EUR/MWh) TTF Month-ahead market prices (EUR/MWh) NCG Month-ahead market prices (EUR/MWh) Henry Hub Mai 11 Jul 11 Sep 11 Nov 11 Fazit: Gasüberschuss in USA Begrenzte Arbitragemöglichkeiten zwischen den Kontinenten 21

22 Weltweite Arbitragepotentiale Markt liquide, überwiegend gas to gas spot Markt überwiegend auf Basis LTC, NBP 6,6 $/Mbtu TTF Henry Hub Jan ,6 $/Mtbu Süd-West-Europa 9,13$/Mbtu China - Indien Japan 10,8$/Mbtu Südkorea Taiwan Pro Kopf-Verbrauch in t Öläquivalent Südamerika Richtung der LNG-Transporte Japan, Korea, Taiwan, China, Indien 2342 Europa 1194 USA, Mexiko, Südamerika 379 Rest 36 Summe 3951 Karte BP, Statistical Review

23 Zur Diskussion Unconventional gas hat sehr günstige Kostenstrukturen und kann Gas aus teureren Projekten verdrängen. Es bestehen weltweite Arbitragemöglichkeiten, die mit dem weiteren Aufbau von LNG- Verflüssigungs- und Wiederverdampfungskapazitäten sowie der Tankerflotte genutzt werden können. Der weltweite Erdgasverbrauch wird - getragen insbesondere durch die Entwicklung in China und im pazifischen Raum - weiter steigen. Auch in Europa insgesamt sind die Erwartungen z.b. für 2030 gegenüber den Prognosen von 2004 nahezu unverändert. In Deutschland wird der Verbrauch unabhängig vom Preis eher stagnieren oder zurückgehen. Ein dauerhafter Angebotsüberschuss auf den internationalen Märkten ist eher unwahrscheinlich auf der Großhandelsstufe wird es aber eine weitere Entkopplung von den Ölpreisen geben. Inwieweit die Endverbraucherpreise dieser Bewegung folgen, bleibt abzuwarten Hier gibt es einen Trade-off zwischen evtl. sinkenden Commodity-Anteilen und höheren spezifischen Systemkosten für Netz und Strukturierung. 23

24 Vielen Dank jetzt sind Sie dran! 24