Dr. Karl-Peter Thelen, GDF Suez Energie Deutschland - enreg.eu
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Die Weiterentwicklung der Gasmärkte in Europa<br />
Gaspreisgestaltung in Endkundenmärkten nach Einschränkung der<br />
Interdependenzen mit den Mineralöl- und Kohlepreisen<br />
differenzierte Tarifangebote – künftige Wettbewerbsstrukturen<br />
<strong>Dr</strong>. <strong>Karl</strong>-<strong>Peter</strong> <strong>Thelen</strong><br />
<strong>GDF</strong> SUEZ <strong>Energie</strong> <strong>D<strong>eu</strong>tschland</strong><br />
24. Februar 2012
• Strom :<br />
- Weltweit führender unabhängiger Stromerz<strong>eu</strong>ger<br />
- 113.000 MW installierte Leistung<br />
- Flexibler, leistungsstarker und CO 2-armer<br />
Erz<strong>eu</strong>gungspark.<br />
• Erdgas und LNG:<br />
- Größter Einkäufer von Erdgas in Europa<br />
- Längstes Transport- und Verteilernetz in Europa<br />
- Bezugsportfolio von 1.200 TWh (110 Gm 3 )<br />
- Betreibt 18 LNG-Tanker, davon 2 mit Wieder-<br />
verdampfung an Bord<br />
• <strong>Energie</strong>- und Umweltdienstleistungen<br />
- Führender <strong>eu</strong>ropäischer Anbieter von Effizienz-<br />
und Umweltdienstleistungen<br />
- Weltweit Nr. 2 bei Wasser- und Entsorgungs-<br />
dienstleistungen<br />
2
Ökonomischer Zusammenhang zwischen Öl- und Gas<br />
Verbrauchsseite:<br />
In den meisten Anwendungen sind Öl und Gas Substitute<br />
Produktionsseite:<br />
In den meisten Fällen sind Öl und Gas Kuppelprodukte<br />
Empirisch:<br />
Ölpreise beeinflussen die Gaspreise, aber nicht umgekehrt<br />
Mögliche Ursache:<br />
Ölpreise bilden sich auf dem Weltmarkt, für Gas gibt es (noch)<br />
keinen Weltmarkt, sondern regionale Märkte<br />
3
Good old times: Anlegbarkeitsprinzip<br />
Wettbewerbsfähigkeit von<br />
Erdgas beim Verbraucher<br />
Preisobergrenze:<br />
Kosten der günstigsten<br />
Alternative des<br />
Verbauchers im<br />
Vergleich zu Gas<br />
Preisuntergrenze :<br />
Dem Kunden zurechenbare<br />
Selbstkosten des<br />
Anbieters<br />
4
Good old times: Langfristverträge mit Take or Pay<br />
Risikoteilung zwischen<br />
Produzent und Import<strong>eu</strong>r<br />
Preisrisiko beim<br />
Produzenten<br />
Investitionen in<br />
Feldeserschließung<br />
und Infrastruktur<br />
Mengenrisiko beim<br />
Import<strong>eu</strong>r:<br />
Take or pay<br />
5
Good old times: Netback-Rechnungen<br />
gaswirtschaftliche Leistung<br />
(Transport/Strukturierung)<br />
und Marge<br />
6
Evolution der Bindungen in Langfristverträgen<br />
erste Ölkrise<br />
zweite Ölkrise<br />
Iran/Irak<br />
Golfkrise<br />
Bacton-Zeebrügge<br />
Interconnector<br />
Bacton-Den Helder<br />
Interconnector<br />
Unconven-<br />
tional Gas<br />
7
Regulatorischer Rahmen - Wettbewerb<br />
� Aktivitätszunahme auf den Großhandelsmärkten<br />
• <strong>D<strong>eu</strong>tschland</strong>:<br />
Die gehandelten Volumen sind groß im Vergleich zu<br />
anderen kontinental<strong>eu</strong>ropäischen Hubs<br />
Zunehmende Zahl von Akt<strong>eu</strong>ren (teilweise 300/MG)<br />
Niedrige Churnrates: z.B. NCG 3 ggü NBP 16, d.h.<br />
hoher Anteil physischer Handel<br />
• Europa:<br />
Zunahme der Handelsaktivitäten an den Hubs vor<br />
allem in Nord-West-Europa. Die Liquidität und<br />
Churnrate steigen).<br />
Quelle : CEER<br />
Handelsvolumen TWh<br />
Germany (6 VHPs) 1.687<br />
TTF 1.156<br />
Zeebrügge 724<br />
Quelle: BNEtzA, Monitoringbericht 2011<br />
8
Regulatorischer Rahmen: Liquide Märkte<br />
GWh<br />
450.000<br />
400.000<br />
350.000<br />
300.000<br />
250.000<br />
200.000<br />
150.000<br />
100.000<br />
50.000<br />
0<br />
4.500.000<br />
4.000.000<br />
3.500.000<br />
3.000.000<br />
2.500.000<br />
2.000.000<br />
1.500.000<br />
1.000.000<br />
500.000<br />
0<br />
NBP<br />
ZEEB<br />
TTF<br />
NCG<br />
PSV<br />
PEG<br />
CEGH<br />
� Die Liquidität an den VHP<br />
steigt d<strong>eu</strong>tlich (Day ahead<br />
OTC und Börsenhandel,<br />
Future-Geschäfte OTC und<br />
Börsenhandel)<br />
� Der britische National<br />
Balancing Point (NBP) ist der<br />
umsatzstärkste VHP, gefolgt<br />
vom niederländischen TTF<br />
und d<strong>eu</strong>tschen NCG.<br />
� Die churn rates steigen an:<br />
Beispiel NBP 14-15; TTF 3-4;<br />
NCG 2-3.<br />
� Zunehmend erfolgt die<br />
Regelenergiebeschaffung über<br />
die Spotmärkte<br />
9
Preisentwicklung von Erdgas nach Verbrauchsgruppen<br />
Erdgas Cent / kWh<br />
9,00<br />
8,00<br />
7,00<br />
6,00<br />
5,00<br />
4,00<br />
3,00<br />
2,00<br />
1,00<br />
0,00<br />
1991<br />
1993<br />
1995<br />
1997<br />
1999<br />
2001<br />
Erdgas Haushalte Erdgas Industrie HEL Haushalte<br />
2003<br />
2005<br />
2007<br />
2009<br />
2011<br />
90,00<br />
80,00<br />
70,00<br />
60,00<br />
50,00<br />
40,00<br />
30,00<br />
20,00<br />
10,00<br />
0,00<br />
Heizöl Euro / 100 l<br />
10
Strukturelle Veränderungen auf der Verbrauchsseite<br />
Veränderung des Primärenergie-<br />
verbrauchs<br />
Veränderung des Wärmemarkts<br />
Abkopplung des <strong>Energie</strong>verbrauchs<br />
von der Industrieproduktion<br />
Potentiale in der Stromerz<strong>eu</strong>gung<br />
11
Kliman<strong>eu</strong>tralität im Wärmemarkt bis 2050<br />
Struktur der Wohnungsbeheizung in <strong>D<strong>eu</strong>tschland</strong><br />
Quelle: BDEW<br />
12
Dash for Gas in der Stromerz<strong>eu</strong>gung?<br />
Struktur der Stromerz<strong>eu</strong>gung in <strong>D<strong>eu</strong>tschland</strong><br />
<strong>Energie</strong>szenarien EWI/Prognos 1 Steigender Anteil<br />
Ern<strong>eu</strong>erbarer in der<br />
Stromerz<strong>eu</strong>gung:<br />
2<br />
3<br />
• 2020: 35%<br />
• 2030: 50%<br />
• 2050: 80 %<br />
D<strong>eu</strong>tlicher Anstieg der<br />
Erz<strong>eu</strong>gungskapazität<br />
von 158,1 GW in 2008<br />
auf 189 GW in 2030<br />
(EWI/Prognos –<strong>Energie</strong>szenarien<br />
Juli 2011)<br />
Starker Anstieg der<br />
gasbasierten Erz<strong>eu</strong>gung<br />
zwischen 2020<br />
und 2030, aber geringe<br />
Benutzungsstunden<br />
2008: 3375<br />
2020: 3289<br />
2030: 2154<br />
13
World Energy Outlook 2011: The Golden Age for Gas<br />
Entwicklung der weltweiten<br />
Primärenergienachfrage<br />
(Golden Age Scenario)<br />
Primärenergienachfrage nach<br />
Region und Scenario<br />
14
Längerfristige, globale Trends<br />
� Globale Nachfrage wächst bis 2020 auf ca.<br />
3.700 bis 3.900 Mrd. m 3 35 und bis 2035 auf<br />
bis zu 4.750 Mrd. m 3 /a<br />
� Gasbedarf weltweit wird künftig von der<br />
Stromerz<strong>eu</strong>gung getrieben<br />
� Überwiegender Teil des Zuwachses bezieht<br />
sich auf Non OECD-Länder<br />
� Nachfrage in China wächst von 110 Mrd. m 3 /a<br />
auf über 500 Mrd. m 3 /a in 2035<br />
� Ressourcen sind auch über 2035 hinaus<br />
ausreichend vorhanden, Anteil von unconventional<br />
gas am Gesamtaufkommen in 2035<br />
liegt bei ca. 20 %<br />
� Russland bliebt mit knapp 900 Mrd. m 3 /a<br />
größter Produzent, die EU mit ca. 540 Mrd.<br />
m 3 /a größter Import<strong>eu</strong>r<br />
Quelle: IEA, World Energy Outlook 2011<br />
15
Strukturelle Veränderungen auf der Aufkommensseite<br />
Unconventional Gas<br />
Ausweitung der internationalen LNG-<br />
Aktivitäten<br />
16
Entwicklung von „unconventional gas“<br />
Angaben in 1000 Mrd m3<br />
shale gas<br />
tight gas<br />
17
Trends bei der LNG-Technologie<br />
2010<br />
�Durchschnittskapazität: 164 000 m³ LNG<br />
�Kapazität n<strong>eu</strong>er LNG-Tanker:<br />
Q Flex: 210.000-216.000 m³ LNG,<br />
Q-Max: 266.000 m³ LNG<br />
�Weltweite LNG-Flotte Ende 2010 360 Tanker<br />
2011<br />
� 25 LNG Verflüssigungsanlagen mit einer<br />
Kapazität von 280 Mio t/a LNG (372<br />
Mrd m³)<br />
� 90 Wiederverdampfungsanlagen in<br />
Betrieb Kapazität ca 650 Mio t/a, davon<br />
10 Anlagen offshore oder floating<br />
Bis 2015<br />
� 7 weitere LNG-Verflüssigungsanlagen (6<br />
bereits im Bau) mit einer Kapazität von<br />
47 Mio t/a (61 Mrd m³)<br />
� Zunahme der Wiederverdampfungskapazitäten<br />
bis 2015 um ca. 20%<br />
Quelle: International Group of Liquefied Natural Gas Importers und<br />
Cedigaz 2011<br />
18
Historische Preisentwicklung und Förderprojekte<br />
US-$ / MBtu<br />
14<br />
12<br />
10<br />
8<br />
6<br />
4<br />
2<br />
0<br />
1970<br />
1971: Ekofisk<br />
1972<br />
1974<br />
1976<br />
1978<br />
1980<br />
1982: Yamburg<br />
1982<br />
1984<br />
1986<br />
1988<br />
1990<br />
1992<br />
1996: Troll<br />
1994<br />
1997: Qatargas<br />
1996<br />
1998<br />
2002: Jamal<br />
2000<br />
2002<br />
2007: Snøhvit<br />
Japan LNG EU Importpreis Henry Hub Rohöl<br />
2004<br />
2006<br />
2008<br />
2010<br />
120<br />
100<br />
80<br />
60<br />
40<br />
20<br />
0<br />
US-$ / bbl
Preisentwicklung von Erdgas nach Regionen<br />
Euro/MWh<br />
35,00<br />
30,00<br />
25,00<br />
20,00<br />
15,00<br />
10,00<br />
5,00<br />
0,00<br />
Jan<br />
09<br />
Mrz<br />
09<br />
Mai<br />
09<br />
Jul<br />
09<br />
Sep<br />
09<br />
Quelle: <strong>GDF</strong> SUEZ Trading<br />
Nov<br />
09<br />
Jan<br />
10<br />
Mrz<br />
10<br />
Mai<br />
10<br />
Jul<br />
10<br />
Sep<br />
10<br />
Nov<br />
10<br />
Jan<br />
11<br />
Mrz<br />
11<br />
European long term oil-indexed price EUR/MWh<br />
Month-ahead market prices (EUR/MWh) NBP<br />
Month-ahead market prices (EUR/MWh) TTF<br />
Month-ahead market prices (EUR/MWh) NCG<br />
Month-ahead market prices (EUR/MWh) Henry Hub<br />
Mai<br />
11<br />
Jul<br />
11<br />
Sep<br />
11<br />
Nov<br />
11<br />
•Gas aus Langfristverträgen ist<br />
derzeit t<strong>eu</strong>rer als Spotgas an Hubs.<br />
•Derzeit d<strong>eu</strong>tliche globale<br />
Unterschiede in den Großhandelspreisen<br />
•Anfang 2010 lagen die<br />
Handelspreise (Frontmonat) in<br />
Europa und den USA noch auf<br />
gleichem Niveau.<br />
•Rückgang der Gaspreise in USA, in<br />
Europa im Trend der Ölpreise<br />
Fazit:<br />
Gasüberschuss in USA<br />
Begrenzte Arbitragemöglichkeiten<br />
zwischen den<br />
Kontinenten<br />
21
Weltweite Arbitragepotentiale<br />
Markt liquide,<br />
überwiegend<br />
gas to gas spot<br />
Pro Kopf-Verbrauch<br />
in t Öläquivalent<br />
Henry Hub Jan 2012<br />
2,6 $/Mtbu<br />
Südamerika<br />
NBP 6,6 $/Mbtu<br />
TTF<br />
Süd-West-Europa<br />
9,13$/Mbtu<br />
China - Indien<br />
Richtung der LNG-Transporte<br />
Japan, Korea, Taiwan, China,<br />
Indien 2342<br />
Europa 1194<br />
USA, Mexiko, Südamerika 379<br />
Rest 36<br />
Summe 3951<br />
Markt überwiegend<br />
auf Basis LTC,<br />
Japan 10,8$/Mbtu<br />
Südkorea<br />
Taiwan<br />
Karte BP, Statistical Review 2011<br />
22
Zur Diskussion……<br />
„Unconventional gas“ hat sehr günstige Kostenstrukturen und kann Gas aus t<strong>eu</strong>reren<br />
Projekten verdrängen.<br />
Es bestehen weltweite Arbitragemöglichkeiten, die mit dem weiteren Aufbau von LNG-<br />
Verflüssigungs- und Wiederverdampfungskapazitäten sowie der Tankerflotte genutzt<br />
werden können.<br />
Der weltweite Erdgasverbrauch wird - getragen insbesondere durch die Entwicklung<br />
in China und im pazifischen Raum - weiter steigen. Auch in Europa insgesamt sind die Erwartungen<br />
z.B. für 2030 gegenüber den Prognosen von 2004 nahezu unverändert.<br />
In <strong>D<strong>eu</strong>tschland</strong> wird der Verbrauch unabhängig vom Preis eher stagnieren oder zurückgehen.<br />
Ein dauerhafter Angebotsüberschuss auf den internationalen Märkten ist eher<br />
unwahrscheinlich – auf der Großhandelsstufe wird es aber eine weitere Entkopplung von<br />
den Ölpreisen geben.<br />
Inwieweit die Endverbraucherpreise dieser Bewegung folgen, bleibt abzuwarten<br />
Hier gibt es einen Trade-off zwischen evtl. sinkenden Commodity-Anteilen und höheren<br />
spezifischen Systemkosten für Netz und Strukturierung.<br />
23
Vielen Dank – jetzt sind Sie dran !<br />
24
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