Ölpreisverfall-Auswirkungen auf die Gaspreise und Relevanz für den Energiemix


Ölpreisverfall

Ein Gastbeitrag von Dr. Wolfgang Peters
Vorstandsvorsitzender, RWE Supply & Trading CZ, a.s., Tschechien
Managing Director, The Gas Value Chain Company GmbH, Deutschland

Seit der rasanten Entkopplung der Öl- und Gaspreise in Folge der Finanzkrise in 2008/2009 sind nunmehr 6 Jahre vergangen. Aus Sicht der üblichen Handelspraxis in langfristigen Erdgaslieferverträgen könnte man auch sagen: die europäische Erdgaswirtschaft tritt in den dritten Dreijahreszyklus von Preisrevisionen ein. Mit dem Ende 2014 einsetzenden Verfall der Rohölpreise um 50% sind auch die Preise der durch den „Crack-Spread“ korrelierten Erdölprodukte entsprechend gesunken. Das führt bei Anwendung einer klassischen ölindexierten Gaspreisformel mehr oder weniger zu Konvergenz mit den Handelspreisen der kontinentaleuropäischen Hubs. „Alles gut“, könnte man geneigt sein zu sagen, aber: der Ölpreisverfall hat eine Vielzahl von Aspekten – im Europäischen Markt wie auch global. Einige davon sollen in Folgenden beleuchtet werden.

Es ging nie wirklich um das Preisniveau, sondern um die Preisbildung

Die signifikante Preisdivergenz zwischen ölindexierten Gaspreisen und Handelspreisen betrug in den Jahren 2009/2010 zwischen 10 bis 12 €/MWh. Für einen Importeur mit einem Liefervertrag von 10 Milliarden m³/a (bcm/a) bedeutete dies einen Verlust zwischen 2,7 und 3,3 Millionen Euro pro Tag.

Verständlicherweise lag auf Grund dieses enormen wirtschaftlichen Drucks das Hauptaugenmerk bei einer Vielzahl von Preisrevisionsverhandlungen, aber auch in diversen Schiedsverfahren, auf der Absenkung des Preisniveaus. Erst in der zweiten „Welle“ von Preisrevisionen sah man eine Vielzahl von Einigungen, die die sogenannte „strukturelle Lösung“ inkorporierten: Die (ganz oder teilweise) Indexierung mit Hubpreisen.

Damit ist man zurückgekehrt zu dem, was ich gern als die „noble task“ von Produzenten und Importeuren bezeichne: Die möglichst genaue Abbildung des Preisbildungsmechanismus im Verkaufsmarkt des Importeurs in der Importpreisformel, wobei der so erzielte oder erzielbare Preis um Transportkosten vom Absatzmarkt bis zum vertraglichen Lieferpunkt und um eine angemessene Marge für den Importeur zurückzurechnen ist. Das war jahrzehntelange Praxis mittels des Anlegbarkeitsprinzips, nach welchem die Elemente der Preisformel möglichst präzise dem Anteil und Wertniveau der konkurrierenden Energien in den jeweiligen Verbrauchssegmenten angepasst wurden. Es gab – heute leicht vergessen – eine Vielzahl von Preisrevisionen, bei denen, z.B. aufgrund umweltrechtlicher Vorgaben, der Gebrauch von schwerem Heizöl eingeschränkt und entsprechend der des werthaltigeren Heizöl Leicht ausgeweitet werden musste – fast immer mit Preisverbesserungen zu Gunsten des Produzenten.

Die Preiskonvergenz bietet die Chance für ein neues Geschäftsmodel des Midstreamers

Ein häufig von Produzenten geäußerter Einwand gegen Hub-Indexierung war, dass es dann des Midstreamers/Importeurs nicht mehr bedarf: Er erbringt keine zusätzliche Wertschöpfung mehr, am Hub verkaufen kann der Produzent alleine. Der Einwand ist nicht nur zutreffend, sondern geradezu ein Understatement: Die Liberalisierung hat ja nicht nur die Monopole auf horizontaler Wettbewerbsebene gebrochen, sie hat gleichzeitig auch die Monopolisierung der vertikalen Elemente der Gaswertschöpfungskette vollständig eliminiert. Ein Produzent kann heute ohne weiteres direkt einen Haushaltskunden beliefern. Die Zahl der geschäftlichen Handlungsoptionen für den Produzenten sind mithin gewachsen, die des Importeurs angesichts des Wettbewerbs auf allen Stufen hingegen gesunken.

Es hat sich aber gezeigt, dass Produzenten, selbst zu Zeiten, als die Ölpreise noch über 100 $/bbl lagen, nur in sehr begrenztem Umfang geneigt sind, ihr vom Upstream geprägtes Geschäftsmodel dergestalt kostenträchtig und personalaufwändig zu erweitern, wie es ohne die Einschaltung von Zwischenhändlern für die direkte Vermarktung ihres Produkts nötig wäre. So hat es in der zweiten Phase der Preisrevisionen Vergleiche mit 100%ger struktureller Lösung gegeben, bei denen der Produzent einen (kleinen) Teil der Jahresmenge zurücknahm, um sie selbst mittels Hubverkaufs zu bewirtschaften. Das Gros der Jahresmenge hingegen beliess er – nach entsprechender „Modernisierung“ der Vertragskonditionen – gerne beim Importeur. Es bestand kein Interesse, in den jeweiligen Europäischen Märkten große Vertriebs- und Risikomanagement Organisationen aufzubauen.

Hier bietet m.E. der gesunkene Ölpreis für all diejenigen Importeure, die noch keine, oder keine vollständige strukturelle Lösung erreicht haben, eine doppelte Chance: Erstens dürfte es leichter sein, sich auf Hubindexierung zu einigen, wenn es den Verhandlungsführern des Produzenten erspart bleibt berichten zu müssen, wieviel „weggegeben“ werden musste. Zweitens haben die gesunkenen Einnahmen der Produzenten durch Halbierung des Ölpreises beispiellose Kostensenkungsprogramme ausgelöst. In diesem Umfeld könnte der Midstreamer/Importeur sich mit einem neuen Geschäftsmodell als Partner anbieten: die Disposition der „Bulk-Mengen“ des Produzenten als Dienstleister. Die dafür erforderliche Organisationsstruktur inklusive des erforderlichen Markt- und Risikomanagement Know-How existiert bereits. Natürlich müsste der Produzent seinem Dienstleister die Kosten (z.B. für Transport, aber auch Transaktionskosten und Risikoprämien für Kreditausfall) erstatten. Und er müsste bereit sein, dem Dienstleister, wie es bei jeder anderen Dienstleistung selbstverständlich wäre, eine Service Fee (Dienstleistungsgebühr) zu zahlen. Ich vermeide bewusst den Ausdruck Marge, weil dies einen „Gewinnanteil“ aus einer intakten Wertschöpfungskette insinuiert. Diese existiert nicht mehr, maßgeblich ist allein der erzielbare Preis am Hub, dem „Point of First Sale“. Es ist am Produzenten zu entscheiden, ob sein verbleibender „Well-Head Netback“, rückgerechnet vom erzielbaren Hubpreis, größer ist, wenn er die Disposition seiner Großmengen selbst managt oder sich dafür eines effizienten Dienstleisters bedient.

Man mag einwenden, dass dieses neue Dienstleistungskonzept doch nichts anderes als „alter Wein in neuen Schläuchen“ sei. Bedenkt man aber, dass eine strukturelle Lösung auch sein kann, dass der Liefervertrag beendet wird, der Produzent nunmehr selbst am Hub verkauft und die Handelsabteilung des Importeurs ihrerseits dort einkauft, wird deutlich: Die Karten werden komplett neu gemischt, sodass für die Entwicklung neuer Konzepte Anlass besteht.

Auswirkungen der Ölpreis-getriebenen globalen Gaspreiskonvergenz auf die Europäischen Handelsmärkte

Vereinfacht dargestellt, hatten sich seit 2008 drei völlig unterschiedliche Preisregionen im globalen Gasmarkt herausgebildet: Der amerikanische Henry Hub, der durch die „Revolution“ in der Förderung von unkonventionellem – und Schiefergas nicht nur keinen Bedarf an LNG Importen mehr hatte, sondern mit ~ 3 $/mmbtu (~8-9 €/MWh) ein Preisniveau erreichte, vom dem andere Regionen nur träumen konnten. Ferner der asiatische Markt mit hohen, ölindexierten Preisen, die teilweise sogar über Ölparität lagen. Und sodann der Europäische Markt, mit nach der Finanzkrise zwar massiv eingebrochenen Hubpreisen, aber zunächst hohen, ölindexierten Importpreisen, die erst im Laufe der bereits erwähnten ersten und zweiten Welle von Preisrevisionen zurückgeführt und umgestellt wurden.

Der gefallene Ölpreis hat zweierlei bewirkt: Das Preisniveau der ölindexierten asiatischen Langfrist–LNG Verträge ist signifikant gesunken, die Preise für Spotlieferungen noch stärker. Ferner sind, wie bereits erwähnt, die Preise für klassisch ölindexierte Europäische Pipelinegas-Lieferungen dergestalt gesunken, dass man von faktischer Konvergenz mit den Europäischen Hubpreisen sprechen kann. Es wäre möglicherweise zu weit gegriffen, nunmehr bereits von globaler Preiskonvergenz zu sprechen, eines kann aber mit Sicherheit festgestellt werden: Es ist für Produzenten mit Exportambitionen kein „No-Brainer“ mehr, kapitalintensive Verflüssigungsanlagen zu bauen und ihr Gas nach Asien zu liefern.

Das trifft beispielsweise zu auf die Gasfunde im Mittelmeer, z.B. Israel und Zypern, wo nunmehr Pipelinelösungen präferiert werden dürften. Ähnliche Erwägungen gelten für U.S.-amerikanische Exportambitionen: Zwar besteht hier zum Bau von Verflüssigungsanlagen für Exportzwecke keine Alternative, der Zielmarkt ist aber nicht mehr notwendigerweise Asien. Wenn man lediglich die genehmigten und mit Investitionsentscheidung versehenen U.S. Verflüssigungsprojekte betrachtet, drängen, beginnend noch in diesem Jahr und sich fortsetzend in den Jahren 2016/2017, ca. 100 bcm/a an zusätzlichen LNG Exportmengen auf den Markt. Bedenkt man, dass derzeit der globale LNG Markt eine Größe von ~ 300 bcm/a hat, ist dies signifikant. Je nach Preisniveau im asiatischen Raum kann es durchaus kommerziell attraktiver für einen amerikanischen Exporteur sein, die kürzere Transportstrecke über den Atlantik zu seinen Gunsten zu nutzen und nach Europa zu liefern. Die amerikanische Behörde EIA arbeitet bei der Einschätzung amerikanischer Exportmengen mit Ölpreisszenarien, i.e. bei hohen Ölpreisen (und mithin angenommenen höheren asiatischen ölindexierten Gaspreisen) wird eine höhere Exportmenge angenommen. Es stellt sich jedoch die Frage, ob die asiatischen Käufer noch lange bereit sind, Ölindexierung zu akzeptieren. Der signifikant gestiegene Anteil an Spot Liefermengen indiziert Preisdruck, von dem zukünftig auch einst ölindexierte LNG Lieferungen betroffen sein könnten.

Hinzu kommt, dass im Pazifikraum, vornehmlich Australien, weitere signifikante Verflüssigungskapazitäten entstehen, die den Preisdruck weiter erhöhen werden, zumal angesichts des moderateren Wirtschaftswachstums in China nicht zwingend damit gerechnet werden kann, dass diese Mengen durch gestiegene Nachfrage vollständig absorbiert werden können.
Sofern ein LNG-Exporteur Europa als Zielmarkt in Erwägung zieht, wird er feststellen, dass Europa über > 200 bcm/a an Regasifizierungskapazitäten verfügt mit einer Auslastung von derzeit lediglich ~ 25%. Europa wäre mithin durchaus in der Lage, beträchtliche LNG-Mengen abzunehmen.

Die Rolle des Erdgases im zukünftigen Energiemix

Nach allem besteht berechtigte Aussicht, dass ein Mix aus zusätzlichem Pipelinegas und LNG die Europäischen Märkte erreicht bei einem Preisniveau, das zwar nicht Henry Hub Dimensionen erreichen wird, aber doch wohl als moderat bezeichnet werden kann. Damit stellt sich die Frage nach der Rolle des Erdgases im zukünftigen Energiemix Europas. Eine bereits vor einigen Jahren veröffentlichte Studie von Shell und McKinsey warb für Erdgas mit dem „Triple A“ Argument: Abundant, Affordable, Acceptable.

Es ist deutlich, dass die „Endlichkeit“ der Ressourcen heute kein Thema mehr ist und für lange Zeit nicht sein wird (Abundance). Auch das Preisniveau dürfte das Prädikat der „Affordability“ erzielen. Bleibt die Frage der Acceptability, nicht zuletzt im Lichte der später im Jahr anstehenden Weltklimakonferenz. M.E. gelten weiter die von der Gasindustrie verwendeten „technischen“ und „rationalen“ Argumente: Ja, Erdgas ist auch ein Kohlenwasserstoff, aber erheblich emissionsärmer als Kohle und Öl. Ferner gilt weiterhin, dass Erdgas wegen seiner Flexibilität im Einsatz der ideale Partner für erneuerbare Energien ist.

Eine ernsthafte Sorge um die Zukunft des Produkts Erdgas ist der signifikante Reputationsschaden, der durch den wiederholten Missbrauch als politische Waffe entstanden ist. Die Zurückhaltung der europäischen Policymaker spricht hier eine besorgniserregende Sprache: So geht die Europäische Kommission in ihrem jüngsten Konsultationspapier betreffend „LNG and Storage“ von einem Rückgang des Europäischen Erdgasverbrauchs auf 300 bcm/a im Jahre 2035 aus und stellt gezielt die Frage nach dem Risiko von „Stranded Investments“.

Politischen Reputationsschaden kann man nicht einfach wegdiskutieren. Das beste „Gegenmittel“ scheint die zügige Vollendung eines integrierten Europäischen Marktes, gewissermaßen eines „European Henry Hub“ zu sein. In einem funktionierenden, ausreichend diversifizierten Handelsmarkt, in welchem sich Preise allein durch Angebot und Nachfrage bilden, käme es nämlich auf einseitige physische Abhängigkeiten nicht mehr an. Um es „platt“ zu sagen: Wenn im Osten am Gashahn gedreht wird, erhöhen sich die Handelspreise und ziehen andere Lieferanten, z.B. amerikanische Exporteure, an. Dann wäre das Vertrauen in die Versorgungssicherheit gefestigt durch das Vertrauen in den funktionierenden Markt.

Darüber hinaus sollten wir es als dringende gemeinsame Aufgabe, insbesondere mit unseren russischen Partnern, ansehen, dem guten Produkt Erdgas das Stigma der geopolitischen Waffe wieder zu nehmen.

Über den Autor:

Dr. Wolfgang PetersDr. Wolfgang Peters ist Vorstandsvorsitzender bei der tschechischen RWE Supply & Trading CZ, a.s. sowie Managing Director bei The Gas Value Chain Company GmbH.

Im Rahmen der 19. Handelsblatt Jahrestagung Energiewirtschaft Österreich (12. und 13. November 2015, Wien) wird Dr. Peters gemeinsam mit anderen Energieexperten an der Diskussionsrunde „Auswirkungen der Preisentwicklungen für Öl und Gas auf das Angebot und den Energiemix der Energiewirtschaft?“ teilnehmen.