zurück zur Übersicht

Warum der Gaspreis stabil ist und bleibt

Warum der Gaspreis stabil ist und bleibt

Deutschlands Energiekonsumenten haben es derzeit nicht leicht: Strompreise, Pellets und Heizöl werden ständig teurer. Im allgemeinen Teuerungswahn macht nur Erdgas eine Ausnahme. Das ist nicht erst seit Jahresbeginn relativ stabil und wurde in diesem Jahr nicht mal um ein Prozent teurer. Warum das so ist und wie die Zukunft aussehen könnte, erläutert der Energieexperte Frank Urbansky.

330 1261 Frank Urbansky

Frank Urbansky | Journalist mit den Spezialgebieten Energiemärkte, Energiepolitik und Energietechnik. Er beobachtet seit 15 Jahren den weltweiten Gasmarkt und arbeitet derzeit für das Branchenmagazin Brennstoffspiegel.

(07. Dezember 2013) Auch über die letzten vier Jahre blieb der Gaspreis weitgehend stabil. Der Preisanstieg betrug gerade mal 13,2 Prozent und lag damit nur knapp über der Inflation. Zum Vergleich: Heizöl legte im gleichen Zeitraum um 32,3 Prozent zu, Pellets um 24,2 Prozent und Wärmestrom sogar um 46,0 Prozent.

Doch warum ist dieser Energieträger so erstaunlich preisstabil? Und wird er das bleiben? Prognosen sind einem bekannten Bonmot nach besonders dann schwer, wenn sie die Zukunft betreffen. Wir wollen dennoch einen Versuch wagen.

1261 Gas- und Ölpreisentwicklung in Deutschland

Der Heizölpreis in Deutschland richtet sich nach zukünftigen Erwartungen und nach dem Wechselkurs des Euro zum Dollar. Für den Gaspreis jedoch spielen neben dem Wechselkurs viele weitere Faktoren eine Rolle.

Preisfaktor Verfügbarkeit

An erster Stelle zu nennen ist die Verfügbarkeit. Deutschland, bisher fünftgrößter Gasverbraucher der Welt, bezieht sein Gas aus Russland, Großbritannien und den Niederlanden (siehe Tabelle). Importiert wird dieses Gas auf der Grundlage so genannter Langfristverträge durch die Ferngasgesellschaften, allen voran E.on (früher Ruhrgas), RWE, VNG und Wintershall. Diese betreiben zum Teil konzernzugehörige Netze mit eigenem Endkundengeschäft (RWE, E.on) oder geben das Gas an die Versorger vor Ort, meist Stadtwerke, oder industrielle Großkunden ab. Daneben existiert eine nicht unbedeutende deutsche Förderung, die immerhin zwölf Prozent zur hiesigen Versorgung beiträgt.

Die wichtigsten Erdgas-Lieferländer für Deutschland
Gesamtimporte (Januar bis Juli 2013) 2.134.038 Terajoule
Russische Föderation 807.471 Terajoule
Norwegen 637.447 Terajoule
Niederlande 559.319 Terajoule

Angaben: BAFA

Darüber hinaus gibt es noch weitere Importeure, die sich vorrangig auf der Grundlage von Termingeschäften an den internationalen Märkten sowie der Leipziger Energiebörse EEX eindecken und das Gas wiederum an industrielle oder kommunale Abnehmer weitergeben. Auch immer mehr industrielle Abnehmer und größere Stadtwerke beziehen inzwischen so einen Teil ihres Gasbedarfs. An der EEX werden Überkapazitäten vermarktet, die als verflüssigtes Erdgas (LNG) aus Algerien und zum Teil Katar, sowie Mengen, die seitens Statoil, Shell, BP (Nordsee-Felder) Gazprom, via Rotterdam oder via Pipelines in eines der drei genannten Marktgebiete kommen. Die Gasanbieter versprechen sich an der EEX einen profitablen Preis, teilweise handelt es sich um Gas aus Take-or-pay-Verträgen.

Logistik preisbestimmend

Zweiter preisbestimmender Faktor ist die Logistik. In Deutschland wird der Preis für frei gehandeltes Gas an der EEX für drei Marktgebiete abgebildet: NetConnect Germany (NCG, das im Großen und Ganzen Süd- und Westdeutschland abdeckt), Gaspool (Ost- und Norddeutschland) sowie das niederländische TTF. Diese an sich virtuellen Märkte bestehen aus Leitungen und Einspeisepunkten, die miteinander verbunden sind. Jedes Marktgebiet hat einheitliche Preise sowohl für das Erdgas (eben jener an der EEX ermittelten) als auch für die Netzgebühren (siehe Tabelle „Zusammensetzung des Gaspreises“). Die Preise bilden sich aufgrund von Verfügbarkeit und Nachfrage.

Zusammensetzung des Gaspreises (Bestandteile in %)
Steuern und Abgaben 33
darunter
- Mehrwertsteuer 19
- Erdgassteuer 9
- Förderabgabe (beim Bezug inländischen Erdgases) 3
- Konzessionsabgabe, in der Regel an Kommunen 2
Import oder Produktion, Logistik inkl. Speicherung 48
Netzentgelte 19

Angaben: BDEW, Eon

Niederländisches Gas

TTF, eine Tochter der niederländischen Gasunie bezieht Gas aus der Nordsee und verflüssigtes Erdgas (LNG), das über Rotterdam insbesondere aus Katar und Algerien in den europäischen Markt kommt. Dieses Gas wird nur deshalb in Größenordnungen hier vermarktet, weil der bisherige Hauptabnehmer USA aufgrund der eigenen neuen, meist durch Fracking geförderten Gasvorräte von diesen Einfuhren unabhängig wird.

Fracking in den USA

Die USA rüsten derzeit sogar große Teile ihres veralteten Kohlekraftwerkparks auf Erdgas um. Ganz nebenbei erfüllen sie so, obwohl niemals von ihnen ratifiziert, die ökologischen Vorgaben des Kyoto-Protokolls.

Der Frackingboom hat in den USA dazu geführt, dass der dortige Gaspreis binnen fünf Jahren auf 30 Prozent (!) fiel. Ähnlich wie in Europa wird der US-Gaspreis an Einspeisepunkten definiert. Für Nordamerika ist der Henry Hub der wichtigste Einspeisepunkt, ein Pipelineknotenpunkt in Erath (Louisiana). Zum Vergleich: Am 10. Oktober 2013 kostete dort die Megawattstunde Erdgas rund 11,17 US-Dollar, an der Leipziger EEX für das Marktgebiet NCG 36,58 Dollar, also mehr als dreimal so viel.

Kein Preisverfall wie in den USA

Ist nun hierzulande ein ähnlicher Preisverfall für Erdgas zu erwarten? Mit Sicherheit nicht. Die Übermengen der USA können nicht nach Europa fließen, weil dazu die Verflüssigungs- und Transportkapazitäten fehlen. Die USA wollen ihr Gas auch nicht exportieren, sondern arbeiten eher an der eigenen Energieunabhängigkeit.

Die bereits beschriebenen Mehrkapazitäten aus Katar und Algerien strömen nicht ausschließlich nach Europa, sondern zum Großteil nach Asien. Dort erzielen die Hersteller derzeit höhere Preise. Deswegen wird Deutschland auch mittelfristig weiter an seinen bisher größten Gasimporteur gebunden sein. Und das ist Russland (siehe Kasten).

Viel Ärger mit Russland

Bereits seit 2011 streiten die großen Versorger E.on Ruhrgas (die inzwischen nicht mehr existiert), RWE, VNG und Wintershall (und das trotz 50-prozentiger russischer Beteiligung) mit dem russischen Gasriesen Gazprom um Nachlässe. Das Dilemma wird schnell klar: Während nämlich an der Leipziger EEX sehr moderate Preise gehandelt werden, liegen die Gazprom-Preise aus den Langfristverträgen deutlich darüber. Der Konzern selbst rechnet für 2013 mit 46,28 Dollar je MWh – das sind 21 Prozent mehr als an der EEX!

1261 Schiff LNG-Transport / Foto: Frank Urbansky

Verflüssigtes Erdgas (LNG) wird grundsätzlich mit Schiffen transportiert und auch in Europa immer mehr nachgefragt.

Ölpreisbindung in Altverträgen

Diese Spanne ist, wie man so schön sagt, historisch gewachsen. Sie kommt aus Langfristverträgen, die wiederum eine Bindung an die wechselhaften Ölpreise als Formel benutzten. Ursprünglich waren sie dafür gedacht, die Investitionen der Russen in unwirtlichen Gegenden abzusichern, dabei gleichzeitig einen konkurrenzfähigen Preis zum in den 70er Jahren vorherrschenden Heizöl zu schaffen und natürlich letztlich für Versorgungssicherheit in Westdeutschland zu sorgen. Außerdem gab es damals kaum Alternativen zu russischem Erdgas. Nur die Nordsee lieferte auskömmliche Mengen. Statoil, der norwegische Staatsmulti, hält im Übrigen für seine Gasverträge auch an der Ölpreisbindung fest, ist aber flexibler und kombiniert dies mit Spotmarktpreisen. Dadurch sind die Preise etwas günstiger, für den Konzern aber auch nicht so gewinnbringend.
Bis etwa 2008 funktionierte dieses Modell, zumal damals die Gaspreise an den Börsen teils deutlich über denen der Langfristverträge lagen.

Das Ende des Preisfriedens

Doch danach fielen die Börsenpreise. Aus den Langfristverträgen ist für die vier größten deutschen Importeure längst ein existenzbedrohender Mühlstein um den Hals geworden:

  • E.on ist des Gasgeschäftes überdrüssig geworden, löste die Ruhrgas, einst Leuchtturm der deutschen Gaswirtschaft, auf und gliederte sie in einen allgemeinen Commodity-Bereich ein. Dieser Tage sucht der größte Energiekonzern Europas sein Heil in LNG. Mit Katar, das auf den weltweit drittgrößten Erdgasreserven sitzt, wurden langfristige Produktions- und Lieferungsverträge geschlossen. So will man das Erdgasgeschäft noch halbwegs rentabel gestalten.
  • VNG verbuchte 2011 wegen zu teuer eingekauften russischen Gases -einen Rekordverlust, verhandelte eifrig nach und konnte 2012 wieder in die schwarzen Zahlen fahren. Inzwischen kauft der Konzern rund 60 Prozent seines Gases an der Börse ein – ein Anteil, den früher allein die russischen Lieferungen ausmachten. Die schrumpfen aktuell auf 20 Prozent.
  • RWE zerrte (wie zuvor auch die Ruhrgas) Gazprom vor ein Schiedsgericht und bekam im Juni 2013 Recht.
  • Wingas hingegen, aufgrund der russischen Beteiligung mit besten Beziehungen ins Putin-Reich gesegnet, klärte alles hinter verschlossenen Türen. Von Verlusten war nichts zu hören. Dagegen schreitet die Verschmelzung mit Gazprom voran. Vor einem Jahr wurde vereinbart, dass die über die Wingas gemeinsam betriebenen Handels- und Speichergeschäfte vollständig auf Gazprom übergehen. Im Gegenzug erhält die Wingas-Mutter Wintershall Beteiligungen an russischen Gaslagerstätten.

Gazprom selbst bekommt nicht nur Druck von europäischen Ferngasgesellschaften, sondern auch aus Russland selbst. Putin machte 2012 kurzerhand den zweitgrößten und privaten russischen Gasförderer Novatek ebenfalls zum Exporteur und beendete damit das Gazprom-Monopol. Novatek ließ sich das nicht zweimal sagen und knüpfte schnell Kontakte zur baden-württembergischen EnBW, die bisher nur ein kümmerliches Gasgeschäft ihr Eigen nennen durfte. Zehn Milliarden Kubikmeter Gas sollen so bis 2022 ins Ländle fließen.

Auch diese Konkurrenzsituation wird zumindest dafür sorgen, dass russisches Erdgas nicht noch teurer wird. Und: Die Langfristverträge betragen nach Branchenschätzungen auch nur noch 56 Prozent aller Gasbezüge in Europa. Tendenz: weiter schwindend.

1261 Pipeline

Stabil bis günstiger

Wie wird sich der Preis fürs Gas weiterentwickeln? Das Überangebot aus Nordafrika und dem Nahen Osten wird die schwindende Förderung aus der Nordsee mehr als ausgleichen und kostensenkend wirken (siehe Kasten „Wesentliche, aktuelle Preisfaktoren für Erdgas“). Die Internationalisierung des Gasgeschäftes treibt zudem eine weltweite Nivellierung der Preise voran, die aufgrund verschiedener regionaler Verfügbarkeiten allerdings nie so stark wie beim Öl ausfallen kann.

Dennoch: Ein Blick zur Leipziger EEX hilft auch hier. Denn der durchschnittliche Preis für Futures, also eine Art Versicherung, um sich gegen schwankende Gaspreise abzusichern, liegt im Jahresmittel für 2014 derzeit bei 26,37 Euro je MWh und damit 0,7 Prozent unter dem derzeitigen Niveau. 2015 wären nur noch 25,74 Euro fällig und 2016 nur 25,28 Euro. Händler, und die sollten es wissen, gehen von – wenn auch nur leicht – sinkenden Preisen aus.

Zwischen diesen stabilen bis leicht sinkenden und den zu hohen russischen Preisen können sich Deutschlands Gasverbraucher über stabile Kosten fürs warme Heim freuen. Und ein Blick in die Verbraucherportale lohnt immer (siehe unseren Tipp). In jeder Region Deutschlands sind heute bis zu 60 verschiedene Anbieter zu finden. Die günstigsten von ihnen sind meist frei vom Ballast der Langfristverträge, kaufen ausschließlich das billigere Gas an den Börsen und geben dies an ihre Kunden weiter.

Die derzeit moderaten Gaspreise sollten genutzt werden, um sich von fossilen Energien, die mittel- und langfristig knapper und damit teurer werden, zu verabschieden.

Wesentliche, aktuelle Preisfaktoren für Erdgas
Preissteigernde Faktoren

Ölpreisbindung: Der Gaspreis folgt etwa sechs Monate versetzt dem Ölpreis. Die Ölpreisbindung wurde vor gut 50 Jahren gemeinsam mit dem Erdgas eingeführt und gilt bis heute für Langfristverträge.

Russisches Erdgas: Dank North-Stream (Pipeline von der russischen Ostseeküste nach Greifswald) und in Zukunft auch durch South-Stream (Pipeline von der russischen Schwarzmeerküste über den Balkan nach Österreich) größere Versorgungssicherheit, aber auch größere Abhängigkeit von russischem Gas. Gazprom ist zu Nachlässen bereit, dennoch Festhalten an Ölpreisbindung.

Witterung/Speicher: Lange und kalte Winter können bei nicht ganz gefüllten Gasspeichern zu Engpässen und damit Preissteigerungen führen.

Preisstabilisierende Faktoren

Interconnector: Die Gasleitung zwischen Kontinental-Europa und England, überschüssige Gasmengen fließen entweder von England auf den Kontinent oder umgekehrt. Je nach Fließrichtung preissenkend oder –steigernd.

Nordsee-Gas: Versorgungslage stabil, tendenziell jedoch abnehmend. Statoil hält an der Ölpreisbindung fest, allerdings im Mix mit Spotpreisen, dadurch entsteht mehr Flexibilität und im Bezug auf russisches Erdgas ein günstigerer Preis.

Wechselkurs US-Dollar/Britisches Pfund: Banken und Rohstoffhändler verkaufen Gas an verschiedenen Punkten. Je nachdem, wie sich die Wechselkurse zueinander stellen, machen sie plus oder minus. Der Wechselkurs ist ein ausgleichendes Element.

Preissenkende Faktoren

Algerisches Erdgas: Hauptlieferant für Südwesteuropa, sowohl Pipeline als auch LNG, sorgt für Entspannung der Versorgungslage in ganz Europa.

Henry Hub: Pipelineknotenpunkt in Louisiana, USA. Für diesen wird ein Future-Preis gehandelt, der ähnlich wie die Ölsorte West Texas Intermediate (WTI) bei Rohöl prägend für den nordamerikanischen Gasmarkt ist. Derzeit ist der Henry Hub etwa 66 Prozent günstiger als börsengehandeltes Gas in Europa.

LNG: Verflüssigtes Erdgas. Preis in den USA durch dortiges Überangebot seit 2008 um 70 Prozent gefallen. Wirkt auf europäischen Markt, da ein Spread (Auseinandertreiben) von 100 Prozent bei einem Rohstoff keinen Bestand haben wird. Durch Arbitrage (Ausnutzen von Preisunterschieden) werden sich beide Preise annähern.
Makroökonomie: Die Nachfrage nach Gas sinkt seit 2013.

Shale Gas: Unkonventionelle Erdgasvorkommen, die mittels Fracking aus Gesteinsschichten erschlossen werden. In Deutschland für neue Erschließungsgebiete politisch nicht durchsetzbar, obwohl Fracking schon seit mehreren Jahrzehnten in vorhandenen Bohrfeldern eingesetzt wird. Auch in Frankreich aktuell verboten. Tragen dennoch zusätzlich zur Versorgung Europas bei.

Strommärkte: Wegen geringer Börsenstrompreise fällt die Stromerzeugung als zusätzliche Gasnachfrage aus.