Aktuelle Themen der kommunalen Gaswirtschaft
Gasmengen im Markt: Ölpreisbindung vs. strukturierter Beschaffung ?
Düsseldorf, 10.Mai 2010
Seite 2© VNG 2010
Themen
Historie der Marktmodelle
Aktuelle Entwicklungen im Gasmarkt
Konsequenzen für Beschaffung
Seite 3© VNG 2010
Marktmodell „Ölpreisbindung“
Seite 4© VNG 2010
Marktform
- Balance Angebot/Nachfrage über Langfrist-verträge mit Produzenten und Ölpreisbindung (ToP)
- Preisrisiko in Höhe des allgemeinen Energie-preisniveaus
- hohe Versorgungssicherheit
- Preisabsicherung über Ölmärkte möglich
Seite 5© VNG 2010
BepreisungsmechanismusPrinzip der wertorientierten net-back-Rechnung
Weiterver-teiler
Strom &Wärme
GHD
Haushalte
Industrie
• Transport
• Strukturierung
• Marketing
• Transport
• (Strukturierung)
• Marketing
Service/Mehrwert
ImporteurProduzent
Seite 6© VNG 2010
Modellannahmen
Der Wärmemarkt ist ein Substitutionsmarkt.
Eine autonome Preisfestsetzung für Gas scheidet damit aus.
Gas ist relativ mengeninflexibel, benötigt aber zur Erhaltung der Mengenbalance einen anpassungsfähigen Preis.
Die Mengeninflexibilität resultiert aus der niedrigen Energiedichte und den damit verbundenen hohen Transportkosten und starren Transportwegen (Pipeline).
Dagegen lassen sich Rohöl- und Produktenströme weltweit zu geringen Distributionskosten disponieren.
Durch Orientierung des Gaspreises am Substitutionsgut Öl, das preiselastisch und mengenflexibel ist, wurden sowohl Marktgängigkeit als auch Versorgungssicherheit erhalten.
Regionale Anwendung: in importabhängigen Regionen (Kontinentaleuropa, Japan, Südkorea)
Seite 7© VNG 2010
Marktmodell „Liquider Handel“
Seite 8© VNG 2010
Marktform
Preis balanciert Angebot/Nachfrage
höhere Preistransparenz
Verschiebung der Risiken zur Marktseite (Preise, Mengen)
hohe Preisvolatilität
regionale Anwendung: in eigenversorgten Regionen, in Ländern mit hoher Risikoaffinität (USA, England, „Atlantic basin“)
Seite 9© VNG 2010
Gasmärkte sind noch regional - LNG bringtdurch Arbitragepotenzial Dynamik
Charakteristik der wichtigsten Gasmärkte
Nordamerika
750 BCM pa Angebot/Nachfragebestimmt den Preis
UK
150 BCM pa Angebot/Nachfragebestimmt den Preis
Kontinentaleuropa
350 BCM pa
Ölpreisbindung Asia/Pacific LNG Importeure
250 BCM pa Ölpreisbindung
Russland
440 BCM paGaspreis reguliert auf
niedrigem Niveau
arbitrage
arbitrage
arbitrage
Seite 10© VNG 2010
LNG – Lieferpotenzial und Produzenten
2312
Seite 11© VNG 2010
Erdgasmarkt in Großbritannien
- eigene Öl- und Gasvorkommen,teilweise küstennah
- Gasangebot übertraf Nachfrage- flexible Fahrweise der südlichen Gaslagerstätten war möglich
- im Gegensatz zu Kontinental-europa bessere Voraussetzungeneiner Autonomie für Gaspreise
- durch zunächst fallende Preisehoher Nachfrageschub
- Anteil Erdgas am PEV~ 38 %, ander Stromerzeugung ~ 37 %
-Mit steigender Importabhängigkeitund hohen Preisen wurde ein Investitionsboom ausgelöst
Seite 12© VNG 2010
Großbritannien –Neue Infrastruktur auf der Importseite
2272
Seite 13© VNG 2010
Der US-Shale-Gas-Boom
Historische und prognostizierte Lieferungen
(Quelle: EIA)
US shale gas ca. 7% of US
production in 2008
2008 consumption level
ForecastHistorical
US Schiefer Becken
Seite 14© VNG 2010
0
4
8
12
16
20
0
500
1000
1500
2000
2500
US g
as p
rice
(USD
/ m
ln B
tu)
Gas
rig
coun
t
Canadian gas rig countUS gas rig countHorizontal rig count (O&G)GoM offshore gas rigsUS gas price
Die Anzahl der aktiven Bohranlagen ist dramatisch gefallen (44% vomHöhepunkt im Sep ’08)
US-Gas Preis und Anzahl der aktivenBohranlagen
US and Canadian gas rig count and US gas price
Seite 15© VNG 2010
0
20
40
60
80
100
120
US LG
impo
rts (bcm pa) 2007 outlook
2009 outlook
51
36
10 1
47
32
138
0
10
20
30
40
50
60
Japan South Korea US UK
LNG dem
amd (bcm
pa)
2008 2009E
Der LNG Bedarf fällt aktuell geringer aus als erwartet und produziert mittelfristig ein Überangebot
200
220
240
260
280
300
320
340
360
2008 2010
LNG
sup
ply
(bcm
pa)
existing QatarRussia IndonesiaYemen Perumalaysia
Im nächsten Jahr werden Steigerungen in LNG Lieferungen um 93 bcm erwartet, im Vergleich zur LNG-kapazität im Jahr 2008…
36% (93 bcm pa)
neueVerflüssings
kapazitätwerden biszum Endedes Jahres
2020 erwartet!
-12%
-7%
+34%
... Während durch die Rezession der Bedarf der größten LNG –verbraucher zurückgegangen ist
Der Erfolg der shale gas Produktionhat den US-Importbedarf signifikant
verringert !
Steigerungen imUK LNG Import
seit neue Regas-Kapazität in
Betrieb gegengenist
+850%
Seite 16© VNG 2010
China könnte die LNG-Überkapazitäten absorbieren …
26%
25%
4%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Gas volum
es (bcm
pa)
Russia
Uzbekistan
Kazakhstan
Myanmar
Turkmenistan
contracted LNG
domestic production
demand
Gasverbrauch und mögliche Lieferung
26%25%
4%
Ernsthafte Gasknappheit imNovember 2009 in Zentralchinaunterstreicht den zusätzlichen
Lieferbedarf
China 2007 Primärenergieverbrauch
Coal66%
Oil18%
Gas3%
Nuclear1% Hydro
2%
Biomass10%
Renewables0%
2,170 bcmepa
China muss die Dominanzder Kohle reduzieren,
nicht allein wegen CO2, auch SOx und NOx spielen
eine große Rolle. Gas scheint die einzige
Lösung!
Seite 17© VNG 2010
LNG – Ausblick Nachfrage-/Liefersituation
0
100
200
300
400
500
600
LNG produ
ction vo
lumes (m
tpa)
Speculative Supply
Proposed Supply
Qatar firm
Firm Supply
LNG demand projection
Qatar Supplies
Steigende Unsicherheitwegen Preis- und
Nachfrageturbulenzen
LNG Überkapazität – Verkauf in Spotmärkte oder in Fernen Osten
“By 2013, 2012, the world will see more
demand than supply”, Qatar
Energie Minister Abdullah al-Attiyah
am 7.November 2009
Seite 18© VNG 2010
Konzentration auf Produzentenseite
Seite 19© VNG 2010
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Delivered
Cost (US$/m
cf)
Norway
Qatar
Trinidad
US Shale
Yamal (Bov Pipe)
Yamal LNG
Shtokman LNG
Die Situation von Gazprom ist in derMomentaufnahme schwierig …
Gazprom’s künftige Lieferquellensind auf gegenwärtigen Preisniveaunicht wirtschaftlich
Eine Verschiebung des Shtokman-Projekts erscheint immerwahrscheinlicher
Niedrigpreisszenario
Seite 20© VNG 2010
Aktuelle Preisentwicklungen an deutschen Handelspunkten
10
15
20
25
30
Apr. 09 Jun. 09 Aug. 09 Okt. 09 Dez. 09 Feb. 10 Apr. 10
Win 09 Win 10 Win 11
10
15
20
Apr. 09 Jun. 09 Aug. 09 Okt. 09 Dez. 09 Feb. 10 Apr. 10
25
Sum 10 Sum 11 Sum 12
Seite 21© VNG 2010
Mögliche Ursachen für aktuelle Preisbewegungen
(öffentliche) Ankündigung der Produzenten (Statoil, ExxonMobil, Qatargas), Förderung in spätere Zeiträume zu verschieben,
Wartungsarbeiten und Ausfälle in der norwegischen Upstream-Infrastruktur,
Zunehmendes Interesse von Finanzinvestoren (Gas als „realer“ Wert, der zudem zu seinen Substituten unterbewertet ist)
steigende Strompreise, d.h. lukrativer Spark Spread zur Stromproduktion aus Gas,
LNG-Verkäufe tendenziell Richtung USA, statt UK,
vergleichsweise kühle Temperaturen.
Seite 22© VNG 2010
Fazit
Das aktuelle Preisniveau ist vor allem durch die Überkapazitätssituation im LNG-Markt indiziert.
Das Investitionsklima ist aufgrund des Preisniveaus, der Turbulenzen an den Finanzmärkten und der Unsicherheit über die künftige Nachfrage ungünstig.
Der Gasmarkt ist auf dem Weg zum Weltmarkt, aktuell aber noch regional aufgestellt.
Institutionelle Anleger drängen auf den Markt und bringen die Regeln und Regularien der Finanzmärkte mit.
Europa hat ausreichend Alternativen, den künftigen Bedarf zu decken.
Die oligopolistische Struktur in der Produktion bedarf ausreichend großer Gegenkräfte.
Seite 23© VNG 2010 Seite 23
• Die Rolle der Ölpreisbindung bestimmt sich im internationalen Gashandel.
• Im Großhandel müssen die Produkte angeboten werden, die der Markt verlangt.
Strukturierte Beschaffung? Ja, aber nicht auf eine Karte setzen!
1. Kombination aus langfristiger und kurzfristiger Beschaffung (Vertikale und Horizontale Beschaffung)
2. Kombination aus verschiedenen Anbindungen z.B. GO/FO, HEL/HSL, TTF, Festpreise, etc.
3. Segmentorientierte Beschaffung
4. Ergänzende Maßnahmen zur Diversifizierung
Implikationen für die Beschaffung
Seite 24© VNG 2010
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!