1 Der Gasmarkt in Europa II - DIW · 2020-06-29 · Œ Energiepreise, Portfolio- und Risikoanalyse Ł Anwendungs-Spin-off seit 2001: ... Offshore-Gaspipeline Onshore-Ölpipeline Öl

© Prof. Dr. Georg Erdmann

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Der Gasmarkt in Europa (II)Prof. Dr. Georg Erdmann

TU Berlin � [email protected]

DIW � SWP-Konferenz�Energiepolitik in Deutschland zwischen

Wettbewerbsfähigkeit und Nachhaltigkeit�Berlin, den 1. Juni 2006


2

� Gegründet 1995 an der Technischen Universität Berlin

� Forschungsgebiete:� industrieökonomische Analyse von Energiemärkten� energietechnische und institutionelle Innovationen� Energiepreise, Portfolio- und Risikoanalyse

� Anwendungs-Spin-off seit 2001: www.prognoseforum.de

� Von 1982 bis 1995 war Prof. Dr. Erdmann an der ETH Zürich und am Paul Scherer Institut in der Schweiz tätig.

Profil des Fachgebiets �Energiesysteme�

29th IAEE International Conference �Securing Energy in Insecure Times�

7-10 June 2006 - Potsdamhttp://www.gee.de/2006-IAEE/index.php


3 Meine Thesen zum Europäischen Gasmarkt

1. Die Öffentlichkeit neigt dazu, die mit der mittelfristigen Pipeline-Gasversorgung Europas verbundenen Probleme zu unterschätzen.

2. Die mit vermehrtem LNG-Import verbundenen Preishoffnungen sind trügerisch.

3. Politischer Liberalisierungsdruck könnte Margen der Transport- und Verteilunternehmen senken � zugunsten der Unternehmen außerhalb des EU-Rechtsraums


4

Mittelfristige Versorgung Europasmit Pipeline-Erdgas


5 Fossile Energiereserven

Energieträger[in Mio. t.o.e.]

kumulierteFörderungbis Ende

2003

Reservenstatische

Reichweite[Jahre]

konventionelles Erdöl 135 000 162 00040,5

unkonventionelles Erdöl 66 000

konventionelles Erdgas 57 000 127 00066,7

unkonvention. Erdgas 2 000

Quellen: berechnet nach Angaben der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoff-wesen BGR 2003 sowie des BP Statistical Review of World Energy 2005


6Langfristiges Erdgasangebot in der EU15

[Quelle: Eurogas 2002]

0

100

200

300

400

500

Mill

ione

n t.o

.e

1999 2005 2010 2015 2020

Europäische Produktion

Langfrist-Importkontrakte

offener Rest

400 Mrd. m3


7 Erdgasmarkt Großbritannien [Quelle: Transco plc]

Mrd. m3


8

Reserven und Förderung � Groningen[Quelle: BGR]

Mrd

. m3 verbleibende Reserven

3�000

2�500

2�000

1�500

1�000

500

1960 1970 1980 1988


9 Norwegen � Förderung mit Perspektiven

NCS: Norwegian Continental Shelf


10 Globale Erdgasreserven [Quelle: BGR]

reserves

resources

cumulated production

end of 1998

439 Bio. m3


11

Erdgas-Versorgung aus Russland [Quelle: IEA 2002]


12

BP-Amoco

ExxonMobil


13Erdgasspeicher [Arbeitsvolumen; Quelle: Eurogas 2004]

0

2�000

4�000

6�000

8�000

10�000

12�000

14�000

16�000

18�000

20�000

Mio

. cbm

D I F UK H CZ NL A SK E DK B

Bei ~400 Mrd. m3 Nachfrage nur ~60 Mrd. m3 Speicherkapazität !


14Kosten zusätzlicher Gas-Transportrouten[Zieljahr 2010; Observatoire Meditennanéen de l�Énergie 2000]

0

1

2

3

4

0 50 100 150 200 Mrd. m3

USD/Million BTU[1 Mbtu ≈ 30 kWh]

ALG

-TN

S, P

L

ALG

-MA

R, P

L

LIB

YA, P

L

ALG

, LN

GLI

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, LN

G

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N, L

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L


15 Erdgas-Pipelinetransit aus Russland etc.

Nabucco-Projekt


16 Zwischenfazit Pipeline-Erdgas

� Europa verfügt über ein vergleichsweise hohes Potential an Pipeline-Gasimport.

� Das Pipeline-Gas wird künftig vermehrt aus größeren Entfernungen und politisch schwierigen Gebieten kommen.

� Ohne eine Verbreiterung der Versorgung (Pipelines nach Zentralasien, in die Golfregion und nach Nordafrika) wird die einseitige Abhängigkeit von Russland stark zunehmen.

� Die dafür erforderlichen Pipeline-Investitionen haben nur bei �politischem Backing� eine Chance.

� Unabhängig davon, ob die EU-Kommission dieser Aufgabe gewachsen ist, konzentriert sie sich momentan (zu sehr) auf binnenwirtschaftliche Regulierung und Investitionslenkung.


17

Perspektiven des LNG-Imports nach Europa


18

Energietransport über weite Entfernungen[Quelle: Hatamian, H. (1998) Natural gas supply and demand problems.

Journal of Petrol. Techn., 58-63]

20

40

60

80

100

120

2�000 4�000 6�000 8�000 10�000

USD/t.o.e

Liquid Natural Gas LNG

Onshore-GaspipelineOffshore-Gaspipeline

Onshore-Ölpipeline

Öl per Schiff

km


19 LNG-Exportterminals [Quelle: NPC 2003]

vorhandenim Baugeplant

Atlantischer Markt Pazifischer Markt

Pipeline-Projekte (Alaska/Mackenzie; Turkmenistan/Iran) mit Folgen für andere Regionen


20 US-City-Gate-Erdgaspreise [Quelle DOE-EIA Mai 2006]

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

USD/MMBtu

BAFA-Grenz-Übergangspreis

September 2005

Ostküste

Westküste

0,02 €/kWh

0,04 €/kWh


21 Erdgaspreise in UK und NL [Prognoseforum-Datenbank]

National Balancing Point(NBP) - Spot

Title Transfer Facility(TTF) - Frontmonat

0

10

20

30

40

50

60

70

Jul 2005 Oct 2005 Jan 2006 Apr 2006

EUR

/MW

h


22 US-Erdgasförderung [Quelle: EIA/Baker Hughes]


23 US-Erdgasimporte [Prozent vom Erdgasangebot]


24Electricity sector winter gas burn[Quelle: Energy Venture Analysis September 2004]


25Szenarium für die Gasversorgung der USA

[Quelle: National Petroleum Council NPC 2003]


26 Zwischenfazit LNG-Perspektiven

� LNG-Marktpreise werden nicht von den LNG-Kosten abhängen, sondern von der Erdgas-Martklage in den Verbraucherregionen.

� Vorausgesetzt, es gibt freie Entladekapazitäten, wird LNGinnerhalb des atlantischen Markts an den Hafen mit dem höchsten Gaspreis geliefert.

� Tendenziell wird dies die amerikanische Ostküste sein. In Sondersituationen kann es umgekehrt sein(Winter 2005/6 mit hohen UK-Spotpreisen).

� Mit dem LNG-Markt wird der amerikanische Erdgasmarkt (mit seiner prinzipiell rückläufigen Pipeline-Versorgung) das kurzfristige Erdgaspreisniveau in Europa bestimmen.

� Die Hoffnung, mit wachsendem LNG-Wettbewerb einen Wettbewerbsdruck zugunsten sinkender Gaspreise aufbauen zu können, erscheinen unter diesen Umständen illusorisch.


27

Politischer Wettbewerbsdruck und Margenverteilung im

Europäischen Gasmarkt


28 Preisbindung in der Wertschöpfungskette

FörderungImport und

Ferntransport Verteilung

noch überwiegend10-25-jährige

ToP-Verträge mit(Heizöl-) Preisbindung

Bedarfs- maximale Deckung Laufzeit >80% >2 Jahre>50% >4 Jahre

globales Oligopol

kein diskriminierungs-freier Netzzugang und keine Preisaufsicht

geostrategische Versorgungsrisiken

�nationales� Oligopol

diskriminierungsfreier Netzzugang

keine BNetzA-Preisaufsicht

kleinräumiges regionales Monopol

diskriminierungsfreier Netzzugang

BNetzA-Preisaufsicht


29

Erdgas-Grenzübergangspreise[Deutschland; Monatsmitte; Quelle: BAFA 2006]

0

10

20

30

40

50

60

1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005

Erd

öl [E

UR

O/B

arre

l]

0

5

10

15

20

Erd

gas

[EU

RO

/MW

h]

Erdöl Brent DTD

Erdgas-Grenzübergangspreis


30 Erdöl-Preisbindung der Erdgaspreise

p = 0,953 + 0,412 · movav(BRENT,12)

174 BeobachtungenZeitraum: 1991-2005R2 = 0,97

(9,58) (83,9)

-2

-1

0

1

2

4

8

12

16

20

91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05Residuum des ModellsErdgas-Grenzübergangspreisf(movav(Brent,12))

EU

RO

/MW

hH

oE

UR

O/M

Wh

Ho


31 Heizöl-Preisbindung der Erdgaspreise

-1.5

-1.0

-0.5

0.0

0.5

1.0

1.5

4

6

8

10

12

14

16

94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04ResidualErdgas-Grenzübergangspreisf(movav(HEL-Rheinschine,12))

EU

RO

/MW

h H

o

EU

RO

/MW

H H

o

p = -2,35 + 0,467 · movav(HEL,12)

127 BeobachtungenZeitraum: 1994-2004R2 = 0.98

(-15,89) (79,6)


32

Untersagung langfristiger Gasverträge zwischen Ferngas- und Verteilgesellschaften

� Schaffung eines liquiden Großhandelsmarkts� mehr (physische) Anbieter (LNG, �Überspringen� der

nationalen Ferngasgesellschaften)� Entwicklung von Erdgas-basierten Finanzprodukten� Emanzipation des Erdgasmarkts vom Heizölmarkt� Verbesserte Realisierung von GuD- und KWK-Projekten

� Marktmacht der Upstream Erzeuger bleibt (trotz LNG)� Kosten der Absicherung der erwarteten Preisvolatilität � Kaum Aussicht auf tiefere Endverbraucherpreise �

angesichts der engen Substitutionskonkurrenz zu Heizöl� Margenbegrenzung der Netzgesellschaften begünstigt die

Margen der ausländischen (staatlichen) Erzeuger.

Ziele

aber


33 Zwischenfazit: Wettbewerb und Regulierung

Ziele der Erdgas-Beschleunigungsrichtlinie 2003/55/EC:

→ Effizienzgewinne

→ tiefere Preise

→ bessere Versorgungsstandards

→ mehr Wettbewerb

Wenn sich die Erdgaspolitik nur auf die einschlägigen Konzepte ökonomischer Lehrbücher (und die Interessen der Finanzmärkte) stützt und dabei die fundamentalen physikalisch-technischen Bedingungen der Erdgasversorgung vernachlässigt, können die vorgenannten Ziele nicht erreicht werden.


34

Thank you for your attentionTel: +49 (030) 314 246 56Fax: +49 (030) 314 269 [email protected]

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