Gasmärkte mit Blick auf asiatische LNG-Preise und Strommarkt

Die Risikoaufschläge seit Beginn der Eskalation in Nahost wurden an den Gasterminmärkten zwischenzeitlich weitgehend wieder ausgepreist. Die weitere Entwicklung der Gaspreise im November hängt vom Wetter und der geopolitischen Lage, aber auch von der asiatischen LNG-Nachfrage ab.

November statistisch weniger volatil als Oktober

Im langfristigen Durchschnitt zeigt sich der Frontmonatshandel im Monat November weniger volatil als im zurückliegenden Monat Oktober. Ausgehend vom Monatsdurchschnittspreis weichen aus statistischer Sich die Preise meist nicht mehr als 17 Prozent nach oben oder unten ab.

Für den aktuellen Monat ergibt sich damit ein statistisches Schwankungsband (95/5 Konfidenzintervall)  für den Handel von Frontmonat Dez-23 von minimal 39 EUR/MWh (5% Quantil) und maximal 55 EUR/MWh (95% Quantil).

Im Folgemonat Dezember hingegen, zeigt sich der Frontmonatshandel deutlich volatiler. Hier waren in der Vergangenheit Abweichungen vom Monatsdurchschnitt von bis zu 30 Prozent zu beobachten.

Milde Wetterprognosen

Aus den jüngsten Wetterprognosen läßt sich kein Potential für extreme Preisentwicklungen ableiten. Bis zum Wochenende soll es kühler und auch deutlich windärmer als zuletzt werden. Das erklärt die jüngst feste Entwicklung der Gaspreise am Prompt.

Im weiteren Verlauf des Novembers sollen sich die Tagesmitteltemperaturen in Deutschland zwischen 5-9° C entwickeln und würden damit weiterhin um bis zu 2 Grad über der saisonalen Norm liegen. Auch die Windstromproduktion soll in der nächsten Woche wieder über der Norm liegen.

Eine Veränderung der geopolitischen Lage kann die Stimmung am Markt natürlich sofort ändern. Derzeit erscheint es jedoch, dass die Märkte die aktuelle Situation weitgehend eingepreist haben. Die Händler schauen daher nach Asien aber auch auf den Gas-Kohle-Switch.

Steigende LNG Nachfrage in Asien

Für den Frontmonat Dez-23 wurden zuletzt am asiatischen JKM bis zu 17,5 USD/MMBtu bezahlt, umgerechnet rund 54 EUR/MWh. Die TTF LNG Futures an der ICE notierten für Dez-23 zuletzt bei rund 14,50 USD/MMBtu, d.h. 3 USD/MMBtu (rund 9 EUR/MWh) weniger als am asiatischen JKM.

Die fünf größten asiatischen LNG-Nachfrageländer (Japan, China, Südkorea, Taiwan, Indien) importierten seit Beginn des Monats 78 LNG-Lieferungen und erwarten in den nächsten zwei Wochen eine vergleichbare Anzahl von LNG Tankern.

Das entspricht ungefähr der doppelten LNG-Importmenge als in Europa. Nichts ungewöhnliches, vergleicht man dies mit den Statistiken der Vormonate. Aus europäischer Sicht darf sich jedoch der Preisspread zwischen beiden Märkten nicht weiter vergrößern bzw. sollte sich eher verkleinern, um den Winter hindurch genügend LNG Importe zu realisieren.

Gas-Kohle-Switch begrenzt Aufwärtspotential

Ein weiteres Aufwärtspotential der Gaspreise wird durch den Gas-Kohle-Switch begrenzt. Die Gaspreise verlaufen aktuell am oberen Ende der Switching Range. Beim aktuellen Preisniveau sind Gaskraftwerke zur Stromerzeugung mit einem Wirkungsgrad von weniger als 60 Prozent nicht mehr im Geld.

Gaskraftwerke mit einem Wirkungsgrad von 58 Prozent produzierten zuletzt zu den gleichen Kosten Strom als Steinkohlekraftwerke mit einem Wirkungsgrad von 40 Prozent, d.h. der Clean Spark Spread und Clean Dark Spread war bei diesen Wirkungsgraden identisch.

Daher fiel zuletzt in Deutschland die Stromnetzleistung der Gaskraftwerke an manchen Tagen unter 3 GW. Der Anteil von Erdgas an der Gesamtstromerzeugung fiel damit zeitweise auf bis zu 5 Prozent. In den Vormonaten lag der Anteil noch bei bis zu 15 Prozent.