Die Preise an den Gas- und Strommärkten haben nie dagewesene Höhen erreicht. Inzwischen wird immer deutlicher sichtbar, wie die Gemengelage am Markt ist – sowohl politisch als auch auf Basis von Daten. Die Entwicklungen im Winter lassen sich noch nicht eindeutig absehen, ein Zwischenfazit ist nun allerdings möglich.
Was passiert auf den Gas- und Strommärkten?
Auf dem globalen Gasmarkt herrscht derzeit große Knappheit. Das hat mehrere Gründe:
- Geringe Investitionen in neue Förderkapazitäten, teils aufgrund allgemein niedriger Rentabilität der Industrie in den letzten Jahren (schon 2015 bis 2019 lag die Öl- und Gas-Explorationstätigkeit 21 Prozent unter dem Schnitt von 2012 bis 2014), zusätzlich verstärkt durch die Coronakrise, die einen nochmaligen Einbruch von 24 Prozent verursacht hat
- Die Nachfrage, insbesondere in Asien, hat sich deutlich schneller erholt als noch letztes Jahr erwartet. Sie wird dort durch Knappheiten im Kohlemarkt zusätzlich angetrieben.
- Ein kalter und langer Winter 2020/21 in vielen Teilen der Nordhälfte des Planeten, der zu niedrigen Speicherständen zu Beginn des Sommers führte
Zu einem Teil ist die aktuelle Lage also der „ganz normale“ Schweinezyklus der industriellen Öl- und Gasförderung: auf Jahre niedriger Preise, in denen wenig investiert wird, folgt eine Knappheit, die zu extremen Preisausschlägen führt. Dies wird in diesem Mal jedoch verstärkt durch die Covid-Krise, die zu einem Rückgang der Investitionen und Verschiebungen von Wartungen von Förderanlagen und Pipelines geführt hat.
Dazu kommt offensichtlich taktisches Verhalten Russlands, das die Liefermengen in die EU verknappt und im Oktober im Vergleich zu September noch einmal zurückgefahren hat, insbesondere durch die Lieferkorridore durch die Ukraine und Polen. Auch für November wurden, trotz entgegengesetzter Signale, dort nur geringe Transitkapazitäten gebucht. Die große Frage ist, warum sich Russland angesichts der extrem hohen Preise erhebliche Profite, die es durch Mehrlieferungen erzielen könnte, entgegen lässt. Hier kommen folgende Faktoren in Betracht:
I. Als gesichert gelten kann Nord Stream 2 als Grund: Vertreter Russlands, etwa Kreml-Sprecher Dmitri Peskow und Vize-Premier Alexander Nowak, haben wiederholt signalisiert, dass man durch eine beschleunigte Inbetriebnahme von Nord Stream 2 dem Markt zusätzliche Volumen bereitstellen könnte. Da allerdings schon die bestehenden Transportkapazitäten durch die Ukraine und Polen nicht ausgelastet sind (die Gasflüsse dort lagen in der ersten Oktoberhälfte 2021 um 51 Prozent beziehungsweise 59 Prozent unter denen in der ersten Oktoberhälfte 2020), sind Transitkapazitäten nicht der begrenzende Faktor, und die Knappheit wird hier als politisches Druckmittel verwendet.
II. Zusätzlich könnte Russland eine Rückkehr zu langfristigen Verträgen erreichen wollen, indem es durch die Knappheit Abnehmer überzeugt, neue langfristige Lieferverträge zu fixen Preisen abzuschließen. Für diese These sprechen Aussagen von Wladimir Putin. Putin macht „Schlaumeier“ in der Europäischen Kommission, die die Abschaffung von langfristigen Verträgen und die Bepreisung von Erdgas anhand von Spotpreisen befürwortet haben, für die Krise verantwortlich.
Was sind die Folgen?
Durch die hohen Gaspreise steigen auch die Strompreise, denn Gas ist der wichtigste Treiber auf dem Stromgroßmärkten. Unmittelbar am meisten betroffen davon sind diejenigen, die direkt an den Großmärkten aktiv sind, insbesondere Energieversorger und die Industrie, und sich nicht langfristig abgesichert haben. So gab es in den letzten Wochen bereits Insolvenzen kleinerer Versorger und Ankündigungen von Industrieunternehmen, ihre Produktion zurückzufahren.
Eine große Pleitewelle bleibt bisher aus, ist aber durchaus denkbar. In solchen Fällen bietet das deutsche Grundversorgersystem prinzipiell eine gute Absicherung; problematisch wird es jedoch, wenn auch Grundversorger insolvent gehen, wie im Tagesspiegel Background vor einigen Tagen in den möglichen Auswirkungen beschrieben. Für einen solchen Fall wäre ein Auktionssystem, in dem andere Versorger beim Regulator Gebote zur Übernahme der betroffenen Kunden abgeben, ein gangbarer Weg. Ein solches gibt es bereits in Großbritannien, wo seit dem Sommer die Versorger von mehr als zwei Millionen Haushalten Pleite gegangen sind.
Das größere Problem dürfte allerdings sozial sein: Versorger beginnen bereits, die höheren Beschaffungskosten an Haushalte weiterzugeben. Der Kostenanstieg ist ein temporärer inflationärer Schock, der arme Haushalte deutlich mehr betrifft als wohlhabendere.
Verändert die Gaskrise die Logik der globalen Gasmärkte?
Ja, und nein. Die aktuelle Lage ist eine Abkehr von den vergangenen zehn Jahren, die von überversorgten LNG-Märkten geprägt waren. Die oben beschriebene Knappheitslage erleichtert es Russland deutlich, durch das Zurückhalten von Liefermengen den Markt merklich zu verknappen – in einer entspannteren Lage würden die fehlenden Lieferungen einfach durch LNG ersetzt.
Wie schnell könnte auf den LNG-Märkten also Erholung eintreten? Kurzfristig wohl nicht; die amerikanischen Exportterminals, der traditionelle „Swing Producer“, sind voll ausgelastet, und signifikante Neubauten gehen voraussichtlich erst Mitte des Jahrzehnts in Betrieb. Insgesamt führen bisherige Investitionsentscheidungen zu einem globalen Anstieg der LNG-Exportkapazitäten von 30 Prozent bis 2026, noch einmal 40 Prozent könnten in diesem Zeitraum dazukommen, wenn die entsprechenden Investitionsentscheidungen bald gefällt werden, was angesichts des hohen Preisniveaus nicht unwahrscheinlich ist.
Somit ist mittelfristig Entspannung zu erwarten, kurzfristig aber nicht, zumal sich auch die Explorationstätigkeit in den USA bisher eher schlecht als recht erholt: der Baker Hughes Rig Count, also die Anzahl der derzeitigen Öl- und Gasbohrprojekte, liegt immer noch auf etwa der Hälfte des Niveaus von 2019, was durch Probleme mit der Finanzierung neuer Öl- und Gasprojekte bedingt sein könnte.
Allerdings ist der Anreiz für jedwedes zusätzliches Gasangebot derzeit riesig – einzelne Exporteure wie Norwegen haben schon angekündigt, die Fördermengen zu erhöhen. Das sollte es im Laufe der nächsten Jahre schwieriger für Russland machen, die Preise hochzutreiben – beziehungsweise dürfte eine solche Strategie immer größere Lieferkürzungen erfordern, die dann auch zusätzliche Investitionen in anderen Ländern anreizen. An der kurzfristigen Verwundbarkeit Europas ändert das natürlich nichts.
Was sind die richtigen politischen Antworten?
Wie in Krisen üblich droht der politische Aktionismus Überhand zu nehmen. In Spanien, wo das Vertrauen von Investoren nach vergleichbaren Interventionen in den frühen 2010ern gerade erst zurückgekehrt war, verabschiedete die Regierung eine Sondersteuer für Erneuerbare, die von den hohen Strompreisen profitieren. Die Regierungschefs von Frankreich, Spanien, Griechenland, Tschechien und Rumänien fordern nichts Geringeres als die Abkehr vom europäischen Strommarktdesign, in dem das teuerste zur Erbringung der Last erforderliche Kraftwerk den Preis setzt.
Sind solche Initiativen sinnvoll? Ziemlich sicher nicht. Retroaktive Interventionen zerstören das Vertrauen von Investoren, und erhöhen damit die Kapitalkosten für Investitionen in die Energiewende. Veränderungen am Marktdesign sollten nicht als Schnellschüsse eingeführt werden: tatsächlich würden mit symmetrischen Contracts for Difference (CfD), wie sie derzeit wieder vermehrt gefordert werden, geförderte Erneuerbare in der aktuellen Marktsituation erhebliche Rückzahlungen leisten. Allerdings ist, die aktuelle Marktlage ein Sonderfall und vermutlich nicht das „neue Normal“, sodass diese aktuelle Lage die übrigen Argumente in der Debatte über das richtige Strommarktdesign keinesfalls entwertet.
Was ist also zu tun? Die sinnvollste politische Reaktion liegt darin, die kurzfristigen Folgen für einkommensschwache Haushalte abzumildern. Glücklicherweise sind zwei der effektivsten Maßnahmen hierfür auch aus Sicht der langfristigen Sektorkopplung sinnvoll, nämlich die Abschaffung der EEG-Umlage (wie in den Ampel-Sondierungen vorgesehen) und die Reduktion der Stromsteuer auf das europarechtlich zulässige Minimum von 0,1 Cent pro Kilowattstunde.
Sind Erneuerbare die Antwort?
Oft liest man dieser Tage, dass die einzige Möglichkeit, die Abhängigkeit vom Gaspreis zu senken, der schnelle Ausbau der Erneuerbaren sei. Das ist richtig, allerdings nicht in dem Zeitrahmen, in dem es viele Vertreter dieser Aussage erwarten. Auch mit sehr hohen EE-Anteilen im Strommix wird der Börsenstrompreis weiterhin im Wesentlichen von den Grenzkosten fossiler Kraftwerke beeinflusst sein.
Eine beispielhafte Aurora-Modellierung eines
Stromsystems, in dem 90 Prozent der Erzeugung von Erneuerbaren und nur 10
Prozent aus Gaskraftwerken kommen, ergibt, dass die Gaskraftwerke selbst dann
noch in über der Hälfte der Stunden den Preis setzen – und damit eine starke
Kopplung an den Gaspreis erhalten bleibt. Da Deutschland selbst im
Strommarkt von einem EE-Anteil von 90 Prozent weit entfernt ist, werden selbst
bei einer (trotzdem erstrebenswerten) starken Steigerung des EE-Ausbaus noch
auf mindestens 15 Jahre Erdgas- und Strompreis stark gekoppelt sein, vom
Wärmesektor ganz zu schweigen. Ändern wird sich das erst fundamental,
wenn die letzten Anteile Erdgas ersetzt werden.
