Gas und Öl sollen getrennte Wege gehen
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Singapore Exchange eröffnet das neue Zeitalter in der Geschichte des fossilen Brennstoffs

Der “Singapore Sling” ist ein Cocktail mit so vielen Zutaten, dass kaum je einer wie der andere schmeckt. Daher scheint es ein etwas unpassender Name für einen Vertrag, der helfen soll, den weltweiten Handel mit Gas zu standardisieren. Das hat den Singapore Exchange, einen Markt für Aktien, Bonds und Derivate, allerdings nicht abgeschreckt. Letztes Jahr, im Rahmen der Bemühungen des Stadtstaates, ein globales Zentrum für den Handel mit verflüssigtem Naturgas (LNG) zu werden, entwickelte dieser den etwas sperrigen SLInG, einen Spotpreis-Index für asiatisches LNG. Am 25. Januar wurde der durch einem Vertrag über Derivate ergänzt. Allerdings ist es noch ein langer Weg. Stand jetzt werden laut Vertretern lediglich 5% der asiatischen Handelsvolumen über den Spotmarkt abgewickelt. Stattdessen wird der internationale Gasmarkt dominiert von langfristigen Verträgen in Zusammenhang mit dem Ölpreis, sowohl für über Pipelines geliefertes Gas als auch LNG: Diese Anomalie geht zurück auf die 1960er, als europäische Förderer, die gerade ihre ersten Gasfelder erschlossen, keine Preis hatten, auf den sie sich in langfristigen Verträgen berufen konnten, so dass sie einfach den Ölpreis nahmen. Seitdem haben sich Angebot und Nachfrage für beide Rohstoffe in unterschiedliche Richtungen entwickelt; die Indizierung des Öls ist in zunehmendem Maße ungeeignet, die Unterschiede zu reflektieren.

Analysten gehen daher davon aus, dass der Preismechanismus für Naturgas vor einer Veränderung steht und sich langsam ein echter Weltmarkt ausbilden wird, wobei asiatische Handelszentren zu denen in Amerika und Europa hinzukommen. Dies sollte die Verbreitung von Naturgas beschleunigen, das als sauberster fossiler Brennstoff in vorderster Front beim Kampf gegen die globale Erwärmung stehen sollte. Doch die Produzenten, welche befürchten, dass jede Veränderung zu einem Preisverfall führen könnte, sind bereit zum Widerstand. Sie argumentieren, langfristige ölgekoppelte Verträge sind nach wie notwendig, um das Risiko ihrer massiven Investitionen in LNG auszugleichen. (Gazprom, ein russischer Produzent, hat in Europa das gleiche Argument mit Blick auf Pipelines genutzt.)

Langfristige und zyklische Verschiebungen erklären, warum die Kluft zwischen den beiden fossilen Energieträgern sich vergrößert hat. Der Handel mit LNG hat in der letzten Dekade massiv zugenommen (siehe Karte). Adrian Lunt von der Singapore Exchange sagt, dass LNG mittlerweile mit Stahl um die Stellung des zweitmeist gehandelten Rohstoffes hinter Öl ringt. In den letzten 40 Jahren ist der Anteil von Naturgas im Energiemix von 16% auf über 21% gestiegen. Der Anteil von Öl ist hingegen gesunken. Gas generiert 22% der weltweiten Elektrizität; Öl lediglich 4%. Es könnte sinnvoller sein, den Preis von Naturgas an den der Kohle zu koppeln, gegen die es als Energiequelle konkurriert.

Darüber hinaus sind im gegenwärtigen Jahrzehnt die Aussichten für Gaspreise sogar noch pessimistischer, als für Öl. Das Forschungsunternehmen Sanford C. Bernstein schätzt, dass das weltweite Angebot an LNG im Laufe der kommenden drei Jahre um ca. ein Drittel zunehmen wird, was die Überkapazität auf ungefähr 10% steigern würde. (Es gibt weitaus weniger Überangebot im Ölmarkt.) Mindestens 130 Milliarden Dollar der Investitionen in den Ausbau der Förderung entfallen auf Australien, das innerhalb weniger Jahre Katar als weltgrößten Produzenten von LNG ablösen wird. Auch Amerika wird zu den Überkapazitäten beitragen. Dessen erste, stark verspäteten LNG-Exporte sollen in wenigen von der Golfküste aus verschifft werden.

Investitionen in Verflüssigungszüge, Tanker, Regasifizierungsterminals und weiterer notwendiger Infrastruktur, um Naturgas zu verschiffen wurden angetrieben von einer wachsenden Nachfrage aus Asien. Japan und Südkorea benötigten nach dem japanischen Fukushima-Desaster 2011, das sie zwang, ihre Atomreaktoren herunterzufahren, dringend LNG. China betrachtete LNG als Möglichkeit, seine Energiequellen zu diversifizieren und die Verschmutzung durch Kohle zu verringern. Allerdings stiegen diese Länder, welche mehr als die Hälfte des weltweiten LNG-Verbrauchs ausmachen, unerwartet auf die Bremsen.

Der folgende Angebotsüberschuss hat zur Folge, dass der Spotpreis für Gas in Asien stark gefallen ist. Darunter leiden vor allem die Käufer, welche langfristige, ölgekoppelte Verträge abschlossen, als der Rohölpreis noch weitaus höher lag. Mel Ydreos vom Industrieverband International Gas Union sagt, dass mit solche Verträgen belastete chinesische Unternehmen nun versuchen, die Versorger dazu zu bringen, diese neu zu verhandeln. Er bemerkt dass vor kurzem ein katarisches Unternehmen zustimmte, einen langfristigen Vertrag mit einem indischen Unternehmen neu zu verhandeln und schließlich das Preis halbierte.

Der Preisverfall in Asien hat die Kosten für in verschiedenen Teilen der Welt gehandeltes Naturgas wieder stärker einander angenähert. Amerika ist dabei ein Sonderfall. Dank des enormen Angebots infolge der Ölsand-Revolution ist dessen Henry Hub-Benchmark mit Abstand die günstigste der Welt, mit nur knapp über 2 Dollar pro Million British Thermal Units (MBTU). Nimmt man jedoch die Verflüssigungs- und Transportkosten dazu, steigen die Preise auf über 4 Dollar pro MBTU. In Europa und Asien liegen sie einen oder zwei Dollar darüber. Vor einigen Jahren wäre die Preisspanne weitaus größer gewesen, von 5 Dollar am Henry Hub bis 19 Dollar in Asien. Homogenere Preise seien ein wichtiger Schritt in Richtung eines globalisierten Marktes, sagt Trevor Sikorski von der Unternehmensberatung Energy Aspects.

Doch auf dem Weg dahin müssen noch einige weitere Hürden genommen werden. Zunächst müssen die Handelsmärkte mit einem Mix aus Pipeline-Gas und LNG tiefer werden, um verlässlichere Preise zu bieten. Vor allem Asien mangelt es hier an Infrastruktur und internationalen Verflechtungen. Zweitens müssen Terminmärkte den Produzenten ermöglichen, sich gegen Preisschwankungen abzusichern, wenn sie in teure neue Kapazitäten investieren. Und drittens benötigen die Endverbraucher deregulierte Energiemärkte, um den Wettbewerb für die besten Angebotsquellen zu fördern. Auch diese sind in Asien eher selten. Lediglich Japan fängt gerade überhaupt an, seine Elektrizitäts- und Gasmärkte zu liberalisieren. (In der Zwischenzeit könnte die abzusehende Welle amerikanischen LNGs in Asien Henry Hub zu einem nützlichen Referenzpreis machen.)

Das stärkste Argument für Reformen könnte die Angst davor sein, was ohne diese geschieht. Nur Wenige erwarten, dass die Überkapazitäten im Ölmarkt länger als ein oder zwei Jahre anhalten, woraufhin die Rohölpreise wieder stark ansteigen könnten. Das Überangebot im LNG-Markt hingegen könnte bis in die 2020er reichen, in welchem Fall die Disparitäten zwischen Spot- und ölgekoppelten Preisen sich aufblähen und zu entschiedenem Widerstand der Abnehmer führen könnten.

Bei anderen Rohstoffen gab es ähnliche Aufstände, wenn die Spotpreise zu stark von langfristigen Verträgen abwichen. Das System von Listenpreisen für Öl zerfiel in den 1970ern. Der Spotmarkt für Eisenerz bekam infolge des Nachfragekollapses während der Finanzkrise 2008/09 einen Schub.

Produzenten und Verbraucher scheinen sich auf einen Kampf einzustellen. Am 27. Januar stimmten die Anteilseigner von Royal Dutch Shell, einem anglo-niederländischen Ölgiganten, der Übernahme von BG (zuvor British Gas) zu. Dieser Deal wird den unangefochtenen Weltmarktführer bei LNG hervorbringen. Auf der anderen Seite haben sich die beiden japanischen Versorgungsunternehmen TEPCO und Chubu Electric zum weltgrößten LNG-Käufer zusammengeschlossen, um bessere Konditionen von den Produzenten zu fördern, darunter auch Spotverträge.

Es wird ein langer, harter Kampf werden. Doch die Tage ölgekoppelter Verträge scheinen gezählt.

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