Von Robert Rethfeld*)

Weltweit werden pro Jahr 472 Mill. Tonnen Erdgas verflüssigt und verschifft. Die höchsten Exportkapazitäten haben Australien (88 Mill.), die USA (86 Mill.), Katar (77 Mill.) und Russland mit 35 Mill. Tonnen jährlich. Malaysia, Indonesien, Algerien und Oman sind weitere größere LNG-Exporteure.

Flüssiggas-Exportkapazitäten werden sich insbesondere in den Jahren 2024 bis 2026 erhöhen. Eine Kapazität von 136 Mill. Tonnen/Jahr ist derzeit im Bau oder verfügt über eine Baugenehmigung. Im Jahr 2023 wird nur ein geringer Zuwachs erwartet (Mauretanien mit 2,5 Mill.). 2024 dürfte eine Kapazität von 30 Mill. Tonnen/Jahr und 2025 weitere 70 Mill. Tonnen/Jahr hinzukommen, darunter große Projekte in Katar, USA, Kanada, Russland, Nigeria und Mosambik. Ende 2026 dürfte die weltweite LNG-Kapazität etwa 620 Mill. Tonnen/Jahr betragen, ein Anstieg von 30% gegenüber dem Jahr 2022. Katar wird seine Kapazität dann um 50% ausgebaut haben. Die US-Kapazität wird sich zwischen Januar 2024 und Januar 2026 um etwa 30% erhöhen.

Russland plant, seine LNG-Exportkapazität bis zum Jahr 2035 auf 100 bis 140 Mill. Tonnen/Jahr auszubauen. Dies könnte Russland zum größten Flüssiggas-Exporteur der Welt machen. Aktuell beträgt der Anteil 8%. Es bleibt offen, wie sehr die Sanktionen laufende Bauprojekte wie Arctic-LNG in Sibirien oder Planungen wie Baltic-LNG nahe Sankt Petersburg verzögern. Aber China ist schon jetzt Lieferant wichtiger Komponenten, sodass die Terminals dennoch fertiggestellt werden könnten. Russisches Erdöl und russische Kohle dürfen nicht in die Europäische Union eingeführt werden. Im Falle Erdgas (Pipeline und LNG) gilt dies nicht. Russland liefert Flüssiggas weiterhin auch in die EU.

Deutschland verbraucht pro Jahr etwa 72 Mill. Tonnen Gas (100 Mrd. Kubikmeter). Russland lieferte bis zum Jahr 2021 mit 36 Mill. Tonnen via Pipeline etwa die Hälfte. In einem im Dezember 2022 abgeschlossenen Vertrag wird Katar 15 Jahre lang ab dem Jahr 2026 jährlich 2 Mill. Tonnen Flüssiggas nach Deutschland verschiffen. Das sind etwa 3% des heutigen Bedarfs. Ein weiterer Vertrag mit Oman scheint unterschriftsreif zu sein. Allerdings entsprechen die verhandelten 0,8 Mill. Tonnen pro Jahr etwa zehn Schiffsladungen oder 1,2% des Gesamtbedarfs. Viele Verträge sind das noch nicht, aber die Zurückhaltung hat Gründe.

Der Blick in die kommenden Jahre zeigt eine deutliche Verbesserung der Angebotssituation ab den Jahren 2024/25 bei einer gleichzeitig stabil bleibenden Nachfragesituation. Käme dies so, würden ab dem Jahr 2027 Überkapazitäten aufgebaut werden. Schon im Jahr 2021 hatte der weltweite Handel per LNG-Tanker einen höheren Anteil am Gesamthandel (51%) als der interregionale Handel via Pipelines (49%). Europa importiert etwa 33% der für den weltweiten Export bestimmten Produktion.

In den 1970er Jahren entstand die Angewohnheit, langfristige Gaslieferverträge an den Ölpreis (Brent) zu koppeln. Dies wurde für LNG-Lieferungen übernommen. Das Thema wird nicht allzu hoch gehängt. Aber es ist bekannt, dass der sogenannte „Slope“ früher etwa 10% betrug. Der Slope bezeichnet den ausgehandelten Prozentsatz als Abschlag vom Ölpreis. Beispiel: Ein Brent-Preis von 100 Dollar/Barrel bedeutet bei einem Slope von 10% einen LNG-Preis von 10 Dollar/MMBtu. Der europäische TTF-Future notierte bis zum Jahr 2014 teilweise unterhalb des in Langfristverträgen ausgehandelten Preises. Dies führte zur Bevorzugung von Spot- und Futures-Märkten durch die Käuferseite. Langfristige Lieferverträge (ob Pipeline oder LNG) wurden gemieden. Dieses Verhalten rächte sich, als der Markt 2021/22 nach oben drehte. So verdienten sich Norwegen (Equinor), Katar (Qatar Energy) sowie Energiemultis wie Shell, BP, Total, ExxonMobil und Chevron eine goldene Nase.

Seit dem Einmarsch von Russland in die Ukraine ist der Markt ein Verkäufermarkt gewesen. Katar und Co. versuchen Slopes von 12%, teilweise von 14% durchzusetzen. Mit 12% scheinen sie im Jahr 2022 vermehrt durchgekommen zu sein. Aber die Preise fallen, die Käufer gewinnen Oberwasser beim Ab­schluss neuer Verträge. Wer soll das ab dem Jahr 2025 angebotene, zusätzlich fließende LNG abnehmen?

Weltweit werden etwa zwei Drittel der LNG-Lieferungen auf Basis langfristiger Lieferverträge durchgeführt. Den Verkäufern dürfte bewusst sein, dass sich das Opportunitätsfenster für hohe Slopes schließen wird. Der Versuch, die Produktion langfristig abzusichern, ist die Chance für die Käufer, Erdgas zu einem günstigen Preis zu erhalten. Der aktuelle Brent-Preis von 85 Dollar/Barrel bedeutet, dass LNG aus langfristigen Lieferverträgen für 8 bis 9 Dollar/MMBtu zu haben ist, also für etwa 3 bis 3,5 Euro-Cent/kWh.

Der TTF-Future notiert bei 51 Euro/MWh (= 5,1 Euro-Cent/kWh). Charttechnisch verfügt der Future erst bei 30 Euro/MWh über eine Unterstützung, dem Hochpunkt des Jahres 2018. Dieser Wert könnte im Verlauf der kommenden Monate erreicht werden, das Rad hätte sich nahezu zurückgedreht.

*) Robert Rethfeld ist Herausgeber des handelstäglichen Börsenbriefs Wellenreiter-Invest.