‍Die Entwicklung der Gasgroßhandelsmärkte in Nordwesteuropa hat dazu geführt, dass sich die Preismechanismen vom Endverbraucherwert hin zu hub-bezogenen Preisen verlagert haben.

Die Gaspreismechanismen haben sich in den letzten zehn Jahren tiefgreifend verändert; die Entwicklung des von Großhandelsmärkten begünstigten Gas-to-Gas-Wettbewerbs, und die Preise basieren nicht mehr auf dem Gaswert der Endverbraucher (Ölindexierung), sondern auf der Balance zwischen Angebot und Nachfrage auf den Großhandelsmärkten (Gashub-Indexierung). In Nordwesteuropa stieg der Anteil von Gas, das an den Hub-Index gebunden ist, von weniger als ~ 30% der gesamten gelieferten Menge im Jahr 2005 auf über ~ 90% im Jahr 2017.

Trotz dieses radikalen Wandels ermöglichen die europäischen Gasgroßhandelsmärkte den Handel mit großen Gasmengen nicht. Der Preis, zu dem ein Verkäufer bereit ist zu verkaufen, und der Preis, zu dem ein Käufer bereit ist zu kaufen, sind durch einen „Bid/Ask-Spread“ getrennt, der mit dem zu tauschenden Volumen steigt, sodass es uninteressant ist, große Mengen abzuwickeln.

Deshalb bleiben lang- und mittelfristige bilaterale Verträge die Referenz für Gaslieferungen, wenn es um große Gasmengen geht, wobei der Preismechanismus von Ölindexierung zur Gashub-Indexierung geändert wurde. Bei dieser Art von Vertrag wird der liquide Großhandelspreis nachgebildet und unangemessene Transaktionskosten vermieden. Es ermöglicht auch die Risikoteilung zwischen den Gegenparteien, da sich der Hersteller einen Absatz für seine Gasproduktion sichert, aber weiterhin dem Preisrisiko ausgesetzt ist, während der Käufer das Volumenrisiko trägt, aber einen Preis sicherstellt, der die Marktdynamik widerspiegelt.

Die lange Position der Lieferanten in Bezug auf grenzüberschreitende Kapazitäten hat zu niedrigen Preisspannen zwischen nordwesteuropäischen Drehkreuzen geführt

Seit der Entwicklung der Gasgroßhandelsmärkte in Nordwesteuropa waren die Hub-Preisniveaus stark korreliert. Die registrierten Preisunterschiede zwischen den Hubs waren niedrig im Vergleich zu den regulierten Übertragungstarifen um Erdgas von einem Markt zum anderen zu transportieren. So beliefen sich beispielsweise 2017 die jährlichen Tarife für den Transport von Gas von den Niederlanden nach Frankreich auf ~0,8 €/MWh, während PEG North nur ~0,2 €/MWh höher war als TTF.

Aus Sicht eines Produzenten sinkt der Gaswert daher, wenn es vom „Referenzhub“ (d. h. TTF) wegtransportiert wird, wie in Abbildung 1 dargestellt.

Dieses Phänomen lässt sich hauptsächlich durch den Rückgang der europäischen Gasnachfrage aufgrund der Wirtschaftskrise 2008 in Kombination mit Energieeffizienzmaßnahmen erklären. Aufgrund dieses geringeren Verbrauchs verfügten die Gaslieferanten in den meisten Fällen über freie grenzüberschreitende Übertragungskapazitäten, die sie lange im Voraus und langfristig gebucht hatten.

Da die Transporttarife an Verbindungsleitungen als versenkte Kosten von den Marktteilnehmern bewertet wurden, wurde Gas mit Grenzkosten nahe Null von einem Markt zum anderen transportiert. Dies hatte zur Folge, dass der Großteil der Gasgroßhandelspreise in Nordwesteuropa (z. TTF, ZTP, STECKER, NCG, GASPOOL) stark konvergent waren.

Die verschiedenen Akteure der Gaswertschöpfungskette waren betroffen:

• Auf der einen Seite Midstreamer waren die ersten, die unter einer solchen Situation litten; sie waren nicht in der Lage, die Kosten für grenzüberschreitende Kapazitätsbuchungen zu decken. Da die Übertragungstarife zudem höher sind als die Preisspannen zwischen den Hubs, verließen sich die Marktteilnehmer bevorzugt auf Location Swaps — auf einem Markt verkaufen und auf einem anderen kaufen — oder auf den Kauf von Kapazitäten auf dem Sekundärmarkt, anstatt primäre Übertragungskapazität zu buchen. Dies hatte negative Auswirkungen auf die Übertragungsnetzbetreiber (TSO), die ihre verfügbare Kapazität nicht kommerzialisieren konnten.
• Auf der anderen Seite hat die Liquidität und Tiefe der Großhandelsmärkte  zugenommen, da sich viele Akteure zunehmend auf sie verlassen. Einzelhändler haben die Dynamik der Großhandelsmärkte genutzt und Endkunden profitierten von niedrigeren Preisen dank der ungedeckten Übertragungskosten (siehe Abbildung 2).

Diese Situation könnte nur von kurzer Dauer sein, da eine Änderung der Strategie der Lieferanten bei der Buchung von Kapazitäten zu einer Ausweitung des Spreads zwischen den Hubs führen kann

In den kommenden Jahren werden mehrere langfristige Übertragungskapazitätsbuchungen auslaufen. Marktteilnehmer und insbesondere Midstreamer werden sich wahrscheinlich auf kurzfristigere Buchungen verlassen, einschließlich vierteljährlicher, monatlicher und täglicher Kapazitäten. Eine solche kurzfristige Ausrichtung würde es ihnen ermöglichen, ihre Risiken zu minimieren und potenzielle weitere Verluste zu vermeiden.

Eine solche Verschiebung bei der Buchungsstrategie könnte erhebliche Auswirkungen auf die europäischen Gasmärkte haben; die Fernleitungstarife würden nicht mehr als versenkte Kosten betrachtet. Somit würden die Spreads von Hub zu Hub zunehmen und sich den Grenzkosten der grenzüberschreitenden Kapazität annähern, die wahrscheinlich durch einen Korb kurzfristiger Zölle festgesetzt werden (siehe Abbildung 3).

Eine solche Entwicklung könnte in einem fragmentierten europäischen Großhandelsmarkt mit erheblichen Preisunterschieden zwischen den verschiedenen Hubs resultieren. Je weiter ein Markt vom „Referenzhub“ entfernt wäre, desto höher wäre dieser Markt aus der Sicht des Produzenten bewertet.

Aus Sicht eines Produzenten würde Gas daher an Wert gewinnen, wenn es außerhalb des „Referenzknotenpunkts“ vermarktet würde, wie in Abbildung 4 dargestellt. Beispielsweise könnte die Spanne zwischen PEG und TTF ~2 €/MWh oder mehr erreichen, falls sie sich den monatlichen Tarifen angleichen würde.

Die Auswirkungen einer solchen Situation würden jedoch gemildert, wenn auf dem globalen LNG-Markt kurz- bis mittelfristig ein stark überfülltes Angebot herrschen würde. Bisher hat die asiatische Nachfrage die neuen LNG-Mengen, die auf den Markt kamen, sehr robust aufgenommen. Sollte der asiatische LNG-Appetit jedoch nachlassen, könnten zusätzliche Mengen, insbesondere aus den USA, in Europa landen, da es sich um einen strukturell importierenden liquiden Markt handelt mit viel verfügbarer Regasifizierungskapazität.

Falls beträchtliche Mengen an amerikanischem LNG aus dem Atlantikbecken auf die europäischen Märkte fließen, könnte dies die Pipelineflüsse verringern und so die Nutzung der Verbindungskapazitäten zwischen einigen nordwesteuropäischen Ländern verringern. Infolgedessen könnten die Grenzkosten der Übertragungskapazitäten auf einem niedrigen Niveau bleiben, wodurch die Lücke, die sich voraussichtlich zwischen den Knotenpunkten öffnen wird, eingedämmt wird.

Ein fragmentierter europäischer Großhandelsmarkt hätte erhebliche Auswirkungen auf die verschiedenen Akteure in der Gaswertkette.

Im Vergleich zur aktuellen Situation, in der die Preise der nordwesteuropäischen Hubs konvergieren, hätte ein fragmentierter Gasgroßhandelsmarkt erhebliche Auswirkungen auf die verschiedenen Akteure der Gaswertschöpfungskette:

• Upstreamer: würden versucht sein, ihre grenzüberschreitenden Kapazitätsbuchungen zu verstärken und auf den Endmärkten den gesamten Gaswert entlang der Wertschöpfungskette zu erfassen, wie in Abbildung 4 dargestellt

• Midstreamer: wären in der Lage, die Kosten zu decken, zu denen sie sich verpflichtet haben, für langfristige Kapazitätsbuchungen zu zahlen, und könnten sogar vorübergehend Gewinne erzielen, falls die Spreads von Hub zu Hub höher werden als die jährlichen Übertragungstarife

• TSO: könnten ihre grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen wieder kommerzialisieren. Dies sollte jedoch innerhalb der Grenzen tatsächlichen Durchflussbedürfnisse bleiben. Jede erhebliche Übervergabe der Übertragungskapazitäten würde die Verteilung zwischen den Hubs erneut unter Druck setzen und den Markt wieder in die aktuelle Situation bringen

• Einzelhändler: könnten versucht sein, ihre inländischen Großhandelsmärkte zu umgehen und die Gasversorgung im Rahmen langfristiger Verträge zu suchen, die über den „Referenzknotenpunkt“ abgeschlossen und an ihn gebunden sind

• Endverbraucher: müssten mit Preiserhöhungen rechnen, da höhere Hub-Preise von den Einzelhändlern übertragen würden

Wenn es also um eine Verhandlung/Neuverhandlung eines Gasvertrags geht, müssten die Hub-to-Hub Spreads genauer unter die Lupe genommen werden da sich ihr Niveau sowohl auf Verkäufer als auch auf Käufer auswirken würde.

Abgesehen von den Gasunternehmen könnte die Fragmentierung der Großhandelsmärkte das gesamte europäische Gaszielmodell (GTM) in Frage stellen

Das europäische Gaszielmodell wurde mit dem Ziel eines integrierten europäischen Gasmarktes entwickelt. Es zielt darauf ab, die Preiskonvergenz in Europa durch die Entstehung von gut funktionierenden, transparenten und liquiden Großhandelsmärkten zu erhöhen.

Die Grundlagen dieses Modells würden jedoch in Frage gestellt, wenn erhebliche Preisunterschiede zwischen den Hubs auftreten würden; je nach Standort würden die europäischen Endverbraucher mit unterschiedlichen Preisniveaus konfrontiert sein. So wären beispielsweise französische Verbraucher aus Industrie und Privathaushalten mit höheren Gaspreisen konfrontiert als ihre belgischen und niederländischen Konkurrenten, was zur Untergrabung des Ziels „konvergenter und wettbewerbsfähiger Gaspreise für alle europäischen Verbraucher“ unterstützt vom GTM, führen würde.

Das Entstehen unterschiedlicher Preisbereiche könnte die Liquidität der Großhandelsmärkte verringern

Die Einzelhändler hätten keine Anreize mehr, Gas auf ihren heimischen Großhandelsmärkten zu kaufen; sie könnten es vorziehen, ihren Bedarf direkt von den Produzenten zu decken, da es einen gewissen Spielraum für die Aushandlung wettbewerbsfähigerer Preise gäbe.

Die Midstreamer selbst würden sich in geringerem Maße auf die Großhandelsmärkte verlassen, da es wettbewerbsfähiger würde, grenzüberschreitende Kapazitäten zu buchen und Gas von einem Hub zum anderen zu transportieren.

Die verschiedenen Akteure könnten daher dazu verleitet werden die lokalen Großhandelsmärkte zu umgehen und damit deren Liquidität zu reduzieren.

Preiserhöhungen würden sich negativ auf die europäische Erdgasnachfrage auswirken

Der erwartete Anstieg der Preisspannen zwischen Hubs kann dazu führen, dass Gas an Wettbewerbsfähigkeit einbüßt, was die Umstellung von Gas auf andere Energiequellen fördern würde. Dies könnte zum Rückgang der Nachfrage führen, was der gesamten Gasbranche, einschließlich der Akteure, die von einem fragmentierten Großhandelsmarkt profitieren, wie Produzenten, Midstreamer und TSOs, schaden würde.

Die Regulierungsbehörden sollten handeln, um das effektive Funktionieren des europäischen Gasmarkts sicherzustellen

Diese Herausforderungen können die nationalen Regulierungsbehörden, die für die Festlegung der grenzüberschreitenden Tarife verantwortlich sind, auf den Plan rufen. Sie können beschließen, die kurzfristigen Übertragungstarife zu senken, um die Marktdifferenzen zu minimieren und die Preiskonvergenz in ganz Nordwesteuropa zu fördern. In diesem Fall müsste jedoch der gesamte Rahmen des europäischen Gasmarktes neu gestaltet werden.