Erdgas und Strom: Saisonalität, Speicher und europäische Gashandelspunkte (TTF)

Was Sie lernen werden

• Wie Gas am Henry Hub und am TTF notiert wird und wie Sie zwischen beiden umrechnen
• Warum Speicher und Saisonalität die europäischen Gaspreise und den Sommer-Winter-Spread prägen
• Wie die EU-Gasspeicherregeln grundsätzlich funktionieren
• Warum sich Strompreise anders verhalten und wie der Spark-Spread Gas und Strom verbindet

Erklärung

Einheiten und Handelspunkte

Gas wird als Energie gehandelt. In Europa ist die Einheit die Megawattstunde (MWh), und die Preise werden in €/MWh angegeben. In den USA ist die Einheit die MMBtu (eine Million British Thermal Units), und die Preise werden in $/MMBtu angegeben. Umrechnung: 1 MWh = 3.412 MMBtu.

• Henry Hub in Louisiana ist der US-Referenzwert; NYMEX-Futures umfassen 10,000 MMBtu.
• TTF (Title Transfer Facility) ist ein virtueller Handelspunkt in den Niederlanden und der wichtigste Gas-Referenzwert Europas. Dutch-TTF-Futures an der ICE Endex werden in Euro pro MWh notiert, in Einheiten von 1 MW pro Stunde über den Lieferzeitraum gehandelt und physisch geliefert.

Gas wird per Pipeline oder als Flüssigerdgas (LNG) auf Schiffen transportiert. Flexible LNG-Ladungen gehen tendenziell dorthin, wo die Preise am höchsten sind, daher konkurriert Europa mit asiatischen Käufern. Nachdem die Pipelinelieferungen aus Russland 2022 stark zurückgegangen waren, wurde Europa deutlich abhängiger von LNG-Importen.

Saisonalität und Speicher

Die Nachfrage erreicht im Winter (Heizen) ihren Höhepunkt, während das Angebot recht gleichmäßig ist; Speicher überbrücken diese Lücke: Die Speicher werden meist etwa von April bis Oktober befüllt (Einspeichersaison) und etwa von November bis März geleert (Ausspeichersaison).

Der Sommer-Winter-Spread ist der Preis eines Winterkontrakts minus den Preis eines Sommerkontrakts. Ein Speicherbetreiber kann Sommergas kaufen, Wintergas auf Termin verkaufen und den Spread abzüglich Speicher- und Finanzierungskosten verdienen. Ein enger Spread macht das Befüllen unattraktiv, ein Grund, warum Regierungen Regeln festlegen.

EU-Speicherregeln (allgemeine Orientierung)

Eine 2022 verabschiedete EU-Verordnung verpflichtet die Mitgliedstaaten, ihre Gasspeicher zu 90% der Kapazität zu befüllen. Nach einer 2025 vereinbarten Änderung kann der Füllstand von 90% zu einem beliebigen Zeitpunkt zwischen dem 1. Oktober und dem 1. Dezember erreicht werden, die Mitgliedstaaten dürfen ihn bei schwierigen Marktbedingungen um bis zu zehn Prozentpunkte unterschreiten, und die Regelung wurde bis Ende 2027 verlängert. Nationale Vorschriften können zusätzliche Anforderungen enthalten; prüfen Sie die aktuelle Fassung. Die täglichen Füllstände werden auf der Plattform AGSI+ von Gas Infrastructure Europe veröffentlicht.

Strom

Strom lässt sich bisher nicht günstig in großem Maßstab speichern, daher müssen Angebot und Nachfrage in jedem Moment übereinstimmen. Die Preise werden je Lieferzeitraum in Börsenauktionen ermittelt; deutsche Strom-Futures werden an der EEX gehandelt.

Die Preise folgen der Merit-Order: Kraftwerke werden von den niedrigsten Betriebskosten (Wind, Solar, Kernkraft) bis zu den höchsten (Gas, Öl) gereiht. Das teuerste Kraftwerk, das zur Deckung der Nachfrage benötigt wird, bestimmt oft den Preis für diese Stunde. Wenn Gaskraftwerke die Grenzanbieter sind, treibt der Gaspreis den Strompreis. In sonnigen, windigen Stunden mit geringer Nachfrage können die deutschen Preise sehr tief oder sogar unter null fallen.

Der Spark-Spread ist die Bruttomarge eines Gaskraftwerks: Strompreis − Gaspreis ÷ Wirkungsgrad. Der Clean Spark Spread zieht zusätzlich die CO₂-Kosten im EU-Emissionshandelssystem (ETS) ab: CO₂-Preis × Tonnen CO₂ pro MWh Strom.

Rechenbeispiel

Hypothetisches Beispiel, Teil 1: Preise umrechnen. TTF liegt bei €35.00/MWh, EUR/USD 1.10, Henry Hub $3.50/MMBtu.

1. €35.00 × 1.10 = $38.50 pro MWh.
2. $38.50 ÷ 3.412 = $11.28 pro MMBtu.
3. Abstand zum Henry Hub: $11.28 − $3.50 = $7.78 pro MMBtu; dieser muss Verflüssigung, Transport und Regasifizierung von US-LNG abdecken.

Teil 2: Wirtschaftlichkeit eines Speichers. Sommerkontrakt €30.00/MWh, Winterkontrakt €36.00/MWh. Speicherkosten €3.00/MWh. Finanzierung 4% pro Jahr für 6 Monate auf €30.00 = €30.00 × 0.04 × 6 ÷ 12 = €0.60.

• Marge: €36.00 − €30.00 − €3.00 − €0.60 = €2.40 pro MWh.
• Für 100,000 MWh: €240,000, festgeschrieben, indem Wintergas zu Beginn auf Termin verkauft wird.

Teil 3: Clean Spark Spread. Strom €100/MWh, Gas €35/MWh, Wirkungsgrad 50%, CO₂ €70 pro Tonne, Emissionen 0.37 Tonnen pro MWh Strom.

• Gaskosten pro MWh Strom: €35 ÷ 0.50 = €70.00.
• CO₂-Kosten: €70 × 0.37 = €25.90.
• Clean Spark Spread: €100 − €70.00 − €25.90 = €4.10 pro MWh.
• Bei einem Strompreis von €90 ergibt sich −€5.90, das Kraftwerk läuft in diesen Stunden also möglicherweise nicht.

Nicht berücksichtigt: Netzentgelte, Betriebskosten, Einspeisegrenzen und Steuern.

Häufiger Fehler

Übung

Hypothetische Daten.

1. Rechnen Sie Henry Hub $4.00/MMBtu bei EUR/USD 1.10 in €/MWh um.
2. Sommer €28/MWh, Winter €33/MWh, Speicherkosten €2.50/MWh, Finanzierung 5% pro Jahr für 6 Monate auf €28. Berechnen Sie die Marge pro MWh und für 50,000 MWh.
3. Strom €80/MWh, Gas €30/MWh, Wirkungsgrad 55%, CO₂ €60 pro Tonne, 0.33 Tonnen pro MWh. Berechnen Sie den Clean Spark Spread.

Das Wichtigste in Kürze

• Europa notiert Gas in €/MWh am TTF, die USA in $/MMBtu am Henry Hub; 1 MWh = 3.412 MMBtu.
• Speicher machen den Sommer-Winter-Spread zu einem Geschäftsmodell; EU-Regeln legen Füllziele fest.
• Strompreise folgen der Merit-Order, daher bestimmen sie oft Gas und CO₂.
• Der Clean Spark Spread zeigt, ob ein Gaskraftwerk in einer bestimmten Stunde Geld verdient.

Nächster Schritt

In der nächsten Lektion wenden Sie sich den Industriemetallen zu: Kupfer, Aluminium und Nickel und wie sie dem Konjunkturzyklus folgen.