Eine aktuelle Studie von Cassa Depositi e Prestiti (Gas Naturale, März 2013) skizziert eine genaue Analyse der wichtigsten Veränderungen, die im internationalen und italienischen Energieszenario stattfinden, und startet das Projekt zur Schaffung einer Gasdrehscheibe in Italien für Südeuropa neu. Die Idee ist nicht neu, sie wurde vor mehr als fünf Jahren von Edison vermutet und gehört nun zu den qualifizierten Projekten des von Minister Passera im Herbst 2012 vorgestellten Nationalen Energiestrategiedokuments (Sen).
Tatsächlich versucht der Gasmarkt seit einiger Zeit, sich mit flexiblen Instrumenten auszustatten, um das Gleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage zu regulieren und damit den Preis zu bestimmen. Aber gehen wir einen Schritt zurück, zu den Anfängen der Entwicklung des Gasmarktes. Die Infrastrukturen, die benötigt werden, um Gas von den Produktionsmärkten (im Wesentlichen Russland und Nordafrika) nach Europa zu bringen, wurden von den nationalen Ölgesellschaften (in Italien von ENI) auf der Grundlage von Prognosen eines erhöhten Verbrauchs in jedem Land geplant. Prognosen, die in Zeiten des konstanten Verbrauchswachstums und des vorhersehbaren Energiemixes mit großer Regelmäßigkeit durch die tatsächlichen Marktnachfragedaten bestätigt wurden. Der Abschluss von Take-or-Pay-Verträgen mit sehr begrenzter Flexibilität (normalerweise 10%) war daher gerechtfertigt und angemessen, und die an die Ölentwicklung gebundene Preisformel war die einzig praktikable, da es praktisch keinen Spot-Gasmarkt gibt.
Heute hat sich diese Welt grundlegend verändert. Die Gewissheit eines stetigen Wachstums gibt es nicht mehr: Nach 50 Jahren ist der Methanverbrauch im Jahr 2007 im Zuge der Wirtschaftskrise stark gesunken und wird voraussichtlich erst um das Jahr 2020 wieder auf das Vorkrisenniveau zurückkehren. Und auch die Berechenbarkeit der Mischenergie hat einen schweren Schlag erlitten: Denken Sie nur an die Einstellung des italienischen Atomprogramms und den Boom der Erneuerbaren.
In Italien wurden seit 2007 dank eines besonders günstigen Anreizes 12000 MW an Photovoltaikanlagen gebaut, die die Produktion von Kombikraftwerken genau während der Spitzenzeiten (den rentabelsten) reduziert und so weiter zur Reduzierung der Gasnachfrage beigetragen haben . Und auch die Geopolitik der Erzeugerländer hat sich verändert. Mit der Entwicklung von Verflüssigungstechniken sind neue Förderländer wie Katar gewaltsam auf den Plan getreten und bieten mit LNG-Tankern eine Alternative zur intrinsischen Starrheit von Gaspipelines. Und in jüngerer Zeit haben sich die Vereinigten Staaten mit der Entwicklung von Techniken zur Gewinnung von Schiefergas von einem Nettoimporteur zu einem autarken Land und perspektivisch zu einem Nettoexporteur gewandelt.
Nachfragerückgang auf der einen Seite und Angebotsausweitung auf der anderen Seite haben den Markt so manchen Umbruch gebracht. Der Methanpreis war bis 2007 an den amerikanischen, britischen und japanischen Drehkreuzen fast identisch und betrug etwa 6 $ pro Mbtu. 2011 war er in den USA auf 2 Dollar gefallen, in Großbritannien blieb er bei etwa 6 Dollar, in Japan stieg er auf 12 Dollar, und in Italien lag der durchschnittliche Marktpreis zwischen dem englischen und dem japanischen. Es ist klar, dass ein solcher Markt neu organisiert werden muss, um weltweit zum gleichen Preis der Ware zu gelangen, abgesehen von den unterschiedlichen Transportkosten zum Endverbraucher.
In diesem Licht Naben kommen ins Spiel: Physische Handelsposten, in denen Gas aus verschiedenen Quellen zusammenfließt, um dann zu den Verbrauchermärkten sortiert zu werden. In Nordeuropa gibt es bereits Hubs, die die Fördergebiete der Nordsee bedienen. Aber sie sind dort nicht vorhanden (Südeuropa) oder kaum liquide (Osteuropa), wo die Gasförderung im Vergleich zum Verbrauch marginal ist und der Bedarf zu einem großen Teil durch Gaspipelines aus Russland und Nordafrika gedeckt wird. Ein Hub in Südeuropa (und Italien wäre in einer idealen geografischen Position) und einer in Osteuropa (wodurch der bestehende Hub in Österreich liquider wird), könnte zusammen mit den bereits auf den nördlichen Märkten tätigen Hubs ein hervorragendes Integrationsinstrument zwischen den beiden darstellen verschiedene Märkte.
Natürlich sollten die drei Pole mit ausreichender Transportkapazität sowohl auf der Nord-Süd-Achse (wie heute) als auch in der entgegengesetzten Richtung (dem sogenannten Rückwärtsfluss) miteinander verbunden werden, um den Betreibern eine angemessene Arbitrage zu ermöglichen Preis und lassen die Märkte auf einen einzigen Parameter zusammenlaufen. Dieser Preis würde letztendlich den von Take-or-Pay-Verträgen beeinflussen und sie allmählich vom Ölpreis lösen.
Ist dies ein realistisches Projekt oder ist es eine Idee, die auf eine unbestimmte Zukunft beschränkt ist? Sagen wir gleich, dass die Erzeugerländer die Schaffung von Hubs nicht begrüßen, die einen „Gas-zu-Gas-Wettbewerb“ mit langfristigen Verträgen erzeugen. Die aktuelle Überangebotssituation auf den Märkten hat dazu geführt, dass die Preise langfristiger Verträge nach unten neu verhandelt werden und jede Maßnahme, die die Marktliquidität weiter erhöht, von den Produzentenländern verpönt wird. Darüber hinaus hätten die Verbraucherländer alles zu gewinnen, wenn sie eine Redundanz des Angebots schaffen würden, um die Preise zu senken. Dafür sollten aber kostenlose Importplattformen geschaffen werden, auf die alle Betreiber zugreifen können und die nicht an langfristige Verträge gebunden sind.
Tatsächlich sieht die SEN (Nationale Energiestrategie) die Möglichkeit vor, ein neues Regasifizierungsterminal zu bauen, das vollständig für Dritte zugänglich ist und durch den Transporttarif reguliert wird. Es ist allen klar, dass in der aktuellen italienischen Wirtschaftslage ein neues Regasifizierungsterminal nicht gerechtfertigt ist, da es im Hinblick auf den nationalen Bedarf der nächsten 10 Jahre überflüssig ist. Seine Verwirklichung muss daher mit der Schaffung eines Systems miteinander verbundener europäischer Knotenpunkte verbunden sein, um einen großen europäischen Markt zu schaffen. Und es muss einhergehen mit einer drastischen Überarbeitung der bestehenden Take-or-Pay-Verträge im Sinne einer Senkung der Rücknahmepflichten für Importeure, um sie in einem zunehmend liquiden Markt von nicht tragfähigen Verpflichtungen zu befreien.
Der Schritt zur Reduzierung von Take-or-Pay-Verpflichtungen könnte jedoch nicht ohne Gefahren für die Verbraucherländer sein. Tatsächlich könnte Gas dauerhaft nach Osten umgeleitet werden (China wird ein immer größerer Importeur), was mittelfristig zu Spannungen in der Versorgungssicherheit führen würde. Darüber hinaus könnte jedes fehlende Gas, das nicht mehr durch Preisformeln abgedeckt ist, Strafniveaus erreichen. Der Weg zur Schaffung eines Gashubs in Italien ist daher noch lang und komplex. Unter den verschiedenen bestehenden italienischen Projekten muss ausgewählt werden, welche neue Struktur gebaut werden soll. Nach dem Bau muss das neue Terminal an das Netz von Gaspipelines und europäischen Hubs angeschlossen werden, um den Rückfluss von Italien nach Nordeuropa sicherzustellen. Ein europäischer physischer Gas- und Terminmarkt muss entwickelt werden. Gleichzeitig muss die Struktur bestehender mittelfristiger Verträge geändert werden, wobei darauf geachtet werden muss, nicht in die Gasknappheitsfalle zu tappen.
Kurz gesagt, der Hub ist ein gutes Projekt, aber wie viel Arbeit muss von so vielen Akteuren mit gegensätzlichen Interessen geleistet werden! Ohne starke Schirmherrschaft der Europäischen Kommission, der die nicht immer übereinstimmenden Interessen der Betreiber bündelt und gegenüber den Förderländern eine gemeinsame Front stellt, wird der europäische Gasmarkt kaum das Licht der Welt erblicken. Und ohne einen europäischen Markt riskiert ein neues Regasifizierungsterminal in Italien, die verlorenen Kosten unseres Energiesystems zu erhöhen, anstatt die Voraussetzungen für eine größere Wettbewerbsfähigkeit zu schaffen.
