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Freitag, 8. Januar 2010

Gasmarkt Ausblick

Erdgas wird unabhängig vom Politikkontext eine entscheidende Rolle spielen
Unter der Annahme eines sich 2010 wieder belebenden Weltwirtschaftswachstums wird der Erdgasverbrauch weltweit wieder auf seinen langfristigen Aufwärtstrend einschwenken. Das Tempo des Verbrauchswachstums wird jedoch entscheidend von der Stärke der getroffenen Klimaschutzmaßnahmen abhängen.
Auf Grund bremsender Faktoren bei der Einführung CO2-armer Technologien sowie des im Vergleich zu Kohle und Öl geringeren CO2-Gehalts von Erdgas wird der Erdgasverbrauch selbst im 450-Szenario weiter zunehmen. Im Referenzszenario steigt der weltweite Erdgasverbrauch zwischen 2007 und 2030 von 3,0 Bill. m3 auf 4,3 Bill. m3 und damit durchschnittlich um 1,5% jährlich.
Der Erdgasanteil am weltweiten Primärenergiemix erhöht sich geringfügig von 20,9% im Jahr 2007 auf 21,2% im Jahr 2030. Über 80% des zwischen 2007 und 2030 zu verzeichnenden Anstiegs des Gasverbrauchs entfallen auf Nicht-OECD-Länder, mit der stärksten Zunahme im Nahen Osten. In Indien und China werden die höchsten Zuwachsraten zu beobachten sein. Den größten Beitrag zum Wachstum des Gasverbrauchs wird voraussichtlich weiterhin der Kraftwerkssektor leisten.

Die Aussichten bis 2015 unterscheiden sich deutlich vom längerfristigen Ausblick.
Auch wenn für 2008 und Anfang 2009 nur partielle und vorläufige Daten zum Gasverbrauch vorliegen, ist anzunehmen, dass der Primärgasverbrauch 2009 infolge der
wirtschaftlichen Kontraktion weltweit sinken wird, möglicherweise um die 3%. Unter der Annahme, dass sich die Wirtschaft ab 2010 erholt, dürfte die weltweite Nachfrage wieder anziehen. Im Zeitraum 2010-2015 wird sie durchschnittlich um 2,5% pro Jahr steigen. Die Angebotskapazitäten dürften rascher expandieren.
Im 450-Szenario steigt der weltweite Primärgasverbrauch zwischen 2007 und 2030 um 17%, ist 2030 aber um 17% niedriger als im Referenzszenario. In den meisten Nicht-OECD-Regionen wird der Verbrauch bis 2030 weiter wachsen, in einigen Regionen dürfte ab 2020 jedoch ein Rückgang zu verzeichnen sein. Auf Grund von Maßnahmen zur Förderung von Energieeinsparungen durch eine effizientere Erdgasnutzung und CO2-arme Technologien verringert sich der Gasverbrauch, wodurch der Effekt der infolge von höheren CO2-Preisen und Regulierungsinstrumenten gestiegenen Wettbewerbsfähigkeit von Gas im Vergleich zu Kohle und Öl in der Stromerzeugung und im Endverbrauch bei weitem ausgeglichen wird.
Der Gasverbrauch wird in OECD-Ländern im Allgemeinen gegen Mitte des Projektionszeitraums seinen Höhepunkt erreichen und dann bis 2030 im Zuge der Umorientierung der Investitionen in der Stromerzeugung – hauptsächlich auf erneuerbare Energien und Kernkraft – zurückgehen. In den Vereinigten Staaten wird im Zeitraum bis 2020 ein stärkerer Zuwachs des Erdgasverbrauchs zu verzeichnen sein als im Jahrzehnt bis 2030 des Referenzszenario, was sich großenteils aus der steigenden Wettbewerbsfähigkeit von Erdgas gegenüber Kohle erklärt.
Die Gasvorräte sind gewaltig, ihre Förderung wird jedoch mit Herausforderungen verbunden sein Die verbleibenden weltweiten Erdgasreserven sind mehr als ausreichend, um jeden
denkbaren Anstieg der Gasnachfrage bis 2030 und weit darüber hinaus zu decken, die Kosten der Erschließung neuer Lagerstätten dürften auf lange Sicht jedoch steigen. Ende 2008 beliefen sich die nachgewiesenen Erdgasreserven weltweit auf insgesamt mehr als 180 Bill. m3, was etwa sechzig Jahren Förderung bei den derzeitigen
Förderraten entspricht.
Über die Hälfte dieser Reserven befindet sich in nur drei Ländern:
Russland, Iran und Katar. Die verbleibenden geschätzten förderbaren Gasreserven sind
wesentlich größer. Die langfristig förderbaren Gasreserven belaufen sich Schätzungen zufolge weltweit auf über 850 Bill. m3 (bei alleiniger Berücksichtigung der Kategorien von Reserven, deren wirtschaftliche Förderbarkeit schon nachgewiesen wurde). 45% davon entfallen auf unkonventionelle Gasreserven, hauptsächlich Kohleflözmethan, Tight Gas (aus Lagerstätten mit sehr geringer Durchlässigkeit) und Shale Gas. Bis heute wurden insgesamt nur 66 Bill. m3 Gas gefördert (oder abgefackelt).
Fast der ganze vorrausichtliche Anstieg der weltweiten Erdgasförderung im Zeitraum 2007-2030 wird den Projektionen zufolge auf die Gruppe der Nicht-OECD-Länder entfallen. Das stärkste Wachstum der Fördermengen (und der Exporte) in absoluten Zahlen wird im Nahen Osten zu verzeichnen sein: In dieser Region befinden sich die größten Reserven bei den gleichzeitig geringsten Förderkosten , vor allem wenn Gas zusammen mit Öl gefördert wird. Ein Großteil des Fördermengenwachstums wird Iran und Katar zuzuschreiben sein. Auch in Afrika, Zentralasien (vor allem Turkmenistan), Lateinamerika und Russland wird ein starkes Fördermengenwachstum zu beobachten sein.
Der Gashandel zwischen den Weltregionen wird im Verlauf des Projektionszeitraums deutlich zunehmen, von rd. 677 Mrd. m3 im Jahr 2007 auf 1 070 Mrd. m3 im Jahr 2030 im Referenzszenario und knapp über 900 Mrd. m3 im 450-Szenario.
In der Region OECD-Europa und im Asien-Pazifik-Raum wird das Volumen der Einfuhren in beiden Szenarien steigen.
Die Förderrückgangsrate der existierenden Felder ist der wichtigste Bestimmungsfaktor für den Umfang der erforderlichen neuen Kapazitäten und Investitionen zur Deckung der projizierten Nachfrage. Eine feldgenaue Analyse der vergangenen Produktionstrends von fast 600 Gasfeldern (auf die fast 55% der weltweiten Förderung entfallen) lässt darauf schließen, dass nahezu die Hälfte der weltweit vorhandenen Förderkapazitäten bis 2030 infolge von Lagerstättenerschöpfung ersetzt werden muss. Dies entspricht dem Doppelten
der gegenwärtigen Erdgasproduktion Russlands. 2030 wird im Referenzszenario trotz fortgesetzter Investitionen nur etwa ein Drittel der Gesamtförderung aus den derzeit produzierenden Feldern kommen. Die Förderrückgangsraten nach Erreichen der Förderspitze fallen für größere Felder geringer aus, und in Offshore-Feldern sind sie höher als in Onshore-Feldern vergleichbaren Umfangs. Die beobachtete durchschnittliche Förderrückgangsrate der weltgrößten Gasfelder nach Erreichen der Förderspitze beläuft sich produktionsgewichtet auf 5,3%. Ausgehend von diesen Zahlen sowie Schätzungen zur Größe und Altersverteilung der weltweiten Gasfelder ergibt sich eine globale produktionsgewichtete Förderrückgangsrate für sämtliche Felder (nach Erreichen der Förderspitze) von 7,5% – d.h. eine vergleichbare Förderrückgangsrate wie für die Ölfelder.

Unkonventionelles Gas verändert die Sachlage in Nordamerika und andernorts Die rasche Entwicklung unkonventioneller Gasressourcen, die in jüngster Zeit in den Vereinigten Staaten und in Kanada zu beobachten war , hat die Aussichten für den Gasmarkt verändert; sowohl in Nordamerika als auch in anderen Teilen der Welt.
Durch neue Technologien, wie Horizontalbohrungen in Kombination mit hydraulischer Rissbildung, war es möglich, die Förderleistung je Bohrloch für unkonventionelles Gas – insbesondere Shale Gas – bei gleichzeitiger Kostensenkung zu steigern. Diese Angebotszuwächse führten zusammen mit der durch die Wirtschaftskrise ausgelösten Nachfrageschwäche und den ungewöhnlich hohen Speicherniveaus dazu, dass die US-Preise drastisch von durchschnittlich fast USD 9 pro Million British thermal units (Mbtu) im Jahr 2008 auf unter USD 3/Mbtu Anfang September 2009 fielen, was den Bedarf an Flüssigerdgasimporten verringerte und für Preissenkungsdruck in anderen Regionen sorgte. Der Preisrückgang in Nordamerika zog unweigerlich eine Abnahme
der Bohraktivitäten nach sich, die Produktion konnte sich jedoch erstaunlich gut
behaupten, was auf stark gesunkene Grenzförderkosten schließen lässt. Unsere Analyse
zeigt, dass in Nordamerika infolge neuer unkonventioneller Angebotsquellen in den
kommenden Jahrzehnten die Möglichkeit einer Steigerung der Gesamtfördermenge
zu Bohrlochkosten von USD 3-5/Mbtu besteht (Kosten von Bohrung und Verrohrung, in
Dollarwerten von 2008), auch wenn zu erwarten ist, dass steigende Kosten für Material
und Bohranlagenmiete mit der Zeit Aufwärtsdruck auf die Stückkosten ausüben werden.
Angesichts der hohen Förderrückgangsraten bei unkonventionellem Gas werden zudem
ständig neue Bohrlöcher angelegt werden müssen, um das Produktionsniveau aufrecht-
zuerhalten.
Inwieweit sich die in Nordamerika beobachtete rapide Entwicklung der unkonventionellen Gasförderung in anderen Regionen der Welt wiederholen könnte, die über solche Ressourcen verfügen, ist nach wie vor höchst ungewiss. Außerhalb Nordamerikas wurden die unkonventionellen Gasressourcen noch nicht genau abgeschätzt und die Fördermengen sind noch gering. Von einigen Regionen, darunter China, Indien, Australien und Europa, wird angenommen, dass sie über umfangreiche unkonventionelle Gasressourcen verfügen, in einigen Fällen könnten jedoch erhebliche Hindernisse für ihre Erschließung bestehen. Dazu gehören Probleme in Bezug auf die Zugänglichkeit der Lagerstätten, die Notwendigkeit großer Wassermengen zur Bohrlochvorbereitung, die Folgen für die Umwelt sowie die räumliche Entfernung der Lagerstätten von der bestehenden Pipeline-Infrastruktur. Zudem könnten die geologischen Eigenschaften noch nicht untersuchter Lagerstätten zu erheblichen technischen und wirtschaftlichen Schwierigkeiten bei der Erschließung führen. Im Referenzszenario erhöht sich die unkonventionelle Gasförderung zwischen 2007 und 2030 weltweit von 367 Mrd. m3 auf 629 Mrd. m3, wobei der Großteil dieses Anstiegs auf die Vereinigten Staaten und Kanada entfällt. Der Anteil von unkonventionellem Gas an der Gesamtgasförderung der Vereinigten Staaten wächst von über 50% im Jahr 2008 auf fast 60% im Jahr 2030.
Im Asien-Pazifik-Raum (auşerhalb Australines) und in Europa wird die Produktion voraussichtlich in der zweiten Hälfte des Projektionszeitraums in Schwung kommen, wenngleich der Anteil von unkonventionellem Gas an der Gesamtproduktion in diesen Regionen gering bleiben wird. Weltweit steigt der Anteil von unkonventionellem Gas zwischen 2007 und 2030 von 12% auf 15%. Diese Projektion ist allerdings mit erheblicher Unsicherheit behaftet, vor allem für die Zeit nach 2020; die Förderung könnte potenziell wesentlich stärker zunehmen.

Es droht eine Gasschwemme
Der unerwartete Aufschwung bei der Förderung von unkonventionellem Erdgas wird
in Kombination mit dem nachfragesenkenden Effekt der derzeitigen Rezession in den nächsten Jahren voraussichtlich zu einem akuten Überangebot an Gas führen.
Laut unserer Trendanalyse von Nachfrage und Kapazitäten, die sich auf eine Bottom-up-Beurteilung der gegenwärtigen Investitionen in Projekte im Upstream-, Pipeline- und Flüssigerdgas-Bereich sowie der damit verbundenen Kapazitätserweiterungen stützt, ist mit einer starken Zunahme der ungenutzten interregionalen Transportkapazitäten zu rechnen. Unseren Schätzungen zufolge wird die weltweit nicht genutzte Pipelinekapazität sowie die weltweite Kapazität zur Erdgasverflüssigung zusammen von rd. 60 Mrd. m3 im Jahr 2007 auf fast 200 Mrd. m3 im Zeitraum 2012-2015 steigen.
Der Auslastungsgrad dieser Kapazitäten sinkt von 88% auf weniger als drei Viertel. Am deutlichsten dürfte der Rückgang der Kapazitätsauslastung im Pipeline-Bereich ausfallen. Die Eigentümer neuer Flüssigerdgaskapazitäten werden mit größerer Wahrscheinlichkeit bereit sein, freie Gasmengen zu jedem Preis an die Spotmärkte zu bringen, zu dem sie Käufer
finden, und damit ein Gasangebot verdrängen, das sonst international über Pipelines gehandelt würde (die in langfristigen Take-or-pay-Verträgen vorgesehenen Abnahmegarantien werden den Möglichkeiten der Käufer zur Verringerung der abgenommenen Menge an Pipelinegas allerdings gewisse Grenzen setzen).
Die sich abzeichnende Gasschwemme könnte weitreichende Konsequenzen für die Struktur der Gasmärkte und die Preisfindung im Gashandel in Europa sowie im Asien-Pazifik-Raum haben. Der deutlich gesunkene Importbedarf der Vereinigten Staaten (der sich durch die Aussichten auf eine verbesserte inländische Produktion sowie einerschwächer als erwarteten Nachfrage erklärt) könnte in den kommenden Jahren zu einer Abnahme der Verknüpfungen zwischen den Märkten der großen Weltregionen (Nordamerika, Europa und Asien-Pazifik-Raum) führen. Relativ niedrige Gaspreise in den Vereinigten Staaten werden Flüssigerdgasimporten dort voraussichtlich entgegenwirken. Unter der Annahme, dass die Ölpreise in den kommenden Jahren steigen – und es zu keinen größeren Veränderungen in den Preisfindungsmechanismen kommt – werden die Gaspreise in Europa und im Asien-Pazifik-Raum tendenziell steigen, da in den dortigen langfristigen Lieferverträgen anders als in Nordamerika die Ölpreisindexierung vorherrschend ist.
Durch sinkende Spotmarktpreise für Flüssigerdgas könnte sich jedoch der Druck auf die Gasexporteure und die Gashändler in Europa und im Asien-Pazifik-Raum erhöhen, von der formellen Anbindung der Gaspreise an die Ölpreise in ihren langfristigen Lieferverträgen abzugehen oder entsprechende Anpassungen vorzunehmen. Wenn sich die großen Exportländer dem Druck der Importeure beugen, die Preisbedingungen ihrer langfristigen Verträge zu ändern und freie Gasmengen an den Spotmärkten anzubieten, würde dies zu niedrigeren Preisen führen. Dadurch würde die Nachfrage angekurbelt, insbesondere in der
Stromerzeugung (wo Möglichkeiten zur kurzfristigen Umstellung bestehen und neue Gasverstromungskapazitäten in drei bis vier Jahren ans Netz gehen könnten), so dass sich die überschüssigen Angebotskapazitäten auf mittlere Sicht verringern könnten.
Quelle: IAE Auszüge aus Outlook 2009

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