Im sogenannten Draghi Report, veröffentlicht 2024, wird vorgeschlagen, dass es den Regulierungsbehörden möglich sein soll für „financial positions“ Grenzen zu setzen bzw. sogenannte „dynamic caps“ anzuwenden, wenn der Spot- oder Derivatepreis in der Region signifikant vom Weltmarktpreis abweicht. Abgesehen davon, dass sich der Marktpreis nicht nur nach unten entwickeln kann und dann die Marktkräfte „gelobt“ werden, sondern auch hohe Preise möglich sind – so wie eben jetzt – muss man die Preise auf der richtigen Basis analysieren. Es sollen Äpfel mit Äpfel und Birnen mit Birnen verglichen werden. Derzeit beträgt der Japan Korean Marker (JKM) Preis umgerechnet 48,87 €/MWh während am TTF 52,90 €/MWh verlangt werden. Der JKM, welcher die Märkte China, Japan, Südkorea und Taiwan abdeckt, bezieht sich auf LNG Lieferungen auf „Delivery Ex Ship“ (DES) Basis. Das bedeutet, dass im genannten Preis, der Preis für die Commodity LNG sowie die Transportkosten zum Destinationshafen enthalten sind. Die Entladung sowie eventuelle Zoll- und anderen Formalitäten sind durch den Käufer oder einen durch den Käufer Beauftragten durchzuführen. Man sieht, dass sich unter Berücksichtigung dieser kostspieligen Arbeiten die Preise sehr stark nähern und man derzeit sicherlich nicht von einer signifikanten Abweichung des TTF-Preises vom JKM sprechen kann – dies trotzdem derzeit in den genannten JKM-Märkten LNG-Schiffe auf ihre Entladung warten müssen. Vielmehr ist es so, dass die beiden Preise sich – bis zu einem gewissen Grad – einander bedingen.  Der LNG-Weltmarkt ist short und man kann getrost von einer „Nervösen Volatilität“ sprechen. Was könnte man tun um die Märkte – im Hinblick auf die Erdgasspeicherwiederbefüllung im Spätfrühling/Sommer/Herbst 2025 – etwas zu entspannen. Man könnte die Verpflichtungen hinsichtlich minimalen Speicherfüllgrad (etwas) lockern und gleichzeitig einen Nachweise über eine andere Absicherungsform fordern. Dies könnte über den nachweislichen Kauf von beispielsweise Erdgas Futures Cal 26 geschehen – wobei bei Verkauf solcher Positionen andere Absicherungsinstrumente zugekauft werden müssten. Dadurch würde der Druck, folglich der Erdgaspreis, in der Speicherwiederbefüllungsperiode etwas sinken - gleichzeitig würde wahrscheinlich der Preis für die Erdgas Futures Cal 26 etwas steigen. Durch so ein Vorgehen bräuchte man in Q1 2026 etwas weniger Erdgas aus den Speichern entnehmen somit wäre ein geringer Speicherfüllgrad mit Anfang November 2025 – mit der Konsequenz einer geringeren Erdgasnachfrage im Frühling/Sommer/Herbst möglich. Diese Möglichkeit könnte aufgrund der langsamen Entscheidungsfindung in der EU vielleicht nicht ausgeschöpft werden obwohl Deutschland soeben einen Antrag für eine Ausnahme von der Speicherwiederbefüllungsuntergrenzen gestellt hat. Österreich sollte sich diese Möglichkeit ehestmöglich überlegen und den gleichen Weg einschlagen.