Der einwöchige Kompressorausfall der LNG-Liquefaction Anlage Hammerfest im arktischen Teil Norwegens Anfang Jänner, die vorübergehende Produktionsunterbrechung des Erdgasfeldes Shah Deniz in Aserbaidschan aufgrund eines Schadens der Unterwasserpipeline für Gaskondensate von der Produktionsplattform Alfa zum Terminal Sangachal, sowie der Angriff auf eine Kompressorstation der TurkStream Pipeline in Russland durch die Ukraine, dominieren die Schlagzeilen. 

Diese negativen Meldungen führen fortlaufend zur Verunsicherung der Gashändler – folglich zu steigenden Preisen in einem ohnehin engen Markt – obwohl kurzfristig, bedingt durch den relativ hohen Erdgasspeicherfüllstand, keine Versorgungsprobleme zu erwarten sind. Die – aus der EU-Perspektive - positiven Nachrichten im Hinblick auf die kurz- und mittelfristige LNG-Versorgung, vorwiegend für die Wiederbefüllung der Erdgasspeicher im Sommer und Herbst 2025, werden einfach nicht erwähnt oder nicht beachtet.

Chinas zusätzlicher Appetit nach Gas sinkt. Die ehemals zweistelligen jährlichen Zuwachsraten bewegen sich in Richtung 6% für 2025 - nach einem Zuwachs von 9,4% im Jahr 2024. Dies liegt vorwiegend an einem Überschuss der chinesischen Kohleproduktion, dem steigenden Anteil der Renewables an der Stromerzeugung und an einer relativ schwächelnden Wirtschaft - zumal sich die chinesischen Unternehmen auf einen drohenden Handelskrieg mit den USA vorbereiten. Dies verheißt nichts Gutes für die LNG-Importe, insbesondere wenn man berücksichtigt, dass die Importe russischen Pipeline-Gases (Power of Siberia) und die inländischen Produktionsmengen (auch Coal bed methane) steigen. Wenn man bedenkt, dass die Provinz Guangdong, also das ökonomische Kraftwerk Chinas, bereits die Stromkosten reduziert um die Wettbewerbsfähigkeit der Exportindustrie angesichts des drohenden Handelskonfliktes mit den USA zu erhalten, dann kann man die Auswirkungen auf die LNG-Importe erahnen. LNG ist sicherlich die teuerste „Gasquelle“ somit wird LNG-Gas den teuersten Brennstoff für die Stromerzeugung darstellen. Chinesische Think-Tanks meinen, dass der Preis für Brennstoffe für die Stromerzeugung bei ca. 7 $/MMBTU (million British thermal units), also bei ca. 23,2 €/MWh liegen müsste. Der derzeitige LNG-Preis liegt in China in etwa beim Zweifachen. Ebenfalls ist zu berücksichtigen, dass Guangdong einen Stromhandelsmarkt entwickelt um den Unternehmen zu ermöglichen vom günstigsten Stromversorger beliefert zu werden somit auch aus diesem Titel günstiger Brennstoff für die Stromerzeugung vermehrt zum Einsatz kommen wird.

Wenn man all diese Faktoren in die Gesamtbetrachtung einbezieht, wird ersichtlich, dass der LNG-Zuwachs in China kurz- und mittelfristig eher gezügelt ausfallen wird. Die Abschwächung der jährlichen Zuwachsraten sollte preisdämpfend auf die LNG-Preise in der EU, insbesondere in der Speicher-wiederbefüllungsphase, wirken. Wenn die Strategie der Trader ist die in den Erdgasspeichern gelagerten Mengen derzeit zu hohen Preisen zu verkaufen und im Sommer zu niedrigeren Preisen einzukaufen und einzuspeichern, könnte dieser Zugang zum Erfolg führen. Jedoch können technische Probleme – wie oben genannt – verzögerte Inbetriebnahmen von LNG-Liquefaction Anlagen, geopolitische Entwicklungen oder Terroranschläge auf die Gasinfrastruktur diese Logik konterkarieren.