Sehr schwach haben sich am Mittwoch die nordwesteuropäischen Gasmärkte gezeigt.

 

Am niederländischen TTF, dem kontinentaleuropäischen Leitmarkt, verlor der Day-ahead bis 16.00 Uhr um 1,58 auf 24,03 Euro je Megawattstunde. Der Frontmonat Juni sank um 1,65 auf 22,88 Euro. Das Cal 22 fiel um 0,80 auf 20,20 Euro. Am deutschen NCG gab der Juni 2,08 auf 22,70 Euro ab. Die Wintersaison 21/22 fiel um 1,53 auf 23,98 Euro.

Händler begründeten die Abgaben mit dem Absturz am CO2-Markt und bei den Strompreisen. Zu den gasmarktspezifischen Gründen für die Abgaben zählt laut Marktbeobachtern ein erhöhtes LNG-Aufkommen, nachdem die geplanten Wartungsarbeiten an den Terminals Dünkirchen und Fos beendet wurden. So sind die Aussendungen in Nordwesteuropa auf 1.273 Gigawattstunden/Stunde von 894 Gigawattstunden/Stunde am Vortag gestiegen. Der Gaszufluss aus Norwegen zum Kontinent betrug am Mittwoch 196 Mio. Kubikmeter. Das sind 10 Mio. Kubikmeter mehr als am Vortag.

Bearish für den Gasmarkt könnten sich auch Berichte auswirken, wonach die Biden-Administration ihren Widerstand gegen die Pipeline Gasprom II abgeschwächt hat. Damit rückt nach Ansicht von Analysten eine Inbetriebnahme der Leitung zu Beginn des kommenden Jahres näher. Die Aussicht auf mehr Gas im Winter könnte zugleich den Druck auf Speicherbetreiber lindern, sich im Sommer umfangreich neu einzudecken.

Eher bearish für Gas bleibt das Gefüge von Clean Spark und Clean Spark Spreads. Laut aktuellen Berechnungen von MBI Research sind die Clean Spark Spreads über alle Fristen hinweg mit Ausnahme des Day Ahead negativ und noch schwächer als die Clean Dark Spreads. Der Vorteil liegt also bei der Kohle. Eine Ausnahme macht nur das Frontjahr, wo die Clean Spreads für Gas weniger stark negativ sind als für die Kohle.