Erdgas und LNG: Vom Hubpreis zu industriellen Lieferkosten

KI-generierte redaktionelle Illustration; sie zeigt kein verifiziertes Projekt, keine tatsächlichen Preise und keine Diagrammdaten.

1. Wirtschaftliche Entscheidung

Billiges Quellgas bedeutet nicht automatisch billiges geliefertes LNG. Gekauft wird eine Kette aus Umwandlung, Transport, Terminalzugang, Energieverlust und lokaler Lieferung. Henry Hub ist ein US-Gashub, TTF ein europäischer Hub, Japans CIF-Reihe ein Importbenchmark. Ihre Differenz ist keine Transportrechnung und beweist keine zugängliche Industriearbitrage. Beginnen Sie bei Lieferpflicht und nutzbarer Wärmeenergie, statt den niedrigsten Index um einen unbelegten Aufschlag zu ergänzen.

2. Datierte Marktbelege

Das Weltbank-Pink-Sheet vom 2. Oktober zeigt August→September 2026: Henry Hub 2.77→2.95, europäisches TTF 21.11→25.42, Japan-LNG 15.27→14.25 USD/MMBtu. Die zwei jüngsten Japanwerte sind Schätzungen und Import-CIF, nicht Spot-JKM. Unterschiedliche Bewegungen verdeutlichen Standort- und Vertragsbasis. EIA erklärt LNG; die folgenden Kosten sind separate Hypothesen, keine Rekonstruktion der Importreihen.

3. Kostengrenze und Rechnung

Alle Beispielkosten sind illustrative nominale Szenarien zum 7. Oktober 2026, keine Angebote oder beobachteten Oktobermittel. Erstattungsfähige Steuer, Finanzierung, Strafen und CO₂-Kosten fehlen, sofern nicht genannt. Quellen behalten Bezugszeit und Prognoseklassifikation.

Alle Eingänge gelten je MMBtu auf Brennwertbasis HHV. Hubgas 4 USD/MMBtu, illustrativer Einsatzfaktor 1.02, Verflüssigung 2.5, Transport 1.2, Regasifizierung 0.5 USD/MMBtu. Vorgelagerte Summe = 4 × 1.02 + 2.5 + 1.2 + 0.5 = 8.28 USD/MMBtu. Energieerhalt 0.98 ergibt 8.28/0.98 = 8.44898. Pipeline 0.8 addieren: 9.24898 USD/MMBtu HHV. Der lokale Pipelinepreis folgt nach dem Energienenner; diesen auf jedes Entgelt anzuwenden würde die Vertragsgrenze ändern.

Kapazitätsreservierung macht Durchschnittskosten nutzungsabhängig. Ein separates Terminalentgelt 1200000 USD/Jahr bei 600000 MMBtu/Jahr ergänzt 2 USD/MMBtu; bei 300000 mit gleicher Reservierung 4 USD/MMBtu. Das Diagramm schließt es bewusst aus; nur ergänzen, falls das echte Angebot Terminalzugang nicht bereits deckt. Niedriger Spotpreis kann bei geringer Nutzung mit hoher Standortdurchschnittsrechnung zusammenfallen.

4. Sensitivität und Kostentabelle

Illustratives HHV-Modell: Hub 3/4/5 USD/MMBtu, Einsatzfaktor 1.02, Verflüssigung 2.5, Transport 1.2, Regasifizierung 0.5 USD/MMBtu; Zwischensumme durch 0.98 Energieerhalt teilen, dann Pipeline 0.8 addieren. 8.2082/9.2490/10.2898 USD/MMBtu HHV; keine Angebote.

Energieerhalt dem physischen Abschnitt zuordnen. 0.98 beschreibt hier vorgelagerte Ladung, danach kommt die lokale Pipeline. Transport je gelieferter MMBtu wird anders verbucht als je geladener MMBtu. Keine universellen 2% Reiseverlust ableiten: die Hypothese braucht Reise-, Terminal- und Übergabebelege. Temperatur, Zusammensetzung und Messzustand beeinflussen Volumen-MMBtu-Umrechnung; Standardkubikmeter allein haben keinen universell festen Energieinhalt.

5. Betriebliche Interpretation

Das Diagramm verwendet dasselbe Modell: Hub 3/4/5 USD/MMBtu ergeben 8.2082/9.2490/10.2898 USD/MMBtu HHV geliefert. Ein Hubanstieg um 1 USD/MMBtu erhöht Lieferung um 1.02/0.98 = 1.04082, nicht genau eins. Mit 1 MWh = 3.412142 MMBtu ergibt die Basis etwa 31.56 USD/MWh thermisch HHV. Ein Kessel mit 90% HHV-Wirkungsgrad benötigt 31.56/0.90 = 35.07 USD/MWh Nutzwärme vor Betriebs- und Kapitalkosten. Ein LHV-Wirkungsgrad darf nicht unverändert in die HHV-Rechnung.

Bei hypothetischen 600000 MMBtu/Jahr kostet das Basismodell etwa 5549388 USD/Jahr vor Reservierung. Ein Dollar Hubanstieg ergänzt 600000 × 1.04082 = 624492 USD/Jahr bei gleicher Menge. 10% weniger Brennstoff ohne Kapazitätsfreigabe mindert den variablen Teil um etwa 554938.8 USD, nicht die Reservierung. Vermeidbaren Brennstoff von gebundenem Zugang trennen; nicht 10% der Gesamtrechnung als Brennstoffersparnis nennen.

6. Vertragsbelege und Entscheidungsschwelle

Prüfen Sie, ob Einsatzgas, Brennstoffeinbehalt und Verdampfung im Entgelt enthalten oder separat von Eigentumsenergie abgezogen werden. Terminalreservierung, Mindestabnahme, Seeverantwortung, Pipelinekapazität und Bilanzierung bestätigen. Ein Transportaufschlag auf ein bereits geliefertes Angebot kann doppelt zählen. Entscheidungskriterium sind vergleichbare Standortkosten bei nötigem Volumen und Verfügbarkeit, nicht allein Hubdifferenz. Bei Ölindexierung sind Steigung, Verzögerung und Konstante vertragsgemäß anzuwenden; nicht durch Henry-Hub-Exposition ersetzen, nur weil sie öffentlich ist.

Drei Belege abstimmen, soweit relevant: geladene Energie, Lieferung nach Terminal und industrielle Annahme. Abrechnungsverluste der zuständigen Partei zuordnen. Vor Flexibilitätsbewertung Umlenkungs- oder Freigaberechte prüfen; theoretischer Alternativmarkt ist kein ausführbares Recht. LNG und Pipeline bei gleicher Nutzwärme, Druckanforderung, Tagesflexibilität und Kontinuität vergleichen. Ein billiger unterbrechbarer Weg kann bepreisten Speicher oder Ersatz brauchen: separat zeigen, nicht in Pauschalprämie verstecken.

7. Häufige Fragen

Ist Japan-CIF gleich Spot-JKM? Nein: andere Importbasis und jüngste Schätzungen. Bestimmt MMBtu automatisch HHV? Nein: Vertragsbasis prüfen. Garantiert die Hubdifferenz Einsparung? Nein: Kapazitätsrechte, Entgelte, Verluste, Volumenpflichten und Preisexposition müssen belegt werden.

8. Quellen und verwandte Technik

• World Bank October 2026 Pink Sheet
• EIA LNG explanation
• EIA energy conversion calculators
• EIA October STEO

• LNG-Transport und Lieferenergie
• Generator: Spark Spread und Wärmebedarf