BE —_—_—_—_—_—[[_[_____

Von: Steffen Ebert <Steffen.Ebert@nord-stream 2.com >

   

Gesendet: j 10:44
An:
Betreff: Nord Stream 2-Info mit aktuellen Daten zum Erdgasmarkt

sch hr EEE

das unten angefügte Gas Market Update gibt einen detaillierten Einblick in die aktuellen Marktbedingungen in
Europa, die sich aus dem Ölpreissturz und COVID-19 ergeben haben.

Die Erdgasnachfrage im Jahr 2020 wird wahrscheinlich sinken, was mit der nachlassenden wirtschaftlichen Aktivität,
der geringeren Stromnachfrage und den warmen Frühlingstemperaturen zusammenhängt. Die Gasfördermenge in
Europa wird zukünftig weiter zurückgehen - einerseits als Folge der Erschöpfung der Gasfelder, anderseits dort, wo
es als Begleitgas gefördert wird, auch aufgrund der zurückgefahrenen Ölförderung.

Als Folge der weltweit geringeren Gasnachfrage ist für Europa eine kurzfristig anlandende Welle von
"überschüssigen" LNG-Lieferungen zu erwarten. Mittelfristig wird jedoch der normale LNG-Marktzyklus wieder
einsetzen: Niedrige Preise werden Investitionen in LNG-Exportkapazitäten verzögern, was zu einem angespannteren
Markt und höheren Preisen Mitte der 2020er Jahre führen wird. Sobald sich die wirtschaftliche Lage nach COVID-19
verbessert und die Nachfrage wieder steigt, werden die aufstrebenden Märkte in Asien die LNG-Lieferungen wieder
mit höheren Preisen anlocken. Die EU befindet sich in der glücklichen Lage, über Pipeline-Verbindungen zu
Förderländern wie Russland und Norwegen zu verfügen. Das bedeutet, dass die hiesigen Abnehmer nicht die
asiatischen LNG-Abnehmer überbieten müssen, sobald der Markt wieder anzieht. Nord Stream 2 wird diese Pipeline-
Kapazität erhöhen, was den europäischen Verbrauchern zugutekommt.

Das Papier mit Quellenverzeichnis können Sie auch hier downloaden: https://www.nord-
stream2.com/media/documents/pdf/de/2020/05/stand-des-erdgasmarkts-mai-2020.pdf.

Für Rückfragen stehen wir Ihnen selbstverständlich gern zur Verfügung. Bitte zögern Sie nicht, uns zu kontaktieren.
Wir wünschen Ihnen sowie Ihrem privaten und beruflichen Umfeld weiterhin viel Gesundheit.

Mit freundlichen Grüßen

Steffen Ebert Marion Scheller

Advisor to Nord Stream 2 Senior Advisor for Governmental Relations
Communications Manager Germany Nord Stream 2 AG

Mobile +49 1520 456 80 53 (D) Tel. +41 41 418 37 03

Mobile +41 79 536 67 90 (CH) Mobile +41 75 433 68 53
Steffen.Ebert@nord-stream2.com Marion.Scheller@nord-stream2.com

www.nord-stream2.com

This e-mail (including attachments) may contain confidential or privileged information.
If you are not the intended recipient please notify the sender immediately and

delete this e-mail permanently. Copying, disclosure or distribution ofthe material

in this e-mail without the prior consent ofthe sender is forbidden.

The sender cannot be held liable for any virus and the receiver must check any
attachment and delete viruses himself.

Stand des Erdgasmarkts — Mai 2020

Nord Stream 2 AG | Mai 2020

Was passiert auf den europäischen Gasmärkten? Welche Auswirkungen werden der Ölpreissturz und die COVID-19-Krise auf die Gasnachfrage in Europa, den Versorgungsmix und den Bedarf an neuen Pipelinekapazitäten haben? Die Ölmärkte sind in Aufruhr, weil die globalen Coronavirus-„Lockdowns“ zu einem dramatischen Rückgang der Ölnachfrage geführt haben. Auch die Nachfrage nach Strom, Kohle und Gas wurde durch den Rückgang der wirtschaftlichen Aktivitäten beeinträchtigt. Sowohl kurz- als auch langfristig betrachtet sind die Einflussfaktoren der Gasnachfrage jedoch andere als beim Öl. Es gibt daher weiterhin starke Argumente für Erdgas in Europa und für Nord Stream 2. 1. Die Gasnachfrage in Europa – Rückgang 2020, aber langfristiger Trend hält an Kurzfristig wird die Gasnachfrage zurückgehen, weil die Industrie weniger Strom verbraucht, der zum Teil von Gaskraftwerken erzeugt wird. Auch die direkte Nachfrage der Industrie nach Erdgas ist zurückgegangen. Ein großer Teil des nachgefragten Erdgases wird sowohl im privaten als auch im gewerblichen Bereich zum Heizen verwendet. Daher ist dieser Bereich besonders wetterabhängig. Da die Menschen zunehmend zu Hause bleiben, könnte die Nachfrage der Privathaushalte sogar einen gewissen Aufschwung erfahren. Vieles hängt von der Dauer der Ausgangsbeschränkungen ab. Die Internationale Energieagentur (IEA) bezeichnet die jüngste Krise als „größten Schock für das [1] globale Energiesystem der letzten sieben Jahrzehnte“, basierend auf Daten aus 100 Tagen der Krise. Öl ist dabei am stärksten betroffen, da es stark von der Nachfrage im Transportsektor abhängt. Bei Gas ist die Lage weniger angespannt, dafür aber eher durchwachsen. Nach Angaben der IEA war die weltweite Gasnachfrage bereits vor den Auswirkungen des Coronavirus aufgrund des milderen Wetters zu Beginn des Jahres rückläufig. Der Rückgang der wirtschaftlichen Aktivität hat diesen Effekt noch weiter verstärkt. Die Gasnachfrage in Europa für die Stromerzeugung und die Industrie wurde ab Mitte März aufgrund der Ausgangsbeschränkungen stark reduziert. Im Gegensatz dazu war laut IEA der Verbrauch der Privathaushalte stabil und profitierte von den kälteren Temperaturen Ende März. Bereits im März prognostizierte Rystad Energy aufgrund des umfassenden Lockdowns für März und April in Europa einen Nachfragerückgang bei Gas von 4 %. Jedoch soll die Nachfrage für das [2] Gesamtjahr unverändert bleiben. Dies entspricht den Zahlen der IEA, die zeigen, dass der Nachfragerückgang von der Strenge der Lockdowns abhängt. Zwischen Mitte März und Mitte April 2020 ist die Gasnachfrage im Vergleich zu 2019 in Deutschland [3] um 3 %, in den Niederlanden um 7 % gesunken. Die geringeren Auswirkungen des Virus auf Deutschland könnten angesichts der relativen Größe des deutschen Gasmarktes (welcher etwa ein Fünftel des Gasbedarfs der EU-28 ausmacht) für den gesamten EU-Gasmarkt von Bedeutung sein. Im Vereinigten Königreich, dem zweitgrößten Gasmarkt der EU-28 nach Deutschland, gab es einen deutlichen Rückgang bei den Großverbrauchern. Jedoch war die Nachfrage der Haushalte weniger [4] stark betroffen, da die Menschen zu Hause geblieben sind. Beobachtungen aus Italien deuten darauf hin, dass sich die Nachfrage mit einer Lockerung der Sperren wieder erholen wird. In Italien ist die Gasnachfrage zur Stromerzeugung und für die Industrie nach der Wiederinbetriebnahme einiger [5] Industriebetriebe wieder gestiegen. Längerfristig dürfte sich die Gasnachfrage komplementär zu der Erholung der Wirtschaft verhalten. Im Jahr 2019 ist der Gesamtgasverbrauch der EU im Vergleich zu 2018 um 10 Mrd. m³ auf 482 Mrd. m³ [6] gestiegen. Damit setzt sich der Trend der steigenden Gasnachfrage seit den Tiefstständen von 2014 2

fort. Die IEA geht jedoch davon aus, dass die weltweite Gasnachfrage bis 2020 insgesamt um 5 % zurückgehen wird. Im Falle einer schnelleren Erholung der Wirtschaft in Nordamerika, Europa und anderen Regionen nach Ende der Lockdowns würde dieser Rückgang jedoch nur 2,7 % betragen. Der größte Rückgang von 60 % ist in der Stromerzeugung zu erwarten, gefolgt von der Industrie (Rückgang um 25 %) und der Verwendung in der Energiewirtschaft (z.B. in Raffinerien oder als Brennstoff für Pipeline-Kompressoren). In der privaten und gewerblichen Nutzung sind die größten Nachfrageeinbußen auf die wärmeren Wetterbedingungen in der ersten Quartalshälfte 2020 [7] zurückzuführen. Dies veranschaulicht die Bedeutung von Erdgas für den Wärmesektor, auf den ein [8] Fünftel des Erdgasbedarfs der EU-28 entfällt. Aufgrund des raschen Rückgangs der EU-Gasproduktion ist die Nachfrage nach Importen in den letzten Jahren noch stärker gestiegen als die Gesamtnachfrage nach Erdgas. [9] EU-Erdgasimporte nach Herkunft, 2016-2019 Die EU-Gasfördermenge ist nicht nur Jahr für Jahr zurückgegangen, sie ist nun auch nicht mehr in der Lage, die Produktion in den nachfragestarken Wintermonaten zu erhöhen, wie es in der Vergangenheit der Fall war. Dieser Umstand wird durch die nachstehende Grafik aus einer eigenen Marktanalyse der EU-Kommission verdeutlicht. Diese Lücke wird durch höhere Importmengen im Winter und ihre Speicherung in den Sommermonaten zur weiteren Nutzung im Winter geschlossen. [10] Monatliche Gasproduktion in der EU 3

[11]                               3                3 Während die EU-Gasfördermenge im Vergleich zu 2018 um 11 Mrd. m auf 109 Mrd. m im Jahr 3                  3 2019 zurückging, stiegen die Gasimporte in die EU um 35 Mrd. m von 363 Mrd. m im Jahr 2018 auf 3                  [12] 398 Mrd. m im Jahr 2019. Dieser Trend wird sich fortsetzen, da die EU-Eigenförderung in den nächsten Jahren weiter fallen wird. Der niedrige Ölpreis könnte sich auch negativ auf die künftige Gasproduktion auswirken. Zum Beispiel sind zwei Drittel der britischen Gasproduktion so genanntes „Begleitgas“, d.h. Gas, das aus Feldern [13] stammt, die sowohl Öl als auch Gas enthalten. Die Wirtschaftlichkeit dieser Felder wird durch den Ölpreis bestimmt. Wenn dieser also zu niedrig ist, um die weitere Förderung von Öl oder die Weiterentwicklung solcher Felder zu rechtfertigen, wird auch die Gasförderung darunter leiden. Nord Stream 2 ist für zusätzliche Gasimporte nach Europa geplant, die eher durch den Rückgang einheimischer Produktionen als durch eine gestiegene Nachfrage bedingt sind. Auch wenn COVID-19 kurzfristige Auswirkungen auf den Gasverbrauch hat, wird es den langfristigen Trend der sinkenden europäischen Gasproduktion nicht beeinflussen. Tatsächlich hat sich dieser Trend mit der Ankündigung des niederländischen Wirtschaftsministeriums im letzten Jahr, die Gasförderung in Groningen bis 2022 und somit viel früher als erwartet zu beenden, noch beschleunigt. Im Jahr 2013 3 produzierte Groningen 54 Mrd. m Gas. Es wird zudem erwartet, dass auch die norwegische Produktion in Zukunft leicht zurückgehen wird. 2. Erdgas wird für die Stabilität des Energiesektors von wesentlicher Bedeutung sein Langfristig gesehen spielt Gas bei der Dekarbonisierung Europas eine wichtige Rolle. Erdgas hat nach wie vor das Potenzial, Kohle in der Stromerzeugung zu ersetzen und damit den Ausstoß von Treibhausgasen und anderen Schadstoffen zu reduzieren. Obwohl Europa in erheblichem Maße in erneuerbare Energien investiert hat, stammten im Jahr 2019 14 % seiner Stromerzeugung aus Stein- [14]                                                          [15] und Braunkohle. Erdgas hatte einen Anteil von 22 % an der Stromerzeugung. Da Kohle jedoch viel umweltschädlicher ist als Gas, lagen die Emissionen aus Kohle bei 456 Mt CO2-Äq. im Vergleich zu nur [16] 280 Mt CO2-Äq. bei Gas. Eine Verlängerung der Kohleverstromung macht unter dem Gesichtspunkt der Dekarbonisierung keinen Sinn, da Gas heute praktisch die gesamte Kohleerzeugung ersetzen könnte, indem es bestehende Kraftwerke, die bereits am Netz sind, nutzt. Hätte die gasbefeuerte Stromerzeugung die Kohle im Jahr 2019 schon vollständig ersetzt, wären die Emissionen aus der 4

[17] Stromerzeugung in der EU im Jahr 2019 um 270 Mt CO2-Äq. niedriger gewesen – dieser Wert entspricht den Emissionen aus allen Energiequellen von Belgien, Litauen und der Tschechische [18] Republik zusammengenommen oder etwa 6 % der gesamten EU-Emissionen. Dennoch stieg die Gasnachfrage für die Stromerzeugung 2019 deutlich an. Damit setzte sich der Trend der letzten Jahre fort, wie aus der untenstehenden Grafik hervorgeht. Zum Teil führte der stärkere Wettbewerb bei den Gasimporten und dadurch niedrigere Gaspreise dazu, dass Gaskraftwerke im Vergleich zu Kohlekraftwerken rentabler wurden. [19] Veränderungen im EU-28-Energiemix zwischen den Jahren 2018 und 2019 Es ist davon auszugehen, dass Gas auch im Jahr 2020 seinen Wettbewerbsvorteil gegenüber Kohle behält, wodurch die Nutzung von Gas in der Stromerzeugung, z.B. in Deutschland, profitiert. Der Entwurf des deutschen Kohleausstiegsgesetzes sieht ein Ende der Kohleverstromung bis 2038 vor. Ab 2023 wird sich der Gasbedarf für die Stromerzeugung in Deutschland in Folge des geplanten [20] Atomausstiegs voraussichtlich ebenfalls erhöhen. Ähnlich verhält es sich bei Deutschlands Nachbarn: Für Frankreich bedeutet ein Herunterfahren der Kernenergieerzeugung im Jahr 2020 einen zusätzlichen Gasbedarf von 14 Mrd. m³ für die Stromerzeugung, da Frankreich und die Länder, in die es Strom exportiert, die Last ausgleichen müssen. Es wird erwartet, dass Frankreich zusätzlich 4 Mrd. m³, Spanien und Italien zusammen 5 Mrd. m³ und das Vereinigte Königreich, Belgien, Deutschland und [21] die Niederlande zusammen zusätzlich 5 Mrd. m³ verbrennen werden. [22] Langfristig kann Erdgas als Ausgangsstoff für den so genannten „blauen Wasserstoff“ dienen und die EU in ihrem Bestreben unterstützen, bis 2050 CO2-neutral und klimafreundlich zu sein. Wasserstoff stößt bei der Verbrennung kein CO2 aus und kann Erdgas in der Industrie und beim Heizen ersetzen, wo eine Elektrifizierung entweder zu teuer oder nicht praktikabel ist. Eine Studie der Unternehmensberatung Pöyry zeigt, dass Wasserstoff aus Erdgas in seiner Herstellung sowohl billiger als auch erfolgversprechender für die Dekarbonisierung der europäischen Wirtschaft ist als sich auf [23] eine rein-elektrische Umstellung der Wirtschaft auf Basis erneuerbarer Energien zu verlassen. In einem solchen Szenario wäre der Bedarf an Erdgas, welches statt als Brennstoff bei der Wasserstofferzeugung als Rohstoff dient, nicht viel geringer als heute. 3. Gasversorgung und Preise 5

Nord Stream 2 wird mit anderen Gasimportrouten, vor allem LNG, konkurrieren, um den wachsenden Gasimportnachfrage der EU zu decken. Die Vorwürfe von Kritikern, dies könne Europa abhängig von russischem Erdgas machen und zu höheren Gaspreisen führen, basieren auf einem grundlegenden Missverständnis darüber, wie sich der EU-Gasmarkt in den letzten Jahren verändert hat. Die EU- Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden ACER hat gezeigt, dass alle Gasproduzenten miteinander konkurrieren, um die EU mit Gas zu beliefern. Die Gaspreise in der EU [24] sind darüber hinaus von der Nachfrage nach Gas in anderen Ländern abhängig. Der Wettbewerb zwischen LNG-Importen und Pipelinegas trieb die europäischen Gaspreise 2019 auf Zehnjahrestiefststände. Der Grund dafür war ein Anstieg des LNG-Angebots, zum Beispiel aus den USA, in Verbindung mit einer langsamer als erwartet ansteigenden LNG-Nachfrage in Asien. Die Gaspreise in Europa haben sich einander angenähert, was darauf hindeutet, dass alle Länder von diesem Lieferantenwettbewerb profitieren. Die Gaspreise sind auch im Jahr 2020 niedrig geblieben und [25] liegen in Europa zeitweise tiefer als in den USA. 4. Auf kurze Sicht könnte mehr LNG nach Europa importiert werden … Europa befindet sich in der glücklichen Lage, sowohl LNG als auch Pipeline-Gas importieren zu können und hat damit eine Wahl zwischen beiden. Vom Wettbewerb verschiedener Importeure haben Erdgasabnehmer in den Jahren 2019 und 2020 stark profitiert. Infolgedessen haben die Gaspreise in Europa einen Rekordtiefstand erreicht, den es in dieser Form seit über zehn Jahren nicht mehr gab. [26] Globale Gaspreise nähern sich wieder Rekordtief Die niedrigeren Preise haben dazu geführt, dass die EU-Gasimportrechnung für 2019 im Vergleich zu [27] 2018 um etwa 30% (28,9 Mrd. EUR) auf 69,4 Mrd. EUR gesunken ist. Infolge des Coronavirus ist die LNG-Nachfrage in anderen Teilen der Welt gesunken und hat zu einem Preisverfall für LNG geführt. Hinzu kommt, dass viele LNG-Preise an Ölpreise gekoppelt sind, sodass zu erwarten ist, dass sich dieser Trend verstärkt. Niedrige LNG-Preise haben dazu geführt, dass vermehrt Flüssiggas nach Europa geflossen ist. Solange ausreichend Speicherkapazitäten vorhanden sind, können Gasabnehmer das LNG jetzt günstig einkaufen, um es im Winter zu höheren Preisen wieder zu verkaufen. Es wurde erwartet, dass die LNG-Ströme nach Europa im März einen [28] historischen Höchststand erreichen würden. Zwischen dem 1. März und dem 20. April erhielt [29] Großbritannien 27 % mehr LNG-Lieferungen als im gleichen Zeitraum im Jahr 2019. Allerdings sind europäische Gasspeicher zu dieser Jahreszeit bereits deutlich stärker ausgelastet als üblich – Stand Ende April zu 59 %. Selbst wenn sie im Mai 2020 im gleichen Tempo befüllt werden wie im letzten Jahr, werden die Speicher bis Ende Mai zu 71 % gefüllt sein, verglichen mit nur 57 % Ende Mai letzten 6

[30] Jahres. Sobald die Speicher voll sind, kann überschüssiges Gas nirgendwo mehr gelagert werden, was die Preise weiter drücken wird. Der langfristige Ausblick für LNG in Europa ist weniger eindeutig. Das Coronavirus hat die derzeitige Überversorgung mit LNG verschärft und die Gaspreise in Europa gesenkt. Dies könnte bedeuten, dass nach Europa importiertes LNG niedrigere Gewinnspannen erreichen oder im Fall des US- amerikanischen LNG sogar Verluste machen könnte. Die Produktions- und Transportkosten sind bei LNG höher als bei russischem oder norwegischem Pipelinegas. 5. …. auf lange Sicht aber überzeugt die Wirtschaftlichkeit des Pipelinegases Die Preise für Erdgas mit Lieferung im Mai dieses Jahres haben nun einen Punkt erreicht, an dem es unwirtschaftlich ist, US-LNG nach Europa oder anderswo zu verschiffen. Die europäischen und [31] asiatischen Gasmarktpreise liegen jetzt unter den US-Gasmarktpreisen, was bedeutet, dass die US- LNG-Produzenten nicht einmal in der Lage sein werden, die Kosten für das von ihnen verflüssigte Gas zu decken, ganz zu schweigen von den Kosten für die Verflüssigung selbst, den Transport und die Regasifizierung auf den Zielmärkten. Niedrige Ölpreise haben demnach zur Folge, dass die US- amerikanische Förderung von Schiefer-Begleitgas aller Voraussicht nach zurückgehen wird, weil es bei einem Teil der Ölförderung nicht mehr wirtschaftlich ist, diese aufrechtzuerhalten. Dies hat die US- Gaspreise in die Höhe getrieben, wodurch US-amerikanisches LNG im Vergleich zu anderen LNG- [32] oder europäischen Pipeline-Lieferungen teurer geworden ist. Einige Abnehmer von US-LNG haben [33] Berichten zufolge als Reaktion darauf bereits ihre Bestellungen storniert, u.a. das spanische [34] Unternehmen Naturgy. Mindestens 21 Bestellungen wurden zum 21. April 2020 storniert, welches zu [35] einem Rückgang der US-amerikanischen LNG-Exporte nach Europa führt. Niedrige LNG-Preise werden auch Investitionen in neue LNG-Produktionskapazitäten verzögern, zum [36] Beispiel in den USA. Die Ungewissheit über die langfristige Nachfrage nach LNG in anderen Teilen der Welt macht es für LNG-Lieferanten schwierig, langfristige vertragliche Verpflichtungen einzugehen, [37] die sie jedoch zur Finanzierung neuer Kapazitäten dringend benötigen. So hat etwa Cheniere, einer der führenden LNG-Produzenten der USA, seine Investitionsentscheidung für eine größere [38] Erweiterung einer seiner Anlagen verschoben. Dies wiederum bedeutet, dass die LNG-Preise steigen werden und der LNG-Markt wieder ins Gleichgewicht kommt, sobald die Nachfrage wieder [39] zunimmt. Rystad Energy erwartet eine Preisspitze in den Jahren 2024 und 2025. Die Vorlaufzeiten für den Bau von LNG-Anlagen bedeuten, dass es eine Verzögerung zwischen dem Nachfrage- und Preisanstieg und der Inbetriebnahme neuer Exportterminals geben wird. Im Gegensatz zu anderen importabhängigen Regionen wird Europa unter anderem über Nord Stream 2 weiterhin in der Lage sein, sich für preisgünstigeres Pipelinegas zu entscheiden. Die jüngsten Ereignisse zeigen, dass die weltweiten LNG-Preise und damit auch die LNG-Lieferungen nach Europa dramatisch schwanken können. Wenn die LNG-Preise in Asien höher sind, dann kommt weniger LNG nach Europa, und es wird wiederum mehr LNG, das nach Europa geliefert wurde, umgeladen (Weiterverkauf an andere Regionen). In der untenstehenden Grafik ist dies der Fall, wenn sich die grüne Linie (asiatischer Preis) weiter von der blauen Linie (europäischer Preis) entfernt (Anmerkung: TTF ist der europäische Referenzmarkt für den Handel mit Erdgas). Vergleich der TTF-Nordostasien-Preisspannen im Vergleich zu EU-LNG-Importen und [40] -Umladungen – 2016–Mai 2019 7

6. Vorteile für die Verbraucher Aus europäischer Sicht haben die Verbraucher das Beste aus beiden Welten. Wenn die LNG-Preise niedrig sind, profitiert Europa von niedrigeren Preisen, da es mehr Wettbewerb zwischen LNG und Pipeline-Gas gibt. Wenn die LNG-Preise steigen, kann Europa mehr Pipelinegas importieren und muss daher nicht mit anderen Regionen um LNG konkurrieren. Aus der Sicht eines Produzenten bedeuten niedrigere Preise selbstverständlich geringere Gewinnspannen. Da aber die Produktions- und Transportkosten für russisches Gas niedriger sind als für LNG, ist es wichtiger, über ausreichende Kapazitäten zu verfügen, um sein Gas zum Markt zu transportieren. Diese Kapazität wird mit Nord Stream 2 erweitert. This e-mail (including attachments) may contain confidential or privileged information. If you are not the intended recipient please notify the sender immediately and delete this e-mail permanently. Copying, disclosure or distribution of the material in this e-mail without the prior consent of the sender is forbidden. The sender cannot be held liable for any virus and the receiver must check any attachment and delete viruses himself. [1] International Energy Agency (IEA) „Global Energy Review 2020“, zuletzt aufgerufen am 4. Mai 2020. [2] Rystad Energy „Gas demand growth in Europe nearly erased as COVID-19 sends continent into lockdown“, 19. März 2020. [3] International Energy Agency (IEA): „Global Energy Review 2020: Natural Gas“. [4] Argus „UK lockdown has split effect on LDZ gas demand“, 22. April 2020. [5] Argus „Italian gas demand shows signs of slight recovery“, 22. April 2020. [6] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets for Q4 2019, März 2020. [7] International Energy Agency (IEA): „Global Energy Review 2020: Natural Gas“. [8] Quelle: Eurostat 2018. [9] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets for Q4 2019, März 2020. [10] Ebd. [11] Hinweis: Die EU-Fördermenge 2019 schließt das Vereinigte Königreich ein. [12] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets for Q4 2019, März 2020. [13] Marshall Hall „Gas Production from the UK Continental Shelf: An Assessment of Resources, Economics and Regulatory Reform“, Oxford Institute of Energy Studies, 2019. [14] EMBER Global Electricity Review, März 2020. [15] Ebd. [16] Ebd. [17] Eigene Berechnung basierend auf den Zahlen des EMBER Global Review of Electricity. [18] Zahlen von 2017. Quelle: EU Energy in Figures Statistical Pocket Book 2019. [19] EU Quarterly Report on European Electricity Markets Q4 2019, 2020. [20] Ebd. [21] ICIS Gas in Focus „French outages to add 14 bcm to gas demand in 2020“, 30. April 2020. [22] Bei der Dampfreformierung von Methan oder der autothermen Reformierung von Erdgas entstehen Wasserstoff und CO2, die aufgefangen und gespeichert werden. Bei der Methanpyrolyse entstehen Wasserstoff und fester Kohlenstoff, der in industriellen Produkten, z.B. Graphitelektroden in Batterien oder in Stahlöfen, verwendet werden kann. „Grüner Wasserstoff“ wird durch Elektrolyse von Wasser mit Strom aus erneuerbaren Quellen erzeugt. [23] Pöyry: Hydrogen from natural gas. The key to deep decarbonisation, Juli 2019. [24] ACER Market Monitoring Report – Wholesale Gas Markets 2018, Oktober 2019. 8

[25] ICIS Gas in Focus „Cancellation to curb US LNG exports in June“, 30. April 2020. [26] S&P Global Platts. Hinweis: TTF ist der europäische Gasmarktpreis, JKM der asiatische LNG-Preis und Henry Hub der US- Gasmarktpreis. [27] EU Commission Quarterly Report on European Gas Markets for Q4 2019, März 2020. [28] IHS Markit: „LNG Deliveries to Europe are Set to Reach an All-Time High in March as Global Surplus Continues to Flow to the Region“, 27. März 2020. [29] ICIS Gas in Europe „Global oversupply pushes LNG to Europe via Britain“, 30. April 2020. [30] ICIS Gas in Europe „Storage may reach 70% full by the end of May“, 30. April 2020. [31] S&P Global Platts, „Factbox: Virus-fueled rout in oil market promises lower US gas supply, higher prices“, 22. April 2020. [32] Financial Times, „Natural gas drillers get share price boost as oil price falls“, 2. April 2020. [33] S&P Global Platts, „Factbox: Virus-fueled rout in oil market promises lower US gas supply, higher prices“, 22. April 2020. [34] EnergyWorld.com, „Spain's Naturgy cancels loading of U.S. LNG cargo amid price slump“, 21. Februar 2020. [35] ICIS Gas in Focus, „Cancellation to curb US LNG exports in June“, 30. April 2020. [36] Financial Times, „Natural gas drillers get share price boost as oil price falls“, 2. April 2020. [37] Financial Times, „Cheniere faces buyer reluctance over long-term LNG contracts. US’s largest exporter lengthens timeframe to decide Texas terminal expansion“, 25. Februar 2020. [38] S&P Global Platts, „Cheniere cautious on liquefaction expansion plans after increase in Q1 profit: Midscale LNG project FID could be put off to 2021“, 30. April 2020. [39] Pressemitteilung von Rystad Energy, „Global natural gas prices for 2020 expected even lower, set to feel Covid-19 symptoms for years“, 2. April 2020: „Rystad Energy erwartet, dass die Fundamentaldaten des globalen Marktes bis 2022 entspannt bleiben werden, bevor die Preise deutlich anziehen, da das Wachstum der LNG-Nachfrage die Verflüssigungskapazität aufgrund weiterer Verzögerungen bei der Projektsanktionierung übertrifft. Rystad Energy prognostiziert für 2024 und 2025 eine angespannte LNG-Bilanz und damit einhergehend eine Preisspitze.“ [40] ACER Market Monitoring Report. Wholesale Gas Markets 2018, Oktober 2019: ACER-Berechnung auf der Grundlage von Daten von GIE ALSI und ICIS Heren. Der LNG-Spot-Index für Nordostasien basiert auf OTC-Preisen. 9