Es sind zwar nicht die Preise wie im Regelenergiemarkt Strom, aber für die Verhältnisse im Gasmarkt werden im NCG-Marktgebiet in diesem Winter extreme Preise erreicht. Am 27. Januar morgens um 6:00 Uhr wurden in der L-Gas Zone West sieben Geschäfte mit Preisen von 390, 380, 350, 300, 240, 150 und 100 Euro/MWh für Lieferungen bis 7:00 Uhr abgeschlossen. Auch am 25. Januar und 2. Februar wurden Preise von 100 Euro/MWh und mehr für einzelne Stunden bezahlt. Eine ganze Reihe weiterer Geschäfte wurde zu Preisen von 50 bis 100 Euro/MWh abgeschlossen. Bezahlt wurden diese Preise für lokale Regelenergieprodukte der EEX für die L-Gas Zonen West und Ost im NCG-Marktgebiet.
Es ist sicherlich ein Markt für Spezialisten, die physisch in den beiden Zonen entweder aus den Niederlanden oder aus dem L-Gas Speicher in Epe bereitstellen können. Angeblich sind es gut eine Handvoll Marktteilnehmer, darunter agile Händler, aber wohl auch Uniper und RWE Supply & Trading, die über ein entsprechendes physisches Portfolio verfügen. Auch in der Vergangenheit sind schon vereinzelt solche hohen Preise aufgetreten, aber so gehäuft wie in diesem Januar noch nicht. Was genau die Ursache für die sehr hohen Preise ist – die allein auf das NCG-Marktgebiet beschränkt sind – ist nicht bekannt, der Kreis der Händler ist klein und diskret. Aber auffallend ist, dass insgesamt der L-Gas Regelenergiebedarf im Januar im NCG-Marktgebiet deutlich höher ist als in den vergangenen Jahren. Insgesamt hat NCG im Januar 9,4 TWh L-Gas als Regelenergie beschafft, in den vergangen fünf Jahren waren es im Januar maximal 5,7 TWh. Im Grunde hat es zwei Ursachen. Im Januar war es kalt und die Spotmarktpreise für Gas waren auf Grund der Kälte, aber auch eines fehlenden LNG-Angebotes hoch. Dazu kommt aber auch eine ungewöhnlich hohe bilanzielle Konvertierung von H-Gas in L-Gas, die NCG durch gegenläufige Regelenergiegeschäfte ausgleichen musste. Dies hat vermutlich auch etwas mit dem fehlenden LNG-Angebot zu tun. Die Groningen-Produktion ist stark gesunken, die Niederlande ersetzt Groningen-Gas durch Pseudo-L-Gas, das durch die Beimischung von Stickstoff zu H-Gas gewonnen wird. H-Gas kommt aus verschiedenen Quellen, unter anderem als LNG über das Gate-Terminal in Rotterdam. Die fehlenden LNG-Mengen waren vermutlich der Hauptgrund, warum an der TTF der Day-Ahead deutlich teurer war als am NCG VP. Dadurch war es – trotz des Konvertierungsentgeltes – billiger H-Gas in L-Gas zu konvertieren als L-Gas in den Niederlanden zu kaufen. Damit belastete Kälte in Deutschland und Asien den deutschen L-Gasmarkt. Dies hat dazu geführt, dass mehr L-Gas aus den Kavernen in Epe bereitgestellt wird, die deutlich schlechter befüllt sind als in den letzten fünf Jahren zum diesem Zeitpunkt im Jahr.
NCG hat reagiert und führt eine Sonderausschreibung für das Regelenergie-Produkt Long-Term Option (LTO) für März durch. 2.000 MW sollen damit im Speicher für einen möglichen Engpass „geblockt“ werden. Bisher ist die Versorgung gesichert, die hohen Preise bleiben weitgehend „unbemerkt“. Dies liegt auch daran, dass die Preise für lokale Regelenergieprodukte nicht in die Ermittlung der Ausgleichsenergiepreise einbezogen sind. Aber die Situation zeigt, dass zumindest in einem „richtigen“ Winter wie in Diesem die Versorgung von L-Gas zumindest im NCG-Marktgebiet ein Thema werden kann. Welche Auswirkungen die Zusammenlegung der Marktgebiete, die zum 1. Oktober erfolgt, haben wird, lässt sich noch nicht sagen. Aber, die Physik ändert sich dadurch nicht.