PTT Exploration and Production: LNG-Preissteigerung um 3 US-Dollar könnte Thailands Strompreise um 5 % erhöhen

de.wedoany.com-Bericht: Am 16. September erklärte Kanita Sartwattayu, designierte CEO der PTT Exploration and Production Public Company Limited (PTTEP), auf der Gastech-Konferenz in Bangkok, dass die thailändischen Strompreise um etwa 5 % steigen könnten, wenn der Preis für Flüssigerdgas (LNG) um 3 US-Dollar pro Million British Thermal Units steigt. Derzeit macht LNG etwa 30 % der Energieversorgung für die Stromerzeugung in Thailand aus; sollte sich die Struktur der inländischen Gasversorgung in den nächsten zehn Jahren nicht deutlich verändern, könnte der Anteil von LNG am Brennstoff für die thailändische Stromerzeugung auf etwa 70 % steigen.

Die derzeitige Gasversorgung Thailands setzt sich aus inländischen Gasfeldern, Pipeline-Importen und LNG-Importen zusammen. In den ersten sieben Monaten des Jahres 2026 erreichte der Anteil von Erdgas an der Stromerzeugung im System der Electricity Generating Authority of Thailand 63,78 %, mit einer Stromerzeugung von etwa 84,259 Milliarden Kilowattstunden; Kohle machte 14,97 % aus, Wasserkraft und andere erneuerbare Energien zusammen 20,30 %. Änderungen des Erdgaspreises fließen daher direkt in die Brennstoffkosten der wichtigsten Stromquellen Thailands ein.

PTTEP erklärte, einer der aktuellen Schwerpunkte bestehe darin, die inländische Erdgasproduktion Thailands so weit wie möglich aufrechtzuerhalten und die Erschließung kleinerer Grenzgasfelder fortzusetzen. In der ersten Hälfte des Jahres 2026 hielt das Unternehmen die tägliche inländische Erdgasproduktion bei etwa 2,68 Milliarden Standardkubikfuß, was über der vertraglichen Liefermenge von etwa 2,5 Milliarden Standardkubikfuß pro Tag liegt. Zu den wichtigsten Gasquellen zählen die Projekte G1/61, G2/61, Arthit, S1 und das gemeinsame Entwicklungsgebiet Thailand-Malaysia.

Das Projekt G1/61 umfasst die Gasfelder Erawan, Platong, Satun und Funan. PTTEP übernahm 2022 die Betriebsführung vom bisherigen Betreiber und hat seitdem kontinuierlich Bohrlochplattformen und Produktionsbohrungen erweitert. Seit März 2024 erhöhte das Projekt die Gaslieferung auf 800 Millionen Standardkubikfuß pro Tag; zu diesem Zeitpunkt waren bereits 12 Bohrlochplattformen und zugehörige Unterwasserpipelines installiert sowie mehr als 300 Produktionsbohrungen abgeschlossen. Die vertragliche Lieferkapazität des Projekts G2/61 Bongkot beträgt mindestens 700 Millionen Standardkubikfuß pro Tag.

PTTEP setzte die Produktion in G1/61 und G2/61 im Jahr 2025 weiter fort und steigerte gleichzeitig die Erdgaskapazität des Projekts Arthit von 280 Millionen Standardkubikfuß pro Tag auf 330 Millionen Standardkubikfuß pro Tag. Für das Jahr 2026 plant das Unternehmen Gesamtausgaben von 7,726 Milliarden US-Dollar, davon 5,164 Milliarden US-Dollar als Investitionsausgaben; etwa 3,605 Milliarden US-Dollar der Investitionsausgaben sind für die Aufrechterhaltung der bestehenden Produktionsanlagen und der inländischen Energieversorgung Thailands vorgesehen.

Die LNG-Versorgung Thailands weist zugleich eine hohe Exponierung gegenüber dem Spotmarkt auf; derzeit stammt etwa die Hälfte der LNG-Beschaffung aus dem Spotmarkt. Mehr als ein Viertel des für die thailändische Stromerzeugung verwendeten Erdgases wird importiert. Bei einem schnellen Anstieg der internationalen LNG-Preise können sich die Spot-Beschaffungskosten rasch auf die Brennstoffkosten der Gasstromerzeugung auswirken. Die von PTTEP vorgelegte Berechnung lautet: Steigt der LNG-Preis um 3 US-Dollar pro Million British Thermal Units, könnten die thailändischen Strompreise um etwa 5 % steigen.

PTTEP erklärte, dass die ausgereiften Gasfelder im Golf von Thailand wie Erawan und Bongkot einer schrittweisen Erschöpfung der Ressourcen gegenüberstehen. Das Unternehmen werde die inländische Erdgasversorgung weiterhin durch neue Bohrungen, Bohrlochplattformen, die Erschließung von Grenzgasfeldern und die Nutzung bestehender Anlagen aufrechterhalten. Gleichzeitig ist Thailand auf Pipeline-Erdgas aus Myanmar und importiertes LNG angewiesen, um den Bedarf zu decken; sollte die inländische Gasversorgung weiter zurückgehen, würde der künftige zusätzliche Gasbedarf verstärkt von LNG getragen werden.