Marktreporting KW 43

Sehr geehrte Anlegerinnen,
sehr geehrte Anleger,

der europäische Gaspreis ist in den vergangenen Wochen kräftig gestiegen. Niedrige Speicherstände, eingeschränkte Flüssiggaslieferungen aus dem Nahen Osten und der internationale Wettbewerb um LNG sorgen für zunehmende Nervosität. Eine akute Gasmangellage zeichnet sich bislang nicht ab. Für eine nachhaltige Preisentspannung müssten allerdings mehrere Faktoren zusammenspielen.

Der europäische Gasmarkt startet unter erschwerten Bedingungen in die Heizperiode. Ende Oktober notierte der richtungsweisende niederländische TTF-Gaspreis zeitweise bei rund 93 Euro je Megawattstunde und damit auf dem höchsten Niveau seit Ende 2022. Allein innerhalb eines Monats verteuerte sich europäisches Erdgas um rund ein Viertel.

Der Preisanstieg bedeutet noch keine unmittelbar bevorstehende Versorgungskrise. Er zeigt jedoch, wie empfindlich der Markt inzwischen auf geopolitische Nachrichten, Wetterprognosen und Veränderungen bei den internationalen Flüssiggaslieferungen reagiert.

Von der Pipeline zum globalen Flüssiggasmarkt

Seit Beginn der europäischen Energiekrise hat sich die Versorgung grundlegend verändert. Ein beträchtlicher Teil der früheren russischen Pipelineimporte wurde durch Flüssigerdgas, kurz LNG, ersetzt. Dieses Gas wird per Schiff transportiert und kann aus unterschiedlichen Förderregionen bezogen werden.

Damit ist Europa heute breiter aufgestellt als noch vor einigen Jahren. Zusätzliche LNG-Terminals, neue Lieferbeziehungen und ein gesunkener Gasverbrauch erhöhen die Widerstandsfähigkeit des Versorgungssystems. Die Europäische Kommission hält die europäische Infrastruktur deshalb grundsätzlich für ausreichend flexibel, um den Bedarf im kommenden Winter zu decken.

Die größere Flexibilität hat allerdings ihren Preis: Europa ist stärker vom globalen LNG-Markt abhängig. Flüssiggastanker fahren in der Regel dorthin, wo die attraktivsten Preise gezahlt werden. Steigt die Nachfrage in Asien oder fallen wichtige Exportanlagen und Transportwege aus, muss Europa höhere Preise bieten, um zusätzliche Lieferungen anzuziehen.

Besonders relevant ist derzeit die angespannte Lage im Nahen Osten. Eingeschränkte Lieferungen aus der Golfregion und Unsicherheiten rund um wichtige Transportwege haben das weltweit verfügbare LNG-Angebot verknappt. Europa und Asien konkurrieren dadurch verstärkt um die verbleibenden Liefermengen.

Niedrige Speicherstände verringern den Puffer

Zusätzlichen Auftrieb erhält der Gaspreis durch die vergleichsweise niedrigen europäischen Speicherstände. Am 20. Oktober waren die Speicher in der Europäischen Union zu rund 74,6 Prozent gefüllt. Ein Jahr zuvor lag der Füllstand bei etwa 82,8 Prozent, der Durchschnitt der vergangenen fünf Jahre bei rund 89 Prozent. In Deutschland waren die Speicher zuletzt lediglich zu rund 61 Prozent gefüllt.

Bereits zum Beginn der Heizperiode am 1. Oktober lag der europäische Füllstand mit 72 Prozent auf einem historisch niedrigen Niveau. Die Speicher hatten in den beiden vorangegangenen Wintern rund ein Viertel bis knapp ein Drittel des europäischen Gasverbrauchs abgedeckt. Sie bleiben damit ein zentraler Puffer, um Nachfragespitzen während kalter Perioden auszugleichen.

Ein niedriger Speicherstand bedeutet nicht automatisch, dass Gas knapp wird. Europa kann laufend LNG importieren und erhält weiterhin Pipelinegas, unter anderem aus Norwegen, Nordafrika und Aserbaidschan. Je geringer die Vorräte zu Winterbeginn ausfallen, desto stärker hängt die Versorgung jedoch von kontinuierlichen Importen ab.

Die Speicher funktionieren insofern wie eine Versicherung: Solange das Wetter mild bleibt und ausreichend Flüssiggas nach Europa gelangt, ist der niedrigere Füllstand beherrschbar. Treffen hingegen ein kalter Winter, eine hohe asiatische Nachfrage und zusätzliche Lieferausfälle zusammen, wird der Sicherheitspuffer schnell kleiner.

Warum Europa dennoch besser vorbereitet ist

Trotz der angespannten Ausgangslage unterscheidet sich die heutige Situation deutlich von der Energiekrise 2022. Nach Einschätzung der Europäischen Kommission und des European Network of Transmission System Operators for Gas verfügt Europa inzwischen über eine deutlich größere Import- und Transportflexibilität. Die europäischen LNG-Terminals können während einer Wintersaison insgesamt etwa 1.600 Terawattstunden beziehungsweise rund 145 Milliarden Kubikmeter Gas aufnehmen.

Diese Kapazitäten können niedrigere Speicherstände zumindest teilweise ausgleichen. Voraussetzung ist allerdings, dass weltweit genügend LNG verfügbar ist und Europa bereit bleibt, dafür konkurrenzfähige Preise zu zahlen.

Das wahrscheinlichste Risiko ist daher zunächst weniger ein vollständiger Versorgungsengpass als vielmehr eine preisgetriebene Anpassung: Steigt Gas stark genug, reduzieren energieintensive Unternehmen ihre Produktion, wechseln soweit möglich auf andere Energieträger oder verschieben ihren Verbrauch. Auf diese Weise sinkt zwar die Nachfrage, die wirtschaftlichen Folgen können jedoch erheblich sein.

Welche Entwicklung ist nun denkbar?

Die weitere Preisentwicklung hängt vor allem von drei Faktoren ab:

1. Wie kalt wird der Winter in Europa und Asien?
2. Wie zuverlässig bleiben die internationalen LNG-Lieferungen?
3. Wie schnell leeren sich die europäischen Speicher?

Aus diesen Faktoren lassen sich mehrere mögliche Szenarien ableiten.

Szenario 1: Milder Winter und stabile Lieferungen

Fällt der Winter in Europa mild aus, bleibt die Heiznachfrage begrenzt. Gleichzeitig könnten stabile Pipelineimporte und ausreichend hohe LNG-Lieferungen verhindern, dass die Speicher zu schnell geleert werden.

In diesem Umfeld dürfte die derzeit hohe Risikoprämie im Gaspreis allmählich zurückgehen. Eine Rückkehr in einen Bereich von etwa 50 bis 70 Euro je Megawattstunde wäre im weiteren Winterverlauf grundsätzlich vorstellbar.

Eine schnelle Rückkehr zu den sehr niedrigen Gaspreisen aus der Zeit vor der Energiekrise wäre dennoch nicht selbstverständlich. Europa bleibt strukturell stärker vom meist teureren und schwankungsanfälligeren Flüssiggasmarkt abhängig.

Szenario 2: Normaler Winter bei ausreichender Versorgung

Im Basisszenario fällt der Winter durchschnittlich aus. LNG erreicht Europa in ausreichender Menge, während Pipelineimporte weitgehend stabil bleiben. Aufgrund der niedrigeren Speicherstände reagiert der Markt dennoch empfindlich auf Wetterprognosen, Wartungsarbeiten und geopolitische Nachrichten.

Der Gaspreis könnte sich in einem solchen Umfeld über längere Zeit auf einem erhöhten Niveau bewegen. Eine grobe Bandbreite von 70 bis 100 Euro je Megawattstunde erscheint dabei denkbar. Auch innerhalb dieses Korridors wären zwischenzeitlich deutliche Ausschläge möglich.

Dieses Szenario würde bedeuten: Die Versorgung bleibt gewährleistet, Gas aber erheblich teurer als in den Jahren vor 2022.

Szenario 3: Kalter Winter und starke Nachfrage aus Asien

Kritischer würde es, wenn Europa und wichtige asiatische Abnehmerregionen gleichzeitig eine längere Kälteperiode erleben. Dann müssten beide Regionen zusätzliche LNG-Ladungen einkaufen.

Europa könnte weitere Lieferungen anziehen, müsste dafür jedoch voraussichtlich höhere Preise zahlen. In einem solchen Stressszenario wären vorübergehende Notierungen von mehr als 100 Euro je Megawattstunde möglich. Bei einer länger anhaltenden Kälteperiode könnte der Preis auch in Richtung von 120 bis 150 Euro steigen.

Besonders problematisch wäre ein später Kälteeinbruch im Februar oder März. Zu diesem Zeitpunkt könnten die Speicher bereits deutlich geleert sein. Der Markt würde dann nicht nur auf die Versorgung des laufenden Winters schauen, sondern bereits auf die Wiederbefüllung für den Winter 2027/2028.

Nach Berechnungen von ENTSOG könnten die europäischen Speicher bei begrenzter LNG-Verfügbarkeit zum Ende des Winters deutlich unter 30 Prozent fallen. Dies würde die Versorgung nicht zwangsläufig gefährden, die Wiederbefüllung im anschließenden Sommer aber erschweren und verteuern.

Szenario 4: Größere Lieferunterbrechungen

Das größte Preisrisiko wäre der längerfristige Ausfall wichtiger LNG-Exportanlagen, Schifffahrtsrouten oder bedeutender Pipelineverbindungen. Eine solche Störung träfe auf einen Markt, der bereits mit niedrigen Vorräten in den Winter gestartet ist.

In diesem Krisenszenario wären Preise von mehr als 150 Euro je Megawattstunde möglich. Bei einer Kombination aus Lieferausfällen und außergewöhnlich kaltem Wetter wären auch deutlich höhere kurzfristige Ausschläge nicht auszuschließen.

Eine tatsächliche Mangellage wäre weiterhin kein Automatismus. Zunächst würden hohe Preise die Gasnachfrage reduzieren. Besonders energieintensive Unternehmen könnten ihre Produktion drosseln. Erst bei sehr weitreichenden und länger anhaltenden Störungen wären zusätzliche staatliche Eingriffe oder weitergehende Verbrauchseinschränkungen denkbar.

Was bedeutet das für Haushalte und Unternehmen?

Die Entwicklung an der Energiebörse schlägt nicht unmittelbar und vollständig auf private Gastarife durch. Energieversorger kaufen einen erheblichen Teil ihres Bedarfs im Voraus ein. Außerdem setzt sich der Endkundenpreis nicht nur aus den Beschaffungskosten zusammen, sondern auch aus Netzentgelten, Steuern, Abgaben sowie Vertriebs- und Messkosten.

Kurzfristige Preisspitzen müssen deshalb nicht sofort zu höheren Abschlägen führen. Bleibt der Großhandelspreis jedoch über mehrere Monate auf einem hohen Niveau, verteuert sich nach und nach die Beschaffung der Versorger. Dann steigt die Wahrscheinlichkeit, dass auch private Haushalte höhere Tarife angeboten bekommen.

Für energieintensive Unternehmen ist die Belastung häufig unmittelbarer. Besonders betroffen sind unter anderem die Chemie-, Glas-, Papier-, Metall- und Düngemittelindustrie. Steigende Gaspreise können zudem den Strompreis beeinflussen, weil Gaskraftwerke in vielen Stunden das teuerste noch benötigte Kraftwerk darstellen und damit den Großhandelspreis für Strom mitbestimmen.

Auch die Inflationsentwicklung könnte wieder stärker in den Blick rücken. Höhere Energie- und Produktionskosten wirken nicht nur über die Gasrechnung, sondern mittelbar auch über Transportkosten, industrielle Erzeugerpreise und zahlreiche Waren des täglichen Bedarfs.

Fazit: Versorgung wahrscheinlich, Entspannung nicht garantiert

Europa ist heute besser auf Lieferstörungen vorbereitet als zu Beginn der Energiekrise. Die Bezugsquellen sind breiter gestreut, die LNG-Infrastruktur wurde ausgebaut und der Gasverbrauch ist strukturell gesunken. Nach Einschätzung der europäischen Institutionen ist das Versorgungssystem grundsätzlich in der Lage, den kommenden Winter zu bewältigen.

Gleichzeitig startet Europa mit vergleichsweise niedrigen Speicherständen in die Heizperiode. Damit ist der Spielraum für einen kalten Winter oder größere Lieferausfälle geringer. Der Kontinent ist stärker darauf angewiesen, während des Winters kontinuierlich Gas auf dem Weltmarkt einzukaufen.

Eine ausreichende Versorgung bleibt daher das wahrscheinlichste Szenario. Sie kann allerdings mit dauerhaft erhöhten Preisen verbunden sein. Für eine deutliche Entspannung müssten mehrere günstige Faktoren zusammenkommen: ein milder Winter, stabile LNG-Lieferungen, eine moderate asiatische Nachfrage und möglichst wenige technische oder geopolitische Störungen.

Der Gaspreis dürfte deshalb auch in den kommenden Monaten schwankungsanfällig bleiben. Entscheidend ist nicht nur, ob Europa genügend Gas erhält, sondern zu welchem Preis.

Hinweis: Die genannten Preisbandbreiten stellen keine konkrete Prognose und keine Anlageempfehlung dar. Sie dienen ausschließlich dazu, die möglichen Auswirkungen unterschiedlicher Wetter-, Angebots- und Nachfrageszenarien einzuordnen.

Wir wünschen einen schönen Sonntag.

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