Europas niedrige Gasspeicher bedrohen hohe Energierechnungen im Winter

Der Unterschied ist mehr als eine statistische Warnung. Europa hat vier Jahre damit verbracht, seine Abhängigkeit von russischem Pipelinegas zu verringern und einen Großteil dieser Versorgung durch LNG zu ersetzen, das über internationale Schifffahrtsnetze geliefert wird. Das hat die Energiequellen verbreitert, aber auch dazu geführt, dass der Preis für die Versorgung europäischer Haushalte und Fabriken zunehmend von Ereignissen weit außerhalb des Kontinents abhängt.

Ein kleineres Polster gegen die Wintermachfrage

Europas unterirdische Speicheranlagen hielten am 21. Oktober etwa 845 Terawattstunden Gas, unter dem saisonalen Fünfjahresdurchschnitt von 86 %. Die relativ schwache Position folgt auf eine schwierige Sommerauffüllphase, in der hohe Großhandelspreise und ungünstige saisonale Preisunterschiede Händler davon abhielten, zusätzliches Gas einzulagern.

Normalerweise haben Unternehmen einen Anreiz, Gas in den wärmeren Monaten zu kaufen, wenn die Nachfrage geringer ist, und es im Winter zu höheren Preisen zu verkaufen. Diese Rechnung wird weniger attraktiv, wenn Sommergas bereits teuer ist oder die erwartete Winterprämie nicht ausreicht, um die Speicherkosten zu decken.

Zum 1. Oktober waren die europäischen Speicher nur zu 72 % gefüllt. Der anschließende Anstieg hat wenig dazu beigetragen, die Lücke zu den Vorjahren zu schließen.

Auch die nationalen Zahlen verdecken erhebliche Unterschiede bei der Vorbereitung. Polen ging mit einem Speicherstand von 98,8 % der Kapazität in die Periode, Portugal mit 95,5 % und Italien mit 90,2 %. Deutschland, Europas größte Volkswirtschaft, hatte nur 61,1 % seiner Speicherkapazität gefüllt, was 143,6 TWh von 247,5 TWh entspricht. Die Niederlande lagen bei 65 %.

Diese Unterschiede sind wichtig, weil die wirtschaftlichen Folgen eines schwierigen Winters nicht gleichmäßig verteilt sein werden. Länder mit kleineren Reserven müssen möglicherweise stärker auf zusätzliche Importe oder Lieferungen zurückgreifen, die über das vernetzte europäische Gasnetz verfügbar sind.

Die Europäische Kommission und das Europäische Netz der Fernleitungsnetzbetreiber für Gas, ENTSOG, erwarten unter Basisbedingungen des Winters jedoch kein unmittelbares systemisches Versorgungsdefizit.

Europa hat ein stärker diversifiziertes Importnetz entwickelt, darunter LNG-Regasifizierungsinfrastruktur mit einer geschätzten saisonalen Kapazität von rund 145 Milliarden Kubikmetern. Das bietet eine Flexibilität, die in der früheren Phase der starken Abhängigkeit von russischen Pipeline-Lieferungen nicht verfügbar war.

Infrastruktur kann jedoch nicht garantieren, dass international gehandeltes Gas zu einem bezahlbaren Preis verfügbar ist.

Die Straße von Hormus ist zu einem europäischen Energierisiko geworden

Die größte externe Unsicherheit kommt aus dem Nahen Osten, wo Sicherheits- und Schifffahrtsstörungen rund um die Straße von Hormus die LNG-Exporte aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten beeinträchtigt haben.

Die Störung hat die Ströme über eine Route eingeschränkt, auf die nahezu ein Fünftel des globalen LNG-Seehandels entfällt. Für europäische Käufer reichen die Folgen über den unmittelbaren Verlust oder die Verzögerung einzelner Lieferungen hinaus.

LNG wird international gehandelt, und Ladungen können zu Märkten umgeleitet werden, die attraktivere kommerzielle Bedingungen bieten. Wenn die Versorgung knapper wird, müssen europäische Importeure mit Käufern anderswo konkurrieren, insbesondere in Asien, wo die Nachfrage gestiegen ist.

Dies schafft eine grundlegend andere Form der Exposition als die Pipeline-Abhängigkeit, die die europäische Energiepolitik vor Russlands umfassendem Einmarsch in die Ukraine dominierte.

Pipeline-Lieferungen schufen konzentrierte politische und kommerzielle Beziehungen zu bestimmten Exporteuren. LNG bietet eine breitere Auswahl an Lieferanten, aber seine Flexibilität bedeutet auch, dass Europa direkter mit anderen großen Importregionen konkurriert.

Eine Störung der Golf-Exporte kann daher die europäischen Preise beeinflussen, selbst wenn die betroffenen Lieferungen ursprünglich nicht für europäische Terminals bestimmt waren.

Der Markt reagiert auf die globale Verfügbarkeit von Gas und nicht einfach auf die Menge, die europäische Unternehmen bereits kontrahiert haben.

Für politische Entscheidungsträger erschwert dies die Bedeutung der Energiediversifizierung. Eine breitere Lieferantenbasis verringert die Abhängigkeit von einem einzelnen Land, beseitigt aber nicht die Exposition gegenüber maritimen Engpässen, geopolitischer Instabilität oder dem Wettbewerb um Ladungen.

Europa hat seine Lieferanten diversifiziert, ohne sich vom globalen Markt zu isolieren.

Die industriellen Kosten der Energiesicherheit

Finanzprognosen zeigen, wie schnell eine beherrschbare Versorgungslage zu einem wirtschaftlichen Problem werden könnte.

Die in dem Briefing zitierten Projektionen von Goldman Sachs und Morningstar setzen den europäischen Referenzpreis für TTF-Gas unter Basisbedingungen auf etwa 60–70 € pro Megawattstunde.

Schwerwiegendere Szenarien mit länger anhaltenden Versorgungsstörungen im Nahen Osten oder ungewöhnlich kaltem Wetter könnten die Preise in Richtung 90–120 €/MWh treiben, wobei extreme Schätzungen 150 €/MWh erreichen.

Dies sind bedingte Projektionen, keine erwarteten Ergebnisse. Ihre Bedeutung liegt im Ausmaß des möglichen Unterschieds zwischen einem relativ stabilen Winter und einem, der von gleichzeitigen Angebots- und Nachfragebelastungen geprägt ist.

Für Haushalte können höhere Großhandelspreise schließlich zu teurerem Heizen und Strom führen, abhängig von nationalen Tarifen, Verträgen und staatlichen Schutzmaßnahmen.

Für energieintensive Hersteller kann die Auswirkung unmittelbarer sein.

Chemieproduzenten, Düngemittelhersteller, Glashersteller und metallverarbeitende Unternehmen sind stark auf wettbewerbsfähig energiepreise angewiesen. Anhaltende Gaskostensteigerungen können Margen verringern, die Wettbewerbsfähigkeit schwächen und Unternehmen zwingen, ihre Produktionsniveaus zu überdenken.

Europas industrielle Herausforderung ist daher eng mit seiner Energiebeschaffungsstrategie verbunden.

Der Ersatz von russischem Pipelinegas durch diversifizierte Importe hat die Fähigkeit des Kontinents gestärkt, auf politischen Druck eines einzelnen Lieferanten zu reagieren. Er hat nicht unbedingt die niedrigen und vorhersehbaren Energiekosten wiederhergestellt, auf die sich Teile der europäischen Industrie zuvor verlassen hatten.

Diese Unterscheidung ist besonders wichtig für Deutschland, wo relativ niedrige Speicherstände mit einem erheblichen industriellen Gasbedarf zusammenfallen.

Höhere Importpreise würden Druck über den Energiesektor hinaus erzeugen und möglicherweise Produktionsentscheidungen, Investitionen und die Wettbewerbsfähigkeit europäischer Waren beeinflussen.

Der Preis für das Schließen der Speicherlücke

Das Institute for Energy Economics and Financial Analysis schätzt, dass der Ausgleich der schwächeren Speicherposition Europas eine Reduzierung der Wintergasnachfrage um rund 7 % erfordern könnte, was etwa 14 Milliarden Kubikmetern oder zusätzlichen Importen im Wert von bis zu 3 Milliarden Euro entspricht.

Diese Alternativen offenbaren einen schwierigen wirtschaftlichen Zielkonflikt.

Zusätzliche Importe können den Verbrauch aufrechterhalten, erhöhen aber den Betrag, den Europa für die Sicherung von Energie auf internationalen Märkten ausgeben muss. Eine geringere Nachfrage verringert den Importbedarf, aber der wirtschaftliche Effekt hängt davon ab, wo und wie diese Reduzierung erfolgt.

Effizienzverbesserungen und freiwilliges Sparen unterscheiden sich von Fabriken, die die Produktion drosseln, weil Energie zu teuer geworden ist.

Beides senkt den gemessenen Gasverbrauch. Nur Ersteres stellt notwendigerweise eine Verbesserung der Effizienz der europäischen Wirtschaft dar.

Die Unterscheidung ist wichtig, weil Marktanpassungen den Anschein einer erfolgreichen Energiebilanz erwecken können, selbst wenn ein Teil dieser Bilanz aus verringerter Industrietätigkeit stammt.

Europa mag genug Gas haben, um den wesentlichen Bedarf zu decken, und dennoch erheblichen wirtschaftlichen Schaden durch den Preis erleiden, der für die Sicherung erforderlich ist.

Deshalb liefern Speicherprozentsätze allein ein unvollständiges Maß für Energiesicherheit.

Ein Land kann erhebliche Reserven halten und dennoch anfällig für hohe Ersatzkosten bleiben. Umgekehrt kann ein Importeur mit niedrigeren Speicherständen in der Lage sein, die Versorgung über funktionierende internationale Märkte aufrechtzuerhalten, allerdings möglicherweise zu erheblichen Kosten.

Die russische LNG-Frist fügt eine weitere Einschränkung hinzu

Europas geplantes Verbot russischer LNG-Importe ab Januar 2027 bringt eine weitere Komplikation in das winterliche Beschaffungsumfeld.

Seit 2022 hat die EU ihre Energiebeziehungen schrittweise umgestaltet, russische Pipeline-Importe verringert und Käufe bei alternativen Lieferanten, darunter Norwegen und LNG-Exporteure, ausgeweitet.

Die kommende Beschränkung stellt eine weitere Etappe dieses Übergangs dar.

Ihre Bedeutung beschränkt sich nicht auf die direkte Entfernung russischen LNG aus Europas verfügbaren Versorgungsoptionen. Sie verstärkt auch die Notwendigkeit für europäische Käufer, alternative Mengen in einer Phase erhöhten globalen Wettbewerbs zu sichern.

Nichtrussische Pipeline-Lieferanten wie Norwegen dürften erhebliche kommerzielle Bedeutung behalten. Globale LNG-Exporteure und -Händler könnten ebenfalls profitieren, wenn engere Märkte die Nachfrage nach verfügbaren Ladungen erhöhen.

Für europäische Importeure besteht die Herausforderung darin, die Diversifizierung zu bewahren, ohne dass Beschaffungskosten die wirtschaftlichen Vorteile eines verlässlichen Energiezugangs untergraben.

Der Übergang verändert auch das Gleichgewicht des kommerziellen Einflusses.

Wo Europas frühere Abhängigkeit großen Pipeline-Lieferanten erhebliche Hebelwirkung verlieh, gibt der heutige Markt internationalen LNG-Exporteuren, Händlern und konkurrierenden Käufern größeren Einfluss auf den Preis, zu dem zusätzliche Lieferungen verfügbar werden.

Europäische Regierungen können Terminals ausbauen, Verbindungen verbessern und die Speicherpolitik koordinieren. Sie haben weit weniger direkte Kontrolle über die Nachfrage in Asien oder die Sicherheitslage entlang der Schifffahrtsrouten im Nahen Osten.

Speicher ist nicht mehr das ganze Maß für Resilienz

Die Ukraine bietet eine andere Perspektive auf die Bedeutung physischer Reserven. Ihre unterirdischen Speicher hielten Ende Oktober fast 16 Milliarden Kubikmeter Gas, über dem Mindestziel der Regierung von 13,2 Milliarden Kubikmetern und Berichten zufolge dem höchsten Stand seit sechs Jahren.

Die Zahl veranschaulicht den fortbestehenden strategischen Wert erheblicher Vorräte, insbesondere für Länder, die schweren Sicherheitsrisiken ausgesetzt sind.

In der gesamten EU reicht die winterliche Herausforderung jedoch über die bereits unterirdisch gehaltene Menge hinaus.

Europäische Infrastruktur und diversifizierte Versorgungsvereinbarungen bieten ein gewisses Maß an Schutz vor physischen Engpässen. Die schwierigere Frage betrifft den Preis für die Nutzung dieser Flexibilität, wenn das internationale Angebot begrenzt ist.

Ein milder Winter könnte die Nachfrage senken und den Druck auf Importe verringern. Strenge Kälte in Kombination mit länger anhaltenden Störungen der Golf-LNG-Exporte würde ein deutlich schwierigeres Marktumfeld erzeugen.

Keines der beiden Ergebnisse ist durch die aktuellen Speicherzahlen vorherbestimmt.

Die größere Veränderung besteht darin, dass Europas Fähigkeit, sichere Gasversorgung aufrechtzuerhalten, zunehmend von Bedingungen auf einem globalen Markt abhängt, den es nicht kontrollieren kann.