EU-Gasspeicher auf 13-Jahres-Tief, während der Winter naht

Europa geht in die Heizsaison mit den niedrigsten Gasspeicherständen seit 13 Jahren Ende August. In der letzten Augustwoche waren die Speicher in der EU zu 63 % gefüllt, wie Daten von Gas Infrastructure Europe zeigen, verglichen mit einem Fünfjahresdurchschnitt von rund 80 % für denselben Zeitraum. Das Defizit entspricht etwa einem Fünftel der typischen Winterstartvolumina, eine Lücke, die Händler und Analysten offen von einer Winterpanik sprechen lässt.

Wie sich das Defizit aufbaute

Für die Lücke in den europäischen Speichern gibt es drei Hauptursachen. Eine Kältewelle Ende des Winters 2025‑26 leerte die Bestände stärker als üblich. Sommerhitze zwang Gaskraftwerke dann, stärker zu fahren, um Kühlbedarf zu decken und schwache Windeinspeisung auszugleichen, Gas verbrannt, das normalerweise in die Speicher eingespeist worden wäre. Der dritte Faktor ist geopolitisch: Der US‑israelische Krieg gegen den Iran hat die Öl‑ und Gasexporte aus dem Golf massiv gestört und eine Versorgungsroute abgeschnitten, auf die Europa beim Auffüllen der Kavernen und Tanks in den niedrig‑nachfrage‑Monaten gesetzt hatte.

Greg Molnar, Gasanalyst und Professor, merkte an, dass bei der derzeit schleppenden Einspeiserate die EU in den November mit Beständen gehen wird, die rund 20 % unter dem Fünfjahresdurchschnitt liegen, die schwächste Position seit 2013. Niedrige Speicherstände erhöhen von Natur aus das Risiko stärkerer Preisschwankungen im Winter, schrieb er, ein Risiko, das durch Kälteperioden oder anhaltende Windflauten, die die Gas‑nachfrage für Stromerzeugung treiben, noch verstärkt würde.

Preissignale schon jetzt rot

Der Markt hat nicht auf den Winter gewartet, um zu reagieren. Der Title Transfer Facility (TTF)‑Benchmark, Europas Referenz für Großhandelsgas, ist in den vergangenen Wochen auf über 68 €/MWh geklettert, mehr als das Doppel des Preises zu Beginn 2026 und der höchste Stand seit der Energiekrise 2022‑23. Der Anstieg spiegelt den wachsenden Konsens wider, dass europäische Käufer jeden verfügbaren LNG‑Tanker (Flüssigerdgas) gegen asiatische Importeure überbieten müssen, sobald die Heiznachfrage auf der Nordhalbkugel anzieht.

Bjarne Schieldrop, Chefanalyst Rohstoffe bei der nordischen Bankengruppe SEB, sagte, europäische Gaspreise seien den Sommer über relativ ruhig geblieben, in der Hoffnung, dass die Straße von Hormus wieder geöffnet werde und die Golfexporte wieder fließen. Niemand erwarte das in absehbarer Zeit, fügte er hinzu. Infolgedessen sei der europäische Erdgasmarkt in der vergangenen Woche in eine Art Winterpanik geraten. Analysten von Goldman Sachs berechnen, dass ohne Rückkehr der Nahost‑Ströme der europäische Benchmark wahrscheinlich auf über 100 €/MWh steigen müsste, um genug LNG für die Winternachfrage anzuziehen.

Ungleiches Speicherbild im Verbund

Der aggregierte EU‑Wert verdeckt große nationale Unterschiede. Italien und Polen haben ihre Anlagen auf über 80 % gefüllt und liegen damit nahe am saisonalen Ziel. Deutschland, das die größte Speicherkapazität des Kontinents hält, ist nur etwa halb voll. Belgien und die Niederlande, die beiden Märkte, die per Pipeline‑Interkonnektoren direkt mit dem Vereinigten Königreich verbunden sind, stehen bei 51 % bzw. 45 %. Das ist relevant, weil die britische Versorgungssicherheit stark davon abhängt, im Bedarfsfall Gas vom Kontinent beziehen zu können, wenn die heimische Förderung und LNG‑Importe nicht ausreichen.

Britische Verwundbarkeit ist strukturell, nicht zyklisch

Die Verwundbarkeit des Vereinigten Königreichs ist akuter als die der meisten anderen. Es ist einer der größten Gaskonsumenten Europas, besitzt aber kaum eigene Speicherkapazität. Die Anlage Rough vor der Küste Yorkshires, einst das Rückgrat der britischen Saisonspeicherung, wurde 2017 geschlossen und nur teilweise mit reduzierter Kapazität wieder in Betrieb genommen. Chris O'Shea, Chef von Centrica, dem Eigentümer von British Gas, sagte diese Woche, das Vereinigte Königreich habe für den kommenden Winter fast kein Gas in den Speichern. Das Land verlässt sich typischerweise auf Pipeline‑Importe aus Norwegen, Belgien und den Niederlanden, ergänzt durch LNG‑Lieferungen aus den USA, Katar und dem US‑Golfküstenraum.

Diese Abhängigkeit wird sich vertiefen. Die Nordsee‑Förderung sinkt schneller als bisher prognostiziert, und die norwegische Produktion wird ab 2030 voraussichtlich strukturell zurückgehen. Die britische Regierung berät nun über direkte finanzielle Unterstützung für Gasspeicherbetreiber und Pipeline‑Eigner, um die Infrastruktur bis in die 2030er‑Jahre wirtschaftlich tragfähig zu halten, eine Anerkennung, dass der Markt allein Anlagen nicht erhalten wird, die weite Teile des Jahres ungenutzt bleiben, aber in Versorgungskrisen kritisch sind.

Haushaltsrechnungen steigen bereits

Der Preisdruck erreicht bereits die Verbraucher. Ofgem, der britische Energiemarktregulierer, bestätigte diese Woche, dass die typische Dual‑Fuel‑Rechnung ab Oktober unter seiner vierteljährlichen Preisobergrenze um 4 % steigen wird, nach einem Anstieg von 13 % zu Beginn des Juli. Der Regulierungsbehörde nannte explizit globale Energiepreisanstiege, verursacht durch den Krieg gegen den Iran, als Treiber. Für einen Haushalt mit Standardvariablem Tarif und Lastschrifteinzug steigt die annualisierte Rechnung von 1.717 £ auf rund 1.786 £, wobei die tatsächlichen Kosten vom Verbrauch abhängen.

Die Rolle von LNG und der asiatische Sog

Europas Fähigkeit, den Winter zu meistern, hängt vom globalen LNG‑Markt ab. 2025 importierte die EU eine Rekordmenge an LNG, viel davon aus den USA, was den Verlust russischen Pipelinegases ausglich. Doch dieselben Ladungen werden jetzt von Käufern in Japan, Südkorea und China nachgefragt, wo die Nachfrage steigt, da sich die Volkswirtschaften wieder öffnen und Atomwiederanfahrungen verzögern. Europäische Händler müssen einen Aufschlag auf asiatische Lieferpreise bieten, um jede Lieferung zu sichern. Dieser Aufschlag ist derzeit in der TTF‑Terminkurve eingepreist, aber er könnte nicht ausreichen, wenn die Wintertemperaturen auf beiden Kontinenten gleichzeitig stark fallen.

Es gibt auch ein Zeitproblem. Die LNG‑Verflüssigungskapazitäten sind bis 2027 faktisch ausverkauft, neue US‑Projekte wie Plaquemines und Golden Pass fahren noch hoch. Jede Störung, ein Hurrikan im Golf von Mexiko, ein technischer Ausfall an einer katarischen Anlage, eine Verspätung im Panamakanal, würde Ladungen sofort vom Markt nehmen, ohne kurzfristigen Ersatz. Speicher sind der einzige physische Puffer gegen solche Schocks, und dieser Puffer ist jetzt ungewöhnlich dünn.

Politische Antworten nehmen Form an

Die Europäische Kommission hat die Mitgliedstaaten aufgefordert, die Einspeiseraten zu beschleunigen und nach Möglichkeit Maßnahmen zur Nachfrageminderung zu koordinieren. Die 2024 überarbeitete EU‑Gasspeicherverordnung setzt ein Füllziel von 90 % für den 1. November, doch die aktuelle Entwicklung lässt vermuten, dass viele Länder es verfehlen werden. Die Kommission kann einen Solidaritätsmechanismus auslösen, wenn ein Mitgliedstaat vor einem Versorgungsnotstand steht, aber das ist ein letztes Mittel, kein Planungsinstrument. Im Vereinigten Königreich endet die Konsultation der Regierung zu strategischer Gasinfrastruktur‑Unterstützung im Oktober, Entscheidungen werden vor Jahresende erwartet. Optionen sind Kapazitätszahlungen für Speicherbetreiber, Regulierte‑Asset‑Base‑Modelle für Pipelines oder direkte Investitionszuschüsse für Sanierungen.