Europäische Gaspreise steigen um 120 Prozent, da Hitzewelle und Nahost-Konflikt die Speicher leeren

Die europäischen Referenzpreise für Erdgas haben sich seit Januar mehr als verdoppelt und sind auf 63,93 Euro pro Megawattstunde an der Title Transfer Facility in den Niederlanden gestiegen. Der Anstieg um 120 Prozent spiegelt das Zusammenwirken von Extremwetter, infrastrukturellen Verzögerungen und geopolitischen Erschütterungen wider, das die übliche Speicherstrategie des Kontinents im Sommer zunichtegemacht hat. Zwar liegt der Preis deutlich unter den Panikspitzen von 350 Euro/MWh nach Russlands Invasion der Ukraine im Jahr 2022, doch deutet der Verlauf darauf hin, dass Europa mit dem dünnsten Puffer seit Jahren in den Herbst geht.

Hitzewelle durchbricht den Speicherzyklus

Europa nutzt normalerweise die Sommermonate, um Gas in unterirdische Kavernen einzuspeichern und so ein Polster für die Heiznachfrage im Winter aufzubauen. In diesem Jahr haben Rekordtemperaturen auf dem Kontinent diese Logik umgekehrt. Klimaanlagen und industrielle Kühlung haben die Stromnachfrage deutlich erhöht, während die gleichzeitig grassierende Dürre die Wasserkraftproduktion lahmgelegt und französische Kernreaktoren zur Drosselung gezwungen hat, weil das Flusswasser zu warm ist, um die Reaktorkerne sicher zu kühlen. EDF hat die Erzeugung in den Anlagen entlang der Rhône und der Garonne seit Juni wiederholt gekürzt. Das Gas, das eigentlich in die Speicher hätte fließen sollen, wird stattdessen in Kraftwerken verbrannt.

Daten von Gas Infrastructure Europe zeigen, dass die EU-Speicher Ende August bei knapp über 60 Prozent der Arbeitskapazität liegen. Historisch liegt der Wert zu diesem Zeitpunkt über 80 Prozent. Das Defizit ist nicht nur eine statistische Größe: jeder fehlende Prozentpunkt Speicherfüllung entspricht rund 10 Terawattstunden Energie, die in den kältesten Monaten beschafft werden müssen, wenn der globale Wettbewerb um LNG am heftigsten ist.

Nordsee-Wartung und der LNG-Engpass

Die einheimische Produktion hat die Lücke nicht geschlossen. Geplante Wartungsarbeiten in mehreren Nordseefeldern, die in den Vorjahren aufgrund von Arbeitskräftemangel und regulatorischen Rückstauen verschoben worden waren, fallen mit dem Nachfrageanstieg zusammen. Die norwegischen Pipelineflüsse waren volatil, wobei ungeplante Ausfälle bei Nyhammer und Kollsnes die Lieferungen im Juli um bis zu 30 Millionen Kubikmeter pro Tag reduzierten. Die Folge ist eine stärkere Abhängigkeit von LNG-Importen in einem Moment, in dem der globale Markt außergewöhnlich angespannt ist.

Die Eskalation des Nahost-Konflikts hat die Schifffahrtsrouten durch das Rote Meer und die Straße von Hormuz unterbrochen und katarische Ladungen verzögert, auf die Europa für marginale Lieferungen setzt. QatarEnergy hat Schiffe über das Kap der Guten Hoffnung umgeleitet, was die Lieferzeiten um zwei Wochen verlängert und effektiv mehrere Ladungen pro Monat aus der europäischen Bilanz entfernt. Die Forward-Kurve befindet sich in tiefer Backwardation, die Spotpreise werden mit einem steilen Aufschlag gegenüber den Winterkontrakten gehandelt, was den finanziellen Anreiz für Händler beseitigt, Gas jetzt zu kaufen und für später einzulagern. Sie verkaufen es schlicht sofort zum höheren Spotpreis.

Die globalen Auswirkungen

Europas Wettlauf um LNG findet nicht isoliert statt. Wenn europäische Käufer Spot-Ladungen hochtreiben, werden Entwicklungsländer ausgepreist. In Kenia wurde die Energy and Petroleum Regulatory Authority gezwungen, höhere Importkosten zu absorbieren, um die Pumpenpreise und Stromtarife zu stabilisieren, was die Devisenreserven aufzehrt und den Schilling schwächt. Die Zentralbank von Kenia hat seit Mai wiederholt an den Devisenmärkten interveniert und dabei Reserven verbrannt, die bereits durch den Schuldendienst in Dollar strapaziert waren.

Nigeria sieht sich mit einem anderen, aber verwandten Druck konfrontiert. Obwohl es der größte Ölproduzent Afrikas ist, importiert es den Großteil der Raffinerieerzeugnisse und bepreist diese an globalen Referenzwerten. Die Verlagerung von LNG- und Raffinerieladungen zu den profitableren europäischen Märkten hat in Westafrika Versorgungsengpässe verursacht und die Transport- und Lebensmittelkosten in die Höhe getrieben. Die Internationale Energieagentur stellte in ihrem Marktbericht vom Juli fest, dass die Nachfragezerstörung in aufstrebenden asiatischen und afrikanischen Volkswirtschaften inzwischen ein strukturelles Merkmal angespannter Gasmärkte ist, nicht nur eine vorübergehende Anomalie.

Speichermathematik und die Backwardation-Falle

Die Speicherökonomie hat sich ins Gegenteil verkehrt. In einem normalen Markt sind die Sommerpreise niedriger als die Winterpreise, was Händler belohnt, die billig kaufen, einlagern und teuer verkaufen. Heute ist es umgekehrt: Die August-Lieferung erzielt einen Aufschlag gegenüber Januar. Das bedeutet, dass jeder, der Gas in die Speicher einspeist, einen garantierten Verlust einfährt. Daniel Kral, Ökonom bei Oxford Economics, warnte, dass das Zusammenfallen ungünstiger angebotsseitiger Risiken Europa praktisch keinerlei Fehlertoleranz lasse. Das Backwardation-Signal weist den Markt an, jetzt zu verbrauchen, nicht für später zu sparen, genau das falsche Signal, wenn die Speicher bereits 20 Prozentpunkte unter dem Fünfjahresdurchschnitt liegen.

Die industrielle Nachfrage reagiert bereits. Der deutsche Chemieriese BASF hat Ammoniakkapazitäten in Ludwigshafen stillgelegt und verweist auf unwirtschaftliche Gaskosten. Italienische Keramikcluster in Sassuolo haben Schichten gekürzt. Die im Juli veröffentlichte jüngste Energiesicherheitsbewertung der Europäischen Kommission räumte ein, dass die Nachfragezerstörung derzeit der wichtigste Ausgleichsmechanismus sei, warnte jedoch, dass eine anhaltende Drosselung die industrielle Basis erodiere, auf die der Green Deal angewiesen ist.

Politische Reaktionen bleiben fragmentiert

Die Mitgliedstaaten haben unterschiedliche Wege eingeschlagen. Deutschland hat die Laufzeit seiner drei verbliebenen Kernkraftwerke bis April 2027 verlängert, eine Kehrtwende zum Ausstiegsbeschluss von 2011. Frankreich beschleunigt die Genehmigung für zwei neue EPR2-Reaktoren in Penly und Gravelines, die allerdings nicht vor Anfang der 2030er Jahre ans Netz gehen werden. Spanien und Portugal, die besser an algerisches Pipelinegas und LNG-Regasifizierungskapazitäten angebunden sind, haben sich für eine gemeinsame iberische Einkaufsplattform eingesetzt, um ihre Käufermacht zu nutzen. Die Kommission hat sich gegen eine verpflichtende gemeinsame Beschaffung gesperrt mit dem Argument, eine freiwillige Bündelung erhalte die Marktflexibilität.

Die 2024 überarbeitete EU-Gasspeicherverordnung sieht ein Befüllungsziel von 90 Prozent bis zum 1. November vor. Bei den aktuellen Einspeiseraten wird der Block dieses Ziel deutlich verfehlen. Die Verordnung lässt Ausnahmen für Mitgliedstaaten mit begrenzter Speicherinfrastruktur zu, doch das Defizit ist systemisch. Einige Diplomaten in Brüssel erwarten, dass die Kommission erstmals seit Bestehen den Solidaritätsmechanismus auslöst, der in einem Versorgungsnotfall die gemeinsame Nutzung von Gas zwischen Mitgliedstaaten verlangt. Das wäre ein politischer Test der europäischen Geschlossenheit, dem keine der Hauptstädte sich stellen möchte.

Was der Winter bringen könnte

Die Bandbreite der Szenarien ist unbequem groß. Ein milder Winter, eine rasche Lösung der Risiken für die Schifffahrt im Roten Meer und eine vollständige Erholung der norwegischen Produktion könnten die Preise bis Januar in den Bereich von 40 bis 45 Euro/MWh drücken. Eine Kältewelle im Januar in Kombination mit einer weiteren Eskalation im Nahen Osten könnte den TTF wieder über 100 Euro/MWh treiben und Notmaßnahmen zur Verbrauchssenkung sowie Subventionen für Haushaltsrechnungen auslösen, die die ohnehin durch Verteidigungsausgaben und Schuldendienst belasteten Staatshaushalte weiter strapazieren würden. Der geldpolitische Bericht der Europäischen Zentralbank vom Juli wies die Energiepreisvolatilität als das größte Aufwärtsrisiko für ihre Inflationsprognose 2027 aus.