Europäische Gaspreise: Warum die Panik übertrieben sein könnte
Der TTF-Benchmark erreicht mit über 88 Euro pro MWh ein Jahreshoch – doch die Fundamentaldaten rechtfertigen die Verdreifachung kaum.
Ein schneller Blick auf die Erdgaspreise in Europa wirkt besorgniserregend. Der europäische Benchmark TTF erreichte gestern mit mehr als 88 Euro pro MWh sein diesjähriges Hoch – das Dreifache des Niveaus vor Beginn des Iran-Krieges im Februar. Die britischen Erdgaspreise sind auf identische Weise sprunghaft angestiegen. Dies ist zwar noch keine Wiederholung von 2022, als die Spotpreise kurzzeitig über 300 Euro pro MWh hinausschossen und den Großteil des Jahres oberhalb von 100 Euro pro MWh notierten. Doch es gab kaum eine Entschleunigung beim unerbittlichen Anstieg der Erdgaspreise, während der Winter in Europa bereits absehbar ist.
Für Haushalte, Industrie und Dienstleistungssektoren wie Restaurants ist diese Entwicklung alarmierend. Ein Grund dafür: Die europäischen Gasspeicherstände sind für diese Zeit des Jahres so niedrig wie nie zuvor. Dies impliziert, dass eine Kältewelle oder ein anhaltender Frost diesen Winter die Großhandelspreise deutlich weiter nach oben treiben würde. Bei niedrigeren Lagerbeständen muss sich Europa stärker auf sofortige Lieferungen und die Winter-Spotpreise verlassen.
Die gestiegenen Energierechnungen haben die Inflationsrate im Euroraum im September bereits auf 3,8 Prozent angehoben und werden mit hoher Wahrscheinlichkeit die Gesamtinflationsrate im Vereinigten Königreich im Januar deutlich über 4 Prozent treiben. Das ist besorgniserregend für die Zentralbanken, die verzweifelt versuchen, eine Wiederholung des pandemiebedingten Inflationsniveaus zu vermeiden.
Warum die Lage weniger dramatisch ist als sie scheint
Trotz historisch niedriger Speicher und hoher Preise gibt es gute Nachrichten im europäischen Gasmarkt. Zwar ist die globale LNG-Lieferung durch die Straße von Hormus in diesem Jahr um 20 Prozent gesunken und hat sich nicht erholt. Iran hat den Abfluss von Erdgas aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten erheblich geschädigt – diese kontrollierten zusammen im Jahr 2025 rund 20 Prozent der globalen LNG-Lieferung. Doch der Großteil des Gases fließt über Pipelines und nicht als LNG, was einen eher teuren Prozess aus Transport zum Hafen, Verflüssigung, Schiffsverkehr und Rückvergasung erfordert. Die LNG-Exporte Katars und der VAE machten im Jahr 2025 nur 3 Prozent der gesamten Erdgasversorgung aus.
Darüber hinaus haben andere LNG-Lieferanten die Produktion und Exporte auf den Weltmarkt erhöht. Die Internationale Energieagentur (IEA) stellte fest, dass andere Produzenten ihre Exporte im Zeitraum zwischen März und Juni ausreichend ausweiteten, um drei Viertel der verlorenen Versorgung aus Katar und den VAE auszugleichen. Die globalen LNG-Versorgungsmengen im Sommer lagen nur um 4 Prozent unter dem Niveau von 2025.
Jedermann sollte vorsichtig sein, gegen eine Preisänderung zu argumentieren, aber die europäische Gasnachfrage müsste unglaublich preisinelastisch sein, damit die aktuellen Preise lange anhalten könnten. Obwohl der Großhandelspreis sich verdreifacht hat, ist die globale LNG-Versorgung nur um etwa 4 Prozent gesunken und die gesamte Gasversorgung sogar noch weniger.
Die Nachfrage reagiert durchaus auf Preise
Ist es vernünftig anzunehmen, dass die europäische Gasnachfrage kaum auf Preiserhöhungen reagiert? Die kurze Antwort lautet: Nein. Der gleitende jährliche europäische Verbrauch von Erdgas war in den 12 Monaten bis Januar 2023 im Vergleich zum Vorjahr um 16 Prozent niedriger, als der durchschnittliche Großhandelspreis sich verdoppelte. Jede Schätzung der Nachfrageelastizität im Zeitraum nach Covid-19 hängt von den gewählten exakten Daten ab, doch die beteiligten Größenordnungen deuten allgemein auf eine Elastizitätszahl zwischen 0,1 und 0,2 hin. Das ist elastisch, aber nicht nahe bei Null, wie es die diesjährige Preisänderung impliziert.
Ebenso wichtig wie die unmittelbare Reaktionsfähigkeit der Gasnachfrage auf den Preis ist, dass der Verbrauch sich nicht wiedererholte, als der Preis fiel. Ein Teil davon lässt sich durch die Zerstörung der europäischen Industriekapazität erklären, doch der Großteil spiegelte Effizienzgewinne, die Installation von Ersatztechnologien wie Wärmepumpen und einen Anstieg der erneuerbaren Stromerzeugung wider.
Viele der Befürchtungen bezüglich dieses europäischen Winters beziehen sich auf die Tatsache, dass die Speicherkapazität in der EU zu weniger als 75 Prozent genutzt wird. Zum Vergleich: Im Jahr 2023 lag dieser Wert bei 98 Prozent, im Mittel Mitte Oktober zwischen 2011 und 2025 bei 90 Prozent. Obwohl Lagerbestände nur einen Teil der europäischen Wintergasversorgung darstellen, ist die Menge des gespeicherten Gases ein falsches Maß für die europäische Resilienz – gerade weil der Verbrauch in den Jahren 2022 und 2023 stark zurückging und nicht wiederkehrte. Stattdessen sollten wir die Speicherung anhand der Anzahl der Tage durchschnittlichen Verbrauchs quantifizieren. Nach diesen alternativen Maßen liegen die europäischen Gaslagerbestände nahe am historischen Durchschnitt.
Neue Lieferquellen und sinkende Gasabhängigkeit
Lagerbestände nahe dem saisonalen Normalwert plus nur ein kleiner Rückgang der globalen Gas- und LNG-Versorgung rechtfertigen keine Verdreifachung der Preise. Es ist kein Wunder, dass die Europäische Kommission ziemlich optimistisch bezüglich der Aussichten für die Gaslieferungen diesen Winter ist. Im Jahr 2022 erreichten die Strompreise parallel zu den Gaspreisen aus zwei Gründen ihr Maximum: Die französische Kernenergieerzeugung war von Ausfällen geplagt, und der Großhandelsstrompreis wurde im Allgemeinen vom Gaspreis bestimmt. Keines von beiden trifft auf 2026 zu. In Spanien bestimmten die Gaspreise einst 80 Prozent der Zeit den Strompreis; dieser Anteil ist nun auf 20 Prozent gesunken. Auch Frankreichs und Deutschlands Abhängigkeit von Gas ist rückläufig. Italien hingegen ist weiterhin stark abhängig von diesem Brennstoff zur Preisfindung für seinen Strom.
Futures-Preise für europäisches Erdgas sind 2026 parallel zum Spotpreis gestiegen. Dennoch sollte niemand viel Trost darin finden, dass die Futures-Preise für 2029 von mehr als 80 Euro pro MWh auf rund 30 Euro pro MWh gesunken sind, da frühere Futures-Preise so falsch waren. Es gibt jedoch einen Grund, warum die Gas-Futures-Preise fallend verlaufen: Die LNG-Exporte nach Europa aus den USA, Kanada und Mexiko sollen rasch ansteigen und den Rückgang der Versorgung aus dem Golf mehr als ausgleichen. Allein die USA haben LNG-Verflüssigungsterminals genehmigt und mit dem Bau begonnen, die bis Ende 2027 rund 30 Prozent des jährlichen europäischen Verbrauchs liefern könnten. Die IEA erwartet, dass der projizierte Anstieg der globalen LNG-Exporte allein bis 2030 ausreichen wird, um 88 Prozent des europäischen Verbrauchs abzudecken.
Offensichtlich wird Europa nicht all dieses neue transportable Gas wollen oder erhalten. Aber es ist unplausibel, davon auszugehen, dass die Preise so hoch bleiben werden, wenn die neuen Versorgungsquellen ans Netz gehen. Die letzte Frage ist, ob Europa in Zukunft auf die USA als stabilen LNG-Lieferanten zählen kann. Es gibt Gründe, in Bereichen wie Verteidigung und Sicherheitskooperation gegenüber Washington vorsichtig zu sein. Aber Energie ist etwas anderes. Europa wird schließlich für das Gas bezahlen – und der europäische Großhandelspreis liegt derzeit achtmal höher als der in den USA, gemessen in denselben Einheiten. Mit so viel Geld, das durch den Export von US-LNG nach Europa gemacht werden kann, ist es unwahrscheinlich, dass Gas langfristig eine Quelle der europäischen Inflation bleibt.