Europas Gaspreis steigt über 80 € je MWh, Speicherlücke erhöht Winterrisiko
Der europäische TTF-Gaspreis überschritt Mitte September 80 € je MWh, während Dezember-Futures über 83 € stiegen. Die Speicher waren zu 68 % gefüllt, nach 80 % im Vorjahr, wodurch Industriekunden stärker von Wetter-, LNG- und geopolitischen Risiken abhängen.
TTF-Preise setzen ihren Anstieg fort
Die europäischen Erdgaspreise stiegen im September weiter. Bestimmt wurde der Markt durch ein begrenzteres Angebot, die Befüllung der Speicher, die Verfügbarkeit von Flüssigerdgas und geopolitische Spannungen. Laut dem litauischen Wirtschaftsmedium 15min.lt überschritt der niederländische TTF-Referenzpreis Anfang September 70 € je MWh und lag zur Monatsmitte über 80 €.
Auch der Terminmarkt signalisiert vorerst kaum Entlastung. Kontrakte für Oktober, November und Dezember wurden Mitte September auf ähnlichen Niveaus gehandelt; Dezember-Futures lagen über 83 € je MWh. Die Kurve spricht dafür, dass der Markt während der bevorstehenden Heizperiode mit teurem Gas rechnet, auch wenn Wetter, Nachfrage und Angebot die Preise verändern können.
Das Preisniveau liegt weiterhin deutlich unter den Werten der Energiekrise von 2022. Nach Angaben von 15min.lt kostete Gas Mitte September jedoch mehr als doppelt so viel wie im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Dieser Anstieg erhöht bereits die Unsicherheit über die Energiekosten von Industrieverbrauchern und anderen gasintensiven Unternehmen.
Speicher und LNG bestimmen das Winterrisiko
Europa startete mit niedrigeren Beständen in die diesjährige Einspeichersaison. Die Speicher waren nur zu 68 % gefüllt, gegenüber 80 % zum gleichen Zeitpunkt des Vorjahres und mehr als 90 % Mitte September 2024. Marktanalysten hatten bereits im Juli gewarnt, dass die Vorräte vor dem Winter selbst in einem günstigeren Szenario unter dem Durchschnitt früherer Jahre bleiben könnten.
Der kleinere Puffer macht den Markt anfälliger für unerwartete Veränderungen bei Angebot oder Nachfrage. Ein kalter Winter würde den Heizbedarf erhöhen und könnte den TTF-Preis deutlich über die aktuelle Spanne von 80–83 € je MWh treiben. Einige von 15min.lt angeführte Marktszenarien nennen eine mögliche Schwelle von rund 100 € je MWh, nicht jedoch als Basisszenario.
Auch die LNG-Verfügbarkeit bleibt unsicher. Europa konkurriert mit asiatischen Märkten um zusätzliche Ladungen, während globale Lieferketten geopolitischen Störungen ausgesetzt sind. Besondere Aufmerksamkeit gilt den Routen durch die Straße von Hormus, da Unterbrechungen dort das weltweite LNG-Angebot und damit Europas Gaspreise beeinflussen könnten.
Industriekunden müssen über ihre Absicherung entscheiden
Mantas Masalskis, Leiter Geschäftslösungen beim Energiedienstleister Elektrum Lietuva, rät Unternehmen, weniger den exakten Markthöchststand vorherzusagen und stattdessen ihre tragbare Preisunsicherheit zu bestimmen. Ein Festpreis schafft Planungssicherheit für einen erheblichen Teil der künftigen Energiekosten und reduziert die Abhängigkeit von Schwankungen während der Heizperiode.
Ein vollständig marktgebundener Vertrag ermöglicht Vorteile bei fallenden Preisen, überträgt aber die gesamte Volatilität auf den Käufer. Bei einem Mischmodell wird ein Teil des erwarteten Verbrauchs zum Festpreis abgesichert, während der Rest marktgebunden bleibt. Das passende Verhältnis hängt von Marge, Liquidität und der Möglichkeit ab, Energiekosten an Kunden weiterzugeben.
Höhere Gaspreise können zudem auf den Stromgroßhandel durchschlagen. Reicht die günstigere Wind- und Solarstromproduktion nicht aus, kommen häufig Gaskraftwerke zum Einsatz; ihre Brennstoffkosten können damit den Grenzpreis bestimmen. Der Zusammenhang ist nicht proportional, doch teures Gas könnte im Winter zu einem wichtigeren Strompreistreiber werden und Unternehmen belasten, die Gas und Strom einkaufen.