Anfang September kostete Gas am TTF noch unter 70 Euro je Megawattstunde (MWh), vor Beginn des Iran-Kriegs rund 32 Euro. Vom Rekord im August 2022 mit rund 340 Euro ist der Markt aber weit entfernt. Der Strommarkt zieht mit: Bei kaum Wind und hohen Gaspreisen stieg der Day-Ahead-Baseload für Donnerstag auf knapp 315 Euro/MWh.
An der Straße von Hormus gibt es keine Fortschritte, die Lieferungen durch die Meerenge liegen bei etwa einem Viertel des Vorkriegsniveaus. Entspannungssignale sind verpufft, nachdem Iran Vorschläge der Vermittler abgelehnt hat. Zugleich kauft Asien trotz hoher Preise: China will seine Speicherziele erreichen, Südkorea muss niedrige Bestände ausgleichen.
LNG-Ladungen werden deshalb von Europa nach Asien umgelenkt, Europa muss höhere Preise bieten. Katar hat die Lieferausfälle für Kunden in Italien und Südasien bis Ende Dezember verlängert.
Niedrige Füllstände der Gasspeicher
Die Speicher bieten wenig Puffer. Deutschland hatte Ende Oktober rund 150 Terawattatunden (TWh) eingelagert, knapp 62 Prozent und rund 76 TWh weniger als im Mittel der drei Vorjahre. Das rechnerische Ziel von rund 70 Prozent zum 1. November wird verfehlt.
EU-weit liegt der Füllstand bei rund 75 Prozent, so niedrig wie seit Beginn der Aufzeichnungen 2011 nicht. Entsprechend wichtiger wird LNG: In den 14 größten Verbrauchsländern deckte es im Oktober rund 46 Prozent der Nachfrage, im Vorwinter 35 Prozent.
Der Winter könnte sehr teuer werden
Für Anfang November werden Temperaturen unter der Norm erwartet, in der zweiten Monatshälfte steigt das Risiko eines Kälteeinbruchs. Bei mildem Wetter und Rückkehr der katarischen Mengen rechnet das Londoner Analysehaus Energy Aspects im Winter mit durchschnittlich rund 80 Euro/MWh, bei anhaltenden Ausfällen mit rund 135 Euro und bei zusätzlicher Kälte mit über 200 Euro.
Einen physischen Mangel erwartet der Markt nicht, die Bundesnetzagentur bewertet die Versorgung als stabil. Europa muss das Gas aber teuer gegen Asien einkaufen. Bei Haushalten kommt dies wegen laufender Verträge verzögert an, neue Tarife und Preisanpassungen dürften sich aber deutlich verteuern. Die EU-Kommission warnt bereits vor einem schwierigen Winter für Verbraucher und Wirtschaft.
Italien: Preisdeckel nach iberischem Vorbild – mit anderen Folgen
Italien will die Folgen für den Strommarkt mit einem Eingriff abfedern. Ab Januar 2027 sollen Gaskraftwerke für 12 bis 18 Monate mit einem fiktiven Gaspreis von rund 60 Euro/MWh in den Strommarkt bieten. Die Differenz zum Marktpreis am italienischen Handelspunkt PSV wird erstattet, finanziert vor allem aus Engpasserlösen an den Grenzkuppelstellen.
Vorbild ist der "Iberische Mechanismus" von 2022. Spanien und Portugal deckelten damals mit Zustimmung der EU-Kommission den Gaspreis für die Stromerzeugung, zunächst bei 40 Euro/MWh mit schrittweiser Anhebung. Ziel war, den Strompreis vom Gaspreis zu entkoppeln, der nach dem russischen Angriff auf die Ukraine explodiert war. Die Differenz zahlten die Stromabnehmer über eine Umlage. Das funktionierte, weil die Iberische Halbinsel stromtechnisch weitgehend eine Insel ist: Die Stromverbindungen nach Frankreich sind schwach, Spanien verfügt über große eigene LNG-Kapazitäten. Die Wirkung blieb damit weitgehend auf die Region begrenzt.
Italien ist dagegen eng mit seinen Nachbarn verbunden. Mit dem Deckel werden italienische Gaskraftwerke zu den günstigsten der Region, Stromflüsse an den Grenzen nach Frankreich, Österreich und Slowenien können sich umkehren. Italien dürfte 2027 rund 20 TWh mehr Gas importieren, vor allem im ersten Quartal. Ein Teil davon dürfte über die Schweiz aus Nordwesteuropa kommen, Rom will zusätzliche Mengen dort mit einer Prämie anreizen. Das trifft genau die Phase, in der die Speicher am stärksten beansprucht werden. Die Verzerrungen bleiben daher, anders als 2022, nicht auf das Land beschränkt.
