Die Gas­ver­sor­gung im Win­ter 25/26 war si­cher

Der Winter 25/26 begann mit deutlich niedrigeren Gasspeicher-Füllständen als in den Vorjahren. Dies blieb im Verlauf des Winters auch so. Wegen der niedrigen Füllstände gab es viel mediale Berichterstattung. Menschen waren verunsichert. Aber: Die Versorgungssicherheit in Deutschland war zu keiner Zeit gefährdet. Die Bedeutung der Gasspeicher und deren Füllstände hat sich in den letzten Jahren verändert – die Rolle der Speicher ist nicht mehr mit der Gaskrise im Jahr 2022 vergleichbar. Der Wegfall der russischen Gaslieferungen hat die Funktionsweise des Gasmarktes in Deutschland stark verändert. Die Versorgungssicherheit hängt heute eher von einem Zusammenspiel verschiedener Faktoren ab, die die Bundesnetzagentur fortlaufend beobachtet.

Ein Blick zurück

Um zu verstehen, warum sich die Situation verändert hat, werfen wir einen Blick zurück. Der deutsche und zum Teil auch europäische Gasmarkt war lange Zeit von russischen Gaslieferungen geprägt. Hinter diesen Lieferungen standen bis in die frühen 2010er-Jahre langfristige Importverträge (zwischen 20 und 30 Jahren), die unter anderem sogenannte Take-or-pay-Klauseln sowie eine Ölpreisbindung enthielten. Take-or-pay-Klauseln verpflichten den Käufer zu einer Mindestabnahme, die bezahlt werden muss – unabhängig von der tatsächlich abgenommenen Menge. Die Ölpreisbindung bedeutet, dass der Gaspreis dem Ölpreis folgt, aber sehr oft mit einem zeitlichen Versatz. Stieg also der Ölpreis, folgte der Gaspreis diesem Verlauf, aber mit einem zeitlichen Versatz von z. B. drei Monaten. Diese Vertragskonstruktionen, die im Grundsatz auch für norwegisches Pipeline-Gas galten, sicherten die kapitalintensiven Investitionen aufgrund der pipelinegebundenen Versorgung ab, führten aber auch zu verringerter Flexibilität und Abhängigkeiten.

Dies schlug sich auch in der Nutzung von Gasspeichern nieder. Da die Pipelines neben den wirtschaftlichen auch aus technischen Gründen mit einem relativ stabilen Einspeisedruck betrieben werden, kam über das Jahr gesehen immer eine relativ gleichbleibende Menge an den Importpunkten an. Im Sommer damit eigentlich zu viel im Vergleich zum Verbrauch und im Winter zu wenig. Insofern ergaben sich im Großhandel niedrigere Sommer- und höhere Winterpreise (sog. Sommer-Winter-Spread). Zusätzlich konnten die Importeure die Preissteigerungen aufgrund der Ölpreisbindung antizipieren und so ihre Bevorratung optimieren. Die im Verhältnis zum Verbrauch zu viel importierten Mengen, mussten eingespeichert werden.

Gleichzeitig haben die Pipelinebetreiber – früher insbesondere der russische Konzern Gazprom – eigene Speicher betrieben, um ihre Lieferverpflichtungen jederzeit erfüllen zu können. So gehörte der größte deutsche Speicher in Rehden der Gazprom, die ihn nicht nach der Logik des Marktes, sondern rein technisch betrieb. In den Speichern waren immer Mengen für den Fall vorhanden, dass eine Pipeline gewartet werden musste oder ein technisches Problem betand. Die Speicherkapazitäten standen aber faktisch nie dem Markt zur Verfügung.

An diesen Bewertungen hat sich bis zur Energiekrise 2022/2023 nichts geändert, wenngleich der Markt offener wurde. So wurde die Ölpreisbindung nach und nach aufgeweicht und es traten Marktpreisbindungen hinzu, die zum Beispiel an einen bestimmten Großhandelspunkt gebunden waren. So entstanden Handelsplätze und die Märkte wurden liquider. Neben langfristigen Verträgen kamen auch kurzfristiger Handel, kurzfristige Verträge und das Portfoliomanagement hinzu, das die unterschiedlichen Absicherungsstrategien kombinierte. Gleichwohl blieb der deutsche Gasmarkt durch die russischen Importe dominiert; der Weltmarkt und die dortigen Preise spielten eine ungeordnete Rolle.

Die Energiekrise 2022/2023 auf Grund des Angriffs Russlands auf die Ukraine und deren Folgen

Die diversen Öffnungen des Marktes haben im Jahr 2022/2023 geholfen, die Energiekrise wegen des willkürlichen Stopps der Gaslieferungen durch Russland und die späteren Ausfälle der Nord Stream-Pipelines zu bewältigen. Vor dem Stopp der Lieferungen hatte Gazprom – begründet mit technischen Schwierigkeiten unterschiedlichster Art und vertraglichen Regelungen - seinen größten Speicher in Rehden nicht mehr befüllt – anders als in den Jahren zuvor. Deshalb mussten innerhalb kürzester Zeit Gasmengen in Deutschland eingelagert und die Versorgung abgesichert werden. Dies gelang durch Füllstandsvorgaben für die Speicher und die Möglichkeit ihrer Befüllung im staatlichen Auftrag. Das war eine Gesetzgebung für den Krisenfall. Ursprünglich sollten die Regelungen im Jahr 2025 auslaufen, weil bereits das Risiko gesehen wurde, dass die Regelungen zu Marktverzerrungen führen werden. Gleichwohl waren sie in der besonderen Situation notwendig und haben die Versorgungssicherheit gewährleistet.

Neben der Speicherbefüllung wurden LNG-Terminals an Nord- und Ostsee errichtet, um weitere Importmöglichkeiten zu schaffen. Die Netzbetreiber haben außerdem den Gasfluss von einem NordOst-SüdWest-Fluss (Anlandung der russischen Mengen im NordOsten und Transport in den Westen und Süden) auf einen NordWest-SüdOst-Fluss umgestellt. Dies trug zum einen der erheblich stärkeren Rolle der norwegischen Pipeline-Importe, die im Nord-Westen anlanden, sowie der Erschließung von weiteren LNG-Terminalkapazitäten in Frankreich und Belgien Rechnung; gleichzeitig wird so der Transport in osteuropäische Nachbarländer sichergestellt. Deutschland konnte so die ausgefallenen russischen Importmengen kompensieren.

Hiermit verbunden war eine deutliche Weiterentwicklung der bereits vorhandenen Marktstrukturen. Neben den eher langfristigen Verträgen bei den norwegischen Lieferungen ist der LNG-Handel auf den Marktplätzen relevanter geworden. Da hier (noch) kaum langfristige Verträge bestehen, müssen diese Mengen am sogenannten Spotmarkt kurzfristig gehandelt werden.

Durch den höheren Anteil an LNG sind wir stärker von den Weltmärkten und den dortigen Preisen abhängig. Das weltweite Preisniveau war schon immer höher als die europäischen Gaspreise. Früher waren wir von dem weltweiten Preisniveau durch die russischen Importe eher abgeschottet, da LNG wenig Anteil an der Versorgung Deutschlands und Europas hatte. Die Preisstruktur am Weltmarkt ist nicht so klar strukturiert wie früher, so dass die Preisunterschiede zwischen Sommer und Winter nicht mehr so stark sind. Dafür weisen die Preise deutlich größere Volatilitäten über das ganze Jahr hinweg auf. Gleichzeitig ist der Handel mit LNG im Vergleich zu pipelinegebundener Versorgung flexibler. Auf Angebots- und Nachfrageänderungen kann schneller reagiert werden. Außerdem steigen die LNG-Exportkapazitäten weltweit bis mindestens 2030 an -sofern keine massive Zerstörung der Produktionskapazitäten am persischen Golf geschieht -, so dass grundsätzlich von einem größeren Angebot und damit eher sinkenden Preisen auszugehen ist.

Die Wirkung auf Gasspeicher

Damit verändert sich aber auch die Rolle der Gasspeicher. Sie müssen nun nicht mehr so stark die Pipeline-Transportstruktur ausgleichen und den langfristigen Verträgen folgen. Sie werden zusammen mit LNG als Flexibilitätsinstrument eingesetzt, um wirtschaftliche Optimierungen vorzunehmen und Vorsorge für Lieferverpflichtungen zu treffen. Gleichzeitig können Händler ihre Lieferverpflichtungen über Terminmarktgeschäfte separat absichern und sind dafür nicht mehr allein auf Gasspeicher angewiesen. Für die wirtschaftliche Optimierung und die Vorsorge werden nicht mehr so viele Speicherkapazitäten gebraucht wie früher. Hinzukommt ein gesunkener Gesamtverbrauch an Erdgas, so dass im Vergleich zu früher weniger Speichervolumen vorgehalten werden muss.

Die Füllstandsvorgaben waren in der Energiekrise 2022/2023 ein sinnvolles Instrument, entsprechen inzwischen aber nicht mehr der Realität der Märkte. Außerdem haben sie dazu geführt, dass die Marktakteure die Füllstandsvorgaben in ihre unternehmerischen Entscheidungen mit einbeziehen. Das führt dazu, dass die Sommerpreise zum Teil höher als die Winterpreise waren bzw. sind, weil die Marktakteure von einer staatlichen Befüllung über den Sommer und damit einer höheren Nachfrage als üblich ausgehen.

Die Importeure, Händler und Lieferanten müssen die unterschiedlichen Instrumente wie Handel (Spotmarkt, Terminmarktgeschäfte und langfristige Verträge), LNG-Lieferungen und Gasspeicher so kombinieren, dass sie jederzeit ihren Lieferverpflichtungen nachkommen können. Dies gilt auch für einen sehr kalten Winter oder andere Risiken. Dazu sind sie auch in der Lage, selbst angesichts der aktuellen Verwerfungen wegen des Iran-Kriegs. Die Preise sind zwar gestiegen, aber Mengen sind vorhanden. So können die Händler und Lieferanten ihren Lieferverpflichtungen nachkommen. Über die Marktinstrumente haben sie ausreichend Möglichkeiten, ihr Risiko für kritische Fälle zu streuen und Vorsorge zu treffen.

Marktliche versus staatliche Vorsorge

Der Markt kann für die allermeisten Fälle Vorsorge treffen und dies zu konkurrenzfähigen Kosten. Dies kann der Markt über das sogenannte Portfoliomanagement und die damit verbundene Streuung von Risiken. Würde der Staat hier zu früh eingreifen, würde dies zu höheren Preisen für alle führen. Ein Beispiel: Hätte der Staat im Sommer 2025 die Händler zu mehr Einspeicherung verpflichtet, hätte dies den Marktpreis (der zum Teil um 40 Euro/MWh lag) nach oben getrieben. Tatsächlich haben die Händler die notwendige Menge eingespeichert und haben gleichzeitig von niedrigeren (Spotmarkt-)preisen im Winter 2025/2026 profitiert (zum Teil unter 30 Euro/MWh). In Summe hat der Markt die Versorgungssicherheit zu einem angemessenen Preis sichergestellt. Die Preise für Verbraucher sanken bis zum Beginn des Iran-Kriegs sogar weiter.

Der Markt kann aber nicht für jeden Fall vorsorgen. Treten Ereignisse auf, die die Mengenverfügbarkeit so stark einschränken, dass der Markt hierfür keine Vorsorge treffen konnte oder mittels marktlicher Instrumente nicht mehr reagieren kann, muss der Staat die Verwaltung der Gasmengen übernehmen. Hierfür kann es notwendig sein, dass eine staatliche Gasreserve vorgehalten wird, um bei einer tatsächlich eintretenden Gasmangellage die Folgen einer staatlichen Bewirtschaftung der Gasmengen („Bundeslastverteiler“) abzumildern oder abzuwenden. Dies wird aktuell diskutiert und politisch entschieden. Der Aufbau einer solchen Gasreserve muss aber mit Augenmaß und sehr flexibel erfolgen, sonst treibt diese spezielle Gasnachfrage die Preise für alle Kunden nach oben.

Fazit

Die Händler und Lieferanten kombinieren heute mehr als früher verschiedene Marktinstrumente, um neben günstigen Preisen gleichzeitig die sichere Versorgung zu garantieren. Die Bedeutung der einzelnen Instrumente ist vor diesem Hintergrund zu bewerten. Für die Gasspeicher bedeutet das, dass diese sehr wahrscheinlich nicht mehr in dem Umfang wie früher befüllt werden. Sie stellen vor allem kurzfristige Flexibilität im Zusammenspiel mit LNG-Lieferungen dar.

Die Bundesnetzagentur kontrolliert, ob der Markt grundsätzlich funktioniert. Gleichzeitig behalten wir die LNG-Lieferungen, die pipelinegebundenen Importmengen sowie die Speichermengen im Blick. Außerdem achten wir darauf, dass die Netzbetreiber ihrer Pflicht zum Transport der Mengen nachkommen können und hierfür über die sogenannte Regelenergie Vorsorge treffen.

All diese Faktoren waren im vergangenen Winter jederzeit gegeben. Es gab keine Verwerfungen und alle Akteure sind ihren individuellen Verpflichtungen nachgekommen. Deshalb haben wir stets betont, dass die Versorgungssicherheit gewährleistet war und ist – sie ist nur komplexer geworden und man sollte nicht mehr allein auf die Gasspeicher gucken.