Hohe Gaspreise, niedrige Speicherstände – warum Deutschland zittern muss
Die Gasspeicher sind mitten im Winter leer – doch das liegt weniger an Gazprom oder einem der anderen Betreiber der Erdgasspeicher. Hauptursache sind die an den globalen Märkten verrücktspielenden Rohstoffpreise.
Foto: Astora GmbH
Auch wenn das Bundeswirtschaftsministerium fast schon stoisch versichert, dass die Gasversorgung in Deutschland auch in diesem Winter „weiterhin gewährleistet“ sei, hängen die bangen Blicke in der Industrie und der Energiewirtschaft längst an den Wetterprognosen für die nächsten Wochen. Wird es noch mal länger draußen kalt, kann es durchaus sein, dass auch so mancher Gaskessel kalt bleibt.
In Rehden, auf halber Strecke zwischen Bremen und Oldenburg, gibt es außer dem kleinen Kirchturm noch viele Rohre und Ventile zu sehen. Gut gesichert vor unberechtigtem Zutritt, betreibt die Astora den größten Erdgasspeicher Deutschlands. Allein hier lagern in guten Zeiten mehr als 4 Mrd. m3 Erdgas. Zusammen mit den anderen unterirdischen Lagern im Gestein und Salzkavernen können hier 23,7 Mrd. m3 Reserven (entspricht 241 TWh) vorgehalten werden. Nur die USA, Russland und die Ukraine haben mehr Speicher. Nur, die Zeiten sind derzeit nicht gut.
Jahrzehntelang galt dabei die Regel: Im Sommer pumpten die Gashändler die überschüssigen Gasmengen in die Erde, im Winter, wenn das Pipelinegas allein nicht für die Kraftwerke, Heizkessel und Industriebrenner reichte, wurde nachgefüttert. Das hatte auch viel mit der Verlässlichkeit des Preises zu tun, der bis vor wenigen Jahren noch eng an den Ölpreis gekoppelt war, heute aber vom Börsenhandel bestimmt ist. Bisher kein Problem, wenngleich es seit Jahren Stimmen gibt, die eine staatliche Regulierung für die Reserve fordern.
Erklärt die Bundesnetzagentur die „Gasmangellage“, greifen Notfallpläne
An kalten Wintertagen, so der Dachverband der Speicherbetreiber Ines, werden üblicherweise bis zu 60 % des Bedarfs aus den Speichern abgedeckt. Dass die Speicherinhalte Deutschlands Bedarf bei einem Ausfall der Lieferwege auch allein für rund 100 Tage decken könnten, war gut zu wissen. Aber garantiert war das tatsächlich nie – und so gab es auch bereits im Frühjahr 2012 eine Zeit, in der im Süden Gaskraftwerke vom Netz genommen werden mussten. Denn eine vom Staat regulierte Gasreserve gibt es trotz seit Jahren erhobener Warnungen vor den Versorgungsrisiken eines rein marktbasierten Speicherbetriebes nicht. Bislang entscheidet, solange die Bundesnetzagentur keine „Gasmangellage“ erklärt und dann entsprechend einer Notfallverordnung eingreift, allein der Preis darüber, ob und wann Gashändler ein- oder ausspeichern.
Dass Astora ausgerechnet im Eigentum der Gazprom ist – das Unternehmen betreibt im Übrigen auch noch Speicher in Sachsen-Anhalt –, war für viele unbedarfte Kommentatoren angesichts des Säbelrasselns in Russland und dem Ringen um den Bau von Nord Stream II nur eine naheliegende Argumentationskette: Putin erpresst uns mit seinem Gas, den Leitungen und Speichern. Doch so einfach ist es offenbar nicht. Die Ursachen für die fehlenden Reserven mitten im Winter sind ziemlich vielschichtig – und beeinflussen sich auch untereinander.
In Asien waren die Preise für Flüssiggas bereits 2020 doppelt so hoch wie in Europa
Seit 2008 ist in Deutschland und auch der EU der Gasmarkt „liberalisiert“. Das schließt ein zwingendes Unbundling, also die Entflechtung von Gasproduzenten, Händlern und der Infrastruktur ein, wobei darunter allerdings lediglich verstanden werden muss, dass unterschiedliche Firmen diese Geschäfte betreiben – während die Gesellschafter oft dieselben sind. Zudem gelten für Leitungen und Speicher strikte Auflagen, dass die Betreiber einen diskriminierungsfreien Zugang für alle Marktteilnehmer gewährleisten müssen. Astora hat also lediglich ein Gefäß in Rehden, dessen Kapazitäten regelmäßig versteigert werden. Nur: In diesem Sommer wurde, anders als in den Vorjahren, nur wenig Gas eingespeichert. Von Gazprom nicht, aber auch nicht von anderen Händlern, die das ebenso hätten tun können, wie auch zusätzliche Mengen bei den Produzenten zu ordern.
Warum Letztes nicht erfolgte, erklärt Philipp Eggert, Leiter Marktanalyse beim Energieverbund Trianel, mit einem komplexen Gemisch aus Gründen „globaler Störfälle, die über das Jahr hinweg letztlich zu einer Panik an den Märkten“ führten. Bereits seit Mitte 2020 stieg in Asien die Nachfrage nach LNG (Liquefied Natural Gas). Die Preise dort lagen bei mehr als dem Doppelten des Europa-Levels, das lenkte die Tanker daher dorthin. Im Frühjahr sorgte zudem ein trockenheitsbedingter Mangel an Wasserkraft in Südamerika ebenfalls für Ersatzbedarf durch LNG. Zudem lagen die Temperaturen in der ersten Winterhälfte 2020/21 zunächst in Asien sehr niedrig, in Europa folgte dann ein kalter Frühling – verbunden mit sehr geringen Windkrafteinspeisungen. Das musste mit erheblichen Mengen Gas kompensiert werden – zumal 2021 bereits mehrere Kernreaktoren in Deutschland und erhebliche Kohlekraftwerksleistungen europaweit abgeschaltet worden waren. Hinzu kamen technische Störungen auf einigen norwegischen Plattformen.
Deutschland importierte 2021 weniger Gas als in den Vorjahren – im November sogar 20 % weniger
Die Importzahlen für Erdgas, die vom Statistischen Bundesamt veröffentlicht werden (allerdings nicht nach Ländern getrennt), belegen einen Rückgang. In allen Monaten des Jahres 2021 lagen die Importmengen für Deutschland deutlich unter den Vorjahreswerten, im November sogar um rund 20 %. Zugleich stiegen die Zahlungen an die Lieferanten allein in diesem Monat auf 13.329 €/TJ (Terajoule). Ein Jahr zuvor waren es noch 4028 €/TJ. Der Leipziger Importeur Verbundnetz Gas berichtet von „etwas geringeren Mengen“ um den Jahreswechsel 2020/21, wobei allerdings die russischen Vertragspartner „jederzeit zuverlässig und im bestellten Maße geliefert“ haben.
Das teuer gewordene Gas einzuspeichern und später – bei möglicherweise wieder geringerem Preislevel – verkaufen zu müssen, wollte kein Händler riskieren. Die Speicherfüllstände lagen daher bereits im Verlauf des Sommers deutlich unter den üblichen Werten. Inzwischen sind sie bei lediglich einem Drittel der Kapazität – was jedoch nur dem bislang extrem milden Winterwetter in Zentraleuropa zu verdanken ist.
Die seit Monaten steil anwachsenden Preise für Importgas sind wohl auch einer der Gründe, warum Großhändler wie VNG im vergangenen Jahr nicht einfach zusätzliche Mengen bestellt haben. Sie reden darüber selbst nicht gern, verweisen bei Anfragen auf wettbewerbliche Gründe für das Schweigen. Die häufig kolportierte Annahme, dass Gazprom neben seinen vertraglichen Lieferverpflichtungen keine zusätzlichen Mengen anbiete, bleibt damit eine nicht überprüfbare Behauptung, sieht man einmal von Einkäufen bei Kurzfristauktionen ab.
Nordstream 1 voll ausgelastet – sagt Gazprom
Hier herrscht seit Jahresbeginn 2022 tatsächlich Funkstille in Moskau – wohl auch, weil man über eine neue Pipeline auch nach China liefern kann. Hingegen versichert der Gaskonzern, im vergangenen Jahr seine nach Westen gelieferte Gasmenge sogar deutlich ausgeweitet zu haben. Nord Stream 1 sei voll ausgelastet gewesen. Zumindest für die Jamal-Pipeline allerdings gilt das nicht, hier wurden am Grenzpunkt Mallnow zeitweilig sogar erhebliche Gasflüsse aus Deutschland in Richtung Polen registriert.
Wirtschaftsminister Robert Habeck will nun schnellstens nach Möglichkeiten suchen, die Abhängigkeit von russischem Erdgas zu verringern, und auch prüfen, wie die Speicher besser als zuverlässige Reserve eingebunden werden können. Letzteres wäre sicher ein Weg, um im nächsten Winter nicht wieder bangen zu müssen. Doch angesichts der nun sehr teuren Energie wird dazu ein tiefer Griff in die Staatskasse nötig werden.
