Europa braucht täglich 1.3 zusätzliche LNG-Tanker

Die europäischen Gasspeicher sind Anfang Juni nur zu rund 42 Prozent gefüllt, etwa 14 Prozentpunkte unter dem saisonalen Fünfjahresdurchschnitt und deutlich unter den 51 Prozent des Vorjahres (AGSI/GIE, WBJ). Diese Lücke ist deshalb relevant, weil Europa seine Speicher nun für den Winter auffüllen muss, während es auf dem Weltmarkt um Flüssigerdgas konkurriert, also um LNG, das per Tanker geliefert wird. Der Markt ist durch Störungen im Nahen Osten, schärfere Russland-Sanktionen und starke asiatische Nachfrage ohnehin angespannt. Bezahlt wird die Schließung der Lücke am Ende von Staatshaushalten, energieintensiven Unternehmen und teilweise auch Haushalten. Wie stark die Belastung ausfällt, hängt aber stark vom jeweiligen Land ab.

Das Speichergeschäft rechnet sich nicht

Gasspeicherung ist ein saisonales Geschäft. Unternehmen kaufen im Frühjahr Gas, zahlen für die Einlagerung und verkaufen im Winter, wenn die Preise normalerweise höher liegen. Die Differenz zwischen Sommer- und Winterpreis, der sogenannte Spread, soll Lagerkosten und Finanzierung decken. Ist dieser Abstand zu klein, lohnt sich frühes Einspeichern kaum. Genau das bremst derzeit die Befüllung.

ICIS schätzt, dass Europa bei den derzeit langsamen Einspeiseraten bis November nur rund 73 Prozent erreichen würde. Um auf 90 Prozent zu kommen, also das gesetzliche Ziel der EU-Speicherverordnung (EUR-Lex), müssten die Einspeisungen um etwa 4 Mrd. Kubikmeter pro Monat steigen. Das entspricht ungefähr 1,3 zusätzlichen LNG-Ladungen pro Tag.

Brüssel signalisiert inzwischen Flexibilität. Die Europäische Kommission erklärt, die aktualisierte Regelung gebe den Mitgliedstaaten ein zweimonatiges Zeitfenster von Oktober bis Dezember, um das 90-Prozent-Ziel zu erreichen. Beamte haben zudem wiederholt auf 80 Prozent als ausreichendes Niveau für die Wintersicherheit verwiesen. Diese Schwelle ist weniger juristisches Ideal als praktischer Sicherheitsanker: Sie soll Panikkäufe wie 2022 verhindern, als die Gaspreise auf Rekordstände stiegen.

Druck von beiden Seiten

Die externe Versorgungslage macht selbst 80 Prozent schwerer und teurer. Die Internationale Energieagentur schätzt, dass der Nahostkonflikt bis 2030 rund 120 Mrd. Kubikmeter globales LNG-Angebot vom Markt nimmt, weil Schäden an Exportinfrastruktur und Störungen der Schifffahrt neue Kapazitäten verzögern (Energy Connects, Baltic Exchange). Das EU-Gesetz zum Ausstieg aus russischem Gas untersagt seit dem 25. April 2026 kurzfristige russische LNG-Verträge; Pipelineverträge folgen im Juni, alle langfristigen russischen Gaslieferungen sollen bis Ende 2027 auslaufen (S&P Global). Mit diesem Ausstieg verliert Europa eben auch die Möglichkeit, russische Mengen kurzfristig als Lückenfüller zu nutzen.

Wenn asiatische Käufer für flexible LNG-Ladungen mehr zahlen, muss Europa seinen Referenzpreis am niederländischen TTF erhöhen, dem Handelsplatz, der den europäischen Großhandelspreis für Gas prägt. Anfang Juni lag der TTF bei rund 50 EUR je Megawattstunde (Berliner Zeitung); der spanische Day-Ahead-Preis am MIBGAS war mit 48,80 EUR je Megawattstunde ähnlich hoch (MIBGAS). ACER, die EU-Energieaufsicht, warnte, eine Befüllung auf 90 Prozent erfordere rund 13 Prozent mehr LNG-Importe als 2025 (MondoVisione).

Wer zahlt, hängt vom Wohnort ab

Der EU-Durchschnitt verdeckt große nationale Unterschiede. Die Niederlande lagen am 1. Juni bei nur 16,1 Prozent Speicherfüllstand (Energievergelijk), während Spaniens Regasifizierungsterminals zu 72 Prozent gefüllt waren (Europa Press). Deutschland stand bei 34 bis 35 Prozent, rund 20 Punkte unter der eigenen saisonalen Norm (NDR).

Die Regierungen greifen ein, allerdings mit sehr unterschiedlichen fiskalischen Instrumenten. Deutschland hat die Gasspeicherumlage zum 1. Januar 2026 abgeschafft und die Finanzierung in den Bundeshaushalt verlagert. Damit tragen nun Steuerzahler, nicht mehr direkt die Gaskunden, die Kosten der Versorgungssicherheit (FGS). Die Niederlande halten eine 20 Mrd. EUR schwere Kreditfazilität bereit, damit das staatlich gestützte Unternehmen EBN einspringen kann, wenn kommerzielle Befüllung stockt (DutchNews). In Ungarn zwingt das Festpreissystem den staatlichen Versorger MVM, höhere Importkosten zunächst zu absorbieren, bis die Regierung etwas anderes entscheidet. Ein solcher fiskalischer Puffer funktioniert, solange er finanzierbar bleibt (HVG).

Die energieintensive Industrie spürt den Druck am schnellsten. Der BASF-Vorstandschef warnte, europäische Gaspreise würden inzwischen strukturell von globalen LNG-Märkten bestimmt, nicht mehr von Pipelineverträgen (Zeit). Haushalte trifft es später, gefiltert durch Vertragslaufzeiten und nationale Regulierung. In Spanien läuft der Übertragungskanal über den Strommarkt: Wenn Gaskraftwerke den Grenzpreis setzen, also den Preis der letzten zur Deckung der Nachfrage benötigten Strommenge, schlagen höhere Gaspreise direkt auf die Stromrechnung durch. Der regulierte spanische PVPC-Tarif stieg im Mai um 15 Prozent (OCU).

Gewinner sind LNG-Anbieter, Besitzer flexibler Ladungen und Speicherbetreiber, also alle, die in Europas Dringlichkeit hinein verkaufen können. Verlierer sind vor allem Industrieunternehmen im internationalen Wettbewerb und Regierungen, deren Haushalte die Differenz zwischen Marktpreisen und politisch akzeptablen Verbraucherpreisen auffangen. Eine physische Gasknappheit dürfte Europa in diesem Winter wohl vermeiden können. Die eigentliche Frage ist, wie teuer diese Sicherheit wird und ob ärmere Mitgliedstaaten sie sich ähnlich leisten können wie Deutschland oder die Niederlande.