Gas bestimmt den Preis: Was Europas Strompreisdruck für die deutsche Industrie bedeutet

Hormus, Katar und die angespannte Speicherlage

Der Irankrieg hat aus einem ohnehin angespannten Gasmarkt ein Problem für die Lieferketten gemacht. Normalerweise passiert rund ein Fünftel des weltweiten LNG-Handels die Straße von Hormus. Störungen betreffen daher nicht nur die Produktion, sondern auch Transport und Logistik.

Die LNG-Exporte aus Katar dürften bis zum Jahresende beeinträchtigt bleiben und sich erst im Laufe des Jahres 2027 schrittweise erholen. Neue US-Exportkapazitäten werden helfen, den Ausfall aber möglicherweise nicht vollständig ausgleichen. Europa dürfte deshalb mit Asien intensiv um LNG-Ladungen aus dem Atlantikraum konkurrieren.

Die Lage mit Blick auf die Speicher erhöht den Druck zusätzlich. Die europäischen Gasspeicherbestände dürften Ende Oktober deutlich unter dem Vorjahresniveau und dem Fünfjahresdurchschnitt liegen und im Winter weiter sinken. Beschleunigt sich die Entnahme, wird dem Markt kaum Spielraum bleiben. Analysten erwarten, dass der niederländische TTF-Referenzpreis während der gesamten Saison erhöht bleibt.

Das Wetter ist der wichtigste mögliche Entlastungsfaktor. Die Winterprognose von MetDesk deutet auf einen milden Dezember mit überdurchschnittlich starken Winden in Teilen Nordwest- und Mitteleuropas hin. Das würde den Gasbedarf der Stromerzeugung senken und das Risiko einer längeren Dunkelflaute zu Beginn der Saison verringern.

Für den weiteren Winter fällt der Ausblick weniger beruhigend aus. Der Januar könnte Kälteperioden mit sich bringen (Wahrscheinlichkeit etwa 35 %), während im Februar in Teilen Nordeuropas länger anhaltende Kälte auftreten könnte. Das Risiko besteht in einem milden Auftakt, der zunächst Zuversicht schafft, gefolgt von einem kalten Spätwinter bei bereits geleerten Speichern. Für Gashändler könnte diese Kombination schwieriger sein als eine durchgehend kalte Wetterprognose: Sie lässt weniger Zeit zur Vorbereitung.

Hitze, Dürre und eine größere Lücke bei fossilen Brennstoffen

Die sommerliche Hitzewelle hat den Druck weiter erhöht. Dürre und Bemühungen, die Wasserreserven in den Stauseen zu schonen, haben die Wasserkrafterzeugung in Westeuropa unter dem Normalniveau gehalten. Das Defizit dürfte bis in den Winter anhalten. Frankreich und Italien sind besonders betroffen. Aber auch in Deutschland liegt die Verfügbarkeit von Wasserkraft leicht unter dem Durchschnitt. Spanien hat mehr Wasser zurückgehalten und bildet daher eine Ausnahme.

Die geringere Verfügbarkeit französischer Kernkraftwerke verschärft das Problem. Da weniger Strom aus Wasser- und Kernkraft zur Verfügung steht, müssen Gas- und Kohlekraftwerke einen größeren Teil des verbleibenden Bedarfs decken. So wächst die Erzeugungslücke, die mit fossilen Brennstoffen geschlossen werden muss – zu einer Zeit, in der Gas teuer ist.

Kohle kann dadurch in der Merit-Order des Strommarkts wettbewerbsfähiger werden. Das stützt die Nachfrage nach Emissionszertifikaten und erhöht zugleich die Kosten der Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen. CO₂ ist für industrielle Stromverbraucher daher kein separates Thema: Die CO₂-Kosten können denselben Preisdruck verstärken, der vom Gasmarkt ausgeht.

Deutschlands Abhängigkeit vom Gas wird zum Wettbewerbsnachteil

Deutschland ist besonders anfällig, weil die Strompreise weiterhin eng an den Gaspreis gekoppelt sind. Nach dem Ausstieg aus der Kernenergie bestimmen Gas- und Kohlekraftwerke in vielen Stunden den Preis, insbesondere abends, wenn die Solarstromerzeugung nachlässt. Der französische Kernkraftwerkspark sorgt für eine andere Preisbildungsdynamik. Ein gasgetriebener Preisanstieg kann deshalb den Abstand zwischen beiden Märkten vergrößern.

Noch deutlicher ist der Unterschied zu den USA. Die Industriestrompreise in Europa lagen etwa doppelt so hoch wie für Verbraucher in den USA, während europäisches Großhandelsgas ein Mehrfaches des Henry-Hub-Preises kostete. Das ist nicht nur ein kurzfristiges Beschaffungsproblem: Es beeinflusst, wo Unternehmen investieren, produzieren und expandieren.

Die industriellen Folgen sind bereits sichtbar. Seit 2021 wurden Dutzende gasintensive Standorte in Europa geschlossen; die Chemieindustrie gehört zu den am stärksten betroffenen Branchen. Eine sinkende industrielle Energienachfrage ist nicht zwangsläufig ein Zeichen von Effizienz oder einer gelungenen Transformation. Sie kann auch darauf zurückgehen, dass die Produktion gedrosselt oder an andere Standorte verlagert wird. Wie industrielle Energieverbraucher betonen, brauchen Unternehmen weniger künstlich verbilligte Energie als vielmehr Preise, mit denen sie international wettbewerbsfähig bleiben können.

Absicherung – nicht nur für die Grundlast

Für industrielle Stromabnehmer ist Risikomanagement die erste Verteidigungslinie. Eine Absicherung der Grundlast kann den Durchschnittspreis stabilisieren, doch die meisten Fabriken verbrauchen über den Tag hinweg nicht gleichmäßig Strom. Ihr Preisrisiko hängt zunehmend vom zeitlichen Preisverlauf ab: Solarstrom kann die Preise zur Mittagszeit drücken, während die Stromerzeugung aus Gas die Preise am Abend nach oben treibt.

Wer nur die Grundlast absichert, kann deshalb gerade in den für den Betrieb wichtigsten Stunden weiterhin Preisrisiken ausgesetzt sein. Dieselbe Diskrepanz kann sich auf Ausgleichsenergiekosten auswirken, wenn der tatsächliche Verbrauch oder die tatsächliche Erzeugung von den Prognosen abweicht. Absicherungsstrategien müssen das tatsächliche Lastprofil eines Standorts berücksichtigen und nicht nur die Jahresmenge.

Auch CO₂ gehört in diese Betrachtung. Strom-, Gas- und Emissionspreise können sich gemeinsam bewegen. Wer die einzelnen Märkte isoliert steuert, riskiert daher Lücken in der gesamten Risikoabsicherung. Deutsche Industriekunden sollten die Absicherung von Strom-, Gas- und CO₂-Preisen als Bestandteile eines gemeinsamen Portfolios betrachten.

Flexibilität bietet einen weiteren Ansatzpunkt. Wer den Verbrauch in günstigere Sonnenstunden verlagert, Speicher installiert oder Niedertemperaturwärme elektrifiziert, kann seine Abhängigkeit von teuren Stunden verringern. Auch industrielle Wärmepumpen können wettbewerbsfähig sein: Bei geeigneten Strompreisen können sie Wärme günstiger bereitstellen als ein Gaskessel, insbesondere wenn CO₂-Kosten berücksichtigt werden. Die Wirtschaftlichkeit hängt von Betriebsstunden, Temperaturanforderungen und der Fähigkeit ab, auf Marktpreise zu reagieren. Flexibilität wird jedoch zunehmend von einer betrieblichen Einschränkung zu einem wirtschaftlichen Vorteil.

Umlagen, Elektrifizierung und die Frage, wer für das Netz bezahlt

Die Energiepreise selbst machen nur einen Teil der industriellen Energierechnung aus. Auch Netzentgelte und Umlagen spielen eine Rolle. Durch Elektrifizierung verteilen sich manche Kosten auf eine größere Verbrauchsmenge, zugleich erfordert sie Investitionen in Netze und Anschlüsse. Bis 2035 dürfte die Nachfrage erheblich wachsen. Elektrofahrzeuge sind eine wesentliche Quelle zusätzlichen Verbrauchs, Rechenzentren tragen ebenfalls dazu bei. Vielerorts wird der Netzzugang – und nicht mangelnde Nachfrage – zunehmend zum begrenzenden Faktor.

Die Politik sollte die Elektrifizierung dort priorisieren, wo sie effizient ist. Batteriebetriebene Fahrzeuge und Niedertemperaturwärme bieten klare Möglichkeiten, den Endenergieverbrauch zu senken. Schwer zu dekarbonisierende Industrien könnten weiterhin gezielte Unterstützung benötigen. Förderprogramme sollten jedoch transparent machen, wer profitiert und wer die Kosten trägt.

Dasselbe Prinzip gilt für den künftigen Energiemix. Die Kosten für Netzausbau, Reservekapazitäten und Systemintegration verschwinden nicht dadurch, dass sie über Tarife verteilt werden. Sie werden weiterhin von Haushalten und Unternehmen getragen. Diese Kosten sollten sichtbar sein, wenn politische Entscheidungsträger verschiedene Optionen der Energieversorgung und die Wettbewerbsfähigkeit energieintensiver Industrien gegeneinander abwägen.

Auf die Krise vorbereiten – auch wenn sie ausbleibt

Der größte Fehler bei der Planung wäre, die Straße von Hormus entweder als vollständig offen oder als dauerhaft geschlossen zu betrachten. Die LNG-Versorgung könnte sich auf verschiedene Weise entwickeln: eine länger anhaltende Unterbrechung, eine schrittweise Rückkehr im Rahmen einer Transitvereinbarung oder eine schnellere Erholung, wenn Transportwege wieder geöffnet werden und neue Kapazitäten in Betrieb gehen. Denkbar ist auch ein wiederkehrender Wechsel zwischen Knappheit und Überangebot. Unternehmen und Regierungen brauchen Pläne, die unter all diesen Bedingungen funktionieren, statt sich auf eine einzige zentrale Prognose zu verlassen.

Das bedeutet, Budgets und Absicherungen auf längere Lieferunterbrechungen, eine teilweise Erholung und ein plötzliches Überangebot zu prüfen. Ebenso gilt es, die Abhängigkeit von alternativen Lieferanten, darunter Gaslieferanten aus den USA und Norwegen, zu erfassen und die Verträge und Transportwege hinter diesen Mengen zu verstehen.

Regierungen sollten glaubwürdige Notfallpläne für einen kalten Winter bereithalten und dabei auch die Rolle verfügbarer, bedarfsgerecht einsetzbarer Kraftwerkskapazitäten berücksichtigen. Die Industrie sollte im Voraus vereinbaren, wie eine mögliche Notfallrationierung ablaufen würde, damit kritische Prozesse geschützt werden können, statt Entscheidungen erst in der Krise improvisieren zu müssen. Effizienzmaßnahmen und Einsparungen im öffentlichen Sektor können die Nachfrage rasch senken. Eine EU-weite Koordinierung bei Beschaffung, Speicherung und Solidarität ist einem nationalen Wettbewerb um dieselben LNG-Ladungen vorzuziehen.

Wie geht es weiter?

Eine nachhaltige Erholung der LNG-Lieferungen aus Katar könnte den Markt 2027 entspannen, auch wenn technische Verzögerungen weiterhin möglich sind. Bis dahin werden die deutschen Strompreise weiter auf den TTF, die Wetterbedingungen, die Erzeugung aus erneuerbaren Energien und das Tempo der Speicherentnahmen reagieren. Die CO₂-Marktpolitik bringt zusätzliche Unsicherheit.

Die strukturelle Botschaft ist klar: Europa hat sich von einer Phase relativ günstiger gegenseitiger Abhängigkeit hin zum Umgang mit strategischer Verwundbarkeit bewegt. Für die energieintensive Industrie in Deutschland sind Absicherung, Flexibilität und Elektrifizierung nicht mehr nur Instrumente der Beschaffung, sondern entscheidend für die Wettbewerbsfähigkeit. Die Energiewende wurde häufig als ein über Jahrzehnte verteilter Ölschock beschrieben. In diesem Winter könnte der Druck sehr viel unmittelbarer spürbar werden.