Energieversorgung: Ende der Gaskrise nach dem Winter 2023/24?

Volle Gasspeicher, ein deutlich vom jüngsten Hoch gesunkener Gaspreis und milde Herbsttemperaturen ließen zuletzt hoffen, dass die Gaskrise schneller als erwartet überwunden werden könnte. Doch so einfach ist es nicht: Mittelfristige Schätzungen beim Gaspreis lassen wenig Zuversicht mit Blick auf energieintensive Unternehmen in Europa und ganz besonders in Deutschland aufkommen. Und auch beim Ausbau der erneuerbaren Energien gibt es weiterhin verschiedene Hürden.

Aufgrund des zuletzt milden Wetters und einer jüngst gesunkenen Nachfrage korrigierte der Preis für Erdgas am virtuellen Handelspunkt TTF (Title Transfer Facility) in Rotterdam, der wegen seines hohen Handelsvolumens der wichtigste Erdgas-Handelsplatz in Europa ist. Gas verbilligte sich vom Ende August erreichten Jahreshoch in Höhe von 311 Euro pro Megawattstunde auf zuletzt etwa 140 Euro pro Megawattstunde. Trotz dieses deutlichen Rückgangs ist auch das aktuelle Niveau in einem längerfristigen historischen Vergleich sehr hoch bzw. für energieintensive Industrien in Deutschland zu hoch: 140 Euro pro Megawattstunde sind beispielsweise mehr als zehn Mal so viel wie der entsprechende Preis Ende November 2020 (siehe hierzu die Grafik am Ende des Textes). Energieintensive Unternehmen, die voll auf Deutschland als Produktionsstandort angewiesen sind, sind damit perspektivisch nicht wettbewerbsfähig.

Warnungen aus der Wirtschaft - Beispiel BASF

Aus der Wirtschaft mangelt es entsprechend nicht an Warnungen in Richtung der Politik. BASF als (noch) führendes Chemieunternehmen der Welt ist beispielsweise der größte deutsche Gasverbraucher, wobei knapp vier Prozent des hierzulande verbauchten Gases auf das Unternehmen entfallen. Planungen von BASF scheinen davon auszugehen, dass man mittelfristig beim Gaspreis mit dem dreifachen Niveau in Europa im Vergleich zu den USA rechnen muss. In diesem Szenario wird es zwangsläufig zu einer deutlichen Reduzierung der Kapazitäten in Deutschland bzw. Europa kommen. Zwar gibt es noch bis 2025 eine Jobgarantie in Ludwigshafen, aber eine deutliche Kapazitätsreduzierung am deutschen Hauptstandort scheint unausweichlich. Die hieraus resultierenden negativen Netzwerkeffekte auf Zulieferer, Anwohner (Fernwärme) und Stadt/Kommune (Gewerbesteuer) dürften derzeit noch massiv unterschätzt werden.

 

Der nächste Winter könnte kritischer werden als der jetzige

Realistisch ist, dass der Preis für Erdgas perspektivisch hoch bleiben wird bzw. wieder steigt. Problematisch könnte vor allem der Winter 2023/24 werden. Blackouts oder ähnliche Horrorszenarien erscheinen im übernächsten Winter realistischer als 2022/23. Hintergrund ist, dass es sehr schwierig sein wird, ab März/April 2023 die Gasspeicher wieder aufzufüllen. Das aktuell dort vorhandene Gas trägt zwar kein Herkunftsschild, aber klar ist, dass der Großteil russischen Ursprungs ist. Vor dem Krieg in der Ukraine hat Russland an die Europäische Union (EU) insgesamt 155 Mrd. m3 Gas geliefert.

Die Lieferungen erfolgten über die drei Pipelines Nordstream 1, Yamal (über Weißrussland/Polen) und über eine Pipeline durch die Ukraine. Davon ist aktuell nur noch die größte, diejenige durch die Ukraine, in Teilbetrieb. Realistisch ist, dass 2023 gar kein russisches Gas mehr kommt. Wie die EU ab 2023 bis zu 155 Mrd. m3 Gas ersetzen will, ist mit der Analyse der vorliegenden Daten bzw. der weltweiten LNG-Ströme nicht ersichtlich. Ohne extremes Sparen bzw. deutliche und anhaltende Verbrauchsreduzierung wird es wohl nicht gehen.

 

Ein Preisdeckel für Gas als Lösung?

Kritisch zu sehen ist der von der EU-Kommission diskutierte Vorschlag eines Preisdeckels für Erdgas am Knotenpunkt TTF. Eine Preisgrenze im Großhandel für Lieferverträge im kommenden Monat beschneidet die Fähigkeit der jeweiligen Marktteilnehmer, Risiken abzusichern und könnte negative Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit haben. Bei einem zu tief gesetzten Preisdeckel im Großhandel ist die Wahrscheinlichkeit groß, dass die EU letztendlich unattraktiver für Energieimporteure wird und diese auf andere, weniger regulierte Märkte ausweichen.

Nach den jüngsten Vorschlägen der EU-Kommission soll der Preisdeckel wohl aber bei 275 Euro pro Megawattstunde liegen. Dieses Niveau wurde 2022 nur an sehr wenigen Tagen überschritten (siehe hierzu die Grafik am Ende des Absatzes). Der Gaspreisdeckel würde demzufolge nur bei extremen Preisspitzen greifen. Die großen europäischen Öl- und Gaskonzerne haben im Hinblick auf die Gewinnentwicklung allesamt ein hohes Exposure zur Preisentwicklung am Knotenpunkt TTF, das heißt deren realisierte Preise basieren oft überwiegend auf dem TTF-Preis.

 

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Flüssiggas-Kapazitäten in Deutschland: Vorhanden, aber nicht genutzt

Obwohl das Angebot von Flüssiggas (LNG) geschätzt um mehr als 20 Prozent (gegenüber dem Niveau aus 2020) auf ca. 450 Mio. Tonnen im Jahr 2025 wächst, dürfte die weltweite Nachfrage nach Flüssiggas das Angebot auch in den kommenden Jahren klar übersteigen. Nach aktuellen Prognosen zum Ausbau der Kapazitäten werden Angebot und Nachfrage im weltweiten LNG-Markt frühestens 2026 wieder im Gleichgewicht sein. Defizitsituationen an Energiemärkten bedeuten im Regelfall hohe Preise. Daher ist davon auszugehen, dass die Preise für LNG strukturell über viele Jahre hinweg auf hohem Niveau bleiben werden. Demzufolge bleiben auch die Gewinnaussichten für die führenden LNG-Produzenten unverändert gut. Deutschland will bereits im kommenden Jahr mithilfe der bis zu fünf schwimmenden LNG-Terminals insgesamt etwa 25 Mrd. m3 Flüssiggas importieren.

Gelänge dies, hätte Deutschland damit mehr als 50 Prozent der russischen Gasimporte (Referenzjahre 2020/21) durch Flüssiggasimporte ersetzt - allerdings zu massiv höheren Preisen. Die Schlüsselrolle beim Export bzw. der LNG-Versorgung für Deutschland und Europa spielen dabei die USA bzw. die dort ansässigen Produzenten. Generell haben die meisten Produzenten den überwiegenden Anteil ihrer Kapazitäten über Langfristverträge (in der Regel 20 Jahre) verkauft. Bereits angestoßene Erweiterungsprojekte und Effizienzsteigerungen schaffen aber über die nächsten Jahre zusätzliche Kapazitäten, die dann zu voraussichtlich hohen Preisen verkauft werden können. Klarer Treiber für das Geschäft der US-LNG-Produzenten ist der politische Druck in Europa, sich dauerhaft unabhängig von russischem Gas zu machen.

 

Weniger Umweltbelastung dank Fracking?

Schwer nachzuvollziehen bleibt, warum Deutschland nicht in Betracht zieht, die Gasvorkommen im eigenen Land zu erschließen. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) beziffert beispielsweise das Schiefergaspotenzial in Deutschland auf etwa 1.000 Mrd. m3: Diese Menge würde den deutschen Gasbedarf für mehr als zehn Jahre vollständig decken, wobei die Risiken für das Grundwasser ebenso wie Erdbeben mit modernen Fördertechnologien minimal sind. Aus Umweltschutzgesichtspunkten dürfte „Fracking“ in Deutschland sogar viel klimaschonender sein als der LNG- bzw. Pipeline-Import, da das Gas nicht mit Hilfe von Schiffen um die halbe Welt transportiert werden muss, die ihrerseits oftmals mit Schweröl angetrieben werden. Ferner würde dadurch das Risiko von Methanlecks an Pipelines minimiert werden. Eine Perspektive beziehungsweise ein Bekenntnis der deutschen Politik, die eigenen Ressourcen schnell zu erschließen und zu nutzen, könnte sich für den Industriestandort Deutschland als förderlich erweisen und für Unternehmen auch wieder eine bessere Planungssicherheit bringen.

 

Erneuerbare Energien brauchen ein wirtschaftlich gutes Fundament für ihren Ausbau

Um die deutsche und europäische Energiekrise dauerhaft zu lösen, muss aber nicht nur eine neue Gas-Infrastruktur aus- und aufgebaut werden. Auch die Erneuerbaren Energien müssen massiv ausgebaut werden. Ohne ein wirtschaftlich gesundes Fundament wird der Ausbau der Erneuerbaren allerdings schwierig, und für die Übergangszeit sind die fossilen Brennstoffe nicht zu ersetzen. Zwar hat sich deutsche Regierung zum Ziel gesetzt, den Ausbau der Erneuerbaren zu beschleunigen, wobei bis 2030 der Stromverbrauch zu 80 Prozent daraus gedeckt werden soll. Doch der Ausbau kommt nicht entscheidend voran – Knackpunkt sind die langen Genehmigungsverfahren, die den Ausbau ausbremsen. Angesichts dessen erwägt Bundeswirtschaftsminister Habeck Staatsgarantien für die Wind- oder Solarbranche. Denkbar seien Produktions- oder Abnahmegarantien. Aber auch eine Vereinfachung der Genehmigungsverfahren wäre ein erster wichtiger Schritt und dürfte 2023 auch kommen.

 

Kapazitäten der Erneuerbaren: sehr viel Luft nach oben

 Folgende Beispielrechnung schildert die Herausforderung bei den Ausbauzielen: Will man die Gas-, Kohle- und Nuklearkapazitäten in Deutschland vollständig ersetzen, muss man Erneuerbare Kapazitäten aufbauen, die einer Leistung von rund 900 Gigawatt an Wind- und Solarenergie entsprechen, die direkt in die Netze eingespeist werden, sowie nochmals 150 Gigawatt für die Bereitstellung von grünem Wasserstoff. Alle Windkraftanlangen in Deutschland zusammen haben derzeit eine Kapazität von rund 64 Gigawatt. Für einen Ausbau von mehr als 1.000 Gigawatt würde man damit nach Schätzungen von Norwegens Öl- und Gaskonzern Equinor praktisch die gesamte existierende Wertschöpfungskette (alle derzeitigen Produktionskapazitäten) für über 20 Jahre voll auslasten bei geschätzten Kosten von mehr als 2.000 Mrd. Euro (Faktor 60 in Relation zu den gesamten deutschen Ausgaben aus dem Jahr 2020).

Kritisch für die ambitionierten Zielsetzungen der Politik sind auch die Kapazitäten bei den Unternehmen beispielsweise der Wind-, Solar- und Wasserstoffbranche. Wesentliche Komponenten für Solar- und Windparks werden aktuell überwiegend in China gefertigt. Bei einer Verschlechterung der Handelsbeziehungen mit China würde das Ausbauziel bei den Erneuerbaren in weite Ferne rücken.

Abschließend lässt sich festhalten: Firmen, die stark am Ausbau der Windkraft in Deutschland hängen, könnten demzufolge in den nächsten Jahren auch aus Deutschland einen Auftragsboom erleben. Dazu bedarf es jedoch noch einiger Anstrengungen von Seiten der Politik.

Stefan Breintner

Der Autor

Stefan Breintner

Stefan Breintner ist Leiter des Bereichs Research & Portfoliomanagement. Als Teil des sechsköpfigen DJE-Strategieteams ist er für die gesamte Asset-Allokation von DJE mitverantwortlich.

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