d’Land: Herr von Scholz, der Direktor der Internationalen Energieagentur (IEA) hat gesagt, die Auswirkungen des Krieges im Nahen Osten seien „für die globale Energiesicherheit die größte Bedrohung der Geschichte“. Hat er recht?
Erik von Scholz: Jemand wie der IEA-Direktor hat natürlich immer recht. Aber im Ernst: Die Bedrohung besteht ganz sicher. Es kann alles Mögliche passieren, und der Nahe Osten ist die wichtigste Energie-Region der Welt. Mittlerweile weiß man nicht mehr, wer eigentlich die Straße von Hormus sperrt, Iran oder die USA. Infrastruktur wurde beschädigt – vor allem ein Gasfeld in Katar, eine Pipeline in Saudi-Arabien. Jeder Tag, an dem das Öl aus der Region nicht in die Märkte gelangt, ist ein Tag, an dem Öl weltweit sehr teuer bezogen werden muss. Und würden die Bombardierungen Irans erneut beginnen und Iran zurückschlagen, kann keiner sagen, was das für Auswirkungen hätte. Insofern ist die Bedrohung real.
Das klingt, als kommt gleich ein Aber.
Ich schaue immer auch auf die Märkte, denn die sagen uns, wie die Händler das sehen, wie sie alle Informationen verarbeiten. Wenn das Risiko der größten denkbaren Bedrohung bepreist wäre, hätten wir wahrscheinlich ganz andere Preise als die aktuellen. Die aktuellen Preise sagen uns, dass eine sehr problematische Situation besteht. Aber sie sagen uns auch, dass der Markt davon ausgeht, dass in sechs Monaten eine gewisse Normalisierung eintritt.
Was für eine? Sechs Monate erneuter Kämpfe wären schlimm.
Sicher. Aber derzeit gehen die Märkte offensichtlich davon aus, dass der Krieg bald endet. Die aktuellen Preise für Öl-Terminkontrakte in neun Monaten, also für Lieferungen in neun Monaten, haben Stand heute [das Interview fand am Dienstag, 14.4. statt] mit 81 US-Dollar pro Barrel schon fast wieder das Niveau von vor dem 28. Februar erreicht. Öl für morgen, das heißt, für die Lieferung nächsten Monat, ist sehr teuer, 100 Dollar pro Barrel. Für Lieferungen in sechs Monaten 84 Dollar. Deshalb sage ich, die Märkte gehen von einer Normalisierung der Situation in den nächsten sechs Monaten aus. Wobei sie, das ist wichtig, Risiken durchaus einpreisen. Die Signale der Märkte sind schon andere als die von manchen Experten.
Ist das beim Gas auch so? Nach Beginn der Bombardierungen Irans am 28. Februar war an der Gasbörse in Amsterdam der europäische Referenzpreis für Lieferungen in einem Monat auf bis zu 74 Euro pro Megawattstunde gestiegen. Zuvor waren es 35 Euro.
Heute liegt er bei rund 44 Euro. Für längerfristige Lieferungen durchaus bei 35 Euro, während es vergangene Woche 40 Euro waren. Die Signale der Märkte sind für Öl und Gas also ähnlich, für Strom übrigens auch. Die kurzfristigen Preise sind volatil.
Nach dem Überfall Russlands auf die Ukraine 2022 war der europäische Gas-Referenzpreis kurzzeitig auf mehr als 300 Euro pro Megawattstunde hochgeschnellt. Lag das vor allem daran, dass die EU entschieden hatte, möglichst kein Gas aus Russland mehr zu beziehen?
Das waren verrückte Preise. Damals gab es aber eine physische Verknappung von Gas durch den Ausfall von Lieferungen aus Russland. Im Übrigen hatte Russland entschieden, seine Liefermengen nach Europa zu reduzieren, nicht die EU, kein russisches Gas mehr zu importieren. Entsprechend extrem waren die Signale des Marktes, angesichts eines deutlich kleineren Angebots über sehr hohe Preise die Nachfrage zu senken.
Wieso sind die Preise heute nicht so hoch? Europa wird mittlerweile auch mit Flüssiggas (LNG) beliefert, doch LNG-Tanker stecken in der Straße von Hormus fest. Der größte Gas-Hub der Welt, Ras Laffan in Katar, wurde beschädigt, die Reparatur könnte drei bis fünf Jahre dauern.
Interessante Frage. 2022 war Gas in Europa physisch knapp. Die Situation heute ist ebenfalls kritisch, wegen der Straße von Hormus, wegen Ras Laffan. Allerdings sind wir in Europa nicht mehr in einem kalten Winter. Und die Gas-Nachfrage der Industrie ist ein wenig gesunken. Vor allem aber ist Gas in Europa heute nicht physisch knapp. Und die Volumen, die in den nächsten drei, maximal fünf Jahren ausfallen könnten, entsprechen ungefähr der Zunahme von Volumen aus den USA, etwa 190 Terawattstunden im Jahresmittel. Was wegfällt, könnte also aus den USA dazukommen. Was ebenfalls wichtig ist: Wir sprechen heute von einem globalen Gasmarkt, nicht mehr von einem lokalen Markt in Europa. In Europa wurden LNG-Häfen gebaut, man kann viel mehr Flüssiggas aus der ganzen Welt importieren. Nach Beginn des Ukraine-Kriegs, als in Europa russisches Pipeline-Gas fehlte, waren die Gas-Preise in Asien viel niedriger als hier. Dagegen haben wir jetzt eher einen einheitlichen Preis. Mit einer Ausnahme: In den USA ist er gesunken. Weltweit hat er sich verdoppelt, in den USA hat er sich halbiert.
Wie kann das sein?
Die Exportmöglichkeiten aus den USA sind begrenzt. Die USA haben nicht genug Terminals zur Verflüssigung von Gas, um es dann als LNG zu verschiffen. Deshalb folgt der US-Preis den anderen Preisen nicht in gleichem Maße. Man sieht das an der Entwicklung der Referenzpreise, des TTF in Europa und des Henry Hub (HH) in den USA. Anfang Dezember gab es in den USA eine sehr kalte Winterperiode. Da stieg der HH-Preis auf bis zu 18 US-Dollar pro Megawattstunde. Seither ist er auf neun Dollar gefallen. Auf den Kriegsbeginn im Iran hat er kaum reagiert. Dagegen hat sich der TTF seit Dezember ungefähr verdoppelt, von 27 Euro pro Megawattstunde auf 50 bis 60 Euro seit dem 28. Februar, zuletzt allerdings mit sinkender Tendenz.
Sie sagen, die USA würden mehr exportieren und zusätzliche LNG-Terminals bauen wollen. Dann würden die Preise dort steigen?
Generell sind die Preise dort auch niedrig, weil die einheimische Gasförderung solide ist. Aber je mehr die USA exportieren, desto stärker setzen sie sich dem Weltmarkt aus. Deshalb werden Exportlizenzen nicht ohne Weiteres vergeben. Dabei spielt immer auch die Frage eine Rolle: Wollen wir überhaupt, dass unsere Energieunternehmen, die das Gas fördern, noch stärker davon profitieren, außerhalb der USA zu verkaufen? Denn die Verbraucher in den USA müssten dann mehr zahlen, weil sich die günstigen Preise dort stärker dem Weltmarktpreis annähern würden. Die Erteilung einer solchen Exportgehmigung ist deshalb nicht nur ein bürokratischer Prozess, sondern auch ein politischer.
Es ist immer wieder die Rede davon, dass Europa zurzeit mit Asien um LNG konkurriere.
Ja, das ist der Fall. Zusätzliche LNG-Kapazität führt zu einem Markt, der stärker integriert wird, sodass LNG-Anbieter sowohl in Europa als auch in Asien verkaufen können. Wer den besseren Preis bietet, wird beliefert. Es gibt natürlich auch Langfristverträge, aber grundsätzlich sind diese Verträge an kurzfristigeren Preissignalen indexiert. Das ist beim Gas ganz ähnlich wie beim Öl.
Der größte Teil des in Europa verbrauchten Gases kommt per Pipeline aus Norwegen. Schützt das vor Weltmarktpreisen?
Die Norweger verkaufen Gas zu den Weltmarktpreisen. Das ist ja der Punkt. Wenn Sie ein Produkt haben und obendrein sehr viel davon, und dann den Preis selbst festsetzen, wird man Ihnen vorwerfen, dass Sie den Preis diktieren. Also versuchen Sie, sich am Marktpreis zu orientieren und indexierte Tarife anzubieten. Steigt der Preis, geraten Sie zwar politisch unter Druck, können aber immer sagen: Das ist der Marktpreis. Die Norweger haben immer darauf geachtet, einen Referenzmarkt zu haben. Das waren entweder die Ölmärkte oder direkt regionale Gasmärkte, wie in Europa der sogenannte TTF. Das ist ein Index, zu dem in Europa Gas eingekauft wird. Für die physische Versorgung ist das gut, definitiv, für die Diversifizierung und die Resilienz unseres Systems sogar ganz entscheidend. Es ist wichtig, mehrere Quellen zu haben. Ich würde mich unwohl fühlen, wenn 100 Prozent aus einem Land kämen, egal aus welchem. Es ist besser, wenn ein Teil aus Katar kommt, ein Teil aus den USA und ein Teil aus Norwegen. Das schützt am besten vor Konflikten und vor technischen Schwierigkeiten.
Wir sprechen die ganze Zeit vom Energie-Großhandel, von Preisen, die an Energiebörsen gebildet werden. Wie schnell wird was davon beim Endkunden ankommen?
Wie schnell sich schwankende Großhandelspreise auf die Endkunden auswirken, hängt maßgeblich von den jeweiligen Vertragsbedingungen ab. Industriekunden beschaffen Energie häufig näher am Markt, etwa über so genannte Spot-Produkte, die kurzfristig gehandelt werden, beispielsweise heute für eine Lieferung morgen. In solchen Fällen schlagen Preisschwankungen der Großhandelsmärkte unmittelbar auf die Endkundenpreise durch, sodass diese Kunden bereits aktuell höheren Preisen ausgesetzt sind. Andere Kundengruppen sichern ihre Energiepreise langfristiger ab. Hier ist entscheidend, wann die jeweiligen Verträge auslaufen, da Preisänderungen erst dann wirksam werden. Für Privatkunden und kleine Gewerbekunden, lässt sich derzeit sagen, dass kurz- und mittelfristig nicht von steigenden Endkundenpreisen ausgegangen wird. Sollte sich die Lage rasch stabilisieren, wäre mittelfristig sogar eine Senkung der Strompreise denkbar. Die weitere Entwicklung hängt jedoch davon ab, was im Nahen Osten geschieht, vor allem, was Gas betrifft.
Wie stellt Enovos sich da mit seinem Einkauf ein?
Unsere Einkaufsstrategie ähnelt der vieler anderer Energieversorger, auch in Deutschland. Für Privatkunden sowie kleine und mittlere Gewerbekunden erfolgt die Beschaffung in der Regel mittelfristig. Dabei stehen Stabilität und Versorgungssicherheit im Vordergrund. Diese Kunden haben zudem die Möglichkeit, ihre Preise über einen längeren Zeitraum zu fixieren oder alternativ an den Spot-Markt zu koppeln; die Beschaffung wird dann entsprechend ausgerichtet. Für Industrie- und Großkunden erfolgt sie in enger Abstimmung individuell und orientiert sich an den jeweiligen Vorgaben und Bedürfnissen des Kunden. Die Erfahrung hat uns gelehrt, dass man seine Beschaffungsstrategie nicht sprunghaft anpassen soll, weil die Preise gerade niedrig oder hoch erscheinen.
Man kann vermutlich sagen, dass Gas in Europa nie mehr so billig werden wird wie vor dem Ausbruch des Kriegs in der Ukraine.
Damals lagen die Preise teilweise bei zehn Euro pro Megawattstunde Gas. Das war wirklich sehr niedrig, wenngleich da auch die während der Corona-Pandemie kleine Nachfrage eine Rolle spielte. In den nächsten fünf Jahren wird es solche Preise nicht mehr geben. Mit Projektionen auf noch längere Sicht muss man vorsichtig sein. Aber wenn man sich die Märkte anschaut und die Signale von dort analysiert, was ich mit meinen Kollegen ständig mache, dann sieht man, dass der Markt in der Tendenz von einer Normalisierung der Preise ausgeht. Fundamental gesehen, spricht sogar einiges dafür, dass sie global gesehen weiter fallen werden, weil die USA deutlich mehr Gas-Ressourcen zur Verfügung stellen werden. Wenn Frieden herrscht im Nahen Osten, Katar seine Gasfelder repariert hat und die Infrastruktur wieder auf Trab ist, werden wir ganz sicher mehr Angebot bekommen. Dann hängt es vor allen Dingen von der Nachfrage ab.
Die Füllstände der Gasspeicher in Europa sind ziemlich niedrig. Vergangenes Jahr hatte die EU-Kommission erlaubt, die Speicher vor dem Winter weniger zu füllen, als die Verpflichtung nach dem Ukraine-Krieg lautete. Jetzt müsste man eigentlich nachfüllen, bei hohen Preisen. Wird das den Gaspreis nach oben treiben?
Wenn man davon ausgehen kann, dass es im Januar 2027 günstigere Preise geben wird, dann kauft man jetzt nicht Gas, um es zu speichern und im Januar zu verkaufen. Zu warten, bis das aktuelle Versorgungsproblem gelöst ist, ist aus marktwirtschaftlicher Perspektive eine rationale Entscheidung. Andererseits stellt eine Speicherbefüllung eine garantierte Belieferung mit den gespeicherten Volumen sicher. Es gibt zwischen den EU-Staaten zum Teil beträchtliche Unterschiede in der Auffassung, welche Rolle Gasspeicher in der Infrastruktur spielen sollen. Am fortgeschrittensten ist die Auffassung, dass neben mehreren Gasquellen Speicherkapazitäten eine zusätzliche Sicherheit bieten, in Italien und Frankreich. Dort besteht eine Regulierung, die recht gut funktioniert. Deutschland hat sie immer noch nicht. Ich finde, gerade in einem europäischen Markt sollte man sich anschauen, was gut funktioniert, und konsistentere Regelungen schaffen. Mehr Europa.
Was heißt das für den Winter 2026/27?
Schwer zu sagen. Die Unsicherheiten sind durchaus groß. Wir haben insgesamt eine schwache Wirtschaft, leider. Von dieser Seite ist die Nachfrage relativ gesunken. Es wurden auch Effizienzpotenziale im Wärmemarkt genutzt, Wärmepumpen zum Beispiel. Gleichzeitig sind die LNG-Hafenkapazitäten sehr stark gewachsen. Das heißt, das System gibt diese Flexibilität her, auch einen kalten Winter durch zusätzliche Gasmengen aus dem Import zu kompensieren. Das war vor fünf Jahren nicht der Fall. Rein physikalisch betrachtet, besteht also weniger Bedarf an Speicherung. Die Frage lautet jetzt: Wie organisiert man diese Märkte? Von welchen Parametern geht man aus? Das ist nicht so einfach. Deshalb ist es auch schwer zu sagen, ob wegen des niedrigen Füllstands der Speicher eine potenzielle Notsituation in den nächsten Monaten droht. Laut unseren Analysen droht sie aus heutiger Sicht nicht, aber das kann sich auch schnell ändern. Wir brauchen eine europäisch konsistente Lösung.
Luxemburg hat keine Speicher.
Deshalb müssen wir unsere Kapazitäten bei unseren Nachbarn kaufen und kaufen sie derzeit in Frankreich ein. Dort ist das System fair. 15 Prozent unseres Bezugs sind über Speicher in Frankreich abgesichert, sodass wir nicht nur den luxemburgischen Regeln entsprechen, die europäisch festgelegt worden sind, sondern auch unserer Verantwortung gegenüber unseren Kunden gerecht werden.
Wie wirken sich die aktuellen Gaspreise auf den Strommarkt aus?
Der Strommarkt steht ebenfalls unter Druck. Das ist nachvollziehbar, wenn Gas zur Stromerzeugung benötigt wird. Er folgt dem Gasmarkt allerdings nicht im selben Ausmaß. Einerseits, weil der Preis für CO₂-Zertifikate, die für Kraftwerke mit fossilen Energieträgern im EU-Emissionshandel erworben werden müssen, deutlich niedriger ist, als noch vor einem Jahr zu erwarten war. Seit Januar ist er gesunken. Andererseits gibt es zunehmend Strom aus erneuerbaren Quellen. Man sieht ja: Im Sommer kostet Solarstrom manchmal nichts, oder es muss für die Einspeisung sogar gezahlt werden; dann werden solche Anlagen oft abgeschaltet. Steigt das Preisniveau insgesamt, treten solche Situationen seltener auf. Dann können die Erneuerbaren ihre Stärke als CO₂-freie Energiequelle ausspielen und wirken zudem preisdämpfend. Deshalb hatte Ursula von der Leyen recht, als sie vor kurzem sagte, die globalen Unsicherheiten seien ein starkes Signal für Europa, stärker auf Resilienz zu setzen. Dabei spielen die erneuerbaren Energien eine zentrale Rolle. Die Argumente für ihren Ausbau sind aus meiner Sicht heute deutlich stärker als noch vor zehn Jahren – auch weil man in den vergangenen zehn Jahren europaweit vielleicht nicht genug getan hat.
Wäre das die Lektion aus der aktuellen Energiekrise? Es gibt Expertenaussagen, laut denen die Energieversorgung nach dem Krieg im Nahen Osten nicht mehr so sein wird, wie vorher.
Wir haben bereits aus der Energiekrise infolge des Ukraine-Kriegs viel gelernt – über Energieeffizienz und über erneuerbare Energien. Beides gehört zusammen. Die Lehre aus geopolitischen Krisen ist für mich, dass Europa stärker werden muss, im Energiebereich gilt das ganz besonders. Denn wir haben es in den letzten 20 Jahren versäumt, die Energieinfrastruktur zwischen den EU-Ländern konsequent auszubauen. Genau das rächt sich heute. Wenn wir erneuerbare Energien dort ausbauen wollen, wo die Bedingungen besonders gut sind, also dort, wo es viel Sonne oder viel Wind gibt, dann brauchen wir auch die Leitungen, um diese Energie in Europa zu verteilen. Diese Engpässe auf den europäischen Energieautobahnen müssen wir beseitigen. Mario Draghi hat das in seinem Bericht zur Wettbewerbsfähigkeit der EU völlig zu recht als Priorität ersten Ranges bezeichnet.
Wird die Energiepolitik der EU grüner?
Die EU-Kommission steht mit ihrer grünen Agenda derzeit erheblich unter Druck. Die aktuelle Krise könnte den Blick auf einige Grundfragen wieder schärfen. Das war auch an den Marktpreisen zu beobachten: Der Preis für CO₂-Zertifikate war zunächst gefallen, weil der Markt davon ausging, dass die EU bei der Dekarbonisierung langsamer vorgehen würde. Inzwischen hat sich der CO₂-Preis wieder stabilisiert und zieht leicht an. Eine wichtige Lehre aus dieser Krise ist aus meiner Sicht keine wirklich neue. Wir haben diese Erkenntnis im Kern schon früher gehabt: Erneuerbare Energien leisten nicht nur einen zentralen Beitrag zum Erreichen unserer Klimaziele. Sie stärken zugleich Europas Unabhängigkeit gegenüber geopolitischen Risiken und externen Energieimporten. Die Krise führt uns das noch einmal deutlicher vor Augen.