Wird das Gas im Winter teuer, Herr Heitmüller?
Herr Heitmüller, Wirtschaftsverbände wie der VCI und der DIHK aber auch die Verbraucherschützer warnen davor, dass die deutsche Gasversorgung gefährdet ist. Zurecht?
Deutschland hat seine Gasversorgung in den vergangenen Jahren deutlich widerstandsfähiger gemacht. Unsere Speicher, Importwege und Beschaffungsmöglichkeiten sind heute wesentlich robuster als früher. Natürlich beobachten wir die Entwicklung kontinuierlich und sollten weiter an der Stärkung der Resilienz unseres Energiesystems arbeiten.
Tatsache ist aber doch, dass die Speicher in Deutschland nur etwas über 55% gefüllt sind. Ist das Beleg dafür, dass zu wenig Gas auf dem Markt angeboten wird?
Seit dem Beginn des Irankonflikts Anfang März fehlen dem globalen Gasmarkt tatsächlich erhebliche Mengen aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten, da die Straße von Hormus seitdem de facto geschlossen ist. Diese Mengen waren zu mehr als 70% für asiatische Abnehmer vorgesehen, Europa hat also nicht direkt Angebotsausfälle im großen Umfang zu beklagen. Allerdings haben sich die asiatischen Kunden um Ersatzbeschaffungen bemüht, insbesondere in den Sommermonaten haben wir eine sehr starke Nachfrage aus verschiedenen asiatischen Ländern gesehen, sodass weniger LNG nach Europa kam. Dieser Wettbewerb mit Asien um verfügbare LNG-Lieferungen sorgte im Sommer für steigende Preise. Für den Winter fielen die Preisaufschläge dagegen an den europäischen Großhandelsmärkten deutlich geringer aus. Dadurch fehlte schließlich vielen Marktteilnehmern auch der wirtschaftliche Anreiz, Gas einzuspeichern. Denn normalerweise kaufen Händler Gas im Sommer günstig ein, speichern es und verkaufen beziehungsweise nutzen es im Winter zur Abfederung von Preis- oder Lastspitzen. Durch den Irankonflikt waren und sind die Sommerpreise jedoch ungewöhnlich hoch im Vergleich zu den Preisen, die der Markt im Winter erwartet. Generell ist wichtig, dass ausreichend Beschaffungsquellen vorhanden sind und die Infrastruktur funktioniert. Genau darauf kommt es an.
Welche Rolle spielt die Golfregion für die deutsche Versorgungssicherheit? Ex-Wirtschaftsminister Robert Habeck ist eigens nach Katar gefahren, damit LNG aus dem Nahen Osten nach Deutschland geliefert wird. Ist der Vertrag durch die Sperrung der Straße von Hormus durch den Iran obsolet?
Die aktuellen Marktbewegungen zeigen, wie stark geopolitische Entwicklungen auf die Energiemärkte wirken können. Die Geschehnisse rund um die Straße von Hormus und die damit verbundenen Reduzierungen bei den LNG-Lieferungen aus Katar haben zuletzt erheblich zur Preisentwicklung beigetragen.
Genau deshalb ist Diversifizierung so entscheidend. Versorgungssicherheit darf nicht von einer einzelnen Region, einer einzelnen Route oder einem einzelnen Lieferanten abhängen. Deutschland und Europa haben aus der Energiekrise 2022 gelernt und ihre Bezugsquellen deutlich breiter aufgestellt. Zum Beispiel bezieht VNG seit 2024 Erdgas von der algerischen SONATRACH, als damals erster deutscher Importeur. Diese Vielfalt verschafft uns heute die Resilienz, um auf geopolitische Veränderungen flexibel reagieren zu können.
Inzwischen mehren sich die Stimmen, dass das Wirtschaftsministerium die Versorger anweisen sollte, die Speicher zu füllen, weil die Marktmechanismen nicht funktionieren. Ist das möglich?
Für die Befüllung der gebuchten Speicherkapazitäten ist zunächst der jeweilige Speicherkunde verantwortlich. Dazu gehören beispielsweise Händler, Stadtwerke, Industrieunternehmen oder andere Marktakteure, die Speicherkapazitäten gebucht haben. Gleichzeitig ist es aber nicht so, dass der Staat keine Handlungsmöglichkeiten hätte.
Die da wären?
Das Energiewirtschaftsgesetz sieht ausdrücklich Instrumente vor, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, falls die erforderlichen Füllstände durch den Markt allein nicht erreicht werden. In solchen Fällen kann die Trading Hub Europe, kurz THE, also der Marktgebietsverantwortliche, beauftragt werden. Dazu gehört unter bestimmten Voraussetzungen auch, Speicherkapazitäten zu entziehen und gezielt für die Befüllung der Speicher zu nutzen. Es gibt also einen klar definierten gesetzlichen Mechanismus: Zunächst sind die Marktakteure in der Verantwortung. Wenn das nicht ausreicht, stehen staatliche Instrumente zur Verfügung, um die Versorgungssicherheit sicherzustellen.
Braucht es angesichts der aktuellen Speicherfüllstände marktwirtschaftliche Instrumente zur Absicherung der Gasversorgung?
Der Politik steht mit § 35 EnWG ein Instrumentenkasten zur Verfügung, um einen Beitrag zur Versorgungssicherheit zu leisten. Dazu gehören marktbasierte Maßnahmen, die Anreize für die Bereitstellung zusätzlicher Gasmengen oder Flexibilitäten schaffen, ohne dass der Staat selbst Gas beschaffen und speichern muss.
Versorgungssicherheit wird damit wettbewerblich organisiert, ohne bestehende Marktmechanismen auszuhebeln oder zusätzliche Marktverzerrungen zu erzeugen. Entsprechende Instrumente sind schnell umsetzbar und würden die öffentlichen Haushalte deutlich weniger belasten als direkte staatliche Markteingriffe.
Wie lange dauert es überhaupt technisch, bis die Kavernen gefüllt werden können?
Das hängt von Speicherart, Größe, Ausgangsfüllstand und den verfügbaren Einspeisekapazitäten ab. Technisch können beispielsweise die mitteldeutschen Speicher der VNG Gasspeicher GmbH als Kavernenspeicher aufgrund ihrer hohen Ein- und Ausspeicherleistung vergleichsweise schnell befüllt werden. Hier wären schnell noch weitere Prozentpunkte möglich. Die eigentliche Herausforderung liegt derzeit nicht in der Infrastruktur oder den technischen Kapazitäten, sondern in den wirtschaftlichen Rahmenbedingungen.
Neben Kavernenspeicher gibt es auch Aquiferspeicher in Deutschland. Sie hingegen reagieren aufgrund ihrer geologischen Eigenschaften und Betriebsweise in der Regel träger und sind eher auf saisonale Speicherzyklen ausgelegt.
Was bedeutet das für die VNG? Woher beziehen Sie ihr Erdgas? Von der Börse? Und was bedeutet das für den Preis im kommenden Winter?
VNG setzt auf eine breit diversifizierte Beschaffung. Wir beziehen Erdgas über langfristige Partnerschaften und internationale Lieferverträge, unter anderem aus Norwegen und Algerien, ergänzt durch LNG und marktbasierte Beschaffung an verschiedenen Handelsplätzen.
Für die Preisentwicklung im Winter gilt: Geopolitische Risiken, Wetterentwicklung, die Nachfrage der Kunden, insbesondere der Industrie, sowie die globale LNG-Nachfrage beeinflussen die Märkte. Je breiter die Beschaffung aufgestellt ist, desto besser lassen sich solche Risiken abfedern.
Stichwort Diversifizierung der Bezugsquellen. Welche Rolle spielen Nordafrika, Norwegen und die USA?
Eine sehr wichtige. Norwegen ist heute einer der stabilsten und verlässlichsten Lieferpartner Europas. Nordafrika, insbesondere Algerien, gewinnt an Bedeutung, weil dort zusätzliche Mengen verfügbar sind und bestehende Infrastruktur genutzt werden kann. Die USA haben mit LNG wesentlich dazu beigetragen, die europäische Versorgung nach dem Wegfall russischer Lieferungen zu stabilisieren.
Sollte Deutschland eigene Vorkommen in der Nordsee oder durch Fracking in Niedersachsen im Weser-Ems-Gebiet erschließen? Damit wäre das Land mit einem Schlag bei der Energieversorgung wesentlich resilienter, zumal ja jetzt Gaskraftwerke zur Versorgungssicherheit gebaut werden sollen.
Das ist eine politische Entscheidung.
Lange wurde über die Abhängigkeit von russischen Erdgasimporten diskutiert. Jetzt kommt rund 100% des LNG aus Übersee. Laufen wir in die gleiche Falle, aus der wir uns gerade erst befreit haben?
Deutschland deckt seinen Gasbedarf nicht über einen einzelnen Importweg, sondern über verschiedene Quellen. LNG macht aktuell knapp 18% am Gesamtaufkommen aus. Der überwiegende Teil des Erdgases kommt über andere Bezugswege, insbesondere über Pipelineimporte aus Norwegen sowie weitere europäische und internationale Lieferquellen.
Die Gefahr besteht dann, wenn man Diversifizierung nur geografisch verlagert. Deshalb darf die Antwort nicht lauten: früher ein Lieferant, heute ein anderer. Die Antwort muss sein: viele Lieferanten, viele Transportwege und unterschiedliche Vertragsmodelle, also neben LNG auch Pipelinegas. Dazu kommen Speicher, Netze und perspektivisch heimisch erzeugte grüne Gase. Genau das ist die Lehre aus der Energiekrise und den geopolitischen Verwerfungen der vergangenen Jahre.
Die VNG investiert viel in die Wasserstofftechnologie. Wie ist der Stand?
Wir gehören zu den Unternehmen, die den Wasserstoffhochlauf in Deutschland nach wie vor aktiv gestalten. Mit Projekten wie dem Energiepark Bad Lauchstädt und Investitionen in das Wasserstoff-Kernnetz leisten wir konkrete Beiträge entlang der gesamten Wertschöpfungskette. Gleichzeitig müssen wir ehrlich festhalten: Der Markthochlauf verläuft leider langsamer und in kleineren Schritten als ursprünglich erwartet. Die Richtung stimmt, aber wir brauchen einfachere, verlässlichere und wirtschaftlich tragfähige Rahmenbedingungen, damit aus Pilotprojekten ein Markt werden kann.
Wann wird Wasserstoff eine Alternative zum Erdgas in Deutschland sein?
Wasserstoff wird Erdgas nicht von heute auf morgen ersetzen. Wir sprechen über einen schrittweisen Hochlauf über viele Jahre. Zunächst wird Wasserstoff dort eingesetzt, wo es wenig andere Dekarbonisierungsoptionen gibt, etwa in Raffinerien, der Chemieindustrie oder perspektivisch in Teilen der Stahlindustrie. Gleichzeitig leistet auch Biogas schon heute einen wichtigen Beitrag zur Dekarbonisierung, da es erneuerbare Gase bereitstellt und bestehende Gasinfrastrukturen klimafreundlicher nutzbar macht.
Ich bin weiterhin davon überzeugt, langfristig wird Wasserstoff eine tragende Säule eines auf Klimaneutralität ausgerichteten Energiesystems. Aber der Erfolg hängt nicht allein von der Technologie ab. Entscheidend sind wettbewerbsfähige Preise, ausreichend Infrastruktur und eine verlässliche Nachfrage. Die Technik kann liefern. Jetzt müssen Markt und Politik nachziehen.
