Die EU hat ihre kritische Abhängigkeit von russischem Pipelinegas nahezu überwunden, dabei jedoch eine andere Verwundbarkeit entdeckt: Europas Energiesicherheit hängt nun von der Straße von Hormus, den amerikanischen Flüssigerdgasanlagen, der asiatischen Nachfrage, dem Wetter und einigen Engpässen im Welthandel ab. Der Winter 2026–2027 könnte zur ersten ernsthaften Bewährungsprobe für das neue europäische Energiemodell werden.
Im August 2026 sah sich Europa mit einem Paradoxon konfrontiert, das noch wenige Monate zuvor nahezu unvorstellbar schien. Der Kontinent hatte einen kalten Winter ohne Zusammenbruch des Energiesystems überstanden, seine Abhängigkeit von russischem Pipelinegas drastisch reduziert, neue Flüssigerdgasterminals gebaut, die Verbindungen zwischen den nationalen Gasmärkten ausgebaut und Rekordmengen amerikanischen Flüssigerdgases erhalten. Es schien, als sei die wichtigste Lehre aus der Krise von 2022 gezogen worden.
Doch das Problem kehrte von einer anderen Seite zurück.
Bis zum 9. August waren die europäischen Untergrundspeicher zu rund 59 Prozent gefüllt. Deutschland, die größte Volkswirtschaft der EU und eines der am stärksten vom Gas abhängigen Industriezentren des Kontinents, kam lediglich auf etwa 48 Prozent. Das liegt deutlich unter den Werten des Vorjahres. Zugleich bewegte sich der europäische Gasreferenzpreis TTF ungefähr zwischen 50 und 60 Euro je Megawattstunde und stieg infolge der Hitze und neuer Lieferstörungen zeitweise auf über 60 Euro.
Zum Vergleich: Anfang 2026 wurde Gas für etwa 28 bis 40 Euro je Megawattstunde gehandelt. Das Problem besteht also nicht darin, dass Europa physisch kein Gas mehr hätte. Das Problem besteht darin, dass das billige Sommergas verschwunden ist, auf dem das traditionelle System der Vorbereitung auf den Winter beruhte.
Genau deshalb ist die gegenwärtige Krise gefährlicher, als es die Füllstände der Speicher vermuten lassen. Europa ist nicht in das Jahr 2022 zurückgekehrt. Es befindet sich vielmehr in einem neuen Risikosystem, in dem ein Engpass am Persischen Golf, eine Hitzewelle in Asien, ein Hurrikan in den Vereinigten Staaten, Wartungsarbeiten an einer norwegischen Förderplattform oder eine windstille Woche in Deutschland nahezu augenblicklich die Preise für Heizung, Strom, Düngemittel, Metalle und industrielle Produktion am anderen Ende Eurasiens verändern können.
Europa besiegte Gazprom – und geriet in die Abhängigkeit von Hormus
Nach Februar 2022 vollzog die EU wohl den größten Umbau ihrer Energielogistik in ihrer Geschichte.
Das russische Liefermodell beruhte vor allem auf Pipelines und langfristigen Beziehungen. Europa bezog große Gasmengen über physisch festgelegte Routen: Nord Stream, das ukrainische Gastransportsystem, Jamal–Europa und TurkStream. Dieses System hatte einen offensichtlichen geopolitischen Nachteil: die Abhängigkeit von einem einzigen großen Lieferanten.
Nach dem Abbruch eines erheblichen Teils dieser Verbindungen setzte die EU auf Diversifizierung.
Im Jahr 2025 entfielen 54,4 Prozent der europäischen Pipelinegasimporte auf Norwegen, 18,5 Prozent auf Algerien und 9,8 Prozent auf Russland. Noch wichtiger ist jedoch etwas anderes: Inzwischen wird fast die Hälfte des von der EU importierten Gases als Flüssigerdgas geliefert. Im ersten Quartal 2026 entfielen 57,4 Prozent der Flüssigerdgasimporte der Europäischen Union auf die Vereinigten Staaten. Russlands Anteil lag bei 17,3 Prozent, Katars bei 6,6 Prozent und Nigerias bei 6,2 Prozent.
Auf den ersten Blick ist dies eine wesentlich sicherere Konstruktion. Ein Tanker kann umgeleitet werden. Ein Terminal kann eine Ladung aus den Vereinigten Staaten, Nigeria, Algerien, Angola oder einem anderen Förderland aufnehmen. Eine Pipeline kann ihre Route nicht ändern.
Doch die Mobilität von Flüssigerdgas hat eine Kehrseite: Die Ladung geht dorthin, wo mehr dafür bezahlt wird.
Genau hier hat Europa eine Form der Abhängigkeit gegen eine andere eingetauscht.
Bis 2022 war das Hauptrisiko politischer Natur: Was wird Moskau tun?
2026 ist die Frage erheblich komplizierter: Was geschieht gleichzeitig in Washington, Teheran, Doha, Peking, Tokio, Seoul, Oslo, im Golf von Mexiko und auf dem europäischen Strommarkt?
Die neue Energiesicherheit ist geografisch diversifiziert, finanziell jedoch globalisiert.
58 bis 59 Prozent in den Speichern: Warum eine einzige Zahl den gesamten Markt beunruhigt
Die europäischen Untergrundspeicher können etwas mehr als 102 Milliarden Kubikmeter Gas aufnehmen. In einem normalen Winter kann die Entnahme daraus bis zu 30 Prozent des Verbrauchs decken. Dabei handelt es sich nicht um einen Vorrat, mit dem die EU eine gesamte Heizperiode ohne Importe überstehen könnte. Die Speicher sind vielmehr ein Puffer, der den saisonalen Nachfragesprung abfedert.
Und dieser Puffer ist ungewöhnlich schwach.
Am 1. April, dem Beginn des europäischen Gassommerhalbjahres, lag der Füllstand lediglich bei rund 28 Prozent beziehungsweise etwa 29 Milliarden Kubikmetern. Ursache war der kalte Winter 2025–2026, in dem Europa seine gespeicherten Gasreserven intensiv genutzt hatte.
Unter normalen Marktbedingungen wäre daran nichts Katastrophales gewesen. Im Frühjahr und Sommer sinkt die Heiznachfrage, Gas wird billiger, Händler kaufen es, speisen es in die Speicher ein und verkaufen es im Winter zu höheren Preisen.
Doch 2026 funktionierte dieser Mechanismus nicht mehr.
Nicht physisch. Finanziell.
Nach Beginn des Krieges um Iran verteuerte sich Gas drastisch. Anschließend entstand eine sogenannte inverse Terminstruktur, bei der kurzfristig verfügbares Gas teurer ist als Lieferverträge für weiter entfernte Monate.
Für einen Speicherbetreiber sendet eine solche Preiskurve ein nahezu absurdes Signal. Er soll heute teures Gas kaufen, für Transport, Einspeicherung, Lagerung und Finanzierung bezahlen und es anschließend im Winter möglicherweise billiger verkaufen.
Der Markt sagt dem Betreiber damit geradezu: Fülle den Speicher nicht.
Das Analysehaus Aurora bewertete den wirtschaftlichen Anreiz zur Einspeicherung Anfang August als praktisch nicht vorhanden. Um selbst einen Füllstand von 80 Prozent zu erreichen, wären nahezu rekordhohe Einspeicherraten und wahrscheinlich staatliche Eingriffe erforderlich.
Darin liegt eines der zentralen Paradoxa der europäischen Energiepolitik: Der Staat benötigt Vorräte zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit, während der Markt bei der gegenwärtigen Preisstruktur keinen wirtschaftlichen Anreiz hat, diese Vorräte aufzubauen.
Brüssel hat die Regeln bereits geändert: Formal gelten 90 Prozent, faktisch könnten es 80 Prozent werden
Nach dem Energieschock von 2022 legte die EU ein verbindliches Ziel fest: Die Gasspeicher sollten vor dem Winter zu 90 Prozent gefüllt sein.
Europa entdeckte jedoch rasch die Nebenwirkung eines starren Stichtags. Wenn der Markt weiß, dass Dutzende Länder bis zu einem bestimmten Termin enorme Gasmengen kaufen müssen, erhalten die Verkäufer einen idealen Hebel. Die verpflichtende Beschaffung kann den Preis selbst nach oben treiben.
Deshalb wurden die Regeln 2025 gelockert.
Das gesetzliche Ziel von 90 Prozent blieb bestehen, kann nun aber zu jedem Zeitpunkt zwischen dem 1. Oktober und dem 1. Dezember erfüllt werden. Darüber hinaus ist unter schwierigen Bedingungen eine Abweichung um zehn Prozentpunkte zulässig. Bei anhaltend ungünstiger Marktlage kann die Europäische Kommission zusätzliche Flexibilität von weiteren bis zu fünf Prozentpunkten gestatten.
Der wirtschaftliche Sinn liegt auf der Hand: Brüssel versucht zu verhindern, dass Energiesicherheit zu einem garantierten Geschenk für Händler wird.
Doch die Lage im August zeigt die Grenzen dieses Ansatzes.
Die Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden warnte bereits im Juli: Um einen Füllstand von 90 Prozent zu erreichen, müsste Europa seine Flüssigerdgasimporte gegenüber 2025 um etwa 13 Prozent erhöhen. Bei unverändertem Importvolumen gegenüber dem Vorjahr erschien ein Niveau von rund 80 Prozent realistischer.
Anfang August wurden die Marktprognosen noch vorsichtiger. Von Reuters zusammengetragene Analystenschätzungen gingen davon aus, dass die Speicher vor dem Winter lediglich einen Höchststand von 67 bis 76 Prozent erreichen könnten.
Das ist keine bloße technische Abweichung von einer schön klingenden Brüsseler Zielmarke mehr.
Es bedeutet eine Verringerung des strategischen Puffers um mehrere Dutzend Milliarden Kubikmeter.
Ein einziger Angriff auf Ras Laffan hat den Weltmarkt auf Jahre verändert
Europas zweites Problem liegt rund fünftausend Kilometer von Brüssel entfernt – in Katar.
Ras Laffan ist das weltweit größte Zentrum für die Produktion von Flüssigerdgas. Nach den iranischen Angriffen im März wurden zwei der 14 Verflüssigungslinien sowie eine Anlage zur Umwandlung von Erdgas in flüssige Kohlenwasserstoffe beschädigt. Saad al-Kaabi, Chef des staatlichen katarischen Energiekonzerns und Staatsminister für Energie, erklärte, dass rund 12,8 Millionen Tonnen jährlicher Flüssigerdgaskapazität ausgefallen seien. Das entspricht etwa 17 Prozent des Exportpotenzials des Landes.
Die voraussichtliche Reparaturdauer der beschädigten Produktionslinien wird auf drei bis fünf Jahre geschätzt. Der jährliche Einnahmeausfall wurde mit rund 20 Milliarden Dollar beziffert. Auch die Exportmöglichkeiten für Kondensat, Flüssiggas, Helium und andere Produkte wurden beeinträchtigt.
Das ist aus zwei Gründen wichtig.
Der erste liegt auf der Hand: Dem Weltmarkt ist ein erheblicher Teil des Angebots verloren gegangen.
Der zweite ist weitaus bedeutender: Der Angriff traf ausgerechnet einen Produzenten, der zu den wichtigsten Quellen des künftig erwarteten Überangebots an Flüssigerdgas werden sollte.
Vor dem Krieg erwartete der Markt eine umfassende Erweiterung des Nordfelds und zusätzliches Angebot aus Katar, parallel zum Ausbau der amerikanischen Kapazitäten. Gerade diese erwartete Welle neuen Flüssigerdgases hatte die Hoffnung auf niedrigere Gaspreise in der zweiten Hälfte des Jahres 2026 und darüber hinaus genährt.
Nun schätzt die Internationale Energieagentur die kumulierten Verluste des potenziellen Flüssigerdgasangebots zwischen 2026 und 2030 infolge des Nahostkonflikts gegenüber der zuvor erwarteten Entwicklung auf rund 140 Milliarden Kubikmeter. Am stärksten werden die Jahre 2026 und 2027 betroffen sein.
Mit anderen Worten: Europa hat es nicht nur mit dem heutigen Defizit zu tun.
Der Krieg hat einen Teil jenes künftigen Gasüberschusses vernichtet, auf den der Markt als Heilmittel gegen hohe Preise gesetzt hatte.
Hormus ist wichtiger als Katar: Europa konkurriert mit Asien um denselben Tanker
Es gibt noch ein weiteres Paradoxon.
Europa selbst war keineswegs der wichtigste Käufer katarischen Flüssigerdgases. Im ersten Quartal 2026 entfielen lediglich 6,6 Prozent der europäischen Flüssigerdgasimporte auf Katar. Im vorangegangenen Winter machten katarische Lieferungen rund 7 Prozent der Flüssigerdgasimporte der EU und nur etwa 4 Prozent der gesamten Erdgasimporte aus.
Warum traf der Krieg Europa dann so hart?
Weil der Gasmarkt global ist.
Vor dem Krieg wurden fast 20 Prozent des weltweiten Flüssigerdgasangebots durch die Straße von Hormus transportiert. Katar und die Vereinigten Arabischen Emirate verfügen praktisch über keine vollwertige Alternative zu dieser Route. Die Internationale Energieagentur beziffert den potenziell blockierbaren Strom auf mehr als 300 Millionen Kubikmeter täglich. Das ist etwa doppelt so viel wie die durchschnittliche Gasmenge, die 2021 durch Nord Stream floss.
Fast 90 Prozent des Flüssigerdgases, das 2025 die Straße von Hormus passierte, war für Asien bestimmt.
Deshalb ist ein unmittelbares europäisches Defizit nur die eine Hälfte der Geschichte.
Wenn China, Japan, Südkorea, Indien und andere asiatische Verbraucher ihre katarischen Lieferungen verlieren, wenden sie sich dem Markt für amerikanisches, afrikanisches und australisches Flüssigerdgas zu.
Genau jenem Gas, das Europa zum Auffüllen seiner Speicher benötigt.
Von März bis Juni gingen die Flüssigerdgaslieferungen aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten gegenüber dem Vorjahreszeitraum um rund 35 Milliarden Kubikmeter zurück. Produzenten außerhalb der Golfregion konnten ihre Förderung um fast 27 Milliarden Kubikmeter erhöhen und damit etwa drei Viertel des Ausfalls kompensieren. Doch selbst das reichte nicht: Die weltweite Flüssigerdgasproduktion sank in diesem Zeitraum um etwa 4 Prozent.
So entsteht Europas neue Abhängigkeit.
Sie heißt nicht Gazprom.
Sie heißt: globaler Preis des letzten verfügbaren Flüssigerdgastankers.
Warum Erdöl den Krieg besser verkraftet als Gas
Die Erdöl- und Gasmärkte reagieren grundlegend unterschiedlich auf die Krise im Nahen Osten.
Für Erdöl existiert ein ausgebautes System strategischer Reserven. Staaten können Hunderte Millionen Barrel auf den Markt bringen und damit Lieferunterbrechungen vorübergehend ausgleichen.
Für Flüssigerdgas gibt es keine vergleichbare globale Reserve.
Gas ist schwieriger zu lagern. Die Infrastruktur ist an bestimmte Terminals gebunden. Für die Produktion von Flüssigerdgas sind riesige Anlagen erforderlich, die nicht innerhalb weniger Monate gebaut werden können. Die Tankerflotte ist begrenzt. Die Umleitung von Ladungen verlängert die Transportwege, erhöht die Frachtraten und verlängert die Lieferzeiten.
Deshalb kann ein Erdölschock teilweise durch Reserven abgefedert werden, während der Gasmarkt bereits eine physische Verknappung um wenige Prozent des Angebots wesentlich schneller in drastische Preissprünge übersetzt.
Die Internationale Energieagentur hatte erwartet, dass neue Vorhaben in Nordamerika, Afrika und Australien im Jahr 2026 fast 50 Milliarden Kubikmeter zusätzliches Flüssigerdgas bereitstellen und bestehende Anlagen mehr als weitere 10 Milliarden Kubikmeter liefern könnten. Doch diese Mengen werden nun nicht mehr benötigt, um den erwarteten Überschuss zu schaffen, sondern um das durch den Nahostkonflikt entstandene Loch zu schließen.
Das ist eine grundlegende Verschiebung.
Vor dem Krieg sollte 2026 den Beginn einer Phase der Entspannung markieren.
Stattdessen wurde es zu dem Jahr, in dem das zusätzliche Angebot kaum noch ausreicht, um die zerstörten Kapazitäten zu kompensieren.
Amerika rettete Europa vor Russland – und erhielt einen gewaltigen Hebel
Der größte Gewinner des europäischen Energieumbaus sind die Vereinigten Staaten.
2021 war amerikanisches Flüssigerdgas lediglich eine von mehreren europäischen Importquellen. Im ersten Quartal 2026 lieferten die Vereinigten Staaten bereits 57,4 Prozent des gesamten von der EU importierten Flüssigerdgases. Nach Angaben der Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden sind die amerikanischen Lieferungen inzwischen zu einem zentralen Bestandteil der europäischen Gasbilanz geworden.
Das bedeutet nicht, dass Washington Flüssigerdgas auf dieselbe Weise als Druckmittel einsetzen kann, wie Moskau seine Pipelineabhängigkeit nutzte. Der amerikanische Markt funktioniert anders: Die Lieferungen erfolgen durch private Unternehmen, zahlreiche Verträge sind flexibel ausgestaltet, und der Handel orientiert sich an kommerziellen Preissignalen.
Der geopolitische Effekt ist dennoch enorm.
Europas Energiesicherheit hängt nun von der amerikanischen Exportpolitik, dem Bau neuer Terminals, dem inländischen Gaspreis am Henry-Gasknotenpunkt, der Verfügbarkeit der Zuleitungspipelines zu den Exportanlagen, dem Wetter im Golf von Mexiko und sogar von Entscheidungen der US-Regierung über Genehmigungen zur Erweiterung der Exportkapazitäten ab.
Nach Beginn der Nahostkrise hat Washington dem Flüssigerdgasterminal Plaquemines bereits eine Erhöhung seiner jährlichen Exportkapazität um rund 4,6 Milliarden Kubikmeter und dem Terminal auf der Elba-Insel eine Erhöhung um etwa 0,8 Milliarden Kubikmeter gestattet.
US-Präsident Trump ist damit zugleich Beteiligter an dem Krieg, der den Energieschock ausgelöst hat, und Staatschef jenes Landes, ohne dessen zusätzliche Lieferungen Europa die Folgen dieses Schocks wesentlich schwerer abfedern kann.
In der Energiegeopolitik sind derartige Paradoxa selten belanglose Zufälle. Sie schaffen Verhandlungsmacht.
Russland verlor den europäischen Markt, erhielt aber die ideale propagandistische Erzählung
In Moskau wird die Entwicklung als Bestätigung einer These betrachtet, die der Kreml seit 2022 wiederholt: Europas Verzicht auf russisches Gas müsse zwangsläufig zu hohen Energiepreisen und zum Verlust industrieller Wettbewerbsfähigkeit führen.
Kirill Dmitrijew, Leiter des Russischen Direktinvestitionsfonds und Sonderbeauftragter des russischen Präsidenten für Investitions- und Wirtschaftskooperation mit dem Ausland, nutzte die Augustdaten zu den Speicherständen, um vor einer neuen europäischen Energiekrise zu warnen und die EU selbst dafür verantwortlich zu machen.
Für die russische Informationspolitik ist dies ein nahezu ideales Bild.
Die wirtschaftlichen Kausalzusammenhänge sind allerdings komplizierter.
Russland ist nicht die unmittelbare Ursache des gegenwärtigen Preissprungs. Die wichtigsten Faktoren sind der Krieg um Iran, die faktische Schließung der Straße von Hormus, die Beschädigung der katarischen Infrastruktur, der Wettbewerb um Flüssigerdgas und extreme Wetterereignisse.
Zudem ist die europäische Infrastruktur heute objektiv widerstandsfähiger als noch vor vier Jahren.
Moskau verfügt jedoch über ein gewichtiges Argument: Der Verzicht auf russisches Pipelinegas hat Europas Empfindlichkeit gegenüber dem globalen Flüssigerdgaspreis tatsächlich erhöht.
Hinzu kommt eine weitere, für Brüssel unangenehme Ironie.
In den ersten fünf Monaten des Jahres 2026 stiegen die Importe russischen Pipelinegases in die EU gegenüber dem Vorjahreszeitraum um 7 Prozent, die Einfuhren russischen Flüssigerdgases sogar um 11 Prozent. Nach Inkrafttreten der ersten Stufe der Beschränkungen nahm der Import russischen Flüssigerdgases im Rahmen zulässiger langfristiger Verträge noch schneller zu. Die Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden führt dies unter anderem auf die Notwendigkeit zurück, den nahezu vollständigen Ausfall katarischer Lieferungen auszugleichen.
Gleichzeitig beabsichtigt die EU, die Einfuhr russischen Flüssigerdgases bis Ende 2026 vollständig einzustellen und später auch die verbleibenden Pipelinegaslieferungen zu beenden, wie es der bereits beschlossene europäische Plan zum Ausstieg aus russischen Energielieferungen vorsieht.
So entsteht eine nahezu surrealistische Konstruktion: Europa nutzt vorübergehend zusätzliche russische Gasmengen, um eine Krise abzufedern, die durch den Verlust katarischer Lieferungen ausgelöst wurde, während es sich zugleich auf rechtlichem Wege den russischen Bezugsweg verschließt.
Politisch ist die Logik Brüssels nachvollziehbar.
Aus Sicht der Gasbilanz für den Winter verringert sie jedoch die Zahl der Ausweichmöglichkeiten genau in dem Moment, in dem der Markt besonders instabil ist.
Hitze erwies sich als nicht weniger gefährlich als Kälte
Es gibt noch einen weiteren Faktor, der das alte saisonale Modell zerstört.
Gas wird traditionell mit dem Heizen im Winter in Verbindung gebracht. Doch im Sommer 2026 wurde die Hitze selbst zu einer Quelle zusätzlicher Gasnachfrage.
Während der Hitzewelle im August waren französische Kernkraftwerke aufgrund hoher Temperaturen und niedriger Wasserstände in den Flüssen mit Einschränkungen konfrontiert. Der mögliche Leistungsrückgang wurde auf bis zu 7,3 Gigawatt geschätzt.
Gleichzeitig lag die Windstromerzeugung in Deutschland zeitweise rund 60 Prozent unter dem saisonüblichen Niveau. Gaskraftwerke mussten einen Teil der Ausfälle kompensieren. Die französischen und deutschen Strompreise für den Folgetag stiegen auf etwa 140 Euro je Megawattstunde und darüber.
Das ist ein entscheidender Punkt.
Der Ausbau der Solar- und Windenergie senkt den durchschnittlichen jährlichen Gasverbrauch. Die Internationale Energieagentur erwartet für 2026 einen Rückgang der europäischen Erdgasnachfrage um mehr als 2 Prozent.
Doch ein geringerer Durchschnittsverbrauch bedeutet nicht zwangsläufig einen niedrigeren Gaspreis in kritischen Situationen.
Wenn mehrere Tage hintereinander kaum Wind weht, die Wasserkrafterzeugung sinkt, Kernkraftwerke ihre Leistung drosseln und die Hitze zugleich den Stromverbrauch von Klimaanlagen erhöht, wird gerade die gasbasierte Stromerzeugung zum entscheidenden Ausgleichsfaktor.
Gas kann einen kleineren Anteil am Energiemix einnehmen und dennoch jener Brennstoff bleiben, der den Preis der letzten benötigten Megawattstunde bestimmt.
Das ist eine der unangenehmsten Besonderheiten der europäischen Energiewende: Der Gasbedarf sinkt schneller als die Abhängigkeit des Strompreises vom Gas.
Die Industrie könnte die Krise verlieren, bevor die Wohnungen kalt werden
Der größte Fehler bei der Diskussion über den Winter 2026–2027 besteht darin, das Problem auf die Frage zu reduzieren, ob genügend Gas zum Heizen der Wohnungen vorhanden sein wird.
Im Basisszenario wird es höchstwahrscheinlich ausreichen.
Europa verfügt über mehr Flüssigerdgasterminals, besser miteinander verbundene Gasnetze, verbraucht deutlich weniger Gas als vor der Krise von 2022 und besitzt ein wesentlich stärker diversifiziertes Versorgungssystem.
Doch eine Energiekrise beginnt nicht zwangsläufig mit leeren Pipelines.
Sie kann mit dem Preis beginnen.
Seit Beginn des Krieges im Nahen Osten hat der Energieschock die Inflation im Euroraum bereits deutlich beschleunigt. Im Mai erreichte sie 3,2 Prozent, wobei die Europäische Zentralbank den Anstieg der Gesamtinflation ausdrücklich mit den höheren Energiekosten in Verbindung brachte.
Für einen privaten Haushalt ist Gas zu 60 Euro unangenehm.
Für die Produktion von Ammoniak, Düngemitteln, Glas, Keramik, Stahl, chemischen Erzeugnissen und Teilen der Nichteisenmetallurgie kann ein solcher Preis die gesamte Wirtschaftlichkeit eines Unternehmens verändern.
Europäische Industrieverbände warnten bereits vor dem gegenwärtigen Krieg davor, dass die Energiekosten in der EU mehr als doppelt so hoch seien wie jene, denen viele Wettbewerber in den Vereinigten Staaten und China gegenüberstehen. BASF, ArcelorMittal, Heidelberg Materials und andere Unternehmen brachten hohe Energiepreise mit der Verlagerung von Investitionen und einer Verschlechterung der Wettbewerbsfähigkeit europäischer Produktionsstandorte in Verbindung.
Gas ist nicht nur Brennstoff, sondern zugleich Rohstoff für die chemische Industrie.
Die Internationale Energieagentur registriert bereits, dass der Gasschock aus dem Nahen Osten auf den Markt für Stickstoffdünger übergreift. Steigende Gaspreise verringern die Auslastung der Ammoniak- und Harnstoffproduzenten in Europa und Asien, während Lieferunterbrechungen aus den Golfstaaten zusätzlichen Preisdruck erzeugen.
So verwandelt sich eine Energiekrise in eine Nahrungsmittelkrise.
Zuerst wird Gas teurer.
Dann Düngemittel.
Danach landwirtschaftliche Erzeugnisse.
Anschließend kehrt der Druck in Form höherer Verbraucherpreise zurück.
Winter 2026–2027: Von teurer Stabilität bis zur echten Krise
Für Europa gibt es nicht nur ein einziges Winterszenario. Es existieren mehrere Entwicklungspfade, deren Unterschiede buchstäblich von wenigen Variablen abhängen.
Das erste Szenario ist beherrschbar.
Der Verkehr durch die Straße von Hormus normalisiert sich schrittweise, die Lieferungen aus den unbeschädigten Produktionskapazitäten Katars und der Vereinigten Arabischen Emirate erholen sich, die amerikanischen Exporte bleiben hoch und der Winter fällt durchschnittlich oder mild aus.
Unter solchen Bedingungen könnten selbst Speicherfüllstände von 70 bis 80 Prozent ausreichen. Europa würde mehr bezahlen als noch im vergangenen Winter erwartet, doch eine physische Versorgungskrise würde ausbleiben.
Das zweite Szenario ist ein teurer Winter.
Die Straße von Hormus funktioniert nur eingeschränkt, die Erholung der katarischen Exporte verläuft langsam und das Wetter fällt kälter als üblich aus.
Das Analysehaus Energy Aspects schätzte den wahrscheinlichen Bereich der Winterpreise bei einer schrittweisen Normalisierung des Marktes auf etwa 60 bis 80 Euro je Megawattstunde.
Das ist nicht das Jahr 2022 mit kurzfristigen Notierungen von mehr als 300 Euro.
Für die europäische Industrie könnten jedoch mehrere Monate mit Gaspreisen von 70 bis 80 Euro wesentlich gefährlicher sein als ein kurzer panikartiger Preissprung. Investitionsentscheidungen werden nicht anhand des höchsten Preises eines einzelnen Tages getroffen, sondern auf Grundlage der erwarteten Energiekosten über Jahre hinweg.
Das dritte Szenario ist ein Belastungsszenario.
Die katarischen Lieferungen bleiben stark eingeschränkt, die Lage in der Straße von Hormus normalisiert sich nicht und der Winter fällt kalt aus.
Bei einer solchen Kombination lassen Modellrechnungen einen durchschnittlichen Gaspreis von etwa 110 Euro je Megawattstunde zwischen November und März sowie einen Rückgang der Speicherstände auf ungefähr 10 Prozent bis zum Ende des Winters zu.
Dann ginge es bereits um eine Drosselung der industriellen Nachfrage, Subventionen, staatliche Notkäufe und zunehmenden politischen Druck auf die Regierungen.
Das vierte Szenario ist eine Kaskadenkrise.
Dafür ist kein einziges gewaltiges Ereignis erforderlich.
Mehrere mittelgroße Störungen reichen aus.
Ein Hurrikan beschränkt die amerikanischen Flüssigerdgasexporte. Ein norwegisches Gasfeld muss außerplanmäßig gewartet werden. Europa erlebt eine längere Phase kalten, bewölkten und windstillen Wetters. Es kommt zu einem neuen Zwischenfall an der Gasinfrastruktur. Die russischen Lieferungen sinken schneller als erwartet. Asien bietet höhere Preise für frei verfügbare Ladungen.
Jedes einzelne dieser Ereignisse wäre für sich genommen verkraftbar.
Treten sie gleichzeitig auf, können sie den Markt in Panik versetzen.
Genau darin besteht das größte Risiko des Winters: nicht in einem einzelnen vorhersehbaren Defizit, sondern in der Korrelation mehrerer voneinander unabhängiger Schocks.
Warum Europa dennoch nicht in das Jahr 2022 zurückgekehrt ist
Panikartige Vergleiche mit 2022 sind politisch bequem, wirtschaftlich jedoch ungenau.
Damals war Europa strukturell von gewaltigen russischen Pipelinegasströmen abhängig und musste praktisch in Echtzeit einen Ersatz für ein wegbrechendes Versorgungssystem schaffen.
Heute existiert dieser Ersatz.
Gasterminals wurden gebaut. Grenzüberschreitende Verbindungen wurden ausgebaut. Die Flussrichtungen innerhalb der EU wurden verändert. Die Importe sind diversifiziert. Der Verbrauch ist niedriger. Die Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie liegt deutlich höher.
Am 13. August wies Reuters auf einen weiteren strukturellen Trend hin: Die gesamte europäische Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie übertrifft 2026 immer häufiger die gasbasierte Stromerzeugung und verkürzt damit die Zeiträume, in denen Gas in der Elektrizitätswirtschaft besonders intensiv eingesetzt werden muss. Die europäischen Wind- und Sonnenenergiekapazitäten haben sich einer Gesamtleistung von 750 Gigawatt angenähert.
Deshalb ist die Wahrscheinlichkeit eines physischen Zusammenbruchs nach dem Muster der schlimmsten Befürchtungen von 2022 heute geringer.
Doch das neue System hat einen anderen Nachteil hervorgebracht.
Die alte Abhängigkeit war konzentriert und offensichtlich.
Die neue ist verteilt und deshalb psychologisch weniger sichtbar.
Europa hängt von Norwegen ab.
Vom amerikanischen Flüssigerdgas.
Vom weltweiten Frachtsystem.
Von der Straße von Hormus.
Von der asiatischen Nachfrage.
Von der Stabilität der Kernenergieerzeugung.
Vom Wind.
Von der Temperatur.
Vom Zustand mehrerer Dutzend Exportanlagen.
Und von der Fähigkeit des Marktes, die Speicher selbst dann zu füllen, wenn dies wirtschaftlich nicht rentabel ist.
Europas größter Fehler: Ein Lieferantenwechsel wurde mit Energieunabhängigkeit verwechselt
Die Debatte über russisches Gas beruht häufig auf einer falschen Alternative.
Auf der einen Seite steht die Behauptung, Europa habe wirtschaftlichen Selbstmord begangen, indem es auf billige russische Energie verzichtete.
Auf der anderen Seite steht die Vorstellung, es reiche aus, russisches Gas durch amerikanisches und katarisches Flüssigerdgas zu ersetzen, damit das Problem der Abhängigkeit verschwinde.
Beide Aussagen sind zu simpel.
Eine Rückkehr zum früheren Modell würde die strategische Abhängigkeit von einem einzigen Lieferanten wiederherstellen, der bereits gezeigt hat, dass er Energieversorgung in ein Instrument der großen Politik verwandeln kann.
Doch der Ersatz dieses Modells durch Flüssigerdgasimporte schafft keine Energiesouveränität.
Er schafft einen wettbewerbsintensiveren und flexibleren Markt, der zugleich teurer und empfindlicher gegenüber globalen Krisen ist.
Der Preis echter Unabhängigkeit wird nicht durch die Nationalität eines Gasmoleküls bestimmt.
Er wird dadurch bestimmt, wie gut eine Volkswirtschaft in einem kritischen Moment ohne dieses Molekül auskommen kann.
Deshalb liegt die wichtigste europäische Antwort auf die Krise nicht nur in neuen Verträgen mit den Vereinigten Staaten, Katar, Algerien oder Norwegen.
Sie liegt in Stromnetzen, Energiespeichern, Kernenergie, der Modernisierung von Heizsystemen, der Energieeffizienz der Industrie, langfristigen Verträgen, Reservemechanismen und einer Gestaltung des Strommarktes, bei der einige wenige teure Gaskraftwerke nicht automatisch den Preis für das gesamte System festlegen können.
Der Krieg um Iran hat offengelegt, was Europa zu früh für ein gelöstes Problem hielt.
Die Abhängigkeit von russischem Gas wurde tatsächlich drastisch reduziert.
Europas Abhängigkeit vom Gas selbst jedoch nicht.
Sie ist lediglich global geworden.
Deshalb lautet die entscheidende Frage für den Winter 2026–2027 inzwischen nicht mehr: Kann Russland Europa das Gas abdrehen?
Auf diese Frage hat Europa weitgehend eine Antwort gefunden.
Die neue Frage ist erheblich komplizierter: Wie viel ist Europa bereit, für Gas zu bezahlen, wenn Deutschland, China, Japan und Südkorea gleichzeitig um denselben Tanker konkurrieren und der Transportweg vom Produzenten zum Abnehmer durch ein Kriegsgebiet führt?
Fällt der Winter mild aus, wird Europa seine energetische Neuordnung höchstwahrscheinlich erneut als Erfolg bezeichnen.
Wird er jedoch kalt und windstill und fällt zugleich mit einem neuen externen Schock zusammen, könnte sich eine unangenehme Tatsache zeigen: Der Kontinent hat genügend Terminals gebaut, um Gas entgegenzunehmen, aber noch kein System geschaffen, das garantiert, dass dieses Gas zu einem Preis verfügbar sein wird, bei dem die europäische Industrie wettbewerbsfähig bleiben kann.
Und das ist erheblich ernster als der prozentuale Füllstand der Speicher.
2022 fürchtete Europa, ohne Gas dazustehen. 2026 besteht das wichtigste Risiko in etwas anderem: Gas wird vorhanden sein, doch sein Preis könnte wirtschaftlich zerstörerisch werden.