Das neue Jahr beginnt mit zwei Paukenschlägen in einer Phase, in der geopolitische Re-Justierungen und winterliche Realitäten an den Fundamenten der Energiemärkte kratzen. Politische Brüche erzeugen Unsicherheit; Temperaturen zwingen die Infrastruktur. „Die Gasspeicherfüllstände verlaufen auf einem historischen Tief“, sagt INES-Geschäftsführer Sebastian Heinermann. Vor diesem Hintergrund versammeln sich zwei Fragen: Welche Bedeutung haben jüngste internationale Konflikte? Und reicht das Gas, wenn sich Kälte in die Gasspeicher bohrt?
Der Angriff auf Venezuela ist ein Beispiel für politische Aggression ohne unmittelbar physische Wirkung auf die globale Ölversorgung. Ursache der fehlenden preistreibenden Effekte: Trotz großer Ölvorkommen weist das südamerikanische Land keine signifikanten Exportvolumina auf. Zwar stiegen die Mengen nach dem Tief von 0,5 MBPD (2020) auf aktuell rund 1 MBPD (= 1.000 Barrel pro Tag), liegen damit jedoch deutlich unter den einstigen rund 2,5 MBPD. Vor dem Hintergrund eines globalen Bedarfs von etwa 100 MBPD sind Venezuelas Exportvolumina nicht ausreichend, um allein Knappheitssignale in Europa auszulösen. Mittelfristig sind sowohl Produktionssteigerungen (etwa durch Sanktionen, die Trump bereits ankündigte und Venezuela zu Pflichtverkäufen an die USA zwingen) als auch weitere Rückgänge denkbar - Unsicherheitsfaktoren, die die Risikobilanz verschieben, deren Folgen sich aber in Grenzen halten.
Ganz im Gegensatz zur Situation im Iran, dessen Bevölkerung auf den Straßen gegen das Regime protestiert. Auf den Märkten wächst entsprechend die Sorge um das Öl-Angebot. Der Iran ist das viertgrößte OPEC-Mitglied und fördert aktuell rund 3,2 MBPD. Globale Konfliktsituationen haben immer einen Einfluss auf die Energiemärkte – einige Expertinnen auf dem Gebiet imperialistischer Geopolitik betonen gar eine Kausalität insofern, dass der Energiehunger eine der wichtigsten Ursachen für Kriege darstellt – aktuell zeigen sich die Fundamentalfaktoren aber robust. Signifikante Folgen erkennen wir momentan nicht und dennoch ist Vorsicht geboten, schließlich sind externe Faktoren seit Jahren hauptausschlaggebend für große, kurzfristige Preisveränderungen.
Thermisch ist die Lage ebenso klar belastet, der kalte Januar hinterlässt deutliche Spuren: In Nordwesteuropa liegen die Temperaturen deutlich unter der Norm; die EU-Gasspeicher werden derzeit mit etwa 6 TWh pro Tag entleert. Unterschiedliche Analysen sehen die Saisonendstände auf Pfaden zwischen rund 20 % und 35 % Speicherauslastung; der Tiefststand wurde 2021 mit etwa 29 % referenziert. Extreme Marktstimmen – u.a. EWE-Chef Stefan Dohler - warnen, dass bei einer Fortsetzung der hohen Entnahmeraten im Extremfall Ende März Restfüllstände um fünf Prozent möglich erscheinen ließen - zugleich wird dieses Szenario als eher unwahrscheinlich angesehen, weil zusätzliche Mengen bei niedriger Gaspreissituation beschaffbar sind.
Diese Beschaffbarkeit ist kein abstrakter Trost, sondern Ergebnis sichtbarer Infrastrukturveränderungen: Deutschlands LNG-Terminals lieferten 2025 rund 106 TWh (etwa zehn Prozent der Importe) und bieten nach BMWE-Angaben saisonal eine Deckung von bis zu 16 % der Nachfrage. Norwegen bleibt mit einem Anteil von 44 % der wichtigste Lieferant; weitere Partner sind die Niederlande (24 %) und Belgien (21 %). Diese Kapazitäten reduzieren die Abhängigkeit allein von Speicherpuffern und erhöhen die Fähigkeit, kurzfristig zu reagieren. Die Gasspeicherstände sind somit in den EU-MS mit LNG-Terminals und für deren Nachbarn mit hohen Leitungskapazitäten als Knappheitssignal nicht mehr so bedeutend wie in den letzten Jahren. In diese Kerbe schlägt auch Bundesnetzagentur-Präsident Klaus Müller: „Die winterlichen Witterungsverhältnisse bereiten uns bei der Gasversorgung keine Sorgen, Deutschlands Versorgungssicherheit ist aktuell gewährleistet.“
Die Marktpreise spiegeln diese Kombination aus physischer Anspannung und verfügbarer Flexibilität: Seit Dezember 2025 notiert der TTF für das laufende Jahr deutlich unter 30 EUR/MWh; Kontrakte bis Ende 2026 liegen ebenfalls klar darunter. Sichtbar erhöhte LNG-Verfügbarkeit - in der Größenordnung von etwa 240 TWh gegenüber der Vorperiode - und fallende US-Preise haben Preisdruck erzeugt. Für private Letztverbraucher manifestiert sich dies in einem Jahresvergleich mit mehr als zehn Prozent niedrigeren Energiepreisen; CO₂-Kosten in D/A bleiben mit 55–65 EUR/t nur eine marginale Zusatzwirkung von deutlich unter 2 EUR/MWh.
Die nüchterne Antwort auf die zweite Leitfrage ist damit ambivalent: Rein nach den vorliegenden Daten reicht das Gas aktuell - unter der Bedingung, dass die Marktmechanismen funktionieren und zusätzliche Mengen mobilisiert werden können. Gleichzeitig ist die Toleranz des Systems gegenüber weiteren Störungen gesunken: Speicherstände sind geringer, die Entnahmeraten hoch, und geopolitische Variablen bleiben asymmetrische Risiken. Versorgungssicherheit heute bedeutet mehr Elastizität in Beschaffung und Logistik als rein physische Reserven.
Blicken wir zuletzt auf die Preisbewegungen auf den Energiemärkten. In der zweiten Januar-Woche mittelte der deutsche Spot-Markt bei 112,48 EUR/MWh. Seit Weihnachten sind drei große Entwicklungen mit Einfluss auf den Strompreis zu erkennen:
Der erste, eindeutigste und aktuell wichtigste Trend betrifft CO2. Hier ist seit September ein kontinuierlicher Aufwärtskorridor zu sehen, der stark von spekulativer Seite getrieben ist. So ist die Summe der spekulativen Long-Position von rd. 30 Mio. t (August 2025) auf aktuell 115 Mio. t gestiegen. Insbesondere in den letzten Wochen wurde die Nachfrage zusätzlich vom Strommarkt unterstützt, da die kalten Temperaturen zu einem hohen Einsatz fossiler Kraftwerke führten. Zumindest aus dem Strommarkt kommt nun laut Prognosen etwas Erleichterung. Die Temperaturen sollen im Januar in den kommenden Tagen in weiten Teilen Europas wieder über die Norm steigen und auch das Windaufkommen steigt wieder an. Entscheidender: Ab wann lösen die spekulativen Akteure ihre Positionen auf? Eine (vorsichtige) Vermutung von unserer Seite: Auch wenn es jetzt wärmer wird, ist der Winter noch nicht vorbei. Spätestens aber, wenn sich der Frühling abzeichnet und die Nachfrage nach CO2 aus dem Strommarkt nicht nur temperaturbedingt, sondern auch saisonal abnimmt, werden spekulative Akteure ihre Positionen abverkaufen.
Zweitens: Der Spot-Gaspreis hat sich von seinem Tiefpunkt (THE: 27,76 EUR/MWh) von Mitte Dezember leicht erholt. Seitdem handelt er aber wenig volatil um die 31 EUR/MWh-Marke. Gleichzeitig handelt Kohle (Frontmonat API2) deutlich unter 100 USD pro Tonne. Alles in allem bewegen sich die zur Stromerzeugung benötigten fossilen Commodities also ohne große Aufregung.
Der dritte Trend betrifft die Erneuerbaren-Erzeugung, insbesondere Wind- und Laufwasserkraft: Nachdem die Monate Oktober und November bezüglich der Winderzeugung etwas schwächelten, erhöhte sich die Produktion seit Dezember deutlich. Für den bisherigen Winter liegen wir damit im Vergleichszeitraum aktuell 13% über dem 5-Jahres-Durchschnitt. Gegenteilig gestaltet sich hingegen die Entwicklung in der Laufwasserkraft. Die Erzeugung im Alpenraum war in den letzten Wochen kontinuierlich rückläufig und nun bereits die zweite Woche deutlich unter der saisonalen Norm.
Was bleibt am Ende? Die Gasversorgungssicherheit ist trotz Kältewelle vorerst nicht gefährdet. Die hohe LNG-Versorgungslage gleicht den theoretischen, temperaturbedingten Preisanstieg aus: Die Gaspreise verlaufen seitwärts. Gleichzeitig ist die globale Ölversorgung noch moderat getroffen durch die internationalen Spannungen im Iran und in Venezuela. Auf den Strommarkt wirkt eine für die Saison außergewöhnliche Erneuerbaren-Produktion und neutralisiert die hohen CO2-Preise.
Wir warten auf Signale und wünschen allen Lesenden einen guten Start ins neue Jahr.
Ihr Felix Diwok
Für das Team der Inercomp