Die Internationale Energieagentur hat einen historischen Schritt vollzogen: Ihre 32 Mitgliedsländer beschlossen am 11. März 2026, insgesamt 400 Millionen Barrel Öl aus strategischen Notfallreserven für den Markt verfügbar zu machen. Es ist die größte koordinierte Freigabe in der Geschichte der IEA. Hintergrund sind massive Verwerfungen an den Energiemärkten infolge des Nahostkriegs und der drastisch eingeschränkten Passage durch die Straße von Hormus.

Für Deutschland ist das mehr als nur ein symbolischer Solidaritätsakt. Die Bundesregierung beteiligt sich mit 2,64 Millionen Tonnen beziehungsweise 19,51 Millionen Barrel. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche betonte zugleich, dass Deutschland derzeit keinen physischen Versorgungsengpass habe. Die Freigabe soll also vor allem den Markt beruhigen, Preisspitzen dämpfen und ein Signal senden: Die Industriestaaten wollen einen erneuten Energieschock wie 2022 möglichst früh abfedern.

Warum die Lage diesmal so ernst ist

Die IEA spricht inzwischen von der größten Ölangebotsstörung der Geschichte. Laut ihrem März-Marktbericht dürfte das globale Angebot im März um rund 8 Millionen Barrel pro Tag sinken – nahezu 8 Prozent der weltweiten Nachfrage. Ursache ist vor allem die Blockade beziehungsweise massive Behinderung von Transporten durch die Straße von Hormus, die seit dem 28. Februar 2026 im Zentrum des Konflikts steht. Gleichzeitig haben mehrere Golfstaaten ihre Produktion bereits um mindestens 10 Millionen Barrel pro Tag reduziert.

Warum Hormus so systemrelevant ist, zeigt ein Blick auf die Struktur des Welthandels: Durch die Meerenge liefen 2024 und Anfang 2025 mehr als ein Viertel des weltweiten seeseitigen Ölhandels und rund ein Fünftel des globalen Öl- und Produktverbrauchs. Auch rund ein Fünftel des weltweiten LNG-Handels ging über diese Route. Für Europa ist wichtig: Die direkte Betroffenheit ist geringer als in Asien, weil der größte Teil der Öl- und LNG-Ströme aus der Region nach Asien geht. Dennoch ist Europa über die Weltmarktpreise voll exponiert.

Genau das erklärt, warum Deutschland selbst bei relativ begrenzter direkter Importabhängigkeit mitzieht. Es geht nicht nur um physische Moleküle, sondern um Marktpsychologie, Preisbildung und die Stabilisierung eines global vernetzten Systems. Schon die Ankündigung einer Freigabe kann preisberuhigend wirken, weil sie Händlerinnen und Händlern signalisiert, dass zusätzliche Mengen verfügbar gemacht werden, falls die Krise anhält. Dieses Argument zieht sich auch durch die Kommunikation der IEA und der Bundesregierung.

Historisch, aber kein Allheilmittel

Die IEA-Mitgliedstaaten halten mehr als 1,2 Milliarden Barrel an strategischen Notfallbeständen; zusätzlich existieren rund 600 Millionen Barrel industrieseitige Pflichtbestände unter staatlicher Auflage. Die koordinierte Freigabe 2026 ist erst die sechste in der Geschichte der IEA. Frühere gemeinsame Eingriffe gab es 1991, 2005, 2011 und zweimal 2022. Das allein zeigt, wie außergewöhnlich die jetzige Situation ist.

Gleichzeitig mahnt die IEA selbst zur Nüchternheit: Die Maßnahme ist ein Puffer, aber kein dauerhafter Ersatz für reguläre Lieferströme. In ihrem aktuellen Ölmarktbericht schreibt sie ausdrücklich, dass die Reservefreigabe nur eine Zwischenlösung ist, solange die Schifffahrt durch Hormus nicht verlässlich wieder aufgenommen werden kann. Entscheidend bleiben also Dauer, Intensität und geografische Ausweitung des Konflikts.

Das ist ein zentraler Punkt für Unternehmen. Strategische Reserven können Zeit kaufen. Sie können aber keine längerfristige geopolitische Neuordnung kompensieren. Für energieintensive Industrien bedeutet das: Die aktuelle Entlastung ist hilfreich, ersetzt aber keine robuste Beschaffungs-, Hedging- und Risikostrategie.

Deutschland: Notfallreserve ja – aber parallel Eingriffe an der Zapfsäule

Berlin reagiert nicht nur über die Reservefreigabe. Die Bundesregierung will zudem Tankstellen künftig nur noch eine Preiserhöhung pro Tag erlauben und kartellrechtlich schärfer gegen mögliche marktbeherrschende Effekte im Kraftstoffsektor vorgehen. Katherina Reiche verwies dabei auf den sogenannten „Raketen-und-Federn-Effekt“: Preise steigen schnell bei höheren Rohölkosten, fallen aber bei sinkenden Einkaufskosten oft nur zögerlich.

Interessant ist dabei die internationale Vergleichsebene. Deutschland will sich am bisherigen österreichischen Modell orientieren, bei dem Spritpreise bislang nur einmal täglich erhöht werden durften.

Österreich hat seine Regel angesichts der aktuellen Krise inzwischen sogar weiter verschärft und will Preiserhöhungen nur noch dreimal pro Woche zulassen. Das zeigt, wie stark der politische Druck inzwischen geworden ist, an der Schnittstelle zwischen Großhandel, Raffinerie, Vertrieb und Endverbraucher sichtbare Gegenmaßnahmen zu präsentieren.

Ob solche Maßnahmen dauerhaft stark preisdämpfend wirken, ist offen. Politisch sind sie aber wirksam, weil sie Transparenz schaffen sollen und das Gefühl mindern, internationale Krisen würden im Inland zusätzlich durch opportunistische Margenausweitungen verschärft.

Die EU denkt schon einen Schritt weiter

Parallel zur Ölfrage rückt in Brüssel erneut der Gas- und Strompreis in den Mittelpunkt. Ursula von der Leyen hat vor dem Europäischen Parlament angekündigt, dass die Kommission verschiedene Optionen vorbereitet, um die Belastung durch hohe Energiepreise zu begrenzen. Genannt wurden ein besserer Einsatz von PPAs und Contracts for Difference, Beihilfemaßnahmen sowie die Prüfung einer Subventionierung oder Deckelung des Gaspreises. Hintergrund ist das bekannte europäische Strommarktdesign: Häufig setzt das teuerste noch benötigte Kraftwerk – oft ein Gaskraftwerk – den Strompreis für alle.

Von der Leyen verwies zudem darauf, dass die ersten zehn Kriegstage Europa bereits zusätzliche fossile Importkosten von rund 3 Milliarden Euro verursacht hätten. Gleichzeitig versucht die EU, Versorgungssicherheit nicht durch überharte Regulierung selbst zu gefährden. So will die Kommission laut Reuters die Anwendung neuer Gas-Herkunftsnachweisregeln flexibel handhaben, damit in der aktuellen Lage keine LNG-Lieferungen verzögert oder fehlgeleitet werden.

Damit wird ein Grundkonflikt sichtbar: Europa will einerseits Energiepreise dämpfen, andererseits aber in einem angespannten Weltmarkt genügend Gas anziehen. Genau deshalb ist die Idee eines Gaspreisdeckels hoch umstritten. Norwegen, heute Europas wichtigster Gaslieferant, warnt bereits offen davor. Ein Preisdeckel könne die Nachfrage erhöhen, während das Angebot knapp bleibe – das Problem würde also eher verschoben als gelöst.

Klimapolitik unter Druck – aber nicht automatisch auf dem Rückzug

Mit den steigenden Energiepreisen flammt in Europa auch die Debatte auf, ob Klimaschutzinstrumente wie das EU-ETS vorübergehend abgeschwächt werden sollten. Doch genau hier formiert sich Widerstand. Acht EU-Staaten – darunter Spanien, die Niederlande, Dänemark, Finnland, Luxemburg, Portugal, Slowenien und Schweden – haben die Kommission laut Reuters davor gewarnt, das Emissionshandelssystem auszusetzen oder strukturell zu schwächen. Ihre Begründung: Wer nun zentrale Klimainstrumente beschädigt, bestraft gerade jene Unternehmen, die bereits in Dekarbonisierung investiert haben.

Für die Industrie ist das eine wichtige Botschaft. Auch in einer akuten Versorgungskrise ist nicht automatisch damit zu rechnen, dass CO₂-Kosten oder Dekarbonisierungspflichten einfach verschwinden. Eher zeichnet sich ab, dass Europa versucht, kurzfristige Preisentlastung und langfristige Transformationsziele parallel zu managen – ein schwieriger Spagat, aber politisch derzeit die wahrscheinlichste Linie.

Was heißt das für Unternehmen konkret?

Erstens: Die IEA-Freigabe senkt das Risiko eines sofortigen physischen Schocks, aber nicht das Risiko hoher und volatiler Preise. Zweitens: Die Preisbildung bleibt extrem geopolitisch. Selbst wenn Deutschland direkt weniger exponiert ist als asiatische Länder, reichen globale Verschiebungen von Rohöl- und LNG-Strömen aus, um in Europa Preisniveaus und Beschaffungsrisiken massiv zu verändern. Drittens: Politik und Regulierung werden kurzfristig stärker intervenieren – im Kraftstoffbereich, bei Gasbeschaffung, möglicherweise auch bei staatlichen Entlastungsmechanismen.

Für industrielle Beschaffer bedeutet das in der Praxis: Marktbeobachtung, Szenarioplanung und Flexibilität gewinnen weiter an Bedeutung. Wer Beschaffung noch immer nur als linearen Einkaufsvorgang betrachtet, unterschätzt inzwischen die strategische Dimension. In einem Umfeld, in dem sich geopolitische Ereignisse binnen Tagen in Reservenfreigaben, Kartellrechtsdiskussionen, Gaspreisdebatten und Handelsumlenkungen übersetzen, wird professionelles Risikomanagement selbst zum Wettbewerbsfaktor.

Am 28. und 29. September versammelten sich mehr als 50 Teilnehmer zu den zweiten EINTEC Energietagen im Oktogon, auf dem Gelände des Weltkulturerbes „Zeche Zollverein“. Dabei waren Teilnehmer aus der energieintensiven Industrie, den Industrieverbänden, von Umweltinstituten sowie von Lieferanten und Dienstleistern. An zwei Tagen wurden unter anderem Themen  wie Versorgungssicherheit, wettbewerbsfähige Energiepreise und Klimaschutz, miteinander diskutiert. Eine Abendveranstaltung mit einer Führung durch das Weltkulturerbe „Zeche Zollverein“, rundete den ersten Veranstaltungstag ab. Neben den interessanten Vorträgen wurde auch am Rande und in den Pausen, intensiv miteinander gesprochen, Networking betrieben und die Möglichkeiten einer Veranstaltung in Präsenz ausgekostet.

Die Versorgunssicherheit im Zeichen der Lieferabhängigkeit von russischem Erdgas und Öl ist für die Unternehmen genauso existenziell wie eine bezahlbare Energieversorgung. Aber auch die Transformation der Energiewirtschaft im Zuge der Dekarbonisierung wird die Unternehmen zukünftig weiterhin beschäftigen. Wie gelingt bei Wasserstoff der Durchbruch und welche Auswirkungen hat das für die Unternehmen der unterschiedlichen Branchen? Diese Fragestellungen wurden auf diesen Energietagen mit Experten ausgiebig diskutiert. 

Der Rohölmarkt ist weiterhin geprägt von einem schwachen Angebot. In den USA wird über die Freigabe der strategischen Ölreserven diskutiert. Das ließ die Ölpreise zunächst fallen. Russland liefert aktuell tatsächlich mehr Gas nach Europa, aber die Zertifizierung der Nord Stream 2 wurde durch die Bundesnetzagentur ausgesetzt. China drosselt die Kohleimporte und setzt weiter auf den 

Ausbau der inländischen Kohleminen. Der Kohlepreis stürzte ab. Der Strompreis reagierte, wie in der Vergangenheit oft,  auf die Entwicklungen im Gasmarkt. Der CO2-Preis überschritt die magische Marke von 60 € pro Tonne deutlich und zog auf über 70 € pro Tonne davon. Der Marktbericht steht hier als pdf bereit.

Die letzte Woche war sehr uneinheitlich, aber hat an den Energiemärkten, auf hohem Niveau, für etwas Entspannung gesorgt. Während der Ölpreis, aufgrund der Angebotslage, wieder anstieg, konnten Erdgas, Strom, CO2 und insbesondere Kohle den starken Anstieg stoppen. Die IEA schreibt in ihrem Gasmarktbericht, dass Russland mehr Gas nach Europa liefere, aber vor allem über die Türkei. 

Die chinesische Reformkommission werde bezüglich der Kohlepreise Maßnahmen ergreifen, die einen Preisanstieg stoppen und auch die europäische Kommission hat auf ihrem Gipfel beschlossen, sich die Energiemärkte und insbesondere die Spekulationen genauer anzusehen. Der Marktbericht Commodities KW 43 steht hier zum Abruf bereit.

Im Oktober hat die IEA den „World Energy Outlook 2021“ veröffentlicht. Im Bericht wird beschrieben, dass im Jahr 2020, als die Volkswirtschaften unter den Covid-19-Sperren litten, die erneuerbaren Energiequellen wie Wind- und Solar-PV weiterhin schnell wuchsen und Elektrofahrzeuge neue Verkaufsrekorde aufstellten. Die neue Energiewirtschaft werde demnach elektrifizierter, effizienter, vernetzter und sauberer. Im Energy Outlook wird dargelegt, dass dieser Umschwung das Ergebnis von politischen Maßnahmen und technologischen Innovationen ist, und die Dynamik durch niedrigere Kosten der verschiedenen Technologien aufrechterhalten werden kann. In den meisten Märkten wären Photovoltaik oder Windkraft mittlerweile die günstigste verfügbare Quelle für neue Stromerzeugung. Saubere Energietechnologie werde zu einem wichtigen neuen Bereich für Investitionen und Beschäftigung – und zu einer dynamischen Arena für internationale Zusammenarbeit und Wettbewerb.

Der Bericht zeigt auf, dass die schnelle, aber ungleichmäßige wirtschaftliche Erholung von der Covid-Rezession des letzten Jahres, Teile des heutigen Energiesystems stark belastet hat und aktuell zu starken Preisanstiegen auf den Erdgas-, Kohle- und Strommärkten führt. Trotz aller Fortschritte, die durch erneuerbare Energien und Elektromobilität erzielt werden, erlebe 2021 eine starke Erholung der Kohle- und Ölnutzung. Vor allem aus diesem Grund verzeichne es auch den zweitgrößten jährlichen Anstieg der CO2-Emissionen in der Geschichte.

Die öffentlichen Ausgaben für nachhaltige Energie im Rahmen der Konjunkturpakete hätten nur etwa ein Drittel der Investitionen mobilisiert, die erforderlich wären, um das Energiesystem auf neue Schienen zu bringen, wobei das größte Defizit in den Entwicklungsländern zu finden sei.

Die Erdgasnachfrage steigt in allen Szenarien des „World Energy Outlook“ in den nächsten fünf Jahren mit starken regionalen Abweichungen. Viele Faktoren beeinflussen, in welchem ​​Umfang und wie lange Erdgas einen Platz im Energiemix behalten könne, wenn die Energiewende beschleunigt werde. Dabei sei der Ausblick in den verschiedenen Ländern und Regionen alles andere als einheitlich. Aber auch nach dem Jahr 2030 werde Erdgas global gesehen, ein wichtiger Energieträger bleiben.

Zum ersten Mal geht man in einem World Energy Outlook, in allen untersuchten Szenarien, von einem Rückgang der Ölnachfrage aus, obwohl der Zeitpunkt und die Geschwindigkeit des Rückgangs sehr unterschiedlich gesehen werden.

Die aktuelle Fahrtrichtung sei allerdings weit entfernt von dem im Mai 2021 von der IEA veröffentlichten „Net Zero Emissions by 2050 Scenario“, das einen engen, aber erreichbaren Fahrplan für das 1,5 °C Ziel und auch andere energiebezogene, nachhaltige Entwicklungsziele aufzeigt.

Die OPEC+ hat sich auf eine Anhebung der Fördermenge ab April 2022 geeinigt. Der Rohölpreis Brent verharrte in der letzten Woche auf einem Niveau von knapp 75 $ pro Barrel. Trotz Wartungsarbeiten an der Yamal, waren die Gasflüsse nicht so stark reduziert, wie von Experten erwartet. Der Gaspreis Cal 22 sank auf 25,96 €/MWh. Aufgrund der starken asiatischen Nachfrage stieg der Kohlepreis

in der letzten Woche nochmals deutlich. Das „Fit for 55“ Paket der EU sorgte nur kurzfristig für Turbulenzen beim Strompreis und dem Preis für Emissionszertifikate. Händler meinten aber, dass die Ziele längst eingepreist sind. Der Preis für die beiden Commodities sank in der letzten Woche. Der neue Marktbericht steht hier als pdf bereit.

Das Thema der Woche war der rasant steigende Gaspreis, verbunden mit der Frage wohin die Reise mittelfristig geht. Die LNG-Preise sind in Asien, aufgrund einer hohen chinesischen Nachfrage, gestiegen und auch Indien wird zukünftig die Nachfrage wieder ankurbeln. Beim Rohöl wird auf die Entscheidung der OPEC+ gewartet, ob es zu einer Ausweitung der Produktion kommt.

Da sich die Industrieproduktion auch außerhalb Chinas erholt, wird nach Ansicht von Experten, die Nachfrage nach Kohle weltweit deutlich steigen. Der Strompreis wird weiterhin von den Gas- und CO2-Preisen nach oben gedrückt und der Preis für die EU-Emissionszertifikate stieg letzte Woche nochmals deutlich. Der Marktbericht ist hier abrufbar.

Das Top Thema der letzten Woche war der Start des britischen Emissionshandels, der die Märkte durcheinanderwirbelte. Die Aussicht auf die Aufhebung der Wirtschaftssanktionen gegen den Iran, ließ die Rohölpreise fallen. Die USA haben die Sanktionen gegen die Projektgesellschaft der Nord-Stream-2 aufgehoben, so dass eine baldige Fertigstellung wahrscheinlicher wird.

Der Gaspreis ging in der letzten Woche deutlich nach unten. Die Kohlenachfrage hat sich in diesem Jahr deutlich erholt, weshalb China seine Produzenten aufgefordert hat, die Produktion im eigenen Land deutlich zu erhöhen. Der Strompreis folgte dem gesunkenen Gas- und CO2-Preis. Der Marktbericht ist hier als pdf abrufbar.

Am Rohölmarkt belastete die Sorge, dass die angespannte Corona-Lage in großen Nachfrageländern wie Indien, die Öl-Nachfrage senkt. Beim Erdgas hingegen steht das Angebot im Fokus, denn die Speicherstände sind sehr niedrig und die Pipeline-Kapazitäten begrenzt. Das LNG Angebot bleibt aber weiterhin hoch. Der Kohlemarkt wird aktuell, saisonal bedingt, wegen der steigenden Nachfrage aus Indien, vor der traditionellen Monsunzeit von Juli bis September, gestützt.

Durch die gestiegenen Gas- und CO2-Preise bewegte sich auch der Strommarkt in der letzten Woche nach oben. Beflügelt von den Ankündigungen, des von den USA einberufenen Klimagipfels und den Verschärfungen der EU-Klimaziele, stieg der CO2-Preis wieder auf Rekordhöhe. Der Marktbericht Commodities steht hier als pdf zum abruf bereit.

Die Rohölpreise fielen, weil die jüngsten Entwicklungen der Corona-Krise die Angst am Ölmarkt vor einem Rückgang der Nachfrage, insbesondere im Mobilitätssektor, schüren. Während die Wetterprognosen von einem Kälteeinbruch über die Ostertage ausgehen, sind die Gasspeicherstände auf einem niedrigen Niveau. Chinas Kohlevorräte stehen aktuell unter Druck und sorgten für einen Anstieg

des Kohlepreises. Von Januar bis März produzierten die erneuerbaren Energien nur 40 Prozent des in Deutschland verbrauchten Stroms. Der Anteil der Stromerzeugung auf Basis von Kohle und Erdgas stieg im Vergleich zum Vorjahr deutlich. Der Marktbericht Commodities KW 13 steht hier als pdf zur Verfügung.

Auf der Nachfrageseite treibt die Hoffnung auf konjunkturelle Besserung, gestützt durch Fortschritte bei den Corona-Impfungen und die Aussicht auf weniger Beschränkungen des öffentlichen Lebens die globalen Energie Commodities. Es gab in den vergangenen Tagen allerdings, nach Aussage von Händlern,  keine großen Impulse für die Märkte,

so dass eine eher volatile Seitwärtsbewegung festzustellen war. Das Gasspeicherniveau liegt in Europa 6,1 % unter der saisonalen Norm. Bei einer größeren Gasnachfrage, aufgrund von tieferen Temperaturen, könnte das für steigende Großhandelspreise sorgen. Der Marktbericht ist hier abrufbar.

Die Preise der Energie-Notierungen waren in den letzten beiden Wochen uneinheitlich, aber mit Ausnahme der Kohlenotierungen, nach oben gerichtet. Bei Rohöl spielten die Förderkürzungen der OPEC+ eine Rolle. Das kalte Wetter in Europa beflügelte die Erdgas- und Stromnotierungen.

Aufgrund einer geringeren Nachfrage nach Kohle aus Asien, sanken die Kohlenotierungen. Die Preise für Emissionszertifikate setzen hingegen ihren Höhenflug fort und notierten auf einem All-Time-High bei über 40 € pro Tonne. Der Marktbericht steht hier bereit.

Die Preise der Energie-Notierungen sind in der letzten Woche leicht gestiegen. Gründe dafür lagen in der Hoffnung auf ein baldiges Ende der COVID-Pandemie durch die Impfungen. Allerdings bremsen die neuen Mutationen die Euphorie, denn hierdurch könnte eine globale Ausweitung der Lockdowns noch bevorstehen.

Das kalte Wetter und die Wetterprognosen zeigen in Richtung steigender Notierungen. Bei den Erdgaspreisen wirken zudem die LNG Entwicklungen in Asien, die zu hohen Preisen führen, auch in Europa nach. Der Marktbericht steht hier als pdf bereit

Die Preise der Energie-Notierungen sind in den letzten Tagen etwas gefallen, aber haben einen starken Anstieg hinter sich.  Ein Grund für den leichten Rückgang war der starke US-Dollar. Gerade bei in Dollar notierten Commodities, wirkt sich das Wechselkursverhältnis aus.

Weiterhin werden negative wirtschaftliche Auswirkungen wegen der geplanten, weiteren COVID 19 Lockdown-Maßnahmen , befürchtet.  Bei den Erdgaspreisen wirken die LNG Entwicklungen in Asien, die zu hohen Preisen führen, auch in Europa  nach. Der Marktbericht steht hier als pdf bereit.

Zum Ende des ausgelaufenen  Jahres 2020 wurden die Energiemärkte von dem Brexit Deal und einer Hoffnung auf ein Ende der COVID 19 Krise, durch das Anlaufen der Impfungen beeinflusst. Dennoch werden die weiteren,  weltweiten

Lockdowns auch im neuen Jahr das Wirtschaftsleben und somit auch die Energiepreise  beeinflussen. Corona Hilfsprogramme für die Wirtschaft werden im Fokus stehen. Der Marktbericht steht hier zum Download als pdf bereit.

Die KW 48 war geprägt von der Hoffnung, dass die Covid19 Pandemie durch den Impfstoff im nächsten Jahr gebändigt werden könnte. Das wirkt am längeren Ende positiv auf die Preise, aber die aktuellen regionalen Lockdown Maßnahmen in einigen Ländern wirken dagegen.

Ein Blick auf den europäischen Stromverbrauch zeigt, dass vor allem Frankreich aktuell mit einem Absatzminus von 14 Prozent und Spanien mit minus elf Prozent gegenüber dem Vorjahr deutlich unter der Corona-Krise leiden. Der Bericht steht hier als pdf zum Download bereit: Marktbericht Commodities KW 48

Die letzten Wochen waren geprägt von der US-Wahl, die bis heute deutliche Wellen schlägt, denn Präsident Trump will den Wahlsieg von Joe Biden nicht anerkennen. Das wirkte dann auch belastend auf die Notierungen der Commodities. In die gleiche Richtung zielten die erneuten, weltweiten COVID 19 Lockdowns. Am 13. November wurden weltweit 628.000 COVID 19 Neuinfektionen gemeldet.

Die Nachricht von einem bald wirksamen Impfstoff konnte die Märkte hingegen positiv beflügelte, aber nur kurzzeitig. Mit dem Marktbericht Commodities wird in regelmäßigen Abständen das Marktgeschehen der wichtigsten energierelevanten Märkte wiedergegeben. Der Bericht steht hier als pdf zum Download bereit: Marktbericht Commodities KW 46

Mit unserer Analyse möchten wir die mittelfristigen Auswirkungen der COVID-19 Pandemie auf die globalen Gasmärkte aufzeigen. Die Internationale Energie Agentur (IEA) hat ihre diesjährige Prognose im Gas 2020 Report angepasst, um die Effekte von Covid-19 zu berücksichtigen.  Das führt dazu, dass der erwartete weltweite Erdgasbedarf im Jahr 2025 bei 4.370 Mrd. m³ pro Jahr liegt, was einer durchschnittlichen jährlichen Wachstumsrate von 1,5% pro Jahr für den Zeitraum 2019-25 entspricht.

Auch wenn die Nachfrageverluste des Jahres 2020 im Jahr 2021 nach Ansicht der IEA ausgeglichen werden, hat die Covid-19-Krise länger anhaltende Auswirkungen auf das Wachstum der Erdgasnachfrage. Dies führt im Prognosezeitraum zu einem Wachstumsverlust von rund 75 Mrd. m³ / Jahr.

Der IEA Ausblick zeigt, dass Asien der Haupttreiber des globalen Nachfragewachstums bleibt, wobei China, Indien und das aufstrebende Asien zusammen mehr als die Hälfte des Nettozuwachses im Zeitraum 2019-25 ausmachen. China leistet den größten Beitrag, wobei der Industriesektor dominiert. Das Wachstum Indiens wird nach 2020 durch eine Kombination aus unterstützender Regierungspolitik und verbesserter Infrastruktur angetrieben, während die sonstige asiatische Nachfrageausweitung vom Energiesektor abhängt, u.a. wird das durch den Bau von 15 GW gasbefeuerter Erzeugungskapazität in dieser Region unterstützt.

Der Gasverbrauch in Nordamerika wächst im Prognosezeitraum nur um 0,4% pro Jahr, was hauptsächlich auf das Wachstum des Industrieverbrauchs in den USA zurückzuführen ist. Der mexikanische Gasverbrauch wächst durch neue gasbetriebene Stromerzeugung jährlich um 1,3%. Die kanadische Nachfrage wächst jährlich mit ähnlichen Raten, was hauptsächlich auf einen Anstieg des industriellen Verbrauchs für Prozessenergie und die Verwendung als Rohstoff zurückzuführen ist. Trotz des kanadischen Ausstiegs aus der Kohle sieht die Prognose ein begrenztes Wachstum der gasbetriebenen Stromerzeugung wegen des Anstiegs der erneuerbaren Energieerzeugung vor.

Die europäische Gasnachfrage wird voraussichtlich im Prognosezeitraum stabil bleiben. Im Energiesektor schafft der schrittweise Ausstieg aus über 50 GW Kern-, Kohle- und Braunkohlekraftwerkskapazität zusätzlichen Marktraum für Gaskraftwerke.

Das Wachstum wird jedoch durch den raschen Ausbau der erneuerbaren Energieerzeugung begrenzt, der mittelfristig um fast 30% zunehmen wird. Die Erdgasnachfrage in der Industrie dürfte sich wieder auf das Vorkrisenniveau erholen, während das weitere Wachstumspotenzial begrenzt bleibt. Die Erdgasnachfrage in Eurasien wächst zwischen 2019 und 2025 um 0,5% pro Jahr, was durch die bescheidenen wirtschaftlichen Wachstumsaussichten der Region und die bereits sehr hohe Gasintensität dieser Volkswirtschaften begrenzt wird. Allein der Industriesektor wird fast die Hälfte des zusätzlichen Gasbedarfs ausmachen, der hauptsächlich von Chemikalien und Düngemitteln getragen wird und von den relativ niedrigen Gaskosten in der Region profitiert. Der Eigenverbrauch der Energiewirtschaft wird voraussichtlich um durchschnittlich 3% pro Jahr steigen.

Die Gasnachfrage im Nahen Osten steigt um fast 100 Mrd. m3 / Jahr und erreicht bis 2025 fast 660 Mrd. m³ / Jahr. Die größten Zuwächse kommen aus dem Iran und Saudi-Arabien (bis zu 70% des Gesamtverbrauchsanstiegs), unterstützt durch die wachsende Verfügbarkeit von Inlandsangeboten . Mehr als 60% des Anstiegs der Nettonachfrage in der Region entfallen auf den Strom- und Wasserentsalzungssektor.

Der Erdgasverbrauch in Mittel- und Südamerika wird im Prognosezeitraum voraussichtlich um durchschnittlich 0,6% pro Jahr bis 2025 auf etwa 5 Mrd. m3 / Jahr steigen. Das Nachfragewachstum wird vom Energiesektor angeführt. Das Wachstum ist mit einer jährlichen Rate von 1,1% von wachsender Stromnachfrage und Kraftstoffumstellung getrieben.

Der afrikanische Erdgasverbrauch wächst um durchschnittlich 3,3% pro Jahr und erreicht 2025 fast 195 Mrd. m3. Er wird weiterhin hauptsächlich durch den Bedarf an Industrie- und Stromerzeugung in den wichtigsten nordafrikanischen Märkten Algerien und Ägypten bestimmt, gefolgt von Nigeria. Die Entwicklung der Inlandsproduktion in westafrikanischen Ländern treibt die Subregion an, die eine durchschnittliche Wachstumsrate von 6% pro Jahr (ohne Nigeria) verzeichnet. Die Gesamtgröße des Marktes bleibt jedoch im Jahr 2025 auf etwa 14 Mrd. m3 pro Jahr begrenzt.