Das Gas-Problem

Auch wenn die Speicherstände niedrig sind, dürfte das Gas nicht knapp werden. Das wirkliche Problem sind die Preise – vor allem in Zukunft. Unternehmen sollten vorsorgen.

Und wieder schaut Deutschland gebannt auf die Füllstände seiner Gasspeicher. Die sind so niedrig wie seit 15 Jahren nicht; nicht einmal 2022, als nach dem Ende der russischen Gaslieferungen die Sorge vor Gasknappheit das Land umtrieb. Zwar hat die Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche Anfang September mit den bundeseigenen Unternehmen Uniper und SEFE vereinbart, die Füllstände auf etwa 70 Prozent anzuheben. Doch die ursprüngliche Vorgabe von 80 Prozent für die meisten Speicher zum Stichtag 1. November ist wohl nicht mehr zu erreichen. Dafür hätte deutlich früher deutlich mehr Gas eingekauft werden müssen. Lange hatten die Großhändler, die für die Bevorratung zuständig sind, gedacht, sie könnten wie in den Vorjahren im Sommer relativ günstig einkaufen, einspeichern und dann im Winter teurer verkaufen. Wegen der Blockade der Straße von Hormus blieben die Preise aber seit dem Frühjahr erhöht. Dennoch gibt die Bundesnetzagentur Entwarnung: Die deutschen LNG-Import-Terminals sind nicht ausgelastet, am Weltmarkt gibt es ausreichend Gas. Die Frage ist nur: zu welchem Preis?

„Insgesamt ging die Produktion der energieintensiven Branchen von Ende 2021 bis Mitte 2026 um fast 20 Prozent zurück.“

Eric Heymann,
Deutsche Bank Research

So dramatisch wie noch vor vier Jahren wird es auch bei den Preisen voraussichtlich nicht werden. Damals lagen die Großhandelspreise zeitweise bei mehr als 300 Euro je Megawattstunde, Mitte September 2026 – vor Beginn der Heizsaison – lagen sie bei 80 Euro/MWh (TTF-Future). Das liegt nicht allein daran, dass Deutschland in Rekordtempo LNG-Terminals aufgebaut und damit die Bezugskanäle für Gas erweitert hat. „Deutschlands Industrie ist auch nicht mehr die von 2022“, erklärt Eric Heymann von Deutsche Bank Research. „Manch ein Großabnehmer ist vom Markt verschwunden, andere haben ihre Verbräuche angepasst.“

2022 war der Erdgasverbrauch der Industrie wegen der hohen Kosten gegenüber dem Vorjahr um rund 17 Prozent zurückgegangen. Nach einem weiteren Rückgang im Folgejahr hat sich der Verbrauch seit 2024 zwar wieder erholt – kommt aber nicht über das schwache 2022er-Krisenniveau. Das liegt auch daran, dass es der Industrie gelungen ist, ihre Gaseffizienz seit 2021 um ein Viertel zu verbessern – vor allem durch Effizienzsteigerungen und Substitution, schreibt der Internationale Währungsfonds (IWF). Allerdings entfiel ein Drittel der Einsparungen auf die Verschiebung der Produktion in Branchen ohne hohen Energiebedarf. „Insgesamt ging die Produktion der energieintensiven Branchen von Ende 2021 bis Mitte 2026 um fast 20 Prozent zurück“, sagt Heymann.

Unklar ist, wie weit die Industrie den Gasverbrauch ohne Produktionsrückgang weiter senken könnte. Lösungen wie die Substitution von Gas durch ölbasierte Alternativen wie 2022 wären in diesem Jahr wenig attraktiv: Der Ölpreis ist ähnlich stark gestiegen wie der Gaspreis. Der höhere Gaspreis dürfte zu einem Nachfragerückgang führen – ausgerechnet jetzt, da die deutsche Industrie wieder Schwung gewonnen hat. Mit einer „Demand Destruction“ wie 2022/23 rechnen die Wirtschaftsinstitute nicht. Doch DIW, ifo und das Kiel Institut sehen die hohen Energiepreise Anfang September als Konjunkturdämpfer. Das DIW hatte seine Gaspreisannahme zuletzt deutlich angehoben; der Jahresdurchschnitt könnte demnach bei 50,4 Euro je MWh liegen – gegenüber 36,3 Euro je MWh im Vorjahr.

„Finanzielle Absicherungslösungen bieten die Möglichkeit, Laufzeiten und Volumina flexibel an die jeweilige Risikosituation anzupassen.“

Lukas Lambrecht,
Deutsche Bank

Der Verband der Chemieindustrie VCI erwartet für das Gesamtjahr einen Produktionsrückgang von 1,5 Prozent; die Kapazitäten sind nicht einmal zu drei Vierteln ausgelastet. Es wird der Industrie schwerfallen, Preissteigerungen direkt an ihre Kunden durchzureichen. Dabei war noch im zweiten Quartal 2026 die chemisch-pharmazeutische Produktion um 2,4 Prozent gestiegen. Dies könnte nun ein einmaliger Sondereffekt gewesen sein, weil Lieferengpässe bei Wettbewerbern in Asien und speziell in der Golfregion infolge des Nahostkonflikts die Nachfrage nach Europa verlagert hatten.

Das wahre Ausmaß der wirtschaftlichen Auswirkungen dürfte aber erst verzögert sichtbar werden, weil die gestiegenen Großhandelspreise bei vielen Unternehmen nicht sofort ankommen. Größere Abnehmer verfolgen im Gaseinkauf häufig eine Tranchenstrategie: Ein Teil des benötigten Kontingents ist preisfixiert, ein Teil bleibt offen. Der offene Teil wird dann über Spot- oder indexierte Verträge beschafft, deren Preise sich mit dem Markt bewegen. So reduzieren die Unternehmen ihre Preisempfindlichkeit. Mit Optionen können sie zudem Preisober- und -untergrenzen definieren. Lukas Lambrecht, Hedging-Experte aus dem Firmenkundenbereich der Deutschen Bank, rät darum auch in dieser Situation: „Unternehmen können sich gegen Preisschwankungen im Gasmarkt vor allem durch einen strukturierten Umgang mit Preisrisiken rüsten. Unsere Erfahrung zeigt, dass sich ein regelbasierter Ansatz bei der Absicherung häufig bewährt, da er die Abhängigkeit von kurzfristigen Marktbewegungen reduziert und die Planbarkeit von Energiekosten erhöht. Finanzielle Absicherungslösungen bieten dabei die Möglichkeit, Laufzeiten und Volumina flexibel an die jeweilige Risikosituation anzupassen.“

Der Großverbraucher Covestro sichert beispielsweise einen Teil des Erdgas- und Strombedarfs seiner deutschen Standorte mit einem rollierenden Zeithorizont von 18 Monaten über Fixed-for-Floating-Swaps ab. Für die Ende 2025 als Cashflow-Hedges bilanzierten Erdgas-Swaps nennt das Unternehmen einen durchschnittlichen Sicherungspreis von 35 Euro/MWh. Auch BASF nutzt Gas-Swaps zur Preisabsicherung. Für einen Teil dieser Geschäfte weist der Konzern zum Jahresende 2025 einen durchschnittlichen Sicherungspreis von 29,47 Euro/MWh aus. Die zugehörigen Zahlungsströme werden laut Geschäftsbericht grundsätzlich 2026 ergebniswirksam. Mitte Juli 2026 hob BASF seine Prognose für das EBITDA vor Sondereinflüssen an.

Evonik wiederum kauft Energie sowohl am Termin- als auch am Spotmarkt ein und setzt auf mehrjährige Beschaffungsstrategien sowie Fixpreispositionen. Dazu veröffentlicht das Unternehmen ausgesuchte Angaben: Für Gas-Derivate zur Absicherung der Stromerzeugung bei SYNEQT nennt der Halbjahresbericht 2026 einen durchschnittlichen Sicherungspreis von 36,34 Euro/MWh bei einem gesicherten Volumen von vier Millionen MWh. Wie groß der abgesicherte Anteil am gesamten Gasbedarf und der Anteil der Spotbeschaffung sind, lässt sich daraus allerdings nicht ableiten. LANXESS hatte Ende 2025 für einen Teil seines deutschen Bezugsportfolios Absicherungen bis 2028 im Bestand. Außerdem kommen Preisgleitklauseln zum Einsatz, mit denen das Chemieunternehmen gestiegene Rohstoff- und Energiekosten an seine Kunden weitergeben kann

Kleine Gewerbebetriebe haben mit ihrem Gaslieferanten – oft das lokale Stadtwerk – häufig einen Festpreis für eine fixe Vertragslaufzeit von häufig einem Jahr vereinbart. Größere Betriebe beschaffen ihren Gasbedarf teils in Quartalstranchen; so entsteht ein Dämpfungseffekt. Und es gibt auch Mittelständler, deren Gasliefervertrag weitgehend börsenindexiert ist. Solche Unternehmen sollten in ihrer Produktion so flexibel sein, dass sie den Gasbedarf je nach Preisentwicklung anpassen können.

Bei preisfixen Jahresverträgen schlägt der gestiegene Großhandelspreis daher erst mit einem Zeitverzug auf den vereinbarten Arbeitspreis durch wenn rollierend neue Jahresverträge geschlossen werden. Ähnlich sieht es für andere Absicherungsstrategien aus: Tranchen mit günstigen Preisen müssen sukzessive durch Tranchen mit höheren Preisen ersetzt werden. Welche Preissicherungsstrategie letztlich die günstigste ist, hängt von der weiteren Preisentwicklung ab. Spotmarkt-Käufer spüren weitere Preisanstiege zuerst – profitieren aber auch schneller von Preissenkungen als andere. Je länger die Preise auf dem aktuellen Niveau verbleiben, desto stärker könnten sich die Beschaffungskosten unterschiedlicher Strategien annähern, denn auch mit Absicherungsinstrumenten wird es schwieriger, niedrige Preise zu fixieren.

Angesichts der geopolitischen Unsicherheiten ist die weitere Gaspreisentwicklung schwierig einzuschätzen. Auch die Temperaturen im Winter, wenn die Privathaushalte mit Gas heizen, werden die Nachfrage und damit die Preise beeinflussen. Die Strategie des Bundeswirtschaftsministeriums, sich mit dem Kauf von Long-Term-Options (LTOs) den Zugang zu Gasmengen zu sichern, dürfte vor allem das Versorgungsrisiko senken. Extreme Preisspitzen im Knappheitsfall könnten dadurch weniger wahrscheinlich werden. Allerdings könnte der zusätzliche Anreiz zur Bevorratung die Nachfrage zumindest kurzfristig sogar erhöhen.

Trotz aller Absicherungsinstrumente sollten Unternehmen allerdings nicht versäumen, regelmäßig zu prüfen, wie sich die technische Abhängigkeit von preisschwankungsanfälligen Energieträgern weiter reduzieren lässt. Gaspreisabsicherung ist damit nicht nur eine Aufgabe der Finanzabteilung, sondern auch der Produktionsverantwortlichen.