In Indien steigt vor dem Hintergrund eines akuten Mangels an Flüssiggas die Nachfrage nach traditionellen Brennstoffen, insbesondere nach Brennholz und getrocknetem Kuhdung.
Auslöser der Krise war der Zusammenbruch der LPG-Lieferungen durch die Straße von Hormus vor dem Hintergrund des Krieges im Nahen Osten. Reuters und andere Medien berichten, dass Indien, wo etwa 65 % des Brennstoffs für die Zubereitung von Mahlzeiten von Importen abhängt, mit einem der schwerwiegendsten Gasprobleme der letzten Jahrzehnte konfrontiert ist und die Behörden bereits den industriellen Verbrauch eingeschränkt haben, um Haushalte vorrangig zu versorgen.
Vor dem Hintergrund der Knappheit berichten indische Medien, dass ein Teil der Haushalte und Kleinunternehmen wieder auf günstigere und leichter verfügbare Brennstoffe zurückgreift. So schreibt die Times of India über die Umstellung auf Kohle, Brennholz und Kerosin in Jamshedpur, während Bloomberg auf steigende Verkaufszahlen bei Biokraftstoffen hinweist.
Nach Angaben der Times of India sahen sich gewerbliche Verbraucher in einer Reihe indischer Städte mit einem starken Preisanstieg bei LPG konfrontiert, und die Lieferungen wurden entweder gekürzt oder flossen teilweise auf den Schwarzmarkt. Dies hat bereits zu steigenden Kosten in Restaurants, Bäckereien und im Einzelhandel geführt, und ein Teil der Unternehmen war gezwungen, nach Alternativen zu Gas zu suchen.
Im Jahr 2025 verbrauchte die Bevölkerung 7,6 Mrd. Kubikmeter oder 36 % der in der Ukraine insgesamt verbrauchten 21 Mrd. Kubikmeter Erdgas, teilte das Analysezentrum DIXI Group unter Berufung auf Daten von Energy Map mit.
„An zweiter Stelle steht das Segment Industrie und sonstige Verbraucher mit 5,0 Mrd. Kubikmetern (24 %)“, hieß es aus dem Zentrum.
Die Fernwärmeunternehmen, die Wärme für die Bevölkerung erzeugen, verbrauchten ihrerseits 3,9 Mrd. Kubikmeter Gas (18 %), während die Fernwärmeunternehmen, die andere Verbraucher, insbesondere staatliche Einrichtungen, versorgen, 2,5 Mrd. Kubikmeter (12 %) verbrauchten.
Weitere rund 2 Mrd. Kubikmeter (10 %) entfallen auf Verluste – ein berechneter Wert, der als Differenz zwischen dem Bruttogasverbrauch und der Summe des Endverbrauchs aller Verbraucherkategorien definiert ist.
Nach Angaben der DIXI Group sank der Bruttogasverbrauch im vergangenen Jahr im Vergleich zu 2024 um 4 % und im Vergleich zu 2021 um 31 %. Dabei stieg der Gasverbrauch der Fernwärmeunternehmen für den Bedarf der Bevölkerung (+17 %) sowie der Verbrauch der Bevölkerung selbst (+6 %). Gleichzeitig sank der Verbrauch der Fernwärmeunternehmen für andere Verbraucher um 16 % und der der Industrie sowie anderer Verbraucher um 12 %.
Im Vergleich zu 2021 hat sich der Gasverbrauch der Industrie und anderer Verbraucher mehr als halbiert (-54 %). Ebenfalls zurückgegangen ist der Gasverbrauch der Fernwärmeunternehmen für die Bevölkerung (-24 %) sowie der Verbrauch der Bevölkerung (-12 %). Demgegenüber stieg der Gasverbrauch der Fernwärmeunternehmen für andere Verbraucher um 47 %.
Wie Serbian Economist berichtet, hat Aserbaidschan seine Bereitschaft bekundet, Montenegro beim Anschluss an die Transadriatische Pipeline (TAP) zu unterstützen, erklärte der Staatssekretär im Ministerium für Energie und Bergbau Montenegros, Dino Tutundžić, in einem Interview mit Report.az. Seinen Angaben zufolge betrachtet Podgorica die Ionisch-Adria-Pipeline (IAP) als strategisches regionales Projekt, das Montenegro mit der TAP und über diese mit dem südlichen Gaskorridor und den Lieferungen aus dem Kaspischen Meer verbinden soll.
Tutundžić teilte mit, dass Montenegro plane, die Verhandlungen mit den Nachbarländern Kroatien und Albanien zu intensivieren und sich auf die Vorbereitung der Infrastruktur zu konzentrieren, woraufhin man über die Lieferung von Gas an die Endverbraucher sprechen könne. Er wies auch auf das Interesse Aserbaidschans an einer Beteiligung an Energieprojekten in Montenegro hin, darunter im Bereich der erneuerbaren Energien.
Die Frage des Anschlusses an die TAP hat für Montenegro eine besondere Bedeutung: Das Land nutzt bisher praktisch kein Erdgas – es gibt keinen Gasmarkt und kein Gasverteilungsnetz. Dies geht aus einem Bericht des Sekretariats der Energiegemeinschaft hervor, in dem ausdrücklich darauf hingewiesen wird, dass „es in Montenegro keinen Gasmarkt gibt” und „kein Gasnetz existiert”.
TAP ist Teil des südlichen Gaskorridors, der Lieferungen aus der Kaspischen Region über Griechenland, Albanien und die Adria mit den europäischen Märkten verbindet und in Italien endet.
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Die durchschnittlichen Vorräte in den unterirdischen Speichern Europas sind nach Angaben von Gas Infrastructure Europe zum Ende des Gas-Tages am 27. Februar auf 29,99 % gesunken. Das sind 16 Prozentpunkte weniger als im Durchschnitt der letzten fünf Jahre.
Die Füllrate der Gasspeicher in Deutschland und Frankreich, den führenden Volkswirtschaften Europas, liegt mit 20,6 % bzw. 21,4 % deutlich unter dem europaweiten Durchschnitt, in den Niederlanden bei 10,7 %.
Der Spotpreis für Gas mit Lieferung „am nächsten Tag” am europäischen Referenz-Hub TTF schloss am Freitag bei 387 Dollar pro 1.000 Kubikmeter.
Seit Anfang 2025 wird kein russisches Gas mehr durch die Ukraine transportiert. Europa versucht, den Mangel an Pipelinegaslieferungen von Gazprom durch Importe von Flüssigerdgas auszugleichen. Im Jahr 2025 kauften die Länder der Region 109 Millionen Tonnen LNG (142 Milliarden Kubikmeter nach Regasifizierung), was einem Anstieg von 28 % gegenüber 2024 entspricht. Im Februar 2026 erreichten die Importe von Flüssiggas 9 Millionen Tonnen, was einem Anstieg von 9 % gegenüber dem Vorjahr entspricht.
Trotz der hohen Nachfrage bleibt ein großer ungenutzter Leistungsreserve – am 27. Februar arbeiteten die Terminals mit 64 % ihrer Kapazität.
Europa ist mit unvollständigen Gasspeichern in die aktuelle Heizperiode gestartet. Die Notwendigkeit, die bisher verbrauchten Reserven wieder aufzufüllen, wird das ganze nächste Jahr über ein zusätzlicher Nachfragefaktor auf dem Weltmarkt sein.
Angesichts der nicht nur technischen, sondern auch realistischen und wirtschaftlichen Einschränkungen, die die europäische Befüllungskampagne im Sommer 2026 begrenzen werden, wird die Frage aktuell sein, inwieweit es Europa gelingen wird, seine Gasspeicher bis zum nächsten Winter zu füllen, und wie riskant die Heizperiode 2026/27 sein wird.
Wie Serbian Economist berichtet, geht die Energiepartnerschaft zwischen Belgrad und Baku schnell über eine symbolische Diversifizierung hinaus und entwickelt sich zu einem eigenständigen Versorgungskreis, der das Gleichgewicht des serbischen Gasmarktes spürbar beeinflussen kann. Der stellvertretende Energieminister Aserbaidschans, Orkhan Zeynalov, erklärte, dass Aserbaidschan bis Ende 2026/Anfang 2027 bis zu 20 % des Gasbedarfs Serbiens decken könnte, was seiner Meinung nach die Energiesicherheit direkt stärkt, da die Abhängigkeit von einer einzigen Quelle verringert wird.
Der Kontext ist einfach: Serbien ist in den letzten Jahren nach wie vor überwiegend von Gasimporten abhängig, und das Thema Diversifizierung ist Teil einer umfassenderen Agenda geworden – von den Preisen für Wärme und Strom bis hin zu den Verhandlungen mit der EU über die Energieintegration. Reuters schätzte zuvor, dass Serbien etwa 80 % seines Gases aus Russland bezieht, während alternative Mengen bisher als Absicherung und Verhandlungsinstrument dienen.
Die rechtlichen Grundlagen für die Lieferungen aus Aserbaidschan sind bereits geschaffen. Der im November 2023 unterzeichnete Vertrag zwischen SOCAR und Srbijagas sieht für den Zeitraum 2024-2026 Lieferungen von bis zu 400 Millionen Kubikmetern pro Jahr vor, mit der Möglichkeit einer Erhöhung der Mengen nach 2027. Gleichzeitig wurden in offiziellen Mitteilungen der Regierungen Serbiens und Aserbaidschans auch einzelne saisonale Vereinbarungen über zusätzliche Mengen im Winter festgehalten.
Die tatsächlichen Lieferungen aus Aserbaidschan begannen im Jahr 2024, blieben aber vor dem Hintergrund des Gesamtmarktes bislang gering. Nach Angaben, die unter Berufung auf das Staatliche Statistikamt Aserbaidschans angeführt werden, erhielt Serbien von Februar bis Dezember 2024 rund 72,6 Millionen Kubikmeter aserbaidschanisches Gas. Zum Vergleich: Nach Schätzungen aserbaidschanischer und regionaler Quellen stiegen die Lieferungen von Januar bis November 2025 bereits auf 192 Millionen Kubikmeter.
Warum wird dies in Belgrad ernster genommen als „ein weiterer Vertrag”? Weil Gas zunehmend mit Industrieprojekten in Verbindung gebracht wird. Mitte Februar 2026 bestätigten die Staatschefs Serbiens und Aserbaidschans Pläne zum Bau eines Gaskraftwerks mit einer Leistung von rund 500 MW, das als Gemeinschaftsprojekt mit einer voraussichtlichen Inbetriebnahme im Jahr 2029 betrachtet wird. Fachmedien schätzen die Investitionen auf etwa 600 Millionen Euro. Ein solches Kraftwerk kann eine stabile Nachfrage nach Brennstoff schaffen und damit die Diskussion über langfristige Lieferbedingungen vorantreiben – genau aus diesem Grund wird in den Erklärungen aus Baku das Thema Gaspreis für die zukünftige Generation separat angesprochen.
Das erklärte Ziel von 15-20 % erscheint realistisch, gerade als „Marktanteil” und nicht als maximale technische Kapazität der Route. Selbst bei einem moderaten Verbrauch Serbiens bedeutet dies, dass mehrere hundert Millionen Kubikmeter pro Jahr in einem nachhaltigen Modus erreicht und die kommerzielle Formel für Lieferungen nach 2026 festgelegt werden müssen. Gleichzeitig macht Baku deutlich, dass es Serbien als potenziellen Energieknotenpunkt der Westbalkanregion betrachtet und nach weiteren Möglichkeiten der Zusammenarbeit sucht, darunter Projekte im Bereich „grüne” Energie und Wasserstoff.
Die NAK „Naftogaz Ukrainy“ hat von der Europäischen Investitionsbank zusätzliche 50 Millionen Euro für den Import von Gas erhalten, teilte das Unternehmen mit
„Ein weiterer wichtiger Schritt, um den Winter stabil zu überstehen. „Naftogaz hat zusätzliche 50 Millionen Euro von der Europäischen Investitionsbank erhalten“, heißt es in einer Mitteilung von Naftogaz auf Telegram am Donnerstagabend.
Demnach sollen diese Mittel für den Import von Gas und die Aufrechterhaltung des Energieversorgungsnetzes in Zeiten von Spitzenlasten verwendet werden – wenn Frost und Beschuss den größten Druck ausüben.
Es wird darauf hingewiesen, dass der Kredit dank der Unterstützung der Europäischen Kommission möglich wurde.
Wie Naftogaz angibt, ergänzt diese Finanzierung den bereits aufgenommenen EIB-Kredit in Höhe von 300 Millionen Euro und die EU-Fördermittel in Höhe von 127 Millionen Euro unter Beteiligung der norwegischen Regierung.
„Besonders wichtig ist, dass Naftogaz sich gleichzeitig verpflichtet, den Gegenwert dieses Betrags in Projekte im Bereich der erneuerbaren Energien zu reinvestieren“, präzisierte das Unternehmen.
