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.
Die Europäische Bank für Wiederaufbau und Entwicklung (EBWE) und eines der europäischen Länder werden der Ukraine 85 Millionen Euro für den Kauf zusätzlicher Gasmengen zur Verfügung stellen, teilte der erste stellvertretende Ministerpräsident für Energie, Denys Shmyhal, mit
„85 Millionen Euro über Instrumente der EBWE für den Kauf zusätzlicher Gasmengen für die Ukraine. Die Arbeiten zur Erlangung eines entsprechenden Zuschusses von einem europäischen Land stehen bereits kurz vor dem Abschluss“, schrieb Shmyhal am Dienstag in Telegram.
Er merkte an, dass dies während eines Online-Gesprächs mit der Präsidentin der EBWE, Odile Renaud-Basso, besprochen wurde.
„Wir sind unseren Partnern dafür dankbar! Wir werden weiterhin zusammenarbeiten, um zusätzliche Finanzierungsquellen zu finden“, betonte der Energieminister.
Seinen Worten zufolge ist es auch dringend notwendig, die finanzielle Unterstützung der EBRD für „Ukrenergo“ und „Ukrhydroenergo“ fortzusetzen, da dies dazu beiträgt, Reparaturen und Ausrüstung sicherzustellen und neue Lösungen zu implementieren, damit die Menschen Licht und Wärme haben.
Die anhaltende Kältewelle in Europa treibt die Gaspreise in die Höhe. Der Spotpreis mit Lieferung „am nächsten Tag“ am europäischen Referenz-Hub TTF schloss am Mittwoch bei 486 Dollar pro 1.000 Kubikmeter und stieg damit innerhalb eines einzigen Handelstages um 11 %. Dies ist der höchste Stand seit Juni 2025.
Am Donnerstag eröffnete der Handel bei 491 $. Derzeit hat sich der Preis auf 477 $ korrigiert.
Die Lufttemperatur in Europa sinkt im Januar dieses Jahres auf den niedrigsten Wert seit anderthalb Jahrzehnten. Insgesamt wird der Januar (der ohnehin schon der kälteste Wintermonat ist) voraussichtlich drei Grad kälter als der klimatische Durchschnitt und vier Grad kälter als im letzten Jahr.
Das klare Wetter geht mit geringen Windgeschwindigkeiten oder sogar Windstille einher. Dies erhöht die Belastung des Energiesystems, da es die Produktion von Windkraftanlagen verringert. Die Zuverlässigkeit des Energiesystems wird in erster Linie durch unterirdische Gasspeicher gewährleistet, die als flexibelste und am nächsten an den Verbrauchsorten gelegene Quelle dienen.
Die durchschnittlichen Gasvorräte in den unterirdischen Speichern Europas sind nach Angaben von Gas Infrastructure Europe zum Ende des Gas-Tages am 20. Januar auf 48,4 % gesunken. Das sind 15 Prozentpunkte weniger als im Durchschnitt der letzten fünf Jahre. Derzeit liegen die europäischen Gasspeicher vier Wochen über dem üblichen Verbrauch. Darüber hinaus kennt die Beobachtungsbasis von GIE Fälle, in denen ein solches Niveau (oder sogar ein viel höheres – 59 %) erst zum Ende der Entnahmesaison und zu Beginn der Einlagerung erreicht wurde.
Im Jahr 2025 kauften die Länder der Region 109 Millionen Tonnen LNG (142 Milliarden Kubikmeter nach Regasifizierung), was 28 % mehr ist als im Jahr 2024. Im Januar 2026 könnten die Importe von Flüssiggas 10 Millionen Tonnen erreichen, was einem Anstieg von 24 % gegenüber dem Vorjahr entspricht. Dies könnte ein neuer Rekord für die europäische Gasindustrie sein. Trotz der hohen Nachfrage bleibt ein großer ungenutzter Leistungsreserve – am 20. Januar arbeiteten die Terminals mit 51 % ihrer Kapazität. Auch ist ein Trend zur Verringerung der LNG-Vorräte an den Terminals zu beobachten.
Im vergangenen Monat wurden an der PP „BETS“ 117 Handelssitzungen zum Kauf und Verkauf von Erdgas auf dem mittel- und langfristigen Markt sowie täglich vier Handelssitzungen auf dem kurzfristigen Markt durchgeführt.
Es wurden 304 Startpositionen in der PP „BETS“ für den Handel mit Ressourcen für Dezember 2025, Januar 2026 und die folgenden Monate, im GTS und PCHG gebildet. Insgesamt wurden etwa 156 Millionen Kubikmeter Erdgas auf dem mittel- und langfristigen Markt verkauft. Auf dem kurzfristigen Markt wurden 9,08 Millionen Kubikmeter Erdgas verkauft.
Auf dem mittel- und langfristigen Markt lagen die Notierungspreise im gleichnamigen Abschnitt im Dezember zwischen 19.140 und 21.250 UAH ohne MwSt. Während des gesamten Monats war ein Preisrückgang zu beobachten. Die Initiatoren der Auktionen bildeten ihre Startpositionen überwiegend für den Verkauf.
Im vergangenen Monat wurden in der Sektion „Grenzüberschreitend” Geschäfte zu Lieferbedingungen an der Grenze abgeschlossen. Das Gesamtvolumen dieser Geschäfte belief sich auf 1,3 Mio. MBt.g. zu Preisen zwischen 34,65 und 36,55 Euro.
Auf dem kurzfristigen Markt schwankten die Börsenkurse täglich zwischen 19227 und 20416,26 UAH ohne MwSt. mit einer Tendenz zur Senkung. Neben dem Intraday-Markt wurden auf dem „Day-Ahead”-Markt der UEB Geschäfte mit einem Gesamtvolumen von 360 Tausend Kubikmetern abgeschlossen.
„ Der Dezember bestätigte die anhaltend hohe Nachfrage nach Börseninstrumenten der UEB. Wir konzentrieren uns auch weiterhin auf die Steigerung der Effizienz der Handelsverfahren im Allgemeinen und die Entwicklung mittelfristiger standardisierter Produkte im Besonderen, damit die Teilnehmer transparente Preise und eine garantierte Ausführung der Transaktionen erhalten“, betonte Alexander Kovalenko, Generaldirektor der UEB.
Das Ministerkabinett der Ukraine hat für 2026 die Nullquote für den Export von Erdgas ukrainischer Herkunft beibehalten, wie aus dem Regierungsbeschluss Nr. 1795 vom 31. Dezember über die Liste der Waren hervorgeht, deren Export und Import einer Lizenzierung und Quotierung unterliegen.
Gemäß dem Dokument unterliegt der Export von Erdgas ukrainischer Herkunft im Jahr 2026 weiterhin einer Quotenregelung, wobei die Quote auf Null festgelegt ist.
Der Beschluss wurde auf der Website der Regierung veröffentlicht.
