Alles anzeigenAus der heutigen Analyse der National Bank: Weitere Erkenntnisse zum europäischen Gasmarkt – die Analyse des „Winter Stress Tester“ von Energy Flux (EF) deutet darauf hin, dass ein bewältigbares Szenario für den europäischen Gasmarkt das günstige Zusammenspiel fast aller Variablen erfordert: Wetter, LNG-Zuflüsse, Industrienachfrage, Verfügbarkeit von russischem LNG, erneuerbare Energien und französische Kernkraftproduktion.
Unter den aktuellen Bedingungen könnten die Lagerbestände bis Ende März unter die historischen Tiefststände fallen. Laut EF (und ähnlichen Einschätzungen anderer Marktbeobachter) ist das Risiko stark in Richtung einer Angebotsverknappung, eines Nachfrageeinbruchs und höherer TTF-Preise verschoben; selbst geringfügige negative Entwicklungen könnten dazu führen, dass die Entleerung der europäischen Speicher ein beispielloses Ausmaß annimmt.
• Die europäischen Erdgaspreise haben erstmals seit Januar 2023 die Marke von 70 €/MWh erreicht, da die Märkte mit Verzögerung erkennen, dass die Krise in der Straße von Hormus das weltweite LNG-Angebot über den gesamten Winter hinweg weiter einschränken könnte. EF weist darauf hin, dass die Verlängerung der „Force-Majeure“-Klausel (höhere Gewalt) durch QatarEnergy bis November eine breite Neubewertung ausgelöst hat, wodurch der TTF-Preisverlauf für den Zeitraum Oktober bis März im vergangenen Monat um rund 15 % auf 50–67 €/MWh gestiegen ist;
• Wie bereits im morgendlichen Kommentar erwähnt, wird die Anfälligkeit Europas durch niedrige Speicherstände verschärft: Die deutschen Speicher waren am 30. August nur zu 53 % gefüllt. Um sich dem revidierten Zielwert von 70 % zu nähern, wäre eine beispiellose, neunwöchige Einspeisephase erforderlich, während historische Wiederbefüllungsraten laut EF bis zum 1. Oktober lediglich einen Füllstand von 59–63 % erwarten lassen. Für die EU-Speicher (aktuell 65,1 %) wird prognostiziert, dass sie mit einem Füllstand zwischen 67,6 % und 74,3 % in den Winter gehen; selbst die 80-Prozent-Marke ist damit unerreichbar (eine Einschätzung, die auch Cheniere Energy teilt);
• Wie bereits letzte Woche dargelegt, ist TNZ bestens positioniert, um von den höheren europäischen Gaspreisen zu profitieren. Das Unternehmen verzeichnet eine deutliche Margenausweitung, da die europäischen Absatzmengen im zweiten Quartal im Vergleich zum Vorquartal gestiegen sind – ein Trend, der sich mit dem Produktionshochlauf in der zweiten Jahreshälfte 2026 weiter verstärken dürfte. Wir haben unsere Schätzungen leicht angepasst, um sie an die Wachstumsaussichten anzupassen, die etwas über unserer bisherigen Prognose liegen. Gestützt wird dies durch Aussagen des Managements, wonach die vorläufige Unternehmensproduktion im Juli durchschnittlich 23 mboe/d (Millionen Barrel Öläquivalent pro Tag) betrug (davon 90 % europäisches Erdgas). Wir gehen davon aus, dass die Fördermengen und der Cashflow von Tenaz in den Jahren 2026/27 um rund 45 % bzw. 70 % steigen werden; gleichzeitig dürfte der Verschuldungsgrad (auf Basis unserer Schätzungen und dank des starken FCF) im kommenden Jahr auf nahezu null sinken (von einem D/CF-Verhältnis von 0,7x im Jahr 2026). Die Aktie notiert bei einem EV/DACF-Verhältnis von rund 2,5x für 2027 – eine Bewertung, die wir weiterhin als attraktiv erachten.
Wir hatten kürzlich die Diskussion um diese Webseite:
Wenn man dort etwas weiter runter scrollt, kann man die angenommenen Importwerte sehen.
Standardmäßig wurden die einfach mal mit +10% zum Vorjahreswert während der Heizperiode dort angesetzt. Jetzt ist auch klar, warum die beiden Kurven so asymmetrisch sind.
Man kann die Gasimportwerte jedoch händisch ändern.
Setzt man sie genau auf den Vorjahreswert zurück, ist der Speicher Anfang März bei Null!
Und da sind weder Lieferengpässe noch ein kälterer Winter einkalkuliert, den man dort auf der Seite ebenfalls einkalkulieren lassen kann.
Deutschland hat nun plötzlich Gas für die nächsten 5 Millionen Jahre gespeichert 
![[smilie_happy]](https://goldseiten-forum.com/wcf/images/smilies/smilie_happy_058.gif "smilie_happy"){kind=small}
