LNG-Rekordimporte 2026: Europa rüstet sich mit 185 Milliarden Kubikmetern gegen Versorgungsrisiken
4. September 2026

Market Insights: Winter 2026/27 – Speicher so niedrig wie seit 2011 nicht, Katar blockiert, flache Terminkurve

Zwei Monate vor dem Start der Heizperiode geht Europa mit so wenig Gas in den Speichern auf den Winter zu wie seit Beginn der Aufzeichnungen nicht. Gleichzeitig bleibt die wichtigste zusätzliche Angebotsquelle – LNG aus Katar – blockiert, und die Preisstruktur am Terminmarkt belohnt das Einspeichern nicht. Für Unternehmen mit offenen Gasmengen für das vierte Quartal und das erste Quartal 2027 ist das die entscheidende Ausgangslage.

Speicherstand: Tiefstwert für diesen Zeitpunkt

Am 1. September 2026 waren die europäischen Untertagespeicher zu 65,4 Prozent gefüllt. Das liegt mehr als 16 Prozentpunkte unter dem Fünfjahresdurchschnitt und ist der niedrigste Wert für dieses Datum seit Beginn der Datenreihe 2011. Ein Jahr zuvor lag der Füllstand bei 77,4 Prozent. Seit Anfang April wurden rund 40 Milliarden Kubikmeter eingespeichert – nach Angaben der Quelle nur 59 Prozent der für den Winter benötigten Menge. EU-Kommission und Mitgliedstaaten haben sich darauf verständigt, 80 statt 90 Prozent als ausreichend zu betrachten.

In Deutschland ist die Lage angespannter als im Durchschnitt. Zum 31. August 2026 lag der Füllstand laut der Initiative Energien Speichern (INES) bei 53,3 Prozent, also 131 von 246 TWh Arbeitsgas. Die gesetzliche Vorgabe sieht 80 Prozent je Anlage zum 1. November vor. Österreich steht besser da: Am 26. August 2026 waren die Speicher zu 65,73 Prozent gefüllt, was 78 Prozent eines durchschnittlichen Jahresverbrauchs entspricht. Vor einem Jahr waren es zum selben Datum 81 Prozent.

Warum nicht eingespeichert wird: der fehlende Winteraufschlag

Normalerweise ist Gas im Winter teurer als im Sommer, und genau diese Differenz finanziert das Einspeichern. Diese Logik trägt derzeit nicht. Nach der Rechnung der INES mit Stand 2. September 2026 lag der Sommer-Winter-Spread auf Basis der EEX-Monatskontrakte bei minus 0,01 Euro je MWh. Den variablen Kosten der Speichernutzung steht damit kein Ertrag gegenüber: Wer einspeichert, macht nach dieser Rechnung einen Verlust von 3,14 Euro je MWh.

Die INES hat am 3. September einen Aktionsplan vorgelegt und fordert unter anderem die Abschaffung der Konvertierungsumlage und der Netzentgelte an Speicheranschlüssen; zusammen sollen die Vorschläge die Kosten um rund 1,16 Euro je MWh senken. Solange der Markt Wintergas nicht teurer bewertet als Gas im September, bleibt die Befüllung eine Frage von Pflichten und politischen Eingriffen, nicht von Preissignalen.

LNG-Angebot: Katar fällt weiter aus

LNG deckt etwa die Hälfte der europäischen Gasimporte. Die europäische Energieregulierungsbehörde ACER hatte bereits im Juli gerechnet, dass für das 90-Prozent-Ziel rund 13 Prozent mehr LNG-Importe als 2025 nötig wären. Die Voraussetzungen dafür haben sich seither nicht verbessert: QatarEnergy hat Ende August die Force Majeure auf LNG-Lieferungen bis in den November verlängert, weil der Transit durch die Straße von Hormus weiter blockiert ist.

Europa konkurriert damit noch härter mit Asien um die verfügbaren Ladungen. Der asiatische Spot-LNG-Preis lag am 28. August bei 23,388 US-Dollar je MMBtu und erreichte in dieser Woche ein Vierjahreshoch. Wie viele Ladungen bis November noch nach Europa fließen, hängt damit auch am Preisabstand zu Asien.

Terminpreise: Front-Month auf Mehrjahreshoch

Am TTF schloss der Front-Month-Kontrakt am 31. August 2026 bei 69,809 EUR/MWh und am 3. September bei 71,810 EUR/MWh. Ende Juni hatte er noch unter 40 EUR/MWh gelegen. Die Kurve über den Winter ist flach: Der negative Sommer-Winter-Spread zeigt, dass der Markt für Liefermengen im Winter keinen nennenswerten Aufschlag gegenüber dem aktuellen Monat zahlt.

Wie weit die Erwartungen auseinanderliegen, zeigen die Analysen von Goldman Sachs. Im Juli hob die Bank ihre Prognose für das vierte Quartal 2026 von 40 auf 53 EUR/MWh an und erwartete die Speicher in Nordwesteuropa Ende Oktober bei 67 Prozent. Der Markt notiert inzwischen deutlich darüber. Ende August schrieb die Bank, dass in einem Szenario mit nur schrittweiser Normalisierung der Exporte aus dem Nahen Osten der TTF-Dezemberkontrakt wahrscheinlich über 100 EUR/MWh steigen müsste, um genug asiatische Nachfrage zu verdrängen. Das ist ein Szenario, keine Prognose – aber es beschreibt das Risiko, das in einem Markt mit niedrigen Speichern bei Kälte schnell real wird.

Was das für Ihre Beschaffung bedeutet

Die Ausgangslage vor dem Winter ist ungewöhnlich: niedrige Speicher, ein blockierter Lieferweg und eine Kurve, die das Winterrisiko kaum einpreist. Daraus ergeben sich einige vorsichtige Handlungsoptionen:

  • Offene Wintermengen nicht dem Spotmarkt überlassen: Solange der Markt die Wintermonate kaum höher bewertet als den laufenden Sommer, kostet eine Absicherung der Wintermonate gegenüber dem aktuellen Niveau wenig Aufschlag. Das Risiko einer Kältephase bei niedrigen Speichern trägt dagegen, wer offen bleibt.
  • In Tranchen statt in einem Schritt: Auf dem aktuellen Preisniveau spricht viel dafür, verbleibende Mengen gestaffelt abzusichern, um das Einstiegsrisiko zu verteilen.
  • Vertragliche Flexibilität prüfen: Toleranzbänder, Mehr- und Mindermengenregelungen und Nachkaufrechte sollten vor dem Winter bekannt sein – bei Engpässen werden Abweichungen teuer.
  • Brennstoffwechsel und Lastverschiebung vorbereiten: Wer auf Öl, Strom oder Biomasse ausweichen kann, sollte die technischen und genehmigungsrechtlichen Voraussetzungen jetzt klären, nicht erst bei einer Preisspitze.
  • Budgets mit Szenarien planen: Für das Budget 2027 ist eine Planung mit Bandbreiten belastbarer als ein einzelner Preis, solange die Rückkehr des katarischen LNG offen ist.

Wenn Sie Ihre offenen Positionen für den Winter 2026/27 gemeinsam durchgehen möchten, nehmen Sie Kontakt mit uns auf.

Quellen

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Strategische Beschaffung & Pools → Strom und Gas in Tranchen oder gebündelt über einen Einkaufspool beschaffen.

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CEO und CTO der EMS Energy Management Strategies AG in Schaan und Geschäftsführer der EM Energy Consulting GmbH in Nenzing. Schwerpunkte: strategische Energiebeschaffung, Börsentrading an EEX und TTF sowie Energiemanagement für Industrie und Mittelstand.