AleaSoft Energy Forecasting, 19. August 2026. Die Gasreserven der Europäischen Union liegen derzeit bei rund 61 % ihrer Kapazität und damit auf dem niedrigsten Stand zu dieser Jahreszeit in den letzten Jahren, sogar unter dem Niveau von 2021. In den vergangenen Tagen sind die Gaspreise gestiegen und am 18. August erreichten die TTF-Gas-Futures ihren höchsten Wert seit Anfang 2023. Die Notwendigkeit, die Bestände wieder aufzufüllen, setzt die Preise bereits in diesem Sommer unter Druck, während das Reserveniveau, mit dem Europa den Oktober erreicht, seine Exponierung im kommenden Winter bestimmen wird.
Zwei Termine, die das europäische Gasjahr prägen
Im Kalender des europäischen Gasmarktes gibt es zwei entscheidende Momente. Der erste liegt am Ende des Winters, Ende März, wenn das Reserveniveau darüber entscheidet, wie viel Gas im Sommer eingespeichert werden muss. Der zweite liegt Anfang Oktober, wenn die Speicheranlagen das Volumen ausweisen, das für die Wintermonate mit höherem Verbrauch zur Verfügung steht.
In diesem Jahr kommt beiden Referenzpunkten besondere Bedeutung zu. Nach Daten von Gas Infrastructure Europe lagen die europäischen Speicheranlagen am 1. April 2026 bei 28 % ihrer Kapazität, dem niedrigsten Stand der vergangenen vier Jahre. Dieser Ausgangspunkt machte die Einspeichersaison in einem angebotsseitig ohnehin angespannten Markt besonders anspruchsvoll.
Ein Fülltempo, das langsamer ist als erforderlich
Viereinhalb Monate später liegen die Gasreserven bei rund 61 % und damit etwa 20 % unter dem Durchschnitt der vergangenen sieben Jahre für diese Jahreszeit.
Das jüngste Tempo verdeutlicht die Herausforderung. Zwischen Anfang und Mitte August stiegen die Speicherstände im Durchschnitt um 0,27 Prozentpunkte pro Tag. Bei gleichbleibendem Tempo würden sie zum 1. Oktober rund 73 % erreichen. Europa müsste die Einspeicherung bis in den Herbst hinein fortsetzen, um die Reserven weiter aufzubauen, zeitgleich mit dem allmählichen Anstieg der heizungsbedingten Nachfrage.
Um den Abstand zu den Niveaus der vergangenen Jahre zu schließen, sind eine hohe Einspeicherrate und ausreichende Gasmengen für Europa erforderlich, insbesondere Flüssigerdgas. Diese Lieferungen in einem wettbewerbsintensiven globalen Markt anzuziehen, hat ihren Preis, und die Notwendigkeit, die Speicher weiter zu füllen, erhöht den Druck auf die europäische Nachfrage im Sommer.
Ein Preissignal, das die Speicherung kaum begünstigt
Diese Notwendigkeit, die Speicher zu füllen, fällt mit einem Anstieg der Gaspreise in den vergangenen Tagen zusammen. Am 18. August erreichten die FrontMonth-Futures für TTF-Gas am ICE-Markt 63,65 €/MWh, den höchsten Stand seit Ende Januar 2023.
Gleichzeitig weist die Terminkurve derzeit keine klare Winterprämie gegenüber den nächstgelegenen Monaten auf. Einige Kontrakte für die Wintermonate werden auf ähnlichem oder sogar niedrigerem Niveau gehandelt. Diese Struktur verringert den üblichen wirtschaftlichen Anreiz, Gas während der Einspeicherperiode zu kaufen, zu lagern und später zu einem höheren Preis zu verkaufen.
Wenn die Differenz zwischen den aktuellen Preisen und den Winterpreisen die mit der Speicherung verbundenen Kosten nicht ausreichend deckt, verliert dieses Geschäft seinen kommerziellen Reiz. Dennoch muss Europa seine Reserven vor der Wintersaison wieder auffüllen. Diese Kombination zwingt dazu, die Gasnachfrage für die Einspeicherung auch bei einem ungünstigen Preissignal aufrechtzuerhalten, und verstärkt den Druck auf den Markt im Sommer.
Hormus, russisches Gas und ein knapperes Angebot
Die Geopolitik ist eine weitere wichtige Druckquelle. Der Konflikt zwischen den Vereinigten Staaten, Israel und dem Iran hat den Verkehr durch die Straße von Hormus drastisch reduziert und das globale LNG-Angebot beeinträchtigt, insbesondere die Lieferungen aus Katar. Die Unsicherheit über die Normalisierung des Seeverkehrs hält eine hohe Risikoprämie an den Energiemärkten aufrecht.
Parallel dazu verringert die schrittweise Abschaffung der europäischen Importe von russischem Gas die noch verbliebenen Angebotsalternativen. Hinzu kommen die Wartungsarbeiten an norwegischen Anlagen im August, die die Flüsse aus Europas wichtigstem Lieferanten von Pipelinegas vorübergehend reduzieren.
Die Kombination dieser Umstände ist während der Einspeichersaison besonders relevant. Europa muss genügend Gas anziehen, um den aktuellen Verbrauch zu decken und gleichzeitig die Bestände weiter aufzustocken, die am Ende des Winters von außergewöhnlich niedrigen Niveaus ausgingen.
Die europäischen Füllziele und ihre Flexibilität
Der europäische Rechtsrahmen hält an einem Füllziel von 90 % fest, aber seit der Reform der Verordnung über die Gasspeicherung, die seit September 2025 in Kraft ist, kann dieses Niveau zu einem beliebigen Zeitpunkt zwischen dem 1. Oktober und dem 1. Dezember erreicht werden. Die Vorschriften erlauben zudem eine Abweichung von bis zu zehn Prozentpunkten, wenn schwierige Füllbedingungen vorliegen, die die Europäische Kommission um weitere fünf Punkte ausweiten kann, sofern diese Bedingungen fortbestehen. Die Verordnung bleibt bis Ende 2027 in Kraft.
Diese Flexibilität soll verhindern, dass die Verpflichtung, ein bestimmtes Reserveniveau zu erreichen, die Käufe konzentriert und die Preise im Sommer nach oben treibt. Angesichts der aktuellen Bedingungen hält die Europäische Kommission ein Niveau von 80 % für ausreichend, um die Versorgung im Winter zu gewährleisten, und für technisch erreichbar. Diese größere Flexibilität kann den Kaufdruck im Sommer mindern, bedeutet aber, dem Winter mit einer geringeren Sicherheitsmarge in den Speichern zu begegnen.
Warum 2026 nicht 2021 ist
Der Vergleich mit 2021 ist relevant, auch wenn die aktuellen Bedingungen andere sind. Europa ging in jenen Winter mit reduzierten Reserven und einer weitaus größeren Abhängigkeit von russischem Pipelinegas. Diese Verwundbarkeit trug dazu bei, den Markt anzuspannen, bevor die Invasion der Ukraine die Energiekrise dramatisch verschärfte.
Fünf Jahre später gibt es erhebliche Unterschiede. Europa verfügt über eine größere Regasifizierungskapazität, der Gasverbrauch liegt weiterhin unter dem Niveau vor der Krise und die Abhängigkeit von russischen Lieferungen ist deutlich zurückgegangen. Darüber hinaus erweitert die Inbetriebnahme neuer globaler LNG-Produktionskapazitäten die Angebotsalternativen schrittweise.
Das Wachstum der erneuerbaren Energien trägt ebenfalls dazu bei, den Gasbedarf für die Stromerzeugung in den Stunden mit der höchsten Photovoltaikproduktion und Windenergieproduktion zu verringern.
Diese Unterschiede führen dazu, dass niedrige Reserven nicht zwangsläufig dieselben Folgen haben wie 2021. Sie erhöhen jedoch die Empfindlichkeit des Marktes gegenüber jedem ungünstigen Ereignis.
Vom gespeicherten Gas zum Strompreis
Das Speichervolumen ist eine der wichtigsten Sicherheitsmargen gegenüber unvorhergesehenen Ereignissen. Mit weniger Gas in den Speicheranlagen können sich ein kalter Winter, eine längere Phase geringer erneuerbarer Produktion oder eine erneute Unterbrechung der LNG-Versorgung schneller auf die Preise auswirken.
Diese Anspannung erreicht auch die europäischen Strommärkte, wo Gaskraftwerke in vielen Stunden weiterhin den Grenzpreis setzen. Ein Anstieg des Gaspreises erhöht direkt die Erzeugungskosten der GuD-Kraftwerke. Aus diesem Grund kann sich eine größere Anspannung am Gasmarkt schnell auf die Strompreise übertragen.
Dieser Zusammenhang erklärt, warum die Entwicklung der europäischen Reserven nicht nur für die Gasbetreiber relevant ist. Auch Versorger, Erzeuger und große Stromverbraucher müssen das Fülltempo und die Angebotsaussichten genau verfolgen, um deren mögliche Auswirkungen auf die Strommärkte in den kommenden Monaten vorwegzunehmen.
Prognosen zur Antizipation von Szenarien mit AleaBlue und AleaGreen
AleaBlue, die auf kurz- und mittelfristige Prognosen spezialisierte Division von AleaSoft Energy Forecasting, liefert Prognosen mit Horizonten von bis zu drei Jahren, die es ermöglichen, die Entwicklung der Gas- und Strompreise zu analysieren, Absicherungsfenster zu identifizieren und das mit jeder Einkaufsstrategie verbundene Risiko zu quantifizieren.
Für Investitions- und Finanzierungsentscheidungen liefert AleaGreen, die auf langfristige Prognosen spezialisierte Division, bankfähige Preiskurven für die Strommärkte, Konfidenzbänder und probabilistische Szenarien auf der Grundlage konsistenter Annahmen über die Entwicklung der Brennstoffe, die Preisvolatilität und die von den erneuerbaren Energien erzielten Preise.
Der Oktober markiert den Ausgangspunkt des Winters
Das Reserveniveau, mit dem Europa den Oktober erreicht, wird einer der wichtigsten Referenzpunkte für die Energiemärkte in den kommenden Monaten sein. Speicherstände unterhalb der Niveaus der vergangenen Jahre bedeuten nicht zwangsläufig Versorgungsprobleme, verringern aber den Spielraum, einen kalten Winter, eine geringere erneuerbare Produktion oder erneute Spannungen bei den Gasimporten abzufedern, und begünstigen eine höhere Volatilität sowohl der Gaspreise als auch der Strommärkte.
Der Druck, die Reserven wieder aufzubauen, beeinflusst die Preise bereits im Sommer. Mit dem Näherrücken des Winters werden das Fülltempo, die Temperaturen und die LNG-Verfügbarkeit bestimmen, inwieweit diese Anspannung anhält oder zunimmt.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.