{"id":171717,"date":"2026-09-17T09:11:14","date_gmt":"2026-09-17T07:11:14","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=171717"},"modified":"2026-09-17T12:48:48","modified_gmt":"2026-09-17T10:48:48","slug":"winter-2026-2027-gas-hoechststaende-reserven-tiefststaende","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/de\/winter-2026-2027-gas-hoechststaende-reserven-tiefststaende\/","title":{"rendered":"Winter 2026-2027 in Europa: Wer bei Gaspreisen auf H\u00f6chstst\u00e4nden und Reserven auf Tiefstst\u00e4nden am besten vorbereitet ist"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 16. September 2026. Europ\u00e4isches Erdgas wird auf H\u00f6chstst\u00e4nden gehandelt, die seit Ende 2022 nicht mehr erreicht wurden, und die Reserven der Europ\u00e4ischen Union liegen deutlich unter dem f\u00fcr diese Jahreszeit \u00fcblichen Durchschnitt der letzten Jahre. Der Erzeugungsmix, die Abh\u00e4ngigkeit von Gas f\u00fcr Heizung und Industrie sowie die Kapazit\u00e4t der Interkonnektoren jedes Landes f\u00fchren jedoch zu einer sehr unterschiedlichen Exposition der wichtigsten europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte mit Blick auf den Winter.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - Winter 2026 2027<\/a><\/div>\n

Gaspreise erreichen Dreijahreshoch, w\u00e4hrend die europ\u00e4ischen Reserven zur\u00fcckbleiben<\/h2>\n

Der Preis f\u00fcr Erdgas<\/strong> am europ\u00e4ischen Referenzmarkt, dem TTF<\/strong>, lag am 16. September 2026 am Spotmarkt bei 81,07 \u20ac\/MWh, nachdem er einen Tag zuvor mit 83,97 \u20ac\/MWh ein Jahreshoch markiert hatte. Solche Niveaus wurden zuletzt Ende 2022 verzeichnet, als der Markt noch die Energiekrise nach der Invasion der Ukraine widerspiegelte, und sie entsprechen einem Anstieg von 187% gegen\u00fcber dem Jahresbeginn. Der TTF-Future f\u00fcr das n\u00e4chste Quartal entwickelt sich in dieselbe Richtung und lag am 15. September bei 79,95 \u20ac\/MWh, 191% \u00fcber dem Niveau zu Jahresbeginn. Zu diesem Preisanstieg kommt eine angespannte Lage bei den Reserven hinzu: Der F\u00fcllstand der Speicher der Europ\u00e4ischen Union lag am 15. September 2026 bei 68,49% und damit deutlich unter den 80,83%, die am selben Tag des Jahres 2025 verzeichnet wurden, und unter den Niveaus von \u00fcber 93% in den Jahren 2023 und 2024, eine Kombination, die ein Risiko f\u00fcr die europ\u00e4ischen Stromm\u00e4rkte darstellt.<\/p>\n

AleaSoft - Gasspeicher<\/a><\/div>\n

Deutschland und Frankreich gehen mit weniger Spielraum in den Winter als vor einem Jahr<\/h2>\n

Deutschland<\/strong> vereint in diesem Winter einen gro\u00dfen Teil des Risikos auf sich. Seit 2023 ohne Kernenergieerzeugung, mit einer hohen Abh\u00e4ngigkeit von Erdgas in Stromerzeugung, Heizung und Industrie und mit schwimmenden LNG<\/strong>-Terminals, die die vom russischen Gas hinterlassene L\u00fccke schlie\u00dfen, geht das Land mit einem Speicherf\u00fcllstand von 55,93% in den Winter, fast 20 Prozentpunkte unter den vor einem Jahr verzeichneten 76%, der gr\u00f6\u00dfte R\u00fcckgang im Jahresvergleich unter den gro\u00dfen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten. Diese Kombination erkl\u00e4rt, warum der Stromfuture f\u00fcr das vierte Quartal 2026 am EEX-Markt f\u00fcr Deutschland am 15. September bei 173,61 \u20ac\/MWh gehandelt wurde, einem der h\u00f6chsten absoluten Niveaus unter den gro\u00dfen kontinentalen M\u00e4rkten.<\/p>\n

Frankreich<\/strong> wird dank seines Kernkraftwerksparks h\u00e4ufig als der am besten gesch\u00fctzte Markt genannt, und die Prognose von EDF f\u00fcr 2026 und 2027 liegt laut dem Ende 2025 ver\u00f6ffentlichten Ausblick in einer Spanne von 350 bis 370 TWh. Dieses nukleare Polster f\u00e4llt in diesem Winter jedoch knapper aus als \u00fcblich. Der EPR-Reaktor Flamanville-3 mit rund 1,6 GW geht im September 2026 f\u00fcr seine erste gro\u00dfe Revision mit einer gesch\u00e4tzten Dauer von einem Jahr vom Netz und wird damit den gesamten Winter \u00fcber au\u00dfer Betrieb sein. Dennoch spiegeln der F\u00fcllstand der franz\u00f6sischen Gasreserven, der bei 77,16% gegen\u00fcber 90% im Jahr 2025 liegt, und der Stromfuture f\u00fcr Q4\u20112026 am EEX-Markt, der am 15. September bei 159,70 \u20ac\/MWh lag, weiterhin eine komfortablere Position als die Deutschlands wider, wenn auch mit weniger Spielraum, als diesem Markt \u00fcblicherweise zugeschrieben wird.<\/p>\n

Italien, Spanien und Portugal: unterschiedliche Gasabh\u00e4ngigkeit, unterschiedliche Exposition<\/h2>\n

Italien<\/strong> ist in seinem Erzeugungsmix weiterhin stark von Erdgas abh\u00e4ngig und damit einer der M\u00e4rkte, die am empfindlichsten auf jede Bewegung des TTF reagieren. Sein Speicherf\u00fcllstand liegt bei 84,80%, nur rund 5 Prozentpunkte unter den 2025 verzeichneten 90%, der geringste R\u00fcckgang unter den analysierten gro\u00dfen M\u00e4rkten, doch diese relative St\u00e4rke bei den Reserven \u00e4ndert nichts daran, dass es der Markt mit den h\u00f6chsten Strompreisen der Gruppe ist, mit dem Future f\u00fcr Q4\u20112026 bei 214,77 \u20ac\/MWh und dem Future f\u00fcr Q1\u20112027 bei 198,45 \u20ac\/MWh am EEX-Markt am 15. September.<\/p>\n

Spanien<\/strong> und Portugal<\/strong> starten aus einer anderen Position: Dank ihres Parks an erneuerbaren Energien und der Kernenergieerzeugung in Spanien hat Gas in der Stromerzeugung ein deutlich geringeres Gewicht als in Italien, und die Speicherf\u00fcllst\u00e4nde liegen bei 73,44% bzw. 93,95%, gegen\u00fcber 86,34% und 99,54% im Jahr 2025. Dennoch fungiert Gas in den Stunden, die den Preis des iberischen Marktes bestimmen, weiterhin als marginaler Brennstoff, und die Kapazit\u00e4t der Interkonnektoren<\/strong> mit Frankreich bleibt f\u00fcr den Export des \u00dcberschusses an erneuerbaren Energien oder den Import von Strom in Stresssituationen begrenzt. Der Future f\u00fcr Q4\u20112026 am EEX-Markt f\u00fcr Spanien wurde am 15. September bei 150,14 \u20ac\/MWh gehandelt, 126% \u00fcber dem Niveau zu Jahresbeginn.<\/p>\n

Vereinigtes K\u00f6nigreich und Polen: unterschiedliche Risiken<\/h2>\n

Das Vereinigte K\u00f6nigreich<\/strong> verbindet eine hohe Abh\u00e4ngigkeit von Erdgas, sowohl f\u00fcr die Stromerzeugung als auch f\u00fcr die Heizung, mit einer seit der Schlie\u00dfung der Anlage Rough strukturell reduzierten Speicherkapazit\u00e4t, wodurch sein F\u00fcllstand bei nur 31,31% liegt. Da es nicht zum europ\u00e4ischen Binnenmarkt geh\u00f6rt, h\u00e4ngt seine Exposition st\u00e4rker von den Interkonnektoren mit dem Kontinent und von den eigenen LNG-Importen ab. Am EEX-Markt erreichte der britische Future f\u00fcr Q1\u20112027 am 15. September 162,36 \u20ac\/MWh, 112% \u00fcber dem Settlement-Preis vom 2. Januar.<\/p>\n

Polen<\/strong> weist ein anderes Profil auf. Sein Speicherf\u00fcllstand zum 15. September liegt mit 98,25% sogar \u00fcber den vor einem Jahr verzeichneten 96,23%, dank einer aktiven Politik zur Diversifizierung der Versorgung nach dem Ende der russischen Gasimporte. Das Risiko Polens liegt weniger in den Reserven als im Umbau seines noch stark von Kohle abh\u00e4ngigen Erzeugungsmixes hin zu einem gr\u00f6\u00dferen Anteil von Gas und erneuerbaren Energien, ein Prozess, der seine k\u00fcnftige Exposition gegen\u00fcber dem Gasmarkt auf andere Weise pr\u00e4gt als bei den \u00fcbrigen analysierten M\u00e4rkten.<\/p>\n

Mechanismen zur Abfederung eines angespannteren Winters<\/h2>\n

Angesichts dieses Szenarios verf\u00fcgen die verschiedenen M\u00e4rkte \u00fcber Instrumente, um die Auswirkungen abzufedern. Langfristige Liefervertr\u00e4ge und Absicherungsstrategien<\/strong> erm\u00f6glichen es Energieversorgern und Gro\u00dfverbrauchern, einen Teil ihrer Exposition festzuschreiben, bevor die Volatilit\u00e4t auf die Rechnung durchschl\u00e4gt. Die strategischen Reserven und die Solidarit\u00e4tsmechanismen der Europ\u00e4ischen Union, die in fr\u00fcheren Stressphasen aktiviert wurden, bieten ein zus\u00e4tzliches Sicherheitsnetz gegen eine schwere Versorgungsunterbrechung.<\/p>\n

Die St\u00e4rkung der Interkonnektoren<\/strong>, sowohl f\u00fcr Strom als auch f\u00fcr Gas, zwischen der Iberischen Halbinsel und dem Rest des Kontinents sowie zwischen den nord- und s\u00fcdeurop\u00e4ischen M\u00e4rkten bleibt die wichtigste strukturelle Ma\u00dfnahme, um die Unterschiede in der Exposition zwischen den verschiedenen europ\u00e4ischen M\u00e4rkten zu verringern, doch ihr Ausbau liegt jenseits des Horizonts dieses Winters.<\/p>\n

Risiken, die den Markt zus\u00e4tzlich unter Druck setzen k\u00f6nnten<\/h2>\n

Mehrere Faktoren k\u00f6nnten den Druck auf die Preise in den kommenden Monaten weiter erh\u00f6hen. Eine anhaltende K\u00e4lteperiode mitten im Winter w\u00fcrde ein h\u00f6heres Tempo bei der Ausspeicherung erfordern. Der Wettbewerb mit Asien um die verf\u00fcgbaren LNG-Ladungen, in einem globalen Markt, in dem sich jede Nachfrage\u00e4nderung in China oder Japan rasch auf den Preis \u00fcbertr\u00e4gt, ist ein weiterer Risikofaktor, ebenso wie das Fortbestehen der geopolitischen Spannungen in den LNG-Transitgebieten.<\/p>\n

Was das Wetter betrifft, beziffert die US-Beh\u00f6rde NOAA den Index ENSO Ni\u00f1o 3.4 f\u00fcr August 2026 auf 1,8 \u00b0C und misst einer sehr starken El Ni\u00f1o-Episode im Herbst und Winter eine Wahrscheinlichkeit von \u00fcber 90% bei, mit einer Wahrscheinlichkeit von 75%, dass im Quartal Oktober bis Dezember 2,5 \u00b0C \u00fcberschritten werden, ein seit 1950 au\u00dfergew\u00f6hnliches Niveau. Eine Episode dieser Gr\u00f6\u00dfenordnung geht typischerweise mit milderen und feuchteren Wintern in West- und S\u00fcdeuropa einher, ein Muster, das auch die AEMET selbst in ihrer saisonalen Vorhersage f\u00fcr Spanien widerspiegelt, mit Temperaturen im oberen Terzil f\u00fcr das Quartal September bis November. Allerdings besteht ein h\u00f6heres Risiko vereinzelter K\u00e4lteeinbr\u00fcche, falls sich der Polarwirbel abschw\u00e4cht.<\/p>\n

Auswirkungen auf die Stromm\u00e4rkte: Grenzpreis und Volatilit\u00e4t<\/h2>\n

Erdgas ist auf den meisten M\u00e4rkten weiterhin der marginale Brennstoff, der in ganz Europa in vielen Stunden den Strompreis bestimmt, sodass sich jede Bewegung des TTF relativ schnell auf die Strommarktpreise \u00fcbertr\u00e4gt. Diese \u00dcbertragung verl\u00e4uft jedoch nicht gleichm\u00e4\u00dfig \u00fcber den Tag, und die f\u00fcr diesen Winter erwartete Volatilit\u00e4t<\/strong> stellt eine bedeutende Chance f\u00fcr die Auswertung der Preisdifferenzen zwischen den Stunden und f\u00fcr den Betrieb von Batterien<\/strong> und anderen Energiespeichern<\/strong> dar, die gerade in den Momenten gr\u00f6\u00dfter Anspannung zwischen Angebot und Nachfrage Wert absch\u00f6pfen k\u00f6nnen. Ein Winter mit knappen Reserven und hohen Gaspreisen ist in diesem Sinne ein Szenario, in dem ein aktives Positionsmanagement und nicht die blo\u00dfe Marktexposition den Unterschied im Endergebnis ausmacht.<\/p>\n

Ein Winter im Zeichen der Unsicherheit auf den Energiem\u00e4rkten<\/h2>\n

Der Winter 2026-2027 zeichnet sich mit einem Gasmarkt ab, der h\u00f6here Preise und knappere Reserven aufweist als in den letzten Jahren, in einem Kontext, in dem die tats\u00e4chliche Exposition jedes europ\u00e4ischen Strommarktes von sehr unterschiedlichen Faktoren abh\u00e4ngt, vom Erzeugungsmix bis hin zur Verf\u00fcgbarkeit des Kernkraftwerksparks selbst. Angesichts der Unsicherheit auf den Energiem\u00e4rkten wird die F\u00e4higkeit, die Entwicklung der Gas- und Strompreise Markt f\u00fcr Markt zu antizipieren, zu einem wesentlichen Faktor f\u00fcr die Entscheidungsfindung. AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> verfolgt die Entwicklung dieser M\u00e4rkte aufmerksam \u00fcber AleaBlue<\/strong>, seine Division f\u00fcr kurz- und mittelfristige Prognosen<\/a>.<\/p>\n

Quelle: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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