Erdgaspreis-Rally in Europa: Weshalb Rohstoffanleger gelassen bleiben können
Die europäischen Gaspreise haben sich verdreifacht, doch die Fundamentaldaten rechtfertigen diese Rally kaum: Die globale LNG-Versorgung ist nur um 4 Prozent gesunken, und die Speicherbestände liegen – gemessen in Verbrauchstagen – nahe am historischen Du
Wer einen raschen Blick auf die europäischen Erdgasnotierungen wirft, könnte in Alarmstimmung geraten. Der TTF, das maßgebliche Benchmark für Europa, kletterte gestern auf über 88 Euro je Megawattstunde und markierte damit seinen Jahreshöchststand – das entspricht dem Dreifachen des Preisniveaus, das vor der Eskalation des Iran-Konflikts im Februar vorherrschte. Parallel dazu sind die britischen Gaspreise in nahezu gleichem Ausmaß nach oben geschnellt. Zwar wiederholt sich damit nicht die Extremsituation von 2022, als die Spotnotierungen zeitweise die Marke von 300 Euro pro MWh durchbrachen und während des überwiegenden Teils des Jahres über 100 Euro pro MWh lagen. Gleichwohl gab es kaum ein Abbremsen des unnachgiebigen Aufwärtstrends bei den Gaskosten, während der europäische Winter bereits am Horizont erscheint.
Für Privathaushalte, die verarbeitende Industrie sowie Dienstleistungsbranchen wie die Gastronomie stellt diese Entwicklung ein Alarmsignal dar. Ein wesentlicher Faktor: Die Füllstände der europäischen Gasspeicher sind zum gegenwärtigen Zeitpunkt im Jahr so niedrig wie niemals zuvor. Dies bedeutet, dass eine Kälteperiode oder anhaltender Frost in diesem Winter die Großhandelsnotierungen noch erheblich weiter in die Höhe treiben könnte. Bei geringeren Reservemengen ist Europa gezwungen, sich stärker auf prompte Lieferungen und die Winterspotpreise zu stützen.
Die gestiegenen Energiekosten haben die Inflationsrate der Eurozone im September bereits auf 3,8 Prozent anschwellen lassen und werden mit großer Wahrscheinlichkeit die Gesamtteuerung im Vereinigten Königreich im Januar deutlich jenseits der 4-Prozent-Marke ansiedeln. Für Notenbanken, die mit aller Macht eine Neuauflage des pandemiebedingten Inflationsschubs zu verhindern suchen, ist dies beunruhigend.
Weshalb die Situation weniger dramatisch ausfällt, als sie erscheint
Ungeachtet historisch niedriger Speicherbestände und hoher Notierungen bietet der europäische Gasmarkt durchaus Positives. Zwar ist die globale LNG-Liefermenge durch die Straße von Hormus im laufenden Jahr um 20 Prozent zurückgegangen und hat sich seither nicht wieder belebt. Der Iran hat den Abfluss von Erdgas aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten massiv beeinträchtigt – diese beiden Länder kontrollierten im Jahr 2025 gemeinsam rund 20 Prozent der weltweiten LNG-Versorgung. Allerdings wird der überwiegende Teil des Gases über Pipelines transportiert und nicht als LNG, was einen vergleichsweise kostspieligen Prozess aus Anlieferung zum Hafen, Verflüssigung, Verschiffung und Wiedervergasung erforderlich macht. Die LNG-Ausfuhren Katars und der VAE machten 2025 lediglich 3 Prozent der gesamten Erdgasversorgung aus.
Hinzu kommt, dass andere LNG-Produzenten ihre Fördermengen und Exporte auf den Weltmarkt gesteigert haben. Die Internationale Energieagentur (IEA) konstatierte, dass sonstige Erzeuger ihre Ausfuhren in der Zeitspanne zwischen März und Juni ausreichend ausweiteten, um drei Viertel der ausgefallenen Lieferungen aus Katar und den VAE wettzumachen. Die globalen LNG-Versorgungsmengen im Sommer lagen nur 4 Prozent unter dem Niveau von 2025.
Man sollte stets vorsichtig sein, gegen eine Preisbewegung zu argumentieren, doch die europäische Gasnachfrage müsste außerordentlich preisunelastisch sein, damit die gegenwärtigen Notierungen lange Bestand haben könnten. Obwohl der Großhandelspreis sich verdreifacht hat, ist die weltweite LNG-Versorgung lediglich um rund 4 Prozent geschrumpft und die gesamte Gasversorgung sogar noch weniger.
Die Nachfrage reagiert durchaus auf Preisveränderungen
Ist es plausibel anzunehmen, dass der europäische Gasverbrauch kaum auf Preisanstiege reagiert? Die knappe Antwort lautet: Nein. Der gleitende jährliche Erdgasverbrauch Europas lag in den 12 Monaten bis Januar 2023 um 16 Prozent unter dem Vorjahreswert, als der durchschnittliche Großhandelspreis sich verdoppelte. Jede Abschätzung der Nachfrageelastizität im Zeitraum nach Covid-19 hängt von den konkret gewählten Daten ab, doch die involvierten Größenordnungen deuten generell auf eine Elastizitätskennziffer zwischen 0,1 und 0,2 hin. Das ist elastisch, aber nicht annähernd null, wie es die diesjährige Preisveränderung suggeriert.
Ebenso bedeutsam wie die unmittelbare Reagibilität der Gasnachfrage auf den Preis ist der Umstand, dass der Verbrauch sich nicht wieder erholte, als die Notierung sank. Ein Teil davon lässt sich durch die Zerstörung industrieller Kapazitäten in Europa erklären, doch der überwiegende Anteil spiegelte Effizienzverbesserungen, die Installation von Substitutionstechnologien wie Wärmepumpen sowie einen Zuwachs bei der erneuerbaren Stromerzeugung wider.
Zahlreiche Befürchtungen mit Blick auf diesen europäischen Winter beziehen sich auf die Tatsache, dass die Speicherkapazität in der EU zu weniger als 75 Prozent genutzt wird. Als Vergleich: Im Jahr 2023 betrug dieser Wert 98 Prozent, im Durchschnitt Mitte Oktober zwischen 2011 und 2025 lag er bei 90 Prozent. Obgleich Lagerbestände nur einen Teil der europäischen Wintergasversorgung ausmachen, ist die Menge des eingelagerten Gases ein irreführender Maßstab für die europäische Widerstandsfähigkeit – gerade weil der Verbrauch in den Jahren 2022 und 2023 drastisch zurückging und nicht wiederkehrte. Stattdessen sollten wir die Speicherung anhand der Anzahl von Tagen des durchschnittlichen Verbrauchs quantifizieren. Nach diesen alternativen Messgrößen bewegen sich die europäischen Gaslagerbestände nahe am historischen Durchschnitt.
Neue Bezugsquellen und abnehmende Gasabhängigkeit
Lagerbestände nahe dem saisonalen Normalniveau zuzüglich eines nur geringfügigen Rückgangs der globalen Gas- und LNG-Versorgung rechtfertigen keine Verdreifachung der Preise. Es überrascht daher nicht, dass die Europäische Kommission recht zuversichtlich hinsichtlich der Aussichten für die Gaslieferungen in diesem Winter ist. Im Jahr 2022 erreichten die Strompreise zeitgleich mit den Gaspreisen aus zwei Gründen ihren Höhepunkt: Die französische Kernenergieproduktion litt unter zahlreichen Ausfällen, und der Großhandelsstrompreis wurde im Regelfall durch den Gaspreis bestimmt. Keiner dieser beiden Faktoren trifft auf 2026 zu. In Spanien diktierten die Gaspreise einst in 80 Prozent der Zeit den Strompreis; dieser Anteil ist inzwischen auf 20 Prozent gesunken. Auch Frankreichs und Deutschlands Abhängigkeit von Gas zur Strompreisbildung ist rückläufig. Italien hingegen bleibt stark von diesem Brennstoff abhängig, was die Preisfindung für seinen Strom betrifft.
Die Futures-Preise für europäisches Erdgas sind 2026 parallel zum Spotpreis angestiegen. Gleichwohl sollte niemand voreilig auf eine Fortsetzung dieser Rally setzen. Für Rohstoffanleger, die in Gas-Futures oder entsprechende Derivate investiert sind, bedeutet dies: Kurzfristige Panik könnte übertrieben sein, doch selektive Chancen bieten sich insbesondere bei Förderunternehmen außerhalb der Hormus-Region, die von den verschobenen Lieferströmen profitieren.
Fazit für Rohstoffinvestoren
Die fundamentalen Daten des Gasmarktes stützen die gegenwärtige Preishausse nur bedingt. Die physische Angebotsverknappung beträgt lediglich rund 4 Prozent, während sich der Preis verdreifacht hat – eine Diskrepanz, die mittelfristig Korrekturpotenzial birgt. Rohstofforientierte Anleger sollten die Speichersituation differenziert betrachten: Gemessen in Verbrauchstagen liegen die Reserven im historischen Mittel, was die tatsächliche Versorgungssicherheit deutlich robuster erscheinen lässt, als die prozentualen Füllstände suggerieren. Die strukturelle Verschiebung weg von Gas in der europäischen Stromerzeugung – beschleunigt durch den Ausbau erneuerbarer Energien und die Erholung der französischen Kernkraft – wird den Gasbedarf in den kommenden Jahren weiter dämpfen. Prognosen der IEA deuten darauf hin, dass der europäische Gasverbrauch bis 2027 um weitere 12 Prozent sinken könnte, bis 2029 um kumulativ 25 Prozent und bis 2030 sogar um 30 Prozent gegenüber dem Niveau von 2021. Für Investoren im Rohstoffsektor bedeutet dies: Während kurzfristige Preisspitzen bei Gas nicht ausgeschlossen sind, spricht der langfristige Nachfragetrend in Europa für eine strategische Neuausrichtung hin zu Metallen und Mineralien, die für die Energiewende benötigt werden – von Kupfer über Lithium bis zu Seltenen Erden.