Die europäische Gas-Forward-Kurve hat sich in kurzer Zeit massiv verschoben. Steigende Risikoprämien und eine physische Marktverknappung sorgen für höhere Preise über alle Laufzeiten hinweg. Für Versorger wird eine disziplinierte Beschaffungsstrategie damit immer wichtiger.
Der europäische Gasmarkt tritt unter erheblichem Druck in die nächste Speicherbefüllungssaison ein. In den vergangenen Wochen hat der europäische Referenzhandelsplatz Title Transfer Facility (TTF) deutlich auf die eskalierenden Spannungen im Nahen Osten reagiert, wobei sich die Terminstrukturkurve über sämtliche Laufzeiten hinweg neu bewertet hat. Was auf den ersten Blick wie ein weiterer geopolitisch bedingter Preissprung erscheinen mag, ist in Wirklichkeit das Ergebnis sowohl physischer Marktverknappung als auch steigender Risikoprämien. Die zentrale Frage für Versorger lautet daher, was dies unter den aktuellen Bedingungen für Beschaffungsplanung und Absicherungsstrategien bedeutet.
Marktreaktion
Ein Vergleich zweier Bewertungszeitpunkte zeigt, wie stark sich die Terminstrukturkurve innerhalb kurzer Zeit verschoben hat. Am 27. Februar, noch vor der jüngsten Eskalation der geopolitischen Spannungen, wurde der April-2026-Kontrakt mit 31,96 Euro je Megawattstunde (MWh) bewertet, während der Sommer-2026-Kontrakt bei 31,34 Euro je MWh und der Winter-2026-Kontrakt bei 31,45 Euro je MWh lag. Bis zum 13. März (13:00 Uhr) waren die Preise über sämtliche Laufzeiten hinweg deutlich gestiegen am europäischen Referenzhandelsplatz TTF. Der April-2026-Kontrakt stieg auf 49,08 Euro je MWh, was einem Anstieg von rund 53,6 Prozent entspricht.
Der Sommer-2026-Kontrakt kletterte auf 48,08 Euro je MWh, ein Plus von etwa 53,4 Prozent, während der Winter-2026-Kontrakt auf 45,80 Euro je MWh stieg, was einem Zuwachs von rund 45,7 Prozent entspricht. Die Neubewertung entlang der Kurve deutet darauf hin, dass Marktteilnehmer höhere Risikoprämien sowie einen stärkeren Wettbewerb um LNG-Lieferungen einpreisen, wobei insbesondere auf kurz- und mittelfristige Lieferperioden erheblicher Aufwärtsdruck besteht. Verstärkt wird dieser Effekt zudem durch einen Mangel an LNG-Tankern infolge längerer Transportdistanzen.
Marktsignale
Der starke Anstieg der Backwardation zwischen den April-2026- und Winter-2026-Kontrakten (der Spread ist seit Ende Februar um 643 Prozent gestiegen) signalisiert einen deutlichen Anstieg der Convenience Yield und spiegelt die gestiegene Zahlungsbereitschaft des Marktes für kurzfristig verfügbares Gas wider.
Der Übergang von einem früheren Käufermarkt, geprägt von einem relativen LNG-Überangebot, hin zu einem Verkäufermarkt hat den Sommer-2026-Kontrakt zu einem entscheidenden Referenzpunkt gemacht. Versorger, die ihre Positionen vor der Eskalation nicht abgesichert haben, stehen nun vor einer Saison, in der kurzfristige Angebotsengpässe und erhöhte Terminpreise eine besonders sorgfältige Beschaffungs- und Risikomanagementstrategie erfordern.
Zwischen dem 27. Februar und dem 13. März fiel der implizite Net Carry für den Sommer-2026-TTF-Kontrakt, unter Verwendung eines effektiven Lieferzeitpunkts Mitte Juli, von rund -8,6 Prozent pro Jahr auf -26,2 Prozent pro Jahr.
Diese numerische Veränderung verdeutlicht, wie schnell der Markt begonnen hat, eine Prämie für kurzfristig verfügbares Gas einzupreisen, und bestätigt, dass die Neubewertung der Terminstrukturkurve durch eine deutlich gestiegene Knappheit sowie die zunehmende Dringlichkeit der Versorgungssicherung getrieben wurde.
Auch in den Stromerzeugungsmargen zeigen sich die Auswirkungen deutlich. Am 26. März 2026 lag der Clean Spark Spread für April bei -12,91 Euro je MWh, während der Mai-2026-Kontrakt bei -21,88 Euro je MWh und der Q3-2026-Kontrakt bei -4,54 Euro je MWh notierte. Damit wird praktisch jede Gasturbine oder thermische Anlage, unabhängig von ihrem Wirkungsgrad, zu einem Verlustgeschäft. Niedrigere CO₂-Zertifikatspreise stützen derzeit hingegen die Kohleverstromung, wobei der Clean Dark Spread für April bei 1,85 Euro je MWh liegt.
Angesichts negativer CSS-Niveaus über die gesamte Saison hinweg besteht für Versorger kaum ein wirtschaftlicher Anreiz, zusätzliche Gasmengen zu beschaffen.
Angesichts negativer CSS-Niveaus über die gesamte Saison hinweg besteht für Versorger kaum ein wirtschaftlicher Anreiz, zusätzliche Gasmengen zu beschaffen, abgesehen davon, eine weitere Marktverknappung zu verhindern und die EU-Speicherziele zu erfüllen. Vor diesem Hintergrund lohnt sich ein Blick auf die aktuelle Situation der europäischen Gasspeicher.
Physische Fundamentaldaten
Der Füllstand der EU-Gasspeicher liegt derzeit bei 29 Prozent und damit deutlich unter dem Fünfjahresdurchschnitt von 42 Prozent. Die absoluten Bestände belaufen sich auf 331,9 Terawattstunden (TWh) und liegen damit rund 145 TWh unter dem Fünfjahresdurchschnitt. Dieses erhebliche Defizit verstärkt den jüngsten Preisanstieg in Europa zusätzlich.
Um die vorgeschriebenen Speicherziele bis zum 1. Dezember zu erreichen, müsste Europa monatlich mindestens 134,6 TWh einspeichern, was etwa 4,5 TWh pro Tag entspricht. Das entspricht etwa drei bis fünf LNG-Tankern pro Tag beziehungsweise rund 110 Ladungen pro Monat. Angesichts von weltweit rund 800 aktiven LNG-Tankern (vor einer möglichen Schließung der Straße von Hormus) wird dies in den kommenden Monaten zu einem zentralen Beobachtungspunkt für den Markt.
Keine Bedenken wegen der Gasspeicherstände
Gleichzeitig erklärte die Sprecherin der EU-Kommission für Energie, Anna-Kaisa Itkonen, bei einer Pressekonferenz in Brüssel: "Wir liegen bei etwa 30 Prozent der Kapazität, was vollständig im historischen Durchschnitt liegt." Zudem sehe man "keine Probleme bei der Befüllung der Speicher", fügte sie hinzu und verwies darauf, dass die Mitgliedstaaten bei der jüngsten Sitzung der Gas Coordination Group keine Bedenken geäußert hätten.
Gleichzeitig ist die Gasnachfrage in Deutschland bislang nicht wesentlich höher ausgefallen als in den Vorjahren, mit Verbrauchswerten, die weitgehend denen von 2025 entsprechen. Mittelfristig wird insbesondere im Industriesektor sowie bei kleineren Unternehmen ohne ausgeprägte Absicherungsmechanismen mit einem Rückgang der Nachfrage gerechnet. Wie BCG bereits im September 2025 feststellte, "ist in Deutschland beispielsweise ein Fünftel der industriellen Wertschöpfung gefährdet, maßgeblich getrieben durch hohe Energiekosten".
Disziplinierte Absicherungsstrategie entscheidend
Dies verdeutlicht, wie stark das aktuelle Preisniveau die Gasnachfrage belasten könnte. Insgesamt tritt der Markt damit in eine Phase ein, in der Richtungspositionierungen stark anfällig für plötzliche geopolitische Veränderungen bleiben, die durch angespannte Fundamentaldaten zusätzlich verstärkt werden.
In einem solchen Umfeld werden ein klares Verständnis der Marktdynamik sowie eine disziplinierte Absicherungsstrategie entscheidend sein, um Risiken in den kommenden Monaten zu steuern.
