Market Insights: Gasspeicher zur Halbzeit – Rückstand im Hochsommer und die Folgen für den Winter 2026/27

Ende Juli ist in der Gaswirtschaft traditionell der Moment für einen Zwischenstand: Die Einspeichersaison ist etwa zur Hälfte vorbei, und der Terminmarkt beginnt, den kommenden Winter ernsthaft zu bepreisen. In diesem Jahr fällt der Zwischenstand ernüchternd aus. Die europäischen Speicher liegen deutlich hinter den Vorjahren, und die erneute Eskalation am Persischen Golf hat die Preise in der vergangenen Woche auf den höchsten Stand seit Anfang 2023 getrieben. Für Unternehmen mit offenen Gasmengen für das Winterhalbjahr ist das kein Randthema mehr.

Europa: Aufholen ja, aber zu langsam

Zu Beginn der Einspeichersaison am 1. April waren die Speicher in der EU laut der europäischen Energieregulierungsagentur ACER nur zu 28 Prozent gefüllt, Anfang Juli zu rund 49 Prozent. Nach Daten des Analysehauses Kpler lag der Füllstand am 21. Juli bei 54,4 Prozent, ein Plus von 1,6 Prozentpunkten gegenüber der Vorwoche. Die Nettoeinspeisung betrug zuletzt 0,23 Milliarden Kubikmeter pro Tag und damit 0,05 Milliarden Kubikmeter weniger als im Fünfjahresschnitt. Der Abstand zu den Vorjahren wird also derzeit nicht kleiner.

ACER hat Anfang Juli vorgerechnet, dass die EU ihre LNG-Importe gegenüber 2025 um etwa 13 Prozent steigern müsste, um einen Füllstand von 90 Prozent zu erreichen. Ein Füllstand von 80 Prozent sei dagegen mit den LNG-Mengen des Vorjahres erreichbar. Genau beim LNG hakt es aber: In der Woche bis 22. Juli sanken die europäischen LNG-Importe laut Kpler um 21,7 Prozent auf 1,26 Millionen Tonnen.

Das Ziel ist flexibler, als die 90 Prozent vermuten lassen

Die überarbeitete EU-Gasspeicherverordnung hält am Zielwert von 90 Prozent fest, erlaubt aber, ihn zu einem beliebigen Zeitpunkt zwischen dem 1. Oktober und dem 1. Dezember zu erreichen. Bei ungünstigen Marktbedingungen dürfen die Mitgliedstaaten um bis zu 10 Prozentpunkte abweichen, per delegiertem Rechtsakt der Kommission sind weitere 5 Prozentpunkte möglich. Marktbeobachter wie Timera Energy rechnen für den Winterbeginn mit Füllständen von 70 bis 75 Prozent. Das wäre regelkonform, aber ein dünneres Polster als in den vergangenen Wintern.

Deutschland und Österreich: zwei unterschiedliche Ausgangslagen

In Deutschland meldet die Bundesnetzagentur für den 23. Juli einen Füllstand von 45,70 Prozent, nach 58,20 Prozent am selben Tag des Vorjahres. Am 1. April lag der Wert bei 21,83 Prozent. Die deutsche Gasspeicherfüllstandsverordnung verlangt zum 1. November 80 Prozent je Kavernenspeicher und einem Teil der Porenspeicher, für andere Porenspeicher 45 Prozent. Über alle Anlagen ergibt das nach Angaben des VKU einen Zielwert von etwa 70 Prozent. Unsere eigene Rechnung auf Basis der Bundesnetzagentur-Daten: Seit dem 1. Juli stieg der Füllstand um rund 0,17 Prozentpunkte pro Tag. Für 70 Prozent am 1. November wären ab jetzt rund 0,24 Prozentpunkte pro Tag nötig. Das Tempo müsste also spürbar anziehen.

Österreich steht relativ besser da. Die heimischen Speicher waren am 6. Juli laut ORF zu etwa 55 Prozent gefüllt, das entspricht 55,17 TWh bei einem Jahresverbrauch von rund 75 TWh. Das Wirtschaftsministerium hatte im Juni allerdings auch festgehalten, dass der Füllstand rund 10 Prozentpunkte unter dem Vorjahresniveau liegt. Die strategische Gasreserve von 20 TWh wurde bis 1. April 2029 verlängert.

Preise: Hormuz dominiert, und die Kurve bestraft das Einspeichern

Der TTF-Frontmonat schloss am 22. Juli laut Kpler bei 20,91 USD/MMBtu, 15,1 Prozent über dem Wert vom 15. Juli (18,17 USD/MMBtu) und damit auf dem höchsten Schlusskurs seit Januar 2023. In Euro gerechnet stieg der Frontmonat im Juli wieder über 60 EUR/MWh. Auslöser sind die erneuten Kampfhandlungen zwischen den USA und dem Iran, weniger Verladungen im katarischen Ras Laffan und eingeschränkte Schiffsbewegungen durch die Straße von Hormus. Zugleich lag der asiatische LNG-Preis am 22. Juli mit 22,00 USD/MMBtu wieder über TTF. Europa muss also um flexible Ladungen mit Asien konkurrieren.

Für die Speicherbefüllung ist ein zweiter Effekt fast wichtiger: Die TTF-Kurve steht in Backwardation, der Winter notiert unter dem Sommer. Wer heute einspeichert, kauft teurer ein, als er im Winter verkaufen kann. Der klassische Anreiz der Speicherbewirtschaftung fällt damit weg, und das erklärt einen Teil des schleppenden Tempos.

Was das für Ihre Beschaffung bedeutet

Ein niedriger Speicherstand ist für sich genommen kein Versorgungsproblem. Er macht den Winterpreis aber empfindlicher: für Kälte, für LNG-Ausfälle und für jede Nachricht aus dem Nahen Osten. Daraus ergeben sich einige vorsichtige Handlungsoptionen:

• Offene Wintermengen prüfen. Klären Sie, welcher Anteil Ihres Bedarfs für Q4 2026 und Q1 2027 noch ungesichert ist. Je höher dieser Anteil, desto stärker trifft Sie ein Preisausschlag bei knappen Speichern.
• Tranchen statt Einmalentscheidung. Die Backwardation macht Wintermengen gegenüber dem Spot rechnerisch günstiger, das Preisniveau ist aber insgesamt hoch. Eine gestaffelte Absicherung verteilt das Einstiegsrisiko auf mehrere Zeitpunkte.
• Vertragsklauseln lesen. Prüfen Sie Mengentoleranzen, Preisanpassungsrechte und Regelungen für Spotanteile in Ihren Lieferverträgen. In einem angespannten Winter entscheiden diese Details über die Kosten.
• Flexibilität vorbereiten. Wo Prozesse Brennstoffwechsel oder Lastverschiebung erlauben, lohnt es sich, die Voraussetzungen jetzt zu klären und nicht erst bei Preisspitzen.

Der Speicherstand ist in diesem Sommer der wichtigste Frühindikator für den Winterpreis. Wir beobachten ihn weiter und ordnen die Entwicklung laufend ein.

Sie möchten Ihre offenen Gasmengen für den Winter 2026/27 strukturiert durchgehen? Sprechen Sie uns an.

Quellen

• Quelle: ACER – The EU will need higher LNG imports to refill gas storage ahead of winter (Juli 2026)
• Quelle: Kpler – Global LNG and natural gas prices surge as US and Iran resume hot war (Juli 2026)
• Quelle: Bundesnetzagentur – Verlauf der Speicherfüllstände in Prozent (Juli 2026)
• Quelle: Europäisches Parlament – Amendment to Gas Storage Regulation (September 2025)
• Quelle: VKU – Nach EU-Trilog: Die Füllstandsziele der deutschen Gasspeicherfüllstandsverordnung bleiben (Juli 2025)
• Quelle: ORF – Verlängerung der strategischen Gasreserve beschlossen (Juli 2026)
• Quelle: BMWET – Österreichs Energieversorgung aktuell gesichert (Juni 2026)
• Quelle: European Gas Hub – European gas storage targets face growing pressure from weak market incentives (Juli 2026)
• Quelle: European Gas Hub – TTF gas price back above 60 EUR/MWh as geopolitical risks mount (Juli 2026)