Europas Gaspreise: Warum die Zeit billiger Energie nicht zuruckkehrt

37 Euro pro Megawattstunde. Das ist der TTF-Front-Month-Preis in dieser Woche — nach einem Anstieg von rund 30 Prozent innerhalb weniger Tage, ausgelost durch Kalteeinbruche und sinkende Speicherstande ¹. Die EU-Gasspeicher liegen bei 68 Prozent — dem niedrigsten Stand zu diesem Zeitpunkt seit dem Krisenwinter 2021 ². Der ursprungliche Titel dieses Themas — “Gaspreise fallen auf Vorkriegsniveau” — erweist sich als verfruhter Optimismus. Die Preise fallen nicht auf Vorkriegsniveau. Sie werden es strukturell nicht tun.

Deutschland startete am 1. November 2025 mit einem Fullstand von nur 75 Prozent in die Heizperiode — gegenuber 95 Prozent im Vorjahr ³. Die Differenz von 20 Prozentpunkten zeigt: Die Wiederbefullungsdynamik hat sich fundamental verandert. In der alten Welt konnte Gazprom auf Anforderung zusatzliche Mengen durch die Pipeline schicken. In der neuen Welt konkurriert Europa jeden Sommer auf dem globalen LNG-Spotmarkt mit asiatischen Kaufern um Tankschiffsladungen. Die Flexibilitat der russischen Pipeline existiert nicht mehr.

Preistreiber: Warum die Vorkriegspreise strukturell unerreichbar sind

Drei Faktoren erklaren, warum europaische Gaspreise dauerhaft hoher bleiben als vor Februar 2022.

Erstens: der Wegfall russischen Pipeline-Gases. Russland lieferte 2021 noch rund 155 Milliarden Kubikmeter Erdgas nach Europa — uber 40 Prozent des europaischen Bedarfs. Seit dem 1. Januar 2025 fließt kein russisches Gas mehr uber die Ukraine-Transitroute — der letzte Langfristvertrag zwischen Naftogaz und Gazprom ist ausgelaufen ⁴. Der verbleibende russische Anteil an EU-Gasimporten ist auf unter 15 Prozent gefallen, grosstenteils uber LNG und die TurkStream-Pipeline. LNG ist strukturell teurer als Pipeline-Gas: Verflussigung, Transport per Tankschiff und Regasifizierung addieren 8 bis 12 Euro pro Megawattstunde auf die Produktionskosten ⁵. Dieser Aufschlag verschwindet nicht — er ist physikalisch bedingt.

Zweitens: Norwegens Rolle als Europas wichtigster Gaslieferant ist maximal ausgelastet. Rund 48 Prozent des nach Deutschland importierten Erdgases stammen aus Norwegen ⁶. Equinors Felder in der Nordsee produzieren nahe ihrer Kapazitatsgrenze. Norwegen exportierte 2025 rund 122 Milliarden Kubikmeter Gas — fast ausschliesslich per Pipeline ⁶. Zusatzliche Mengen sind kurzfristig nicht verfugbar.

Drittens: die geopolitische Risikopramie. Der TTF reagiert unmittelbar auf jede Eskalation — ob im Nahen Osten, bei LNG-Infrastruktur oder in den Transitlandern. Goldman Sachs hat seine TTF-Prognose fur 2026 angehoben — mit Verweis auf kalte Witterung und angespannte Bilanzen ¹. Selbst im optimistischen Szenario liegt der prognostizierte Jahresdurchschnitt bei 29 Euro — fast doppelt so hoch wie vor dem Krieg ⁷.

Gasspeicher 2025/26: Niedrigster Stand seit 2021

Die europaischen Gasspeicher erzahlen in diesem Winter eine besorgniserregende Geschichte. Die EU-Speicher lagen Ende 2025 bei rund 61 Prozent — gegenuber 72 Prozent zum gleichen Zeitpunkt im Vorjahr ². In der dritten Januarwoche 2026 sind sie auf 68 Prozent gefallen, den niedrigsten Stand seit 2021.

Die Ursachen sind klar: kalter Winter, hoher Verbrauch, und eine Einspeicherdynamik, die ohne russische Pipeline-Flexibilitat strukturell geschwacht ist. Kpler prognostiziert, dass die EU-27-Speicher zum Winterende bei nur 36 Prozent stehen werden — deutlich unter den Vorjahreswerten ². Die Wiederbefullung bis November 2026 auf die gesetzlich vorgeschriebenen 90 Prozent erfordert dann massive LNG-Importe zu Sommerpreisen, die mit der asiatischen Nachfrage konkurrieren.

Die EU hat ihren Gasverbrauch seit 2021 um rund 20 Prozent gesenkt — nicht primar durch Effizienz, sondern durch Nachfragezerstorung in der Industrie und milde Winter in den Vorjahren ⁴. Dieser Puffer funktioniert: Die Speicher sind prozentual niedriger, aber der absolute Verbrauch ist ebenfalls geringer. Ein kalter Februar konnte dieses Gleichgewicht jedoch kippen.

Industrielle Konsequenzen: Energiekosten als Standortfaktor

Fur die deutsche Industrie ist der dauerhaft hohere Gaspreis keine abstrakte Marktzahl — er ist ein Standortfaktor. Die energieintensiven Branchen — Chemie, Glas, Keramik, Papier — kalkulieren mit Gaskosten, die 50 bis 100 Prozent uber dem Vorkriegsniveau liegen. BASF hat seine Standortverlagerung nach China explizit mit Energiekosten begrundet. Wacker Chemie, Lanxess und zahlreiche Mittelstandler haben Produktionslinien gedrosselt oder verlagert.

Die industrielle Gasnachfrage in Deutschland ist gegenuber 2021 um rund 20 Prozent gesunken — nicht weil die Industrie effizienter geworden ist, sondern weil Produktion abgewandert ist. Das ist Nachfragezerstorung, keine Effizienzsteigerung. Die schwache Nachfrage druckt zwar den Gaspreis — aber sie druckt auch das BIP.

Fur Anleger bedeutet das: Wer in europaische Industrieunternehmen investiert, muss deren Energiekostenstruktur als permanenten Wettbewerbsnachteil gegenuber US- und asiatischen Wettbewerbern einpreisen. Die Energiekostendifferenz zwischen Deutschland und den USA hat sich seit 2021 verdreifacht — und wird sich mit der LNG-basierten Versorgungsstruktur nicht schliessen.

Daten & Evidenz

Haufig gestellte Fragen

Werden die europaischen Gaspreise jemals wieder auf Vorkriegsniveau fallen?
Strukturell nein. Der LNG-Aufschlag von 8 bis 12 EUR/MWh fur Verflussigung und Transport ist physikalisch bedingt und permanent. Selbst Goldman Sachs’ Prognose von 29 EUR/MWh Jahresdurchschnitt liegt fast doppelt so hoch wie vor dem Ukraine-Krieg.

Wie voll sind die europaischen Gasspeicher?
Die EU-Gasspeicher lagen in der dritten Januarwoche 2026 bei rund 68 Prozent — dem niedrigsten Stand seit 2021 zu diesem Zeitpunkt. Deutschland startete die Heizperiode 2025/26 mit nur 75 Prozent (Vorjahr: 95 Prozent).

Was passiert mit russischem Gas nach dem Transit-Stopp?
Seit dem 1. Januar 2025 fließt kein russisches Gas mehr uber die Ukraine-Transitroute. Der verbleibende russische Anteil an EU-Importen (unter 15 Prozent) kommt uber LNG und die TurkStream-Pipeline. Die vollstandige Diversifizierung ist noch nicht abgeschlossen.

Kernaussagen

• TTF notiert im Januar 2026 bei rund 37 EUR/MWh nach einem Wochenanstieg von 30 Prozent — strukturell fast doppelt so hoch wie das Vorkriegsniveau.
• EU-Gasspeicher bei 68 Prozent — niedrigster Stand seit 2021. Deutschland startete die Heizperiode 2025/26 mit nur 75 Prozent Fullstand.
• Seit Januar 2025 fließt kein russisches Gas mehr uber die Ukraine-Route — der LNG-Aufschlag von 8-12 EUR/MWh macht eine Ruckkehr zu Vorkriegspreisen physikalisch unmoglich.
• Norwegen liefert 48 Prozent des deutschen Gasimports, produziert aber an der Kapazitatsgrenze — Zusatzmengen sind nicht verfugbar.

Quellen

Alle Analysen zu Energiemarkten, Gasversorgung und Rohstoffen finden Sie im Energiewende & Rohstoffe Silo.