Gasspeicherfüllstände, Winterrisiko, sowie Auswirkungen auf die Terminkurve

Die deutschen Gasspeicher weisen Ende August 2026 einen für diese Jahreszeit sehr niedrigen Füllstand von nur etwas mehr als 50 % auf. Damit liegt die Befüllung deutlich unter dem Vorjahresniveau. Zwar haben sich die Einspeicherraten zuletzt erhöht, bis zum Beginn der Heizperiode verbleibt jedoch nur noch ein begrenztes Zeitfenster zur weiteren Befüllung. Die aktuell geltenden nationalen Füllstandsvorgaben sehen für den 1. November grundsätzlich 80 % vor, wobei für mehrere große Speicher reduzierte Zielwerte von 45 % gelten. 

 

Droht nun die Ein-/Weiterführung einer neuen/alten Umlage? 

Eine Unterschreitung der Speicherziele führt nicht automatisch zu einer erneuten Gasspeicherumlage. Seit dem 1. Januar 2026 wird die bisherige Umlage von zuletzt 2,89 €/MWh nicht mehr erhoben. Kosten gegebenenfalls notwendiger Befüllungsmaßnahmen durch Trading Hub Europe werden grundsätzlich vom Bund getragen. Lediglich für außergewöhnliche Versorgungssituationen enthält das EnWG bis März 2027 die Möglichkeit, per Rechtsverordnung erneut eine Umlage einzuführen. 

 

Welche Auswirkungen sind derzeitig am Gasmarkt zu sehen? 

Für die Energiebeschaffung liegt das aktuell größere Risiko daher in den Auswirkungen niedriger Speicherstände auf die Großhandelspreise. Ein erhöhter Befüllungsbedarf vor dem Winter verstärkt Europas Abhängigkeit von verfügbaren LNG- und Pipelineimporten und erhöht insbesondere bei kaltem Wetter, konkurrierender LNG-Nachfrage oder Angebotsstörungen die Preis- und Volatilitätsrisiken. 

 

Welche Handlungsoptionen ergeben sich für die Beschaffung? 

Besonders relevant ist dabei die Wirkung auf das Frontjahr 2027. Die aktuelle Speicherproblematik betrifft unmittelbar die Versorgungslage im Winter 2026/27 und damit auch die Ausgangssituation für die Wiederbefüllung im Frühjahr und Sommer 2027. Ein kalter Winter mit hohen Ausspeichermengen könnte dazu führen, dass Europa mit niedrigen Speicherständen in das Frühjahr 2027 startet und entsprechend hohe Wiederbefüllungsmengen beschaffen muss. Diese Risiken können sich in Form einer erhöhten Risikoprämie insbesondere auf kurzfristige Gasprodukte sowie das Frontjahr auswirken. 

Die weiter entfernten Lieferjahre 2028 ff. sind von der aktuellen Speicherknappheit dagegen weniger unmittelbar betroffen. Die heutige Terminkurve kann daher erhebliche Preisabstände zwischen dem Frontjahr und den Folgejahren aufweisen. Neben einer geringeren unmittelbaren Winterrisikoprämie reflektieren die weiter entfernten Produkte unter anderem die Erwartung zusätzlicher globaler LNG-Kapazitäten und einer mittelfristigen Entspannung der Angebotsseite. Gleichzeitig bleiben geopolitische und strukturelle Risiken bestehen. 

Für die Beschaffungsstrategie kann es sich daher anbieten, den Fokus nicht ausschließlich auf das aktuell stärker risikobehaftete Frontjahr zu legen. Sofern die Lieferjahre 2028 ff. gegenüber 2027 deutliche Preisabschläge aufweisen, kann geprüft werden, bereits heute Teilmengen dieser Jahre zu fixieren und damit das niedrigere Preisniveau der weiter entfernten Terminkurve abzusichern. Für 2027 kann dagegen – abhängig von bestehender Eindeckungsquote, Risikobudget und Preisniveau – ein selektiveres Vorgehen sinnvoll sein. 

Fazit: Jetzt prüfen, später profitieren

Die geplante EnEfG-Novelle könnte sowohl Entlastungen als auch neue Anforderungen bringen. Für Unternehmen mit bestehender ISO 14001 bietet sie zugleich die Chance, vorhandene Managementstrukturen gezielt zu nutzen und zusätzliche Prozesse zu vermeiden.

Noch ist die Novelle nicht in Kraft. Gerade deshalb lohnt sich eine frühzeitige Prüfung: Wie hoch ist der eigene Energieverbrauch? Welche Pflichten könnten künftig greifen? Und welche bestehenden Strukturen lassen sich bereits nutzen?

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