Analysen zeigen, dass die geringeren LNG‑Transporte durch die Straße von Hormus das weltweite Angebot reduziert und gleichzeitig die Preisunterschiede zwischen den regionalen Gasbenchmarks vergrößert haben . Schätzungen zufolge könnten etwa 80 Millionen Tonnen LNG pro Jahr – rund 19 % der globalen Kapazität – durch die Störungen im Zusammenhang mit dem Konflikt betroffen sein .

Für Europa bedeutet das: Ein wichtiger Puffer im globalen LNG‑Markt fällt teilweise weg.

Asien zieht mehr LNG‑Ladungen an

Parallel dazu zieht die Nachfrage in Asien wieder an.

Große Importländer wie China und Südkorea erhöhen ihre LNG‑Käufe für Sommerverbrauch und Speicheraufbau. Dadurch verschärft sich der Wettbewerb um frei verfügbare Spot‑Ladungen. Händler leiten flexible Lieferungen häufig dorthin um, wo der höhere Preis gezahlt wird – derzeit zunehmend nach Asien .

Das Grundprinzip des LNG‑Handels ist simpel: Die Ladung fährt dorthin, wo der Nettopreis am attraktivsten ist. Wenn asiatische Käufer mehr bieten, verliert Europa leicht den Zuschlag.

TTF über 50 €/MWh – Europas Preissignal an den Markt

Der niederländische Handelsplatz Title Transfer Facility (TTF), Europas wichtigster Gaspreis‑Benchmark, ist inzwischen wieder über 50 Euro pro Megawattstunde gestiegen.

Dieser Preisanstieg ist nicht nur ein Zeichen der Knappheit, sondern auch ein Signal: Europa muss höhere Preise bieten, um LNG‑Lieferungen anzuziehen. Gleichzeitig spiegelt der Preisaufschlag das Risiko geopolitischer Spannungen und unsicherer Lieferketten wider.

Sollten die asiatische Nachfrage weiter steigen oder Lieferstörungen länger anhalten, könnten europäische Gaspreise erneut zulegen, warnen Marktanalysten .

Europa startet mit niedrigen Speicherständen in die Auffüllsaison

Ein weiterer Schwachpunkt: die Gasspeicher.

Am 1. April waren die EU‑Speicher im Schnitt nur zu etwa 28 % gefüllt – rund 314 TWh beziehungsweise etwa 29 Milliarden Kubikmeter Gas. Das ist niedriger als in den drei Jahren zuvor und zudem stark unterschiedlich zwischen den Mitgliedstaaten verteilt .

Da Europa mit weniger Reserven in die Auffüllphase gestartet ist, sind kontinuierlich hohe LNG‑Importe über den Sommer notwendig, um die Ziele für den Winter zu erreichen. Jeder Lieferausfall oder Nachfrageanstieg wirkt sich deshalb stärker auf Preise und Speicherstände aus.

Sommernachfrage erhöht den Druck

Auch saisonale Effekte spielen eine Rolle.

Bei Hitze steigt der Gasverbrauch in vielen Stromsystemen, weil mehr Strom für Klimaanlagen erzeugt werden muss. Gleichzeitig pumpen Speicherbetreiber Gas in unterirdische Lagerstätten, um sich auf den Winter vorzubereiten.

Diese Kombination – laufender Verbrauch plus Speicherbefüllung – sorgt dafür, dass Europa im Sommer besonders große LNG‑Mengen importieren muss. Wenn gleichzeitig Asien stärker einkauft, wird das globale Gleichgewicht schnell enger.

Unterschiedliche Preisprognosen der Analysten

Wie sich der Markt entwickelt, ist unter Experten umstritten.

Die Internationale Energieagentur (IEA) erwartet, dass die LNG‑Importe in Asien im Jahr 2026 wieder steigen könnten, nachdem sie 2025 zurückgegangen waren. Das würde den globalen Wettbewerb um LNG weiter verschärfen .

ING sieht die mittelfristige Perspektive optimistischer: Neue Exportkapazitäten, vor allem aus den USA und Katar, könnten das Angebot ausweiten und europäische Gaspreise im Durchschnitt eher in Richtung 30 €/MWh drücken – auch wenn kurzfristige Schwankungen wegen niedriger Speicher wahrscheinlich bleiben .

Bank of America ist vorsichtiger. Trotz einer leicht gesenkten Prognose erwartet die Bank für 2026 durchschnittliche europäische Gaspreise von etwa 55 €/MWh, vor allem wegen niedriger Lagerbestände und der Herausforderung, die Speicher schnell wieder zu füllen .

Goldman Sachs wiederum warnt, dass der Markt die Risiken rund um die Straße von Hormus unterschätzen könnte. Eine stärkere asiatische Nachfrage könnte die europäischen Preise deutlich nach oben treiben, wenn sich der Wettbewerb um LNG‑Ladungen verschärft .

Das eigentliche Risiko: wenig Spielraum vor dem Winter

Ein akuter Gasmangel in Europa ist derzeit unwahrscheinlich. Doch die Struktur des Marktes hat sich verändert.

Europa hängt stärker als früher vom global gehandelten LNG ab. Damit werden Preise und Versorgung zunehmend von geopolitischen Ereignissen, Schifffahrtsstörungen und Nachfrageentwicklungen in Asien bestimmt.

Wenn die Speicher niedrig starten und gleichzeitig mehr Regionen um dieselben LNG‑Ladungen konkurrieren, reichen schon moderate Schocks – etwa Hitzewellen, weitere Lieferprobleme oder steigende asiatische Nachfrage –, um die Preise deutlich nach oben zu treiben.

Genau deshalb sorgt der zweite monatliche Rückgang der LNG‑Importe derzeit für Aufmerksamkeit: Er zeigt, wie schnell sich das Gleichgewicht im globalen Gasmarkt verschieben kann – ausgerechnet zu dem Zeitpunkt, an dem Europa seine Vorräte für den nächsten Winter aufbauen muss.

Analysen zeigen, dass die geringeren LNG‑Transporte durch die Straße von Hormus das weltweite Angebot reduziert und gleichzeitig die Preisunterschiede zwischen den regionalen Gasbenchmarks vergrößert haben . Schätzungen zufolge könnten etwa 80 Millionen Tonnen LNG pro Jahr – rund 19 % der globalen Kapazität – durch die Störungen im Zusammenhang mit dem Konflikt betroffen sein .

Für Europa bedeutet das: Ein wichtiger Puffer im globalen LNG‑Markt fällt teilweise weg.

Asien zieht mehr LNG‑Ladungen an

Parallel dazu zieht die Nachfrage in Asien wieder an.

Große Importländer wie China und Südkorea erhöhen ihre LNG‑Käufe für Sommerverbrauch und Speicheraufbau. Dadurch verschärft sich der Wettbewerb um frei verfügbare Spot‑Ladungen. Händler leiten flexible Lieferungen häufig dorthin um, wo der höhere Preis gezahlt wird – derzeit zunehmend nach Asien .

Das Grundprinzip des LNG‑Handels ist simpel: Die Ladung fährt dorthin, wo der Nettopreis am attraktivsten ist. Wenn asiatische Käufer mehr bieten, verliert Europa leicht den Zuschlag.

TTF über 50 €/MWh – Europas Preissignal an den Markt

Der niederländische Handelsplatz Title Transfer Facility (TTF), Europas wichtigster Gaspreis‑Benchmark, ist inzwischen wieder über 50 Euro pro Megawattstunde gestiegen.

Dieser Preisanstieg ist nicht nur ein Zeichen der Knappheit, sondern auch ein Signal: Europa muss höhere Preise bieten, um LNG‑Lieferungen anzuziehen. Gleichzeitig spiegelt der Preisaufschlag das Risiko geopolitischer Spannungen und unsicherer Lieferketten wider.

Sollten die asiatische Nachfrage weiter steigen oder Lieferstörungen länger anhalten, könnten europäische Gaspreise erneut zulegen, warnen Marktanalysten .

Europa startet mit niedrigen Speicherständen in die Auffüllsaison

Ein weiterer Schwachpunkt: die Gasspeicher.

Am 1. April waren die EU‑Speicher im Schnitt nur zu etwa 28 % gefüllt – rund 314 TWh beziehungsweise etwa 29 Milliarden Kubikmeter Gas. Das ist niedriger als in den drei Jahren zuvor und zudem stark unterschiedlich zwischen den Mitgliedstaaten verteilt .

Da Europa mit weniger Reserven in die Auffüllphase gestartet ist, sind kontinuierlich hohe LNG‑Importe über den Sommer notwendig, um die Ziele für den Winter zu erreichen. Jeder Lieferausfall oder Nachfrageanstieg wirkt sich deshalb stärker auf Preise und Speicherstände aus.

Sommernachfrage erhöht den Druck

Auch saisonale Effekte spielen eine Rolle.

Bei Hitze steigt der Gasverbrauch in vielen Stromsystemen, weil mehr Strom für Klimaanlagen erzeugt werden muss. Gleichzeitig pumpen Speicherbetreiber Gas in unterirdische Lagerstätten, um sich auf den Winter vorzubereiten.

Diese Kombination – laufender Verbrauch plus Speicherbefüllung – sorgt dafür, dass Europa im Sommer besonders große LNG‑Mengen importieren muss. Wenn gleichzeitig Asien stärker einkauft, wird das globale Gleichgewicht schnell enger.

Unterschiedliche Preisprognosen der Analysten

Wie sich der Markt entwickelt, ist unter Experten umstritten.

Die Internationale Energieagentur (IEA) erwartet, dass die LNG‑Importe in Asien im Jahr 2026 wieder steigen könnten, nachdem sie 2025 zurückgegangen waren. Das würde den globalen Wettbewerb um LNG weiter verschärfen .

ING sieht die mittelfristige Perspektive optimistischer: Neue Exportkapazitäten, vor allem aus den USA und Katar, könnten das Angebot ausweiten und europäische Gaspreise im Durchschnitt eher in Richtung 30 €/MWh drücken – auch wenn kurzfristige Schwankungen wegen niedriger Speicher wahrscheinlich bleiben .

Bank of America ist vorsichtiger. Trotz einer leicht gesenkten Prognose erwartet die Bank für 2026 durchschnittliche europäische Gaspreise von etwa 55 €/MWh, vor allem wegen niedriger Lagerbestände und der Herausforderung, die Speicher schnell wieder zu füllen .

Goldman Sachs wiederum warnt, dass der Markt die Risiken rund um die Straße von Hormus unterschätzen könnte. Eine stärkere asiatische Nachfrage könnte die europäischen Preise deutlich nach oben treiben, wenn sich der Wettbewerb um LNG‑Ladungen verschärft .

Das eigentliche Risiko: wenig Spielraum vor dem Winter

Ein akuter Gasmangel in Europa ist derzeit unwahrscheinlich. Doch die Struktur des Marktes hat sich verändert.

Europa hängt stärker als früher vom global gehandelten LNG ab. Damit werden Preise und Versorgung zunehmend von geopolitischen Ereignissen, Schifffahrtsstörungen und Nachfrageentwicklungen in Asien bestimmt.

Wenn die Speicher niedrig starten und gleichzeitig mehr Regionen um dieselben LNG‑Ladungen konkurrieren, reichen schon moderate Schocks – etwa Hitzewellen, weitere Lieferprobleme oder steigende asiatische Nachfrage –, um die Preise deutlich nach oben zu treiben.

Genau deshalb sorgt der zweite monatliche Rückgang der LNG‑Importe derzeit für Aufmerksamkeit: Er zeigt, wie schnell sich das Gleichgewicht im globalen Gasmarkt verschieben kann – ausgerechnet zu dem Zeitpunkt, an dem Europa seine Vorräte für den nächsten Winter aufbauen muss.