Der globale Erdgasmarkt verschiebt sich rasant von den Versorgungsknappheiten der letzten Jahre hin zu einem massiven strukturellen Überschuss. Die Preise an den wichtigsten Handelspunkten – dem amerikanischen Henry Hub und dem europäischen TTF – zeigen einen ausgeprägten Abwärtstrend. Der großflächige Ausbau neuer LNG-Verflüssigungskapazitäten im Atlantikraum trifft auf eine stagnierende industrielle Nachfrage und löst damit einen lehrbuchhaften Überproduktionszyklus aus, der die Marktbedingungen in den nächsten anderthalb Jahren bestimmen wird.
Eine globale Welle an LNG-Kapazitäten: In den Jahren 2026–2027 steht die weltweite Branche vor einer beispiellosen Welle von Inbetriebnahmen neuer Verflüssigungsanlagen. Die Inbetriebnahme von Megaprojekten in den USA (einschließlich Plaquemines und dem Ausbau von Corpus Christi) sowie der schrittweise Hochlauf der Kapazitäten im Mittleren Osten werden das globale LNG-Angebot jährlich um 7–10 % ausweiten. Dieses zusätzliche physische Volumen übersteigt die derzeitige Aufnahmekapazität des Marktes.
Abkühlende asiatische Nachfrage und Pipeline-Alternativen: Große asiatische Importeure haben ihr Tempo beim Zukauf von LNG-Spotmengen deutlich reduziert. Die regionale heimische Gasproduktion wächst stetig, während der Ausbau der großen Pipeline-Netze aus Nachbarregionen den teuren tiefgekühlten Brennstoff physisch verdrängt. Ein struktureller Wandel hin zu mehr Energieeffizienz bedeutet, dass der asiatische Markt nicht länger als bedingungsloser „Staubsauger“ für überschüssige globale Volumina fungieren kann.
Volle europäische Speicher und Nachfrageschranken: Europa geht mit historisch hohen Füllständen in den unterirdischen Gasspeichern (UGS) in neue Saisons. Selbst unter Berücksichtigung des schrittweisen gesetzlich geregelten Ausstiegs aus verbliebenen östlichen Importen bis 2027 bleibt der industrielle Gasverbrauch in der EU gedrückt und kehrt nicht zu den Vorkrisenwerten zurück. Die Logistikinfrastruktur für den Empfang der Ware ist vollständig etabliert, wodurch panikgetriebene Nachfragespitzen ausbleiben und die Importmargen für Lieferanten sinken.
Antwort: Ja, die Notierungen werden mehrjährige Tiefstände erreichen; eine Preisrückkehr auf die historischen Durchschnitte der vergangenen Jahre wird nicht stattfinden.
Die Inbetriebnahme neuer LNG-Terminals und die nachlassende Nachfrage setzen den Preisen enge Obergrenzen. Mittelfristig zerfällt dieser Gas-Superzyklus in zwei Phasen:
Horizont 2026 (Infrastruktur-Druck): In der zweiten Jahreshälfte, wenn neue amerikanische Exportterminals ihre Auslegungskapazitäten erreichen, wird der überschüssige Druck zunehmend auf den Henry Hub zielen. Die US-Inlandspreise werden in einem gedrückten Korridor von 2,10–2,45 US-Dollar je MMBtu verharren. In Europa werden sich die TTF-Preise vor dem Hintergrund hoher Speicherfüllstände vor dem Winter auf 28–32 Euro je MWh nach unten anpassen, wobei lokale Ausschläge nur im Falle extremer Wetteranomalien möglich sind.
Horizont 2027 (Voll ausgeprägter Überschuss): Bis Anfang 2027 erreicht der globale LNG-Überschuss seinen Höhepunkt, da wichtige Bauprojekte im Mittleren Osten abgeschlossen werden. Der Markt wird mit einem Angebotsüberhang konfrontiert, der die Anbieter zu einem harten Wettbewerb um Abnehmer zwingt. Unter diesen Bedingungen droht der durchschnittliche Henry-Hub-Preis in einer Art „Hungerkost“-Spanne von 2,50–2,80 US-Dollar je MMBtu zu verharren. Für den europäischen TTF-Hub beginnt eine Phase maximalen Drucks: Die Notierungen können sich auf Niveaus von 22–26 Euro je MWh (7–8 US-Dollar je MMBtu) einpendeln und damit einen lang anhaltenden Boden für die gesamte Gasindustrie bilden.
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