ENERGIEPREISE
Erdgaspreis aktuell: Preis, Entwicklung & Prognose 2026
14.03.2026
Aktueller Erdgaspreis auf Basis des TTF-Benchmarks — mit Trendanalyse, Szenarien und Einkaufsempfehlungen für die industrielle Beschaffung in DACH.
AT A GLANCE
- Der Erdgaspreis ist seit Anfang März massiv gestiegen. Anfang März 2026 stieg der TTF-Spotpreis kurzzeitig auf fast 70 EUR/MWh — ein Anstieg von rund 90 % gegenüber dem Schluss der Vorwoche. Aktuell (12. März) liegt der TTF-Front-Month bei rund 49,69 EUR/MWh, immer noch deutlich über dem Februardurchschnitt von 32,32 EUR/MWh (+54 %).
- Für die nächsten Wochen spricht mehr für hohe und volatile Preise als für eine schnelle Rückkehr auf das Februarniveau. QatarEnergy hat die LNG-Produktion in Ras Laffan und Mesaieed nach Drohnenangriffen eingestellt — das betrifft rund 20 % des globalen LNG-Angebots. Die Straße von Hormus ist für den Schiffsverkehr weitgehend blockiert. Europa startet mit niedrigeren Reserven in die Wiederbefüllung, und Gas ist für viele Industrieprozesse nicht nur Energie-, sondern auch Rohstoffbasis.
- Besonders exponiert sind gasintensive Industrien und Warengruppen mit hohem Prozesswärme- oder Feedstock-Anteil. Eurostat nennt die chemische und petrochemische Industrie als größten industriellen Energieverbraucher in der EU und verweist auf ihre starke Abhängigkeit von Erdgas; die IEA ergänzt, dass Gas in Europa ein wichtiger Input für industrielle Prozesse sowie für Düngemittel und Kunststoffe ist. Italien und Belgien sind innerhalb der EU besonders exponiert, da Katar rund 30 % der italienischen und 8 % der belgischen LNG-Importe ausmacht.
Contents
What is driving the price right now?
Der aktuelle Preissprung ist vor allem ein LNG-Versorgungsschock. Am 2. März stellte QatarEnergy nach Drohnenangriffen aus dem Iran die LNG-Produktion in Ras Laffan und Mesaieed ein. Qatar liefert rund 20 % des globalen LNG-Handels. Die Straße von Hormus ist seitdem für den Schiffsverkehr weitgehend gesperrt. Die TTF-Benchmark sprang daraufhin um fast 90 % nach oben. Deutschland selbst ist bei physischem Gas aktuell stabil versorgt. Der Markt preist aber das Risiko ein, dass Europa in der Speicherbefüllung wieder stärker um LNG konkurrieren muss. Für die Beschaffung ist das der entscheidende Unterschied: Nicht akuter Mangel in Deutschland, sondern höheres Großhandelsniveau und höheres Wiederbeschaffungsrisiko.
Der Nahost-Konflikt trifft Europa über LNG — stärker als zunächst erwartet
QatarEnergy hat die Produktion in seinen beiden Hauptanlagen eingestellt. Katars Energieminister erklärte gegenüber der Financial Times, dass selbst bei sofortigem Konfliktende die Normalisierung der Lieferungen „Wochen bis Monate“ dauern würde. Bruegel weist darauf hin, dass durch Hormus LNG-Exporte aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten laufen, die zusammen etwa 20 % des globalen LNG-Handels ausmachen. Der Schiffsverkehr durch die Straße ist laut mehreren Quellen auf ein Minimum gefallen. Für Europa ist das relevant, weil der Kontinent nach dem Rückgang russischer Lieferungen stärker auf LNG angewiesen ist.
Deutschland ist stabil versorgt, aber nicht vom Preis entkoppelt
Die Bundesnetzagentur bewertet die Gasversorgung in Deutschland aktuell als stabil und schätzt das Risiko einer angespannten Versorgungslage als gering ein. Deutschland bezieht seine LNG-Lieferungen derzeit vor allem aus den USA und verfügt über zusätzliche Importwege via Norwegen, die Niederlande, Frankreich und Belgien. Gleichzeitig betont sie, dass Preiseffekte auf den Weltmärkten auch in Deutschland spürbar werden können, je nachdem, wie lange der Konflikt dauert.
Vertragsstruktur entscheidet, wann der Preisschock ankommt
Die Bundesnetzagentur schreibt ausdrücklich, dass Unternehmen, die sich über Terminmärkte eindecken, die aktuellen Preiseffekte nicht sofort spüren. Für Einkäufer heißt das: Zwei Lieferanten mit demselben Gasbedarf können heute sehr unterschiedlich betroffen sein, je nachdem, wie sie eingedeckt sind.
Speicher und Wiederbefüllung bleiben ein Preisfaktor
Der EU-Rahmen verlangt weiterhin hohe Speicherfüllstände vor dem Winter; die Regeln wurden 2025 um zwei Jahre verlängert, das 90-%-Ziel bleibt grundsätzlich bestehen, wenn auch mit mehr Flexibilität zwischen Oktober und Dezember. Die EU-Speicher liegen aktuell bei rund 29 % Füllstand, Deutschland bei etwa 22–25 %. Ende 2025 lagen die Füllstände bei rund 61 %, gegenüber 72 % im Vorjahr. Für den Markt heißt das: Die nächste Wiederbefüllung startet nicht aus einer Überversorgung heraus — und wird durch den Wegfall katarischer LNG-Mengen erheblich teurer und wettbewerbsintensiver.
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What does this mean specifically for Procurement Germany, Austria, and Switzerland?
Gas nicht nur als Energie, sondern auch als Rohstoff denken.
Besonders relevant ist das in Chemie, Petrochemie, Düngemitteln, Glas, Keramik und anderen wärmeintensiven Prozessen. Dort schlägt ein höherer Gaspreis nicht nur auf die Betriebskosten, sondern teilweise direkt auf die Stoffbasis durch.
Lieferanten nach Hedge- und Beschaffungslogik unterscheiden.
Die aktuelle Lage trifft kurzfristig eingedeckte Lieferanten anders als langfristig abgesicherte. Genau diese Differenz entscheidet, ob ein Preisaufschlag sofort plausibel ist oder eher vorsorglich aufgerufen wird.
Bei gasintensiven Warengruppen auf Prozesswärme und Feedstock-Anteil achten.
Für den Einkauf ist nicht nur der Gaspreis entscheidend, sondern wie stark Gas in der jeweiligen Lieferkette überhaupt wirkt. Gerade dort liegt oft mehr Verhandlungspotenzial als in der pauschalen Debatte über den Markt.
Was in Preisgesprächen aktuell plausibel ist und was Sie getrennt prüfen sollten
Plausibel sind derzeit Preisargumente, die sich auf den massiven Anstieg des TTF-Benchmarks seit Anfang März (+90 % im Spot-Peak, aktuell +54 % über Februarniveau), die Einstellung der katarischen LNG-Produktion und eine mögliche teurere Wiederbeschaffung stützen. Auch Unternehmen mit hoher Gasabhängigkeit in der Produktion können die aktuelle Marktlage glaubwürdig anführen.
Getrennt prüfen sollten Sie dagegen pauschale Gaszuschläge ohne Offenlegung von Benchmark, Beschaffungszeitpunkt, Hedge-Grad, Transport und Marge. Genau weil die Bundesnetzagentur selbst auf die unterschiedliche Wirkung je nach Vertragsstruktur hinweist, ist diese Trennung aktuell besonders wichtig.
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>20.000
Price indices integrated
75 %
less preparation work
>5.000
Price increases prevented with Defender Agent
Erdgaspreis Prognose: Einschätzung unseres Procurement Intelligence Teams
base case scenario
Für die nächsten 4 bis 6 Wochen ist ein hohes, aber nicht zwingend weiter explodierendes Preisniveau am wahrscheinlichsten. Die physische Versorgung in Deutschland ist stabil, doch der Markt bleibt durch den Ausfall katarischer LNG-Mengen, Speicherbefüllung und geopolitische Unsicherheit gestützt. Die untere Grenze berücksichtigt eine teilweise Entspannung der Hormuz-Lage; die obere Grenze reflektiert eine anhaltende Blockade bei gleichzeitig anlaufender Wiederbefüllung.
risk scenario
Das Aufwärtsrisiko steigt deutlich, wenn die Hormuz-Blockade länger anhält, Katars Produktionsnormalisierung „Wochen bis Monate“ dauert und Europa im Sommer aggressiver um Ersatzmengen konkurrieren muss. Bei einem vollständigen Ausfall katarischer Mengen über den Frühsommer hinaus sind Preisniveaus über 80 EUR/MWh nicht auszuschließen — Schwankungen dieser Größenordnung wurden zuletzt 2022 gesehen.
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Frequently asked questions
Weil die EU gesetzlich vorschreibt, dass Gasspeicher vor dem Winter auf mindestens 90 % gefüllt sein müssen. Die Wiederbefüllung startet 2026 bei nur rund 29 % — deutlich unter dem Vorjahresstand. Das bedeutet, dass Europa im Sommer mehr Gas einkaufen muss, was den TTF-Preis zusätzlich stützt, besonders wenn gleichzeitig katarische LNG-Mengen fehlen.
Dann, wenn der Lieferant in einem gasintensiven Prozess arbeitet und seine Beschaffungslogik tatsächlich von den aktuellen Großhandelspreisen betroffen ist. Die Bundesnetzagentur weist selbst darauf hin, dass Unternehmen mit Terminmarktabsicherung die aktuellen Preiseffekte nicht sofort spüren. Genau diese Trennung — kurzfristig vs. langfristig eingedeckt — ist der zentrale Prüfpunkt in Verhandlungen.
Nein, die Bundesnetzagentur bewertet die Versorgungslage als stabil und das Risiko einer angespannten Versorgungslage als gering. Deutschland importiert LNG aktuell hauptsächlich aus den USA und verfügt über zusätzliche Importwege über Norwegen, die Niederlande, Frankreich und Belgien. Die Auswirkungen sind derzeit vor allem preislicher, nicht physischer Natur.
Deutschland bezieht sein Gas nicht direkt durch die Straße von Hormus, ist aber über den globalen LNG-Markt indirekt betroffen. Katar liefert rund 20 % des globalen LNG-Handels. Wenn diese Mengen ausfallen, steigt der Wettbewerb um verbleibende LNG-Ladungen weltweit — und damit der TTF-Preis, zu dem auch deutsche Importeure einkaufen.
Weil der TTF der zentrale Großhandelsbenchmark für Erdgas in Europa ist. Endkundenpreise enthalten Netzentgelte, Steuern und Lieferantenmarge — sie sind für die Beurteilung von Beschaffungskosten und Preisgleitklauseln im industriellen Einkauf weniger aussagekräftig als der TTF.
