Gasbeschaffung im Jahresverlauf: Warum Timing über Kosten entscheidet

Speicherpflicht 2025/2026: gelockert, aber nicht aufgehoben

Die Füllstandsvorgabe für deutsche Gasspeicher zum 1. November wurde durch die Gasspeicherfüllstandsverordnung (GasSpFüllstV) vom 5. Mai 2025 von 90 % auf 80 % je Speicheranlage gesenkt. Rechtsgrundlage ist § 35b EnWG; die Verordnung ist in Kraft und gilt zunächst bis 31. März 2027. Für sechs Porenspeicher gilt wegen geringerer Ein- und Ausspeicherleistung sowie geografischer Lage eine reduzierte Vorgabe von 45 % zum 1. November: Bad Lauchstädt, Frankenthal, Hähnlein, Rehden, Stockstadt und Uelsen (§ 1 GasSpFüllstV).

Auf EU-Ebene wurde das 90-%-Ziel zeitlich flexibilisiert. Es kann zu einem beliebigen Zeitpunkt zwischen dem 1. Oktober und dem 1. Dezember erreicht werden statt zum fixen Stichtag 1. November. Mitgliedstaaten dürfen bei schwierigen Marktbedingungen um bis zu 10 Prozentpunkte abweichen, die Kommission kann um weitere 5 Prozentpunkte erhöhen. Das EU-Parlament nahm die Regelung am 8. Juli 2025 an (542 Ja / 109 Nein / 30 Enthaltungen); die Verordnung wurde bis 31.12.2027 verlängert. Die formelle Billigung durch den Rat stand zum Zeitpunkt der Parlamentsabstimmung noch aus.

Für Sie als Abnehmer bedeutet das: Die regulatorische Nachfrage nach Sommer-Befüllung ist planbarer, aber weniger zwingend an einen einzigen Stichtag gebunden als zuvor.

Negativer Sommer-Winter-Spread: der Anreiz hat sich gedreht

Klassisch war Gas für spätere Lieferung teurer als für die nahe Zukunft, was die Sommer-Befüllung der Speicher wirtschaftlich trug. Seit November 2024 zeigte sich zeitweise das Gegenteil (Backwardation): Gas für die nahe Zukunft war teurer als für spätere Lieferung.

Ein konkretes Rechenbeispiel mit Stichtag 21.02.2025 (Frontier Economics/Ockenfels) illustriert die Größenordnung: Lieferung Sommer 2025 rund 48,3 €/MWh, Sommer 2026 rund 37,5 €/MWh (-22 %), Sommer 2027 rund 31,2 €/MWh (-35 %). Das sind Marktpreise zu einem einzelnen Stichtag, schwankend und keine amtlichen Zahlen. Die Folge: Es fehlt der ökonomische Anreiz, die Speicher im Sommer zu füllen, obwohl die technische Kapazität ausreicht.

Für Ihre Beschaffung heißt das: Der Zeitpunkt des Einkaufs entscheidet stärker über den Preis als in einer normalen Vorwärtskurve, weil sich die Kostenrelation zwischen Sommer und Winter umgekehrt hat. Eine pauschale Regel "Sommer ist günstig" trägt unter diesen Bedingungen nicht.

Marktlage Mitte 2026: niedrige Speicher, geopolitischer Schock

Die Wiederbefüllung verlief 2026 langsamer als in den Vorjahren. Am 4. Juni 2026 lag der Füllstand in Deutschland bei rund 33 %, gegenüber etwa 40 % am 1. Juni 2025 und über 70 % am 1. Juni 2024 (Werte aus einem AGSI/BNetzA-basierten Tracker, tagesaktuell schwankend). Die maßgebliche amtliche Quelle für tagesaktuelle Füllstände ist die Bundesnetzagentur, die den Verlauf werktäglich in Prozent veröffentlicht.

Hinzu kam ein geopolitischer Preisschock: Der Nahost-Konflikt ab Ende Februar 2026 trieb den TTF-Großhandelspreis von rund 32 €/MWh auf über 65 €/MWh – an einem einzelnen Handelstag (9. März 2026) rund +30 % auf bis zu 69,50 €/MWh, eine Verdopplung gegenüber dem Februarniveau binnen weniger Wochen. Die Schließung der Straße von Hormus reduzierte das globale LNG-Angebot. Laut BDEW blieben die Preise deutlich unter dem 2022er-Niveau, einen physischen Versorgungsengpass gab es nicht. Auch hier handelt es sich um schwankende Marktpreise ohne amtlichen Charakter.

Großhandelspreise für die deutsche Marktregion Trading Hub Europe (THE) bilden sich kurzfristig am Spotmarkt und langfristig am Terminmarkt (Futures), Daten von der EEX. Die BNetzA stellt sie werktäglich in EUR/MWh dar; zum Jahresauftakt 2026 lag das Mittel der drei Frontjahre bei rund 26,06 €/MWh (Ende Januar 2026, marktabhängig). Entlastend wirkt, dass THE seit dem 1. Januar 2026 keine Gasspeicherumlage nach § 35e EnWG mehr erhebt.

Das Ersatzversorgungsrisiko ab 10.000 kWh

Ein zentrales Timing-Argument liegt im Vertragsrecht. Der Anspruch auf Ersatzversorgung nach § 38 EnWG besteht nur für Haushaltskunden bzw. nicht-haushaltsmäßigen Gewerbeverbrauch bis 10.000 kWh/Jahr (§ 3 Nr. 22 EnWG). Unternehmen mit höherem Verbrauch haben keinen gesetzlichen Anspruch auf eine günstige Ersatz- oder Grundversorgung. Läuft ein Liefervertrag aus, ohne dass ein Anschlussvertrag steht, tragen Sie das Risiko einer teuren Überbrückung selbst. Die Ersatzversorgung endet zudem automatisch nach maximal drei Monaten.

Die Fachpraxis empfiehlt daher, Verhandlungen oder Ausschreibungen früh vor Vertragsablauf zu starten; innerhalb von drei Monaten sollte ein Anschlussvertrag stehen, sonst droht eine Belieferungslücke. Wer die Ausschreibung erst zum Vertragsende anstößt, verengt seinen Verhandlungsspielraum und nimmt das Stichtagsrisiko in Kauf.

Strukturierte Beschaffung statt Stichtagseinkauf

Gegen die Volatilität setzt die strukturierte Beschaffung an. Dabei werden Band, Spitze, Grundlast, Saisonalität und Volatilität des Bedarfs ermittelt. Das Tranchenmodell deckt den Bedarf in Teilmengen zu verschiedenen Zeitpunkten ab, statt die gesamte Menge zu einem einzigen Stichtag (etwa dem Vertragsende) einzukaufen. So verteilen Sie das Zeitpunkt-Risiko auf mehrere Einkaufsfenster, statt es auf einen Tag zu konzentrieren.

Konkret heißt Timing damit zweierlei: erstens die rechtliche Vorlaufzeit (Anschlussvertrag rechtzeitig vor Laufzeitende sichern), zweitens die Streuung der Einkaufsmengen über die Zeit. Beide Hebel wirken unabhängig von der jeweiligen Preisrichtung und reduzieren die Abhängigkeit von einem einzelnen, möglicherweise ungünstigen Marktmoment. Eine Aussage über den "richtigen" Preiszeitpunkt lässt sich aus den vorliegenden Daten nicht ableiten und wäre angesichts schwankender Marktpreise keine belastbare Empfehlung.