Erdgaspreise heute (13. Dez. 2025): US-Futures fallen diese Woche um 22 % wegen Rückkehr der Wärme

Aktualisiert: Samstag, 13. Dezember 2025 (Preise spiegeln die zuletzt verfügbaren Marktschlusskurse und veröffentlichten Daten bis Freitag, 12. Dezember wider)

Die Erdgasmärkte haben gerade daran erinnert, wie schnell sich die Stimmung im Winter drehen kann. Nach einem kältebedingten Anstieg auf Mehrjahreshöchststände Anfang dieses Monats kehrten die US-Erdgas-Futures diese Woche scharf um, da die Wettermodelle milder wurden, die Produktion nahe Rekordniveau blieb und die Speicher – obwohl sie sich verengten – für Mitte Dezember komfortabel blieben.

Das Ergebnis: ein starker Wochenrückgang der US-Preise, während Europas TTF-Benchmark nahe 19–20-Monatstiefs verharrte aufgrund eines robusten Angebots und besserer Windprognosen, und asiatische LNG-Spotpreise auf Mehrmonatstiefs nachgaben angesichts reichlich verfügbarer Ladungen und schwacher, wetterbedingter Nachfrage. ^[1]

Nachfolgend eine detaillierte Zusammenfassung der wichtigsten Preistreiber dieser Woche, sowie ein Ausblick auf die kommende Woche (15.–19. Dez.) mit Fokus auf Wetterrisiken, LNG-Flüsse, Speicherberichte und die wichtigsten Katalysatoren, die die Preise in beide Richtungen bewegen könnten.

Erdgaspreise diese Woche: Die Zahlen, auf die Händler reagieren

Vereinigte Staaten: Henry Hub / NYMEX

NYMEX Januar-Futures schlossen am Freitag bei $4,113 pro mmBtu, ein Rückgang von 11,8 Cent (–2,8 %) am Tag und etwa 22 % im Wochenvergleich, nachdem das niedrigste Intraday-Niveau seit dem 31. Oktober erreicht wurde. ^[2]
Der Ausverkauf folgte auf den starken Rückgang am Donnerstag, als die Januar-Futures um fast 8 % auf $4,231 fielen, der größte prozentuale Tagesverlust seit März 2025. ^[3]
Auf Kassabasis zeigte das wöchentliche Marktupdate der EIA, dass der Henry Hub Spot von $5,20 (5. Dez.) auf $4,61 (10. Dez.) fiel – ein deutlicher Rückgang, als die Prognosen nach der Kältewelle Anfang Dezember milder wurden. ^[4]

Europa: Dutch TTF

Der niederländische TTF Frontmonat wurde während der Woche um 26,76–27,33 €/MWh gehandelt – Niveaus, die seit April 2024 nicht mehr gesehen wurden –, da mildere Prognosen und ein starkes Angebot den Markt belasteten. ^[5]

Asien: JKM LNG

Der Japan-Korea Marker (JKM) wurde um 10,7–10,8 $/mmBtu indiziert, wobei Reuters den asiatischen Spot-LNG-Preis auf einem ~20-Monats-Tief angesichts reichlicher Versorgung und mildem Wetter sieht. ^[6]

Warum US-Erdgas diese Woche stark fiel: Wetter drehte, und Fundamentaldaten gaben Bären Rückendeckung

Der klarste Treiber war die Meteorologie – und die reflexartige Neubewertung der Heiznachfrage durch den Markt.

Reuters berichtete, dass Prognosen für milderes Wetter und geringere Nachfrage in der nächsten Woche dazu beitrugen, dass die US-Erdgas-Futures am Freitag auf ein über einmonatiges Tief fielen, obwohl die Lagerentnahmen gerade deutlich über dem Normalwert lagen. ^[7]

Gleichzeitig blieb das Angebot hoch:

LSEG schätzte die Produktion im Lower 48 bisher im Dezember auf 109,7 Bcf/d, was im Wesentlichen dem Rekordniveau vom November entspricht. ^[8]
Die starke Produktion hat dazu beigetragen, dass die Lagerbestände etwa 3 % über dem Normalwert für diese Jahreszeit liegen, was die Dringlichkeit dämpft, die normalerweise auf einen frühen Winterkälteeinbruch folgt. ^[9]

Auch die Marktpsychologie spielte eine Rolle. Nachdem die Preise am 5. Dezember auf ein 35‑Monats-Hoch gestiegen waren, führten wärmere Prognosen zu schnellen Gewinnmitnahmen und kurzfristigen Händlern, die „das Schiff verließen“, wie es ein von Reuters zitierter Analyst ausdrückte. ^[10]

Barron’s hob auch die „Achterbahn“-Dynamik hervor: Wenn die Prognose wärmer wird, können die Preise schnell fallen, selbst wenn die langfristige Nachfrage (LNG-Exporte, Winterheizung, Stromverbrauch) stark bleibt. ^[11]

Der Lagerbericht, der bullish sein sollte, es aber nicht war

Am Donnerstag meldete die U.S. Energy Information Administration einen Rückgang um 177 Bcf für die Woche zum 5. Dez.—etwa doppelt so viel wie der Fünfjahresdurchschnitt für dieselbe Woche. ^[12]

Wichtiger Lagerkontext:

Arbeitsgas im Speicher: 3.746 Bcf
Etwa 3 % über dem Fünfjahresdurchschnitt, aber leicht unter dem Vorjahreswert zu diesem Zeitpunkt. ^[13]

Mehrere Analysten wiesen auf die ungewöhnliche Konstellation hin: Ein „großer“ Rückgang würde normalerweise eine Rally auslösen, aber der Markt konzentrierte sich weiterhin auf das Wärmesignal für Mitte Dezember und verschob die bullische Begeisterung effektiv, bis die Modelle ein weiteres bedeutendes Kälterisiko zeigen. ^[14]

LNG ist weiterhin der Schlüsselfaktor – und es verknappt den US-Markt, selbst wenn die Preise fallen

Selbst nach dem Preisrückgang dieser Woche exportieren die USA weiterhin große Mengen Gas über LNG, was das inländische Gleichgewicht weiter verändert.

Reuters berichtete, dass die durchschnittlichen Feedgas-Flüsse zu den acht großen US-LNG-Exportanlagen bisher in diesem Monat auf etwa 18,8 Bcf/d gestiegen sind, nahe Rekordniveau. ^[15]

Dieser Exportimpuls ist der Hintergrund für die breitere Geschichte 2025:

US-LNG-Exporte erreichten im November einen Rekord von 10,9 Millionen Tonnen, wobei Europa laut Reuters etwa 70 % der Ladungen abnahm. ^[16]
Operative Schlagzeilen waren in diesem Monat ebenfalls von Bedeutung: Freeport LNG arbeitete eine kurze Störung ab und schien die Kapazität wiederherzustellen, da die Feedgas-Zufuhren laut Reuters wieder anstiegen. ^[17]

Margendruck: wenn US-Gas steigt, aber Europa/Asien fallen

Ein zentrales Thema der letzten Tage war die Verengung der Preisspanne zwischen Henry Hub und Europas TTF.

Reuters berichtete, dass steigende US-Gaspreise zusammen mit schwächeren Europa/Asien-Benchmarks die Arbitrage, die LNG-Exporte finanziert, verringerten. Das erhöht die Möglichkeit, dass Exporte letztlich eingeschränkt werden könnten, falls die Margen zu gering werden – allerdings nicht unbedingt kurzfristig. ^[18]

Das ist für den Handel in der kommenden Woche relevant, weil es drei bewegliche Faktoren miteinander verknüpft:

Henry Hub witterungsbedingte Nachfrage
LNG-Anlagen Feedgas/Uptime
TTF- und JKM-Preise (globaler Sog)

Europa: TTF bleibt niedrig, aber die Speicher sind deutlich knapper als im Vorjahr

Die europäischen Erdgaspreise blieben diese Woche gedämpft, obwohl die Speicherbestände sanken – weil das Angebot stark blieb (norwegische Pipelineflüsse + LNG-Einspeisung) und Wetter-/Windprognosen den kurzfristigen Heiz- und Gasbedarf für Strom reduzierten.

Reuters vermerkte, dass der TTF zur Wochenmitte ein neues 19‑Monats-Tief erreichte (etwa €26,76/MWh) bei milderen Temperaturprognosen und solider Versorgung; die LNG-Einspeisung wurde als hoch beschrieben und norwegische Flüsse lagen laut einem Update über 340 Mio. m³/Tag. ^[19]

Der wichtige Unterschied zu 2023–2024: Speicher

Stand 12.12.2025 (6 Uhr MESZ) zeigten Daten von Gas Infrastructure Europe:

EU-Speicher zu ca. 70,92 % gefüllt (etwa 809,86 TWh gespeichert) ^[20]

Eine von Reuters zitierte Marktaktualisierung, die am Samstag veröffentlicht wurde, meldete EU-Speicherstände von etwa 71,29 %, verglichen mit 80,89 % zum gleichen Zeitpunkt im Vorjahr – eine wichtige strukturelle Verknappung, auch wenn die Preise derzeit ruhig sind. ^[21]

Eine Marktsituation, die ruhig bleiben kann – bis sie es nicht mehr kann

Die jüngste Analyse von ING argumentiert, dass der europäische Gasmarkt kurzfristig „komfortabler“ sei, aufgrund einer Welle von LNG-Angeboten und gelockerten Speicherregeln, aber niedrigere Speicherstände machen Europa anfälliger für Kälteeinbrüche oder Angebotsschocks, insbesondere angesichts spekulativer Positionierungen am TTF (Risiko einer Short-Covering-Rallye). ^[22]

Asien: LNG-Benchmarks geben nach, da das Angebot reichlich bleibt; Chinas Nachfragesignale bleiben gemischt

Die asiatischen LNG-Preise gaben wie in Europa nach, wobei Reuters feststellte, dass der Spot-LNG-Preis auf ein ~20‑Monats-Tief fiel, bedingt durch reichliches Angebot und mildes Wetter – Bedingungen, die in der Regel von Eilkäufen abhalten, aber auch preisempfindliche Importeure zurück in den Spotmarkt locken können. ^[23]

Beim Preis zeigte der JKM-Futures-Proxy Niveaus um $10,70/mmBtu zum Handelsschluss am Freitag. ^[24]

Bezüglich der Nachfrage betonte die jüngste Berichterstattung von Reuters:

Hohe Spot-LNG-Preise im Jahr 2025 bremsten Chinas Spotkäufe und könnten dazu führen, dass China hinter Japan bei den jährlichen LNG-Importen zurückfällt, obwohl der Winter bei Kälteeinbrüchen weiterhin Fracht anziehen kann. ^[25]

Prognosen: Was die EIA jetzt für Preise, Speicher und die Fundamentaldaten 2026 prognostiziert

Der Short-Term Energy Outlook der EIA vom Dezember (veröffentlicht am 9. Dezember) hob seine Winterprognose nach dem Kälteeinbruch Anfang Dezember an.

Wichtige Punkte aus dem EIA-Ausblick:

Henry Hub-Spotpreis wird für die aktuelle Heizperiode (Nov–März) auf durchschnittlich $4,30/mmBtu prognostiziert, 22 % höher als im letzten Winter. ^[26]
Die EIA erwartet, dass der Dezember etwa 8 % mehr Heizgradtage als der 10-Jahres-Durchschnitt aufweist, was die Nachfrage nach Raumheizung antreibt. ^[27]
Trotz stärkerer Winterpreise erwartet die EIA, dass steigende Produktion im nächsten Jahr zur Preisberuhigung beiträgt, wobei die US-Trockengasproduktion für 109 Bcf/d im Jahr 2026 prognostiziert wird. ^[28]
Die EIA prognostiziert, dass die US-LNG-Exporte im Durchschnitt 14,9 Bcf/d im Jahr 2025 und 16,3 Bcf/d im Jahr 2026 betragen werden – eine strukturelle Unterstützung für die Nachfrage, selbst in wärmeren Wochen. ^[29]

Ausblick für die kommende Woche (15.–19. Dez. 2025): Die Katalysatoren, die Erdgaspreise am wahrscheinlichsten bewegen

Hier sind die Faktoren, die am ehesten darüber entscheiden, ob der Markt den Ausverkauf dieser Woche fortsetzt oder wieder anzieht.

1) Wettermodell-Risiko: Wärme ist eingepreist – daher kehrt sich die Asymmetrie um

Bis Freitag prognostizierte LSEG einen starken Rückgang der US-Nachfrage (einschließlich Exporte) in der nächsten Woche im Vergleich zu dieser Woche – ein Grund, warum Händler aggressiv verkauft haben. ^[30]

Die Marktbedeutung ist eindeutig:

Bleiben die Prognosen mild, fällt es den Bullen schwer, schnell wieder die Kontrolle zu gewinnen.
Sollten die 6–10-Tage-– und 8–14-Tage--Prognosen kälter werden (oder die HDDs steigen), kann der Markt schnell wieder anziehen – weil bereits so viel verkauft wurde und die Wintervolatilität hoch bleibt. ^[31]

2) Nächster US-Lagerbericht: Donnerstag, 18. Dez.

Der nächste EIA-Lagerbericht ist für den 18. Dez. im regulären Veröffentlichungsrhythmus geplant. ^[32]

Ebenfalls wichtig für die Planung zum Jahresende: Der EIA-Kalender zeigt Feiertagsverschiebungen später im Monat (z. B. 24. Dez. und 31. Dez. werden auf Mittwochmittag vorgezogen). ^[33]

Warum das wichtig ist:

Eine weitere überdurchschnittlich hohe Entnahme könnte die Preise nur dann stützen, wenn das Wetterrisiko nicht gleichzeitig zusammenbricht.
Eine kleinere Entnahme (oder jegliches Anzeichen für eine nachlassende Nachfrage) könnte die Erzählung von „ausreichend gefüllten Speichern“ verstärken.

3) LNG-Feedgas und Schlagzeilen zu Ausfällen

Da das Feedgas nahe Rekordniveau liegt, kann jede unerwartete LNG-Störung (oder Wiederinbetriebnahme) die Bilanzen schnell beeinflussen – besonders im Winter. Die jüngste Aufmerksamkeit lag auf der Betriebszeit der Anlagen (einschließlich Freeport) und dem stetigen Ausbau der Exportkapazitäten. ^[34]

4) Europas Wind- und Temperaturmuster (und deren Einfluss auf Gas zur Stromerzeugung)

Die europäischen Gaspreise haben in dieser Saison stark auf Windprognosen reagiert. Die Berichterstattung von Reuters wies diese Woche darauf hin, dass windbedingte Nachfrageschwankungen die Preise zeitweise stützten, selbst wenn der Gesamtmarkt schwach blieb. ^[35]

5) Speicherknappheit in Europa: ein schwelender bullischer Faktor

Auch wenn der TTF derzeit ruhig ist, liegen die EU-Bestände Mitte Dezember deutlich unter dem Vorjahresniveau – was bedeutet, dass eine Kältewelle Ende Dezember mehr Einfluss haben kann, als Händler heute erwarten. ^[36]

Das Fazit für die Erdgaspreise in der kommenden Woche

Diese Woche wurde von einer klassischen Winterumkehr dominiert: ein kältegetriebener Preissprung, gefolgt von einem raschen Ausverkauf, sobald wärmere Prognosen erschienen – verstärkt durch die nahezu rekordhohe US-Produktion und weiterhin ausreichende Speicher. ^[37]

Für die kommende Woche handelt der Markt im Wesentlichen eine Frage:

Bleiben die Prognosen lange genug mild, um die Nachfrage weiter sinken zu lassen, oder bringen die Wettermodelle das Kälterisiko zurück, das eine Erholung erzwingt? ^[38]

Wie immer im Dezember kann sich die „richtige“ Antwort mit nur einem Modelllauf ändern – weshalb die Erdgasvolatilität tendenziell hoch bleibt, selbst wenn die Preise fallen.

Hinweis: Dieser Artikel dient nur zu Informationszwecken und stellt keine Finanz- oder Anlageberatung dar.

References

Erdgaspreise heute (13. Dez. 2025): US-Futures fallen diese Woche um 22 % wegen Rückkehr der Wärme – Worauf nächste Woche zu achten ist