Die Erdgaspreise stiegen in der Woche vom 26. bis 30. Oktober 2026 in Asien, Europa und den Vereinigten Staaten. Grund waren höhere Erwartungen an die Winternachfrage und erneute Versorgungssorgen, wie aus dem wöchentlichen Preisbericht von Global LNG Hub hervorgeht, der sich auf Daten von JOGMEC stützt.
Der nordostasiatische Spot-LNG-Referenzwert JKM und der europäische Referenzwert TTF stiegen aufgrund kälterer Wettervorhersagen und Störungen im Nahen Osten, während der US-Referenzwert Henry Hub nach dem Kontraktwechsel auf die Lieferung im Dezember zulegte, obwohl die Wettererwartungen für die USA mild ausfielen. In Asien lag die JKM-Notierung für die Lieferung im Dezember am 30. Oktober im niedrigen 34-Dollar-Bereich pro MBtu, nach dem hohen 31-Dollar-Bereich am Wochenende zuvor (23.
Oktober). Zu Wochenbeginn stieg JKM am 26. Oktober auf den niedrigen 33-Dollar-Bereich, angetrieben durch höhere europäische Gaspreise infolge sinkender Temperaturen und niedriger Füllstände der unterirdischen Gasspeicher in Europa.
Am 29. Oktober gab der Referenzwert dann auf den mittleren 32-Dollar-Bereich nach. Schwache Spotnachfrage nordostasiatischer Käufer angesichts hoher Preise sowie die Rückkehr einiger Ladungen auf den Markt, die zuvor von Störungen in der Straße von Hormus betroffen waren, belasteten den Benchmark.
Am 30. Oktober erholte sich JKM wieder auf den niedrigen 34-Dollar-Bereich, bedingt durch steigende Winternachfrage und erneute Sorgen über Versorgungsrisiken aus dem Nahen Osten. Unabhängig davon teilte METI am 28.
Oktober mit, dass die LNG-Bestände Japans für die Stromerzeugung zum 25. Oktober bei 2,15 Millionen Tonnen lagen. Das entspricht einem Rückgang um 0,38 Millionen Tonnen gegenüber der Vorwoche.
In Europa stieg der TTF-Preis für die Lieferung im Dezember am 30. Oktober auf 34,0 USD/MBtu, nach 30,8 USD/MBtu am Wochenende zuvor (23. Oktober, Lieferung im November).
Zu Wochenbeginn lag der Referenzwert am 26. Oktober bei 31,7 USD/MBtu. Grund waren Erwartungen eines verstärkten Einsatzes gasbefeuerter Kraftwerke, nachdem die Windstromerzeugung zurückgegangen war und ungeplante Ausfälle an norwegischen Gasförderanlagen aufgetreten waren.
Am 27. Oktober gab er auf 31,4 USD/MBtu nach, da die LNG-Anlieferungen in Europa zunahmen. Am 28.
Oktober stieg er dann auf 32,9 USD/MBtu. Auslöser waren Prognosen sinkender Temperaturen, Sorgen über die Gasversorgung im kommenden Winter sowie Unsicherheiten infolge der Abschaltung aller Anlagenstränge (Trains) bei Freeport LNG in den Vereinigten Staaten und von Schifffahrtsstörungen im Nahen Osten. Am 29.
Oktober fiel der TTF auf 32,2 USD/MBtu, da höhere LNG-Importe und Pipelinelieferungen aus Norwegen diese Bedenken überwogen. Am 30. Oktober stieg er jedoch erneut auf 34,0 USD/MBtu, als der Kontrakt auf die Lieferung im Dezember wechselte.
Ausschlaggebend waren wachsende Sorgen über die Lage im Nahen Osten und die Verlängerung eines ungeplanten Ausfalls am Gasfeld Oseberg in Norwegen. Laut AGSI+ lagen die EU-weiten unterirdischen Gasspeicher am 30. Oktober bei 74,7 %.
Das ist nahezu unverändert gegenüber dem Vorwochenende, nachdem die Füllstände am 27. Oktober nahe 75 % erreicht hatten. Die Bestände lagen 10,5 % niedriger als im gleichen Zeitraum des Vorjahres und 16,8 % unter dem Fünfjahresdurchschnitt.
In den Vereinigten Staaten stieg der Henry-Hub-Preis für die Lieferung im Dezember am 30. Oktober auf 2,9 USD/MBtu, nach 2,6 USD/MBtu am Wochenende zuvor (23. Oktober, Lieferung im November).
HH fiel am 26. Oktober auf 2,6 USD/MBtu, da für die folgenden Tage bis in den frühen November mildes Wetter prognostiziert wurde. Am 27.
Oktober erholte sich der Preis auf 2,7 USD/MBtu, im Zuge einer Marktkorrektur nach vorherigen Rückgängen. Am 28. Oktober, als der Kontrakt auf die Lieferung im Dezember wechselte, stieg HH auf 3,0 USD/MBtu.
Grund waren höhere Erwartungen an die Winternachfrage und eine steigende Feedgas-Nachfrage für LNG-Exporte. Die Quelle weist allerdings darauf hin, dass die Auswirkungen der Winternachfrage in diesem Jahr voraussichtlich geringer ausfallen werden als üblich, da für die 48 angrenzenden US-Bundesstaaten ein wärmerer als der durchschnittliche Winter prognostiziert wird. HH gab anschließend am 30.
Oktober auf 2,9 USD/MBtu nach. Ausschlaggebend waren ein stärker als erwarteter Anstieg der Gasvorräte in den jüngsten EIA-Speicherdaten, eine Erholung der heimischen Gasproduktion und eine schwache Heiznachfrage infolge milder Wettervorhersagen. Der EIA Weekly Natural Gas Storage Report vom 29.
Oktober wies US-Erdgasbestände von 3.724 Bcf zum 23. Oktober aus. Das entspricht einem Anstieg um 80 Bcf gegenüber der Vorwoche.
Die Bestände lagen 3,8 % unter dem Vorjahreswert und 1,0 % über dem Fünfjahresdurchschnitt. Quellen: Global LNG Hub, Natural gas prices weekly update – JKM, TTF and Henry Hub (2. November 2026), unter Verweis auf JOGMEC (journal.jogmec.go.jp); METI (Mitteilung vom 28.
Oktober 2026); AGSI+ (Daten zu unterirdischen Gasspeichern in der EU); U.S. EIA Weekly Natural Gas Storage Report (29. Oktober 2026).
Quelle: globallnghub.com