Erdgasprognose und Preisprognosen für 2026: Moderate bis höhere Preise

Die Erdgaspreise am Henry Hub erlebten in der ersten Hälfte des Jahres wilde Schwankungen, mit Spitzenwerten von bis zu 7 $/MMBtu im Januar, ausgelöst durch einen Polarwirbel und Rekord-Entnahmen aus den Speichern von 2.020 Bcf über die Wintersaison (4 % über dem 5-Jahres-Durchschnitt). Die Preise fielen dann bis Mitte März deutlich unter 3 $/MMBtu, da mildes Frühlingswetter, gesunde Speicher-Einspeisungen und der Ausbau der LNG-Exportterminals, darunter Golden Pass und Corpus Christi Stage 3, die Kapazitäten erhöhten und das Gleichgewicht neu gestalteten.

Die strukturelle Geschichte für 2026 bleibt intakt: Eine wachsende LNG-Exportbasis verknüpft die US-amerikanischen Inlandsgasmärkte zunehmend mit der globalen Nachfrage und schafft einen festeren Boden unter den Henry-Hub-Preisen als noch vor zwei Jahren. Die kurzfristige Dynamik wird jedoch durch gesunde Speicherbestände, mildes Übergangswetter und steigende Produktion bestimmt – alles Faktoren, die die Sommerpreise niedrig halten, bevor das Risiko eines Einspeisedefizits im Winter 2026–27 sich wieder durchsetzt.

Erdgas Preisprognose & Kursziele – Zusammenfassung  

• Erdgas Preisprognose H2 2026: Die kurzfristigen Sommerpreise werden voraussichtlich gedämpft unter 3 $/MMBtu bleiben, da die Speicher-Einspeisungen in der Injektionssaison die LNG-Nachfrage ausgleichen; der wichtigste Auslöser für eine deutliche Rallye ist das Winterwetter – Kältewellen im Q4 2026 und Q1 2027 könnten die Preise stark ansteigen lassen, sobald sich die strukturelle Angebots-Nachfrage-Verengung wieder durchsetzt.
  • BASE CASE ~55%: 2,50–4,50 $/MMBtu – Die Speicher enden die Injektionssaison 7 % über dem Durchschnitt; die Q3-Preise bewegen sich nahe 2,80–3,00 $/MMBtu, bevor sie im Winter anziehen. Im Q4 erfolgt ein saisonaler Anstieg auf 4,00–4,50 $/MMBtu, da die LNG-Feedgas-Nachfrage ihren Höhepunkt erreicht und die Heiznachfrage zurückkehrt. Der Jahresdurchschnitt 2026 bleibt nahe dem EIA-Ziel von 3,50 $/MMBtu.
  • BULL/COLD WINTER CASE ~25%: 5,00–8,00 $/MMBtu – Ein früher oder strenger Winter zieht die Speicher bis November unter den 5-Jahres-Durchschnitt, was dieselbe Dynamik auslöst, die den Januar 2026 auf 7,72 $/MMBtu trieb – plus anhaltende LNG-Exportnachfrage von 17+ Bcf/d, die kaum Spielraum lässt. Das strukturelle Ziel von Morgan Stanley bei 5 $/MMBtu wird erreicht; bei extrem kalten Bedingungen könnte man die Rekordzone vom Januar wieder erreichen.
  • BEAR/WARM WINTER CASE ~20%: 2,00–2,80 $/MMBtu – Ein milder Winter lässt die Speicher bis ins Frühjahr 2027 auf oder über dem 5-Jahres-Durchschnitt, was jede Q4-Preiserholung unterdrückt. Eine Produktion von 118+ Bcf/d und saisonale LNG-Wartungsarbeiten halten das Angebot komfortabel. Die Preise driften Richtung 2 $/MMBtu-Niveau, das die meisten Analysten als nicht nachhaltigen Boden sehen, der letztlich zu Produktionskürzungen führen würde.

• Erdgas Preisvorhersage 2027: Die überarbeitete EIA-STEO vom Mai prognostiziert nun einen Henry-Hub-Durchschnitt von 3,18 $/MMBtu im Jahr 2027 – ein Rückgang um 11,5 % gegenüber der früheren Prognose von 4,60 $/MMBtu – da das starke Produktionswachstum (124,0 Bcf/d) und gesunde Speicher die durch die LNG-Nachfrage erwartete Verengung verringern. Goldman Sachs hält ein konstruktiveres Ziel von 4,15 $/MMBtu für 2026–2027, während Morgan Stanleys struktureller Bull-Case bei 5 $/MMBtu von einem erneuten Speicherdefizit im Winter 2026–27 ausgeht. Die Richtung von den aktuellen Preisen (~2,83 $/MMBtu) ist aufwärts; die Frage ist das Tempo.
• Erdgas Kursziele für die nächsten 5 Jahre und darüber hinaus: Die langfristige Prognose der EIA sieht einen Anstieg des Henry Hub auf 3,80 $/MMBtu bis 2030, da die LNG-Exporte über 20 Bcf/d hinausgehen und die Nachfrage von KI-Rechenzentren einen neuen persistenten Boden schafft. Deloitte ist bullischer mit 5,40 $/MMBtu im Jahr 2030 und 6,35 $/MMBtu bis 2040, getrieben durch anhaltende globale LNG-Nachfrage aus Asien und Europa sowie den Strombedarf der US-Rechenzentren, der das Angebot übersteigt. Der strukturelle Boden ist dauerhaft gestiegen – mit US-LNG jetzt bei 17 Bcf/d und weiter wachsend, werden anhaltende Phasen unter 2 $/MMBtu am Henry Hub zunehmend unwahrscheinlich.

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Fundamentale Erdgas-Prognose 2026: Die globale Wiederverbindung

Erdgas geht in der zweiten Jahreshälfte 2026 in eine paradoxe Situation: Die strukturellen Grundlagen sind so optimistisch wie seit Jahren nicht mehr – Rekordkapazitäten beim LNG-Export, durch KI getriebenes Nachfragewachstum bei der Stromerzeugung, rückläufige Bohraktivitäten im Haynesville-Becken – dennoch dümpeln die Spotpreise aufgrund eines milden Frühlings, eines starken Anstiegs des Begleitgases aus dem Permian-Becken und Lagerbeständen, die deutlich über dem saisonalen Durchschnitt liegen, unter 3 $/MMBtu. Das Verständnis dieses Spannungsfeldes zwischen kurzfristigen bärischen und langfristigen bullischen Kräften ist der Schlüssel zu jeder aussagekräftigen Erdgas-Preisprognose.

LNG-Exporte – Der strukturelle Wendepunkt

Die wichtigste strukturelle Veränderung auf den US-Erdgasmärkten ist der laufende Ausbau der LNG-Exporte. Im April 2026 fügten die Betreiber von US-LNG-Terminals eine Exportkapazität von etwa 0,9 Mrd. Kubikfuß pro Tag (Bcf/d) hinzu: Golden Pass LNG exportierte am 22. April seine erste Ladung aus Train 1, fügte damit ca. 0,7 Bcf/d hinzu und wurde zum neunten operativen US-LNG-Exportterminal, während Cheniere mit der Hochlaufphase von Train 5 in Corpus Christi (Stufe 3) begann, was weitere 0,2 Bcf/d hinzufügt. Die Inbetriebnahme von Train 6 in Corpus Christi (Stufe 3) hat begonnen; es wird erwartet, dass dieser in den kommenden Monaten weitere 0,2 Bcf/d hinzufügen wird. Die US-LNG-Exportkapazität hat nun 17,0 Bcf/d erreicht – den höchsten Stand aller Zeiten.

Dies ist für die inländischen Gaspreise von Bedeutung, da LNG-Exporte das für die inländische Lagerung und den Verbrauch verfügbare Gasvolumen direkt reduzieren. Die EIA prognostiziert für 2026 ein Wachstum der LNG-Feedgasnachfrage um 9 % (1,3 Bcf/d) und für 2027 um 11 % (1,7 Bcf/d) – damit ist sie im Prognosezeitraum die größte Quelle für zusätzliches Nachfragewachstum. Jedes Bcf/d an LNG-Kapazität, das in Betrieb genommen wird, sorgt für einen stabileren Boden unter dem Henry-Hub-Preis; nachhaltige Preise unter 2,50 $/MMBtu sind in einer Welt mit Exportkapazitäten von über 17 Bcf/d zunehmend unwahrscheinlich. Die strukturelle Abhängigkeit Europas von US-LNG – während es seine Abhängigkeit von russischem Pipelinegas weiter reduziert – bietet einen langfristigen Anker für diese Nachfrage.

Produktion – Das Rekordangebot deckelt die Preise

Während LNG eine strukturelle Untergrenze stützt, deckelt die Rekordproduktion von US-Erdgas die kurzfristigen Preise. Die vermarktete Gasproduktion in den Lower 48 belief sich im ersten Quartal 2026 auf durchschnittlich 117,2 Bcf/d – ein Anstieg von 4 % gegenüber dem Vorjahr –, was hauptsächlich auf die Produktion von Begleitgas aus dem Permian-Becken zurückzuführen ist, die natürlich parallel zur Rohölbohrung steigt, welche durch das höhere Ölpreisumfeld nach dem Hormus-Konflikt angereizt wird. Die EIA prognostiziert, dass die Produktion in den L48 im Jahr 2026 durchschnittlich 118,9 Bcf/d und 2027 124,0 Bcf/d erreichen wird, wobei sich das Wachstum 2027 auf den Haynesville-Schiefer verlagert, da höhere Gaspreise den gezielten Einsatz von Bohranlagen fördern. Die Produktion von trockenem Erdgas in den Lower 48 wächst ebenfalls stetig und steigt 2026 um etwa 1 %, angeführt von der Permian-Region, wobei insbesondere in der zweiten Jahreshälfte 2026 neue Abnahmekapazitäten hinzukommen.

Das wichtigste Angebotsrisiko für das bullische Szenario: Die Produzenten signalisieren selbst, dass sie darauf warten werden, dass LNG-Anlagen, Kraftwerke und Rechenzentren das bestehende Angebot aufnehmen, bevor sie die Bohraktivitäten wesentlich erhöhen. Die Anzahl der Bohranlagen im Haynesville-Becken bleibt trotz leichter Verbesserungen unzureichend. Diese Produktionsdisziplin bedeutet, dass jede anhaltende Überraschung auf der Nachfrageseite – ein früher Winter, eine Beschleunigung beim Ausbau von Rechenzentren oder eine Störung bei der LNG-Wartung – den Markt schneller verknappen könnte, als es die aktuelle Produktion ausgleichen kann.

Speicher – Aktuell überdurchschnittlich, Defizitrisiko zum Winter

Das US-Arbeitsgas in unterirdischen Speichern belief sich Ende März 2026 auf insgesamt 1.908 Bcf – 4 % über dem 5-Jahres-Durchschnitt –, nachdem in der winterlichen Entnahmesaison 2.020 Bcf (4 % mehr als der saisonale Normwert) entnommen wurden. Die Lagerhaltung verläuft während der Einspeisesaison komfortabel; die EIA erwartet, dass die Bestände Ende Oktober 7 % über dem vorherigen 5-Jahres-Durchschnitt liegen werden. Dieser gesunde Speicherüberschuss ist der Hauptgrund dafür, dass die Spotpreise über den Sommer unter 3 $/MMBtu bleiben, und er erklärt die Abwärtskorrektur der EIA-Prognose für 2027 um 11,5 % (von 4,60 $ auf 3,18 $/MMBtu). Die Speicherdynamik kann sich jedoch schnell ändern: Da die Nachfrage nach den eigenen Prognosen der EIA im Jahr 2027 das Angebot um 1,6 Bcf/d übersteigt – selbst bei den revidierten niedrigeren Preisen –, könnte jede Störung der Produktion oder ein früher Wintereinbruch den Speicherüberschuss innerhalb weniger Wochen in ein Defizit verwandeln.

KI, Rechenzentren & Strombedarf

Ein wirklich neuer struktureller Treiber ist in die Gleichung der Erdgasnachfrage eingetreten: der Ausbau von Hyperscaler-Rechenzentren. Google, Amazon und Microsoft setzen zunehmend auf erdgasbefeuerte Erzeugung als zuverlässige Grundlastergänzung zu volatilen erneuerbaren Energien – was bis 2026 kumuliert schätzungsweise 0,5 Bcf/d zur erdgasbasierten Stromerzeugung beiträgt. Der Strombedarf durch KI und den Betrieb von Rechenzentren wächst jährlich um 2–3 %, und Erdgas – steuerbar, reichlich vorhanden und bei Bedarf verfügbar – ist der Hauptnutznießer. Die EIA modelliert dies als eine nachhaltige Aufwärtsverschiebung der Erdgasverbrauchsbasis im Stromsektor, die bis 2030 weiter ansteigt.

Nachfrageprognose – LNG und Strom treiben das Wachstum

Die gesamte US-Erdgasnachfrage inklusive Exporte steigt 2027 um 2 % und übersteigt damit erstmals seit Beginn der LNG-Exportära das Gesamtangebot – Produktion plus Importe. Die EIA prognostiziert, dass die Gesamtnachfrage 2027 119 Bcf/d erreichen wird, mehr als 1 Bcf/d über dem Gesamtangebot, was zu einer engeren Marktbilanz beiträgt, die direkt höhere Preise unterstützt. Die primären Wachstumstreiber der Nachfrage sind der Hochlauf der LNG-Exporte und die Stromerzeugung; demgegenüber sinkt der kombinierte industrielle, private und gewerbliche Verbrauch 2026 um 3 % und bleibt 2027 unverändert, da sich die industrielle Aktivität moderat entwickelt und das Wetter sich normalisiert.

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Wie man mit Erdgas handelt und investiert

Erdgas Preisprognose – Technischer Ausblick

Aus technischer Sicht zeigt die wöchentliche Kursentwicklung von US-Erdgas (Spot) einen aufsteigenden Kanal, der sich Anfang 2024 zu bilden begann und die strukturelle Verbesserung der Marktgrundlagen widerspiegelt, während die LNG-Exporte hochfuhren und die Ära des Überangebots nach COVID endete. Der Ausschlag im Januar 2026 testete zwar das obere Band dieses Kanals – ein durch Polarwirbel-Bedingungen getriebenes Hoch, das seitdem wieder zum unteren Ende der Struktur zurückgekehrt ist.

Die untere Unterstützung des Kanals liegt nahe 3 $/MMBtu, wurde Anfang 2026 mehrfach getestet und fungiert nun als wichtiger technischer Boden. Ein Ausbruch und ein nachhaltiger Schlusskurs unter 3 $ würden den Weg in Richtung 2 $/MMBtu ebnen – ein Niveau, das die meisten Analysten angesichts der LNG-Exportdynamik als nicht nachhaltig ansehen, das jedoch in einem Szenario mit extrem mildem Winter möglich wäre. Die Mitte des Kanals liegt bei etwa 4 $/MMBtu, was das wahrscheinlichste Ziel für die Preise auf dem Weg in den Winter 2026–27 darstellt. Die obere Grenze nahe 5 $/MMBtu korreliert sowohl mit dem strukturellen Ziel von Morgan Stanley als auch mit der früheren 2027-Prognose der EIA – was nun nur noch bei einem deutlich kälteren Winter als normal erreichbar ist.

Die Wertentwicklung in der Vergangenheit ist kein verlässlicher Indikator für zukünftige Ergebnisse. Alle historischen Daten, einschließlich, aber nicht beschränkt auf Renditen, Volatilität und andere Leistungskennzahlen, sollten nicht als Garantie für die zukünftige Performance ausgelegt werden.

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Wann werden die Erdgaspreise steigen?

Es wird erwartet, dass die Henry-Hub-Preise über den Sommer 2026 gedämpft bleiben (~2,80–3,00 $/MMBtu), bevor sie sich im vierten Quartal festigen, wenn sich die Heizsaison nähert und die LNG-Feedgasnachfrage ihren Höhepunkt erreicht. Der Future-Kontrakt für Dezember 2026 handelt bereits über 4 $/MMBtu, was die Markterwartungen einer Erholung im Winter widerspiegelt. Der Zeitpunkt und das Ausmaß dieser Erholung hängen fast ausschließlich vom Wetter ab: Ein kaltes viertes Quartal treibt die Preise im Basisszenario in Richtung 4–5 $/MMBtu; eine Wiederholung des Polarwirbels könnte wieder den Bereich um 7 $+ erreichen, wie im Januar 2026 gesehen.

Werden die Erdgaspreise 2026 weiter fallen?

Ein weiterer Rückgang unter das Niveau von 2,50 $/MMBtu im zweiten Halbjahr 2026 ist bei einem warmen Wetterszenario möglich, wird aber angesichts der strukturellen Untergrenze durch LNG-Exporte als nicht nachhaltig angesehen. Bei 2 $/MMBtu würden innerhalb weniger Wochen Produktionskürzungen und eine Reduzierung der Bohranlagen einsetzen, was den Markt schneller verknappen würde, als es saisonale Trends vermuten lassen. Die Prognose der EIA für das zweite Quartal 2026 von 2,83 $/MMBtu stellt wahrscheinlich den praktischen Boden für diesen Zyklus dar, sofern kein extrem warmes Wetter eintritt.

Erdgas Kursziele 2026 – Prognosen der wichtigsten Institute

Hier sind die neuesten Erdgas-Preisprognosen großer Institutionen, die den Anstieg vom Januar 2026 und die anschließende Schwäche in der Übergangssaison berücksichtigen:

EIA Erdgas-Ausblick: 3,50 $/MMBtu (2026), 3,18 $/MMBtu (2027) (12. Mai 2026)

Der STEO-Bericht der EIA vom Mai ist die bedeutendste aktuelle Revision. Nach einem monatlichen Durchschnitt von 7,72 $/MMBtu im Januar 2026 – getrieben durch extreme Kälte und eine Rekordentnahmesaison von 2.020 Bcf – hat die Behörde ihre Prognose für 2027 deutlich um 11,5 % auf 3,18 $/MMBtu (von zuvor 4,60 $/MMBtu) gesenkt und dies mit stärker als erwarteten Speicheraufbauten und Produktionswachstum begründet. Für 2026 wird der Ganzjahresdurchschnitt von 3,50 $/MMBtu beibehalten, wobei das zweite Quartal bei 2,83 $/MMBtu liegt. Es wird erwartet, dass die Speicher die Einspeisesaison am 31. Oktober 7 % über dem Fünfjahresdurchschnitt beenden – ein komfortables Polster, das das kurzfristige Preisrisiko reduziert. Die Produktion in den Lower 48 belief sich im ersten Quartal 2026 auf durchschnittlich 117,2 Bcf/d (+4 % gegenüber dem Vorjahr), und die EIA prognostiziert 118,9 Bcf/d für das Gesamtjahr 2026 und 124,0 Bcf/d für 2027.

Goldman Sachs – 4,15 $/MMBtu (Aktualisiert Januar 2026)

Goldman Sachs erhöhte seine Henry-Hub-Prognose für 2026 im Januar 2026 auf 4,15 $/MMBtu und verwies auf einen kälter als erwarteten Winter, der die Speicherbestände verknappte, sowie auf das wachsende LNG-Exportwachstum aus Plaquemines und Corpus Christi (Stufe 3). Die Bank hob den „säkularen Nachfrageausblick für Erdgas als stark“ hervor und sieht bedeutende Katalysatoren durch den Hochlauf der LNG-Exportkapazitäten. Der Rahmen von Goldman konzentriert sich auf das Haynesville-Schiefergas als Swing-Region – dort sind neue Bohrungen erforderlich, die bei den aktuellen Preisen jedoch nicht ausreichen, was das über dem Konsens liegende Kursziel untermauert.

Morgan Stanley Erdgas-Prognose: 5 $/MMBtu (Aktualisiert Dezember 2025, optimistischste institutionelle Sicht)

Morgan Stanley bleibt die optimistischste große institutionelle Stimme und zielt für 2026 auf Henry Hub über 5 $/MMBtu ab. Die Bank prognostiziert, dass im Winter 2026–27 aufgrund von Rekord-LNG-Feedgasströmen von über 16,5 Bcf/d aus neuen Projekten (Plaquemines, Golden Pass) in Kombination mit einem um kumulativ 2–3 Bcf/d steigenden Stromverbrauch durch KI/Rechenzentren erneut Speicherdefizite entstehen werden. Auf der Angebotsseite merkt Morgan Stanley an, dass die Produktion von den Höchstständen im September 2025 mit ca. 106–107 Bcf/d tendenziell sinkt, wobei Haynesville-Rückgänge und unzureichende Zuwächse bei den Bohranlagen „wenig freie Kapazitäten“ lassen, während sich das LNG 20 Bcf/d nähert. Das Wetter ist der entscheidende Faktor: Normale Winterbedingungen reichen laut dem Modell von Morgan Stanley aus, um die Preise über 5 $ zu drücken; ein Kälteeinbruch würde dieses Aufwärtspotenzial erheblich verstärken. Beachten Sie, dass die Prognose von Morgan Stanley vor der Speicher-Abwärtsrevision der EIA im Mai erstellt wurde und möglicherweise aktualisiert werden muss.

Fitch Ratings Erdgas-Prognose: 4,1 $ (Q1 2026)

Fitch Ratings prognostiziert für 2026 Henry Hub bei 4,10 $/MMBtu. Begründet wird dies mit einer engeren Marktbilanz durch zusätzliche US-LNG-Kapazitäten (Plaquemines, Golden Pass), die eine flache Produktion von ca. 104 Bcf/d ausgleichen, wobei eine anhaltende europäische und asiatische Nachfrage eine Untergrenze über dem EIA-Konsens bietet. Die Sicht von Fitch liegt zwischen der von Goldman (4,15 $) und der der EIA (3,50 $) und stellt den Mittelpunkt des institutionellen Bereichs dar.

KI-basierte Erdgasprognosen 2026

Algorithmus-basierte Modelle zeigen einen moderateren Verlauf für 2026. Long Forecast prognostiziert Henry Hub bei einem Durchschnitt von 3,73 $ im Juli und 3,65 $ im Dezember, mit einer Ganzjahresspanne für 2026 von 3,50–3,80 $/MMBtu und einer allmählichen Erholung in Richtung 4,20 $/MMBtu Anfang 2027. WalletInvestor vertritt eine bullischere algorithmische Haltung und prognostiziert einen Jahresdurchschnitt von 4,25 $/MMBtu mit einem Höchststand im vierten Quartal nahe 4,80 $/MMBtu – getrieben durch Stromschübe von Rechenzentren und kältere Winter, die den aktuellen Speicherüberschuss abbauen. Diese Modelle erfassen die saisonale Erholungsdynamik, weichen jedoch erheblich von den konservativeren Annahmen der EIA auf der Angebotsseite ab.

Erdgas Kursziele für 2030 und darüber hinaus

Laut der langfristigen Prognose der EIA erreicht Henry Hub bis 2030 3,80 $/MMBtu, klettert bis 2040 auf 4,20 $/MMBtu und bis 2050 auf 4,95 $/MMBtu, was das Wachstum der LNG-Exporte auf 20+ Bcf/d widerspiegelt, das den Druck durch erneuerbare Energien ausgleicht, während die Produktion nur moderat steigt. 

Deloitte prognostiziert 5,40 $/MMBtu im Jahr 2030 und 6,35 $/MMBtu bis 2040, getrieben durch eine anhaltende globale LNG-Nachfrage aus Asien/Europa und den Strombedarf von US-Rechenzentren, der das Angebotswachstum übersteigt.

Die strukturelle Untergrenze ist dauerhaft gestiegen – US-LNG liegt nun bei 17 Bcf/d und steigt weiter, was bedeutet, dass Preise unter 2 $/MMBtu zunehmend eine historische Anomalie darstellen. Das größte langfristige Risiko ist das Tempo, mit dem erneuerbare Energien Erdgas im US-Strommix verdrängen, was in den meisten gängigen Szenarien bis 2035 eher als allmählich und nicht als abrupt prognostiziert wird.

Wenn Sie nach zukünftigen Gaspreisprognosen suchen und versuchen, den langfristigen Ausblick für Erdgaspreise zu beurteilen, bedenken Sie, dass Analystenprognosen falsch sein können. Die Projektionen von Analysten basieren auf fundamentalen und technischen Studien der Wertentwicklung des Vermögenswerts, aber die Wertentwicklung in der Vergangenheit garantiert niemals zukünftige Ergebnisse. 

Führen Sie immer Ihre eigenen Recherchen durch und denken Sie daran, dass Ihre Entscheidung zum Handel von Ihrer Risikobereitschaft, Ihrer Erfahrung in diesem Markt, der Streuung Ihres Anlageportfolios und Ihrem Wohlbefinden bei Geldverlusten abhängt. Investieren Sie niemals mehr Geld, als Sie sich leisten können zu verlieren. 

Erdgas Preisentwicklung im Rückblick

Die Henry-Hub-Preise haben seit dem Pandemie-Tief von 1,63 $/MMBtu im Juni 2020 einen außergewöhnlichen Bogen geschlagen – Anstieg während der Erholung nach COVID, Sprung auf ein 14-Jahres-Hoch von 9,85 $/MMBtu im August 2022 aufgrund von Versorgungsängsten im Russland-Ukraine-Konflikt, Absturz zurück unter 2 $ Anfang 2023, Erholung durch den LNG-Export-Hochlauf 2024 und nun vollzieht sich eine weitere dramatische Rundreise – von unter 2 $ Anfang 2024 auf 7,72 $/MMBtu im Januar 2026 und zurück unter 3 $ bis zum Frühjahr.

2020–2021: COVID-Tief & Erholung

Henry Hub fiel im Juni 2020 auf ein Jahrzehnte-Tief von 1,63 $/MMBtu, als COVID-19 die industrielle Nachfrage einbrechen ließ und mildes Sommerwetter den Stromverbrauch reduzierte. Die Preise erholten sich 2021 kräftig auf einen Durchschnitt von 3,91 $/MMBtu – ein Anstieg von 91 % –, da die Nachfrage nach der Pandemie stark anstieg, LNG-Exporte zunahmen und das Angebotswachstum hinterherhinkte. Die US-Erdgaspreise stiegen 2021 um 47 %, während das europäische TTF um 268 % zulegte und der asiatische JKM-Benchmark 113 % gewann, was die bevorstehende globale Energiekrise bereits vorzeichnete.

2022: Ukraine-Anstieg auf 9,85 $/MMBtu

Der Einmarsch Russlands in die Ukraine im Februar 2022 und die daraus resultierende europäische Gaskrise trieben Henry Hub am 29. August 2022 auf ein 14-Jahres-Hoch von 9,85 $/MMBtu – den höchsten Stand seit 2008. Die europäischen TTF-Futures erreichten dreistellige Niveaus, als der Kontinent verzweifelt versuchte, russisches Pipelinegas durch LNG zu ersetzen. Die US-Preise lagen im Jahresdurchschnitt 2022 bei 6,42 $/MMBtu, dem höchsten Jahresdurchschnitt seit 2008, bevor sie im zweiten Halbjahr 2022 stark fielen, da mildes Wetter und Rekord-LNG-Exporte auf einen sich stabilisierenden Markt trafen.

2023: Überangebots-Crash unter 2 $

Anfang 2023 kam es zu einem massiven Überangebot, als Produktionsrekorde gebrochen wurden und ein milder Winter die Speicherbestände 19 % über den 5-Jahres-Durchschnitt drückte. Henry Hub startete 2023 bei 4,38 $/MMBtu, stürzte aber bis Februar auf unter 2 $/MMBtu ab – die niedrigsten Stände seit 2020 –, bevor er sich für das Gesamtjahr auf 2,91 $/MMBtu erholte. Der Speicherüberschuss, der sich 2023 aufbaute, bildete die Untergrenze für eine längere Periode der Preisunterdrückung.

2024–2025: LNG-Hochlauf und allmähliche Erholung

Die LNG-Exporte wuchsen 2025 um 26 %, als Plaquemines LNG und Corpus Christi (Stufe 3) in Betrieb gingen, was die Binnenmarktbilanz verknappte und eine allmähliche Preiserholung vorantrieb. Henry Hub stieg im ersten Halbjahr 2024 wieder über 3 $/MMBtu, fiel im dritten Quartal erneut auf 2 $/MMBtu und erholte sich dann zum Jahresende. Der Polarwirbel im Winter 2025 trieb die Preise kurzzeitig über 5 $/MMBtu, was für das Gesamtjahr einen Durchschnitt von 3,53 $/MMBtu ergab.

2026: Januar-Rekordhoch, dann Zusammenbruch in der Übergangszeit

Henry Hub erreichte im Januar 2026 einen monatlichen Rekorddurchschnitt von 7,72 $/MMBtu – den höchsten jemals verzeichneten Wert –, da ein Polarwirbel während der Heizsaison zu Rekord-Speicherentnahmen von 2.020 Bcf führte. Die Preise stürzten bis Mitte März auf unter 3 $/MMBtu ab, als mildes Frühlingswetter zurückkehrte, sich die Speicherstände normalisierten und Golden Pass sowie Corpus Christi (Stufe 3) begannen, LNG-Exportkapazitäten hinzuzufügen. Anfang Juni 2026 notiert der Frontmonat nahe 2,80–3,00 $/MMBtu, während die Futures für Dezember 2026 sich über 4 $ halten – der deutlichste Ausdruck der Markterwartung, dass der Winter das bullische Szenario wieder bestätigen wird.

Quellen:

• EIA Kurzfristiger Energieausblick, 12. Mai 2026
• EIA STEO — Sektion Erdgas (Mai 2026)
• IEA Gasmarktbericht Q3 2025
• EIA Jährlicher Energieausblick — Erdgas-Narrativ
• American Gas Association — Erdgas-Marktindikatoren, 15. Mai 2026
• CME Group — Henry Hub Erdgas-Futures
• FRED / St. Louis Fed — Henry Hub Erdgas-Spotpreis

Weitere Ressourcen: 

• Ölpreisprognose & Vorhersagen 2026
• Goldpreisprognose & Vorhersagen 2026 
• Dow Jones Prognose & Vorhersagen 2026 
• Nasdaq-100 Prognose & Vorhersagen 2026
• EUR/USD Prognose & Vorhersagen 2026 
• Türkische Lira Prognose & Vorhersagen 2026
• Britisches Pfund Prognose & Vorhersagen 2026
• Silberprognose & Vorhersagen 2026
• IBEX 35 Prognose & Vorhersagen 2026