TradingUpdate

Der EUA-Dez-26-Future gab in der Berichtswoche zum 5. Juni um rund 4 Prozent nach. Die Investmentfonds folgten der Preisbewegung und reduzierten ihre Netto-Long-Position wieder. Diese fiel um 2,0 Mio. EUA auf 49,2 Mio. EUA, ein Rückgang von 4,0 Prozent gegenüber der Vorwoche. Damit ist ein Teil des Aufbaus aus der Vorwoche wieder abgebaut.

Auf der Long-Seite fuhren die Fonds ihre Positionen um 2,4 Mio. EUA auf 69,3 Mio. EUA zurück. Der Rückgang von 3,3 Prozent bestätigt: Der Long-Aufbau der Vorwoche war offenbar nur eine kurze Long-Spekulation. Absolut betrachtet bleibt die Long-Seite weit unter den Niveaus vom Jahresbeginn, als die Fonds über 135 Mio. EUA hielten. Auf der Short-Seite bauten die Fonds leicht ab. Die Short-Positionen sanken um 0,4 Mio. EUA auf 20,1 Mio. EUA. Der Rückgang von 1,7 Prozent ist marginal und verändert das Gesamtbild nicht wesentlich. Die Shorts verharren damit auf historisch niedrigem Niveau.

Der kurze Ausflug in die Long-Richtung der Vorwoche war nicht von Dauer. Die Fonds haben einen Teil der Gewinne mitgenommen und die Positionierung wieder zurückgefahren. Vor der Bekanntgabe der ETS-Reformpläne am 15. Juli dürfte die Zurückhaltung anhalten. Solange keine Klarheit über das politische Reformpaket besteht, fehlt den Spekulanten der Grund für einen nachhaltigen Positionsaufbau.

Der TTF Gas Frontmonat legte in der Berichtswoche zum 5. Juni um 5,4 Prozent zu. Die Investmentfonds ließen sich davon nicht mitreißen und veränderten ihre Positionierung kaum. Die Netto-Long-Position der Investmentfonds fiel um 3,1 TWh auf 259,1 TWh. Das entspricht einem geringen Rückgang von 1,2 Prozent gegenüber der Vorwoche und setzt den Abbau fort, der seit Anfang Mai läuft.

Auf der Long-Seite blieben die Fonds nahezu unverändert. Mit 402,9 TWh liegt die Positionierung faktisch auf dem Niveau der Vorwoche, der Rückgang beträgt weniger als 0,1 TWh. Von einer aktiven Positionierung auf steigende Preise keine Spur. Auf der Short-Seite stockten die Fonds leicht auf. Die Short-Positionen wuchsen um 3,0 TWh auf 143,7 TWh, ein Zuwachs von 2,2 Prozent. Absolut gesehen bewegen sich die Shorts weiterhin auf niedrigem Niveau, weit unter den Werten aus dem ersten Quartal.

Der Preisanstieg der Berichtswoche hat keine entsprechende Reaktion bei den Spekulanten ausgelöst. Weder Long-Aufbau noch Short-Abbau. Die Fonds optimieren kurzfristig am Rand, ohne eine klare Überzeugung zu zeigen. Das Bild passt zur Vorwoche: Der Markt bewegt sich volatil, die Spekulanten stehen größtenteils daneben.

Der von QatarEnergy gecharterte LNG-Tanker Rasheeda hat sein AIS-Signal nach rund einem Monat wieder aktiviert und befindet sich derzeit vor der Südostküste Sri Lankas. Nach Auswertung von Kpler-Daten passierte das Schiff die Straße von Hormus am 4. Juni und transportiert weiterhin rund 258.000 Kubikmeter Flüssigerdgas, die Ende Februar in Ras Laffan geladen wurden. Die Rasheeda reiht sich in die fünf von QatarEnergy gecharterten Schiffe ein, die die Meerenge bereits passiert haben: Al Daayen am 7. Juni, Fuwairit und Al Rayyan am 24. Mai sowie Al Kharaitiyat und Mihzem am 9. bzw. 12. Mai.

Am morgigen Donnerstag fällt die Windeinspeisung von 11 GW auf unterdurchschnittliche 8 GW. Die PV-Einspeisung steigt im Vergleich zu heute, bleibt allerdings mit rund 14 GW unter dem langfristigen Durchschnitt von 16 GW. Die Notierungen am Spotmarkt fallen für den morgigen Liefertag leicht. Der Baseloadpreis sinkt um 8,5 Prozent gegenüber dem heutigen Preis auf 112,06 Euro/MWh. Der Peakloadpreis sinkt ebenfalls um 15,8 Prozent auf 86,70 Euro/MWh. Der Tagestiefstpreis von 30,00 Euro/MWh wird um 14:45 Uhr erreicht. Die Tagesspitze ist mit 187,40 Euro/MWh um 20:45 Uhr ebenfalls geringer als die gestrige.

Der europäische Gasmarkt zeigte sich in der vergangenen Woche von seiner ruhigeren, saisonal typischen Seite. Die Gasnachfrage lag im Wochenmittel bei rund 6,6 TWh/Tag und damit leicht unter der Vorwoche (6,8 TWh/Tag, minus 2 Prozent). Im Verlauf des achtwöchigen Betrachtungszeitraums ist der Rückgang deutlich: Von Niveaus um 9–10 TWh/Tag Mitte April hat sich die Nachfrage mit fortschreitendem Frühjahr spürbar zurückgebildet. Gegen Wochenende zog der Verbrauch zuletzt allerdings wieder etwas an (zuletzt rund 7,1 TWh/Tag). Die LNG-Einspeisung setzte ihren Abwärtstrend fort und fiel im Wochenmittel auf etwa 3,4 TWh/Tag, ein Rückgang von rund 8 Prozent gegenüber der Vorwoche und der niedrigste Wert im gesamten Zeitfenster (April noch bei ca. 4,5 TWh/Tag). Die schwächere Regasifizierung dämpft damit weiterhin die verfügbare Angebotsmenge. Bei der Netto-Speichereinspeisung blieb das Bild volatil: Nach einem Anstieg in der Vorwoche (3,7 TWh/Tag) ging die Einspeicherung in der vergangenen Woche wieder auf rund 3,3 TWh/Tag zurück. Im mittelfristigen Trend liegen die Einspeicherraten damit zwar über dem Tief von Mitte Mai (2,1 TWh/Tag), der Speicheraufbau verläuft jedoch uneinheitlich und bleibt durch die geringere LNG-Zufuhr gebremst.

Laut einer aktuellen Auswertung des Think Tanks Ember sank der Anteil von Gas am globalen Strommix 2025 das fünfte Jahr in Folge auf knapp unter 22 Prozent, obwohl die absolute Gaserzeugung leicht auf 38 TWh zulegte. Das Wachstum hat sich dabei deutlich verlangsamt: Zwischen 2021 und 2025 wuchs Gas im Schnitt nur noch halb so schnell wie im Vorjahrfünfjahreszeitraum (1,6 vs. 2,9 Prozent p.a.). Solar allein wuchs um 636 TWh und deckte rund drei Viertel des globalen Nachfrageanstiegs.

Fast die Hälfte aller gasstromerzeugenden Volkswirtschaften hat den Peak ihrer gasbefeuerten Stromerzeugung bereits überschritten: 61 von 124 Ländern lagen 2025 dauerhaft unterhalb ihres historischen Hochs, darunter Japan (größter absoluter Rückgang: minus 127 TWh seit 2017), UK, Indien, Spanien und Italien. Zusammen stehen diese Länder allerdings nur für rund ein Fünftel der globalen Gaserzeugung; der globale Peak hängt damit weiterhin an einer kleinen Gruppe großer Gaserzeuger.

Im G7-Verbund nähern sich erneuerbare Energien der Parität mit Gas: 2.544 TWh Erneuerbare standen 2025 nur noch knapp hinter 2.577 TWh Gas. Vier G7-Importländer (Deutschland, UK, Italien und Japan) liegen seit mindestens fünf Jahren unter ihrem Gaspeak in der Stromerzeugung. Gleichzeitig bleiben die USA der mit Abstand größte Treiber: Allein zwischen 2015 und 2025 stieg die US-Gaserzeugung um 474 TWh, knapp ein Drittel des gesamten globalen Gaswachstums in diesem Zeitraum. Nordamerika, Teile des Nahen Ostens und Afrika bleiben strukturelle Wachstumsmärkte für Gas.

In der EU stieg der Gasanteil am Strommix 2025 auf fast 17 Prozent (467 TWh). Das Niveau bleibt damit deutlich über 2015. Als strukturellen Beschleuniger nennt Ember neben dem Kostenrückgang bei Erneuerbaren auch die geopolitischen Schocks: Russlands Einmarsch in die Ukraine 2022 und aktuell die Hormus-Blockade des Irankriegs, dürfte die Abkehr von Importgas weiter vorantreiben.

Am morgigen Mittwoch fällt die Windeinspeisung von sehr hohen 23 GW auf knapp 13 GW. Die PV-Einspeisung steigt zwar leicht im Vergleich zu heute, bleibt allerdings mit rund 12 GW unter dem langfristigen Durchschnitt von 16 GW. Folglich steigen die Notierungen am Spotmarkt für den morgigen Liefertag merklich. Der Baseloadpreis steigt um 26,5 Prozent gegenüber dem heutigen Preis auf 122,51 Euro/MWh. Der Peakloadpreis steigt sogar um 60,6 Prozent auf 102,99 Euro/MWh. Bemerkenswert ist der hohe Tagestiefstpreis von 64,00 Euro/MWh um 11:45 Uhr. Die Tagesspitze ist mit 239,70 Euro/MWh ebenfalls deutlich teurer.

Die Gasflüsse aus Norwegen steigen deutlich an. Die Exportnominierung für den heutigen Tag liegt bei 330,3 mcm/d nach 323,0 mcm/d am Vortag. Im Wochenvergleich liegt die Nominierung mit 330,3 mcm/d rund 14,7 Prozent über dem Niveau der Vorwoche. Aktuell belasten noch drei geplante Wartungen die Exportkapazität: Am Gasfeld Åsgard (minus 5,1 mcm/d bis 10.6.) sowie an den Verarbeitungsanlagen Kårstø (minus 7,6 mcm/d bis 18.6.) und Nyhamna (minus 19,8 mcm/d bis 4.7.).

Der ICE Newcastle Coal Futures-Kontrakt für Juni ist im Tageshoch auf bis zu 152,25 US-Dollar/t gestiegen und erreichte damit den höchsten Stand seit rund zwei Jahren. Auslöser sind neue indonesische Exportregeln, die Lieferungen verzögern und das Angebot aus dem weltweit größten Kohleexporteur verknappen. Erwartet wird laut Bloomberg, dass australische Kohle einen Teil der fehlenden indonesischen Mengen ersetzen muss. Gleichzeitig dürfte die Nachfrage in Nordostasien wegen heißeren Wetters und höherer Klimaanlagennutzung steigen, vor allem in China. Zusätzlich weiten Länder wie Japan den Kohleeinsatz aus, um ihre Abhängigkeit von Flüssigerdgas zu verringern, da die Blockade rund um die Straße von Hormus und Katar die LNG-Versorgung weiterhin einschränkt. Die Terminstruktur des Newcastle-Kontrakts signalisiert mit höheren kurzfristigen Preisen eine angespannte Versorgungslage. Rystad Energy erwartet für Asien 2026 einen zusätzlichen Kohleverbrauch von knapp 70 Millionen Tonnen, falls der Gasmarkt angespannt bleibt.

Trotz der erneuten Eskalationen im Nahen Osten ist die Kursreaktion bei Brent Crude bisher durchaus überschaubar. Der Abwärtstrend wurde noch nicht beendet und der Kurs befindet sich weiterhin unterhalb der psychologischen 100-USD-Marke. Es kam also nicht, wie man aufgrund der Meldungen vom Wochenende durchaus hätte erwarten dürfen, zu einem eindeutigen charttechnischen Kaufsignal. Die Notierung des Brent Crude Frontmonats befindet sich weiterhin innerhalb der dargestellten Keilformation. Bei dieser Formation könnte es sich allerdings um einen bullishen Keil handeln. Dieser ist dadurch gekennzeichnet, dass wir zwar einerseits weiterhin eindeutig fallende Hochs sehen, aber die Tiefs ein schwaches Abwärtsmomentum aufweisen. Dies wird auch durch den MACD unterstrichen, bei welchem sich Trigger- und Signal-Linie wieder annähern. Aufgrund des nachlassenden Abwärtsmomentums ist Brent Crude innerhalb der Keilformation neutral zu werten. Ein erneuter Anstieg über 100 USD/bbl wäre klar bullisch zu interpretieren, woraufhin die Notierung wieder Richtung 110 USD/bbl ansteigen könnte. Unterseitig müsste der Future die untere Keilbegrenzung bei 89,84 USD/bbl dynamisch unterbieten, damit der Abwärtstrend wieder neuen Schwung aufnehmen kann. Ein relevanter Support befindet sich bei 86,09 USD/bbl. Ein Rückfall unter diese Nackenlinie würde gar eine obere Umkehrformation in Form eines Mehrfach-Tops begründen. Ein Wiedersehen mit der psychologischen 80-USD-Marke sollte daraufhin erwartet werden dürfen.

Die deutschen Strom-Spotpreise sanken am Wochenende. Auffällig ist der vergangene Sonntag: Es kam zu deutlich negativen Preisen mit einem Tagestief von minus 50,25 Euro/MWh. Für den heutigen Liefertag zeigen sich erneut deutlich teurere Abendstunden mit 227,30 Euro/MWh in der Spitze. Am morgigen Dienstag wird eine überdurchschnittliche Windeinspeisung von knapp 19 GW erwartet. Der langjährige Durchschnitt liegt bei rund 10 GW, heute wird nur mit 7 GW gerechnet. Dagegen ist die PV-Leistung morgen schwach, die neuesten Modellläufe erwarten 10,4 GW, knapp 6 GW unter dem langfristigen Mittelwert. Insgesamt ergibt sich für den morgigen Liefertag ein niedriger Baseloadpreis von 96,87 Euro/MWh, 22 Prozent unter dem heutigen Preis von 124,25 Euro/MWh. Die Mittagsdelle zeigt sich erneut, wie am vergangenen Donnerstag und Samstag, flach an der 0,00-Euro/MWh-Linie. Das Tagestief wird bei 0,10 Euro/MWh um 14:30 Uhr erreicht. Die Tagespitze liegt bei 162,50 Euro/MWh um 20:45 Uhr.

Die neue Handelswoche beginnt mit deutlichen Preisaufschlägen bei Strom und Gas. Der Strom Frontmonat notiert 1,1 Prozent fester bei 95,45 Euro/MWh, der TTF Gas Frontmonat handelt 4,2 Prozent höher bei 50,89 Euro/MWh. Auch der Brent Crude Frontmonat steht 4,8 Prozent im Plus bei 97,47 US-Dollar/bbl. Lediglich die EUAs handeln 0,7 Prozent leichter bei 76,22 Euro/t CO2. Der gestrige Sonntag markierte den 100. Tag des Kriegsbeginns im Nahen Osten. Nach einer relativ langen Waffenruhe zeichnet sich nun eine erneute Eskalation ab. Über das Wochenende verschärfte sich die Lage weiter: Der Iran griff Israel mit Raketen an. Die israelische Luftwaffe schlug gegen den Iran zurück, ungeachtet einer ausdrücklichen Warnung Trumps an Netanjahu, den laufenden Friedensprozess nicht zu gefährden. Vom Jemen aus feuerten die mit dem Iran verbündeten Huthi-Milizen Raketen auf israelisches Territorium. Außerdem ließen sie eine Blockade des israelischen Schiffsverkehrs im Roten Meer verlautbaren. Neben der Straße von Hormus ist die Meerenge Bab al-Mandab, welche den Indischen Ozean über das Rote Meer und den Suezkanal mit Europa verbindet, kritisch für den internationalen Handel. Zudem hat die OPEC+ ihre Förderziele erneut erhöht. Die sieben Kernmitglieder (Saudi-Arabien, Russland, Irak, Kuwait, Kasachstan, Algerien und Oman) erhöhen ihr Förderziel für den kommenden Juli auf 188.000 Fass Rohöl pro Tag. Dies markiert die vierte Anhebung der Förderziele in den letzten vier Monaten. Insgesamt wurden die Förderziele seit April um 600.000 Fass pro Tag erhöht. Der preisdämpfende Effekt der Angebotserhöhung bleibt durch die Blockade der Straße von Hormus jedoch gering. Die Exportkapazitäten ohne den Schiffsverkehr bleiben für die Golfstaaten stark beschränkt. Am vergangenen Sonntag kam es am Strom-Spotmarkt zu deutlich negativen Preisen mit einem Tagestief von minus 50,25 Euro/MWh. Für den heutigen Liefertag zeigen sich erneut deutlich teurere Abendstunden mit 227,30 Euro/MWh in der Spitze.

Während es am Mittwoch noch zu deutlichen Preiszuwächsen bei Öl- und Gas kam, ging es am Donnerstag wieder in die andere Richtung. Hintergrund waren weiterhin die täglich wechselnden Nachrichten rund um den Irankrieg, was auch weiterhin der wesentliche Markttreiber bleibt. Die USA blockieren seit April iranische Häfen und haben dabei in dieser Woche einen weiteren Öltanker auf dem Weg nach Kharg Island abgefangen. Der Iran reagierte mit Raketenangriffen auf US-Stützpunkte in Kuwait und Bahrain, woraufhin die USA Gegenschläge auf der strategisch wichtigen Insel Qeshm nahe der Straße von Hormus durchführten. Der Iran erklärte die Verhandlungen mit den USA für beendet, weil Israel den Krieg im Libanon weiter fortführte. Nun scheint am Donnerstag zwischen Israel und dem Libanon eine Waffenruhe vereinbart worden zu sein, die jedoch von der Hisbollah abgelehnt wird. Ob die Waffenruhe überhaupt hält, bleibt genauso ungewiss wie weitere Fortschritte in den Verhandlungen. Am Freitagmorgen werden neue Kämpfe im Libanon gemeldet. Die Straße von Hormus bleibt bis auf weiteres weiterhin gesperrt und die physische Knappheit spitzt sich weiter zu. Der Oman meldet am Freitagmorgen Drohnenangriffe auf seinen Ölhafen Mina al Fahal außerhalb der Straße von Hormus, die Ölverladung muss ausgesetzt werden.

Chinas LNG-Importe sind im Mai auf 4,9 Mio. Tonnen gestiegen. Damit liegen die Einfuhren auf dem Vorjahresniveau, verzeichnen aber eine deutliche Trendwende nach monatelangem Rückgang. Im April hatten die Importe den niedrigsten Stand seit acht Jahren erreicht, da die Lage in Nahost die Preise in die Höhe trieb. Den Ausfall katarischer Lieferungen kompensiert China zunehmend durch Bezüge aus Kanada, Malaysia, Oman und Russland.

Der EUA-Dez-26-Future legte in der Berichtswoche zum 29. Mai um rund 4 Prozent zu. Die Investmentfonds haben die Aufwärtsbewegung durch einen Aufbau der Netto-Long-Position offenbar mitgetragen. Diese stieg um 12,2 Mio. EUA auf 51,3 Mio. EUA. Das entspricht einem Zuwachs von 31,2 Prozent gegenüber der Vorwoche und ist der stärkste wöchentliche Anstieg seit Monaten.

Auf der Long-Seite stockten die Fonds ihre Positionen um 9,5 Mio. EUA auf 71,7 Mio. EUA auf. Der Zuwachs von 15,3 Prozent ist beachtlich, relativiert sich aber im historischen Vergleich: Noch zu Jahresbeginn lagen die Longs bei über 135 Mio. EUA. Der aktuelle Stand bleibt also weit unter dem Niveau, das die Fonds bei echter Überzeugung aufgebaut haben. Auf der Short-Seite bauten die Fonds ihre Positionen um 2,7 Mio. EUA auf 20,4 Mio. EUA ab. Der Rückgang von 11,6 Prozent verstärkt das bullische Signal zusätzlich. Mit 20,4 Mio. EUA liegen die Shorts auf dem niedrigsten Stand seit über einem Jahr. Das Risiko eines Short-Squeeze ist damit geringer.

Der Preisanstieg wurde von den Spekulanten mitgetragen, was für Headline-Trading spricht. Ob daraus eine nachhaltige Bullenbewegung wird, hängt stark vom Ausgang der EU-ETS-Reform ab. Solange die finale Entscheidung aus Brüssel aussteht, dürften die Fonds bei weiteren Aufbauschritten vorsichtig bleiben.

Der TTF Gasmarkt zeigte sich in der Berichtswoche zum 29. Mai schwächer. Die Investmentfonds folgten der Preisbewegung und reduzierten ihre Netto-Long-Position zum zweiten Mal in Folge. Die Netto-Long-Position der Investmentfonds fiel um 17,9 TWh auf 262,2 TWh. Das entspricht einem Rückgang von 6,4 Prozent gegenüber der Vorwoche und setzt den Abbau fort.

Auf der Long-Seite fuhren die Fonds ihre Positionen um 12,1 TWh auf 402,9 TWh zurück. Der Rückgang von 2,9 Prozent zeigt, dass die Bereitschaft, auf steigende Preise zu setzen, weiter schwindet. Auf der Short-Seite stockten die Fonds ihre Positionen um 5,8 TWh auf 140,7 TWh auf. Das ist ein Zuwachs von 4,3 Prozent und der höchste Short-Stand seit Ende April. Absolut gesehen bleiben die Short-Positionen jedoch weit unter den Niveaus aus dem ersten Quartal, als sie zeitweise über 350 TWh lagen.

Die Kombination aus Long-Abbau und Short-Aufbau spiegelt die Tendenz im Tenor wider: Die Spekulanten gingen zuletzt offenbar davon aus, dass eine Einigung in Nahost wahrscheinlicher wird, was den Abwärtsdruck auf die Gaspreise erhöht. Der Schritt bleibt aber vorsichtig dosiert. Solange der Markt keine klaren fundamentalen Impulse liefert, dürften die Fonds weiterhin kurzfristig optimieren statt neue Trends zu setzen.

Im Mai 2026 wurde am deutschen Day-Ahead-Strommarkt im Monatsmittel ein Base-Preis von 97,62 Euro/MWh erzielt, nach 78,43 Euro/MWh im April. Im Mai 2025 lag der Monatsmittelpreis bei 67,32 Euro/MWh. Teure Abendspitzen an windarmen Tagen haben den Preis im Durchschnitt deutlich ansteigen lassen. Der teuerste Tag im Mai war Montag, der 18.5., mit einem durchschnittlichen Tagespreis von 140,18 Euro/MWh. Der höchste Stundenpreis wurde am 28.5. um 18:00 Uhr mit 393,94 Euro/MWh erreicht. Der günstigste Tag des Monats war Freitag, der 1.5., mit einem Tagesmittel von -1,63 Euro/MWh. Die günstigste Stunde des Monats wurde ebenfalls am 1.5. um 11:00 Uhr mit -499,00 Euro/MWh gehandelt. Negative Preise traten im Mai 77-mal auf, nach 123-mal im April und 129-mal im Mai 2025. Seit Jahresbeginn wurden 246 negative Stunden gezählt, nach 248 im Vorjahreszeitraum.

Die europäische Strombörse EPEX Spot hat ab dem 29. Mai die Preisuntergrenze für den Day-Ahead-Stromhandel von minus 500 Euro/MWh auf minus 600 Euro/MWh gesenkt. Hintergrund sind stark negative Strompreise infolge hoher Solarstromeinspeisung und schwacher Nachfrage rund um das Feiertagswochenende Anfang Mai. Mehrere europäische Märkte, darunter Deutschland, Frankreich und die Niederlande, erreichten zuletzt die bisherige Untergrenze, während der deutsche Intraday-Markt mit minus 855,24 Euro/MWh sogar ein Rekordtief verzeichnete.

Am morgigen Donnerstag fällt die PV-Einspeisung auf 11,2 GW, rund 4 GW unter dem langfristigen Mittelwert. Ausgleichend steigt die Windeinspeisung laut neuesten Modellläufen auf 27,7 GW, knapp 17 GW über dem langfristigen Mittelwert und 8 GW über der für heute vorhergesagten Einspeisung. Die starke Windeinspeisung lässt den Baseloadpreis für den Liefertag Donnerstag um 40,2 Prozent von 102,64 Euro/MWh auf 61,34 Euro/MWh sinken. Der Peakpreis sinkt ebenfalls stark auf 35,88 Euro/MWh (minus 58,3 Prozent). Neben der Windleistung sorgt außerdem der morgige Feiertag Fronleichnam in fünf Bundesländern (Bayern, BW, RLP, NRW und das Saarland) für geringere Nachfrage. Das Tagesprofil zeigt nun wieder eine sehr flache Mittagsdelle mit einem Tageslow um 13:45 Uhr bei -0,10 Euro/MWh. Der Tagespeak wird um 19:45 Uhr bei 121,80 Euro/MWh erreicht.

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Innerhalb von 24 Stunden hat sich der Konflikt zwischen den USA und Iran deutlich verschärft. Auslöser war ein Angriff der US-Streitkräfte auf den unter botswanischer Flagge fahrenden Öltanker Lexie nahe der Straße von Hormus. Nach Angaben des US-Zentralkommandos (CENTCOM) war das unbeladene Schiff auf dem Weg zur iranischen Exportdrehscheibe Kharg Island, über die rund 90 Prozent der iranischen Rohölexporte abgewickelt werden. Da die Besatzung wiederholte Warnungen ignoriert haben soll, feuerte ein US-Militärflugzeug eine Hellfire-Rakete in den Maschinenraum des Tankers und setzte ihn außer Gefecht.

Der Vorfall steht im Zusammenhang mit der von den USA durchgesetzten Blockade iranischer Häfen und markiert eine weitere Eskalation des sogenannten Tankerkriegs im Persischen Golf. Als Reaktion kam es Berichten zufolge zu koordinierten iranischen Drohnenangriffen auf den internationalen Flughafen von Kuwait sowie auf Ziele in Bahrain.

Während diplomatische Bemühungen zunehmend ins Stocken geraten, häufen sich militärische Zwischenfälle in der Region. Kommerzielle Energie- und Öltanker rücken dabei immer stärker in den Mittelpunkt der Auseinandersetzung. CENTCOM veröffentlichte zudem Videoaufnahmen des Angriffs und erklärte, seit Beginn der Blockade bereits sechs Handelsschiffe auf dem Weg zu iranischen Häfen außer Gefecht gesetzt sowie 122 weitere Schiffe umgeleitet zu haben.

Charttechnische Einordnung: Die jüngsten Ereignisse verdeutlichen die zunehmende Militarisierung der Schifffahrtsrouten im Persischen Golf. Die gezielte Bekämpfung kommerzieller Tanker markiert eine erhebliche Verschärfung des Konflikts und erhöht die Risiken für die globale Energieversorgung. Vor diesem Hintergrund ist die Reaktion des Ölmarktes noch recht bescheiden. Brent Crude steigt am Vormittag gerade einmal um 2,5 Prozent auf 98,3 USD/bbl. Der korrektive Abwärtstrend ist bislang noch nicht beendet worden. Ein Anstieg über 100 USD/bbl würde die charttechnische Situation allerdings verändern und ein Kaufsignal aufgrund der bullishen Auflösung einer Keilformation triggern. Oberhalb von 100 USD/bbl ist reichlich Luft nach oben vorhanden. Der nächste Widerstandsbereich befindet sich erst wieder bei 110-112 USD/bbl.

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Trotz des nahezu vollständigen Ausfalls der LNG-Exportmengen aus der Straße von Hormus lagen die globalen LNG-Exporte im Mai 2026 laut Kpler-Daten bei 32,1 Mio. Tonnen (Mt) und damit nur rund 1,4 Mt oder 4 Prozent unter dem Vorjahresniveau (33,5 Mt) bzw. praktisch unverändert gegenüber April 2026 (32,4 Mt). Das ist eine Leistung, die vor drei Monaten sicherlich die wenigsten für möglich gehalten hätten.

Konkret exportierte Katar im Mai 2026 gerade einmal 0,6 Mt, verglichen mit 6,8 Mt im Mai 2025. Hinzu kommen die ausgefallenen Mengen der UAE. In der Summe dürften die Golf-Ausfälle bei rund 8–9 Mt liegen, was etwa 45 Prozent der monatlichen EU-Gasnachfrage entspricht. Dass die Gaspreise dennoch nicht auf dem Niveau der Krise 2022/23 angestiegen sind, liegt auch an einer bemerkenswerten Gegenentwicklung auf der Angebotsseite.

USA (+1,4 Mt yoy): Die neuen Anlagen Plaquemines, Corpus Christi Stage 3 und der erste Cargo von Golden Pass treiben das US-Exportvolumen auf 10,1 Mt im Mai. Nach dem Rekord von rund 11,5 Mt im März ist das allerdings noch kein Vollbetrieb.

Malaysia (+1,1 Mt yoy): Der Anstieg erklärt sich wesentlich durch die schwachen Vorjahreswerte, da die Bintulu-Anlage im Frühjahr 2025 Produktionsprobleme und Wartungsarbeiten hatte. Es handelt sich damit eher um eine Normalisierung als um strukturellen Kapazitätszuwachs.

Kanada (+0,9 Mt yoy): LNG Canada liefert nun konsistent und wird im Jahresverlauf weiter hochfahren.

Übrige Exporteure (+1,45 Mt yoy): Hier steckt die eigentliche Überraschung. Nigeria LNG liefert substanziell mehr als in den Vorjahren, da sich Feedgas-Verfügbarkeit und Sicherheitslage verbessert haben. Congo LNG Phase 2 (Nguya FLNG) trägt seit Februar bei, Tortue FLNG (Mauritanien/Senegal) kommt hinzu.

Die Herausforderungen werden nun aber nicht kleiner. Der Juni dürfte noch beherrschbar bleiben: Das saisonale Profil entspricht etwa dem der Vormonate, die Angebotsseite läuft weiterhin auf hohem Niveau, und eine Normalisierung über Hormus würde zusätzlich entlasten. Kritischer werden die Monate danach. Die Kühlnachfrage in Asien – insbesondere Japan, Südkorea und Taiwan – steigt saisonal weiter an, und Europa muss die Speicherbefüllung im Sommer hochhalten oder weiter ausbauen. Hinzu kommt die Frage, ob die globalen LNG-Anlagen über Monate hinweg mit hohen Auslastungsraten operieren können. Hält die Hormus-Sperre bis in den Herbst an, könnte zu Beginn der Heizsaison eine Angebotsverknappung drohen.

Am morgigen Mittwoch fällt die PV-Einspeisung auf 11,6 GW und liegt damit rund 4 GW unter dem langfristigen Mittelwert. Komplementär dazu steigt allerdings die Windleistung mit 19 GW deutlich über den langfristigen Mittelwert von aktuell 10,3 GW. Insgesamt überwiegt der preisdämpfende Effekt der starken Windeinspeisung, und der Baseloadpreis für den Liefertag Mittwoch sinkt um 15,9 Prozent auf 102,64 Euro/MWh gegenüber den für heute erzielten 122,02 Euro/MWh. Erneut zeigt sich eine spitze Mittagsdelle mit einem Tageslow von 25,90 Euro/MWh um 13:45 Uhr. Um 19:45 Uhr wird der Tagespeak bei 154,20 Euro/MWh verzeichnet, der Spread zwischen den Morgen- und Abendstunden ist damit geringer als in den vergangenen Tagen.

Die europäische Gasnachfrage ist in der vergangenen Woche aufgrund ungewöhnlicher Wetterbedingungen deutlich gesunken. Die apparente Nachfrage lag bei durchschnittlich 6,76 TWh/d, ein Rückgang von 17 Prozent gegenüber der Vorwoche. Die Abweichung von der saisonalen Nachfrageerwartung betrug dabei minus 13 Prozent.

Die LNG-Einspeisung setzte ihren Rückwärtstrend fort und lag mit 3,75 TWh/d rund 3 Prozent unter dem Vorwochenwert. Ende Mai war das LNG-Aufkommen sogar fast 20 Prozent niedriger als im Vorjahreszeitraum. Trotz dieser rückläufigen LNG-Importe ermöglichte der starke Nachfragerückgang eine Steigerung der Netto-Einspeisung auf 3,72 TWh/d, ein Plus von 76 Prozent gegenüber der Vorwoche. Zeitweise lagen die Mengen zur Einspeicherung sogar über dem Niveau des Vorjahres. Die gesunkene Binnennachfrage sowie der reduzierte Verbrauch auch in den Nachbarländern ermöglichten Deutschland überdurchschnittlich hohe Gas-Einspeicherungen.

Auf der Preisseite sorgt die geopolitische Lage weiterhin für Aufwärtsdruck. Nachdem vergangene Woche noch Hoffnungen auf eine Verlängerung des Waffenstillstands zwischen den USA und dem Iran bestanden, haben neue militärische Auseinandersetzungen am Wochenende die Unsicherheit erneut erhöht. Die Aussichten auf eine schnelle Lösung bezüglich der Schließung der Straße von Hormus bleiben weiter gering, weshalb für die kommenden Wochen mit Preissteigerungen zu rechnen ist. Die ungewöhnlich niedrige Nachfrage entlastet die europäische Marktbilanz vorerst jedoch weiterhin.