TradingUpdate

In der Day-Ahead-Auktion lag der Baseloadpreis für Freitag, den 06. März, bei 123,80 Euro/MWh und damit über dem Vortagesniveau von 110,86 Euro/MWh. Am morgigen Freitag wird eine Windeinspeisung von 4,6 GW erwartet. Die Prognose liegt damit unter den für heute vorhergesagten 10,1 GW und unter dem langjährigen Mittelwert von 16,5 GW. Die PV-Einspeisung erreicht morgen im Tagesmittel 11,2 GW mit einem Maximum von 40,9 GW. Die Preise bewegen sich in einer Spanne von 45,71 bis 248,91 Euro/MWh bei einem Gesamtvolumen von etwa 917 GWh.

Brent Crude bewegt sich im Stundenchart (rollierender Frontmonat) innerhalb eines erkennbaren aufsteigenden rechtwinkligen Dreiecks, dessen horizontale Widerstandslinie bei 85,1 USD verläuft, während eine saubere Serie höherer Tiefs entlang der aufwärts gerichteten Trendlinie aktuell bei 81,79 USD verläuft. Die Volatilität ist durch die Bollinger Bänder eingeengt, was typisch für die Reifephase einer Konsolidierung vor einer Richtungsentscheidung ist. 

Gelingt ein dynamischer Ausbruch per Stundenschlusskurs über 85,1 USD, würde das Dreieck regelkonform nach oben aufgelöst. Aus der Höhe der Formation ergibt sich dabei ein theoretisches Anschlussziel im Bereich 92 USD, was mit der eingezeichneten Fibonacci-Extension bei 200% bei 92,35 USD korrespondiert. Erste Zwischenziele lägen bei 87,8 USD (138,2%) sowie 89,5 USD (161,8%), wo mit Gewinnmitnahmen und kurzfristigen Rücksetzern gerechnet werden sollte. 

Scheitert der Markt hingegen erneut am Widerstand und fällt unter das jüngste Zwischentief sowie die aufsteigende Trendlinie bei 81,79 USD zurück, wäre dies ein bearishes Signal, das Korrekturpotenzial in Richtung 80,3 USD und 78,4 USD eröffnet. Solange jedoch die Folge höherer Tiefs intakt bleibt, überwiegt der bullische Bias mit der Chance auf eine trendbestätigende Aufwärtsauflösung. Davon könnte dann ebenfalls ein Kaufimpuls auf TTF Gas und Strom ausgehen.

Wie bereits gestern beschrieben, hat die BW Brussels eine nigerianische Ladung aus Bonny LNG übernommen und schwenkte laut Kpler-Daten am 3. März 2026 von seiner ursprünglichen Route nach Montoir (Frankreich) ab. Der Tanker steuert nun Richtung Asien. Laut Kpler-Daten werden nun auch mindestens zwei weitere Tanker aus den USA umgeleitet (Clean Mistral von Corpus Christi und SIMSIMAH von Plaquemines). Hintergrund ist der starke Preisaufschlag in Asien. Für den Mai-Future lag der JKM-TTF-Spread zum Settlementpreis am Mittwoch bei 9,28 Euro/MWh.

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Der TTF Gas Cal 27‑Future hat im Stundenchart nach einem dynamischen Aufwärtsimpuls eine bullishe Flagge ausgebildet. Nach dem vertikalen Anstieg von rund 28,5 Euro/MWh bis 33,5 Euro/MWh konsolidierte der Markt in einem abwärts gerichteten Trendkanal, dessen Oberseite nun nach oben verlassen wurde. Damit liegt ein Fortsetzungsmuster vor, das tendenziell für eine Wiederaufnahme der vorherigen Aufwärtsbewegung spricht.

Aus der Flaggenstange lässt sich ein theoretisches Kursziel ableiten, das zunächst in Richtung des 61,8‑%‑Fibonacci‑Retracements bei 33,25 Euro/MWh und anschließend bis in den Bereich des 100%-Projektionsziels bei rund 35,4 Euro/MWh reicht. Dazwischen stellt die horizontale Widerstandszone um 33,5 Euro/MWh eine wichtige Zwischenstation dar.

Auf der Unterseite fungiert die Marke von 30 Euro/MWh als kurzfristige Schlüsselunterstützung. Bei einem Rückfall darunter würde sich das bullishe Szenario deutlich schwächen und ein Preisrückgang bis auf ca. 28,5 Euro/MWh (Ausgangspunkt der Flagge) erscheint denkbar. Insgesamt überwiegen aktuell die Chancen für eine Fortsetzung des Aufwärtstrends, solange der Future oberhalb von 30 Euro/MWh notiert und die jüngst gebrochene Flaggenoberkante nicht wieder nachhaltig unterschreitet.

Der europäische Gasmarkt steht vor einer heiklen Ausgangslage zum Beginn der Sommersaison. Gleich mehrere Entwicklungen überlagern sich und erhöhen den Druck auf die Wiederbefüllung der EU-Gasspeicher. Ausgelöst durch die Ereignisse in Nahost hat sich die Preisdifferenz zwischen dem asiatischen LNG-Spotmarkt (JKM) und europäischen Hubs seit Freitag dramatisch ausgeweitet. Der JKM-TTF-Spread für Mai sprang von minus 0,3 Euro/MWh auf 9,36 Euro/MWh. Dies ist ein Preissignal, das flexible LNG-Ladungen in Richtung Asien ziehen kann, und der Markt reagiert nun auch genau so.

Ein erstes Beispiel ist die Schiffsbewegung des LNG-Tankers BW Brussels. Das von TotalEnergies gecharterte Schiff, das eine nigerianische Ladung aus Bonny LNG übernommen hatte, schwenkte laut Kpler-Daten am 3. März 2026 von seiner ursprünglichen Route nach Montoir (Frankreich) ab und steuert nun Richtung Kap der Guten Hoffnung, um das Flüssigerdgas nach Asien zu liefern.

Für Europa fällt dieser Zeitpunkt ungünstig zusammen: Die Speicher haben die Ausspeichersaison unterdurchschnittlich befüllt verlassen und liegen derzeit bei rund 30 Prozent. Nun beginnt die Sommerbefüllung, ausgerechnet dann, wenn asiatische Käufer verstärkt um flexible Mengen konkurrieren. Ohne russische Gaslieferungen sind dafür allerdings hohe LNG-Mengen notwendig. Dies verdeutlicht, dass eine längere Angebotsunterbrechung in der Straße von Hormus sich massiv auf die europäischen Gasmärkte auswirken würde. Denn kann die Speicherbefüllung nicht ausreichend erfolgen, verschiebt sich das Risiko in den kommenden Winter. Oder die Speicherbefüllung gelingt, dann aber nur durch deutlich höhere Kosten.

Bemerkenswert sind in diesem Zusammenhang die Äußerungen der EU-Kommission und des Bundeswirtschaftsministeriums, die keine unmittelbare Versorgungsgefahr sehen und auf marktwirtschaftliche Mechanismen zur Speicherfüllung setzen. Von einer Gasmangellage spricht derzeit niemand, doch entscheidender wäre eine längere Gaspreiskrise. Die BW Brussels ist vorerst nur ein Schiff, könnte jedoch der Auftakt einer Umleitung sein, die Europas Versorgungssicherheit im Winter 2026/27 ernsthaft auf die Probe stellt.

In der Berichtswoche zum 27. Februar 2026 fiel der EUA-Dez-26-Future um 5,0 Prozent. Der CoT-Report bestätigt das schwache Bild: Die Investmentfonds haben ihre Netto-Long-Position erneut reduziert. Der Abbau fiel jedoch moderater aus als in den Vorwochen, in denen die wöchentlichen Rückgänge teils deutlich über 10 Mio. EUA lagen.

Konkret sank die Netto-Long-Position der Investmentfonds von 68,8 Mio. EUA auf 63,3 Mio. EUA. Das entspricht einem Rückgang um 5,6 Mio. EUA beziehungsweise 8,1Prozent.  Auf der Long-Seite reduzierten die Fonds ihre Position von 102,2 Mio. EUA auf 99,9 Mio. EUA. Das entspricht einem Minus von 2,3 Mio. EUA oder 2,3 Prozent. Gleichzeitig wurden die Short-Positionen weiter ausgeweitet. Sie stiegen von 33,4 Mio. EUA auf 36,6 Mio. EUA. Der Aufbau um 3,3 Mio. EUA entspricht einem Zuwachs von 9,8 Prozent.

Der CO2-Markt bleibt unter Druck. Die Kombination aus sinkenden Long-Positionen und weiter wachsenden Shorts zeigt, dass die spekulativen Fonds grundsätzlich an ihrer bearishen Ausrichtung festhalten. Das verlangsamte Abbautempo könnte jedoch darauf hindeuten, dass ein Teil der Repositionierung bereits abgeschlossen ist. Der nächste Report wird zeigen, ob die nachlassende Dynamik ein Wendepunkt ist oder lediglich eine Pause im laufenden Abbauprozess. Entscheidend werden dabei insbesondere die weiteren politischen Äußerungen und Entwicklungen sein.

In der Berichtswoche zum 27. Februar 2026 dominierten Risikoreduzierungen auf der Short-Seite das Marktgeschehen. Anders als in der Vorwoche, in der Positionen auf beiden Seiten nahezu gleichmäßig abgebaut wurden, konzentrierte sich der Positionsabbau diesmal fast ausschließlich auf die Short-Seite. Entsprechend stieg die Netto-Long-Position der Investmentfonds von 109,5 TWh auf 121,5 TWh. Das entspricht einem Zuwachs von 11,9 TWh beziehungsweise rund 10,9 Prozent.

Die Long-Seite war in dieser Woche weitgehend inaktiv. Die Long-Position der Investmentfonds blieb mit 470,4 TWh nahezu unverändert gegenüber dem Vorwochenwert von 470,5 TWh. Von einem gezielten Aufbau bullisher Positionen kann damit keine Rede sein. Die Short-Positionen der Investmentfonds sanken dagegen von 360,9 TWh auf 348,9 TWh. Das entspricht einem Rückgang um 12,0 TWh beziehungsweise 3,3 Prozent.

Die Spekulanten agieren derzeit vorsichtig und meiden eine klare Richtung. Das Schließen von Shorts signalisiert die sinkende Überzeugung für einen klaren Abwärtstrend am Gasmarkt. Eine bullishe Überzeugung ist jedoch auch in den CoT-Daten nicht ersichtlich. Interessant wird aber vor allem die aktuelle Berichtswoche: Die jüngste Nahosteskalation und die damit verbundenen Kursexplosionen am Gasmarkt dürften zu deutlichen Positionsveränderungen geführt haben. Ob die Fonds darauf mit einem gezielten Long-Aufbau reagiert haben oder weiter abwarten, wird der nächste Report zeigen.

In der Day-Ahead-Auktion lag der Baseloadpreis für Donnerstag, den 05. März, bei 110,48 Euro/MWh und damit unter dem Vortagesniveau von 147,40 Euro/MWh. Am morgigen Donnerstag wird eine Windeinspeisung von 9 GW erwartet. Die Prognose liegt damit über den für heute vorhergesagten 3,6 GW allerdings deutlich unter dem langjährigen Mittelwert von 16,6 GW. Die PV-Einspeisung erreicht morgen im Tagesmittel 12,5 GW mit einem Maximum von 45,7 GW. Die Preise bewegen sich in einer Spanne von 0,00 bis 244,97 Euro/MWh bei einem Gesamtvolumen von etwa 900 GWh.

Die Ergebnisse der Februarumfrage unter den Unternehmen des Verarbeitenden Gewerbes in China fiel ungewöhnlich stark unterschiedlich aus. Während der offizielle nationale Einkaufsmanagerindex (PMI) auf 49,0 Punkte fiel, schnellte das von S&P Global erhobene, private Maß auf 52,1 Punkte nach oben. Während der Nationale PMI rund 3.000 Unternehmen umfasst und am Ende des Monats die Daten erhebt, ist der sogenannte „RatingDog“ PMI exportorientierter, erfasst die Daten zur Mitte des Monats und umfasst lediglich 650 Unternehmen. In der Regel senden beide Indizes keine unterschiedlichen Signale, daher ist das divergierende Februar-Ergebnis durchaus bemerkenswert.

Huo Lihui, Chefstatistiker des National Bureau of Statistics (NBS), führte den Rückgang des offiziellen PMIs auf einen durch die Feiertage bedingten Einbruch der Fabriktätigkeit und -produktion zum chinesischen Neujahr sowie auf Verzerrungseffekte durch den Zeitpunkt des Festes zurück, was semi-plausibel klingt, denn das Neujahrsfest fand dieses Jahr vom 15. bis 23. Februar statt.

Es ist verführerisch, sich lieber dem positiven Ergebnis des „RatingDog“ PMI zuzuwenden, signalisiert dieser doch eine spürbare Belebung der außenwirtschaftlichen Tätigkeit und damit der Ausfuhrperspektiven Chinas. Angesichts des Krieges im Nahen Osten, dessen Dauer und Intensität unsicher ist, muss aber leider davon ausgegangen werden, dass sich die Stimmungsbarometer im März nicht nur in China wieder spürbar eintrüben werden. Auf die Finanz- und damit Rohstoffmärkte dürften daher die heutigen Zahlen bestenfalls homöopathisch beruhigend wirken.

Vor diesem Hintergrund kommt dem morgigen Treffen des Wirtschaftsplanungsrates in Peking eine unerwartet besondere Bedeutung zu, denn auf der Parlamentssitzung werden eine Reihe wirtschaftlicher Ziele bekanntgeben. Ökonomen erwarten mehrheitlich, dass die politischen Entscheidungsträger das Wachstumsziel für dieses Jahr auf 4,5% bis 5,0% senken werden, gegenüber den in den vergangenen drei Jahren angestrebten „rund 5,0%“. Es ist nun allerdings mehr denn je davon auszugehen, dass die Regierung die Investitionen ankurbeln wird, sollte sich die Wachstumsdynamik insbesondere aufgrund der geopolitischen Verwerfungen weiter abschwächen.

Auch der EUA-Dez-Future hat am Dienstag merklich zugelegt. Trotz deutlich nachgebender Aktienmärkte, die unter den konjunkturellen Risiken der hohen Energiepreise leiden, zeigte sich der Carbon‑Markt bemerkenswert widerstandsfähig. Anstatt dem Abwärtsdruck an den Aktienbörsen zu folgen, legten die EUAs am Dienstag um rund 5 Prozent zu und schlossen bei 73,85 Euro/t CO2.

Diese robuste Entwicklung lässt sich maßgeblich mit der Nachfrage aus dem Stromsektor erklären. Im aktuellen Preisumfeld liegen Kohlekraftwerke vor Gaskraftwerken in der Merit‑Order, sodass Kohleblöcke verstärkt zum Einsatz kommen und entsprechend mehr Emissionszertifikate benötigen. Der höhere Einsatz emissionsintensiver Kohle erhöht unmittelbar den Bedarf an EUAs und wirkt stützend auf den Preis. Vor diesem Hintergrund entkoppelt sich der EUA‑Markt kurzfristig von der schwachen Aktienmarktstimmung und reflektiert vor allem die veränderte Einsatzreihenfolge der fossilen Kraftwerke im europäischen Stromsystem.

Die derzeitigen Preisausschläge wecken Erinnerungen an die Energiekrise ab 2022. Der TTF Gas April-Future hat sich von rund 30 Euro/MWh am Freitag der Vorwoche zwischenzeitlich auf über 65 Euro/MWh mehr als verdoppelt. Hierbei stellt sich die Frage, inwieweit diese Bewegung fundamental begründbar ist, oder ob der Großteil spekulativ getrieben wird. Zwei Ebenen sind dabei zu betrachten: die gestiegenen Transport- und Versicherungskosten einerseits, der eigentliche Angebotsschock andererseits.

Versicherungskosten auf historischem Extremniveau

Mehrere führende Seeversicherungsclubs haben ihre Kriegsrisikodeckung für die Schifffahrt im Persischen Golf und der Straße von Hormuz gekündigt oder ausgesetzt. Ohne diese Deckung fehlt Reedereien eine nach internationalem Seerecht zwingend notwendige Absicherung.

Um die Dimension einzuordnen: In ruhigen Phasen lagen Kriegsrisikoprämien für Tankerdurchfahrten im Golf bei etwa 0,2–0,3 Prozent des Schiffswerts. Während früherer Spannungen – etwa den Tankerangriffen 2019 – verdoppelten sich diese Aufschläge auf rund 0,5 Prozent. Im Roten Meer erreichten die Prämien auf dem Höhepunkt der Houthi-Krise zeitweise 1 Prozent des Schiffswerts. Die aktuelle Lage an der Straße von Hormuz geht darüber hinaus: Für weite Teile der Region werden schlicht keine neuen Policen mehr ausgestellt. Dass die Auswirkungen über den Gasmarkt hinausgehen, zeigt sich etwa daran, dass Containerreedereien wie Hapag-Lloyd bereits explizite Kriegsrisikozuschläge von 1.500 US-Dollar pro Standardcontainer erheben.

Rechnet man die Versicherungs- und Umwegkosten konkret auf LNG-Lieferungen DES Nordwesteuropa um, ergibt sich ein Aufschlag von geschätzten 1–3 Euro/MWh je nach Frachtkonstellation. Bei einem Umweg um das Kap der Guten Hoffnung verlängert sich die Fahrtzeit von Katar nach Rotterdam um 10–15 Tage. Für einen typischen LNG-Tanker mit rund 100.000 MWh Ladung bedeutet das zusätzliche Bunker- und Liegekosten von geschätzten 100.000–200.000 US-Dollar pro Fahrt, umgerechnet bis zu 2-3 Euro/MWh. Zusammen mit den Versicherungsaufschlägen ergibt sich eine direkte Gesamtbelastung von grob 3–6 Euro/MWh. Hinzu kommt ein indirekter Effekt: Längere Fahrtzeiten binden Schiffstonnage, was Charterraten steigen lässt und den DES-Preis zusätzlich belastet.

Was die Forschung zum Angebotsschock sagt

Um den fundamentalen Anteil des Preisanstiegs einzuordnen, lohnt ein Blick auf die verfügbare Literatur zur Preiselastizität am europäischen Gasmarkt. Die zentrale Referenz ist die Studie von Colombo und Toni (2024), die auf Basis von TTF-Spot- und Futures-Daten der Jahre 2020–2023 eine Angebots-Elastizität von ηS = 0,76 ermittelt hat. Das bedeutet: Ein Prozent weniger LNG-Angebot führt zu einem Preisanstieg von rund 0,76 Prozent. Arbeiten der Deutschen Bundesbank kommen für kurzfristige Angebotsstörungen auf ähnliche Größenordnungen (ηS ≈ 0,5–1,0), ebenso die Modellierungen des Energiewirtschaftlichen Instituts Köln. Auf der Nachfrageseite ist die Elastizität mit ηD = minus 0,11 extrem gering. Haushalte und Industrie können ihren Verbrauch kurzfristig kaum reduzieren, was die dominante Rolle von Angebotsschocks für die Preisvolatilität unterstreicht.

Wendet man diese Elastizitäten auf die aktuelle Situation an, ergibt sich folgendes Bild: Laut Kpler-Daten liefen 2024 rund 23,4 Mrd. Kubikmeter LNG von Katar durch die Straße von Hormuz nach Europa. Bei europäischen Gesamtimporten von 229 Mrd. Kubikmetern entspricht das einem Anteil von gut 10 Prozent. Im Jahr 2025 sank das Katar-Volumen auf 20,2 Mrd. Kubikmeter, während die Gesamtimporte auf 285 Mrd. Kubikmeter stiegen. Der Anteil lag damit nur noch bei rund 7 Prozent.

Für die Preismodellierung ist allerdings die globale Perspektive entscheidender: Eine Sperrung der Straße von Hormuz würde rund 20 Prozent des weltweiten LNG-Angebots vom Markt nehmen. Da LNG ein globaler Markt ist, hätte das unmittelbare Rückwirkungen auf Europa, da asiatische Abnehmer, die bisher Katar-LNG beziehen, verstärkt auf US-amerikanische und afrikanische Ladungen ausweichen würden und damit in direkte Konkurrenz zu europäischen Käufern treten. Rechnet man daher mit dem globalen Angebotsausfall von 20 Prozent, ergibt sich bei einer Elastizität von 0,76 und einem Ausgangspreis von 30 Euro/MWh ein fundamentaler Preiseffekt von etwa 4,6 Euro/MWh. Unter pessimistischeren Annahmen (Elastizität von 1,5) steigt dieser Wert auf bis zu 9 Euro/MWh. Dabei ist allerdings zu berücksichtigen, dass die zugrunde liegenden Studien auf Daten bei überwiegend normalen Speicherständen basieren. Bei der aktuell angespannten Speicherlage könnten die tatsächlichen Preisreaktionen stärker ausfallen als die Modelle nahelegen.

‍Einordnung und Ausblick

Addiert man die direkten Transport- und Versicherungsmehrkosten (2–4 Euro/MWh) und den modellierten Angebotsschock auf globaler Basis (4,6–9 Euro/MWh), ergibt sich eine fundamentale Erklärung für grob 7–13 Euro/MWh, also etwa ein Viertel bis knapp die Hälfte des bisherigen Preisanstiegs. Der übrige Teil ist auf Momentum, erhöhte spekulative Positionen und panische Absicherungskäufe zurückzuführen.

Das bedeutet nicht, dass die Preise kurzfristig fallen müssen. Solange die Versicherungsdeckung ausgesetzt bleibt und der Tankerverkehr nicht wieder aufgenommen wird, bleibt das Momentum intakt. Weitere Preisanstiege sind nicht auszuschließen. Sobald allerdings erste Signale einer diplomatischen Entspannung oder einer Wiederaufnahme der Versicherungsdeckung kommen, dürfte der spekulative Aufschlag schnell abschmelzen. Entscheidend bleiben in den kommenden Tagen die Entwicklung der Tankerströme im Golf, die Speicherdaten und jede diplomatische Bewegung rund um den Iran-Konflikt.

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In einer Szenarioanalyse zu den Auswirkungen des Iran-Krieges auf die Energiemärkte widmete die US-Investmentbank Goldman Sachs einen Abschnitt dem Erdgas, insbesondere LNG. Wie Öl gehört LNG zu den Rohstoffen, die besonders stark auf einen reibungslosen Transport durch die Straße von Hormus angewiesen sind.

Im Gegensatz zu Öl, bei dem laut Goldman Sachs bereits eine erhebliche Kriegsrisikoprämie eingepreist war, enthielten die Preise für europäisches Erdgas (TTF) und Spot-LNG (JKM) bis zum vergangenen Freitag kaum oder gar keine Risikoprämie. Daher sieht die US-Bank ein erhebliches Aufwärtspotenzial für die Preise aufgrund einer potenziell anhaltenden Unterbrechung der LNG-Lieferungen durch die Straße von Hormus. Sollte es zu einem einmonatigen Lieferstopp kommen, halten sie es für wahrscheinlich, dass TTF und JKM auf fast 74 EUR/MWh (25 $/mmBtu) steigen könnten – 130 % über dem aktuellen Niveau. Dieser Wert führte während der europäischen Energiekrise 2022 zu starken Nachfragereaktionen bei Erdgas.

Goldman Sachs hebt TTF-Prognose an

Eine hypothetische, länger andauernde Unterbrechung des Erdgastransports durch die Straße von Hormuz von mehr als zwei Monaten würde die europäischen Erdgaspreise wahrscheinlich über 100 EUR/MWh (35 $/mmBtu) ansteigen lassen und angesichts der zunehmenden Schwierigkeiten für den Markt, einen solchen Verknappungsschock vor dem nächsten Winter vollständig auszugleichen, einen noch deutlicheren Einbruch der globalen Gasnachfrage auslösen.

Folglich hob Goldman Sachs am Montagabend seine TTF-Prognose für April von 36 auf 55 Euro/MWh an. Die durchschnittliche Prognose für das zweite Quartal liegt nun bei 45 Euro/MWh.

Negative Auswirkungen auf das BIP

Die Analysten von Goldman Sachs unter der Leitung von Sven Jari Stehn betonen, dass die Auswirkungen höherer Energiepreise auf das BIP in den meisten Ländern tendenziell negativ sind, mit Ausnahme von Norwegen, das Öl fördert und exportiert.

Goldman Sachs schätzt, dass ein anhaltender Anstieg der Energiepreise um 10 % über vier Quartale das BIP sowohl im Vereinigten Königreich als auch in der Eurozone um 0,2 % senken würde. Die Schweiz, die stärker auf Kernenergie und erneuerbare Energien setzt, würde stagnieren, während Norwegen – ein Ölexporteur – ein Wachstum von 0,1 % verzeichnen würde.

Die Zeitung ZFK hat uns heute zur aktuellen Situation an den Märkten befragt. Hier unsere Antworten:

Die Großhandelspreise für Gas sind zuletzt nochmals deutlich gestiegen. Wie sind die aktuellen Preissprünge zu bewerten?

Die jüngsten Ausschläge sind vor allem auf die angespannte Lage im Nahen Osten zurückzuführen – insbesondere auf die faktische Blockade der Straße von Hormus. Rund 20 % des weltweiten Erdöls und etwa 20 % des globalen LNG-Handels passieren diese Meerenge. Wir sprechen hier also von einem massiven Angebotsschock, der insbesondere den Gasmarkt trifft.

Während der Ölmarkt vergleichsweise komfortabel versorgt ist und sich Engpässe durch strategische Reserven zumindest teilweise abfedern lassen, ist die Situation am Gasmarkt deutlich kritischer. Je länger die Blockade andauert, desto größer wird das strukturelle Defizit. Unsere Berechnungen zeigen: Bereits eine einmonatige Unterbrechung würde das für dieses Jahr erwartete LNG-Angebotswachstum vollständig aufzehren.

Mit welcher Entwicklung ist im weiteren Wochenverlauf zu rechnen?

Das hängt maßgeblich vom geopolitischen Verlauf ab. Sollte die Situation weiter eskalieren – etwa durch eine Ausweitung des Konflikts oder Angriffe auf Energieinfrastruktur – wäre zusätzlicher Preisdruck wahrscheinlich. Angesichts der jüngsten Ereignisse ist ein solches Szenario nicht unrealistisch. Eine schnelle Entspannung erscheint derzeit hingegen wenig wahrscheinlich. Entsprechend dürfte der Gasmarkt angespannt bleiben.

Welche Auswirkungen sind auf den Strommarkt zu beobachten?

Die Bewegungen am Gasmarkt schlagen unmittelbar auf den Strommarkt durch – insbesondere am kurzen Ende der Terminkurve, etwa beim Frontmonat April. Die jüngsten Preisentwicklungen haben dazu geführt, dass Kohlekraftwerke wieder wirtschaftlicher geworden sind, während Gaskraftwerke an Wettbewerbsfähigkeit verlieren.

Das verändert kurzfristig die Einsatzreihenfolge in der Stromerzeugung und hat entsprechende Effekte auf die Terminmärkte.

Die Gasspeicherstände sind aktuell niedrig. Was bedeutet das für die Wiederbefüllung und die Versorgungssicherheit?

Schon vor der aktuellen Krise war die Wiederbefüllung der Speicher anspruchsvoll. Diese Herausforderung hat sich nun verschärft. Zwar ist Europa aufgrund des weiterhin hohen Preisniveaus gegenüber Asien nach wie vor eine attraktive Zielregion für LNG-Lieferungen. Allerdings fehlen die Mengen aus dem Nahen Osten auf dem Weltmarkt, was die globale Knappheit erhöht.

Sollte es in Asien – etwa durch einen heißen Sommer – zu einer steigenden Nachfrage kommen, könnte sich der Wettbewerb um LNG-Lieferungen zwischen Europa und Asien weiter verschärfen. Grundsätzlich ist es möglich, einen Winter auch mit geringeren Speicherständen zu bewältigen, sofern der LNG-Zufluss stabil bleibt. Die aktuelle Situation zeigt jedoch deutlich, wie risikobehaftet dieses Vorgehen ist.

Ein weiteres Thema ist der CO2-Preis. Italien hat zuletzt eine Pause im ETS 1 gefordert. Wie hat der Markt reagiert?

Der politische Gegenwind hat die CO2-Preise zuletzt nicht nachhaltig unter Druck setzen können. Mitte Februar hatten einzelne politische Aussagen – unter anderem aus Deutschland – noch deutlichen Abwärtsdruck erzeugt. Die jüngsten Forderungen aus Italien hingegen haben keinen vergleichbaren Effekt gehabt.

Ein möglicher Grund könnte sein, dass Kohle in der Stromerzeugung wieder an Bedeutung gewinnt, wenn Gas knapp und teuer bleibt. Entscheidend ist jedoch die hohe politische Unsicherheit: Die EU-Kommission will konkrete Reformschritte erst im dritten Quartal vorstellen. Bis dahin bleibt viel Interpretationsspielraum.

Sollten die Energiepreise infolge des Iran-Kriegs länger erhöht bleiben, könnten industriepolitische Forderungen – wie jene aus Italien – allerdings deutlich lauter werden. Der politische Druck, Entlastungen auf den Weg zu bringen, dürfte in einem solchen Umfeld weiter steigen.

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Der EUA-Dez‑26‑Kontrakt arbeitet sich nach dem massiven Einbruch von 93,8 Euro/t CO2 auf 68,11 Euro/t CO2 in eine potenzielle Bodenbildungsphase vor. Im Chart zeichnet sich im Bereich von 68 Euro/t CO2 eine mögliche Doppelboden‑Formation ab, die von einer Erholung im RSI und einem Kaufsignal beim MACD untermauert wird. Gelingt eine Bestätigung dieses Musters mit einem Preisanstieg über 75 Euro/t CO2, wäre dies ein relevantes Signal für eine nachhaltigere technische Gegenbewegung. Auf der Oberseite verlaufen mehrere markante Widerstände. Die Nackenlinie der Doppelboden-Formation kann auf 75 Euro/t CO2 taxiert werden. Eine Überwindung dieses Levels würde den rot gestrichelten Abwärtstrend beenden und hätte zudem einen Anstieg über das mittlere Bollinger Band zur Folge. Daraufhin folgt die Zone um 77 Euro/t CO2 (38,2%) und 79,9 Euro/t CO2 (50%), wo zudem der fallende 200‑Tage‑EMA (79,36 Euro/t CO2) verläuft. Ein Anstieg über diese Cluster‑Zone um 80 Euro/t CO2 wäre charttechnisch als mittelfristiges Trendwendesignal zu werten und könnte den Weg in Richtung Trendhoch bei 93,8 Euro/t CO2 öffnen. Auf der Unterseite bildet der Bereich um 68 Euro/t CO2 die zentrale Unterstützung. Ein Rutsch darunter würde die Bodenbildung negieren und Abwärtspotenzial in Richtung 66 Euro/ CO2 freisetzen. Insgesamt deutet das Setup bislang auf eine eher fragile Erholungsphase hin, in der bullische Szenarien erst oberhalb von 80 Euro/t CO2 klar an Überzeugung gewinnen.

In der Day-Ahead-Auktion lag der Baseloadpreis für Mittwoch, den 04. März, bei 147,40 Euro/MWh und damit über dem Vortagesniveau von 106,52 Euro/MWh. Am morgigen Mittwoch wird eine Windeinspeisung von 4,25 GW erwartet. Die Prognose liegt damit unter den für heute vorhergesagten 7,8 GW sowie unter dem langjährigen Mittelwert von 16,6 GW. Die Preise bewegen sich in einer Spanne von 25,10 bis 429,36 Euro/MWh bei einem Gesamtvolumen von etwa 936 GWh.

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Angesichts der aktuellen Situation im Nahen Osten ist das LNG-Angebotswachstum für das laufende Jahr in Gefahr. Für 2026 wird aus neuen LNG-Projekten ein nominaler Kapazitätszuwachs von rund 28 mtpa erwartet. Aufgrund typischer Ramp-up-Phasen bei Inbetriebnahmen ist jedoch davon auszugehen, dass im laufenden Jahr effektiv lediglich etwa 6 Mio. Tonnen zusätzlich am Markt ankommen. Das entspricht rund 8,2 bcm.

Über die Straße von Hormus werden im Normalfall etwa 10 Bcf LNG pro Tag exportiert, was rund 0,28 bcm täglich entspricht. Diese Menge steht für ungefähr ein Fünftel des weltweiten LNG-Seehandels. Sollte der Transit weiterhin blockiert bleiben, würde das rechnerisch bedeuten, dass das gesamte für 2026 modellierte Angebotswachstum bereits nach rund 29 Tagen neutralisiert wäre. Ein Monat vollständiger Blockade würde somit mengenmäßig den gesamten effektiven LNG-Zuwachs des Jahres kompensieren.

Dabei ist entscheidend, dass es sich nicht lediglich um eine logistische Verzögerung handelt. LNG kann nur begrenzt an den Exportterminals zwischengelagert werden. Sobald die Tanks ausgelastet sind, müssen die Liquefaction-Anlagen gedrosselt oder temporär heruntergefahren werden. Dies hat QatarEnergy bereits gestern für die größte Anlage der Region, Ras Laffan, angekündigt. Ein erheblicher Teil der durch die Blockade ausgefallenen Mengen wird daher gar nicht erst produziert. Je länger eine Blockade andauert, desto größer ist der reale Produktionsverlust und desto geringer ist die Wahrscheinlichkeit, dass diese Mengen im Jahresverlauf noch aufgeholt werden können.

Nach einer Wiederöffnung der Route wäre zwar eine gewisse Aufholung möglich, etwa durch erhöhte Verladefrequenzen oder den Abbau zwischenzeitlich aufgebauter Lagerbestände. Die Produktionskapazität selbst lässt sich jedoch nicht dauerhaft signifikant über Nennlast betreiben. Da die großen LNG-Anlagen im Normalbetrieb ohnehin hoch ausgelastet sind, existiert strukturell wenig Spielraum, um mehrere Wochen oder gar Monate Produktionsausfall vollständig zu kompensieren. Die Anlage  Ras Laffan produzierte in den letzten Wochen ohnehin oberhalb der Nennkapazität (siehe Abbildung). Realistisch betrachtet kann also nur ein begrenzter Teil der verlorenen Mengen nachgeliefert werden, insbesondere wenn die Blockade länger anhält.

Die Straße von Hormus besitzt eine systemische Bedeutung für den globalen LNG-Markt. Eine mehrwöchige vollständige Blockade würde den erwarteten Jahreszuwachs neutralisieren und preistreibend wirken. Dies ist sowohl in Europa als auch in Asien bereits deutlich an den Preisbewegungen ablesbar.

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Der TTF Gas April Future steht knapp unter der Marke von 60 Euro/MWh. Ein Ausbruch darüber würde neue Kursziele mittels einer Fibonacci-Extension-Analyse bei 61,77 (138,2%), 63,25 (161,8%) und 65,73 Euro/MWh (200%) definieren. Ein erster relevanter Support findet sich bei 53,76 Euro/MWh und darunter bei 50 Euro/MWh. Chart: 5-Minuten-Chart des TTF Gas April Futures

Der TTF Gas Future für April hat am Dienstag den zuvor hart umkämpften psychologischen Widerstand bei 50 Euro/MWh überzeugend nach oben durchbrochen und in der Folge unmittelbar die nächste Marke im Bereich von 60 Euro/MWh angesteuert. Im bisherigen Tageshoch erreichte der Kontrakt 59,45 Euro/MWh, woraufhin erste Gewinnmitnahmen einsetzten. Im kurzfristigen 5‑Minuten‑Chart läuft aktuell eine Konsolidierung, die den Kurs bis an das 38,2%-Fibonacci‑Retracement bei 53,92 Euro/MWh zurückgeführt hat. Dort bildet sich zunächst eine technische Stabilisierung aus.

Setzt sich die Korrektur fort, wäre ein erneuter Test der 50‑Euro‑Marke von oben ein naheliegendes Szenario. In diesem Bereich ist aufgrund der Kombination aus ehemaligem Widerstand und nun potenzieller Unterstützungszone mit erhöhtem Kaufinteresse zu rechnen. Unterhalb davon verläuft die nächste signifikante Unterstützung an der oberen Gap‑Kante der Eröffnungslücke bei 46,20 Euro/MWh, die gestern zugleich als kurzfristige Polaritätswechselzone fungierte. Gelingt es den Bullen hingegen, die Hürde bei 60 Euro/MWh nachhaltig zu überwinden, eröffnet sich technisches Aufwärtspotenzial in Richtung 70 Euro/MWh. In dem aktuell von geopolitischen Risiken geprägten Umfeld gewinnen solche runden psychologischen Marken für die kurzfristige Orientierung der Marktteilnehmer zusätzlich an Bedeutung.

Der deutliche Anstieg am kurzen Ende der TTF‑Terminmarktkurve signalisiert, dass der Markt den Iran-Krieg primär als kurzfristigen Angebots‑ und Transportrisiko‑Schock einpreist. Die Marktteilnehmer befürchten temporäre Störungen von LNG‑Strömen, insbesondere via Straße von Hormus, sowie zusätzliche geopolitische Prämien für die kommende Heizperiode, weshalb das TTF Gas Frontjahr höher gehandelt wird. Parallel dazu sind die europäischen Speicherstände nach dem Winter unterdurchschnittlich, sodass der Risikoaufschlag für den nächsten Auffüllzyklus steigt.

Jedoch ab etwa März 2028, also in genau zwei Jahren, verläuft die Kurve dagegen nahezu unverändert, was darauf hindeutet, dass der Markt die aktuellen Spannungen nicht als strukturelle Veränderung des mittelfristigen Gleichgewichts interpretiert. Implizit wird erwartet, dass die Konflikte bis dahin entschärft sind, zusätzliche LNG‑Kapazitäten und Pipeline‑Alternativen verfügbar sind und Europa wieder in ein Umfeld ausreichender Versorgung zurückkehrt. Die fehlende Reaktion im langen Ende spricht dafür, dass langfristige Nachfrage‑ und Angebotstrends als intakt gelten und der aktuelle Preisschub überwiegend als temporäres Risiko auf die Fundamentals gesehen wird.

Durch die starken Preisverwerfungen an den Gasmärkten haben sich für den deutschen Strommarkt interessante Verschiebungen ergeben. Für den Frontmonat April ist der Clean-Spark-Spread (Gaskraftwerk mit 59% Wirkungsgrad) auf -9,03 Euro/MWh gefallen. Der Clean-Dark-Spread (Kohlekraftwerk mit 42% Wirkungsgrad) hingegen ist auf +2,41 Euro/MWh gestiegen. Die Kohle wird also aktuell für die Stromerzeugung wieder wichtig, was gleichzeitig die EUA-Nachfrage stützt.

In der Day-Ahead-Auktion lag der Baseloadpreis für Dienstag, den 03. März, bei 106,52 Euro/MWh und damit über dem Vortagesniveau von 92,87 Euro/MWh. Am morgigen Dienstag wird eine Windeinspeisung von 9 GW erwartet. Die Prognose liegt damit unter den für heute vorhergesagten 12,3 GW sowie unter dem langjährigen Mittelwert von 16,6 GW. Die Preise bewegen sich in einer Spanne von 21,56 bis 246,40 Euro/MWh bei einem Gesamtvolumen von etwa 913 GWh.

Ein Stopp der LNG‑Ströme durch die Straße von Hormus wäre im Vergleich zum Ölmarkt für den globalen Gas‑ und LNG‑Markt gravierender. Etwa 85-90 Mio. t LNG und somit fast 20 Prozent des weltweiten LNG‑Angebots passieren jährlich diese Engstelle, überwiegend aus Katar. Obwohl der Großteil nach Asien geliefert wird, würde eine Unterbrechung die Märkte weltweit treffen, da Europa und Asien stärker um verfügbare Ladungen konkurrieren müssten. Die europäischen Speicher sind nach einem kalten Januar unter dem saisonalen Durchschnitt und rund 10 Prozent niedriger als im Vorjahr, was die Verwundbarkeit des Marktes erhöht.

Für 2026 wird zwar ein zusätzliches LNG‑Angebot von über 35 Mio. t erwartet und die asiatische Nachfrage ist bislang verhalten. Ein Ausfall von etwa 1,6-1,7 Mio. t LNG pro Woche aufgrund einer bestehenden Schließung des Straße von Hormus würde jedoch stärkere Speicherentnahmen in Asien und Europa erzwingen und den Auffüllbedarf im Sommer deutlich erhöhen. Vorsorgliche Abschaltungen der israelischen Felder Leviathan und Karish verschärfen die Lage zusätzlich, da Ägypten mehr LNG importieren müsste. Auch türkische Importeure könnten bei Risiken für iranische Pipeline‑Lieferungen vermehrt LNG auf dem Weltmarkt nachfragen.

Das Ausmaß einer längeren Schließung der Straße von Hormus wäre ein Schock und mit der Kürzung der russischen Gaslieferungen nach Europa vor vier Jahren vergleichbar. Um die Größenordnung greifbarer zu machen, anbei eine Vergleichsrechnung: 2021 lieferte Russland über Pipelines rund 155–157 Milliarden Kubikmeter (bcm) Erdgas nach Europa bzw. in die EU. Für die Umrechnung in LNG‑Äquivalente kann man einen gängigen Faktor von etwa 0,72 Mio. t LNG pro 1 bcm Erdgas nutzen. Multipliziert man 155 bcm mit diesem Faktor, ergibt sich eine Größenordnung von ungefähr 112 Mio. t LNG‑Äquivalent, die 2021 per Pipeline von Russland nach Europa geflossen sind.

Diesmal wird die Preisreaktion weniger extrem ausfallen, da ein Hormus‑Shutdown nur temporär wäre. QatarEnergy gab am Montag um 13:05 Uhr bekannt, die LNG-Produktion aufgrund von Angriffen auf Anlagen eingestellt zu haben. Der Chart zeigt den Stundenchart des TTF Gas April-Futures, welche zum Zeitpunkt der Erstellung dieser Analyse ein neues Intraday-Hoch verzeichnet und auf über 42 Euro/MWh ansteigt.

Am kurzen Ende der TTF‑Terminmarktkurve ist es zu einer ausgeprägten Neubewertung gekommen. Der April‑Kontrakt legte seit dem Schlusskurs vom Freitag um rund 23 Prozent zu und signalisiert damit eine deutlich höhere kurzfristige Risiko‑ und Knappheitsprämie. Die Aufwärtsbewegung konzentriert sich bislang im Wesentlichen auf die Frontmonate bzw. den Zeitraum der kommenden zwölf Monate, während der Markt ab März 2027 nahezu unverändert bleibt. Dies deutet darauf hin, dass die Marktteilnehmer die aktuellen Risiken vor allem als temporär einschätzen und das längerfristige Gleichgewicht von Angebot und Nachfrage bislang nicht grundsätzlich in Frage stellen.

Fundamental wird die Rally am kurzen Ende insbesondere durch den Iran‑Krieg und mögliche Auswirkungen auf LNG‑Ströme und Seewege sowie durch das eskalierende Konfliktrisiko im Nahen Osten aber auch durch die Sorge vor unzureichend gefüllten Gasspeichern zum Ende der Heizperiode gestützt. Hinzu kommen eine erhöhte wetterbedingte Nachfrage aufgrund eines möglichen SSW (siehe unten) und die anhaltende Abhängigkeit Europas von flexibel verfügbaren LNG‑Importen, wodurch sich jede Störung im globalen Angebotsgefüge schnell im europäischen Spot‑ und Frontmonats‑Preis niederschlägt. Vor diesem Hintergrund erscheint die Terminstruktur aus heutiger Sicht noch nicht vollständig an das verschärfte Risikoumfeld angepasst. Die mittleren Fälligkeiten könnten somit Nachholpotenzial aufweisen und die Kurve insgesamt weiter nach oben ziehen.

Neben der De-facto-Blockade der Straße von Hormuz und den direkten Kampfhandlungen zwischen den USA, Israel und dem Iran zeichnet sich zunehmend eine Kaskade von Produktionsausfällen in der Region ab, die über den Iran selbst deutlich hinausgeht.

Israel: Offshore-Gasproduktion offline

Das israelische Energieministerium hat die vorübergehende Abschaltung der Offshore-Gasfelder Leviathan (Chevron) und Karish (Energean) angeordnet. Beide Felder beliefern neben dem Inlandsmarkt auch Ägypten und Jordanien per Pipeline. Die Abschaltung folgt dem Muster der vorangegangenen Konflikte (Oktober 2023, Juni 2025), bei denen Israel die Produktion jeweils vorübergehend einstellte. Anders als in früheren Fällen ist die Dauer diesmal unklar, da der aktuelle Konflikt eine andere Dynamik aufweist.

Ägypten: Regionaler Gasexportstopp

Als direkte Folge der israelischen Abschaltungen hat Ägyptens Petroleumministerium einen Stopp der regionalen Gasexporte bestätigt. Notfallmaßnahmen zur Sicherung der Inlandsversorgung seien aktiviert. Laut Kpler sichert Ägypten seine Versorgung über LNG-Importe ab. Das erhöht die Konkurrenz um LNG-Spot-Ladungen.

Irak/Kurdistan: Produktion aus Vorsicht eingestellt

Der norwegische Ölförderer DNO hat die Ölproduktion an den Tawke- und Peshkabir-Feldern gestoppt und Personal evakuiert. Dana Gas hat die Gaslieferungen vom Khor-Mor-Komplex an kurdische Kraftwerke ausgesetzt. Kurdistans Gesamtölexporte lagen im Februar bei rund 200.000 Barrel pro Tag. Hintergrund: Beide Anlagen waren bereits im Vorjahr von mutmaßlich proiranischen Milizen angegriffen worden.

Südirak: Erste Hinweise auf Einschränkungen

Laut Kpler wird bereits die südirakische Produktion eingeschränkt. Der Südirak ist die Haupt-Exportregion des Landes, praktisch alle irakischen Seerouten-Exporte laufen über den Hafen Basra und damit durch die Straße von Hormuz. Sollte sich die Lage weiter verschärfen, wäre dies einer der größten Einzelausfallposten im globalen Ölmarkt.

Einordnung

Die Angebotsausfälle erstrecken sich kaskadierend über Israel, Ägypten, Kurdistan und potenziell den Südirak. Besonders der ägyptische Exportstopp verschärft die LNG-Knappheit: Ägypten wechselt vom Gas-Exporteur zum LNG-Importeur und konkurriert damit direkt mit europäischen und asiatischen Käufern um Spotmengen. Für die Gaspreise ist dies ein zusätzlicher Treiber neben der Hormuz-Blockade, die ohnehin rund 20 Prozent des globalen LNG-Handels betrifft.

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