Gemäß eines Artikels von Bloomberg hat QatarEnergy mit der Al Marrouna erstmals seit fast sechs Wochen wieder einen LNG-Tanker offen und mit eingeschaltetem AIS durch die Straße von Hormus fahren lassen. Das Schiff ist auf dem Weg zum pakistanischen Port Qasim und soll dort am 10. September eintreffen. Die sichtbare Passage könnte ein erster Test für neue Sicherheitsvereinbarungen sein, die ausgewählten Handelsschiffen eine geschütztere Durchfahrt ermöglichen sollen. Pakistan vermittelt derzeit zwischen Iran und den USA und könnte damit eine Rolle bei entsprechenden Vereinbarungen spielen. Parallel dazu befinden sich Gespräche zwischen Iran und Oman über eine temporäre Route für sichere Schifffahrt nach Angaben des iranischen Außenministeriums in der Schlussphase. Diese Route könnte bereits in den kommenden Tagen bei der Internationalen Seeschifffahrts-Organisation registriert werden. Analysten der SEB sehen darin vorsichtige Anzeichen für eine Normalisierung des Schiffsverkehrs, warnen jedoch vor einer Überinterpretation einer einzelnen LNG-Fahrt. Die Lage bleibt insbesondere für die Energie- und Tankermärkte angespannt, da die USA zuletzt drei iranische Tanker angegriffen haben, während gleichzeitig an einem formalisierten Schifffahrtskorridor gearbeitet wird. Derweil handelt der TTF Gas Frontmonats-Future über dem Märzhoch von 74 Euro/MWh bei zuletzt 75,79 Euro/MWh (bisheriges Tageshoch am Dienstag um 11:30 Uhr). Ein Tagesschlusskurs über 74 Euro/MWh, welcher bisher nicht erfolgt ist, wäre charttechnisch bullish zu werten und würde den Weg in Richtung 80 Euro/MWh freilegen.

Die Aussichten für die asiatischen LNG-Preise zur Lieferung im Oktober bleiben angesichts der verschärften Lage im Nahen Osten und der vergleichsweise niedrigen europäischen Gasspeicher fundamental und auch charttechnisch bullish (siehe Chart). Es gibt allerdings Meldungen von Bloomberg, dass sich mehrere LNG-Tanker derzeit leer in Richtung Golf von Oman bewegen, was auf künftig steigende LNG-Transporte durch die Straße von Hormus hindeuten könnte (Qatar Is Bringing Empty LNG Ships Home in Possible Export Pivot - Bloomberg). Gleichzeitig zeigen Satellitenbilder des katarischen LNG-Exportkomplexes in Ras Laffan vom 6. September laut einer Analyse von Kpler thermische Aktivität an vier Verflüssigungsanlagen. Damit ist die Zahl aktiver Anlagen gegenüber den Aufnahmen vom 28. August, auf denen noch fünf Anlagen Aktivität zeigten, zurückgegangen. Es besteht also weiterhin erhebliche Unsicherheit, da Berichten zufolge der Iran weitere Sperrungen und zusätzliche Beschränkungen für den Schiffsverkehr durch die Straße von Hormus einführen könnte. Die europäischen Gasspeicher sind mit 754 TWh bzw. 66,6 Prozent gefüllt und liegen damit rund 17 Prozent unter dem Vorjahresniveau. Die niedrigen Speicherstände vor Beginn der Heizperiode dürften die europäischen Gaspreise also weiter stützen und damit auch den asiatischen LNG-Markt hoch halten. Zuletzt handelten die TTF-Notierungen wieder über den asiatischen LNG-Preisen, womit wieder mehr LNG in Europa anlanden dürfte (siehe Chart). Die Höhe dieses Aufschlags hängt insbesondere davon ab, wie stark asiatische und europäische Käufer um flexible LNG-Lieferungen konkurrieren. Der Wettbewerb um das knappe Gut Gas hat vor dem Start der Heizsaison begonnen.

„120 zu 80“ – was sich wie der optimale Blutdruck zwischen systolischen und diastolischen Werten anhört, sind tatsächlich die neuen Rohölprognosen von Goldman Sachs (GS) für Rohöl Brent mit Blick auf das Jahresende 2026. Sollten die Spannungen zwischen den USA und dem Iran anhalten wäre der obere Bereich wahrscheinlich, bei einer Entspannung zwischen beiden Ländern ein Fall in Richtung 80 USD je Fass. Per Saldo hat GS die Dezemberprognosen um 5 USD auf 85 US-Dollar je Fass angehoben. Allerdings raten sie dazu, sich mit Erdgas- und Dieselkontrakten gegen geopolitische Risiken abzusichern, weil dort der Engpass größer sei als bei Rohöl. GS betont zudem: “Risks to our price forecast remain significantly tilted to the upside.” Aktuell notiert der Brent Crude Frontmonat knapp unter 100 USD je Fass, weil die Verhandlungen zwischen dem Iran und dem Oman abgewartet werden.

Der ehemalige Leiter der Rohstoffanalyse von GS, Jeff Currie, sprach heute früh bei CNBC jedoch davon, dass sich die Prognosen von GS als zu niedrig herausstellen dürften. Der Angebotsengpass an vielen Stellen der Welt sei längst Realität und die Märkte und Investoren müssten sich darauf einstellen, dass der Konflikt im Nahen Osten noch deutlich länger andauern wird als zuvor vermutet - was die Märkte aber auch einzupreisen beginnen. Jenseits dessen verwies er ebenfalls eindrücklich auf die Gefahren für andere Rohstoffe wie Kupfer, das auf Rekordhoch notiert, oder zahlreiche Agrarprodukte (Weizen, Zucker, Kakao, Mais), die sich zum Teil schon spürbar verteuert haben und Diesel hier eine wichtige Rolle als Input-Faktor spielt. All dies treibt die Teuerung nach oben und erhöht damit den Druck auf die Notenbanken, die Leitzinsen weiter anzuheben. Alles in allem bleibt die Gesamtgemengelage am Rohstoffmarkt damit (sehr) angespannt.

Chinas Außenhandel entsprach im August weitgehend den Erwartungen. Während die Warenausfuhr in US-Dollar gerechnet um stolze 25,0% ggü. Vorjahr expandierte (Juli: +23,9%), stieg die Wareneinfuhr um 28,2% ggü. Vorjahr an (Juli: +27,5%). Der Saldo aus Ex- und Importen stelle sich damit auf hohe 119,1 Mrd. US-Dollar. Dahinter verbirgt sich die nach wie vor hohe Dynamik der KI-Investitionen vor allem in den USA. So schnellten die chinesischen Lieferungen in die USA im August sprunghaft um 34,4% nach oben und die Exporte nach Südkorea sogar um knapp 50%. Die Importe aus Südkorea haben sich im vergangenen Monat sogar mehr als verdoppelt. Damit ist aber auch klar, dass die Wirtschaft aus dem Reich der Mitte nach wie vor einseitig vom Export abhängig ist, während die Binnenwirtschaft nicht in die Gänge kommt.

Für uns hier ist natürlich die Rohstoffseite besonders interessant. Im August erhöhte China seine Rohöleinfuhr um 6,2% ggü. Juli auf 37,93 Mio. Tonnen, was aber immer noch einem Abschlag ggü. Vorjahr in Höhe von 23,4% entsprach. Das Interessante dabei ist aber vielmehr, dass China sich als „weißer Ritter“ entpuppte. Die deutlich erhöhten Preise für Diesel und Benzin sind nur allzu gut bekannt, aber diese wären wohl noch höher gewesen, hätte das Reich der Mitte nicht gut 6 Mio. Tonnen raffinierte Produkte ausgeführt (+12,7% ggü. Vorjahr). Ansonsten war auffällig, dass sich die Erdgaseinfuhr im Vergleich zum Juli leicht auf 10,33 Mio. Tonnen verringerte (-12,9% ggü. Vorjahr), der Kohleimport dagegen mit 42,1 Mio. Tonnen sehr robust blieb. Das Minus ggü. Vorjahr in Höhe von 1,5% resultierte aus einem ebenfalls hohen Augustwert aus dem Jahr 2025.

Fazit: Alles in allem sind die heutigen Zahlen aus China u. E. leicht bullish für die Rohstoffmärkte zu werten.

Die Stimmungsbarometer der Unternehmen aus Deutschland (ifo-Geschäftsklima oder Einkaufsmanagerindizes – Graphik 1) weisen seit geraumer Zeit nach oben und hielten somit die Hoffnung am Leben, dass sich zumindest eine konjunkturelle Belebung einstellen wird. Tatsächlich legte der preisbereinigte Auftragseingang in der Industrie im Juli sehr deutlich und zwar saison- und kalenderbereinigt um 2,5 Prozent ggü. Vormonat zu, nach einem noch robusteren Plus im Juni in Höhe von 3,7 Prozent. Gleichzeitig überboten sich die führenden Wirtschaftsforschungsinstitute mit Anhebungen ihrer BIP-Prognosen für dieses und für nächstes Jahr (siehe Tabelle), was in den öffentlich-rechtlichen Nachrichtensendungen einseitig positiv gefeiert wurde.

Dort vergaß man jedoch auf ein wichtiges Detail hinzuweisen: Die Aufwärtsrevision für das BIP in 2026 erfolgte zum einen, weil das Statistische Bundesamt die BIP-Zahlen für das erste Quartal merklich nach oben revidiert hat und zum anderen aufgrund der unerwartet guten Entwicklung in den ersten sechs Monaten, die allerdings ausschließlich auf dem Staatskonsum und den Exporten beruhte (Stichwort: KI-Investitionen in den USA). Bei den anderen Verwendungsaggregaten war für das erste Halbjahr dagegen kaum eine Erholung zu erkennen. So wird der private Konsum nach wie vor durch die Kaufkraftverluste aufgrund des Energiepreisanstiegs gedämpft und die privaten Ausrüstungsinvestitionen sind im zweiten Quartal nicht über ihr Niveau von vor zweieinhalb Jahren hinausgekommen. Gerade diese sind aber für einen nachhaltigen Aufschwung über die Erweiterung der Kapazitäten unerlässlich. Stattdessen gingen die privaten Ausrüstungsinvestitionen seit Anfang 2024 um nicht weniger als 11,0 Prozent zurück, während sich der Staat um 21,0 Prozent ausbreitete. Vor diesem Hintergrund stimmen wir mit der Einschätzung des DIW Berlin ausnahmsweise überein: „Die schwache Produktion dürfte im dritten Quartal in einem erneuten Rückgang der ohnehin kraftlosen privaten Investitionstätigkeit münden. Auch die Exporte werden ohne die Vorzieheffekte des zweiten Quartals und mit den Transporthemmnissen infolge des Niedrigwassers wohl wieder sinken. Der private Konsum dürfte angesichts der weiterhin hohen Inflation und einer abgeschwächten Einkommensentwicklung stagnieren. Auch im Wohnungsbau werden sich wegen des verstärkten Preisdrucks wohl kaum reale Zuwächse ergeben. Allein die öffentlichen Ausgaben dürften die Entwicklung weiter stützen.“

Dazu passen die heutigen Industrieproduktionszahlen. Trotz Stimmungsaufhellung und robustem Auftragseingang kommt diese nicht vom Fleck. Im Juli sank die Industrieproduktion sogar preis-, saison- und kalenderbereinigt um 1,1 Prozent (Graphik 3), was vor allem auf den Fahrzeugbau (-9,2%) zurückzuführen war. Dass sich die Industrieproduktion in den nächsten Monaten stramm nach oben entwickeln wird, ist u. E. unwahrscheinlich. Der Gegenwind resultierend aus höheren Energie- und Nahrungsmittelpreisen sowie anziehenden Staatsanleiherenditen ist dafür zu groß. Die Rohstoffmärkte bekommen also nicht nur von der Weltwirtschaft kaum und noch weniger von der deutschen Konjunktur Rückenwind.

Am vergangenen Wochenende eskalierte der Konflikt zwischen den USA und dem Iran mit den bislang größten wechselseitigen Tankerangriffen. Das US-Militär griff drei iranische Rohöltanker an, nachdem die Revolutionsgarden zuvor zwei US-Kriegsschiffe mit ballistischen Raketen attackiert hatten. Der Iran griff im Gegenzug drei Tanker an, die die Straße von Hormus auf einer nicht autorisierten Route passierten, nachdem die USA bereits vergangene Woche angekündigt hatten, künftig iranische Öltanker direkt anzugreifen. Beide Seiten signalisieren, sich auf einen langen Konflikt einzustellen. Der Iran drohte mit einer „schnelleren, härteren und schmerzhafteren“ Antwort auf künftige Aggressionen und kündigte eine neue Sperrzone außerhalb der Straße von Hormus an. US-Energieminister Chris Wright sprach von einer anhaltenden US-Präsenz und einer damit einhergehenden Blockade iranischer Häfen.
Zum Wochenauftakt notieren die Energiemärkte fester. Der Brent Crude Frontmonat notiert am Montagmorgen rund 0,8 Prozent fester bei 97,10 USD/bbl. Auch der Gasmarkt zieht weiter an: Der TTF Gas Frontmonat steigt 2,2 Prozent, das Frontjahr 1,9 Prozent. Der EUA Dez. 26 Future bewegt sich mit plus 0,3 Prozent vergleichsweise moderat. Die Strompreise legen in der Gemengelage ebenfalls zu, der Frontmonat Base notiert rund 3,0 Prozent fester, das Frontjahr 1,9 Prozent.
Abseits von Nahost bleibt die fundamentale Lage in Europa angespannt. Laut EDF fallen am Montag rund 4,3 GW beziehungsweise 6,5 Prozent der KKW-Kapazitäten witterungsbedingt aus, da an mehreren Flusskraftwerken die gesetzlichen Vorgaben zur Kühlwassertemperatur griffen. Regional werden laut Météo France bis zu 36 Grad Celsius erwartet, eine Abkühlung zeichnet sich allerdings ab Mittwoch ab. In der EU standen am Samstag netto 3.331 GWh/Tag Einspeicherung zu Buche, in der Vorwoche lag die Einspeicherung mit 3.948 GWh/Tag allerdings höher. In Deutschland wurden am Samstag netto 813 GWh/Tag eingespeichert, nach 804 GWh/Tag in der Vorwoche.
Gedämpft wird die Einspeicherung auch durch die Wartungen in Norwegen: Die norwegischen Gasnominierungen liegen am Montag bei 280,9 Mio. Kubikmeter/Tag und damit um 2,3 Prozent unter der Vorwoche. An Wartungen laufen unter anderem ein ungeplanter Ausfall in Troll mit 9,9 Mio. Kubikmeter/Tag (mcm/d) sowie ein geplanter Ausfall ebenfalls in Troll mit 18,2 mcm/d, dazu Nyhamna mit 19,8 mcm/d und, Kollsnes mit 16,0 mcm/d. Hinzu kommen Wartungen u.a. bei Sleipner, Dvalin, Gina Krog und Ormen Lange.
Am Strom Spotmarkt ist für die aktuelle Woche mit steigenden Notierungen zu rechnen. Nachdem der deutsche Strom-Spotmarktpreis am Samstag mit 42,14 Euro/MWh auf dem niedrigsten Stand seit Juni notierte, steigen die Preise mit nachlassender Wind- und PV-Einspeisung wieder an, Sonntag 107,55 Euro/MWh, Montag 155,88 Euro/MWh. Der EEX-Kontrakt für die KW 37 schloss am Freitag bei 139,52 Euro/MWh. Für die laufende Woche zeichnet sich im Mittel ein Day-Ahead-Preis von rund 160 Euro/MWh ab, nach 113,09 Euro/MWh in der Vorwoche. Grund ist vor allem die Windeinspeisung, die im Wochenmittel bei 9,8 GW und damit rund 5,7 GW unter der saisonalen Norm liegen dürfte, während sich die PV-Einspeisung mit durchschnittlich 12,9 GW nahe am saisonalen Niveau bewegt.

Die europäischen LNG-Importe zogen im August gegenüber dem Vormonat spürbar an. Laut Kpler-Daten verbuchten die EU-27-Häfen insgesamt rund 7,2 Mt, nach rund 5,9 Mt im Juli und 7,2 Mt im August 2025. Inklusive UK und Türkei lagen die Importe bei rund 7,7 Mt, nach 6,1 Mt im Juli. Frankreich (1,18 Mt), die Niederlande (1,56 Mt) und Spanien (1,18 Mt) verzeichneten die stärksten Zuwächse gegenüber Juli. Belgien fiel dagegen auf 0,13 Mt zurück, nach 0,48 Mt im August 2025. Im Jahresvergleich hielt sich Europa insgesamt stabil.

In Asien bleibt das Bild gemischt. Japan (5,33 Mt) und Indien (2,48 Mt) legten gegenüber Juli zu, China (5,26 Mt) und Südkorea (3,68 Mt) blieben hingegen schwächer als im Vorjahr. Besonders auffällig ist der Rückgang Südkoreas gegenüber August 2025 (5,06 Mt). Indien war der einzige der vier großen Abnehmer, der im Jahresvergleich zulegte.

Das prägende Thema auf der Angebotsseite bleibt Katar. Die Exporte lagen im August bei lediglich 1,46 Mt, nach 6,58 Mt im August 2025. Hintergrund ist die geopolitische Lage rund um die Straße von Hormus. USA und Australien kompensierten teilweise mit stabilen Ausfuhren von 10,13 Mt bzw. 7,09 Mt. Russland exportierte mit 2,46 Mt etwas mehr als im Vorjahr (1,92 Mt).

Trotz der im Vergleich zu den Vorjahren niedrigeren Gasspeicherstände sehen weder die EU-Kommission noch die Mitgliedstaaten derzeit eine unmittelbare Gefahr für die europäische Gasversorgungssicherheit. Bei der gestrigen Sitzung der Gaskoordinierungsgruppe (GCG) kamen die Experten zu dem Schluss, dass die Situation an den globalen Energiemärkten zwar weiterhin außergewöhnlich bleibt und engmaschig beobachtet werden muss, sich jedoch grundlegend von der angespannten Versorgungslage der Jahre 2021 und 2022 unterscheidet. Die Widerstandsfähigkeit des europäischen Gasmarktes hat sich seitdem deutlich verbessert. Eine breitere Diversifizierung der Bezugsquellen, zusätzliche LNG-Importkapazitäten sowie ein strukturell geringerer Gasverbrauch sorgen dafür, dass die EU heute besser auf mögliche Versorgungsengpässe vorbereitet ist. Auf Basis historischer Prognosen geht die Kommission davon aus, dass bis zum Beginn der Heizperiode ein ausreichendes Vorsorgeniveau erreicht werden kann. Trotz der vergleichsweise niedrigen Speicherstände sieht sie daher aktuell keinen Anlass für zusätzliche Eingriffe in den Markt. Risiken bleiben allerdings bestehen. Die Lage im Nahen Osten ist weiterhin instabil, während die LNG-Produktion in Katar nach wie vor stillsteht. Gleichzeitig haben die jüngsten Hitzewellen in Europa den Gasverbrauch im Stromsektor erhöht. Zusammen mit den geopolitischen Unsicherheiten sorgt dies weiterhin für eine hohe Schwankungsanfälligkeit der Gaspreise. Die Kommission will die Entwicklung daher gemeinsam mit den Mitgliedstaaten und Marktteilnehmern weiterhin eng verfolgen. Die nächste Sitzung der Gaskoordinierungsgruppe ist für den 24. September vorgesehen.

Die vollständige Inbetriebnahme des Offshore-Windparks He Dreiht von EnBW verschiebt sich nach einem abgebrochenen Rotorblatt voraussichtlich von September auf Ende Dezember und damit bereits zum zweiten Mal. Der 2,4 Milliarden Euro teure Windpark mit 960 Megawatt Leistung ist Deutschlands größtes Offshore-Projekt und zugleich der erste kommerzielle Einsatz der neuen 15-Megawatt-Turbine V236-15 von Vestas. Nach dem Schaden sollen weitere Rotorblätter überprüft werden, was zusätzliche Kosten verursacht und Fragen zur technischen Zuverlässigkeit der neuen Turbinengeneration aufwirft. Für Vestas ist der Vorfall besonders relevant, weil das Unternehmen mit dem Offshore-Geschäft wachsen und diesen Bereich spätestens 2027 profitabel machen will, während die Branche zugleich unter hohen Zinsen, steigenden Kosten und schwächerer Nachfrage leidet. Auch Stromabnehmer wie DHL, Evonik, Salzgitter und Google könnten betroffen sein, da Ersatzstrom am Markt voraussichtlich teurer ist als die über langfristige Stromabnahmeverträge vereinbarten Lieferungen. Der Fall zeigt damit sowohl die Qualitätsrisiken des technologischen Größen- und Kostendrucks in der Windindustrie als auch mögliche Auswirkungen auf Strombeschaffung, Projektwirtschaftlichkeit und den weiteren Offshore-Ausbau in Deutschland.

Der durchschnittliche Day-Ahead-Preis am deutschen Strom-Spotmarkt (EPEX DE/LU) lag im August 2026 bei 126,89 Euro/MWh, so hoch wie seit Februar 2025 nicht mehr. Gegenüber dem Juli mit durchschnittlich 105,45 Euro/MWh entspricht dies einem Anstieg um 21,44 Euro/MWh beziehungsweise 20,3 Prozent. Im Vergleich zum August 2025, als der Durchschnittspreis bei 76,99 Euro/MWh lag, verteuerte sich Strom sogar um 49,90 Euro/MWh beziehungsweise 64,8 Prozent. Haupttreiber war die Hitze in Europa gepaart mit wenig Wind und geopolitischen Spannungen, die den Gaspreis stark steigen ließen.

Der niedrigste Stundenpreis des Monats wurde am 8. August mit -12,15 Euro/MWh erreicht. Das Stundenmaximum lag am 13. August bei 338,86 Euro/MWh. Auf Viertelstundenbasis reichte die Preisspanne von -18,49 Euro/MWh am 8. August bis 487,38 Euro/MWh am 13. August.

Insgesamt wurden im August 55 Stunden mit negativen Strompreisen registriert. Damit waren es 24 Stunden weniger als im Juli und neun Stunden weniger als im August des Vorjahres. Seit Jahresbeginn summiert sich die Zahl der Stunden mit negativen Preisen auf 432, nach 465 Stunden im vergleichbaren Vorjahreszeitraum.

Gleichzeitig lagen die Preise in 556 der insgesamt 744 Stunden oberhalb von 100 Euro/MWh. In 40 Stunden wurden sogar mehr als 200 Euro/MWh erreicht. Stundenpreise unterhalb von -50 Euro/MWh traten im August dagegen nicht auf.

Auf Tagesbasis wurde mit 75,63 Euro/MWh am 30. August der niedrigste Durchschnittspreis verzeichnet. Der höchste Tagespreis wurde am 17. August mit 176,73 Euro/MWh erreicht. Der Median der Stundenpreise lag bei 145,67 Euro/MWh, die Standardabweichung bei 63,75 Euro/MWh.

Der TTF Day Ahead Preis liegt zuletzt bei 72,25 Euro/MWh und damit 32 Prozent über dem Niveau vom 1. August. Der JKM-TTF-Spread für Oktober lag am Mittwoch zum Settlementpreis bei minus 3,67 Euro/MWh, TTF Gas notiert damit deutlich über dem asiatischen JKM. Das gestiegene europäische Preisniveau zeigt bereits Wirkung auf die globalen LNG-Flüsse, da die ursprünglich für Indien bestimmte „Seapeak Galicia“ mit rund 140.000 Kubikmeter LNG nun nach Belgien umgeleitet wurde und dort am 18. September eintreffen soll. Gechartert wurde der Tanker vom italienischen Energiekonzern Eni, die ursprüngliche Fahrt war vom kongolesischen Pointe-Noire in Richtung Dabhol in Indien geplant.

Der deutsche Strom-Spotmarkt hat sich im August 2026 spürbar verteuert. Der mittlere Baseloadpreis lag im August bei 126,89 Euro/MWh, ein Anstieg von rund 20 Prozent gegenüber dem Juli-Wert von 105,45 Euro/MWh. Im Jahresvergleich zum August 2025 (76,99 Euro/MWh) beträgt das Plus knapp 65 Prozent. Ein höherer Monatsdurchschnitt wurde zuletzt im Februar 2025 erzielt (128,52 Euro/MWh).
Auch bei den durchschnittlichen Extremwerten zeigt sich die Teuerung: Das durchschnittliche Monatsminimum stieg von 17,95 Euro/MWh im Juli auf 32,39 Euro/MWh im August, nach 10,88 Euro/MWh im August des Vorjahres. Das Maximum kletterte auf 206,37 Euro/MWh (Juli: 180,62 Euro/MWh, August 2025: 150,09 Euro/MWh). Die teuerste Stunde im August 2026 brachte es auf einen Preis von 338,86 Euro/MWh, die günstigste auf minus 12,15 Euro/MWh.
Neben der teureren Gaspreise im Zuge der Krise im Nahen Osten spielte auch die Hitzewelle in Europa und besonders in Frankreich eine entscheidende Rolle. Frankreich exportierte im August deutlich weniger Strom nach Deutschland als im Vorjahresmonat. Der Nettoexport sank um circa 43 Prozent von 1.151 GWh im August 2025 auf 651 GWh im August 2026.

Das ging einher mit einer stärkeren fossilen Erzeugung in Deutschland selbst. Laut vorläufiger Transparenzdaten stieg der Erdgas-Anteil an der öffentlichen Nettostromerzeugung von 6,7 Prozent im August 2025 über 7,1 Prozent im Juli 2026 auf 8,2 Prozent im August 2026, der Anteil fossiler Energieträger insgesamt von 29,1 auf 30,7 Prozent (Juli: 28,5 Prozent). Der Anteil erneuerbarer Energien lag mit 69,3 Prozent leicht unter dem Vorjahreswert von 70,9 Prozent, auch wenn Solar mit 10.930,71 GWh (30,8 Prozent) erneut hohe Erträge lieferte. Die höhere Gasverstromung hat die Strompreise zusätzlich gestützt.

Die CO2-Zertifikate zeigen in der laufenden Handelswoche bislang einen wechselhaften Verlauf. Der EUA Dez.26-Future startete am Montag mit einem leichten Minus von 0,1 Prozent. Am Dienstag ging es anschließend um 0,8 Prozent aufwärts, ehe sich die moderate Aufwärtsbewegung am Mittwoch mit einem Plus von 0,7 Prozent fortsetzte. Am Donnerstag drehte das Bild jedoch wieder. Am frühen Nachmittag notierte der Dezember-Future mit 83,08 Euro/t CO2 rund 1,1 Prozent unter dem Vortagesschluss und damit nur noch leicht über dem Niveau vom vergangenen Freitag. Im Fokus stehen neben den weiterhin hohen Gaspreisen und der Ende September anstehenden Compliance-Frist vor allem die jüngsten CoT-Daten, die politische Reformdebatte und das steigende Auktionsangebot. Die Investmentfonds reduzierten ihre Netto-Long-Position in der Berichtswoche zum 28. August erneut und bauten gleichzeitig ihre Short-Positionen aus. Zugleich ist die Reform des EU-Emissionshandels nach der Sommerpause wieder stärker in den Vordergrund gerückt. Die Beratungen im Europäischen Parlament sind angelaufen, während Italien bereits in der vergangenen Woche erneut auf Änderungen am ETS gedrängt hatte. Zusätzlich steigt mit dem Monatswechsel das Auktionsangebot.

Italien drängt auf Reform des EU-Emissionshandels

Bereits in der vergangenen Woche hatte die italienische Regierung erneut eine Überarbeitung des EU-Emissionshandels gefordert. Industrieminister Adolfo Urso kritisierte, dass das ETS die Strompreise aus seiner Sicht künstlich erhöhe und insbesondere Länder mit einem hohen Anteil thermischer Stromerzeugung wie Italien überproportional belaste. Zudem warnte er vor Wettbewerbsnachteilen für europäische Unternehmen und Verzerrungen zwischen den Mitgliedstaaten. Die Forderungen fallen damit unmittelbar in den Auftakt der entscheidenden Beratungsphase zur ETS-Reform. Im Umweltausschuss des Europäischen Parlaments ist die Arbeit am im Juli vorgelegten Kommissionsvorschlag nach der Sommerpause bereits angelaufen. Der federführende Berichterstatter Peter Liese will seinen ersten Berichtsentwurf am 11. September vorlegen. Die nächsten regulären ENVI-Sitzungen sind für den 10. September, 1. Oktober und 12. Oktober vorgesehen. Parallel beraten auch die Mitgliedstaaten das Reformpaket seit dieser Woche wieder auf Arbeitsebene.

CO2-Preis von 200 Euro/t CO2 als Risiko für EU-Industrie

Der Chef der belgischen Nationalbank warnt, dass ein CO2-Preis von 200 Euro/t CO2 die Wettbewerbsfähigkeit der europäischen Schwerindustrie massiv belasten und Produktionsverlagerungen in Länder mit weniger strengen Klimavorgaben auslösen könnte. „Nach den derzeitigen Richtlinien ist die schwere Industrie der EU bis 2050 weg”, sagte er bei einer Veranstaltung des Thinktanks Bruegel in Brüssel. Aus seiner Sicht unterscheiden sich die Dekarbonisierungskosten innerhalb Europas stark, da Länder mit günstiger Wasser- oder Solarenergie bessere Voraussetzungen haben als etwa Deutschland. Er fordert deshalb zusätzliche öffentliche Förderung, unter anderem für blauen Wasserstoff und CO2-Abscheidung und -Speicherung, um industrielle Transformation und Arbeitsplätze abzusichern. Die EU-Kommission hält höhere Preise für Emissionsberechtigungen dagegen für einen zentralen Anreiz zur Dekarbonisierung und erwartet für die 2030er-Jahre ein knapperes und deutlich teureres Angebot an EUAs. Gleichzeitig soll das EU-ETS mit Blick auf das Klimaziel für 2040 flexibler ausgestaltet und der Emissionsrückgang teilweise verlangsamt werden, um der Industrie mehr Zeit für die Anpassung zu geben.

CoT EUA: Investmentfonds fahren Netto-Long-Position weiter zurück

Am CO2-Markt bleibt die Kluft zwischen Kurs und Positionierung bestehen. Der EUA Dez. 26 Future schloss in der Berichtswoche zum 28. August zwar nahezu unverändert gegenüber der Vorwoche, verbleibt aber im intakten Aufwärtstrendkanal. Die Investmentfonds bauten aber nicht nur weiter Long-Positionen ab, sondern erhöhten zugleich weiter die Short-Seite. Die Netto-Long-Position der Investmentfonds sank entsprechend um 4,0 Mio. EUA auf 32,5 Mio. EUA. Das entspricht einem Rückgang von 10,9 Prozent gegenüber der Vorwoche. Auf der Long-Seite reduzierten die Fonds ihre Positionen von 59,0 auf 56,7 Mio. EUA. Der Abbau von 2,3 Mio. EUA beziehungsweise 3,9 Prozent setzt den seit Wochen anhaltenden Trend fort. Auf der Short-Seite gingen die Fonds diesmal noch einen Schritt weiter und stockten ihre Positionen von 22,6 auf 24,2 Mio. EUA auf. Der Zuwachs von 1,7 Mio. EUA oder 7,4 Prozent zeigt, dass ein Teil der Spekulanten aktiv auf fallende Preise setzt.

Auktionsvolumen steigt

Ab September steigt das Auktionsvolumen am EUA-Markt. Nach 9,1 Mio. EUAs in der KW 34 und 7,5 Mio. EUAs in der KW 35 steigt das Auktionsvolumen in der aktuellen KW 36 auf 11,3 Mio. In KW 37 werden es 9,9 Mio. EUAs sein, weil am 09.09. keine polnische Auktion stattfindet. Das Auktionsvolumen im Jahr 2027 wird allerdings rund 3,0 Prozent kleiner ausfallen als das in 2026.

‍

Im Pazifik bahnt sich nach Einschätzung der US-Klimabehörde NOAA eines der stärksten El-Niño-Ereignisse seit Beginn der Aufzeichnungen 1950 an. Die Wahrscheinlichkeit für ein „sehr starkes“ Ereignis liegt laut NOAA bei über 90 Prozent, auch wenn die zugrunde liegende ECMWF-Prognose noch auf dem Stand vom 1. August basiert. Ungeklärt bleibt hingegen die Übertragung auf Europa. Der Deutsche Wetterdienst verweist darauf, dass die Auswirkungen von El Niño auf Europa historisch von Ereignis zu Ereignis stark variiert haben und sich daraus keine pauschale Übertragbarkeit ableiten lässt. Andere Meteorologen kommen zu einer optimistischeren Einschätzung und verweisen auf den aktuell rekordverdächtig milden australischen Winter, der häufig als Langfristindikator für andere Regionen herangezogen wird. Geografisch liegt Europa allerdings am weitesten von der Pazifikregion entfernt, in der sich das Phänomen abspielt, was die statistische Aussagekraft für den Kontinent einschränkt. Dies zeigt sich auch daran, dass ein Teil der Meteorologen erwartet, dass die erste Winterhälfte tendenziell milder ausfallen könnte, während für die zweite Hälfte ein erhöhtes Risiko für Kälteeinbrüche gesehen wird. Der Deutsche Wetterdienst teilt auch diese Einschätzung nur teilweise, eine pauschale Aussage zu einem insgesamt milderen Winter lässt sich daraus laut DWD nicht ableiten. Für eine belastbare Einordnung ist der Prognosehorizont zum jetzigen Zeitpunkt noch zu groß.

Auf kürzere Sicht fällt das Bild eindeutiger aus. Die Langfristmodelle der NOAA weisen für den Zeitraum September bis Dezember über weite Teile Europas überdurchschnittliche Temperaturen aus, mit Ausnahme leicht kühlerer Werte im Norden. Auch die mittelfristige Prognose deutet in der kommenden Woche bis Mitte Oktober erneut auf überdurchschnittlich milde Temperaturen hin. Ob El Niño oder der grundsätzliche Erwärmungstrend hierfür ursächlich ist, lässt sich nicht eindeutig trennen, wahrscheinlich wirken beide Faktoren zusammen. Seit Beginn der Energiekrise fielen die europäischen Winter durchgehend mild aus, auch der zuletzt etwas kühlere Winter blieb im historischen Vergleich mild, was die Wahrscheinlichkeit für eine Fortsetzung dieses Musters stützt.

Die Initiative Energien Speichern (INES) schlägt vor, die Netzentgelte für Gastransporte zu Speichern kurzfristig auszusetzen, damit die Einspeicherung für Händler wirtschaftlich attraktiver wird. Die daraus entstehenden Einnahmeausfälle der Netzbetreiber sollen nach dem Konzept über höhere Entgelte anderer Netznutzer ausgeglichen werden. Zusätzlich fordert INES vergünstigte staatliche Kredite, um die Finanzierungskosten für den Gaseinkauf und die Einlagerung zu senken. Ein weiteres Instrument sollen sogenannte Long-Term Options sein, die Marktteilnehmern gegen eine Gebühr das Recht auf Gaslieferungen zu einem festgelegten Höchstpreis sichern und so Preisrisiken begrenzen. Die Bundesnetzagentur könnte die Änderung der Netzentgelte kurzfristig umsetzen. Zugleich will das Bundeswirtschaftsministerium direkte staatliche Eingriffe in die Gasbeschaffung möglichst vermeiden, um keine zusätzlichen Preisimpulse auszulösen. In der Branche wird daneben darüber diskutiert, ob staatlich kontrollierte Unternehmen wie Sefe und Uniper stärker zur Einspeicherung beitragen könnten, ohne dass das Ministerium entsprechende Pläne bestätigt hat.

Hintergrund bleiben die niedrigen Gasspeicherstände. Laut Berechnungen von Bloomberg braucht Europa über 100 TWh Gas, um einen Füllstand von 75 Prozent zu erreichen. Bei aktuellen Preisen entspricht die Menge einem Gegenwert von etwa 7 Mrd. Euro. Die EU-Kommission hält es technisch weiterhin für möglich, die europäischen Gasspeicher vor dem Winter auf 80 Prozent zu füllen, und sieht derzeit keine unmittelbaren Risiken für die Versorgungssicherheit. Allerdings bleibt fraglich, ob sich diese Lücke angesichts der aktuellen Einspeicherdynamik tatsächlich schließen lässt, denn die Einspeicherung hat sich zum Dienstag wieder spürbar verlangsamt. EU-weit wurden 2.470 GWh/Tag netto eingespeichert, rund 25,5 Prozent weniger als am Vortag (3.317 GWh/Tag) und auch unter den 2.946 GWh/Tag der Vorwoche (minus 16,2 Prozent). In Deutschland wurde mit 312 GWh/Tag nur gut die Hälfte des Vortageswerts erreicht (699 GWh/Tag, minus 55,4 Prozent) und rund ein Drittel weniger als in der Vorwoche eingespeichert (463 GWh/Tag, minus 32,6 Prozent). Allerdings gab es bei den deutschen Gasspeichern heute Datenprobleme bei AGSI, sodass die aktuellen Füllstandswerte unter Vorbehalt sind.

Am CO2-Markt bleibt die Kluft zwischen Kurs und Positionierung bestehen. Der EUA Dez. 26 Future schloss in der Berichtswoche zum 28. August zwar nahezu unverändert gegenüber der Vorwoche, verbleibt aber im intakten Aufwärtstrendkanal. Die Investmentfonds bauten aber nicht nur weiter Long-Positionen ab, sondern erhöhten zugleich weiter die Short-Seite. Die Netto-Long-Position der Investmentfonds sank entsprechend um 4,0 Mio. EUA auf 32,5 Mio. EUA. Das entspricht einem Rückgang von 10,9 Prozent gegenüber der Vorwoche.

Auf der Long-Seite reduzierten die Fonds ihre Positionen von 59,0 auf 56,7 Mio. EUA. Der Abbau von 2,3 Mio. EUA beziehungsweise 3,9 Prozent setzt den seit Wochen anhaltenden Trend fort. Auf der Short-Seite gingen die Fonds diesmal noch einen Schritt weiter und stockten ihre Positionen von 22,6 auf 24,2 Mio. EUA auf. Der Zuwachs von 1,7 Mio. EUA oder 7,4 Prozent zeigt, dass ein Teil der Spekulanten aktiv auf fallende Preise setzt.

Die Kombination aus Long-Abbau und Short-Aufbau bei den Fonds steht im Kontrast zum übergeordneten Aufwärtstrend der vergangenen Wochen und verstärkt die Diskrepanz zwischen Positionierung und Kursverlauf zusätzlich. Mit dem Ende der Compliance-Frist Ende September rückt zugleich der Zeitraum näher, in dem es zu Kaufdruck durch Industrie und Kraftwerke kommt und die Spekulanten daher stärker auf der Long-Seite aktiv werden. Ob sie diesem saisonalen Muster in den kommenden Wochen noch folgen oder den CO2-Markt inzwischen grundsätzlich skeptischer einschätzen, zeigt sich in den nächsten CoT-Daten. Solange von den Fonds kein Kaufdruck ausgeht, fehlt dem Markt einer der Impulse, die den intakten Aufwärtstrend zusätzlich hätten beschleunigen können.

Der TTF Gas Frontmonat und die Investmentfonds gingen in der Berichtswoche zum 28. August getrennte Wege. Während der Kurs um 2,2 Prozent zulegte, fuhren die Fonds ihre Netto-Long-Position kräftig zurück. Die Netto-Long-Position der Investmentfonds sank um 34,0 TWh auf 219,4 TWh. Das entspricht einem Rückgang von 13,4 Prozent gegenüber der Vorwoche.

Insbesondere auf der Long-Seite bauten die Fonds ihre Positionen von 411,0 auf 368,7 TWh ab. Der Rückgang von 42,4 TWh beziehungsweise 10,3 Prozent zeigt, dass ein Teil der Marktteilnehmer die jüngste Rally nutzte, um Gewinne mitzunehmen. Gleichzeitig reduzierten die Fonds auch ihre Short-Positionen, von 157,6 auf 149,2 TWh. Der Abbau von 8,4 TWh oder 5,3 Prozent fällt damit deutlich moderater aus als auf der Long-Seite.

Der Rückgang der Long-Position vollzog sich in einer volatilen Berichtswoche. Nach dem weiteren Kursanstieg zu Wochenbeginn kam es am Mittwoch zeitweise zu Verkaufsdruck, was offenbar auch durch Gewinnmitnahmen der Investmentfonds getragen wurde. Trotz der schnellen Kurserholung blieb der Long-Abbau per Saldo aber negativ, das heißt der Rücksetzer wurde auch nicht verstärkt für den Long-Aufbau genutzt. Nun stellt sich die Frage, wie es weitergeht. In der aktuellen Handelswoche setzt sich die Aufwärtsrally dynamisch weiter fort, doch ist diese auch von den „starken Händen" getragen oder sind es nun vor allem jene Marktteilnehmer, die angesichts der näher rückenden Wintersaison und den Medienberichten nervöser werden und nun größere Mengen absichern. Ein solcher Kaufdruck aus der „Nachzüglerbewegung“ würde den Markt zwar kurzfristig weiter stützen, wäre aber zugleich ein Signal, dass der Rally allmählich die Substanz ausgehen könnte. Allerdings ist auch bei den Investmentfonds noch Luft nach oben. Der bisherige Jahreshöchststand der Long-Position lag bei 425,4 TWh und wurde am 27. März markiert, aktuell liegt die Position mit 368,7 TWh rund 56,7 TWh beziehungsweise 15,4 Prozent darunter. Die Fonds könnten also grundsätzlich noch aufstocken, ohne in bislang unbekanntes Terrain vorzustoßen. Mit einer Netto-Long-Position von weiterhin über 219 TWh sind die Spekulanten zudem weiterhin klar bullisch ausgerichtet. Ob diese Position in den kommenden Wochen erneut ausgebaut wird oder eher abwartend bis risikoreduzierend ausgerichtet wird, werden die nächsten CoT-Daten zeigen.

Die europäischen LNG-Importe stiegen in KW 35 deutlich auf 2,07 Mt, nach 1,73 Mt in KW 34. Die in der Vorwoche auf Basis vorläufiger Kpler-Daten prognostizierten 2,03 Mt wurden damit knapp übertroffen, auch nach einer leichten Aufwärtsrevision der Kpler-Daten. Die EU-Häfen verbuchten 1,87 Mt, nach 1,73 Mt in KW 34.
In Asien erholten sich die Einfuhren deutlich auf 5,96 Mt, nach 4,31 Mt in KW 34 und damit noch kräftiger als in der Vorwochenprognose erwartet (5,56 Mt). Der Anstieg war breit getragen: Japan bezog 1,57 Mt (nach 1,12 Mt), China 1,19 Mt (nach 1,02 Mt), Südkorea 1,06 Mt (nach 0,64 Mt), Indien 0,73 Mt (nach 0,41 Mt).
Auf der Angebotsseite exportierte Amerika in KW 35 2,70 Mt, nach 3,02 Mt in KW 34. Aus Asien gingen die Ausfuhren ebenfalls zurück auf 1,53 Mt (nach 1,81 Mt), wobei Malaysia mit 0,52 Mt und Oman mit 0,22 Mt die größten Lieferanten blieben. Katar fiel auf 0,19 Mt zurück (nach 0,37 Mt in KW 34). Ozeanien exportierte 1,71 Mt, Afrika 0,78 Mt. Europa als Exportregion legte deutlich zu auf 0,73 Mt (nach 0,29 Mt in KW 34).

Die vorläufigen Kpler-Daten für KW 36 deuten auf eine erneute Abschwächung der asiatischen Einfuhren hin. Die Gesamtimporte der Region sollen auf 4,15 Mt zurückgehen. Die europäischen Importe gehen voraussichtlich leicht auf 1,91 Mt zurück, bleiben aber durch den anhaltenden Bedarf zur Speicherbefüllung gestützt. Dafür spricht auch die aktuelle preisliche Lage am Weltmarkt. Der JKM-TTF-Spread für Oktober 26 ist in den vergangenen Wochen stark zusammengelaufen und hat sich zuletzt ins Negative gedreht. TTF notiert damit aktuell über JKM, was bedeutet, dass US-amerikanische LNG-Spotladungen derzeit verstärkt in Richtung Europa gelenkt werden sollten.

Brent Crude liefert aktuell ein deutlich verbessertes technisches Bild. Im Chart des rollierenden Frontmonats ist zu erkennen, dass der Ölpreis auf der Oberseite aus einem über mehrere Monate ausgebildeten symmetrischen Dreieck ausgebrochen ist. Die Formation war durch fallende Hochpunkte und gleichzeitig steigende Tiefpunkte gekennzeichnet, wodurch sich die Handelsspanne sukzessive verengte. Mit dem jüngsten Ausbruch über die obere Begrenzung wurde diese Konsolidierung bullish aufgelöst. Unterstützt wird das Signal durch eine dynamische grüne Tageskerze und anziehendes Handelsvolumen. Gleichzeitig setzt sich damit der seit Anfang Juli bestehende Aufwärtstrend fort.

Ein symmetrisches Dreieck ist zunächst richtungsneutral. Erst der Ausbruch zeigt, welche Marktseite die Kontrolle übernimmt. Mit der aktuellen Auflösung auf der Oberseite erhält die Formation den Charakter eines bullishen Fortsetzungssignals. Aus der Höhe des Dreiecks lässt sich ein konservatives technisches Kursziel von rund 116 USD/bbl ableiten.

Auf dem Weg dorthin sind jedoch mehrere Widerstandsmarken zu beachten. Zunächst rückt die psychologisch wichtige Marke von 100 USD/bbl in den Fokus. Darüber liegt bei rund 102 USD/bbl das markante Reaktionshoch von Mitte Juli. Ein nachhaltiger Ausbruch über diesen Bereich würde das technische Bild weiter aufhellen und zusätzliches Potenzial in Richtung 112 bis 116 USD/bbl eröffnen.

Auf der Unterseite bleibt insbesondere die Zone um 85 USD/bbl von Bedeutung. Ein Rückfall unter dieses Niveau würde den jüngsten Ausbruch deutlich infrage stellen und das bullishe Fortsetzungsszenario abschwächen.

Am Umspannwerk Turnow-Preilack nahe dem 1,5-GW-Braunkohlekraftwerk Jänschwalde (Brandenburg) wurden am Dienstag mehrere Spreng- und Brandsätze entdeckt. Gegen 08:00 Uhr war zunächst eine Beschädigung an einer Leitung gemeldet worden, anschließend stellte die Polizei die Sprengvorrichtungen am Umspannwerk fest. Nach Angaben der Polizei hatte es mindestens eine Detonation gegeben, während Einsatzkräfte daran arbeiteten, die weiteren Vorrichtungen zu entschärfen. Der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz erklärte, dass die Stromversorgung nicht unterbrochen worden sei und lediglich eine Leitung kurzzeitig ausgefallen sei. Inzwischen seien alle Leitungen wieder in Betrieb, sodass es nach den bislang vorliegenden Angaben zu keinen größeren Auswirkungen auf das Stromnetz kam.

Unsere Einschätzung: Die jüngsten Anschlagsversuche fallen ausgerechnet auf den Tag, an dem die Bundesregierung Russland für versuchte Anschläge auf ukrainische Flugzeuge mit Drohnen am Flughafen Leipzig verantwortlich gemacht hat. Offenbar zielt Russland mit solchen Maßnahmen darauf ab, die westlichen Unterstützer der Ukraine zu verunsichern und zu destabilisieren. Auch der Zeitpunkt unmittelbar vor den Landtagswahlen in Ostdeutschland (u.a. Sachsen-Anhalt) dürfte kaum zufällig gewählt sein. Mit Blick auf den bevorstehenden Winter unterstreicht dies zugleich, dass die Energieversorgung in Deutschland und Europa einem erhöhten Risiko durch Sabotage und hybride Angriffe ausgesetzt ist.

‍

Von 2022 bis 2025 war der Anstieg negativer Stundenpreise am deutschen Strom-Spotmarkt mit dem Ausbau der PV-Kapazität positiv korreliert. Die installierte Solarleistung stieg von 63 GW in 2022 auf 107,8 GW in 2025. Die Anzahl negativer Stundenpreise stieg ebenfalls stetig von 69 in 2022 auf 576 in 2025. Im bisherigen Jahr 2026 wurden bereits 432 negative Stunden beobachtet. In 2024 und 2025 fielen im Schnitt 81,2 Prozent der negativen Stunden im Zeitraum Januar bis einschließlich August an. Extrapoliert man das auf das aktuelle Jahr, erhält man etwa 533 negative Stunden. Dies würde einem Rückgang von rund 8 Prozent gegenüber 2025 entsprechen.

Am späten Montag wurden zwei sehr große Rohöltanker vom Typ VLCC beim Verlassen des Persischen Golfs in der Straße von Hormus von Projektilen getroffen. Heute morgen berichteten wir in unserem Outlook von einem Tanker. Die Informationen über den zweiten sind erst später öffentlich geworden. Betroffen waren die „Sidr“ der saudischen Reederei Bahri nordöstlich von Khasab im Oman und die „Senegal Prosperity“ der südkoreanischen Sinokor Group östlich des Oman. Die „Senegal Prosperity“ wurde laut dem Sicherheitsberater Marisks von drei Projektilen getroffen. Beide Schiffe waren auf dem Weg aus dem Golf, und zunächst übernahm niemand die Verantwortung für die Angriffe. Die „Sidr“ lag anschließend nahe der omanischen Küste in der Mitte der Meerenge vor Anker. Die „Senegal Prosperity“ hatte zuvor Saudi-Arabien beladen verlassen. Beide Tanker hatten ihre AIS-Transponder deaktiviert, sodass ihre Positionen zeitweise nicht öffentlich nachverfolgt werden konnten. Der Brent Crude Frontmonat notiert aktuell gut 2,0 im Prozent Plus bei 92,65 USD/bbl.

Unsere Einschätzung: Zuletzt zeigte sich, dass die Öltransporte durch die Straße von Hormus überraschend hoch waren, während zeitgleich kaum LNG-Transporte durch die Meerenge erfolgten. Dass nun zwei Supertanker getroffen wurden, zeigt, dass der Iran offenbar weiterhin in der Lage ist, auch Schiffe mit ausgeschalteten Transpondern zu lokalisieren und anzugreifen. Dies setzt Aufklärungskapazitäten voraus, die nach den vorangegangenen US-Angriffen eigentlich deutlich eingeschränkt sein sollten. Entweder ist es dem Iran gelungen, entsprechende Fähigkeiten wiederherzustellen, oder Teheran erhält Unterstützung aus anderen Ländern, die über entsprechende Geheimdienst- und Aufklärungsdaten verfügen. Die Lage in der Straße von Hormus wird damit erneut komplizierter. Ein Ende der faktischen Sperrung ist weiterhin nicht in Sicht

‍

Die europäische Energieversorgung steht zunehmend nicht nur unter ökonomischen und klimapolitischen, sondern auch unter geopolitischen Vorzeichen. Der Bericht „Europe’s Energy Quadrilemma“ argumentiert deshalb, dass das klassische energiepolitische Dreieck aus Bezahlbarkeit, Nachhaltigkeit und Versorgungssicherheit um eine vierte Dimension, die sicherheitspolitische Robustheit, ergänzt werden muss. Hintergrund ist die weiterhin hohe Importabhängigkeit der EU: Rund 90 Prozent des Öl- und Gasverbrauchs werden durch Einfuhren gedeckt.

Besonders deutlich wird das Problem in den Schaubildern auf den Seiten 14 und 24 des PDFs hier im Download. Dort werden die wichtigsten Öl- und Gaslieferanten der EU anhand von Demokratie, Korruption, politischer Stabilität und Freiheit bewertet. Während Norwegen in sämtlichen Kategorien sehr gut abschneidet und auch Großbritannien ein günstiges institutionelles Profil aufweist, stammen erhebliche Importmengen aus politisch problematischeren Staaten. Russland und Aserbaidschan werden beispielsweise nahezu durchgehend der schlechtesten Kategorie zugeordnet. Auch Algerien, Libyen oder der Irak weisen erhebliche institutionelle und politische Risiken auf.

Für die EU entsteht daraus ein strategisches Dilemma. Die Diversifizierung weg von Russland reduziert zwar eine Abhängigkeit, beseitigt geopolitische Risiken jedoch nicht automatisch. Künftig dürfte daher neben Preis und Verfügbarkeit zunehmend auch die politische Verlässlichkeit der Lieferländer darüber entscheiden, wie resilient Europas Energieversorgung tatsächlich ist.

Der französische Energiekonzern EDF verlängert die hitzebedingte Kapazitätskürzung am Kernkraftwerk Chooz mit insgesamt 3 GW bis zum 17. September. Beide Reaktoren mit jeweils 1,5 GW sind bereits seit Mitte Juli beziehungsweise Anfang August außer Betrieb. Hintergrund sind Umweltauflagen, nach denen Kraftwerke mit Flusswasserkühlung ihre Produktion bei zu hohen Wassertemperaturen oder zu geringen Durchflussmengen reduzieren müssen. EDF weist darauf hin, dass die Einschränkungen je nach Wetterentwicklung nochmals angepasst werden könnten. Zuletzt waren in Frankreich 33,7 GW Kernkraftleistung verfügbar, entsprechend 53,5 Prozent der installierten Kapazität von 63 GW.

Für den TTF Gasmarkt bleibt das Analyse-Team der enerchase weiterhin bullish gestimmt und sieht in der Mehrzahl die Risiken für die Preisentwicklung nach oben gerichtet. Haupttreiber bleibt die Risikoprämie rund um die Straße von Hormus. Das vorläufige Rahmenabkommen zwischen Iran und Oman zum Schiffsverkehr inklusive Minenräumung ist ohne US-Zustimmung nicht belastbar, und die erneuten wechselseitigen Angriffe zwischen den USA und Iran vom Wochenende sprechen gegen eine kurzfristige Deeskalation. Die iranischen Restriktionen gegen mehrere LNG-Tanker erhöhen die Wahrscheinlichkeit tatsächlicher Lieferausfälle und rechtfertigen aus unserer Sicht eine anhaltende Risikoprämie auf die Gaspreise. Fundamental stützt zudem die Angebotsseite. Ausfälle und Wartungsarbeiten verknappen die kurzfristig verfügbare Gasmenge, während die Nachfrage vor der Heizsaison trotz „Shoulder-Season“ robust bleiben dürfte. In Europa liegt der Speicherstand mit rund 65 Prozent saisonal deutlich unter dem üblichen Niveau und der daraus resultierende Wiederbefüllungsbedarf sowie die anstehenden norwegischen Wartungen dürften den Wettbewerb um flexible US-LNG-Ladungen mit Asien weiter verschärfen. Ein spürbarer Preisrückgang am Gasmarkt setzt eine glaubwürdige Entspannung am Golf oder eine deutlich mildere Witterung voraus. Aufgrund des starken El Niños in diesem Jahr besteht diesbezüglich durchaus Grund zur Hoffnung. Aus charttechnischer Sicht zeigt sich der TTF Gas Frontmonat bullish. Dieser befindet sich in einem intakten Aufwärtstrendkanal (siehe Chart). Zu Beginn der Handelswoche 36 am Montag wurde erneut die 70-Euro-Marke getestet und zumindest intraday ein neues Trendhoch bei 70,72 Euro/MWh verbucht.

Die Gasflüsse aus Norwegen brechen deutlich ein, da die angekündigte Wartungswelle nun beginnt. Die Exportnominierung liegt mit 287,8 mcm/d rund 16,3 Prozent unter dem Niveau der Vorwoche (343,8 mcm/d). Aktuell belasten Wartungen an Troll (minus 14,4 mcm/d bis 4.9.), Sleipner (minus 11,3 mcm/d bis 22.9.) sowie an Kollsnes (minus 40 mcm/d bis 6.9., seit 29.8. aktiv) die Exportkapazität, hinzu kommen Gina Krog sowie die Dauerausfälle an Ormen Lange und Nyhamna. Kleinere ungeplante Ausfälle an Dvalin und Gullfaks verschärfen die Lage kurzfristig zusätzlich.

Der September dürfte die Lage weiter verschärfen: Ab dem 3.9. fällt Dvalin komplett aus, ab dem 4.9. vertieft sich zudem die Troll-Wartung auf minus 18,2 mcm/d, während Heidrun und Oseberg neu hinzukommen. Ab Mitte September häufen sich die Ausfälle weiter, mit einer erneuten Verschärfung bei Troll (bis minus 30 mcm/d) sowie Einschränkungen an Kårstø, Norne und Kollsnes. Bereits am 21./22.9. bricht zudem die Nyhamna-Kapazität spürbar ein. Den Höhepunkt markiert schließlich der 23. September, wenn Åsgard und Skarv komplett ausfallen und die Kårstø-Durchsatzkapazität um rund 68 mcm/d einbricht. Zusammen mit dem bereits seit Anfang September andauernden Dvalin-Totalausfall dürfte dies die Exportkapazität auf ein Niveau ähnlich dem Mai-Tief drücken.