Kein Monat ohne den mikroskopischen Blick auf die Makroökonomie des weltweit wichtigsten Nadelöhrs: die Straße von Hormus. Nachdem die USA und der Iran ihre militärischen Auseinandersetzungen wieder aufgenommen hatten, lebten die Sorgen um die Versorgungssicherheit und damit der Aufwärtsdruck auf die Energiepreise erneut auf. Gleichzeitig zeigte der Markt, dass ein Versorgungsschock nicht zwangsläufig in Extrempreise münden muss. China konnte mit Anpassungen auf der Angebotsseite einen Teil des Schocks am Ölmarkt abfedern. Für Europa blieb die Lage dennoch fragil, denn an der grundsätzlichen Abhängigkeit von globalen Preisbewegungen änderte sich nichts.
Weder Krieg noch Frieden – das ist die Kurzbeschreibung der Situation am Persischen Golf. Nachdem die USA und Israel es militärisch nicht geschafft haben, Teheran zu beherrschen, bereiten sich beide Parteien auf die nächsten Schritte vor. Welche das sind, ist unklar. Sicher ist jedoch, dass die Wintersaison der Nordhalbkugel vor der Tür steht und die Straße von Hormus noch immer nicht frei ist. Für Europa bedeutet das vor allem Abhängigkeit. Wir sind der Volatilität von Gas-, Strom- und Ölpreisen ausgesetzt und haben keine Preissetzungsmacht. Auf Jahresbasis kommen wir auch beim Strom nicht über 55 % Erneuerbaren-Anteil hinaus. Bei Gas liegt der Anteil der europäischen Eigenproduktion bei 49 %, bei Öl bei 33 %. Was für den nächsten Winter in unserer Macht liegt, ist damit vor allem der Füllstand der Speicher. Deutschland lag am 31. August bei 52,6 %, der EU-Durchschnitt bei 65 %. Gleichzeitig lohnt sich das Einspeichern derzeit kaum: Warum teuer am Spotmarkt kaufen, wenn die Forward-Kontrakte für den Winter günstigere Preise zeigen?
Genau hier liegt ein politischer Fehlanreiz. Das deutsche Energiewirtschaftsgesetz sieht zum 1. November einen Füllstand von 80 % vor, kennt aber keine Sanktionen, wenn dieses Ziel nicht erreicht wird. Für Händler reicht es, Kapazitäten zu buchen; nutzen müssen sie diese nicht. Gleichzeitig wissen die Marktteilnehmer, dass THE im Bedarfsfall für den Staat Speicher befüllen kann. 2022 hat dieser Eingriff rund neun Milliarden Euro gekostet. Problematisch ist daran nicht nur der Preis für Deutschland. Würde es während einer Mangellage größere Mengen Gas kaufen, hätte dies Einfluss auf die Preise an allen europäischen Hubs. Wir hören nun aus Deutschland wiederholt das Statement, dass die Versorgung gesichert ist und genügend LNG-Importkapazität zur Verfügung steht. Gleichzeitig wird im nächsten Sommer eine echte Gasspeicherreserve aufgebaut: 10 % des Jahresbedarfs sollen vorgehalten werden für den Fall, dass (norwegisches) Pipeline-Gas nicht zur Verfügung steht. Deutschland sitzt hier dem Irrtum auf, dass es einen deutschen Markt(preis) gibt. Alle EU-Länder sitzen im selben Boot und wenn das wackelt, spüren wir alle dieselben Auswirkungen.
In der letzten Augustwoche stieg das österreichische Strom-Baseprodukt Cal 27 um 3,4 % auf 127 EUR/MWh, den höchsten Stand seit Januar 2023. Seit dem 5. August zeigte die Entwicklung klar nach oben, angefeuert von den Spannungen zwischen den USA und dem Iran. Schon zu Beginn des Monats war die Situation in Österreich angespannt. Der Preisunterschied zu Deutschland lag im Wochenschnitt bei rund 30 EUR/MWh, zeitweise sogar bei 237 Euro. Dabei lag der deutsche Day-Ahead-Schnitt bereits bei 114,79 Euro. Besonders deutlich wurde die Volatilität in der Tagesspreizung: Zwischen 11 und 16 Uhr drückte die PV-Erzeugung den Preis auf 22,41 EUR/MWh, am Abend stieg er bis auf 303,57 EUR/MWh. Dahinter stand ein europaweiter Angebotsengpass mit zu niedrigen Pegelständen und zu warmem Flusswasser. Die Alpenzuflüsse lagen im Juli rund 50 % unter dem Mittel. In Frankreich drosselte EDF zuletzt 9,2 GW beziehungsweise 14,6 % der Kernkraftleistung. Zumindest sorgt zum Septemberbeginn die Erzeugung aus Wind und PV für Entlastung an den Spotmärkten, die erste Septemberwoche mittelt dank guter Wind- und PV-Erzeugung bei 100-130 EUR/MWh, im Unterschied zu den 150 EUR/MWh im Mittel für den ganzen August, in dem am Abend teilweise bis zu 487,38 Euro erreicht wurden. Das Niveau ist im Vergleich zu den Vorjahren hoch.
Auch der Gasmarkt blieb unter Aufwärtsdruck. Kohle stand weiter an der Spitze der Merit Order, die Gaskraftwerksmargen stiegen im Wochenvergleich um 3 %, das Cal 27 erreichte 48,68 EUR/MWh. Gleichzeitig stiegen die europäischen LNG-Importe im August gegenüber dem Vormonat um 21 % auf 112 TWh. Das stützte vor allem die Einspeicherung und damit auch die Gasspotpreise. Bereits in der dritten Augustwoche hatte der Gaspreisanstieg mehrere Strom-Terminmarktprodukte auf neue Rekordwerte getrieben.
Entlastung kam teilweise vom globalen LNG-Markt. Die asiatische Nachfrage sank zuletzt um 25 %, während US-LNG verstärkt nach Europa floss und die atlantischen Frachtraten seit Anfang August um 65 % zurückgingen. Am Ölmarkt zeigte sich zugleich die Kraft der Angebotsanpassung. Vor dem Konflikt hatte Brent bei 65 USD je Barrel gelegen, weil für 2026 eine massive Überversorgung erwartet worden war. Trotz der sechsmonatigen Sperre der Straße von Hormus lag der Preis im August wieder bei moderaten 86 USD. Eine entscheidende Rolle spielte China: Hohe Lagerbestände wurden genutzt, die Exporte verarbeiteter Erdölprodukte zwischen Februar und April 2026 halbiert und der Inlandsverbrauch durch eine stärkere Nutzung von Zugverbindungen statt Auto und Flugzeug gesenkt. China kontrollierte damit in den vergangenen Monaten anstelle der OPEC die globale Ölversorgung.
Der August hinterlässt keine Entspannung, sondern die nächste Schicht Unsicherheit. Europas Energiepreise werden weiterhin maßgeblich von Entwicklungen bestimmt, auf die Europa selbst nur begrenzten Einfluss hat. Umso stärker rückt das in den Vordergrund, was in europäischer Hand liegt: ausreichende Speicherstände und ein gemeinsames Vorgehen. Denn es gibt keinen deutschen Energiepreis, der sich vom europäischen Markt abkoppeln ließe. Wenn das Boot wackelt, sollten alle gleichzeitig rudern.
Ihr Andre Masannek
Für das Inercomp Team