Iranische Drohnenangriffe auf den Ras Laffan-Komplex in Katar am 2. März zwangen QatarEnergy, die Produktion an der weltweit größten LNG-Exportanlage einzustellen. In Kombination mit der von Iran verhängten Schließung der Straße von Hormus – durch die 20 % des globalen LNG-Verkehrs fließen – stiegen die niederländischen TTF-Gaspreise in nur zwei Handelssitzungen um 50 % und überschritten am 3. März kurzzeitig die Marke von 60 €/MWh – zum ersten Mal seit Februar 2025.

Der unmittelbare Preisschock ist offensichtlich; entscheidend ist nun die Dauer. Europa geht mit einem Speicherstand von unter 30 % (dem niedrigsten saisonalen Wert seit Jahren) und der gesetzlichen Verpflichtung, bis Oktober 90 % Füllstand zu erreichen, in diese Störung. Ein längerer Ausfall in Katar erschwert das ohnehin schon schwierige Wiederauffüllen zusätzlich, treibt die Spitzenstrompreise europaweit nach oben und birgt das Risiko, die Inflation erneut anzuheizen, die die Zentralbanken seit drei Jahren einzudämmen versuchen.

In diesem Artikel betrachten wir:

• Warum die asiatische Nachfrage die europäischen Gaspreise nach oben treibt
• Wie lange die Störung andauern muss, bevor die Speicherstände zum ernsten Problem werden
• Die Auswirkungen auf Strompreise, Batterieerlöse und Solaranlagen
• Was ein anhaltender Gasschock für Zinssätze und neue BESS-Investitionsentscheidungen bedeutet

Europäische Gaspreise erreichen 13-Monats-Hoch, da Katar LNG-Produktion stoppt

Der Krieg mit Iran hat direkte Auswirkungen auf die europäischen Energiepreise: Die niederländischen TTF-Gaspreise (der europäische Referenzwert) stiegen diese Woche in nur zwei Tagen um 50 %. Der April-2026-Kontrakt wurde für kurze Zeit über 60 €/MWh gehandelt und erreichte damit das höchste Niveau seit Februar 2025.

Der unmittelbare Auslöser ist die Straße von Hormus, die Iran nun geschlossen hat und durch die 20 % des weltweiten LNG-Verkehrs laufen. Die Kämpfe in der Region beeinträchtigen zusätzlich die katarische LNG-Produktion: Iranische Drohnenangriffe auf den Ras Laffan-Industriekomplex am 2. März zwangen QatarEnergy, die Produktion an der weltweit größten LNG-Exportanlage einzustellen.

Obwohl über 80 % der katarischen LNG-Mengen nach Asien gehen, ist der Einfluss auf die europäischen Gaspreise dennoch direkt. Wenn asiatische Käufer ihre katarischen Lieferungen verlieren, wenden sie sich dem Spotmarkt zu und konkurrieren direkt mit europäischen Käufern um verfügbare US-Ladungen. Da LNG die marginale Versorgungsquelle Europas ist, müssen die Preise so weit steigen, dass sie diesen Wettbewerb gewinnen.

Genau das ist diese Woche passiert: TTF und der asiatische JKM-Referenzwert stiegen im Gleichschritt. Die US-Henry-Hub-Preise bewegten sich kaum, da der US-Gasmarkt bereits seine LNG-Exportkapazität erreicht hat und somit von globalen Preisanstiegen abgeschirmt ist.

Langfristige Auswirkungen hängen davon ab, wie lange die Störungen bei katarischem LNG anhalten

Die Preise bewegten sich diese Woche stark in beide Richtungen, je nachdem, wie lange der Konflikt voraussichtlich dauern wird. Diese Volatilität spiegelt die Unsicherheit am Markt wider. Einen einwöchigen Ausfall der Straße von Hormus und Ras Laffan kann der Markt noch verkraften, doch wenn der Krieg länger andauert, könnten die fehlenden Mengen auch weiter in die Lieferverträge durchschlagen.

Für einige katarische Exportverträge mit kurzfristiger Lieferung wurde höhere Gewalt erklärt, für längerfristige Lieferungen jedoch nicht. Eine Analyse von Goldman Sachs schätzt diese Woche, dass der TTF-Preis auf 74 €/MWh steigen könnte, falls die Straße von Hormus einen Monat lang geschlossen bleibt.

Auch die Arbeiten an der Erweiterung des katarischen North Field East wurden gestoppt, die später 2026 zusätzlich 33 Mio. Tonnen LNG pro Jahr auf den Markt bringen sollte (etwa die Hälfte des deutschen Jahresverbrauchs). Wenn die Arbeiten länger ruhen, könnte die Sommerhitze die Inbetriebnahme auf Ende 2026 oder Anfang 2027 verschieben.

Je länger der Ausfall andauert, desto stärker wirkt er sich aus. Gas ist ein speicherbarer Rohstoff. Europa muss die Speicher im Frühjahr und Sommer wieder auffüllen, um für den nächsten Winter gerüstet zu sein – selbst kurzfristige Störungen können sich auf die Speicherstände auswirken.

Sommer-Futures steigen deutlich, da Europa seine Erdgasspeicher auffüllen muss

Bleiben katarische Lieferungen während der Einspeisesaison vom Markt, wird das Auffüllen der Speicher im Sommer deutlich schwieriger. Die europäischen Gasspeicher sind derzeit weniger als 30 % gefüllt – der niedrigste saisonale Stand seit Jahren.

Die EU schreibt jedoch vor, dass die Speicher bis zum Ende des Sommers zu 90 % gefüllt sein müssen – im Fall „schwieriger Marktbedingungen“ kann dies auf 80 % gesenkt werden. Händler kalkulieren mit vollen Speichern bei der Preisbildung für den Winter, was diese Preise vergleichsweise niedrig hält.

Das bedeutet aber, dass Europa in diesem Sommer mindestens 575 TWh Gas einspeichern muss – die größte Wiederauffüllungsaktion seit Jahren. Dadurch ist der Sommerpreis inzwischen höher als der Winterpreis, da Händler mit einem engen Markt im Sommer rechnen.

Der umgekehrte Sommer-Winter-Spread hat jeglichen Anreiz für kommerzielle Einspeicherungen genommen – das könnte bedeuten, dass die Staaten wie 2022 erneut eingreifen müssen. Allerdings war der Spread auch Anfang letzten Jahres für längere Zeit invertiert und drehte sich dann, als die Einlagerungssaison im April begann.

Im Vereinigten Königreich gilt diese Füllvorgabe zwar nicht, doch da das Land kaum eigene Speicher im Verhältnis zur Nachfrage hat, exportiert es im Sommer oft nach Europa und importiert im Winter von dort. Die Sommerpreise sind fast im Gleichschritt mit der EU gestiegen, blieben aber rabattiert, um weitere Exporte nach Europa zu fördern.

Das Vereinigte Königreich erhält zudem mehr katarisches LNG als viele andere Länder Europas – daher steigen die Preise, um die fehlenden Lieferungen zu ersetzen. QatarEnergy hätte unter einem Langfristvertrag an das Terminal Isle of Grain (ein britischer Importhafen) geliefert, aber kurzfristig sind die britischen Terminals die teuersten in Europa.

Höhere Gaspreise treiben Spitzenstrompreise und Batterieerlöse nach oben

Gas bestimmt in den meisten Spitzen- und Schulterstunden in Europa den Großhandelspreis für Strom. Immer wenn Wind- und Solarstrom nicht ausreichen, um die Nachfrage zu decken, werden Gaskraftwerke als letzte Einheit eingesetzt und setzen somit den marginalen Preis. Steigen die Gaspreise, steigen die Spitzenstrompreise proportional mit.

Kohle kann den Effekt in Märkten mit verbleibender thermischer Kapazität wie Deutschland abmildern. Wird Gas im Vergleich zu Kohle zu teuer, wechseln die Erzeuger den Brennstoff und deckeln so den marginalen Preis. Da dies aber die Kohlenachfrage erhöht, sind auch die Kohlepreise diese Woche gestiegen.

CO2-Preise wirken in die entgegengesetzte Richtung: Kohle ist CO2-intensiver als Gas, daher verkleinern höhere Preise im europäischen Emissionshandel (ETS) das Zeitfenster für den Brennstoffwechsel. EU-ETS-Zertifikate steigen typischerweise, wenn Gaspreise steigen, da Versorger CO2 kaufen, um den höheren Kohleverbrauch abzudecken. Diese Woche blieben die ETS-Preise jedoch moderat – vermutlich, weil eine schwächere Industrieaktivität aufgrund des erneuten Energiepreisschocks erwartet wird.

Für Batterien erhöhen höhere Gaspreise direkt die Erlöse. Batterien nutzen die Preisdifferenz zwischen den von Erneuerbaren dominierten Mittagsstunden und den teuren Spitzenstunden. Ein größerer Spread bedeutet mehr Erlös pro Zyklus. In der Sensitivitätsanalyse von Modo Energy steigert ein 50%iger Anstieg der Gaspreise zusammen mit einem 40%igen Anstieg der CO2-Preise die Batterieerlöse um 28 %.

Auch die Solar-Erlöse verbessern sich. Höhere Gaspreise treiben die Preise in den Randstunden rund um das Solarfenster nach oben und erhöhen so den absoluten Wert der Solarproduktion. Die Solar-Capture-Rate (das Verhältnis von Solar-Capture-Preis zum Baseload-Preis) bleibt davon unberührt, da sie die relative Performance misst. Absolut gesehen verdienen Solaranlagen jedoch mehr pro MW, wenn die Gaspreise hoch sind.

Ein anhaltender Gasschock könnte Zinssenkungen verzögern oder die Zinsen wieder über 4 % treiben

Der gleiche Gasschock, der die Erlöse bestehender Anlagen steigen lässt, schafft für neue Projekte ein Folgeproblem – über seinen Einfluss auf die Zinsen. Höhere Großhandelspreise für Energie schlagen auf die Verbraucherpreise durch und erschweren die Zinspolitik.

Das National Institute of Economic and Social Research (NIESR) schätzt, dass bei anhaltend hohen Energiepreisen über ein Jahr die britische Inflationsrate (CPI) um 0,7 Prozentpunkte steigen und der Leitzins der Bank of England um bis zu 0,8 Prozentpunkte höher ausfallen könnte – womit er wieder über 4 % läge.

BESS-Projekte sind kapitalintensiv und sehr zinssensitiv. Die meisten europäischen Projekte werden mit Kapitalkosten von 5–7 % kalkuliert, wobei Kreditgeber in der Regel verlangen, dass die prognostizierten Einnahmen die Schuldentilgung mindestens 1,2- bis 1,4-fach abdecken. Ein Anstieg der Kapitalkosten um einen Prozentpunkt kann die Projekt-IRRs deutlich schmälern – und Projekte, die bei den aktuellen Zinsen noch knapp wirtschaftlich wären, könnten die Schwelle für eine finale Investitionsentscheidung (FID) unterschreiten.

Das schafft einen direkten Zielkonflikt: Der gleiche Schock, der die Erlöse laufender Anlagen verbessert, erhöht die Hürde für neue Projekte und könnte finale Investitionsentscheidungen für Projekte in der späten Entwicklungsphase verzögern.