​Iranische Drohnenangriffe auf den Ras Laffan-Komplex in Katar am 2. März zwangen QatarEnergy, die Produktion in der weltweit größten LNG-Exportanlage einzustellen. Zusammen mit der Schließung der Straße von Hormus durch den Iran – durch die 20 % des weltweiten LNG fließen – stiegen die niederländischen TTF-Gaspreise in nur zwei Handelssitzungen um fast 70 % 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 sieht sich dieser Störung mit Füllständen unter 30 % (dem niedrigsten saisonalen Stand seit Jahren) und der gesetzlichen Verpflichtung gegenüber, bis zum nächsten Winter mindestens 80 % zu erreichen. Ein längerer Ausfall in Katar erschwert das ohnehin schon schwierige Wiederauffüllen, treibt die Spitzenstrompreise auf dem gesamten Kontinent nach oben und birgt das Risiko, die Inflation wieder 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 Speicherlage ernsthaft problematisch wird
• 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 dem Iran hat direkte Auswirkungen auf die europäischen Energiepreise: Die niederländischen TTF-Gaspreise (der europäische Referenzwert) stiegen diese Woche in nur zwei Tagen um fast 70 %. Der April-2026-Kontrakt wurde zeitweise über 60 €/MWh gehandelt und erreichte damit den höchsten Stand seit Februar 2025; am 3. März schloss er bei 53 €/MWh.

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

Obwohl über 80 % des katarischen LNG nach Asien fließen, sind die Auswirkungen auf die europäischen Gaspreise nicht weniger direkt. Wenn asiatische Käufer ihre katarischen Lieferungen verlieren, wenden sie sich dem Spotmarkt zu und konkurrieren direkt mit europäischen Käufern um verfügbare US-Lieferungen. Da LNG die marginale Versorgungsquelle Europas ist, müssen die Preise hoch genug steigen, um diesen Wettbewerb zu gewinnen.

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

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

Die Preise schwankten diese Woche stark in beide Richtungen, da sich die Erwartungen über die Dauer des Konflikts änderten. Diese Volatilität spiegelt die Unsicherheit in der Marktpreisbildung wider. Der Markt kann eine einwöchige Schließung der Straße und von Ras Laffan eher verkraften, aber wenn der Krieg länger andauert, könnten die fehlenden Mengen auch spätere Lieferverträge beeinträchtigen.

Für einige katarische Exportverträge mit kurzfristiger Lieferung wurde Force Majeure erklärt, jedoch nicht für solche mit späterer Lieferung. Eine aktuelle Analyse von Goldman Sachs schätzt, dass der TTF auf 74 €/MWh steigen könnte, falls die Straße von Hormus einen Monat lang geschlossen bleibt.

Auch die Arbeiten an der katarischen North Field East-Erweiterung, die dem Markt später im Jahr 2026 zusätzlich 33 Mio. Tonnen LNG pro Jahr (etwa die Hälfte des deutschen Jahresgasbedarfs) bringen sollte, wurden gestoppt. Falls die Arbeiten länger ruhen, könnte die Sommerhitze die Inbetriebnahme bis Ende 2026 oder Anfang 2027 verzögern.

Je länger der Ausfall andauert, desto stärker wirken sich die Effekte aus. Gas ist ein speicherbares Gut. Europa muss seine Speicher im Frühjahr und Sommer wieder auffüllen, um für den nächsten Winter gerüstet zu sein – selbst kurzfristige Störungen können sich daher auf spätere Speicherstände auswirken.

Sommerpreise steigen deutlich, da Europa seine Untergrundspeicher auffüllen muss

Bleiben katarische Lieferungen während der Einspeisesaison vom Markt, wird das sommerliche Wiederauffüllen schwieriger. Die europäischen Gasspeicher befinden sich aktuell auf dem niedrigsten saisonalen Stand seit Jahren, mit weniger als 30 % Füllstand.

Die EU schreibt jedoch vor, dass die Speicher bis Ende Sommer zu 90 % gefüllt sein müssen, was bei „schwierigen Marktbedingungen“ auf 80 % gesenkt werden kann. Händler kalkulieren mit vollen Speichern bei der Preisbildung für den Winter, was die Preise vergleichsweise niedrig hält.

Das bedeutet aber, dass Europa in diesem Sommer mindestens 575 TWh Gas einspeichern muss – der größte Wiederauffüllungsbedarf der letzten Jahre. Dadurch ist der Sommerpreis inzwischen höher als der Winterpreis, da Händler ein knappes Angebot erwarten.

Der umgekehrte Sommer-Winter-Spread hat jeglichen Anreiz für kommerzielle Speicherbefüllungen genommen, weshalb Staaten möglicherweise – wie 2022 – eingreifen müssen. Allerdings war der Spread auch Anfang letzten Jahres über längere Zeit invertiert und kehrte sich mit Beginn der Befüllsaison im April wieder um.

Im Vereinigten Königreich gilt diese Befüllpflicht nicht, aber da das Land im Verhältnis zum Bedarf kaum eigene Speicher 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 Exporte nach Europa weiter anzureizen.

Das Vereinigte Königreich erhält zudem mehr katarisches LNG als viele andere europäische Länder, sodass die kurzfristigen Preise steigen, um die fehlenden Lieferungen zu ersetzen. QatarEnergy hätte das LNG im Rahmen eines langfristigen Vertrags an das Importterminal Isle of Grain geliefert, aber kurzfristig gehören die britischen Terminals zu den teuersten in Europa.

Höhere Gaspreise treiben Spitzenstrompreise und Batterieerlöse nach oben

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

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

CO₂-Preise wirken in die entgegengesetzte Richtung: Kohle ist CO₂-intensiver als Gas, daher verringern höhere Preise im Emissionshandelssystem (ETS) das Fenster für den Brennstoffwechsel. Die EU-ETS-Zertifikate steigen typischerweise, wenn die Gaspreise steigen, da Versorger CO₂ kaufen, um den höheren Kohleeinsatz abzudecken. Diese Woche blieben die ETS-Preise jedoch moderat – möglicherweise, weil schwächere Industrieaktivität bei erneutem Energieschock erwartet wird.

Für Batterien bedeuten höhere Gaspreise direkt steigende Erlöse. Batterien nutzen die Preisdifferenz zwischen den mittäglichen Preisen, die durch Erneuerbare bestimmt werden, und den teuren Spitzenpreisen. Ein größerer Spread bedeutet mehr Einnahmen pro Zyklus. In einer Sensitivitätsanalyse von Modo Energy führt ein Anstieg der Gaspreise um 50 % zusammen mit einem Anstieg der CO₂-Preise um 40 % zu einem Plus von 28 % bei den Day-Ahead-Batterieerlösen.

Auch die Solarerlöse steigen. Höhere Gaspreise treiben die Preise in den Schulterstunden rund um das Solarfenster nach oben und erhöhen so den absoluten Wert der Solarproduktion. Die Solar-Capture-Raten (das Verhältnis von Solarerlös zu Grundlastpreis) bleiben unverändert, da sie die relative Performance messen. Absolut gesehen verdienen Solaranlagen bei hohen Gaspreisen jedoch mehr pro MW.

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

Der gleiche Gasschock, der die Einnahmen für bestehende Anlagen erhöht, schafft ein Folgeproblem für neue Projekte – durch 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 die britische Inflationsrate (CPI) bei anhaltend hohen Energiepreisen innerhalb eines Jahres um 0,7 Prozentpunkte steigen könnte und der Leitzins der Bank of England um bis zu 0,8 Prozentpunkte höher ausfallen könnte als bisher prognostiziert – womit er wieder über 4 % läge.

BESS-Projekte sind kapitalintensiv und stark von den Zinssätzen abhängig. Die meisten europäischen Projekte werden mit Kapitalkosten von 5–7 % kalkuliert, wobei Kreditgeber in der Regel verlangen, dass die prognostizierten Einnahmen die Schuldentilgung mindestens 1,2–1,4-fach abdecken. Ein Anstieg der Kapitalkosten um einen Prozentpunkt kann die Rendite (IRR) von Projekten deutlich senken – und Vorhaben, die bei aktuellen Zinsen gerade noch rentabel wären, könnten dadurch unter die Schwelle für eine finale Investitionsentscheidung (FID) rutschen.

Das erzeugt einen Zielkonflikt: Der gleiche Schock, der die Einnahmen für bestehende Anlagen verbessert, erhöht die Hürden für neue Projekte und könnte finale Investitionsentscheidungen für Projekte in der späten Entwicklungsphase verzögern.