Market Insights: Hormuz-Krise und die neue Realität der europäischen Energieversorgung
10. Juli 2026

Market Insights: Brent zwischen Waffenruhe und neuer Eskalation – warum Gas das größere Risiko ist

Anfang Juli schien die Hormus-Krise für den Ölmarkt beinahe überstanden. Brent war auf das Niveau vor Kriegsbeginn zurückgefallen, Tanker passierten die Meerenge wieder, und die Prognosen wurden nach unten angepasst. Dann folgten in der Nacht auf den 8. Juli neue Angriffe auf Handelsschiffe und US-Luftschläge gegen Ziele im Iran. Die Woche bis zum 10. Juli zeigt, wie dünn die Entspannung war und warum Gas für europäische Einkäufer derzeit das größere Risiko ist als Öl.

Brent: Vom Krisenhoch zurück auf Vorkriegsniveau

Zur Einordnung: Nach der Schließung der Straße von Hormus im März war Brent weit über das Vorkriegsniveau gestiegen. Mit dem Memorandum of Understanding zwischen den USA und dem Iran, das Mitte Juni die Wiedereröffnung der Meerenge einleiten sollte, setzte eine deutliche Entspannung ein, und bis Anfang Juli fiel der Ölpreis wieder in die Nähe seines Vorkriegsniveaus.

Die US-Energiebehörde EIA hat am 7. Juli ihre Prognose entsprechend angepasst. Sie erwartet für das dritte Quartal 2026 einen durchschnittlichen Brent-Preis von 74 USD je Barrel, für das Gesamtjahr 2026 von 82 USD und für 2027 von 65 USD. Diese Werte sind Prognosen. Sie beruhen auf der Annahme, dass die stillgelegten Förderkapazitäten schrittweise zurückkehren und die Lagerbestände wieder wachsen.

Die EIA rechnet damit, dass der Großteil der stillgelegten Kapazitäten bis zum ersten Quartal 2027 wieder am Netz ist und die Produktion bis Ende 2026 auf das Niveau vor dem Konflikt zurückkehrt. Für den Gasmarkt ist eine zweite Linie der Prognose wichtig: Die US-LNG-Exporte sollen von 15 Milliarden Kubikfuß pro Tag im Jahr 2025 auf 17 im Jahr 2026 und 19 im Jahr 2027 steigen. Das ist zusätzliches Angebot, das auch Europa erreichen kann. Ob diese Mengen einen kurzfristigen Ausfall von Lieferungen durch Hormus ausgleichen könnten, ist offen, zumal es sich um Jahreswerte einer Prognose handelt.

Der Rückschlag vom 8. Juli

Diese Annahme wurde wenige Tage später auf die Probe gestellt. Nach iranischen Angriffen auf Schiffe im südlichen Teil der Meerenge, darunter ein LNG-Tanker und ein großer Rohöltanker, nahmen die USA ihre Luftschläge wieder auf. Am Morgen des 8. Juli stieg Brent um mehr als 3 Prozent auf 76,48 USD, den höchsten Stand seit dem 23. Juni. Am 9. Juli wurden 79,25 USD notiert, am Morgen des 10. Juli 76,80 USD und damit 2,45 USD weniger als am Vortag.

Bemerkenswert ist das Ausmaß. Einen Monat zuvor hatte Brent noch bei 94,50 USD gelegen. Trotz neuer Gewalt bleibt der Ölpreis damit deutlich unter dem Niveau vom Juni. Analysten verweisen darauf, dass die Formulierungen des Memorandums zur Kontrolle der Meerenge bewusst vage gehalten waren. Genau diese Unschärfe ist nun das Risiko: Der Markt preist nicht mehr den Dauerstillstand ein, aber auch keine gesicherte Durchfahrt.

Gas reagiert stärker als Öl

Am europäischen Gasmarkt fiel die Reaktion deutlich schärfer aus. Der niederländische TTF-Frontmonat stieg am 8. Juli auf bis zu 49,05 EUR/MWh, ein Plus von 4,5 Prozent gegenüber dem Vortag. Am 6. Juli hatte der Kontrakt noch bei 44,45 EUR/MWh gelegen, am 24. Juni bei 41,76 EUR/MWh. Durch die Straße von Hormus läuft üblicherweise rund ein Fünftel der weltweiten LNG-Versorgung, überwiegend aus Katar. Zudem war die katarische LNG-Produktion in Ras Laffan seit März durch Kriegsschäden eingeschränkt.

Der eigentliche Engpass liegt in Europa selbst. Am Morgen des 7. Juli waren die EU-Gasspeicher nach Angaben von Argus zu 50,6 Prozent gefüllt, das entspricht 572,4 TWh. Das waren 209 TWh weniger als im Fünfjahresdurchschnitt und der niedrigste Stand zu diesem Zeitpunkt seit 2022. Jede Störung der LNG-Zufuhr trifft damit einen Markt, der für den Winter noch erhebliche Mengen einspeichern muss.

Übertragung auf den Strompreis

Über die Gaskraftwerke gelangt dieser Druck in den Strommarkt. Wie empfindlich das System reagiert, zeigte die Hitzewelle Ende Juni: In Deutschland stieg der Strompreis in dieser Woche nach einer Auswertung der Organisation 350.org von 86 EUR/MWh zur Mittagszeit auf 566 EUR/MWh um 20 Uhr. Wenn die Solarerzeugung am Abend wegfällt, setzen Gaskraftwerke den Preis. Steigt der Gaspreis, steigen vor allem die Abend- und Winterstunden mit. Der Ölpreis wirkt dagegen vor allem indirekt, über ölindexierte Altverträge, Logistik- und Treibstoffkosten.

Was das für Ihre Beschaffung bedeutet

Die Lage bleibt offen. Weder eine rasche Beruhigung noch eine erneute Schließung der Meerenge lässt sich ausschließen. Daraus ergeben sich einige vorsichtige Handlungsoptionen.

Erstens: Gas- und Strompositionen getrennt vom Ölpreis bewerten. Ein fallender Brent-Preis ist derzeit kein verlässliches Signal für Entspannung am Gasmarkt. Entscheidend sind LNG-Flüsse und der Speicherstand.

Zweitens: Offene Mengen für den kommenden Winter und für 2027 in Tranchen absichern. Wer noch größere offene Positionen hat, kann das Einstiegsrisiko über mehrere Zeitpunkte verteilen, statt auf eine einzelne Beruhigungsphase zu warten.

Drittens: Das Stundenprofil prüfen. Wer Verbrauch aus teuren Abendstunden in die Mittagszeit verlagern kann, reduziert die Abhängigkeit von gasgeführten Preisspitzen. Das gilt besonders bei spotnaher oder strukturierter Beschaffung.

Viertens: Ölindexierte Vertragsbestandteile identifizieren. Wo Preisformeln noch an Öl oder Heizöl gekoppelt sind, lohnt ein Blick auf Referenzzeitraum und Verzögerung, denn die starken Ausschläge seit März wirken dort zeitversetzt nach.

Wenn Sie Ihre Positionen vor dem Hintergrund der aktuellen Lage prüfen möchten, nehmen Sie Kontakt mit uns auf.

Quellen

Passend zu diesem Thema

Börsentrading & Risk Management → Terminmarkt-Positionen laufend überwachen und gezielt absichern.

Strategische Beschaffung & Pools → Strom und Gas in Tranchen oder gebündelt über einen Einkaufspool beschaffen.

Mehr Markteinblicke auf LinkedInFolgen Sie der EMS-Gruppe für aktuelle Einordnungen zu Strom, Gas und CO2.
Jetzt folgen

CEO und CTO der EMS Energy Management Strategies AG in Schaan und Geschäftsführer der EM Energy Consulting GmbH in Nenzing. Schwerpunkte: strategische Energiebeschaffung, Börsentrading an EEX und TTF sowie Energiemanagement für Industrie und Mittelstand.