Hormuz-Krise und Brent bei 115 USD: Szenarien für Ihre Energiebeschaffungsstrategie 2026
Der März 2026 wird als Zäsur in der Geschichte der europäischen Energiemärkte in Erinnerung bleiben. Seit der faktischen Schließung der Straße von Hormus Anfang März ist der Rohölpreis der Sorte Brent auf 115,35 USD/bbl geklettert – das höchste Niveau seit Juli 2022 und ein monatliches Plus von rund 55 %. Es ist der stärkste Monatsanstieg im Brent-Kontrakt seit September 1990. Zeitgleich hat der TTF-Gaspreis von einem Februardurchschnitt von 32,32 EUR/MWh auf aktuell rund 55,80 EUR/MWh zugelegt – eine Steigerung von über 70 % in weniger als vier Wochen. Für europäische Industriebetriebe und Energieverbraucher bedeutet das eine unmittelbare Herausforderung: Geopolitik bestimmt die Forward-Curve – und damit Ihre Energiebezugspreise.
Der Auslöser: Hormusstraße, LNG-Ausfall und globale Versorgungskette unter Druck
Die Straße von Hormus ist seit dem 2. März 2026 für den kommerziellen Schiffsverkehr weitgehend gesperrt. Täglich werden durch diese Meeresenge schätzungsweise 17,8 Millionen Barrel Rohöl sowie erhebliche Volumina an „LNG“ transportiert – rund 20 % des weltweiten Ölhandels und etwa 30 % des globalen LNG-Handels. Qatar hat als unmittelbare Reaktion auf die Eskalation seine LNG-Produktion vorübergehend eingestellt. Der geopolitische Risikoaufschlag auf den Brent-Preis wird von Analysten derzeit auf 14 bis 18 USD/bbl beziffert.
Das ist keine vorübergehende Volatilität. Das ist ein struktureller Angebotsschock mit direkter Auswirkung auf die europäische Versorgungssicherheit. Europa hatte in den vergangenen Jahren seinen LNG-Importanteil bewusst ausgebaut, um die Abhängigkeit von russischem Pipeline-Gas zu reduzieren. Dieser Diversifizierungserfolg steht nun unter erheblichem Druck: Mit dem Ausfall qatarischer Liefermengen fehlt ein zentraler Pfeiler der europäischen Gasbeschaffung.
Auswirkungen auf TTF, Spotmarkt und die europäische Gasbeschaffung
Der TTF-Spotpreis liegt aktuell bei rund 55,80 EUR/MWh. Für Unternehmen, die noch offene Beschaffungsvolumina für Q3 oder Q4 2026 halten, ist das eine deutliche Verschlechterung gegenüber dem Preisniveau zu Jahresbeginn. Die Situation wird durch die schwache Ausgangslage der europäischen Gasspeicher verschärft: Die Speicherfüllstände sind historisch niedrig, und die Injektionssaison 2026 beginnt unter denkbar ungünstigen Vorzeichen.
Erschwerend wirkt, dass die EUA-Preise im März auf ein 11-Monats-Tief von 63 bis 67 EUR/t gefallen sind – getrieben durch regulatorische Unsicherheit rund um die geplante ETS-Richtlinienrevision. Für gasintensive Betriebe mit offenen CO₂-Positionen entsteht so ein zweigeteiltes Bild: Der Gaspreis belastet, der Carbon-Preis bietet vorübergehend Entlastung. Diese Konstellation ist instabil und sollte nicht als dauerhafte Beruhigung interpretiert werden.
Drei Szenarien für Q2 und Q3 2026
Szenario 1 – Rasche Deeskalation (Horizont: 6 bis 8 Wochen): Eine diplomatische Lösung oder militärische Deeskalation ermöglicht die schrittweise Wiedereröffnung der Hormusstraße bis Ende April 2026. Brent normalisiert sich bis Juni in Richtung 85 bis 90 USD/bbl, TTF konsolidiert zwischen 40 und 45 EUR/MWh. Dieses Szenario entspricht weitgehend der aktuellen EIA-Prognose, die Brent bis Q3 unter 80 USD/bbl erwartet und bis Jahresende auf rund 70 USD/bbl abfallen sieht.
Szenario 2 – Anhaltende Blockade (Horizont: 3 bis 6 Monate): Die Straße bleibt bis Mitte des Jahres weitgehend gesperrt. Brent hält sich über 100 USD/bbl, TTF steigt in Richtung 65 bis 75 EUR/MWh. Die europäischen Gasspeicher erreichen zur Heizsaison 2026/27 unzureichende Füllstände. Für Unternehmen mit offenen Beschaffungspositionen ist dies das kritischste Szenario.
Szenario 3 – Strukturelle Neuordnung der LNG-Logistik: Die Krise zwingt globale LNG-Ströme dauerhaft in alternative Routen. Längere Transportwege via Kap der Guten Hoffnung erhöhen das strukturelle Preisniveau. TTF pendelt sich langfristig zwischen 50 und 60 EUR/MWh ein. Für europäische Industriebetriebe bedeutet dies eine fundamentale Neubewertung des Energiekostenmanagements auf mittlere Sicht.
Handlungsempfehlungen für Ihre Beschaffungsstrategie
Offene Positionen für Cal26 und Cal27 sind jetzt zu priorisieren. Wer für Q3 oder Q4 2026 noch ungesicherte Beschaffungsvolumina hält, sollte die aktuelle Marktlage als Entscheidungszeitpunkt werten – nicht als Anlass zum Abwarten. „Frontloading“ erscheint im gegenwärtigen Preisumfeld kostspielig; ein weiterer Eskalationsschub würde die Energiebezugspreise jedoch erheblich stärker treiben als ein gesicherter Forward-Preis heute.
Prüfen Sie Ihre bestehende Beschaffungsstrategie auf Klumpenrisiken: Eine zu hohe Konzentration auf eine einzelne Beschaffungsquelle, einen Lieferzeitraum oder einen Preisindex erhöht Ihre Exposition. Eine diversifizierte Hedging-Struktur mit Tranchierung über verschiedene Fälligkeiten reduziert das Risiko weiterer Preisschocks. Ergänzend empfiehlt sich die systematische Analyse des „Einsparungspotentials“ auf der Verbrauchsseite: Jede eingesparte MWh ist bei TTF über 50 EUR/MWh doppelt werthaltig.
Auf der Marktbeobachtungsseite gilt: Tägliches Monitoring der geopolitischen Entwicklung, der LNG-Terminalauslastung und der TTF-Forward-Curve ist in dieser Phase Pflicht. Entscheidungen auf Basis veralteter Marktdaten sind unter den gegenwärtigen Bedingungen besonders kostspielig. Eine strukturierte Beschaffungsstrategie mit klaren Entscheidungskorridoren verhindert reaktives Handeln zu Hochpreisphasen.
Ausblick: Strukturelle Neupreisung oder temporäre Spitze?
Die Wahrscheinlichkeit einer raschen Rückkehr zu den Energiepreisniveaus des Jahresbeginn 2026 ist gering. Selbst im günstigsten Deeskalationsszenario erscheint eine Normalisierung auf TTF-Niveaus unter 35 EUR/MWh in den nächsten sechs Monaten unrealistisch. Die Injektionssaison 2026 wird zur Bewährungsprobe für die europäische Versorgungssicherheit. Geopolitische Risikoprämien bleiben so lange eingepreist, wie keine belastbare Lösung im Konflikt um die Hormusstraße erkennbar ist.
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