Die Hoffnung auf eine baldige diplomatische Lösung am Persischen Golf ist verflogen. Die Energiemärkte stellen sich im August zunehmend auf eine länger anhaltende Störung der Transitwege durch die Straße von Hormus ein.
Der absolute Worst Case – umfängliche Zerstörungen an Förder-, Verarbeitungs- und Exportinfrastruktur im Persischen Golf – ist bislang zwar ausgeblieben. Eine verlässliche Normalisierung der Schifffahrt ist jedoch nicht absehbar. Das wirkt sich unmittelbar auf die Erwartungen für den Winter aus: Die Terminmärkte für Strom und Erdgas verzeichnen im Monatsverlauf steile Zuwächse. In Deutschland trifft die angespannte globale Lage auf eine schwierige Situation bei den Gasspeichern: Die Befüllung liegt im Spätsommer deutlich hinter dem jahreszeitlich üblichen Niveau zurück.
Strom-Frontjahr steigt zuletzt auf 120 €/MWh
Stromkurse Deutschland für Lieferung in den kommenden Jahren (Quelle: ISPEX Kompass, Daten: EEX, Stand: 01.09.26)
Die Kurse am deutschen Strom-Terminmarkt steigen im August steil an. Der Kontrakt für das Lieferjahr 2027 startet am 3. August bei 101,83 €/MWh in den Monat und markiert noch am 5. August mit 99,50 €/MWh sein monatliches Tief. In der Folge setzt jedoch ein kontinuierlicher Aufwärtstrend ein. Der Future durchbricht im Monatsverlauf die Marke von 110 €/MWh und schließt am 31. August auf seinem Monats- und Mehrjahreshoch von 117,10 €/MWh. Dies entspricht einem Preisanstieg von 15,0 % seit Monatsbeginn. Der Aufwärtsimpuls setzt sich zum Start in den September fort: Am 1. September steigt der Kontrakt um weitere 2,80 €/MWh auf 119,90 €/MWh.
Ein ähnliches Bild zeigt sich beim Folgejahr. Der DE Base 2028 startet bei 85,26 €/MWh und sinkt am 5. August auf sein Tief von 84,74 €/MWh. Von dort aus klettert die Notierung stetig aufwärts und beendet den Monat auf dem Höchststand von 93,08 €/MWh. Der Kurs verzeichnet damit einen Zuwachs von 9,2 %. Zum Start in den September gewinnt der Kontrakt weitere 1,41 €/MWh und notiert am 1. September bei 94,49 €/MWh. Der Abstand zwischen dem Front- und dem Folgejahr weitet sich im August deutlich aus: Während die Differenz zu Monatsbeginn noch bei gut 16,50 €/MWh lag, spreizt sich der Spread bis zum Monatsende auf rund 24 €/MWh. Dies unterstreicht, wie eng die aktuelle Krise an das Lieferjahr 2027 gekoppelt ist.
Gas-Frontjahr klettert auf rund 54 €/MWh
Gaskurse Deutschland für Lieferung in den kommenden Jahren (Quelle: ISPEX Kompass, Kurse: EEX, Stand: 01.09.26)
Das Gas-Frontjahr THE 2027 startet im August bei 42,43 €/MWh und fällt am 5. August nach anfänglichen Signalen über eine von Iran und Oman diskutierte provisorische Schifffahrtsroute auf sein Tief von 40,49 €/MWh. Doch Raketenangriffe auf Schiffe der Vereinigten Arabischen Emirate sowie die Drohungen der USA mit einer unbefristeten Seeblockade des Iran verstärken die Zweifel an einer raschen Normalisierung und treiben eine grundlegende Neubewertung des europäischen Gasrisikos voran. Einen weiteren Schub erhält der Future Mitte des Monats, nachdem der norwegische Netzbetreiber Gassco den laufenden Ausfall am wichtigen Gasfeld Ormen Lange unerwartet bis in den Februar 2027 verlängert. Bis zum Monatsende steigt der Kontrakt weiter und erreicht am 31. August mit 52,50 €/MWh seinen höchsten Stand seit mehr als drei Jahren. Die monatliche Preissteigerung beläuft sich auf 23,7 %. Zum Start in den September legt das Frontjahr um weitere 1,42 €/MWh zu und notiert am 1. September bei 53,92 €/MWh.
Auch das Folgejahr wird von der Aufwärtsdynamik erfasst. THE 2028 startet bei 30,52 €/MWh in den August und markiert am 5. August sein Tief bei 30,12 €/MWh. Von dort aus steigt die Notierung kontinuierlich an und schließt am 31. August auf einem Mehrjahreshoch von 35,23 €/MWh. Dies entspricht einem Anstieg von 15,4 %.
Washington erhöht den strategischen Einsatz
Die Preisrallye im August offenbart, dass der Terminmarkt seine Erwartungen an die US-Politik korrigiert hat. Ein Teil der Händler hatte darauf gesetzt, dass die US-Regierung vor den anstehenden Kongresswahlen im November ein Interesse an einer raschen diplomatischen Deeskalation entwickeln würde, um den Druck auf die heimischen Kraftstoffpreise zu begrenzen. Spätestens als das amerikanisch-iranische Interimsabkommen Mitte des Monats ersatzlos auslief, hat sich dieses Szenario zerschlagen.
Washington unterstreicht vielmehr seinen Willen, im aktuellen Konflikt die größere Ausdauer zu beweisen. Militärisch, wirtschaftlich und bei der Diversifizierung seiner Energieversorgung verfügen die USA über deutlich größere Handlungsspielräume als Iran. Für die politische Landschaft bedeutet die fortgesetzte Härte dennoch ein Wagnis: Die Administration scheint bereit, mögliche Belastungen an der Wahlurne für eine konsequente außenpolitische Linie in Kauf zu nehmen. Neben den unmittelbaren sicherheits- und energiepolitischen Zielen dürfte dabei auch der Anspruch eine Rolle spielen, sich von Teheran nicht vorführen zu lassen und außenpolitische Handlungsfähigkeit zu demonstrieren. Ein solcher Eindruck von Schwäche könnte bei den Wahlen ähnlich schädlich sein wie dauerhaft hohe Preise an den Zapfsäulen.
Um die Verbraucher in den USA zu entlasten, setzt das Weiße Haus verstärkt auf Öl aus Venezuela. Das Land exportiert mittlerweile rund eine halbe Million Barrel Öl pro Tag – etwa 40 % seiner Produktion – direkt in die USA. Die Verlagerung ist sehr langfristig angelegt: Die Vereinbarung sieht 100-jährige Konzessionen für 17 Ölfelder vor. Ein Teil der zusätzlichen Produktion soll zu Produktionskosten in die strategischen US-Ölreserven fließen.
Zudem schließt das südamerikanische Öl eine entscheidende technische Lücke: Die US-Raffinerien sind auf die Verarbeitung von schwerem Rohöl optimiert. Daraus ergibt sich das Paradoxon, dass die USA zwar zu den weltweit führenden Exporteuren von Ölprodukten zählen, für einen Teil ihrer Kapazitäten aber weiterhin auf Importe schwerer Rohölsorten angewiesen bleiben. Venezuela dient Washington damit als zusätzliche Quelle für genau diesen Bedarf.
Aus Sicht der US-Administration dürfte dieser Beschaffungsfokus den nötigen Freiraum schaffen, um die Sanktionen gegen Teheran aufrechtzuerhalten und mit einer unbefristeten Seeblockade zu drohen. Es bestehen zwar berechtigte Zweifel, ob die venezolanische Produktion nach Jahren der Unterinvestition schnell genug gesteigert werden kann, um diesen Effekt kurzfristig abzusichern. Die geopolitische Route ist jedoch gesetzt. Dass die Preise für Gas und Ölprodukte in Europa als Folge dieses strategischen Kalküls hoch bleiben, nimmt man in Washington offenbar in Kauf.
Insbesondere für deutsche Gas-Importeure verschärft sich die Lage, weil die Speicherbefüllung mit 53 % weit hinter dem jahreszeitlich üblichen Niveau von etwa 80 % zurückliegt. Ein Stand von 60 bis 70 % zum Winterbeginn könne zwar laut Bundeswirtschaftsministerium ausreichen, um die durchschnittliche Winternachfrage zu decken. Doch bietet ein solches Niveau bei einem kalten Winter nur einen begrenzten Puffer. Die noch erforderliche Bevorratung setzt jedenfalls einen kontinuierlichen LNG-Zufluss voraus. Der deutliche Preisanstieg am Gasmarkt verbessert die preisliche Position im Wettbewerb Europas gegenüber Abnehmern in Asien und zieht bereits zusätzliche LNG-Ladungen an.
Das fehlende LNG-Angebot aus dem Nahen Osten trifft Europa ausgerechnet in einer Phase, in der auch die Angebotsseite aus Norwegen belastet ist: Die ungeplante, monatelange Verlängerung der Arbeiten am Gasfeld Ormen Lange entzieht der ohnehin knappen europäischen Bilanz weitere Mengen. Der Terminmarkt reagiert auf dieses Zusammentreffen aus amerikanischem Strategiekalkül, verspäteter Speicherbefüllung und norwegischen Produktionsproblemen mit einer Neubewertung der Risiken entlang der Terminkurve weit in das Lieferjahr 2028 hinein.
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