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Am Montag trafen iranische Drohnen Ras Laffan, QatarEnergy fuhr daraufhin den größten LNG-Exportkomplex der Welt herunter, und europäische Gas-Futures verzeichneten ihren stärksten Tagesanstieg seit dem Ukraine-Schock 2022. Die US-Terminals laufen bereits am Anschlag – Reservekapazität gibt es nicht.
Zwei Drohnen. Mehr brauchte es nicht. Katars Verteidigungsministerium bestätigte am Montag, dass der Iran zwei unbemannte Flugkörper auf Anlagen in Ras Laffan Industrial City und Mesaieed Industrial City abgefeuert hatte. Es gab keine Opfer, die physischen Schäden waren nach ersten Einschätzungen begrenzt. QatarEnergys Reaktion war es nicht. Der Staatskonzern stoppte vorsorglich die gesamte LNG-Produktion und alle damit verbundenen Erzeugnisse, wie aus einer offiziellen Mitteilung hervorgeht. Allein Ras Laffan verfügt über eine Exportkapazität von 77 Millionen Tonnen LNG pro Jahr – rund ein Fünftel des weltweiten Angebots, laut Bloomberg. Drei LNG-Tanker lagen am Anleger, als der Shutdown-Befehl kam, und seit dem 28. Februar hat laut Vortexa-Schiffstracking kein einziger LNG-Frachter die Straße von Hormus passiert.
Europäische Gaspreise wurden innerhalb von Stunden neu bewertet
Die niederländischen TTF-Benchmark-Futures – der Referenzpreis für europäisches Großhandelsgas – schossen am Montag laut Bloomberg um bis zu 54 % in die Höhe. Das ist die größte Intraday-Bewegung seit den chaotischen Wochen nach Russlands Einmarsch in die Ukraine Anfang 2022. Britische Großhandels-Gaspreise sprangen um fast 50 %, asiatische LNG-Spot-Benchmarks legten laut Al Jazeera rund 39 % zu. Die Tagesfrachtraten für LNG-Tanker stiegen um mehr als 40 %, wie NPR am Montag berichtete. Der Mechanismus dahinter ist simpel: Katar liefert rund 20 % des globalen LNG, der Großteil davon wird durch die Straße von Hormus verschifft. Die Meerenge ist de facto gesperrt. Schon vor dem Ras-Laffan-Shutdown war der Schiffsverkehr auf nahezu null eingebrochen, nachdem die IRGC per VHF-Funk die Durchfahrt für verboten erklärt hatte und mindestens vier Schiffe in Golfgewässern getroffen wurden, seit die Angriffe am 28. Februar begannen. P&I-Versicherer zogen ihre Deckung für die Meerenge zum 5. März zurück – damit ist das wirtschaftliche Risiko einer Durchfahrt unabhängig von der militärischen Lage prohibitiv hoch. Maersk und Hapag-Lloyd setzten alle Operationen durch die Wasserstraße aus.
Der Zeitpunkt hätte kaum ungünstiger sein können. Die europäischen Gasspeicher sind laut AGSI+-Daten Anfang März auf knapp über 30 % der Kapazität gefallen – verglichen mit rund 40 % im Vorjahr und deutlich unter dem saisonalen Durchschnitt. Der Kontinent braucht massive LNG-Importe über die Sommermonate, um die Speicher vor dem nächsten Winter wieder aufzufüllen. Dieses Angebot ist gerade dramatisch teurer geworden – sofern es überhaupt eintrifft.
US-Terminals laufen bereits am Limit
Und hier wird es unbequem für alle, die auf amerikanisches LNG als Rettung hoffen: Die US-Exportterminals operieren bereits nahe ihrer Maximalkapazität. Bloomberg berichtete am Montag, dass US-Produzenten kaum Spielraum haben, vom wachsenden Spread zwischen Inlands- und Auslandspreisen zu profitieren, weil die Infrastruktur voll ausgelastet ist. Die durchschnittlichen Gasflüsse zu den acht großen US-LNG-Exportanlagen stiegen im Februar auf 18,5 Milliarden Kubikfuß pro Tag – ein Wert, der den im Dezember aufgestellten Monatsrekord erreichte, laut EIA-Pipeline-Daten. Die US-LNG-Exportkapazität lag Ende 2025 bei rund 17 Bcf/d, mit einer erwarteten Ausweitung auf etwa 19 Bcf/d bis 2026, wenn Chenieres Corpus Christi Stage 3 weiter hochfährt und Golden Pass Train 1 in Betrieb geht.
Golden Pass LNG, das Joint Venture von QatarEnergy und ExxonMobil in Sabine Pass, Texas, dessen Kosten nach Verzögerungen durch Auftragnehmer auf über 11 Mrd. $ angeschwollen sind, befindet sich in der finalen Inbetriebnahme – die erste Ladung wird für Anfang dieses Jahres erwartet. Train 1 kann bei Volllast rund 800 MMcf/d zusätzlichen Feed-Gas-Bedarf abdecken. Doch Train 2 und 3 kommen frühestens nach 2026, laut Natural Gas Intelligence, nach Verzögerungen durch die Insolvenz eines Auftragnehmers im Jahr 2024. Diese zusätzliche Kapazität war immer als schrittweiser Ausbau geplant. Dass Katar über Nacht ausfällt, hatte niemand auf dem Schirm.
Das Preissignal bewegt sich bereits
US-Erdgas-Futures legten am Montag im Gleichklang mit den globalen Benchmarks zu, wobei die Bewegung im Inland weit moderater ausfiel als in Europa. Henry Hub war ohnehin bereits volatil: Die EIA meldete für Januar einen durchschnittlichen Spot-Preis von 7,72 $/MMBtu – der höchste nominale Monatsdurchschnitt seit September 2022, getrieben durch den Wintersturm Fern und einen Rekordabbau der Speicher um 360 Bcf. Mitte Februar brachen die Kurse wieder unter 3,50 $ ein, als sich das Wetter normalisierte, doch der Katar-Shutdown bringt eine völlig andere Art von Risikoprämie ins Spiel. US-Erdgas-Spot notierte zum Wochenbeginn laut EIA-Tagesdaten knapp über 3 $/MMBtu. Europäischer TTF durchbrach am Montag die Marke von 46 €, schoss am Dienstag über 58 €/MWh und erreichte damit laut ICE-Daten den höchsten Stand seit 2023. Der Spread ist enorm – aber irrelevant, wenn keine zusätzliche Exportkapazität vorhanden ist, um ihn auszuarbitragieren.
Der Februar-Ausblick der EIA prognostizierte einen Henry-Hub-Durchschnitt von 4,12 $/MMBtu im März und rund 4,30 $ für das Gesamtjahr 2026, ein Plus von 23 % gegenüber der Januar-Schätzung, mit steigenden Preisen Richtung 4,40 $ im Jahr 2027, da LNG-Exporte und Strombedarf für Rechenzentren das Produktionswachstum übertreffen. Diese Prognosen stammen allesamt aus der Zeit vor der Hormuz-Krise. Bleibt die katarische Produktion nicht nur Tage, sondern Wochen offline, verschlechtert sich die europäische Gasversorgungslage weit stärker als jedes Basisszenario angenommen hat – und US-Produzenten mit Exposure zu globalen Preisen werden profitieren, selbst wenn die physischen Exportmengen nicht nennenswert steigen können.
Was der Markt einpreist – und was nicht
Der Markt preist eine Unterbrechung ein. Die Dauer preist er nicht ein. Brent-Rohöl schloss am Montag laut CNBC mit einem Plus von rund 9 % bei 79,45 $, wobei Barclays einen Kurs von 100 $/bbl projiziert, falls der Konflikt vier bis fünf Wochen anhält, wie Trump andeutete. JPMorgans Natasha Kaneva warnte, ein Krieg von mehr als drei Wochen würde die Speicherkapazitäten am Golf erschöpfen und Produktionsstilllegungen erzwingen – mit Brent bei 120 $. Deutsche Bank brachte für ein vollständiges Hormuz-Blockade-Szenario sogar 200 $ ins Spiel. Das klingt extrem, bis man bedenkt, dass derzeit kein einziger Tanker die Meerenge passiert und der IRGC-Kommandant am Montag ankündigte, jedes Schiff, das die Durchfahrt versuche, werde in Brand gesetzt.
Beim Erdgas ist das Risiko struktureller Natur. Katar befand sich mitten in der gewaltigen North-Field-Erweiterung – dem größten einzelnen LNG-Kapazitätszuwachs der Geschichte, der die Kapazität von 77 auf 126 Millionen Tonnen pro Jahr heben sollte. Jede Woche, in der Ras Laffan stillsteht, verschiebt diesen Zeitplan weiter nach hinten. Gleichzeitig stellen europäische Abnehmer, die drei Jahre damit verbracht haben, sich von russischem Pipeline-Gas zu lösen, fest, dass ihre LNG-Ersatz-Lieferkette nun durch eine aktive Kriegszone verläuft. US-LNG-Aktien und gaslastige E&Ps mit Gulf-Coast-Exposure sind die offensichtlichen Profiteure – Cheniere, EQT, Antero, Comstock. Doch das Aufwärtspotenzial wird durch die Physik begrenzt: Man kann nicht mehr Gas durch ein Terminal drücken, als das Terminal verarbeiten kann. Positionsgrößen entsprechend wählen.
