Nachrichten der Branche für Energie und Energieversorgung — Montag, 16. Februar 2026: Öl, Gas, LNG und globale Energiebalance

Aktuelle Nachrichten im Öl- und Energiesektor am 16. Februar 2026: Preisdynamik von Öl und Gas, LNG-Markt, Situation in der Elektroenergie, Erneuerbaren Energien (EE), Kohle und Ölprodukte. Analyse für Investoren und Marktteilnehmer der globalen Energiewirtschaft.

Öl: Verhandlungen USA-Iran und OPEC+-Drehpunkt im April

Zum Stichtag 16.02.2026 liegt der Preis für Brent bei etwa $67,72 pro Barrel, WTI bei etwa $62,86. In der vergangenen Woche fiel Brent um etwa 0,5 %, WTI um etwa 1 %: Der Markt reagierte auf Signale einer möglichen Vereinbarung zwischen den USA und Iran, konnte jedoch die Prämie nicht vollständig „abbauen“ aufgrund des Risikos eines Scheiterns der Verhandlungen und der Lieferfaktoren. In den USA gibt es heute wegen eines Feiertags keinen berechneten WTI-Preis, was die Informationsgehalt der Tagesbewegungen auf dem amerikanischen Teil der Kurve mindert.

Sanktionen und Logistik: Die Kosten für maritime Dienstleistungen als Marktzyklusfaktor

Die EU hat ein umfassenderes Verbot von Dienstleistungen vorgeschlagen, die den maritimen Export von russischem Öl unterstützen. Wenn das Paket angenommen wird, könnte es das Preiskappen-Regime ersetzen und die Kosten für Versicherung, Fracht und Compliance in der gesamten Lieferkette erhöhen. Infolgedessen verstärkt sich die Rolle der „schattenhaften“ Flotte, und die Prämie für transparente Logistik steigt — insbesondere auf den Routen Russland→Asien und im Segment der Ölprodukte, wo die Rückverfolgbarkeit des Rohöls zur kommerziellen Voraussetzung für den Zugang zur EU geworden ist.

Gas: TTF für Europa, Henry Hub für die USA, LNG für Asien

Europäisches Gas (TTF) bleibt in der Nähe der niedrigen 30 €/MWh (die letzten verfügbaren Werte liegen bei etwa €32/MWh). Der Markt bewertet im Vorfeld die Herausforderungen der Füllsaison bei strukturellem Rückgang der russischen Mengen: Nachrichten über die LNG-Flotte, Routen und Regulierungen verwandeln sich schnell in Prämien für die Hubs und in einen Anstieg der Kosten für „Flexibilität“.

In den USA ist der Henry Hub nach den extremen Werten im Januar auf einen Bereich von etwa $3–3,5/MMBtu bei den nahen Futures zurückgekehrt, doch die Prognosen der EIA deuten immer noch auf einen höheren Durchschnittspreis im Jahr 2026 (etwa $4,3/MMBtu) hin. In Asien liegt der Preisrichtwert für LNG (JKM) bei den Frühlingsverträgen etwa bei $10–11/MMBtu: Der Markt erwartet eine Welle neuer Kapazitäten im Jahr 2026 und eine Wiederherstellung der chinesischen Importe, obgleich nicht unbedingt auf dem Niveau von 2024.

Elektrizität und Netze: Industrie der EU drängt auf die Regulierungsbehörden

In der EU fordern die Führer der mittel- und osteuropäischen Staaten eine Senkung der Strompreise als Bedingung für die Wettbewerbsfähigkeit der Industrie und heben die Rolle des teuren Gases und die Kosten des CO2-Regulierungsmechanismus ETS hervor. Gleichzeitig werden Optionen zur Anpassung des Systems der kostenlosen Quoten und der Trajektorie von ETS2 diskutiert, was wichtig für die Märkte der Elektrizität, Metalle und Chemie ist.

Netzengpässe werden zum entscheidenden „Flaschenhals“ der Energiewende. Frankreich fördert die Idee eines einheitlichen Energiemarktes und eines integrierten europäischen Netzes, während die Regulierungsbehörden in Großbritannien und Frankreich die Genehmigung eines neuen Interkonnektors ausgesetzt haben und auf einen Streit über die Verteilung von Kosten und Einnahmen hinweisen. In investitionstechnischer Sicht bedeutet dies: Der Anteil der Systemkosten (Netze, Bilanzierung, Anschluss) an der Stromrechnung wächst und könnte die netto Großhandelspreise übersteigen.

Erneuerbare Energien (EE): Auktionen beschleunigen den Ausbau, während die Lieferketten teurer werden

Die britische Auktion zu Verträgen für Differenzen (Contracts for Difference) hat das Maß der Nachfrage nach EE bestätigt: Projekte mit einer Gesamtkapazität von 6,2 GW (davon 4,9 GW Solarenergie) wurden ausgewählt, und die Gesamtleistung der Runde wird auf etwa 14,7 GW geschätzt. Für den Markt sind auch die Ausübungspreise von Bedeutung (in Preisen für 2024): Solarenergie und Onshore-Wind bleiben im Vergleich zu neuen Gaskraftwerken im Vertragspreis wettbewerbsfähig.

In Nordeuropa wird auf Offshore-Wind und gemeinsame Infrastruktur gesetzt. Für den Investor in EE verlagert sich der Fokus von „reiner Erzeugung“ auf Netze, Speicher, Dienstleistungen der Flotte und Ausrüstung — also auf Segmente, wo Engpässe bei den Kapazitäten und Verzögerungen bei den Lieferungen sich häufig im Investitionszyklus zeigen.

Kohle: Struktureller Wandel im Handel vor dem Hintergrund steigender inländischer Produktion

Trotz eines Rekordglobalen Bedarfs im Jahr 2025 sank der Seimport von Kohle nach Asien: Der Markt wird zunehmend von China und Indien bestimmt, die die inländische Produktion erhöhen und gleichzeitig den Anteil der EE in der Stromerzeugung steigern. China erwartet, dass die Produktion bis 2026 auf 4,86 Milliarden Tonnen steigen wird (die langsamste Wachstumsrate des Jahrzehnts) und prognostiziert einen Rückgang der Importe aufgrund von Risiken in der Versorgung aus Indonesien. Der Preiskorridor für Steinkohle hält sich Mitte Februar bei etwa $110–120/Tonne, was die Angebote der Exporteure unterstützt und die Wettbewerbsfähigkeit der Kohle im Vergleich zu LNG in küstennahen Regionen Asiens aufrechterhält.

Ölprodukte und Raffinerien: Vorfälle in Russland und Umstrukturierung der Dieselströme

Der Markt für Ölprodukte (Diesel/Gasöl, Benzin, Heizöl) bleibt anfällig für Unfälle in Raffinerien und logistische Sanktionen. Nach einem Drohnenangriff wurde die Verarbeitung in der Wolgograder Raffinerie eingestellt: Die Beschädigung einer Schlüsselanlage erhöht das Risiko kurzfristiger Prämien in den regionalen Lieferketten. In Europa verändern Sanktionen die Betriebsmodelle: TotalEnergies hat die vollständige operative Kontrolle über die Raffinerie Zeeland in den Niederlanden übernommen, liefert Rohstoffe und erhält die gesamte Produktion bei gleichbleibender Beteiligung eines russischen Aktionärs am Kapital.

Nach dem EU-Importverbot für Kraftstoffe, die aus russischem Öl hergestellt wurden, werden die Dieselströme umverteilt: Indische Lieferungen verschieben sich nach Westafrika, während Europa verstärkt Importe aus den USA und dem Nahen Osten aufnimmt. Dies macht die Ölprodukte empfindlicher gegenüber Frachten und Compliance als gegenüber dem Ölpreis selbst und erhöht den Wert von „flexiblen“ Raffinerien mit Zugang zu verschiedenen Rohölarten.

Prognose für Dienstag, den 17. Februar 2026

• Öl: Das Hauptszenario — Brent im Bereich der hohen $60 mit Erhalt der Risiko-Prämie; der entscheidende Risiko — Nachrichten aus Genf (USA-Iran) und Erwartungen hinsichtlich OPEC+ vor dem 01.03.2026.
• Gas: für Europa — Wetterbedingungen und Geschwindigkeit des Übergangs zur Füllsaison; für die USA — Temperaturprognosen und EIA-Berichte; für Asien — Spread JKM/TTF und Verfügbarkeit der LNG-Flotte.
• Elektrizität: Politische Signale zu ETS und Netzinvestitionen in der EU sowie Regulierung der Interkonnektoren und Tarife in Großbritannien.

Kurzer analytischer Block: Empfehlungen

1. Investoren: Bevorzugen Sie Unternehmen mit diversifiziertem Cashflow (integrierte Majors, Gas/LNG-Portfolios, Netze), da die Volatilität im Jahr 2026 oft durch Logistik und Regulierung geprägt ist.
2. Händler: Fokussierung auf Spreads und Prämien (Öl/Ölprodukte/Fracht), nicht nur auf „Richtung“; hier formt sich das Arbitragepotenzial bei Sanktionen.
3. Raffinerien: Im Voraus Produktprämien absichern und alternative Logistik für Rohstoffe und Auslieferung sicherstellen — Vorfälle treffen häufig Benzin und Diesel härter als Rohöl.
4. EE und Elektrizitätswirtschaft: Projekte unter Berücksichtigung von Netzgebühren, Anschluss und Bilanzierung bewerten — genau diese systemischen Kosten geraten unter politischen Druck in der EU.