Nachrichten aus der Öl- und Gasbranche sowie der Energie, Samstag, 14. Februar 2026: OPEC+ neigt zu Produktionssteigerungen ab April, Öl begibt sich in defensive Haltung
Am 13. Februar 2026 (zeitliche Erfassung - unbestätigt) hat der weltweite Energiemarkt einen Umstellungsmodus auf die Neubewertung des Gleichgewichts erreicht: Die Erwartungen einer Rückkehr zur Produktionssteigerung bei OPEC+ ab April haben den Druck auf die Ölpreise erhöht, während die EIA-Statistik einen deutlichen Anstieg der Ölreserven in den USA zeigte. Gleichzeitig behält die IEA in ihrem Februarbericht einen vorsichtigen Ton in Bezug auf die Nachfrage bei und warnt vor dem Risiko eines Überangebots im Jahr 2026. Für Investoren in Öl-, Gas- und Energiemärkte verschiebt sich der Fokus auf die Nachhaltigkeit der Raffineriemargen, die Lieferketten von Erdölprodukten und die Qualität der Investitionen in Elektrizität und erneuerbare Energien.
- Öl: Brent bei ca. 67 USD pro Barrel, WTI bei ca. 62–63 USD pro Barrel; der Markt preist ein höheres Angebot im zweiten Quartal ein.
- Gas: TTF bei ca. 32 EUR/MWh; Europa geht mit niedrigen Lagerbeständen in die Füllsaison der Gasspeicher (Stand: 13. Februar - unbestätigt).
- Elektrizität: Für die Lieferung am 14. Februar gibt es in einigen Zonen dreistellige Preisniveaus — Netzinvestitionen und Anschlussregeln werden zu entscheidenden Treibern für erneuerbare Energien.
Ölmarkt: OPEC+, Nachfrage und Erwartungen für 2026
Die Schlüsselmeldung des Tages für Öl war die Diskussion innerhalb der OPEC+ über die Rückkehr zu Produktionssteigerungen ab April 2026 nach einer Pause im Januar–März. Der Markt interpretiert dies als Bestreben, rechtzeitig einen Marktanteil vor der sommerlichen Nachfrage zu "festigen", selbst wenn das Gleichgewicht im zweiten Quartal weicher als die saisonale Norm erscheint. Darüber hinaus schätzt die IEA im Februarbericht das Wachstum der weltweiten Nachfrage im Jahr 2026 auf etwa 850.000 Barrel pro Tag, während das weltweite Angebot schätzungsweise um rund 2,4 Millionen Barrel pro Tag steigen könnte. Dies erhöht die Preissensibilität gegenüber den tatsächlichen Exportströmen und der Einhaltung der Quoten, was entscheidend für die Hedging-Strategie und Investitionen in die Produktion ist.
Für Investitionen im Bereich Upstream bedeutet dies höhere Anforderungen an die Kostenstruktur und die Stabilität des Cashflows. „Lange“ Projekte werden strenger bewertet, und der Markt bevorzugt zunehmend Unternehmen mit starkem freien Cashflow und vorhersehbarer Kapitalpolitik. Die Geopolitik (Naher Osten) bleibt eine Quelle der Volatilität, jedoch ist ihr Beitrag zu den Preisen am 13. Februar 2026 nicht spezifiziert.
Preise und Indikatoren am 13.–14. Februar
- Brent-Öl: ca. 67 USD pro Barrel.
- WTI-Öl: ca. 62–63 USD pro Barrel.
- TTF-Gas (Europa): ca. 32 EUR/MWh.
- Henry Hub-Gas (USA): ca. 3,17 USD/MMBtu.
- JKM-LNG (Asien): ca. 11 USD/MMBtu.
- Newcastle-Kohle: ca. 115–116 USD pro Tonne.
- Elektrizität (Nord Pool, Lieferung 14. Februar): Deutschland ~103,5 EUR/MWh; Niederlande ~95 EUR/MWh; Frankreich ~34 EUR/MWh; andere Zonen - unbestätigt.
- EU ETS (CO₂): ca. 73 EUR/t CO₂ am 12. Februar; am 13. Februar - unbestätigt.
USA: Bestände, Raffinerien und Signal für Erdölprodukte
Die amerikanische EIA-Statistik setzte den Ton für die Diskussion über die „Physik“ des Marktes. In der Woche, die am 6. Februar endete, stiegen die kommerziellen Ölreserven um 8,5 Millionen Barrel auf 428,8 Millionen Barrel. Die Raffinerien verarbeiteten etwa 16,0 Millionen Barrel pro Tag, und die Auslastung der Kapazitäten betrug etwa 89%. Gleichzeitig stiegen die Benzinvorräte um 1,2 Millionen Barrel, während die Vorräte an Destillaten um 2,7 Millionen Barrel zurückgingen.
Für den Sektor der „Erdölprodukte“ bedeutet dies ein divergierendes Gleichgewicht: Bei komfortablen Ölreserven kann der Markt lokalen Druck auf Diesel und Kerosin erzeugen, insbesondere wenn die saisonale Wetterlage die Nachfrage anhebt. Das ist für Investoren wichtig, da die Raffineriemargen und der Export von Erdölprodukten aus den USA nach Europa oft als „Puffer“ für den globalen Kraftstoffmarkt fungieren.
Raffinerien und Erdölprodukte: operationale Ereignisse und Marktbeeinflussung
Operative Risiken in der Raffination stehen erneut im Fokus. In Russland hat die Wolgograder Raffinerie die Verarbeitung nach einem Brand, der durch einen Drohnenangriff verursacht wurde, eingestellt; eine große Einrichtung zur primären Verarbeitung wurde beschädigt. Dies hat indirekte Auswirkungen auf den globalen Ölmarkt, erhöht jedoch das Risiko für das regionale Gleichgewicht der Erdölprodukte (insbesondere Diesel) und kann die Nachfrage nach Importen steigern und die Marge europäischer Raffinerien unterstützen.
In Europa verändert die Einhaltung von Sanktionen sogar die Betriebsmodelle: TotalEnergies hat die vollständige betriebliche Kontrolle über die Raffinerie Zeeland in den Niederlanden übernommen und behält eine Beteiligung an Lukoil, wobei die Beschaffung von Rohstoffen und der Vertrieb von Erdölprodukten in einem einheitlichen Managementansatz konzentriert werden. In Afrika ist das Signal aus Nigeria wichtig: Dangote hat den Betrieb einer großen atmosphärischen Destillationsanlage wieder aufgenommen, und der Teststart des Benzinblocks wird in den kommenden Tagen erwartet — dies könnte die Importersatzfähigkeit von Erdölprodukten in der Region verstärken und die regionale Nachfrage nach Öl verändern.
Gas und LNG: Europa zwischen Gasspeichern und neuem Lieferregime
Der Gasmarkt in Europa bleibt sensibel gegenüber Lagerbeständen und dem Wettbewerb um LNG. TTF bleibt bei etwa 32 EUR/MWh, jedoch ist für Investoren der Verlauf der Füllung der Gasspeicher entscheidend: Öffentliche Schätzungen deuten darauf hin, dass die Füllung der europäischen Speicher bei etwa 35–36% liegt (genaue Werte am 13. Februar 2026 - unbestätigt). Darüber hinaus hat die EU ein schrittweises Verbot des Imports von russischem Gas bis Ende 2027 genehmigt (LNG früher), was die strukturelle Abhängigkeit Europas vom globalen LNG-Markt festigt und den Wert flexibler Lieferungen erhöht.
In Asien zeigt der JKM-Marker bei etwa 11 USD/MMBtu eine relativ ruhige Nachfrage, aber das Angebot hängt von den Zeitplänen der Megaprojekte ab. Es wurde berichtet, dass der Beginn der ersten Phase der Erweiterung der LNG-Kapazitäten Katars auf Ende 2026 verschoben wurde. Für die Märkte in Europa und Asien unterstützt dies die Prämie für die „fertige Molekül“ und erhöht die Bedeutung von Investitionen in die Regasifizierung, die gasförmige Infrastruktur und die Flexibilität der Elektrizität.
Elektrizität und erneuerbare Energien: Preise, Netze und Investitionszyklus
Am 14. Februar bleiben die Strompreise in Europa, laut Nord Pool, heterogen: Deutschland ca. 103,5 EUR/MWh, die Niederlande ca. 95 EUR/MWh, Frankreich ca. 34 EUR/MWh. Die Preisspreads erklären sich durch die Struktur der Erzeugung (Atom, Gas, erneuerbare Energien), die Verfügbarkeit von Interkonnektionsverbindungen und Netzbeschränkungen. Der Investitionszyklus im Bereich Energie und Elektrizität konzentriert sich zunehmend auf die Infrastruktur: Im Vereinigten Königreich wurden Zuschussverträge für Rekordmengen solarer Erzeugung vergeben, und der Streit zwischen London und Paris über die Finanzierung zusätzlicher intersystemischer Kabel unterstreicht, dass Netzwerkprojekte zu einem politischen Faktor für die Geschwindigkeit der Einführung erneuerbarer Energien werden.
Auf dem Kontinent wird die „Netzkosten“ verstärkt: In Deutschland wird über einen Mechanismus diskutiert, bei dem Entwickler erneuerbarer Energien stärker für den Anschluss an die Stromnetze zahlen. Für Projekte im Bereich erneuerbare Energien könnte dies eine Neubewertung des IRR und eine gezieltere Auswahl der Standorte bedeuten. Frankreich setzt in seiner Strategie auf den Ausbau der dekarbonisierten Elektrizität (Atom und erneuerbare Energien) und die Förderung der Elektrifizierung des Bedarfs, was die strukturelle Nachfrage nach Investitionen in Netze und Flexibilität (Speicher, Lastmanagement) verstärkt.
Kohle: Preisorientierung, Asien und Kohlenstoffrisiken
Kohle bleibt eine „Sicherheitsressource“ in der globalen Energieversorgung, insbesondere in Asien. Newcastle bleibt bei etwa 115–116 USD pro Tonne, was für die marginale Stromerzeugung und als Absicherung für Portfolios von Bedeutung ist. In Europa wird die Rolle der Kohle durch die CO₂-Kosten und das Regime der Energiesysteme bestimmt: Scharfe Preisschwankungen des EU ETS verändern vorübergehend die Wirtschaftlichkeit der Kohleproduktion, beseitigen jedoch nicht die langfristigen Einschränkungen beim Finanzieren von Kohle-Assets und Kohleprojekten.
Regulierung, Sanktionen und Prognosen
Regulierungs- und Sanktionsrisiken bleiben systematisch für den Energiesektor. In Europa erhöht die Instabilität der CO₂-Preise die Unsicherheiten für Investitionen in die Dekarbonisierung, während im Bereich Öl und Gas Änderungen der Sanktionsregime schnell die Ströme von Öl und Rohstoffen für Raffinerien (einschließlich venezolanischer Richtung) umverteilen können. Das Basis-Szenario für Öl in den nächsten Tagen sieht eine Konsolidierung im Bereich von 65–70 USD für Brent vor, während das Thema Angebot von OPEC+ dominiert.
Szenarien für die nächsten Tage:
- Basis: Öl im Bereich, Gas – beeinflusst von Wetter und Dynamik der Gasspeicher, Elektrizität – beeinflusst von Netzbeschränkungen.
- Aufwärtsrisiko: Infrastrukturprobleme und verschärfte Sanktionen erhöhen die Risikoprämie für Öl und Diesel, stützen die Raffineriemargen und die Preise für Erdölprodukte.
- Abwärtsrisiko: beschleunigte Erwartungen an Produktionssteigerungen und das wachsende Angebot an schwerem Öl üben Druck auf die Ölpreise und Upstream-Investitionen aus.
Checkliste für Marktteilnehmer im Energiesektor:
- Kommunikationen von OPEC+ vor der Sitzung am 1. März;
- Wöchentliche EIA-Daten zu Öl, Gas und Erdölprodukten;
- Dynamik der europäischen Gasspeicher und die Wettbewerbssituation auf dem LNG-Markt (Stand 13. Februar - unbestätigt);
- Neuigkeiten zu Raffinerien (Reparaturen, Vorfälle) und zu Lieferketten von Erdölprodukten;
- Entscheidungen zu Netzen, Interkonnektoren und CO₂, die die Elektrizität und erneuerbare Energien beeinflussen.
