Weltweite Nachrichten der Energie- und Rohstoffwirtschaft am 10. Februar 2026: Preisdynamik von Öl und Gas, OPEC+-Entscheidungen, LNG/MGP-Markt, Raffinerieprodukte und Raffinerien, Elektrizität, erneuerbare Energien und Kohle. Überblick und Analysen für Investoren und Marktteilnehmer.
Die weltweite Energie- und Rohstoffwirtschaft zeigt zu Beginn des Jahres 2026 relative Stabilität, trotz widersprüchlicher Faktoren. Die Ölpreise halten sich auf einem moderaten Niveau, während der Markt zwischen einem prognostizierten Angebotsüberhang und anhaltenden geopolitischen Risiken balanciert. Europa erlebt Volatilität auf dem Gasmarkt inmitten niedriger Lagerbestände und wetterbedingter Faktoren, während der Energiewandel voranschreitet: Erneuerbare Energiequellen (EE) erreichen Rekordwerte bei der Implementierung, während Kohle ihren Höhepunkt bei der Nachfrage erreicht hat. Im Folgenden sind die wichtigsten Nachrichten und Trends im Öl- und Gassektor sowie im Energiesektor des heutigen Tages aufgeführt.
Globaler Ölmarkt: Überangebot und Preisstabilität
Der Ölmarkt ist mit Anzeichen eines Überangebots ins Jahr 2026 gestartet. Laut IEA wird im ersten Quartal ein erheblicher Ölüberschuss von bis zu 4 Millionen Barrel pro Tag (ca. 4% der weltweiten Nachfrage) erwartet. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die gesamte Ölförderung schneller wächst als die Nachfrage: OPEC+-Länder erhöhten bereits im Jahr 2025 ihre Lieferungen, ebenso wie Exporte aus den USA, Brasilien, Guyana und anderen Produzenten. Infolgedessen könnten die weltweiten Bestände zu steigen beginnen, was einen dämpfenden Druck auf die Preise ausübt.
Dennoch bleiben die Ölpreise bisher relativ stabil. Seit Jahresbeginn sind die Brent-Preise um etwa 5–6% gestiegen, teilweise aufgrund geopolitischer Bedenken. Brent wird bei etwa $60–65 pro Barrel gehandelt, während WTI sich rund um $55–60 pro Barrel bewegt, was nahe den Niveaus von Ende 2025 ist. Mehrere Risikofaktoren halten den Markt von einem Rückgang ab: Anfang Januar wurde der venezolanische Präsident Nicolás Maduro festgenommen, was die Ölunternehmen aufforderte, in die Förderung in diesem Land zu investieren. Kurzfristig führte dies zu Lieferengpässen bei venezolanischem Öl. Darüber hinaus deutete Washington auf mögliche Angriffe auf die iranische Öl-Infrastruktur hin; in Kasachstan ging die Produktion aufgrund technischer Probleme und Drohnenangriffen auf Felder zurück. Diese Ereignisse bilden eine geopolitische Prämie in den Ölpreisen und unterstützen das Interesse der Investoren.
Um das Gleichgewicht zu halten, verfolgt OPEC+ eine vorsichtige Taktik. Das Kartell und seine Verbündeten, einschließlich Russland, haben sich nach einer Reihe von Produktionssteigerungen entschieden, eine Pause einzulegen: Es wurde beschlossen, die Quoten bis mindestens Ende März 2026 ohne Erhöhung beizubehalten. Die wichtigsten Exporteure streben an, eine Überversorgung des Marktes zu verhindern: Ihrer Einschätzung nach sind die fundamentalen Marktindikatoren „gesund“, die kommerziellen Ölbestände bleiben relativ niedrig, und das Ziel ist, eine Preisstabilität aufrechtzuerhalten. Bei Bedarf behält sich OPEC+ das Recht vor, die Produktion kurzfristig zu ändern – sowohl nach oben (Rückkehr zu den zuvor gekürzten Mengen von 1,65 Millionen Barrel pro Tag) als auch zu neuen Kürzungen, wenn die Marktbedingungen dies erfordern. Die Nachfrage nach Öl wächst unterdessen weiterhin moderat: Die Prognose für die weltweite Nachfrage im Jahr 2026 wurde auf etwa 0,9–1,0 Millionen Barrel pro Tag erhöht, was auf eine Normalisierung der Wirtschaft und niedrigere Preise im Vergleich zum Vorjahr zurückzuführen ist. Insgesamt tritt der Ölmarkt in ein Jahr mit einem fragilen Gleichgewicht ein: Der erwartete Überschuss wird durch die Anstrengungen von OPEC+ und die Bedrohung von Lieferengpässen gemildert, was das Öl in einem relativ engen Preiskorridor hält.
Gasmarkt: niedrige Lagerbestände und hohe Volatilität
Der globale Gasmarkt erlebt zu Beginn des Jahres 2026 erhebliche Schwankungen, insbesondere in Europa. Nach einem ruhigen Herbst, in dem die Preise in einer engen Spanne von €28–30 pro MWh am TTF-Hub blieben, kehrte die Volatilität im Januar zurück. In den ersten Wochen des neuen Jahres stiegen die Gaskosten in der EU drastisch – am Höhepunkt des 16. Januar überstiegen die Preise €37 pro MWh. Verantwortlich dafür sind eine Vielzahl von Faktoren: Die Prognosen für Kälte und das bevorstehende Eintreffen starker Fröste Ende Januar steigerten die Nachfrage, während der Lagerstand deutlich unterhalb des üblichen Niveaus lag. Mitte Januar waren die europäischen unterirdischen Gasspeicher bis auf etwa 50% ihrer Kapazität entleert (verglichen mit ca. 62% im Vorjahr und dem Durchschnitt von 67% in den letzten 5 Jahren zu diesem Datum). Das ist der niedrigste Füllstand der letzten Jahre (nach der Krisenwinter 2021/22), und die Marktteilnehmer erkannten, dass Europa ohne aktiven Import stark auf die Reservebestände angewiesen ist.
Zusätzlich wirkten sich Lieferengpässe bei Flüssigerdgas (LNG) aus den USA zu Beginn des Jahres aus, verursacht durch technische und wetterbedingte Faktoren, sowie geopolitische Risiken – insbesondere die gestiegene Spannung rund um den Iran. Gleichzeitig stieg die Nachfrage nach LNG in Asien aufgrund der Kälte, was den Wettbewerb um Spot-Lieferungen anheizte. In Kombination führten diese Faktoren dazu, dass die Händler ihre Short-Positionen schlossen und die Preise anstiegen. Bis Ende Januar stabilisierte sich die Situation jedoch etwas: Nach dem Überstehen der ersten Kälte fiel der Preis auf ~€35 pro MWh zurück. Analysten merken an, dass sich die Volatilität auf dem EU-Gasmarkt wieder verstärkt hat, obwohl bis jetzt keine panikhaften Spitzen wie im Jahr 2022 beobachtet wurden.
- Niedrige Bestände: Ende Januar waren die EU-Speicher nur etwa zu 45% gefüllt (der niedrigste Stand zu diesem Zeitpunkt seit 2022). Wird der Abbau in den aktuellen Raten fortgeführt, könnten die Bestände bis zum Ende des Winters auf 30% oder weniger sinken. Dies bedeutet, dass rund 60 Milliarden Kubikmeter Gas im Sommer aufgefüllt werden müssen, um bis zum 1. November das Ziel von 90% Füllstand (neues Ziel der EU für die Energiesicherheit) zu erreichen.
- LNG-Importe: Die Hauptquelle für die Auffüllung werden die Importlieferungen von Flüssigerdgas sein. Im vergangenen Jahr hat Europa die LNG-Einkäufe um rund 30% gesteigert und auf ein Rekordniveau von etwa 175 Milliarden Kubikmetern gebracht. Im Jahr 2026 wird dieser Wert voraussichtlich weiter steigen: Die IEA erwartet ein globales LNG-Hochlauf von etwa 7% bis hin zu neuen historischen Höchstständen. Neue Exportterminals in Nordamerika (Vereinigte Staaten, Kanada, Mexiko) werden in Betrieb genommen, wobei bis 2025–2030 zusätzlich bis zu 300 Milliarden Kubikmeter neuer Kapazitäten eingeplant sind (etwa +50% des aktuellen Marktvolumens). Dies sollte helfen, die wegfallenden russischen Mengen teilweise auszugleichen.
- Verzicht auf russisches Gas: Die EU hat offiziell die Absicht erklärt, den Import von russischem Pipelinegas und LNG bis 2027 vollständig zu beenden. Bereits jetzt hat der Anteil Russlands an den europäischen Importen auf etwa 13% gesenkt (gegenüber 40–45% bis 2022). In den Jahren 2025–2026 wird das Embargo verschärft, was das Gasangebot in Europa um Dutzende Milliarden Kubikmeter einschränken wird. Diese Lücke soll durch LNG aus den USA, Katar, Afrika und anderen Quellen gedeckt werden. Analysten warnen jedoch, dass eine Abhängigkeit von transatlantischen Lieferungen Risiken birgt: Laut einer IEEFA-Studie entfielen 2025 57% der LNG-Lieferungen in die EU auf die USA, und dieser Anteil könnte bis 2030 auf 75–80% ansteigen, was den Diversifizierungszielen widerspricht.
- Preisanomalien: Interessant ist, dass die Futures-Preistruktur für Gas in Europa derzeit eine umgekehrte Situation zeigt – die Sommerkontrakte für 2026 sind teurer als die Winterkontrakte 2026/27. Diese Backwardation widerspricht der üblichen Logik (wenn Wintergas teurer sein sollte als Sommergas) und könnte es den Betreibern von Speichern erschweren, die wirtschaftliche Begründung für die Auffüllung zu finden. Mögliche Erklärungen sind, dass der Markt eine stabile Versorgung mit LNG über das Jahr hinweg erwartet oder auf Eingriffe der Behörden (Subventionen, Vorgaben zur Füllung der Speicherkapazitäten) setzt. Experten warnen jedoch, dass, wenn sich die Preissignale nicht normalisieren und die Speicher nicht mit ausreichenden Mengen gefüllt werden, Europa riskieren könnte, in den nächsten Winter ohne den erforderlichen Puffer zu gehen, was zu einem erneuten Preisanstieg führen könnte.
Insgesamt bleibt der Gasmarkt gut mit Ressourcen ausgestattet, ist jedoch extrem wettersensitiv und stark von politischen Entscheidungen beeinflusst. Es stehen umfangreiche Arbeiten zur Auffüllung der Bestände im Sommer bevor, und viel wird von der Dynamik des weltweiten LNG-Handels und der Koordination der Maßnahmen auf EU-Ebene abhängen. Derzeit spiegelt die aktuelle Preisentspannung (im Vergleich zum Krisenjahr 2022) eine gewisse Ruhe unter den Händlern wider – doch diese könnte trügerisch sein, wenn der Winter länger dauert oder neue Lieferengpässe auftreten.
Raffinerieprodukte und Ölverarbeitung (Raffinerien)
Das Segment der Raffinerieprodukte zeigt zu Beginn des Jahres unterschiedliche Tendenzen. Einerseits bleibt die weltweite Nachfrage nach Raffinerieprodukten, insbesondere nach Flugbenzin und Diesel, aufgrund der wirtschaftlichen Erholung und des Anstiegs des Verkehrs hoch. Andererseits steigt das Angebot an Produkten durch die gesteigerte Verarbeitung in Asien und im Nahen Osten, auch wenn es durch Sanktionen und Zwischenfälle beeinträchtigt wird. In den ersten Monaten des Jahres beginnt traditionell die Saison der Wartung in den weltweiten Raffinerien: Viele Raffinerien stellen für geplante Reparaturen ihren Betrieb ein. Infolgedessen sinkt die Gesamtheit der Verarbeiteten Menge im ersten Quartal, was vorübergehend die Nachfrage nach Öl verringert und zum Anstieg des Rohölüberschusses beiträgt. Die IEA stellt fest, dass die bevorstehenden umfassenden Wartungen der Raffinerien die Überversorgung von Öl auf dem Markt verstärken – ohne zusätzliche Produktionskürzungen wird es schwierig sein, in diesem Zeitraum einen Anstieg der Bestände zu vermeiden.
Gleichzeitig bleibt die Raffineriemarge insgesamt recht ordentlich. Ende 2025 arbeiteten die globalen Verarbeitungskapazitäten mit hoher Auslastung: So erreichte die Ölverarbeitung in China einen Rekordwert von etwa ~14,8 Millionen Barrel pro Tag (im Durchschnitt für 2025, +600.000 Barrel zum Niveau von 2024). Dies ist auf die Inbetriebnahme neuer Anlagen und den Wunsch Chinas zurückzuführen, den Export von Raffinerieprodukten zu erhöhen. Auch Südkorea erreichte 2025 einen Rekord beim Diesel-Export – asiatische Produzenten füllen die Nische, die durch die Umverteilung der Ströme aus Russland entstand. Die hohe Nachfrage nach Diesel (insbesondere in den Transport- und Industriesektoren) hält die Preise für Destillate hoch und sichert die Profite der raffinierenden Unternehmen mit Schwerpunkt auf Diesel. Gleichzeitig zeigt der Benzinmarkt Anzeichen der Abschwächung: Überkapazitäten und ein langsames Wachstum des Straßenverkehrs führten dazu, dass die Benzinmarge in Asien und Europa auf den niedrigsten Stand der letzten Jahre gefallen ist. Dennoch könnte die bevorstehende Sommerfahrzeugsaison die Situation ändern.
Russische Raffinerieprodukte und Sanktionen: Besonders bemerkenswert sind die veränderten Ströme von russischen Raffinerieprodukten auf den Weltmarkt unter dem Einfluss der Sanktionen. Ende 2025 führten die USA zusätzliche Sanktionen gegen die größten Ölunternehmen Russlands, einschließlich Rosneft und Lukoil, ein, wodurch der Handel mit ihren verarbeiteten Produkten kompliziert wurde. Branchenquellen berichten, dass der Export von russischem Heizöl in Asien zu Beginn von 2026 langsamer wurde: die verstärkte Kontrolle über die Einhaltung der Sanktionen und die Angst vor sekundären Maßnahmen führen dazu, dass viele Käufer direkte Geschäfte vermeiden. Die Menge an Heizöl, die im Januar nach Asien geliefert wurde, ging im dritten Monat in Folge zurück und lag etwa bei der Hälfte der Menge des Vorjahres (ungefähr 1,2 Millionen Tonnen gegenüber 2,5 Millionen Tonnen im Januar 2025). Ein Teil der Ladungen wird für den Wiederverkauf in Lagern und auf schwimmenden Speichern umgeleitet, während einige Tanker um Afrika herumfahren und nicht den endgültigen Bestimmungsort angeben. Händler berichten, dass sich die Verkaufsstruktur von russischen Produkten kompliziert hat – häufig werden mehrstufige Lieferketten mit Umladungen in Neutralgewässern eingesetzt, um die Herkunft des Kraftstoffs zu verschleiern.
Neben den Sanktionen gelang es auch, den Export von Produkten aus Russland durch militärische Mittel zu reduzieren: ukrainische Drohnenangriffe auf angrenzende Raffinerien im Herbst 2025 beschädigten mehrere Anlagen und reduzierten die Produktion. Infolgedessen hat sich das Angebot an russischem Heizöl und anderen schweren Raffinerieprodukten auf dem asiatischen Markt Anfang 2026 etwas verringert, was sogar den regionalen Preisen für diese Kraftstoffarten zugutekommt. Dennoch bleiben die Hauptabsatzmärkte für Moskau in Südostasien, China und dem Nahen Osten – dort fließen weiterhin die großen Volumina, solange die westlichen Sanktionen nicht zulassen, dass die traditionellen Märkte zurückerobert werden.
Insgesamt passt sich der weltweite Markt für Raffinerieprodukte schrittweise an eine neue Geografie an. Der größte Teil des Wachstums der Verarbeitungskapazitäten in den kommenden Jahren wird auf die Asien-Pazifik-Region, den Nahen Osten und Afrika entfallen – dort werden bis zu 80–90% neuer Raffinerien in Betrieb genommen. Dies verstärkt den Wettbewerb um die Märkte für Kraftstoffe. In Europa hingegen haben mehrere Raffinerien die Betriebskennzahlen aufgrund hoher Energiekosten und des Aussetzens der Lieferungen günstigen russischen Rohöls reduziert. Die EU hat bereits Anfang 2023 den Import von russischen Raffinerieprodukten vollständig verboten, wodurch die europäischen Raffinerien in den letzten zwei Jahren auf andere Rohölsorten umsteigen mussten, was jedoch mit steigenden Kosten verbunden war. Ende des Winters 2026 bewegt sich der Preis für die wichtigsten Raffinerieprodukte auf einem relativ stabilen Niveau: Diesel wird aufgrund der begrenzten globalen Vorräte stabil hoch gehandelt, während die Preise für Benzin und Heizöl moderate Dynamik zeigen. Die bevorstehenden Wartungen der Raffinerien im Frühjahr könnten das Angebot an Produkten erhöhen, jedoch wird viel von der Nachfragesaison und der globalen Wirtschaft abhängen.
Kohle: Rekordnachfrage und Anzeichen eines Rückgangs
Trotz des aktiven Wachstums erneuerbarer Energien behält Kohle nach wie vor eine bedeutende Rolle in der weltweiten Energieversorgung. Laut Internationaler Energieagentur erreichte die weltweite Nachfrage nach Kohle im Jahr 2025 einen historischen Höchststand von etwa 8,85 Milliarden Tonnen pro Jahr (im Vergleich zu ~+0,5% zum Jahr 2024). Damit wurde der Kohleverbrauch zum zweiten Mal in Folge auf Rekordniveau angehoben, vor allem bedingt durch die wirtschaftliche Erholung nach der Pandemie und die steigende Nachfrage nach Elektrizität. Experten weisen jedoch darauf hin, dass dieser Höchststand ein „Plateau“ erreichen könnte: Es wird prognostiziert, dass der weltweite Kohleverbrauch bis zum Ende des Jahrzehnts langsam, aber stetig zurückgehen wird.
Die Trends sind regional unterschiedlich. In China – dem größten Kohleverbraucher (mehr als die Hälfte des weltweiten Volumens) – war die Kohlenutzung im Jahr 2025 ziemlich stabil hoch, und bis 2030 wird nur ein leichter Rückgang aufgrund des massiven Ausbaus von EE und Kernkraftwerken erwartet. Indien, der zweitgrößte Markt, reduzierte überraschend im Jahr 2025 den Kohleverbrauch – das erste Mal seit 50 Jahren. Dazu trugen extrem starke Monsune bei: Hohe Niederschläge füllten Stauseen und Rekorde bei der Stromerzeugung aus Wasserkraft senkten den Bedarf an Kohle erzeugender Energie, während sich das industrielle Wachstum ebenfalls verlangsamte. Gleichzeitig erhöhten die Vereinigten Staaten den Kohleverbrauch im Jahr 2025 – die Zunahme wird mit hohen Gaspreisen erklärt, die die Kohleverstromung in bestimmten Regionen wirtschaftlich rentabel machten. Zudem spielte der politische Faktor eine Rolle: Präsident Donald Trump, der Anfang 2025 in sein Amt eintrat, unterzeichnete eine Verordnung zur Unterstützung von Kohlekraftwerken und zur Ankurbelung des Abbaus. Diese Maßnahme belebt vorübergehend die Kohleindustrie in den USA, obwohl die langfristige Wettbewerbsfähigkeit der Kohle dort abnimmt.
In Europa hingegen ging die Nutzung von Kohle im Jahr 2025 weiterhin zurück, da die EU-Staaten bestrebt sind, ihre Klimaziele zu erreichen und Kohle durch Gas und EE zu ersetzen. Der Anteil von Kohle an der Elektrizitätsproduktion in der EU ist unter 15% gefallen, und dieser Trend hat sich nach 2022 verstärkt, als Europa die Importe von russischer Kohle deutlich reduzierte (von 50% auf 0% des Verbrauchs). Insgesamt wird von der IEA erwartet, dass der weltweite Kohleverbrauch in den kommenden Jahren ein Plateau erreichen und dann rückläufig sein wird: Erneuerbare Energien, Erdgas und Atomenergie verdrängen Kohle schrittweise aus der Energieversorgung, insbesondere in der Stromerzeugung. Bereits im Jahr 2025 den globalen EE-Produktionswert mit der Kohleverstromung gleichzog. Der Übergang wird jedoch schrittweise erfolgen. Experten warnen: Sollte die Nachfrage nach Elektrizität schneller steigen oder Verzögerungen beim Bau neuer sauberer Kapazitäten auftreten, könnte die Nachfrage nach Kohle kurzfristig die Prognosen übertreffen. Besonders viel hängt von China ab, das 30% mehr Kohle verbraucht als der Rest der Welt zusammen: Alle Schwankungen in der chinesischen Wirtschaft spiegeln sich sofort im Kohlemarkt wider.
Derzeit fühlt sich die Kohlenbergbauindustrie jedoch gut: Die Preise für Kohle halten sich aufgrund der Nachfrage in Asien auf einem relativ hohen Niveau. Aber Bergbauunternehmen und Energiefirmen bereiten sich bereits auf die unvermeidliche Transformation vor. Investitionen fließen zunehmend nicht in neue Minen, sondern in die Umrüstung von Anlagen, Technologien zur Kohlenstoffabscheidung und soziale Programme für die vom Kohleabbau abhängigen Regionen. Langfristig wird der Ausstieg aus der Kohle als einer der Schlüssel Schritte zur Erreichung der Klimaziele zur Begrenzung der globalen Erwärmung betrachtet.
Elektrizität und erneuerbare Energien: Grüner Sprung
Die Elektrizitätswirtschaft tritt in eine neue Ära beschleunigten Wachstums der erneuerbaren Technologien ein. Laut dem IEA-Bericht „Electricity 2026“ werden wir bereits in diesem Jahrzehnt grundlegende Veränderungen in der Erzeugungsstruktur sehen. Im Jahr 2025 erreichte die weltweite Stromerzeugung aus EE (vor allem von Solar- und Windkraftwerken) das Niveau der Erzeugung aus Kohlekraftwerken, während ab 2026 der Anteil der sauberen Energiequellen die Kohlenutzung überholen wird. Es wird erwartet, dass bis 2030 der kumulierte Anteil von erneuerbaren Energien und Kernenergie an der weltweiten Stromproduktion 50% erreichen wird. Das rasante Wachstum wird vor allem von der Solarenergie getragen: Jährlich werden neue Photovoltaikanlagen installiert, die jährlich über 600 TWh Erzeugung hinzufügen. Zusammen mit Windanlagen wird der gesamte Zuwachs an erneuerbarer Erzeugung bis 2030 rund 1000 TWh pro Jahr betragen (+8% pro Jahr im Vergleich zu den aktuellen Volumina).
Gleichzeitig wächst die Nachfrage nach Elektrizität weltweit ebenfalls stark – im Durchschnitt um 3–4% jährlich in den Jahren 2024–2030, was 2,5 Mal schneller ist als das Wachstum des gesamten Energieverbrauchs. Gründe sind die Industrialisierung der Entwicklungsländer, die massenhafte Einführung von Elektrotransport (Elektroautos, Straßenbahnen) und die Digitalisierung (Rechenzentren, zunehmende Nutzung von Klimaanlagen und Elektronik). Daher wird es auch bei lebhaftem Wachstum von EE nicht sofort möglich sein, die fossile Generation vollständig zu verdrängen: Um die Energiesysteme auszubalancieren, wird auch die Stromerzeugung aus Gaskraftwerken zunehmen. Erdgas wird als „Übergangskraftstoff“ angesehen, und die Gasversorgung wird bis 2030 wachsen, wenn auch langsamer als erneuerbare Energien.
Infrastruktur und Zuverlässigkeit: Diese hohe Dynamik stellt Herausforderungen für die Infrastruktur dar. Bestehende Stromnetze und Energiespeichersysteme erfordern erhebliche Investitionen zur Integration intermittierender Quellen wie Sonne und Wind. Die IEA betont, dass um die wachsende Nachfrage zu decken und die Stabilität zu gewährleisten, die jährlichen Investitionen in elektrische Netze bis 2030 um 50% im Vergleich zum Niveau des vorhergehenden Jahrzehnts steigen müssen. Auch Durchbrüche in den Technologien zur Energiespeicherung und zum Lastmanagement sind notwendig, um die Spitzen und Schwankungen der EE-Erzeugung abzuflachen.
Europa vs. USA: Klimapolitik und Wind: Der globale Energiewandel erfolgt ungleichmäßig: In der Politik verschiedener Länder zeigen sich Unterschiede. Im Europäischen Verband bleibt die grüne Agenda vorrangig – selbst angesichts der Energiekrise 2022 beschleunigt die EU die Einführung von EE. Zum Ende des Jahres 2025 übertraf die Stromproduktion aus Wind- und Solaranlagen erstmals die Erzeugung aus fossilen Brennstoffen im EU-Raum. Die europäischen Regierungen zielen darauf ab, die Kapazitäten weiter auszubauen: Neun Länder (darunter Deutschland, Frankreich, das Vereinigte Königreich, Dänemark, die Niederlande usw.) haben Vereinbarungen über gemeinsame Großprojekte im Nordmeer getroffen, mit dem Ziel, bis 2050 insgesamt 300 GW installierte Leistung von Offshore-Windparks zu erreichen. Bis 2030 soll durch grenzüberschreitende Projekte ein mindestens 100 GW umfassendes Offshore-Windkraftwerk bereitgestellt werden. Diese Expansion der EE soll eine stabile, sichere und erschwingliche Energieversorgung gewährleisten, Arbeitsplätze schaffen und die Abhängigkeit von Energieimporten reduzieren.
Schwierigkeiten blieben jedoch nicht aus: Die gestiegenen Zinssätze und die Verteuerung von Materialien in den Jahren 2024 und 2025 führten dazu, dass einige Ausschreibungen für den Bau von Windparks (z. B. in Deutschland und im Vereinigten Königreich) keine Angebote erhielten – die Investoren forderten eine bessere Wirtschaftlichkeit der Projekte. Die europäischen Führungskräfte erkennen das Problem an und sind bereit, die Unterstützung zu verstärken: Es werden zusätzliche Garantien, zielgerichtete Subventionen und Mechanismen für Preisunterschiedsverträge diskutiert, um den Bau von Windparks für Unternehmen attraktiver zu gestalten.
Im Gegensatz zur EU gab es in den Vereinigten Staaten eine teilweise Rückführung der staatlichen Unterstützung für saubere Energie. Die neue Verwaltung, die 2025 an die Macht kam, steht skeptisch gegenüber einer Reihe von grünen Initiativen. Präsident Trump kritisierte öffentlich den europäischen Kurs hin zu EE und bezeichnete Windkraftanlagen als „unrentabel“ und behauptete (ohne Beweis), dass „je mehr Windkraftanlagen, desto mehr Geld verliert das Land“. Dementsprechend beschloss die US-Regierung, die traditionellen Energiequellen zu unterstützen: Neben der Unterstützung von Kohle standen auch Offshore-Windkraftprojekte unter genauer Beobachtung. Im Dezember 2025 stoppte das US-Innenministerium unerwartet die Umsetzung mehrerer großer Offshore-Windparks unter Verweis auf neue Informationen zu potenziellen Bedrohungen für die nationale Sicherheit (z. B. Störungen von Militärradaren). Diese Entscheidung betraf auch das beinahe fertiggestellte Vineyard Wind-Projekt vor der Küste von Massachusetts. Die größten Energieunternehmen, die in Windparks investieren (Avangrid/Iberdrola, Orsted usw.), haben das Moratorium gerichtlich angefochten. Im Januar 2026 gelang es ihnen, erste Erfolge zu erzielen: Ein Bundesrichter blockierte die Anordnung der Verwaltung und erlaubte die Wiederaufnahme des Baus von Vineyard Wind (dessen Fertigstellung bereits 95% beträgt). Die gerichtlichen Auseinandersetzungen gehen weiter, und die Branche hofft, dass die Projekte nicht viel Zeit verlieren werden. Dennoch könnte die Unsicherheit, die durch solche Schritte entsteht, die Investoren im amerikanischen EE-Sektor abschrecken, während Europa Entschlossenheit zeigt, voranzuschreiten.
Weitere Bereiche der EE: Erneuerbare Energien umfassen nicht nur Wind und Sonne. In vielen Ländern wird der Bau von Infrastrukturen zur Energiespeicherung (Industrielle Akkumulatoren), der Ausbau der Wasserkraft und geothermischen Anlagen vorangetrieben. Außerdem zeigt sich ein Wiederaufleben des Interesses an der Kernenergie als kohlenstofffreier Energiequelle. Beispielsweise unterstützt das italienische Start-up Newcleo im Februar Investitionen in Höhe von 75 Millionen Euro für die Entwicklung innovativer kompakten Reaktoren, die mit recyceltem nuklearem Brennstoff betrieben werden. Das Unternehmen hat seit 2021 bereits 645 Millionen Euro gesammelt und plant eine beschleunigte Entwicklung: den Bau eines Experimentierraumreaktors und den Eintritt in den amerikanischen Markt – einer der dynamischsten Märkte für fortschrittliche Kernkräfte. Solche Initiativen zeigen, dass der Atomsektor zusammen mit EE eine wichtige Rolle bei der Dekarbonisierung spielen kann.
Aufgrund der Bemühungen um den Energiewandel sind in zahlreichen Regionen bereits Auswirkungen auf die Elektrizitätspreise zu verzeichnen. In Europa fielen zum Ende 2025 die Großhandelspreise für Strom im Vergleich zum Herbst, was auf einen saisonalen Rückgang der Nachfrage und eine hohe Produktion aus erneuerbaren Quellen (windiges und warmes Wetter) zurückzuführen war. Allerdings bestehen Probleme mit der Zuverlässigkeit weiterhin: Die Energieinfrastruktur der Ukraine befindet sich in einem kritischen Zustand aufgrund anhaltender Angriffe, was im Winter zu Versorgungsengpässen führt. Im globalen Maßstab entfällt nun die Hälfte der neuen Kapazitäten zur Stromerzeugung auf Solar- und Windkraftwerke. Das gibt Zuversicht, dass obwohl fossile Brennstoffe noch lange im Mix bleiben werden, der Energieübergang einen irreversiblen Charakter annimmt.
Geopolitik und Sanktionen: Hoffnungen und Realität
Politische Faktoren bestimmen weiterhin weitgehend die Situation auf den Energiemärkten. Die Sanktionskonfrontation zwischen dem Westen und den wichtigsten Energieanbietern – Russland, Iran, Venezuela – bleibt bestehen, obwohl einige Marktteilnehmer Hoffnungen auf eine Entspannung äußern. Einige positive Signale tauchen jedoch auf: Die Absetzung und Entführung von Nicolás Maduro eröffnet den Weg für eine potenzielle Normalisierung des venezolanischen Ölsektors. Investoren hoffen, dass die USA mit dem politischen Regimewechsel in Caracas allmählich die Sanktionen aufweichen und es ermöglichen, erhebliche Mengen venezolanischen Öls (die Ressourcen des Landes zählen zu den größten der Welt) zurück auf den Markt zu bringen. Dies könnte potenziell das Angebot an schwerem Öl erhöhen und helfen, die Preise für Rohöl und Raffinerieprodukte zu stabilisieren. Kurzfristig hat der Rücktritt Maduros jedoch eher zu Unterbrechungen geführt: Die Venezolanischen Exporte sanken im Januar um etwa 0,5 Millionen Barrel pro Tag, was spürbar bei asiatischen Raffinerien zu erkennen war.
Auch die Situation rund um den Iran bleibt angespannt. Gerüchte über mögliche Angriffe der USA oder Israels auf iranische Nuklearanlagen beunruhigen den Markt: Iran ist ein Schlüsselproduzent von Öl in OPEC, und militärische Aktionen könnten Exportterminals lahmlegen oder Schifffahrtsgesellschaften abschrecken. Trotz des erfolgreichen Vermeidens eines direkten Konflikts hat sich die Rhetorik verschärft, und Händler kalkulieren eine bestimmte Prämie für den Fall von Notfällen in der Straße von Hormus ein.
Vor dem Hintergrund dieser Faktoren ist der russisch-ukrainische Konflikt mittlerweile ins vierte Jahr eingetreten und beeinflusst weiterhin die Energieversorgung. Europa stellt praktisch keine Energieressourcen mehr aus Russland bereit und hat seine Logistik auf Alternativen umgestellt, während Russland seine Öl- und Gasexporte nach Asien umgeleitet hat. Trotzdem entstehen für die russische Branche neue Herausforderungen: Wie bereits erwähnt, erschwert die Ausweitung der US-Sanktionen Ende 2025 die Operationen selbst gegenüber Übergangsabnehmern in Asien. Viele von ihnen ziehen es vor abzuwarten, bis die Sanktionen gelockert werden, oder verlangen große Rabatte wegen der Risiken. Zudem nehmen Angriffe mit Drohnen auf die Infrastruktur zu – neben Angriffen auf Raffinerien werden auch Anschläge auf Öl-Lagerstätten und Pipelines verzeichnet. Infolgedessen hat, laut branchenspezifischen Überwachungen, die Ölproduktion Russlands im Dezember und Januar leicht abgenommen. Wenn Russland 2025 die Fördermengen erfolgreich wieder aufbauen konnte (nach dem Einbruch von 2022–23), hat sich zu Beginn von 2026 ein Rückgang im zweiten Monat in Folge abgezeichnet. Analysten verweisen dies sowohl auf die Erschöpfung einfacher Umleitungswege als auch auf Schwierigkeiten bei der Wartung auf Feldern unter Sanktionen. Der russische Öltransport über See bleibt mengenmäßig stabil hoch, erfordert jedoch zunehmend längere Routen und eine große Flotte „schattenhafter“ Tanker, die dem Risiko verstärkter Kontrollen ausgesetzt sind.
Daher bleibt die geopolitische Ungewissheit ein bedeutender Faktor. Dennoch wurde auf dem Markt eine vorsichtige Optimismus erkennbar: Teilweise glauben Experten, dass die kritischsten Phasen der energetischen Konfrontation bereits überwunden sind. Die importierenden Länder haben sich an die neuen Bedingungen angepasst, während die Exporteure nach Wegen suchen, die Einschränkungen zu umgehen. Diplomatische Bemühungen zur Deeskalation haben bisher jedoch keine konkreten Ergebnisse gebracht. Investoren beobachten weiterhin die Nachrichten aus Washington, Brüssel, Moskau und Peking mit größter Aufmerksamkeit. Alle Signale über mögliche Verhandlungen oder Lockerungen von Sanktionen könnten sich erheblich auf die Marktstimmung auswirken. Bis dahin wird jedoch die Politik weiterhin ein Element der Volatilität darstellen: Ob es neue Sanktionspakete, unerwartete Vereinbarungen oder das Aufflammen von Konflikten gibt - die Energiemärkte reagieren sofort auf diese Ereignisse mit Preisschwankungen und Umverteilungen der Rohströme.
Zusammenfassend kann gesagt werden, dass die Hoffnungen auf eine Lockerung der Sanktionskonfrontation im Jahr 2026 vorerst Hoffnungen bleiben – die meisten Einschränkungen bestehen weiterhin, und die Marktteilnehmer lernen, im Kontext geopolitischer Zersplitterung zu agieren. Dabei bietet die moderate Preisstabilität von Öl und Gas, die durch die Bemühungen von OPEC+ und die Anpassung der Märkte erreicht wurde, die Grundlage zu hoffen, dass die Branche diesen Zeitraum ohne größere Turbulenzen übersteht, es sei denn, es geschehen neue umfassende Krisen.
Investitionen und Unternehmensnachrichten der Branche
Im Fokus der Investoren in der Energie- und Rohstoffwirtschaft stehen sowohl die hohe Rentabilität traditioneller Öl- und Gasunternehmen als auch massive Investitionen in Projekte des Energiewandels. Im Folgenden einige Schlüsselergebnisse des Unternehmenssektors und der Investitionen:
- Rekordgewinne bei Öl- und Gasunternehmen: Die größten Ölgesellschaften schlossen das Jahr 2025 mit hohen finanziellen Ergebnissen ab. So betrug der Nettogewinn von ExxonMobil für 2025 28,8 Milliarden US-Dollar. Die saudische Saudi Aramco erwirtschaftet stabil etwa 25–30 Milliarden US-Dollar pro Quartal (im dritten Quartal 2025 allein 28 Milliarden US-Dollar). Diese kolossalen Einnahmen ermöglichten es den Unternehmen, umfangreiche Aktienrückkaufprogramme und Dividendenausschüttungen fortzusetzen und neue Förderprojekte zu investieren. Die Öl- und Gasgiganten investieren in die Erschließung von Lagerstätten - von den Schiefervorkommen im Permbecken in den USA bis hin zu Tiefseeprojekten vor der Küste Brasiliens und Gas aus Ostafrika. Gleichzeitig kündigen viele von ihnen Investitionen in emissionsarme Projekte an (erneuerbare Energien, Wasserstoff, CO2-Abscheidung), obwohl der Anteil solcher Investitionen noch gering im Vergleich zum Kerngeschäft ist.
- Transaktionen und Projekte im Bereich erneuerbare Energien: Weltweit fließt weiterhin Kapital in „grüne“ Projekte. Regierungen schließen bedeutende Vereinbarungen mit Investoren: Ägypten hat im Januar Verträge im Wert von 1,8 Milliarden US-Dollar zur Entwicklung von EE unterzeichnet. Geplant sind der Bau eines Solarparks mit 1,7 GW und einem Speichersystem mit 4 GWh in Oberägypten (Projekt von Scatec) sowie die Errichtung einer Fabrik der chinesischen Firma Sungrow, die industrielle Batterien in der Suez-Ökonomiezone produziert. Ägypten setzt das Ziel, den Anteil der erneuerbaren Erzeugung bis 2030 auf 42% zu bringen, und internationale Partner helfen, diese ehrgeizige Marke zu erreichen. Solche Projekte zeigen eine hohe Aktivität in den sich entwickelnden Märkten.
- Neue Technologien und Start-ups: Innovative Energieunternehmen ziehen ebenfalls Investitionen an. Neben dem erwähnten italienischen Kernkraft-Start-up Newcleo entwickeln sich auch Projekte im Bereich Wasserstoff und synthetische Kraftstoffe. So fördert das chilenisch-amerikanische Unternehmen HIF Global den Bau einer Fabrik zur Herstellung von grünem Wasserstoff und synthetischen Kraftstoffen (Methanol) in Brasilien, deren Kosten sich auf 4 Milliarden US-Dollar belaufen. Kürzlich gab die Unternehmensführung bekannt, dass sie das Projekt optimieren konnte und die Investitionskosten erheblich gesenkt wurden – das Bauvorhaben wird in Phasen durchgeführt, wobei jede Phase weniger als 1 Milliarde US-Dollar kosten wird. Das Projekt im Hafen von Açu (Brasilien) plant, bis zur Mitte von 2027 die erste Linie zu starten, die jährlich etwa 220.000 Tonnen „elektronisches Methanol“ aus Wasserstoff und aufgefangenem CO2 erzeugt. Solche Initiativen ziehen die Aufmerksamkeit von Automobilherstellern und Fluggesellschaften auf sich, die an neuen Kraftstoffen interessiert sind.
- Fusionen und Übernahmen: Im Rohstoffsektor laufen Konsolidierungsprozesse. Im Jahr 2025 haben gleich zwei große Transaktionen in der Ölindustrie die Landschaft verändert: Die amerikanischen ExxonMobil und Chevron kündigten die Übernahme der Schieferunternehmen Pioneer Natural Resources und Hess Corp. an, um ihre Positionen in den USA zu stärken. Anfang 2026 setzten die Verhandlungen in angrenzenden Branchen fort – so wurde eine Megafusion der Bergbaugiganten Rio Tinto und Glencore (im Wert von ca. 200+ Milliarden US-Dollar) angestrebt, die zumindest auch darauf abzielte, die Kohlegeschäfte zu bündeln, jedoch schließlich von den Parteien abgelehnt wurde. Große Akteure streben danach, ihre Größen und Synergien zu erhöhen, doch wettbewerbsrechtliche Risiken und die Komplexität der Integration könnten solche Megatransaktionen bremsen.
- Investitionsklima: Insgesamt behalten die Investitionen in den Energiesektor hohe Volumina bei. Laut Schätzungen von BloombergNEF haben sich die globalen Investitionen in den Energiewandel (EE, Stromnetze, Speicher, Elektrofahrzeuge usw.) im Jahr 2025 erstmals mit den Investitionen in fossile Energien verglichen. Banken und Fonds orientieren ihre Strategien auf nachhaltige Finanzierung, obwohl Öl und Gas weiterhin einen bedeutenden Anteil an Kapital erhalten werden. Für Investoren ist derzeit die zentrale Frage, das Gleichgewicht zwischen der traditionellen Rentabilität von Öl und Gas und den vielversprechenden „grünen“ Sektoren zu finden. Viele entscheiden sich für eine doppelte Taktik: Sie realisieren Gewinne aus hohen Preisen für Öl/Gas und investieren parallel in zukünftige Märkte für erneuerbare Energien, um keine neue Wachstumswelle zu verpassen.
Unternehmensnachrichten der Branche umfassen auch die Veröffentlichung der Finanzberichte für das letzte Jahr, Personalentscheidungen und technologische Durchbrüche. Auf der Welle der Gewinne kündigen einige Unternehmen Erhöhungen der Dividenden und Aktienrückkäufe an, was die Aktionäre erfreut. Gleichzeitig nehmen Öl- und Gasunternehmen, unter dem Druck der Öffentlichkeit, neue Ziele zur Verringerung von Emissionen an und investieren in Klimainitiativen, um ihr Image und ihre Positioning in einer sich verändernden Welt zu verbessern. Somit strebt die Energiebranche global danach, ihre Widerstandsfähigkeit und Flexibilität zu zeigen: Rekordgewinne heute zu erzielen und den Grundstein für den Erfolg in einer kohlenstoffarmen Wirtschaft von morgen zu legen.
Erwartungen und Prognosen
Am Ende des Winters 2026 geben Experten des Öl- und Gassektors vorsichtig optimistische Prognosen ab. Das Hauptszenario für die kommenden Monate ist die Aufrechterhaltung der relativen Preisstabilität bei Kohlenwasserstoffen. Die Behörden und Marktteilnehmer haben aus den Turbulenzen der ersten Hälfte der 2020er Jahre gelernt und Mechanismen zur Reaktion geschaffen: von strategischen Reserven und OPEC+-Vereinbarungen bis zu Programmen zur Energieeffizienz. Preisschätzungen von Fachagenturen weisen auf einen möglichen leichten Rückgang der Ölpreise in der zweiten Hälfte von 2026 hin, falls der prognostizierte Angebotsüberschuss wie geplant eintritt (die EIA erwartet einen schrittweisen Rückgang des Brent-Preises auf 55 US-Dollar pro Barrel bis Ende des Jahres). Allerdings könnten ernsthafte Unterbrechungen – zum Beispiel die Eskalation des Konflikts im Nahen Osten oder Hurrikans, die LNG-Anlagen außer Betrieb setzen – die Preise vorübergehend in die Höhe treiben.
Im Gasbereich wird vieles vom Verlauf des Sommers abhängen: Ein milder Sommer und eine hohe LNG-Produktion erleichtern die Aufgabe, die Speicher zu füllen, was die europäischen Gaspreise im Durchschnitt im Bereich von €25–30 pro MWh halten könnte. Der Wettbewerbsdruck aus Asien um neue LNG-Mengen sowie die Unsicherheit über das Wetter (z. B. das Risiko von Dürren, die die Wasserkraft betreffen oder die Gefahr von frühen Kälteeinbrüchen) bringen jedoch Unsicherheiten mit sich. Dennoch, wenn die Bestände im Herbst nah an den Zielwerten liegen, wird Europa selbstbewusster in den nächsten Winter gehen als in den Vorjahren.
Auch die aktive Entwicklung der erneuerbaren Energien wird fortgesetzt. Wahrscheinlich wird das Jahr 2026 ein weiteres Rekordjahr für den Ausbau von Solar- und Windkraftanlagen, insbesondere in China, den USA (trotz politischer Hürden – dank einzelner Bundesstaaten) und der EU. Die Welt könnte sich dem Punkt nähern, an dem jede zweite neue Kraftwerksanlage eine EE-Anlage ist. Dies wird schrittweise die Struktur der Märkte verändern: Die Nachfrage nach Erdgas in der Elektrizitätswirtschaft könnte langsamer wachsen, während die Kohlenachfrage schneller als prognostiziert sinkt, wenn der Ausbau von EE die Pläne übersteigt. Auch der Markt wird ein besonderes Augenmerk auf Entwicklungen in den Bereichen Energiespeicherung und Wasserstoff legen – ein Durchbruch in diesen Bereichen könnte den Übergang zur erneuerbaren Energie beschleunigen.
Auf politischer Ebene werden die Marktteilnehmer mögliche Verhandlungen und Wahlen beobachten. Im Jahr 2026 stehen in mehreren Lieferländer Präsidentschaftswahlen an, was ihre Energiepolitik beeinflussen könnte. Alle Schritte in Richtung friedlicher Vereinbarungen oder die Aufhebung von Teilen der Sanktionen könnten die Handelsströme radikal umgestalten – zum Beispiel würde das Zurückkehren iranischen Öls auf den Markt oder ein Anstieg des venezolanischen Exports die Bilanzen verändern. Umgekehrt könnten verschärfte Sanktionen oder neue Konflikte (zum Beispiel rund um Taiwan oder in anderen Regionen) neue Risiken für die Lieferungen von kritischen Rohstoffen schaffen.
Insgesamt sind Investoren und Analysten der Meinung, dass das Jahr 2026 unter dem Zeichen von Anpassungsfähigkeit und Stabilität stehen wird. Die Energiemärkte sind bereits nicht mehr so chaotisch wie zu Zeiten der größten Turbulenzen und zeigen die Fähigkeit zur Selbstregulierung. Bei nachhaltiger Politik – sowohl vonseiten der Staaten als auch der Unternehmen – wird der Energiesektor weiterhin die Weltwirtschaft mit dem notwendigen Kraftstoff und Energie versorgen und sich schrittweise unter dem Einfluss neuer Technologien und zeitgemäßer Anforderungen verändern.
