Nachrichten aus der Öl- und Gasindustrie — Mittwoch, 29. Juli 2026: Pause bei den US-Angriffen auf den Iran lässt Brent fallen, Gas in Europa auf Dreijahreshöchststand

Wichtiges bis Mittwochmorgen, 29. Juli 2026

• Öl. Die kommenden Brent-Futures werden bei etwa 86–87 USD pro Barrel gehandelt, WTI liegt bei rund 81 USD. Am Montag verloren beide Referenzen etwa 8 % — der stärkste Tagesrückgang seit mehreren Monaten.
• Geopolitik. Die USA haben eine Reihe von nächtlichen Angriffen auf den Iran ausgesetzt; Washington spricht von einer „Pause für Verhandlungen“, Teheran hat Zugeständnisse bislang nicht bestätigt.
• Logistik. Der Nettowarenexport von Öl und Erdölprodukten durch die Straße von Hormus betrug in der Woche bis zum 24. Juli durchschnittlich etwa 2,9 Millionen Barrel pro Tag, im Vergleich zu 5,9 Millionen Barrel pro Tag in der Vorwoche.
• Erdgas. Der Spotpreis TTF stieg auf etwa 744 USD pro 1.000 m³ gegenüber etwa 532 USD im Durchschnitt für den Juni — das ist der höchste Stand seit Dezember 2022.
• Strom und erneuerbare Energie. Die Solarenergie hat erstmals etwa 25 % der Stromproduktion in der EU sichergestellt und damit Atom-, Gas- und Windenergie übertroffen.
• Russland. Das Verbot für den Export von Benzin wurde bis Ende 2026 verlängert, die Importdämpfung wurde auf Dieselkraftstoff ausgeweitet.

Öl: Der Markt nimmt das Kriegsrisiko zurück

Das zentrale Thema auf dem Ölmarkt ist die Geschwindigkeit, mit der die geopolitische Prämie verschwindet. Noch am 23. Juli erreichte Brent ein Sechswochenhoch im Zuge des zwölften nächtlichen Angriffs der USA auf iranische Einrichtungen und einer Eskalation im Roten Meer. Nach den Berichten über die Aussetzung der Angriffe fielen die Kurse zu Wochenbeginn: Zunächst auf 86,8 USD, dann unter 85 USD — zum ersten Mal seit dem 17. Juli. Am Montagabend konnte der Markt einen Teil der Verluste wettmachen, am Dienstag setzte sich der Rückgang fort, während sich am Dienstag–Mittwoch der Ölpreis in der Nähe der Drei-Wochen-Minima stabilisierte.

Fundamentale Kräfte, die den Markt beeinflussen:

1. Diplomatische Hoffnung. Die Pause in den Angriffen wird von Händlern als Gelegenheit für Verhandlungen und als Vorzeichen einer Wiederherstellung der Schifffahrt interpretiert.
2. Physisches Defizit. Die Lieferungen durch Hormus bleiben auf der Hälfte des Normalwerts, während die Versicherungssätze für Schiffe in Risikogebieten um ein Vielfaches höher sind als vor dem Krieg.
3. Rückkehr des Angebots. Die teilweise Rückkehr iranischer Barrel auf den Markt verstärkt den Wettbewerb um asiatische Käufer und drückt auf die Differenziale.

Analysten an Investmentbanken hatten zuvor die Prognose für Brent im Jahr 2026 auf 85 USD angehoben, wobei sie anhaltende Unterbrechungen in der Straße von Hormus einkalkulierten. Die derzeitige Deeskalation macht diese Orientierung eher zur Obergrenze als zur Untergrenze des Szenarios.

Die Straße von Hormus und das Rote Meer: Flaschenhals der globalen Energiewirtschaft

Vor dem Konflikt verlief durch die Straße von Hormus etwa ein Viertel des globalen Seetransports von Öl und etwa 20 % des weltweiten LNG. Heute ist der Verkehr nur teilweise wiederhergestellt: Tanker nutzen überwiegend den nördlichen Korridor entlang der iranischen Küste, und die Pumpgeschwindigkeiten schwanken von Woche zu Woche.

Parallel dazu hat sich die Situation auf der zweiten Route verschärft. Jemenitische Houthi-Rebellen erklärten, sie hätten eine Pipeline „Ost-West“ angegriffen, die die Ölfelder Saudi-Arabiens mit dem Hafen Yanbu am Roten Meer verbindet, sowie Angriffe auf die Infrastruktur in der Region Dschazan. Diese Pipeline stellt die Hauptumgehungsroute dar, falls die Straße von Hormus blockiert wird; daher führen längere Unterbrechungen in ihrem Betrieb sofort wieder zu einer Risikoprämie bei den Öl- und Frachtraten.

OPEC+: Quoten steigen, tatsächliche Produktion bleibt zurück

Formal setzt das Bündnis seinen Kurs zur Lockerung der Produktionsbeschränkungen fort. Die Gesamtheit der Quoten der „Sieben“ wichtigen Teilnehmer wurde im Juli auf 30,633 Millionen Barrel pro Tag erhöht, gegenüber 29,548 Millionen Barrel pro Tag im Juni. Doch die tatsächlichen Mengen liegen weit unter den erlaubten:

• Saudi-Arabien produzierte etwa 3,44 Millionen Barrel pro Tag unter der Quote;
• Irak — um 2,38 Millionen Barrel pro Tag unter;
• Kuwait — um 1,18 Millionen Barrel pro Tag unter;
• Russland produzierte im Juni 8,928 Millionen Barrel pro Tag, lag damit 834.000 Barrel pro Tag hinter dem Plan;
• Kasachstan jedoch überschritt die Quote um mehr als 1,15 Millionen Barrel pro Tag.

Das Versagen der nahöstlichen Teilnehmer ist nicht auf Disziplin, sondern auf die physische Unmöglichkeit zurückzuführen, Rohstoffe zu exportieren. Der Austritt der VAE aus OPEC und OPEC+ am 1. Mai hat zusätzlich die Steuerung des Abkommens erschwert. Die praktische Schlussfolgerung für den Markt: Das Bündnis hat ein erhebliches „schlafendes“ Exportpotential aufgebaut, das nach Normalisierung der Schifffahrt sofort auf den Markt kommen könnte — dies ist der wichtigste mittel- bis langfristige bärische Faktor für Öl.

Erdgas und LNG: Europa bezahlt für den Rückstand beim Füllen

Der europäische Erdgasmarkt bewegt sich in Gegenrichtung zum Öl. Bis zum 19. Juli waren die Untergrundspeicher in der EU zu etwa 54 % gefüllt (rund 57,7 Milliarden m³) — fast 16 Prozentpunkte unter dem Fünfjahresdurchschnitt. Die Füllgeschwindigkeit verlangsamt sich: Im Juni betrug die tägliche Nachfüllung etwa 308 Millionen m³, im Juli rund 270 Millionen m³ im Vergleich zu 338 Millionen m³ im Vorjahr.

Warum das Gas teurer wird

• Der LNG-Import könnte im Juli auf etwa 6,5 Millionen Tonnen sinken — das Minimum der letzten zwei Jahre und ein Rückgang von etwa einem Viertel im Vergleich zum Vorjahr;
• Asien kauft freie Partien zurück: Für den asiatisch-pazifischen Raum ist es eine Frage des aktuellen Verbrauchs, für die EU — der Lagerbestände;
• Katar stellt die Lieferungen aus Ras Laffan nur schrittweise wieder her und verspricht, die meisten Kapazitäten innerhalb von zwei Monaten nach vollständiger Öffnung der Straße zurückzubringen;
• Ab dem 1. Januar 2027 tritt das Verbot der EU für den Import von russischem LNG aus langfristigen Verträgen in Kraft, für Pipelinegas ab dem 30. September 2027.

Nach konservativen Schätzungen könnten die Gasspeicher in der EU bis Anfang November nur etwa 75 % gefüllt sein — in der Nähe des historischen Minimums. Dies hält die Prämie in den Winterverträgen hoch und macht die europäische Industrie noch über eine Heizperiode hinweg strukturell anfällig.

Kohle: Korrektur nach der Eskalation

Der Kohlenmarkt reagiert mit einer Verzögerung auf die Öl- und Gasvolatilität. Mitte Juli stiegen die europäischen Indizes für Energiesteinkohle auf über 118 USD pro Tonne, gefolgt von Öl und Gas, doch in der vergangenen Woche korrigierten sich die Kurse in Europa, China und Australien nach unten. Die Bestände in den neun größten Häfen Chinas liegen bei etwa 29 Millionen Tonnen, was das Wachstumspotential begrenzt.

Für russische Exporteur ist die Situation gemischt. Die Umschlagzahlen über die Häfen des Schwarzen und Asowschen Meeres stiegen im ersten Halbjahr um 21,5 % auf 13,9 Millionen Tonnen und unterstützen den Gesamtexport. Allerdings drücken Sanktionen, hohe Eisenbahntarife und die Stärkung des Rubels die Marge, während der Wettbewerb um die türkischen und asiatischen Märkte zunimmt. Der langfristige Orientierungsrahmen wird durch den fünfjährigen Plan zur Entwicklung der Energiepolitik Chinas für die Jahre 2026–2030 vorgegeben: Die Nachfrage nach Kohle und Öl soll in den nächsten fünf Jahren ihren Höhepunkt erreichen, danach werden sie zu Reservestromquellen.

Elektrizität und erneuerbare Energien: Rekorde bei der Sonne und teure Abende

Im Juni haben Solar-Kraftwerke erstmals etwa 25 % der Stromproduktion in der EU sichergestellt, damit Atomkraft, Gas und Windkraft überholt; in 18 EU-Ländern wurden monatliche Höchststände erreicht. An einzelnen Tagen näherte sich der Anteil erneuerbarer Energien in Deutschland 74 % und die Solarstromerzeugung 37,5 %.

Die Kehrseite der Rekorde ist die steigende Volatilität der Strompreise. Der Mangel an Speichersystemen führt dazu, dass die tägliche Überproduktion verloren geht, während die Abendspitzen durch teure Gas- und Kohlekraftwerke gedeckt werden. Ein zusätzlicher Faktor sind die Einschränkungen bei den französischen Kernkraftwerken aufgrund der Wassertemperatur in den Flüssen während Hitzeperioden. Für Investoren verschiebt sich der Fokus von neuen erneuerbaren Kapazitäten hin zu Netzen, Batteriespeichersystemen und flexibler Nachfrage.

Russland: Der Kraftstoffmarkt, Raffinerien und der Dämpfer

Der interne Markt für Erdölprodukte bleibt unter strenger Kontrolle. Das aktuelle Maßnahmenpaket umfasst:

• Ein vollständiges Exportverbot für Benzin, verlängert bis Ende 2026;
• Ein Verbot für die Ausfuhr von Diesel, Schiffskraftstoff, Kerosin und Heizöl;
• Eine Senkung der Norm für obligatorische Börsenverkäufe von Benzin von 15 % auf 10 % für den Zeitraum vom 1. Juli bis 30. September;
• Maximale Belastung der Raffinerien, Verkürzung der Wartungszeiten und Verschiebung der planmäßigen Wartungsarbeiten;
• Ein Importdämpfer, der seit Juli auf Benzin und nach Annahme der Änderungen im Steuerrecht auch auf Diesel und mittlere Destillate ausgeweitet wurde (bis Juli 2027);
• Null Einfuhrzoll und Steigerung der Lieferungen aus den Staaten der Eurasischen Wirtschaftsunion.

Es wird auch ein Mechanismus zur Berücksichtigung von Direktverträgen bei der Berechnung der Börsennormen vorbereitet — die Behörden erhoffen sich damit eine Reduzierung des Risikos lokaler Engpässe in den Regionen.

Export russischer Öls: Rabatte gegen das Budget

Die physischen Exportmengen russischen Öls liegen nahe den Höchstständen seit Jahresbeginn, doch die Preisgestaltung verschlechtert sich. Der Rabatt für Urals stieg in der ersten Juli-Hälfte um etwa 3 USD pro Barrel im Vergleich zu Juni; unter FOB-Bedingungen wurde der Spread zu Dated Brent in den Ostseehäfen im Bereich von 25–28 USD pro Barrel geschätzt, gegen einen Fünfjahresdurchschnitt von etwa 19,8 USD. Der Durchschnittspreis, der für die Berechnung der Mineralölsteuer verwendet wird, lag im Juli bei etwa 50,4 USD pro Barrel, verglichen mit 63,5 USD im Juni.

Angesichts der Tatsache, dass das Budget auf Basis eines Preises für Urals von etwa 59 USD pro Barrel erstellt wurde und das Defizit bereits erheblich über der Jahresprognose liegt, wird der Rückgang der Preise im Juli die Einnahmen des Staates im August beeinflussen. Die Rückkehr iranischer Barrel auf den indischen Markt verstärkt den Wettbewerb und erhöht die Wahrscheinlichkeit weiterer Rabatterweiterungen.

Was Marktteilnehmer der Energiewirtschaft in den kommenden Sitzungen beobachten sollten

1. Format der US-Iran-Verhandlungen: Die Bestätigung direkter Kontakte könnte Brent in den Bereich von 75–80 USD führen.
2. Dynamik des Transports durch Hormus: Eine Rückkehr zu 5–6 Millionen Barrel pro Tag wird als Signal für das Ende der Versorgungsengpässe gesehen.
3. Angriffe der Houthis auf saudische Infrastruktur: Treffer auf Yanbu und die Pipeline „Ost-West“ bringen sofort wieder eine Risikoprämie zurück.
4. Füllgeschwindigkeit der Gasspeicher in der EU: Ein Rückstand im August bedeutet teure Wintermonate und einen hohen TTF.
5. Wiederherstellung der LNG-Lieferungen aus Katar: Ein entscheidender Faktor für das Gleichgewicht Europas und Asiens.
6. Die Entscheidungen der OPEC+ zu den Quoten im September und die tatsächliche Fähigkeit der Teilnehmer, diese einzuhalten.
7. Russische Börsenkurse für Benzin und Diesel im Kontext verlängerter Exportverbote und Importdämpfer.

Fazit für Investoren und Marktteilnehmer der Energiewirtschaft: Öl tritt in eine Phase der Preisnormalisierung ein, während die Logistik weiterhin abnormal bleibt; Gas bleibt das angespannteste Segment der globalen Energieversorgung; Kohle handelt in einer Seitwärtsbewegung; und die Elektrizität hängt zunehmend von der Flexibilität der Netze und nicht von installierter Leistungsfähigkeit ab. Jeder dieser Punkte hat das Potential, innerhalb einer Sitzung die gesamte Konfiguration des Rohstoff- und Energiemarktes zu verändern.