Neuigkeiten der Öl- und Gasindustrie, Mittwoch, 31. Dezember 2025 – Überversorgung des weltweiten Öl- und Gasmarktes und Boom der EE

Aktuelle Nachrichten aus der Öl- und Gas- sowie der Energiebranche zum Mittwoch, 31. Dezember 2025: Weltmarkt für Öl und Gas, LNG, erneuerbare Energien, Elektroenergie, Kohle, Raffinerien und wichtige Trends für Investoren und Akteure im Energiesektor.

Zum Ende des Jahres 2025 zeichnet sich der Zustand des Brennstoff- und Energiesektors durch ein Überangebot an Öl und Gas aus, was die Preise auf minimalen Niveaus hält. So wird Öl der Marke Brent um ca. 60 Dollar pro Barrel gehandelt, während die Einzelhandelspreise für Benzin in den USA unter 3 Dollar pro Gallone gesunken sind – ein Niveau, das seit 2021 nicht mehr gesehen wurde. In Europa sind die unterirdischen Gasspeicher zu fast 90% gefüllt, sodass die Preise für das „blaue Brennstoff“ moderat bleiben, selbst mit dem Einsetzen der Kälte. Gleichzeitig nimmt der weltweite Energiewandel Fahrt auf: Erneuerbare Energien (EE) erreichen Rekorde in der Erzeugung, und viele Länder bauen ihre Kapazitäten in den Bereichen Wind, Sonne und anderen sauberen Technologien aus. Hiermit präsentieren wir einen Überblick über die wichtigsten Nachrichten aus dem Rohstoff- und Energiesektor, die die globalen Märkte beeinflussen.

Weltmarkt für Öl: Überangebot und stabile Preise

Der globale Ölmarkt gerät in eine neue „Angebotsrunde“. OPEC+ hat sich nach den Herbst-Sitzungen entschieden, die Förderung zu Beginn des Jahres 2026 nicht zu steigern, dennoch bleibt das Gesamtangebot hoch. Saudi Aramco senkt seit mehreren Monaten kontinuierlich die offiziellen Ölverkaufspreise auf dem asiatischen Markt, was den Überfluss an Rohöl widerspiegelt. US-Schieferölproduzenten haben in 2025 ein beispielloses Produktionswachstum von 25% erzielt, und auch die Produktion in Brasilien und Kanada hat Rekordhöhen erreicht. Gleichzeitig hat China sein Öl-Einkaufsprogramm für 2026 erhöht, während die Nachfrage auf den meisten großen Märkten aufgrund der wirtschaftlichen Verlangsamung gedämpft bleibt. Diese Faktoren halten die Preise in Schach: Brent bleibt in der Spanne von etwa 60–65 Dollar pro Barrel, während WTI um 58–62 Dollar schwankt.

• Die Ölpreise bleiben relativ stabil. Brent wird bei ca. 62 Dollar gehandelt, WTI liegt bei etwa 58–60 Dollar. Das sind 10–15% unter dem Niveau des Vorjahres. Hemmend wirkt das „Überangebot“ vor dem Hintergrund einer sinkenden Nachfrage.
• OPEC+ hat beschlossen, die Erhöhung der Quoten für die erste Hälfte von 2026 auszusetzen. Die Gruppe hält nach wie vor Gesamtproduktionskürzungen von etwa 3,2 Millionen Barrel pro Tag (rund 3% der weltweiten Nachfrage) aufrecht.
• Saudi Aramco hat erneut die Verkaufspreise für sein Öl an asiatische Käufer für Februar gesenkt, wobei die Prämie für Arab Light auf das niedrigste Niveau seit fünf Jahren gesenkt wurde – auf etwa 0,40 Dollar über den durchschnittlichen Preisen von Oman/Dubai.
• Venezuela hat weiterhin mit Schwierigkeiten zu kämpfen. Aufgrund der US-Sanktionen fiel der Export von Rohöl im Dezember ungefähr auf die Hälfte im Vergleich zu November. PDVSA erweitert jedoch den Einsatz von Tankern für die schwimmende Lagerung und den Export von Öl nach China im Rahmen der Begleichung von Schulden.
• Ein neues Öl- und Gasprojekt von Chevron vor der Küste Angolas hat 2025 die ersten Ölförderungen eingesetzt. Das Unternehmen plant, die Produktion auf etwa 25.000 Barrel pro Tag sowie 50 Millionen Kubikfuß pro Tag Gas im Feld South N’Dola zur Hochlaufspitze zu bringen.

Gassektor und LNG: Rekordexporte und Preisdruck

Das Jahr 2025 war auf dem Gasmarkt bemerkenswert: Neue Rekorde im LNG-Export (verflüssigtes Erdgas) wurden erreicht. Die führenden Exporteure, vor allem die USA und Kanada, haben die Verladungen merklich erhöht. Im November exportierten die USA über 10,9 Millionen Tonnen LNG – das ist der dritte Rekordmonat in Folge – hauptsächlich dank der Kälte an der Küste und der hohen Auslastung der Anlagen von Cheniere und Venture Global. Im Jahresverlauf stiegen die globalen LNG-Exporte um etwa 4% und überstiegen 425 Millionen Tonnen (der substanzielle Anstieg ist der erste seit 2022), was zum Teil mit der Inbetriebnahme neuer Terminals in den USA, Kanada und Katar zusammenhängt. Allerdings nimmt die Konkurrenz auf dem Markt zu: Es wird erwartet, dass neue Exportkapazitäten bis 2030 um etwa 50% zunehmen werden, was zu einem vorübergehenden Gasüberangebot und sinkenden Preisen führen könnte. Europa bleibt der Schlüsselmarkt: Im November nahm es bis zu 70% des amerikanischen LNG ab. Gleichzeitig hat die Nachfrage in Asien nachgelassen – die asiatischen Preise (JKM) liegen bei etwa 11–12 Dollar pro MMBtu. Aufgrund moderater Temperaturen und voller Erdgasvorräte lagen die europäischen Preise (TTF) zum Jahresende bei etwa 10 Dollar pro MMBtu.

• Der LNG-Export erreichte Rekordhöhen. Die USA ergatterten Exportvolumen von etwa 15 Milliarden Kubikfuß pro Tag im Durchschnitt für 2025 (+25% im Vergleich zu 2024) und beliefern den Großteil des Gases nach Europa. Kanada hat zum ersten Mal regelmäßige LNG-Lieferungen über das neue Terminal LNG Canada begonnen.
• Die Gaspreise steigen moderat. In den USA betrug der durchschnittliche Preis am Henry Hub Ende November etwa 4,5 Dollar/MMBtu (gegenüber 3,4 Dollar im Oktober) aufgrund der gestiegenen Nachfragen nach Verflüssigung. Europa und Asien liegen über 10 Dollar/MMBtu, jedoch unter dem Höchststand im Winter 2022–2023. Das Überangebot seitens der USA dämpft starke Preisschwankungen.
• Neue Infrastrukturprojekte. In den USA sollen bis 2030 über 50 Milliarden Dollar in den Bau von Pipelines investiert werden, um der wachsenden inländischen und externen Nachfrage gerecht zu werden. Die Inbetriebnahme mehrerer großer asiatischer LNG-Projekte (Katar, Australien) wird erwartet, ebenso wird die Idee erörtert, die Pipeline aus Ostafrika zu erweitern.
• Regionale Besonderheiten. China erhielt für 2026 Quoten für den Import von Öl und Gas mit einem Anstieg von etwa 8% im Vergleich zum Vorjahr, was seine Nachfrage unterstützt. Indien versucht hingegen, die Importabhängigkeit zu verringern, indem sie aktiver die inländische Gasproduktion ausbaut und Kompensationen von ausländischen Unternehmen für nicht gelieferte Öl-Mengen im Gegenzug für Gas einfordert.

Kohle-Sektor: Rekordnachfrage und langfristiger Rückgang

Trotz der rasanten Entwicklung „sauberer“ Technologien erreichte die weltweite Nachfrage nach Kohle im Jahr 2025 auch Rekordhöhen, die mehreren Faktoren zu verdanken sind. Nach Schätzungen der Internationalen Energieagentur (IEA) stieg die globale Nachfrage nach Kohle um etwa 0,5% auf 8,85 Milliarden Tonnen – hauptsächlich aufgrund des kalten Winters und des Anstiegs des Verbrauchs in Kraftwerken. In China, dem größten Verbraucher, blieb der Kohleverbrauch insgesamt stabil, wenngleich ein Rückgang zu erwarten ist, während die Kapazitäten der erneuerbaren Energien erhöht werden. Indien reduzierte erstmals seit fünf Jahren den Kohleverbrauch dank starker Regenfälle und einem Anstieg der Wasserkraftproduktion. In den USA war ein Anstieg des Kohleverbrauchs zu verzeichnen: Hohe Gaspreise und staatliche Maßnahmen (Verordnungen zur Verlängerung des Betriebs von Kohlekraftwerken) stützten die Nachfrage. Langfristig zeigt jedoch der Trend eindeutig auf einen Rückgang: Bereits bis 2030 wird der Anteil der Kohle im Energiemix voraussichtlich stark reduzieren, beeinflusst von erneuerbaren Energien, Erdgas und Kernkraft.

• Nachfragesteigerung. Schätzungen der Internationalen Energieagentur zeigen, dass die globale Nachfrage nach Kohle ein neues Rekordniveau (8,85 Milliarden Tonnen) erreicht hat. Den größten Zuwachs verzeichneten die GUS-Staaten und die USA (hauptsächlich aufgrund der hohen Gaspreise), trotz des Rückgangs in Indien und der Stagnation in China.
• Indien und China. Indien reduzierte im Jahr 2025 den Import und den Verbrauch von Kohle in Folge eines rekordhohen Niederschlags und erfolgreicher Hydrokraftprojekte. In China, trotz der Zunahme von EE, macht Kohle nach wie vor mehr als 50% der Stromerzeugung aus, jedoch plant Peking eine schrittweise Senkung des Kohleanteils bis 2030 im Zuge des Ausbaus von EE und Atomenergie.
• Langfristiger Trend. IEA-Experten weisen darauf hin, dass die Nachfrage nach Kohle unter dem Einfluss der Dekarbonisierungspolitik und wirtschaftlicher Faktoren einen Höhepunkt erreicht hat und in der zweiten Hälfte des Jahrzehnts schrittweise zurückgehen wird. Vorher festgelegte Umweltziele fördern den Umstieg von Kraftwerken auf Gas und die Installation zusätzlicher Solarkraft- und Windkraftwerke.

Elektroenergie und erneuerbare Energien: Rekordwachstum bei Erneuerbaren und neue Herausforderungen

In den Jahren 2025–2026 zeichnet sich ein historischer Wendepunkt ab: Die gesamte Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien hat erstmals den Anteil der Kohle im globalen Energiemix übertroffen. Der Anstieg des Stromverbrauchs um 2-3% im Jahr 2025 wurde vollständig durch den Anstieg der Erzeugung aus Wind- und Solarkapazitäten (Über 30% und 8% respectivamente) ermöglicht, während die Kohleproduktion zurückging. Der weltweite Anteil der Erneuerbaren Energien an der Gesamterzeugung überstieg 34%, während der Anteil der Kohle auf etwa 33% fiel. Zugleich steigen die Kapazitäten der Hydro- und Kernenergie: Es wird erwartet, dass die gesamte Kernreaktorleistung bis Ende 2026 auf ein Rekordniveau steigt, vor allem durch neue Reaktoren in China, Indien und Südkorea. Laut einem Bericht der IEA wird bis 2030 etwa 80% des neuen Zuwachses bei den erneuerbaren Quellen aus Solarenergie stammen, was außergewöhnliche Investitionen in Netze und Speicher erfordert, um die Variabilität zu glätten. Viele Länder haben bereits großangelegte Projekte angekündigt: So plant Indonesien, die installierte EE-Leistung in den nächsten fünf Jahren um 30% zu erhöhen, während die EU die Finanzierung von Stromnetzen und Rechenzentren aus EE ausweitet.

• Neue Rekorde bei den Erneuerbaren. Branchenagenturen berichten, dass allein im ersten Halbjahr 2025 Solar- und Windkraftanlagen über 300 TWh zur globalen Erzeugung hinzugefügt haben. Das entspricht etwa dem jährlichen Stromverbrauch eines Landes wie Italien. Der Übergang zu erneuerbaren Energien dämpft das Wachstum der Nachfrage, erfordert jedoch eine Modernisierung der Netze.
• Investitionen in Netze und Flexibilität. Der Anstieg des Anteils erneuerbarer Energien stellt die Energieversorgung vor Herausforderungen hinsichtlich des Ausgleichs: Es sind Energiespeicher (Batterien, Wasserstoff), dichte Netze und regulierbare Erzeuger erforderlich. Internationale Institutionen fordern die Regierungen auf, den Bau von „intelligenten Netzen“ und Umspannwerken zu beschleunigen und Nachfrageverwaltungssysteme einzuführen.
• Wasser- und Kernenergie. Obwohl die Erneuerbaren führend sind, bleibt die Wasserkraft ein wichtiger Rückhalt – insbesondere in Asien. Auch die Kernkraft wird gestärkt: In den Jahren 2025–2026 werden neue Reaktoren in China, Indien und den VAE in Betrieb genommen, was dazu beitragen wird, die Abhängigkeiten von Kohle in der Region zu verringern.

Internationale Geopolitik: Konflikte und Sanktionen

Globale politische Ereignisse bleiben ein wichtiger Treiber für die Energiepreise. Die Verschärfung des Konflikts im Jemen (mit Beteiligung der VAE und Saudi-Arabien) fügt Unsicherheiten hinzu: Drohungen zur Explosion des Red Sea Blocks und Lieferunterbrechungen bei Öl führen zu einer Risikoprämie. Gleichzeitig bringen die Verhandlungen über ein Ende des Krieges in der Ukraine wenig Fortschritte, und die Überprüfung der Positionen der russischen Führung im Dezember schürt die Befürchtungen bezüglich der zukünftigen Gasströme. Vor diesem Hintergrund halten sich die Ölpreise über dem Niveau von August, trotz des „Überangebots“ auf dem Markt. Eine wichtige Rolle spielen auch die Sanktionen: Die USA setzten die Blockade der venezolanischen Öllieferungen fort, wodurch der Export von PDVSA im Dezember ungefähr halbiert wurde. Dennoch sind einige sanktionierte Tanker auf dem Weg zu den Küsten Venezuelas, da Maduro Öl als Entschädigung für Schulden gegenüber China liefert. Zudem hat Russland das Exportverbot für Benzin und Diesel bis Februar 2026 aufgrund von Energieengpassrisiken verlängert.

• Konflikt im Jemen. Nach angespannten Auseinandersetzungen im Dezember kündigten die VAE den Rückzug ihrer Truppen an, doch die Lage bleibt angespannt. Die militärische Krise fügt den Ölpreisen Ängste hinzu, da sie potenziell wichtige Lieferwege durch das Rote Meer bedrohen könnte.
• Russland-Ukraine. Die Verhandlungen über ein Ende des Krieges sind ins Stocken geraten: Russland spricht von einem „Überdenken“ seines Ansatzes, während die ukrainische Führung Zugeständnisse verweigert. Dies hält die Risiken für die Gasversorgung (über Gazprom) und die Öllieferungen (unter Berücksichtigung möglicher Änderungen der Sanktionen) hoch.
• Blockade von Venezuela. Die USA haben den Druck auf die venezolanischen Öllieferungen verschärft: Eine Blockade von Tankern wurde verhängt. Der Export von PDVSA fiel im Dezember um etwa 50%. Dennoch wird ein Teil des Öls weiterhin im Tauschgeschäfte nach China geliefert. Maduro verhandelt mit Verbraucherländern und bietet erhebliche Rabatte an, um einen vollständigen Verkaufsstopp zu vermeiden.
• Naher Osten und Iran. Die Spannungen um das iranische Atomprogramm bleiben ein Faktor für die Volatilität. Informelle Signale über eine Wiederaufnahme der iranischen Gas- und Ölexporte könnten das Gleichgewicht der Lieferungen in der Region bis Mitte 2026 beeinflussen.

Ölraffinerie und Ölprodukte: Margen und neue Trends

Der wachsende globale Überschuss an Rohöl bedeutet nicht automatisch Preissenkungen für Treibstoffprodukte. Die Dieselpreise bleiben hoch durch strukturelle Angebotsengpässe: Europäische Raffinerien reduzieren die Verarbeitung von russischem Öl unter dem Druck von Sanktionen, und Drohnenangriffe auf russische Ölfelder verstärken den Dieselmangel. Infolgedessen stieg die Marge auf dem europäischenDieselmarkt um etwa 30% im Jahr 2025, trotz fallender Rohstoffpreise. In den USA fallen die Benzinpreise traditionell zur Weihnachtszeit: Anfang Dezember sanken die Einzelhandelspreise auf das Niveau von 2021 (etwa 2,9 Dollar pro Gallone). In Asien bestätigen große Kraftstoffimporteure ein moderates Nachfragewachstum. Europäische Raffinerien reagieren darauf mit einer Umstellung auf die Produktion von Biokraftstoffen und nachhaltigen Flugbenzin (SAF) zur Diversifizierung ihres Geschäfts. Zudem diskutieren einige Länder die Einführung neuer Standards für Umweltbestandteile von Kraftstoffen, was die Modernisierung der Raffinerien anregt.

• Wachstum der Dieselmarge. Aufgrund des Rückgangs von Exporten aus Russland und einer begrenzten Auffüllung der Bestände in Europa überstiegen die Dieselpreise im November-Dezember die Rohölniveaus. Es wird erwartet, dass die Nachfrage nach Diesel im Jahr 2026 hoch bleibt (Bau, Landwirtschaft) und die Marge auf durchschnittlich 10–15 Dollar/Barrel unterstützen wird.
• Der Euro wurde günstiger. Da die Kraftstoffpreise auf asiatischen Märkten sinken, erwarten europäische Händler einen Rückgang der Benzin- und Kerosinpreise. Berichten zufolge ist der Benzinfuture in Amsterdam im Dezember um 15% unter das Niveau von November gefallen. Dies gibt den Verbrauchern kurzfristig Luft zum Atmen.
• Übergang zu SAF und Biokraftstoffen. Unter dem Druck der EU und der USA beginnen Raffinerien, Anlagen zur Produktion von Biodiesel und SAF zu bauen. Subventionsprogramme für die Luftfahrtindustrie fördern die Nachfrage: So plant Europa, die Gesamtproduktion von SAF bis 2026 auf 3 Millionen Tonnen zu steigern.
• Stabilisierung auf dem Binnenmarkt für Treibstoffe. In mehreren Ländern wurden Notmaßnahmen ergriffen. In Russland, wo im ersten Halbjahr ein starker Anstieg der Benzinpreise zu verzeichnen war, wurde das Exportverbot für Kraftstoffe verlängert. In den USA hingegen hat die Aktivität der Bohranlagen zugenommen – Unternehmen erweitern die Anzahl der Bohrlöcher, um von den niedrigen Ölpreisen zu profitieren.

Große Projekte und Investitionen: Deals und Ambitionen der Zukunft

Trotz der kurzfristigen Herausforderungen bereiten sich die Öl- und Gasunternehmen auf ein langfristiges Wachstum vor. Im Jahr 2025 wurden mehrere bedeutende Vereinbarungen unterzeichnet. Woodside Energy hat einen langfristigen Vertrag über die Lieferung von ca. 5,8 Milliarden Kubikmeter LNG aus neuen amerikanischen Projekten (Louisiana) ab 2030 unterzeichnet. Multinationale Ölgesellschaften setzen weiterhin auf großflächige Entwicklungen: Saudi Aramco und die VAE planen, die Investitionen in die traditionelle Ölförderung in 2026–2030 nach einer Pause zu erhöhen. In Richtung Asien sieht sich Shell mit Schwierigkeiten bei der Inbetriebnahme des LNG Canada-Werks konfrontiert: Beide Linien waren im Dezember aufgrund technischer Störungen mehrere Wochen außer Betrieb. Das Feld „Sakhalin-1“ in Russland bleibt im Fokus: Die Regierung hat die Frist für den Verkauf eines 30%-Anteils von ExxonMobil bis Ende 2026 verlängert, was eine Chance zur Integration des ausländischen Unternehmens nach dem Ende der Sanktionen bietet.

• Große LNG-Deals. In den USA wurden eine Reihe von 10- bis 15-jährigen Verträgen über LNG-Lieferungen nach Asien und Europa angekündigt. Neben Woodside haben sich auch das kasachische „Tengez“ (eine Projekt-Ausweitung des Feldes) und russische Projekte (Lakhta LNG, Arktik LNG) an solchen Deals beteiligt.
• Neue Öl- und Gasprojekte. Chevron hat die Ölproduktion in einem Feld vor der Küste Angolas gestartet (zum ersten Mal wurde im Sommer 2025 Öl gefördert), während das italienische Unternehmen Eni ähnliche Schritte in Mosambik und Nigeria in Betracht zieht. Die Ministerien für Entwicklung in den BRICS-Staaten haben Pläne angekündigt, die Ölproduktion in abgenutzten Feldern mithilfe von Enhanced Oil Recovery-Technologien zu erhöhen.
• Investitionen in erneuerbare Energien. Unter den Strategien der großen Unternehmen steht Diversifizierung im Vordergrund. So sucht die schwedische Vattenfall nach staatlichen Finanzierungen für den Bau neuer Kernreaktoren im Rahmen ihrer „grünen“ Strategie; das chinesische Unternehmen CATL investiert in europäische Batteriefabriken. In Asien wächst die Zahl der Joint Ventures im Bereich erneuerbare Energien.
• Vorbereitung auf das Jahr 2026. Viele Forschungsinstitutionen und Finanzakteure erwarten, dass die Reserven von Öl und Gas im Jahr 2026 weiter wachsen werden und die Produktion verringert werden muss. Experten prognostizieren einen möglichen Rückgang der Kapitalausgaben westlicher Unternehmen um 10-15% bis Ende 2026 – jedoch mit Fokus auf neue Technologien (E&P in der Arktis, Tiefseebohrung) und Digitalisierung der Produktion.