Nachrichten Öl- und Gasindustrie — Mittwoch, 29. Juli 2026: Pause der US-Angriffe gegen den Iran lässt Brent fallen, Gas in Europa auf Dreijahreshoch

Wichtiges zum Mittwoch, 29. Juli 2026

• Öl. Die nächsten Brent-Futures werden bei etwa 86–87 USD pro Barrel gehandelt, WTI liegt bei etwa 81 USD. Am Montag verloren beide Referenzen etwa 8 % – der stärkste Rückgang an einem Tag seit mehreren Monaten.
• Geopolitik. Die USA haben eine Reihe von nächtlichen Luftangriffen auf den Iran ausgesetzt; Washington spricht von einer „Pause für Verhandlungen“, Teheran hat bisher keine Zugeständnisse bestätigt.
• Logistik. Der Nettóexport von Öl und Ölprodukten 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.
• Gas. Der Spotpreis TTF stieg auf den Äquivalent von ~744 USD pro 1.000 m³ im Vergleich zu ~532 USD im Durchschnitt für den Juni – der Höchststand seit Dezember 2022.
• Strom und Erneuerbare Energien. Die solare Stromerzeugung stellte erstmals etwa 25 % der Stromproduktion in der EU, das hieß mehr als Atomkraft, Gas und Wind.
• Russland. Das Exportverbot für Benzin wurde bis Ende 2026 verlängert, das Importdämpfungssystem wurde auf Dieselkraftstoff ausgeweitet.

Öl: Markt entzieht sich geopolitischen Prämien

Das Hauptthema des Ölmarktes ist die Geschwindigkeit, mit der die geopolitische Prämie zurückgeht. Am 23. Juli erreichte Brent einen Sechswochenhöchststand, während die USA zum zwölften Mal in Folge nachts iranische Objekte angriffen und die Spannungen im Roten Meer zunahmen. Nach Berichten über die Aussetzung der Angriffe öffnete der Markt die Woche mit einem Rückgang: Zunächst auf 86,8 USD, danach unter 85 USD – zum ersten Mal seit dem 17. Juli. Bis Montagabend erholte sich der Markt teilweise, das Rückgang setzte sich am Dienstag fort, und am Dienstag und Mittwoch stabilisierte sich der Preis in der Nähe der dreifach wöchentlichen Tiefststände.

Fundamental wird der Markt von drei Kräften zerrissen:

1. Diplomatische Hoffnung. Die Pause bei den Angriffen wird von den Händlern als ein Fenster für einen Deal und als Vorbote der Wiederherstellung des Schiffsverkehrs angesehen.
2. Physische Knappheit. Die Lieferungen durch Hormus liegen weiterhin bei der Hälfte des Normalniveaus, und die Versicherungsprämien für Schiffe in Risikozonen sind erheblich höher als vor dem Krieg.
3. Rückkehr des Angebots. Die teilweise Rückkehr iranischer Barrel auf den Markt erhöht den Wettbewerb um asiatische Käufer und drückt auf die Differenziale.

Analysten von Investmentbanken hatten zuvor ihre Prognose für Brent im Jahr 2026 auf 85 USD erhöht und langanhaltende Störungen in der Straße eingeplant. Die aktuelle Deeskalation macht diesen Richtwert eher zur oberen als zur unteren Grenze des Szenarios.

Straße von Hormus und Rotes Meer: das Nadelöhr des globalen Energiesektors

Vor dem Konflikt flossen über die Straße von Hormus etwa ein Viertel des Seehandels mit Öl und rund 20 % des globalen LNG. Heute ist die Bewegung nur teilweise wiederhergestellt: Tanker verkehren hauptsächlich im nördlichen Korridor entlang der iranischen Küste, und die Transportgeschwindigkeiten sind von Woche zu Woche instabil.

Gleichzeitig hat sich die Situation auf der zweiten Route verschärft. Die jemenitischen Huthis berichteten über einen Angriff auf die Hauptpipeline „Ost – West“, die die Ölfelder Saudi-Arabiens mit dem Hafen von Yanbu am Roten Meer verbindet, sowie über Angriffe auf die Infrastruktur in der Region Dschazan. Diese Pipeline ist die Hauptumgehungsroute für den Fall einer Blockade von Hormus, daher führen längere Unterbrechungen ihrer Betriebnahme sofort zur Rückkehr der Risikoprämie in die Öl- und Frachpreise.

OPEC+: Quoten steigen, tatsächliche Förderung bleibt hinterher

Formal verfolgt das Bündnis weiter den Kurs der Lockerung von Restriktionen. Die Gesamtobergrenze der „Sieben“ der wichtigsten Teilnehmer wurde im Juli auf 30,633 Millionen Barrel pro Tag angehoben, im Vergleich zu 29,548 Millionen Barrel pro Tag im Juni. Die tatsächlichen Mengen sind jedoch weit von den Genehmigten entfernt:

• Saudi-Arabien förderte etwa 3,44 Millionen Barrel pro Tag weniger als die Quote;
• Irak – 2,38 Millionen Barrel pro Tag weniger;
• Kuwait – 1,18 Millionen Barrel pro Tag weniger;
• Russland förderte im Juni 8,928 Millionen Barrel pro Tag, was 834.000 Barrel pro Tag unter dem Plan liegt;
• Kazakhstan hingegen überschritt die Quote um mehr als 1,15 Millionen Barrel pro Tag.

Das Hinterherhinken der Teilnehmer aus dem Nahen Osten wird nicht durch Disziplin, sondern durch die physische Unmöglichkeit, Rohstoff zu exportieren, erklärt. Der Austritt der VAE aus OPEC und OPEC+ seit dem 1. Mai hat die Steuerbarkeit des Deals zusätzlich verringert. Die praktische Schlussfolgerung für den Markt: Das Bündnis hat erhebliches „schlafendes“ Exportpotenzial angesammelt, das sofort nach der Normalisierung des Schiffsverkehrs auf den Markt strömen wird – dies ist der Hauptmittel- bis langfristige bärische Faktor für Öl.

Gas und LNG: Europa bezahlt für Rückstände beim Füllen

Der europäische Gasmarkt bewegt sich gegenläufig zum Ölmarkt. Bis zum 19. Juli waren die unterirdischen Speicher des EU etwa zu 54 % gefüllt (rund 57,7 Milliarden m³) – fast 16 Prozentpunkte unter dem Durchschnitt der letzten fünf Jahre. Die Füllgeschwindigkeit verlangsamt sich: Im Juni betrug die tägliche Ergänzung etwa 308 Millionen m³, im Juli etwa 270 Millionen m³ im Vergleich zu 338 Millionen m³ im Vorjahr.

Warum Gas teurer wird

• Der LNG-Import im Juli könnte auf etwa 6,5 Millionen Tonnen sinken – das Minimum der letzten zwei Jahre und etwa ein Viertel des Rückgangs im Jahresvergleich;
• Asien kauft frei verfügbare Partien zurück: Für den asiatischen Raum ist dies eine Frage des aktuellen Verbrauchs, für die EU – der Bestände;
• Katar stellt die Lieferungen aus Ras Laffan nur schrittweise wieder her und verspricht, den Großteil der Kapazitäten innerhalb von zwei Monaten nach der vollständigen Öffnung der Straße wiederherzustellen;
• 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.

Konservativen Schätzungen zufolge könnten die PGG der EU bis Anfang November nur auf etwa 75 % Füllung kommen – in der Nähe des historischen Minimums. Dies hält die Prämie in den Winterverträgen aufrecht und macht die europäische Industrie für eine weitere Heizperiode strukturell anfällig.

Kohle: Korrektur nach Eskalation

Der Kohlenmarkt spielt die Volatilität von Öl und Gas mit Verzögerung nach. Mitte Juli stiegen die europäischen Indizes für Energiekohle über 118 USD pro Tonne, gefolgt von Öl und Gas, aber in der vergangenen Woche korrigierten sich die Preise in Europa, China und Australien nach unten. Die Bestände in den neun größten Häfen Chinas liegen bei etwa 29 Millionen Tonnen und begrenzen das Wachstumspotenzial.

Für russische Exporteure zeigt sich ein zwiespältiges Bild. Die Umschlagmenge über die Häfen des Schwarzen und des Asowschen Meeres stieg im ersten Halbjahr um 21,5 % auf 13,9 Millionen Tonnen und unterstützte den Gesamtexport. Allerdings drücken Sanktionen, hohe Eisenbahntarife und eine Stärkung des Rubels die Marge, während der Wettbewerb um den türkischen und asiatischen Markt zunimmt. Der langfristige Kurs wird durch den Fünfjahresplan zur Entwicklung der Energiepolitik Chinas von 2026 bis 2030 vorgegeben: Der Bedarf an Kohle und Öl sollte in den nächsten fünf Jahren seinen Höhepunkt erreichen, danach wechseln sie in den Status von Reservequellen.

Energie und Erneuerbare: Rekord bei Solar und teure Abende

Im Juni haben Solarstromanlagen erstmals etwa 25 % der Stromproduktion in der EU bereitgestellt und damit die Atomkraft, Gas und Wind überholt; die monatlichen Höchstwerte wurden in 18 EU-Ländern neu festgelegt. An einzelnen Tagen näherte sich der Anteil der EEA in Deutschland 74 % und die Solarerzeugung 37,5 %.

Die Kehrseite der Rekorde ist die steigende Volatilität der Strompreise. Der Mangel an Speichersystemen führt dazu, dass der überschüssige Strom tagsüber verloren geht, während die Spitzen am Abend teuer mit Gas- und Kohleverstromung gedeckt werden. Ein zusätzlicher Faktor sind Einschränkungen an französischen AKWs aufgrund der Wassertemperatur in Flüssen während heißer Perioden. Dies verschiebt den Fokus der Investoren von der Inbetriebnahme neuer EEA-Kapazitäten hin zu Netzen, Batteriespeichern und flexiblem Nachfrageverhalten.

Russland: Brennstoffmarkt, Raffinerien und Dämpfer

Der Binnenmarkt für Ölprodukte bleibt unter manueller Steuerung. Das aktuelle Maßnahmenpaket umfasst:

• ein vollständiges Exportverbot für Benzin, das bis Ende 2026 verlängert wurde;
• ein Verbot des Exports von Dieselkraftstoff, Schiffskraftstoff, Flugbenzin und Gasöl;
• die Senkung des obligatorischen Börsenverkaufs von Benzin von 15 % auf 10 % für den Zeitraum vom 1. Juli bis 30. September;
• maximale Auslastung der Raffinerien, Verkürzung der aktuellen Reparaturfristen und Verschiebung von planmäßigen Reparaturen;
• ein Importdämpfer, der seit Juli auf Benzin ausgeweitet wurde, und nach der Annahme von Änderungen im Steuergesetzbuch auch auf Dieselkraftstoff und mittlere Destillate (bis Juli 2027);
• eine null Importsteuer und die Erhöhung der Lieferungen aus EAWU-Staaten.

Ein Mechanismus zur Verrechnung von Direktverträgen bei der Berechnung der Börsen-Normativen wird ebenfalls vorbereitet – die Behörden erhoffen sich dadurch, das Risiko lokaler Engpässe in den Regionen zu verringern.

Export russischen Öls: Rabatte gegen den Haushalt

Die physischen Exportvolumina von russischem Öl liegen nahe den Höchstständen zu Jahresbeginn, jedoch die Preiskomponente hat sich verschlechtert. Der Urals-Rabatt stieg in der ersten Juli-Hälfte um etwa 3 USD pro Barrel im Vergleich zu Juni; FOB-Bedingungen in den Ostseehäfen lagen der Spread zu Dated Brent zwischen 25 und 28 USD pro Barrel im Vergleich zum fünfjährigen Durchschnitt von etwa 19,8 USD. Der durchschnittliche Preis, der zur Berechnung der Mineralölsteuer verwendet wird, belief sich im Juli auf etwa 50,4 USD pro Barrel im Vergleich zu 63,5 USD im Juni.

Da der Haushalt auf Grundlage eines Urals-Preises von etwa 59 USD pro Barrel erstellt wurde und das Defizit bereits erheblich über dem jährlichen Ziel 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 Rabatte.

Was Marktteilnehmer im Energiesektor in den kommenden Sitzungen beobachten sollten

1. Format der Verhandlungen USA – Iran: Die Bestätigung direkter Kontakte könnte Brent in den Bereich von 75–80 USD bringen.
2. Dynamik der Fördermengen über Hormus: Rückkehr zu 5–6 Millionen Barrel pro Tag würde ein Signal für das Ende der Angebotskrise geben.
3. Angriffe der Huthis auf saudi-arabische Infrastruktur: Angriffe auf Yanbu und die Pipeline „Ost – West“ bringen sofort die Risikoprämie zurück.
4. Füllgeschwindigkeiten im EU-Gasspeicher: Ein Rückstand im August bedeutet einen teuren Winter und einen hohen TTF.
5. Wiederherstellung der LNG-Lieferungen aus Katar: Ein Schlüsselfaktor für das Gleichgewicht zwischen Europa und Asien.
6. OPEC+-Entscheidungen zu den Quoten im September und die tatsächliche Fähigkeit der Teilnehmer, diese zu erfüllen.
7. Russische Börsenpreise für Benzin und Diesel vor dem Hintergrund des verlängerten Exportverbots und des Importdämpfers.

Das Fazit für Investoren und Marktteilnehmer im Energiebereich: Öl tritt in eine Phase der Normalisierung der Preise ein, während die Logistik weiterhin abnormal bleibt; Gas bleibt das angespannteste Segment der globalen Energieversorgung, Kohle bewegt sich in einer Seitwärtsbewegung, und die Energieerzeugung wird zunehmend von der Flexibilität der Netze und nicht von der installierten Kapazität abhängen. Jeder der genannten Punkte kann in einer Sitzung die gesamte Konfiguration des Rohstoff- und Energiemarktes verändern.