Nachrichten über Öl und Gas und Energie - Mittwoch, 29. Juli 2026: Pause in den US-Angriffen auf den Iran drückt Brent, Gas in Europa auf drei-Jahres-Hoch

Wichtiges bis Mittwochmorgen, 29. Juli 2026

• Öl. Die näheren Futures für Brent werden bei rund 86–87 $ pro Barrel gehandelt, WTI bei etwa 81 $. Am Montag verloren beide Indizes 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 bisher nicht bestätigt.
• Logistik. Der Nettoexport von Öl und Ölprodukten während der Woche bis zum 24. Juli betrug im Durchschnitt etwa 2,9 Millionen Barrel pro Tag im Vergleich zu 5,9 Millionen b/s in der Woche zuvor.
• Gas. Der Spotpreis TTF stieg auf den Äquivalent von ~$744 pro tausend Kubikmeter im Vergleich zu ~$532 im Durchschnitt für den Juni — ein Höchststand seit Dezember 2022.
• Strom und Erneuerbare Energien. Die solaire Energieerzeugung hat erstmals etwa 25 % der Stromerzeugung in der EU bereitgestellt, und Taten haben Atom, Gas und Wind überholt.
• Russland. Das Exportverbot für Benzin wurde bis Ende 2026 verlängert, und der Importdämpfer wurde auf Diesel ausgeweitet.

Öl: Der Markt reduziert die Risikoaufschläge aufgrund des Krieges

Das zentrale Thema des Ölmarktes ist die Geschwindigkeit, mit der der geopolitische Aufschlag verschwindet. Noch am 23. Juli erreichte Brent ein sechs-wöchiges Hoch vor dem Hintergrund des zwölften nächtlichen Angriffs der USA auf iranische Objekte und einer Eskalation im Roten Meer. Nach den Meldungen über die Aussetzung der Angriffe öffneten die Kurse die Woche mit einem Rückgang: zuerst auf 86,80 USD, dann unter 85 USD — zum ersten Mal seit dem 17. Juli. Am Montagabend erholte sich der Markt teilweise, am Dienstag setzte der Rückgang fort und am Dienstag-Mittwoch stabilisierte sich der Ölpreis in der Nähe von Dreijahrestiefs.

Fundamentale Kräfte haben den Markt, und sie sind drei:

1. Diplomatische Hoffnung. Die Pause bei den Angriffen wird von Händlern als Fenster für eine Vereinbarung und als Vorboten der Wiedereröffnung der Schifffahrt gedeutet.
2. Physische Knappheit. Die Lieferungen durch Hormuz sind weiterhin halb so hoch wie die Norm, und die Versicherungssätze für Schiffe in Risikogebieten 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 Differenzen.

Analysten von Investmentbanken haben früher die Prognose für Brent 2026 auf 85 USD angehoben, wobei sie langanhaltende Unterbrechungen im Kanal eingeplant haben. Die derzeitige Deeskalation macht diese Schätzung eher zur Ober- als zur Untergrenze des Szenarios.

Der Hormuz und das Rote Meer: Engpass der globalen Energieversorgung

Vor dem Konflikt durchquerte etwa ein Viertel des Seehandels mit Öl und etwa 20 % des globalen LNG durch die Straße von Hormuz. Heute ist die Bewegung nur teilweise wiederhergestellt: Tanker fahren hauptsächlich durch den nördlichen Korridor entlang der iranischen Küste, und die Pumpgeschwindigkeiten schwanken von Woche zu Woche.

Parallel dazu hat sich die zweite Route verschärft. Die jemenitischen Houthi-Milizien berichteten über Angriffe auf die Hauptleitung "Ost-West", die die Ölfelder Saudi-Arabiens mit dem Hafen Yanbu am Roten Meer verbindet, sowie über Angriffe auf die Infrastruktur in der Region Dschazan. Genau diese Pipeline ist die Hauptumgehungsstrecke für den Fall einer Blockade von Hormuz, weshalb jede längerfristige Unterbrechung sofort den Risikoaufschlag auf die Öl- und Charterpreise zurückbringt.

OPEC+: Quoten steigen, tatsächliche Produktion bleibt hinterher

Formal verfolgt das Bündnis weiterhin einen Kurs der Lockerung der Beschränkungen. Der kombinierte Höchstwert der "Sieben" der Schlüsselländer wurde im Juli auf 30,633 Millionen b/s erhöht, verglichen mit 29,548 Millionen b/s im Juni. Die tatsächlichen Volumina bleiben jedoch weit von den genehmigten entfernt:

• Saudi-Arabien förderte rund 3,44 Millionen b/s unter der Quote;
• Irak — 2,38 Millionen b/s unter;
• Kuwait — 1,18 Millionen b/s unter;
• Russland förderte im Juni 8,928 Millionen b/s und blieb damit um 834.000 b/s hinter dem Plan;
• Kasachstan hingegen überstieg die Quote um mehr als 1,15 Millionen b/s.

Das Rückstand der nahöstlichen Teilnehmer erklärt sich nicht durch Disziplin, sondern durch die physische Unmöglichkeit, Rohstoffe auszuführen. Der Austritt der VAE aus OPEC und OPEC+ seit dem 1. Mai hat die Steuerung des Abkommens zusätzlich verringert. Praktische Schlussfolgerung für den Markt: Das Bündnis hat ein erhebliches "schlafendes" Exportpotenzial angesammelt, das sofort nach Normalisierung der Schifffahrt auf den Markt kommen wird — das ist der Haupt mittel- bis langfristige bärische Faktor für den Ölpreis.

Gas und LNG: Europa zahlt für die Verzögerungen bei der Einspeisung

Der europäische Gasmarkt bewegt sich phasenverschoben zum Öl. Bis zum 19. Juli waren die Erdgasspeicher der EU zu etwa 54 % befüllt (ca. 57,7 Milliarden Kubikmeter) — fast 16 Prozentpunkte unter dem Fünfjahresdurchschnitt. Die Einspeicherungsraten verlangsamen sich: Im Juni betrug die tägliche Aufstockung etwa 308 Millionen Kubikmeter, im Juli ungefähr 270 Millionen Kubikmeter im Vergleich zu 338 Millionen Kubikmetern im Vorjahr.

Warum wird Gas teurer

• Der LNG-Import könnte im Juli auf etwa 6,5 Millionen Tonnen sinken — das niedrigste Niveau seit zwei Jahren und etwa ein Viertel des Rückgangs im Jahresvergleich;
• Asien kauft freie Chargen auf: für die Asean ein Thema des aktuellen Verbrauchs, für die EU — Bezug;
• Katar stellt die Lieferungen aus Ras Laffan nur schrittweise wieder her und verspricht, den Großteil der Kapazitäten innerhalb von zwei Monaten nach vollständiger Eröffnung der Meerenge zurückzugeben;
• Ab dem 1. Januar 2027 tritt das EU-Verbot für den Import von russischem LNG aufgrund langfristiger Verträge in Kraft, und für Pipelinegas ab dem 30. September 2027.

Nach konservativen Schätzungen könnten die Gasspeicher der EU bis Anfang November nur etwa 75 % der Befüllung erreichen — in der Nähe des historischen Minimums. Dies hält die Prämie für Winterverträge hoch und macht die europäische Industrie strukturell anfällig für eine weitere Heizsaison.

Kohle: Korrektur nach der Eskalation

Der Kohlenmarkt zeigt die Volatilität des Öl- und Gasmarktes mit einer Verzögerung. Mitte Juli stärkten sich die europäischen Indizes für Energiekohle auf über 118 $ pro Tonne im Gefolge von Öl und Gas, doch 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, was das Wachstumspotenzial begrenzt.

Für russische Exporteure ist die Situation zwiespältig. Der Umschlag über die Häfen des Schwarzen und Asowschen Meeres stieg im ersten Halbjahr um 21,5 % auf 13,9 Millionen Tonnen und unterstützte den Gesamtexport. Allerdings schränken Sanktionen, hohe Eisenbahntarife und die Stärkung des Rubels die Marge ein, während der Wettbewerb um die türkischen und asiatischen Märkte zunimmt. Der langfristige Maßstab wird durch den fünfjährigen Entwicklungsplan der chinesischen Energiepolitik für 2026–2030 gesetzt: Die Nachfrage nach Kohle und Öl soll in den nächsten fünf Jahren ihren Höhepunkt erreichen, wonach sie den Status von Reservequellen übernehmen.

Strom und Erneuerbare: Rekord bei der Solarenergie und teure Abende

Im Juni stellten Sonnenkraftwerke erstmals etwa 25 % der Stromerzeugung in der Europäischen Union bereit und überholten die Atomkraft, Gas und Wind; die monatlichen Höchstwerte wurden in 18 EU-Staaten gesetzt. An bestimmten Tagen stellte der Anteil der erneuerbaren Energien in Deutschland bis zu 74 % dar, während die solare Energieerzeugung sich der 37,5 % näherte.

Die Kehrseite der Rekorde ist die steigende Preisschwankung im Strom. Der Mangel an Speichersystemen führt dazu, dass tagsüber überschüssige Energie verloren geht und abendliche Spitzen durch teure Gas- und Kohleenergie gedeckt werden. Ein zusätzlicher Faktor sind die Einschränkungen an französischen Kernkraftwerken aufgrund der Wassertemperatur in Flüssen während Hitzewellen. Für Investoren verschiebt sich der Fokus von der Einführung neuer Kapazitäten für erneuerbare Energien hin zu Netzen, Batteriespeichern und flexiblem Verbrauch.

Russland: Treibstoffmarkt, Raffinerien und Dämpfer

Der Inlandsmarkt für Erdölprodukte bleibt in manueller Steuerung. Das derzeitige Maßnahmenpaket umfasst:

• vollständiges Exportverbot für Benzin, verlängert bis Ende 2026;
• Verbot für den Export von Dieselkraftstoff, Schiffstreibstoffen, Luftkerosen und Heizölen;
• Senken des Normwerts für den obligatorischen Börsenverkauf von Benzin von 15 % auf 10 % im Zeitraum vom 1. Juli bis 30. September;
• maximale Auslastung der Raffinerien, Verkürzung der Turnaround-Zeiten und Verschiebung der geplanten Wartungen;
• Importdämpfer, die ab Juli auf Benzin angewandt werden, und nach Inkrafttreten der Änderungen des Steuergesetzes auch auf Dieselkraftstoff und mittlere Destillate (bis Juli 2027);
• Null-Zoll-Importzoll und Ausweitung der Lieferungen aus den EAWU-Staaten.

Ein Mechanismus zur Berücksichtigung direkter Verträge bei der Berechnung der Börsenstandards wird ebenfalls vorbereitet — die Behörden hoffen, das Risiko lokaler Engpässe in den Regionen zu verringern.

Russische Ölexporte: Rabatte gegenüber dem Budget

Die physischen Volumina der russischen Ölexporte liegen nahe den Höchstständen seit Jahresbeginn, aber der Preisanteil verschlechtert sich. Der Rabatt auf Urals stieg in der ersten Juli-Hälfte um etwa 3 $ pro Barrel im Vergleich zu Juni; FOB-Bedingungen in den Ostseehäfen wurden mit einem Spread von 25–28 $ pro Barrel gegenüber Dated Brent bewertet, bei einem Fünfjahresdurchschnitt von etwa 19,8 $. Der Durchschnittspreis, der zur Berechnung der Ökosteuern verwendet wird, lag im Juli bei etwa 50,4 $ pro Barrel gegenüber 63,5 $ im Juni.

Angesichts der Tatsache, dass das Budget auf Basis von Urals bei etwa 59 $ pro Barrel aufgestellt wurde und das Defizit bereits erheblich über dem jährlichen Ziel liegt, wird der Rückgang der Kurse im Juli die Einnahmen des Staates im August beeinflussen. Die Rückführung iranischer Barrel auf den indischen Markt verstärkt den Wettbewerb und erhöht die Wahrscheinlichkeit weiterer Preiserhöhungen.

Wichtige Punkte für Marktteilnehmer der Energiewirtschaft in den kommenden Sitzungen

1. Format der Verhandlungen zwischen den USA und dem Iran: Bestätigung direkter Kontakte könnte Brent in den Bereich von 75–80 $ bewegen.
2. Entwicklung der Durchflussraten durch Hormuz: Eine Rückkehr zu 5–6 Millionen b/s würde als Signal für das Ende der Angebotskrise dienen.
3. Angriffe der Houthis auf die saudische Infrastruktur: Angriffe auf Yanbu und die Ost-West-Pipeline bringen sofort das Risiko zurück.
4. Einfülledauer für Gas in den Gasspeichern der EU: Ein Rückstand im August bedeutet einen teuren Winter und hohe TTF.
5. Wiederherstellung der LNG-Lieferungen aus Katar: Ein wichtiger Faktor für das Gleichgewicht zwischen Europa und Asien.
6. Entscheidungen von OPEC+ über Quoten für September und die tatsächliche Fähigkeit der Teilnehmer, sie zu erfüllen.
7. Russische Börsenkurse für Benzin und Diesel vor dem Hintergrund längerfristiger Exportverbote und eines Importdämpfers.

Fazit für Investoren und Teilnehmer am Energiemarkt: Öl tritt in eine Phase der Normalisierung der Preise ein, während die Logistik weiterhin abnormal bleibt, Gas bleibt das angespannteste Segment der weltweiten Energieversorgung, Kohle handelt in einer Seitwärtsbewegung, und die Elektroenergie wird zunehmend von der Flexibilität der Netze und nicht von der installierten Leistung abhängig. Jede der genannten Punkte kann in einer Sitzung die gesamte Konfiguration des Rohstoff- und Energiemarktes verändern.