Nachrichten über Öl und Gas – Mittwoch, 29. Juli 2026: Aussetzung der US-Angriffe auf den Iran lässt Brent fallen, Erdgas in Europa erreicht Dreijahreshoch

Wichtige Nachrichten 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 Referenzpreise etwa 8 % – der stärkste tägliche Rückgang seit Monaten.
• Geopolitik. Die USA haben eine Reihe nächtlicher Angriffe auf den Iran ausgesetzt; Washington spricht von einer „Pause für Verhandlungen“, Teheran bestätigt bis jetzt keine Zugeständnisse.
• Logistik. Der Nettoexport von Öl und Ölprodukten durch die Straße von Hormus betrug in der Woche bis zum 24. Juli im Durchschnitt etwa 2,9 Millionen Barrel pro Tag gegenüber 5,9 Millionen Barrel pro Tag in der Vorwoche.
• Gas. Der Spotpreis für TTF stieg auf etwa 744 USD pro 1.000 m³ gegenüber etwa 532 USD im Durchschnitt für Juni – der Höchststand seit Dezember 2022.
• Strom und erneuerbare Energien. Die solar erzeugte Energie stellte erstmals etwa 25 % der Stromproduktion in der EU bereit und überholte Atom-, Gas- und Windenergie.
• Russland. Das Verbot für den Export von Benzin wurde bis Ende 2026 verlängert, der Importdämpfer wurde auf Dieselkraftstoff ausgeweitet.

Öl: Der Markt hebt den Risikoaufschlag wegen Krieg auf

Das Hauptthema des Ölmarktes ist die Geschwindigkeit, mit der der geopolitische Aufschlag verschwindet. Am 23. Juli erreichte Brent ein Sechs-Wochen-Hoch aufgrund des zwölfte nächtlichen Angriffs der USA auf iranische Ziele und der Eskalation im Roten Meer. Nach den Berichten über den Aussetz von Angriffen öffneten die Preise die Woche mit einem Absturz: zuerst auf 86,8 USD, dann unter 85 USD – zum ersten Mal seit dem 17. Juli. Am Montagabend machte der Markt teilweise Verluste wett, am Dienstag setzte der Rückgang fort, und am Dienstag–Mittwoch stabilisierte sich das Öl in der Nähe des Drei-Wochen-Tiefs.

Fundamental wird der Markt von drei Kräften beeinflusst:

1. Diplomatische Hoffnung. Die Pause bei den Angriffen wird von den Händlern als Möglichkeit für einen Deal und als Vorbote der Wiederherstellung der Schifffahrt interpretiert.
2. Körperlicher Mangel. Die Lieferungen durch Hormus bleiben halb so hoch wie normal, und die Versicherungssätze für Schiffe in Risikogebieten sind mehrfach höher als die 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 die Prognose für Brent im Jahr 2026 auf 85 USD angehoben, wobei sie langfristige Unterbrechungen im Kanal berücksichtigen. Die aktuelle Deeskalation macht diese Orientierung eher zu einer oberen, denn zu einer unteren Grenze des Szenarios.

Die Straße von Hormus und das Rote Meer: Engpass des globalen Energiesektors

Über die Straße von Hormus verlief vor dem Konflikt etwa ein Viertel des maritimen Ölhandels und etwa 20 % des weltweiten LNG-Handels. Heute ist die Bewegung nur teilweise wiederhergestellt: Tanker fahren überwiegend den nördlichen Korridor entlang der iranischen Küste, und die Pumpgeschwindigkeiten sind von Woche zu Woche instabil.

Gleichzeitig hat sich die zweite Route verschärft. Die jemenitischen Huthi haben einen Angriff auf die Hauptölpipeline „Ost–West“ angekündigt, die die Ölfelder Saudi-Arabiens mit dem Hafen Yanbu am Roten Meer verbindet, sowie Angriffe auf die Infrastruktur im Raum Dschazan. Genau diese Pipeline ist die Hauptumgehungsroute für den Fall einer Blockade von Hormus, weshalb längere Unterbrechungen in ihrem Betrieb sofort den Risikoaufschlag in den Öl- und Frachtraten zurückbringen.

OPEC+: Quoten steigen, tatsächliche Produktion bleibt hinterher

Formal verfolgt das Bündnis weiterhin einen Kurs zur Eindämmung der Beschränkungen. Die Gesamtobergrenze für die „Sieben“ Hauptakteure wurde im Juli auf 30,633 Millionen Barrel pro Tag gegenüber 29,548 Millionen Barrel pro Tag im Juni angehoben. Die tatsächlichen Volumina bleiben jedoch weit hinter den erlaubten zurück:

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

Die Rückstände bei den Teilnehmern aus dem Nahen Osten sind nicht auf Disziplin, sondern auf die physische Unmöglichkeit zurückzuführen, Rohstoffe abzutransportieren. Der Austritt der VAE aus OPEC und OPEC+ am 1. Mai hat darüber hinaus die Steuerung des Abkommens verringert. Die praktische Schlussfolgerung für den Markt: Das Bündnis hat ein erhebliches „schlafendes“ Exportpotential angehäuft, das sich sofort auf das Angebot auswirken wird, sobald die Schifffahrt normalisiert ist – dies ist der Hauptmittel- bis Langfristige bärische Faktor für Öl.

Gas und LNG: Europa zahlt für Verzögerungen bei der Einspeisung

Der europäische Gasmarkt bewegt sich gegenläufig zu Öl. Bis zum 19. Juli waren die Erdgaslager in der EU zu etwa 54 % gefüllt (ca. 57,7 Milliarden m³) – fast 16 Prozentpunkte unter dem Durchschnitt der letzten fünf Jahre. Die Einspeisegeschwindigkeiten verlangsamen sich: Im Juni betrug die tägliche Auffüllung etwa 308 Millionen m³, im Juli etwa 270 Millionen m³ gegenüber 338 Millionen m³ im Vorjahr.

Warum Gas teurer wird

• Der LNG-Import im Juli könnte auf etwa 6,5 Millionen Tonnen sinken – das Minimum seit zwei Jahren und ein Viertel des Jahres zu Jahr Rückgangs;
• Asien kauft freie Partien auf: Für den asiatisch-pazifischen Raum ist dies eine Frage des aktuellen Verbrauchs, für die EU – der Vorräte;
• Katar stellt die Abgaben von Ras Laffan nur schrittweise wieder her und verspricht, den größten Teil der Kapazitäten innerhalb von zwei Monaten nach vollständiger Öffnung der Meerenge zurückzugeben;
• Ab dem 1. Januar 2027 tritt das EU-Verbot zum Import von russischem LNG über langfristige Verträge in Kraft, bei piped gas ab dem 30. September 2027.

Laut konservativen Schätzungen könnten die Gasspeicher der EU bis Anfang November nur auf ~75 % Füllung kommen – nahe dem historischen Minimum. Dies hält den Aufschlag bei den Winterverträgen und macht die europäische Industrie für eine weitere Heizperiode strukturell verletzbar.

Kohle: Korrektur nach Eskalation

Der Kohlenmarkt reagiert mit Verzögerung auf die Öl- und Gasvolatilität. Mitte Juli stiegen die europäischen Indizes für Energiekohle auf 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, was das Wachstumspotential einschränkt.

Für russische Exporteure ist die Situation zwiespältig. Der Umschlag über die Schwarzen und Asowschen Häfen wuchs im ersten Halbjahr um 21,5 % auf 13,9 Millionen Tonnen, was den Gesamtexport unterstützte. Allerdings drücken Sanktionen, hohe Eisenbahntarife und die Stärkung des Rubels auf die Marge, während der Wettbewerb um den türkischen und asiatischen Markt zunimmt. Die langfristige Perspektive wird durch den fünfjährigen Plan zur Entwicklung der Energie in China für 2026–2030 vorgegeben: Die Nachfrage nach Kohle und Öl soll in den nächsten fünf Jahren ihren Höhepunkt erreichen, danach werden sie in den Status von Reservequellen übergehen.

Stromerzeugung und erneuerbare Energien: Rekord bei Sonnenenergie und teure Abende

Im Juni stellten Solarkraftwerke erstmals etwa 25 % der Stromerzeugung in der Europäischen Union bereit und übertrafen die Atomenergie, Gas und Wind; die monatlichen Höchstwerte wurden in 18 EU-Staaten überschritten. An bestimmten Tagen näherte sich der Anteil der erneuerbaren Energien in Deutschland 74 %, während die Solarergie fast 37,5 % erreichte.

Die Kehrseite der Rekorde ist die zunehmende Preisschwankungsanfälligkeit am Strommarkt. Der Mangel an Speicherungssystemen führt dazu, dass tagsüber überschüssige Energie verloren geht, während abendliche Spitzen durch teure Gas- und Kohleverstromung abgedeckt werden. Ein zusätzlicher Faktor sind Einschränkungen bei den französischen Kernkraftwerken aufgrund der Wassertemperaturen in Flüssen während der Hitzewelle. Für Investoren verlagert sich der Fokus vom Neubau erneuerbarer Energien auf Netze, Batteriespeicher und flexible Nachfrage.

Russland: Ölmärkte, Raffinerien und Dämpfer

Der Binnenmarkt für Ölprodukte bleibt unter manueller Kontrolle. Das gültige Maßnahmenpaket umfasst:

• vollständiges Exportverbot für Benzin, verlängert bis Ende 2026;
• Verbot für den Export von Dieselkraftstoff, Marinediesel, Kerosin und Heizöl;
• Reduktion der Normen für obligatorische Handelsverkäufe von Benzin von 15 % auf 10 % für den Zeitraum vom 1. Juli bis 30. September;
• maximale Auslastung der Raffinerien, Verkürzung der laufenden Reparaturzeiten und Verschiebung geplanter Reparaturen;
• Importdämpfer, der seit Juli für Benzin gilt und nach Annahme der Änderungen im Steuergesetzbuch auch für Dieselkraftstoff und mittlere Destillate (bis Juli 2027);
• abgeschaffte Einfuhrzölle und Steigerung der Lieferungen aus den EAWU-Staaten.

Ein Mechanismus zur Anrechnung direkter Verträge bei der Berechnung der Handelsnormen ist ebenfalls in Vorbereitung – die Behörden hoffen, das Risiko lokaler Engpässe in den Regionen zu verringern.

Export russischen Öls: Rabatte gegen den Haushalt

Die physischen Exportvolumina russischen Öls liegen nahe den Höchstständen des Jahres, jedoch verbessert sich die Preiskomponente nicht. Der Nachlass bei Urals stieg in der ersten Juli-Hälfte um etwa 3 USD pro Barrel im Vergleich zu Juni; unter FOB-Bedingungen in den baltischen Häfen wurde der Spread zu Dated Brent im Bereich von 25–28 USD pro Barrel bewertet, während der fünfjährige Durchschnitt bei etwa 19,8 USD lag. Der Durchschnittspreis, der zur Berechnung der Mineralölsteuer verwendet wird, lag im Juli bei etwa 50,4 USD pro Barrel gegenüber 63,5 USD im Juni.

Angesichts der Tatsache, dass der Haushalt auf der Grundlage eines Urals-Preises von etwa 59 USD pro Barrel aufgestellt wurde und das Defizit bereits erheblich über dem Jahresziel liegt, wird der Rückgang der Preise im Juli die Einnahmen des Staatshaushalts im August belasten. Die Rückkehr iranischer Barrel auf den indischen Markt erhöht den Wettbewerb und erhöht die Wahrscheinlichkeit einer weiteren Ausweitung der Rabatte.

Was Marktteilnehmer im Energiesektor in den kommenden Sitzungen beobachten sollten

1. Format der Gespräche zwischen USA und Iran: Eine Bestätigung direkter Kontakte könnte Brent in den Bereich von 75–80 USD führen.
2. Dynamik der Pumpgeschwindigkeiten durch Hormus: Eine Rückkehr zu 5–6 Millionen Barrel pro Tag wäre ein Signal für das Ende der Angebotskrise.
3. Angriffe der Huthi auf die saudische Infrastruktur: Angriffe auf Yanbu und die „Ost–West“-Pipeline bringen sofort den Risikoaufschlag zurück.
4. Einspeisegeschwindigkeiten für Gas in die Gasspeicher der EU: Ein Rückstand im August bedeutet einen teuren Winter und hohe TTF.
5. Wiederherstellung der LNG-Auslieferungen aus Katar: Ein Schlüsselfaktor für das Gleichgewicht zwischen Europa und Asien.
6. Entscheidungen von OPEC+ zu Zuteilungen für September und die tatsächliche Fähigkeit der Teilnehmer, diese umzusetzen.
7. Russische Spotpreise für Benzin und Diesel angesichts der verlängerten Exportverbote und des Importdämpfers.

Das Fazit für Investoren und Marktteilnehmer im Energiesektor: Öl tritt in eine Phase der Preisnormalisierung ein, während die Logistik weiterhin abnormal bleibt, Gas bleibt das angespannteste Segment des globalen Energiesektors, Kohle wird im Seitwärtstrend gehandelt, und die Stromerzeugung wird zunehmend von der Flexibilität der Netze und nicht von der installierten Kapazität abhängen. Jeder der genannten Punkte könnte in einer Sitzung die gesamte Konfiguration der Rohstoff- und Energiemärkte verändern.