Am 29. September 2026 schloss Brent-Rohöl bei 102,59 US-Dollar je Barrel und verlor an einem Tag 2,5%. Der Markt reagierte auf Anzeichen, dass sich die Ölexporte aus dem Nahen Osten erholten, obwohl der Konflikt und die Risiken für die Schifffahrt nicht verschwunden waren.
Diese Bewegung zeigt einen zentralen Punkt des Ölmarkts: Öl steigt nicht allein wegen des Wortes „Krieg“. Entscheidend sind die tatsächlich ausfallenden Barrel, das Risiko weiterer Ausfälle, Transportkosten, verfügbare Lagerbestände, Ersatzproduktion oder alternative Routen und schließlich die Frage, wie viel Öl Verbraucher bei höheren Preisen noch nachfragen.
Die relevante Frage lautet daher nicht nur, ob geopolitische Konflikte Öl verteuern können, sondern wie weit sie den Preis treiben können, wer die Kosten trägt und wer von höheren Preisen profitieren kann.
Öl bewegt sich nicht über nur einen Mechanismus
Wenn Konflikte Förderregionen oder Transportrouten treffen, reagiert der Markt über mindestens drei Mechanismen, die getrennt betrachtet werden müssen.
Der erste ist Physical Supply Disruption (physische Angebotsunterbrechung). Produktion kann stillgelegt werden, Häfen oder Pipelines können ausfallen, wichtige Seewege können weniger Schiffe aufnehmen oder Sanktionen können Barrel aus dem handelbaren Markt entfernen. Wenn tatsächlich weniger Öl die Käufer erreicht, wird der physische Markt enger und der Preis erhält fundamentalen Aufwärtsdruck.
Der zweite ist die Geopolitical Risk Premium (geopolitische Risikoprämie). Preise können schon steigen, bevor physisches Angebot ausfällt, weil Käufer, Händler und Betreiber mögliche spätere Störungen einpreisen. Die Nachfrage nach Lagerbeständen kann zunehmen, Fracht- und Versicherungskosten können steigen und Verkäufer können eine höhere Risikokompensation verlangen.
Eine Weltbank-Studie von 2026 schätzt, dass Ölpreise bei einem Geopolitical Oil Supply Shock stärker auf Produktionsausfälle reagieren als bei einem gewöhnlichen Angebotsschock. Im Modell des Berichts folgt auf einen geopolitisch bedingten Produktionsrückgang von 1% im Durchschnitt ein maximaler Ölpreisanstieg von rund 11,5%.
Diese Zahl ist keine Preisprognoseformel. Sie darf nicht mechanisch mit einem erwarteten Produktionsausfall multipliziert werden, weil Ereignisgröße, Lagerbestände, freie Kapazitäten, Nachfrage und Marktreaktionen unterschiedlich sind. Die Studie zeigt vielmehr, dass Unsicherheit und vorsorgliches Verhalten bei hohem geopolitischem Risiko die Preisreaktion stärker machen können als der gleichzeitig sichtbare physische Ausfall allein.
Der dritte Mechanismus wirkt in die Gegenrichtung: Demand Destruction (Nachfragezerstörung). Hohe Preise veranlassen Haushalte und Unternehmen, Verbrauch zu reduzieren oder Alternativen zu nutzen. Bleibt Öl lange teuer, werden Fahrten vermieden, Produktionsprozesse angepasst, andere Energieträger eingesetzt und die Konjunktur kann sich abschwächen. Sinkende Nachfrage kann den weiteren Preisdruck begrenzen.
2026 zeigt, warum physische Barrel wichtiger sind als Schlagzeilen
Vor der Krise von 2026 war die Straße von Hormus eine der wichtigsten Energierouten der Welt. Die US Energy Information Administration, EIA, schätzt für das erste Halbjahr 2025 einen Durchfluss von rund 20,9 Millionen Barrel Öl und Ölprodukten pro Tag. Das entsprach etwa 20% des weltweiten Verbrauchs flüssiger Erdölprodukte und rund einem Viertel des globalen maritimen Ölhandels.
Die Quartalsdaten zeigen das Ausmaß der Störung. Laut EIA sanken die Ölflüsse durch Hormus von rund 21,6 Millionen Barrel pro Tag im vierten Quartal 2025 auf 14,9 Millionen im ersten Quartal 2026 und auf nur 4,9 Millionen im zweiten Quartal. Die EIA warnt zugleich, dass die Werte für 2026 häufig revidiert werden müssen, weil AIS-Signale von Schiffen in der Region seit Ende Februar deutlich unzuverlässiger geworden sind.
Die Weltbank schätzt den Rückgang des globalen Ölangebots im März auf etwa 10 Millionen Barrel pro Tag und bezeichnet ihn als größten Ölangebotsschock in ihrem Datensatz. Brent stieg von rund 72 US-Dollar je Barrel Ende Februar auf etwa 118 US-Dollar Ende März. Hier ging es nicht nur um Erwartungen, sondern um einen großen realen Angebotsverlust.
Ein Teil der Mengen konnte umgeleitet werden. Saudi-Arabien kann Rohöl über die East-West Pipeline zum Roten Meer transportieren, während die Vereinigten Arabischen Emirate eine Pipeline nach Fujairah außerhalb der Straße von Hormus nutzen. Vor der Krise schätzte die EIA die zusätzliche Umgehungskapazität beider Systeme zusammen auf rund 4,7 Millionen Barrel pro Tag. Das begrenzt den Schaden, ersetzt aber die normalen Hormus-Mengen bei weitem nicht.
Warum stiegen die Preise nicht unbegrenzt?
Betrachtet man nur das fehlende Angebot, hätte die Krise von 2026 den Ölpreis scheinbar noch deutlich höher treiben können. Der Weltmarkt verfügte jedoch über mehrere Puffer.
Der IWF nennt für März bis Mai drei wichtige Stoßdämpfer: eine schwächere Nachfrage, besonders in Asien, stärker als erwartete Produktion außerhalb der Golfregion und Entnahmen aus kommerziellen sowie strategischen Beständen.
Bis Ende Mai hatten nach IWF-Schätzung mehr als 1,1 Milliarden Barrel Rohöl den Markt gegenüber dem vor der Störung erwarteten Versorgungspfad nicht erreicht. Nach dem ersten Preissprung bewegten sich die Rohölpreise dennoch zeitweise im Bereich von 90 – 100 US-Dollar je Barrel.
Nur auf den Preis zu schauen kann daher den Eindruck erwecken, der Markt habe den Schock fast kostenlos absorbiert. Tatsächlich wurden Kosten in sinkende Lagerbestände, zusätzliche Produktion anderswo, geringeren Verbrauch und staatliche Entlastungsmaßnahmen verlagert.
Bis August waren diese Puffer weiter geschrumpft. Die Internationale Energieagentur, IEA, meldete für August einen weiteren Rückgang der beobachteten globalen Ölvorräte um 95 Millionen Barrel. Seit Februar summierte sich der Abbau damit auf 507 Millionen Barrel oder durchschnittlich 2,8 Millionen Barrel pro Tag. Im Septemberbericht schätzte die IEA zudem, dass wegen Sicherheitsrisiken weiterhin mehr als 10 Millionen Barrel pro Tag an Produktion in der Golfregion stillgelegt waren.
Der Ölpreis muss deshalb nicht bei jeder neuen Konfliktschlagzeile sofort springen. Je stärker die Puffer aber aufgebraucht sind, desto empfindlicher wird der Markt gegenüber der nächsten Störung.
Die Kosten reichen weit über die Zapfsäule hinaus
Für Netto-Ölimporteure beginnt die Belastung bei der Importrechnung. Wenn dieselbe Energiemenge mehr kostet, bleibt weniger Kaufkraft für andere ausländische Güter und Dienstleistungen oder es wird mehr Fremdwährung benötigt.
Ökonomisch betrifft das die Terms of Trade (Verhältnis von Export- zu Importpreisen). Steigen die Preise importierter Energie schneller als die Exportpreise eines Landes, verliert ein Ölimporteur gesamtwirtschaftlich Kaufkraft.
Modellbasierte Analysen im External Sector Report 2024 des IWF zeigen, dass ein Negative Oil Supply Shock im Durchschnitt die Leistungsbilanz von Energieimporteuren verschlechtert und mit niedrigerem Realeinkommen, Konsum, Investitionen und Output verbunden ist. Die Wirkung unterscheidet sich nach Energieimportabhängigkeit, Wechselkursbedingungen, fiskalischem Spielraum und politischen Reaktionsmöglichkeiten.
Haushalte spüren die Belastung über Kraftstoff, Pendeln, Strom, Nahrungsmittel und energieintensive Güter. Unternehmen in Transport, Luftfahrt, Logistik und Industrie sowie Firmen mit geringer Preissetzungsmacht können zunächst unter Margendruck geraten, bevor sie Kosten weitergeben können.
Einzelhandelspreise folgen dem Weltmarkt nicht in jedem Land sofort. Regierungen können Subventionen, Steuersenkungen oder administrierte Preise einsetzen. Das IMF Working Paper 2026/148 zeigt mit länderübergreifenden Daten und Local-Projections-Modellen, dass die Weitergabe internationaler Preise an lokale Kraftstoffpreise je nach Region, Importeur- oder Exporteurstatus und Preispolitik stark variiert. Die Kosten verschwinden dadurch nicht. Ein Teil kann lediglich von Verbrauchern auf öffentliche Haushalte verlagert werden.
Inflation kann zur zweiten Kostenrunde werden
Höhere Energiepreise erhöhen die Inflation direkt. Entscheidend ist jedoch, ob sich der Schock auf breitere Preise, Löhne und Inflationserwartungen ausbreitet.
Die BIS betont, dass die Übertragung eines Energy Shock von Wirtschaftsstruktur, Ausgangsinflation, Größe und Dauer des Schocks sowie von Second-round Effects abhängt. Die Geldpolitik muss deshalb sowohl die Dauer des Inflationsdrucks als auch den Wachstumsschaden berücksichtigen.
Ist der Energieschock nur vorübergehend, können höhere Zinsen weder mehr Öl fördern noch eine Schifffahrtsroute öffnen. Verankert sich der Schock jedoch in breiteren Preisen, Löhnen und Erwartungen, müssen Zentralbanken die Politik möglicherweise länger straff halten als bei einer kurzlebigen Störung.
Verbraucher können daher in manchen Volkswirtschaften mehrere Belastungen gleichzeitig tragen: höhere Energierechnungen und länger straffe Finanzierungsbedingungen, wenn der Inflationsdruck anhält.
Profitieren Ölexporteure wirklich?
Manche ja, aber nicht alle.
Kann ein Produzent normal weiter exportieren, erhöhen höhere Preise den Erlös je Barrel und können Handelsbilanz und Staatseinnahmen verbessern. Der IWF stellt fest, dass Länder, die Öl und Gas ohne Unterbrechung weiter exportieren konnten, in der Krise 2026 geringeren wirtschaftlichen Gegenwind hatten als andere Gruppen.
Produzenten außerhalb der Konfliktzone können außerdem von höheren Preisen und Marktanteilen profitieren, wenn freie Produktion verfügbar ist. Zu Beginn der Krise half zusätzliche Förderung außerhalb der Golfregion, einen Teil der globalen Lücke zu schließen.
Exporteure können jedoch trotz hoher Benchmarkpreise Einnahmen verlieren, wenn Infrastruktur getroffen wird, Häfen schließen, Produktion stillsteht oder Öl die Käufer nicht erreicht. Öleinnahmen hängen von Preis x verkauftem Volumen ab. Alle Ölexporteure pauschal als Gewinner zu bezeichnen, verdeckt daher die entscheidenden Unterschiede.
Transportrouten sind Teil des Ölpreises
Produktionsdaten erfassen eine weitere Kostenkomponente oft nicht: Fracht und Versicherung. Wird eine Hauptroute riskanter, können Exporteure Pipelines oder andere Häfen nutzen. Doch Alternativen sind nicht kostenlos und können eigene Sicherheitsrisiken haben. Reuters berichtete am 24. September unter Berufung auf Versicherungsmarktpreise, dass War-Risk-Prämien für mit Saudi-Arabien verbundene Schiffe in Yanbu auf rund 3% des Schiffswerts gestiegen waren und für einige Häfen näher am Jemen bis zu 7% erreichen konnten. Das waren schnell veränderliche Marktangebote, keine festen Sätze für den gesamten Markt.
„Das Öl ist vorhanden“ bedeutet daher nicht, dass es die Käufer zu denselben Kosten erreicht.
Am 29. September fielen die Ölpreise, als sich die regionalen Exporte erholten und wieder mehr Öl über die East-West Pipeline und Yanbu transportiert wurde. Das zeigt, wie Physical Flow Preise senken oder erhöhen kann, obwohl das geopolitische Risiko hoch bleibt.
Geschichte liefert Lehren, aber keine Formel
Die Ölkrise 1973, die iranische Revolution 1978 – 1979, der irakische Einmarsch in Kuwait 1990, der libysche Bürgerkrieg 2011 und Russlands Invasion der Ukraine 2022 sind Beispiele für Episoden, in denen der Markt Versorgungsrisiken neu bewerten musste.
Die Weltbank findet, dass Preise bei geopolitisch bedingten Angebotsverlusten tendenziell stärker reagieren als bei gewöhnlichen Ausfällen. Der Markt bewertet nicht nur die heute fehlenden Barrel, sondern auch das Risiko weiterer Verluste.
Vergleiche müssen jedoch vorsichtig sein. Ein Schock beginnt mit hohen Lagerbeständen, ein anderer mit niedrigen. OPEC+ oder andere Produzenten verfügen zu verschiedenen Zeiten über unterschiedliche freie Kapazitäten. Schwaches Weltwachstum kann Nachfrage dämpfen, während Regierungen in einem anderen Fall strategische Reserven freigeben. Deshalb führen ähnliche geopolitische Schlagzeilen nicht zwangsläufig zum gleichen Ölpreisergebnis.
Woran erkennt man, ob der Druck steigt oder nachlässt?
Entscheidend ist zunächst, wie viel Öl die betroffene Region tatsächlich verlassen kann, nicht nur politische Erklärungen. Erholen sich Exporte und Routen, kann der Preis sinken, bevor ein Konflikt endet.
Ebenso wichtig sind die Lagerbestände. Fortgesetzte Entnahmen verkleinern den Puffer und erhöhen die Wirkung der nächsten Störung.
Auch Fracht, Tankerraten und War-Risk-Versicherung liefern ein wichtiges Signal. Sie zeigen, ob geopolitisches Risiko zu realen Handels- und Lieferkosten wird.
Hinzu kommen Produktion außerhalb der betroffenen Region, OPEC+-Entscheidungen und Refinery Margins, besonders bei Diesel. Schließlich zählt die globale Nachfrage. Wenn hohe Preise den Verbrauch schnell senken, beginnt die Nachfrage selbst den Preisdruck zu begrenzen.
Eine einzelne Zahl, die beantwortet, wie weit Krieg den Ölpreis treiben kann, gibt es nicht.
Öl kann länger teuer bleiben, wenn physisches Angebot länger ausfällt, Lagerbestände und Ersatzkapazitäten nicht ausreichen und die Nachfrage nicht genug sinkt. Umgekehrt kann der Preis fallen, wenn Exportrouten zurückkehren, andere Produzenten mehr liefern und hohe Preise die Nachfrage schwächen, selbst wenn das geopolitische Risiko bestehen bleibt.
Für Verbraucher und Importländer bemisst sich die Krisenlast nicht nur am Preis eines Barrels. Dazu gehören auch Fracht, Inflation, öffentliche Haushalte und schwächeres Wachstum. Am ehesten profitieren nicht „alle Ölexporteure“, sondern Produzenten, die weiterhin Barrel haben, weiterhin exportieren können und in einem knappen Markt zusätzliche Mengen verkaufen können.
