Ölpreise steigen, Unsicherheit über dauerhafte Wiederöffnung der Straße von Hormus treibt Risikoprämie
11. August 2026
Die Rohöl-Futures legten zu, nachdem neue Unsicherheit über den Zeitpunkt einer nachhaltigen Normalisierung des Schiffsverkehrs durch die Straße von Hormus wieder eine geopolitische Risikoprämie in die Preise einfließen ließ. Nach öffentlich verfügbaren, zeitverzögerten Daten lag der WTI-Kontrakt mit Fälligkeit September 2026 am 11. August um 03:14 Uhr MESZ bei 82,26 US-Dollar je Barrel. Der Brent-Kontrakt mit Fälligkeit Oktober 2026 wurde nach verzögerten ICE-Daten bei 87,85 US-Dollar je Barrel gehandelt.
Die Kursdaten sind aufgrund unterschiedlicher Börsen, Kontraktmonate, Beobachtungszeitpunkte und Verzögerungen nicht unmittelbar vergleichbar. Die CME-Notierungen waren mindestens 10 Minuten, die ICE-Daten mindestens 15 Minuten verzögert.
Aktuelle Lage am Ölmarkt
Transportrisiko rückt wieder in den Vordergrund
Ein Marktbericht von Associated Press vom 10. August beschrieb einen Anstieg von Brent um rund 5 Prozent, nachdem Anleger neu bewerteten, wann sich der Schiffsverkehr durch die Straße von Hormus normalisieren könnte. Die später beobachteten Börsennotierungen zeigten beide Referenzsorten auf erhöhtem Preisniveau. Vergleichbare frühere offizielle Abrechnungspreise standen in den verwendeten öffentlichen Quotentabellen allerdings nicht zur Verfügung.
Die Lage im physischen Markt bleibt fragil. Kpler berichtete am 31. Juli, dass eine Belebung der Schiffspassagen durch die Straße von Hormus am 28. und 29. Juli bereits am Folgetag nachließ. Damit bleibt offen, ob die Erholung dauerhaft ist. Diese Einschätzung ging dem jüngsten Preisanstieg voraus, hilft aber zu erklären, weshalb die Preise weiterhin sehr sensibel auf neue Meldungen zum Schiffsverkehr reagieren.
US-Lagerdaten liefern gegensätzliche Signale
Der Bericht der US-Energieinformationsbehörde (EIA) für die Woche bis zum 31. Juli zeigte einen Anstieg der kommerziellen US-Rohölbestände ohne die Strategische Erdölreserve der USA (SPR) um 2,5 Mio. Barrel auf 407,0 Mio. Barrel. Die Bestände in Cushing erhöhten sich um 2,4 Mio. Barrel auf 21,0 Mio. Barrel.
Der Aufbau bei Rohöl fiel mit einem Anstieg der wöchentlichen Importe um 515.000 Barrel pro Tag und einem Rückgang der Raffinerieinputs um 183.000 Barrel pro Tag zusammen.
Bei den Mineralölprodukten zeichnete sich dagegen ein engeres Bild ab. Die Benzinbestände sanken um 1,6 Mio. Barrel auf 209,7 Mio. Barrel und lagen damit rund 7 Prozent unter ihrem saisonalen Fünfjahresdurchschnitt. Die Destillatbestände gingen um 3,5 Mio. Barrel auf 107,2 Mio. Barrel zurück, etwa 12 Prozent unter diesem Vergleichswert. Die Raffinerieauslastung blieb mit 96,5 Prozent hoch.
Die über vier Wochen gemittelte Versorgung mit Mineralölprodukten betrug 20,4 Mio. Barrel pro Tag und lag damit 0,9 Prozent unter dem Vorjahreswert. Die Komponenten Benzin und Destillate lagen hingegen leicht über dem Vorjahresniveau.
OPEC+ hebt Förderziel an, tatsächliche Angebotswirkung bleibt offen
Sieben OPEC+-Teilnehmer genehmigten für September eine Produktionsanpassung um 188.000 Barrel pro Tag und bekräftigten, dass Länder mit früherer Überproduktion ihre Ausgleichsmaßnahmen vollständig umsetzen müssen. Die zusätzlichen Barrel wirken bei tatsächlicher Lieferung moderat belastend auf die Preise.
Die tatsächliche Angebotswirkung hängt jedoch von der Einhaltung der Vorgaben, dem monatlichen Überprüfungsprozess und den regionalen Betriebsbedingungen ab. Das beschlossene Förderziel bedeutet daher nicht automatisch, dass die tatsächliche Rohölförderung, Exporte oder das verfügbare physische Angebot im gleichen Umfang steigen.
Analyse des Ölmarkts
Nachhaltige Normalisierung des Schiffsverkehrs bleibt entscheidend
Die zentrale kurzfristige Frage lautet, ob ein höheres Verkehrsaufkommen durch die Straße von Hormus ohne erneute Unterbrechungen aufrechterhalten werden kann. Kplers Analyse der Warenströme deutet darauf hin, dass eine kurzfristige Verbesserung nicht mit einer dauerhaften Rückkehr zum Normalbetrieb gleichzusetzen ist.
Diese Unterscheidung ist bedeutsam, weil die gegenwärtige Risikoprämie vor allem vom Vertrauen in den Schifffahrtskorridor und nicht von einer einzelnen veröffentlichten Produktionszahl bestimmt wird. Für asiatische Raffinerien betrifft diese Unsicherheit sowohl die Verfügbarkeit als auch die Kosten von Rohöl.
Die Internationale Energieagentur (IEA) verwies in ihrem Oil Market Report vom Juli auf eine geringere Raffinerieaktivität in Asien, nachdem der Konflikt das Angebot eingeschränkt hatte. Kpler nannte zudem Chinas Rolle als wichtige Nachfragevariable. In Europa zeigt sich die Übertragung vor allem über Brent und die Raffineriekosten; das Tempo einer Normalisierung der Ströme aus dem Persischen Golf bleibt daher weit über die Golfregion hinaus relevant.
Produktabbauten relativieren den Aufbau bei Rohöl
Die jüngsten US-Daten stützen keine eindeutig negative Interpretation der Lagerentwicklung. Zwar nahmen die Rohölbestände zu, insbesondere in Cushing. Gleichzeitig sanken die Benzin- und Destillatbestände von bereits niedrigen saisonalen Niveaus aus. Die hohe Raffinerieauslastung deutet darauf hin, dass Raffinerien weiterhin erhebliche Mengen verarbeiteten, obwohl die wöchentlichen Inputs zurückgingen.
Diese Aufspaltung kann die Volatilität am Rohölmarkt hoch halten. Anhaltende Bestandsabbauten bei Mineralölprodukten würden die Raffinerienachfrage nach Rohöl stützen. Ein weiterer großer Aufbau der kommerziellen Rohölbestände oder der Bestände in Cushing würde dagegen die Einschätzung stärken, dass sich das kurzfristige Angebot außerhalb der Einschränkungen beim Schiffsverkehr im Golf entspannt.
Die nächste wöchentliche EIA-Veröffentlichung am 12. August liefert den unmittelbarsten Test für diese Einschätzung.
Angebots- und Nachfrageprognosen weisen in unterschiedliche Richtungen
Die Nachfrageprognosen bleiben vorsichtig. Die IEA sagte in ihrem Juli-Ausblick voraus, dass die weltweite Ölnachfrage 2026 um 1 Mio. Barrel pro Tag sinken und 2027 anschließend um 2 Mio. Barrel pro Tag wachsen werde. Die Agentur schätzte das Angebot im Juni auf 98,8 Mio. Barrel pro Tag, weiterhin 9,4 Mio. Barrel pro Tag unter dem Vorkriegsniveau. Der Erholungspfad wurde an eine Deeskalation geknüpft.
ING ging in seinem Basisszenario vom Juli von einem Brent-Preis von 80 US-Dollar je Barrel im dritten Quartal, 74 US-Dollar im vierten Quartal und 70 US-Dollar im Jahr 2027 aus. Voraussetzung ist, dass es zu keiner weiteren bedeutenden Störung in der Straße von Hormus kommt. In einem stärker von Störungen geprägten Szenario hielt ING einen Test der Marke von 100 US-Dollar im dritten Quartal für möglich.
Diese Werte sind Szenariomarken und keine aktuellen Spotpreisziele. Sie wurden vor dem Anstieg vom 10. August veröffentlicht. Ihre Aussagekraft liegt vor allem darin, wie stark der Ausblick von einer Wiederherstellung des Schiffsverkehrs und des Angebots abhängt.
Wichtige Charts zum Ölmarkt
US-Rohöl- und Produktbestände
Die jüngste EIA-Momentaufnahme verdeutlicht die widersprüchlichen Lagersignale. Die kommerziellen Rohölbestände stiegen gegenüber der Vorwoche, während die Benzin- und Destillatbestände sanken. Alle drei Kategorien lagen unter ihren jeweiligen vergleichbaren Vorjahresständen.
Die Rückgänge bei den Produktbeständen sind besonders relevant, weil sie den Puffer verringern, der weitere Störungen beim Angebot oder bei der Raffinerieverarbeitung abfedern könnte.
Quelle: US-Energieinformationsbehörde (EIA), Weekly Petroleum Status Report, Woche bis zum 31. Juli 2026. Angaben in Millionen Barrel.
Fazit
Kurzfristig werden die Ölpreise durch die ungelöste Unsicherheit über den Schiffsverkehr durch die Straße von Hormus und knappe US-Produktbestände gestützt. Dem stehen höhere US-Rohölbestände, die geplante OPEC+-Produktionsanpassung für September sowie institutionelle Prognosen gegenüber, die bei einer anhaltenden Deeskalation von schwächerer Nachfrage oder einem leichter verfügbaren Angebot ausgehen.
Entscheidend bleibt die zeitliche Entwicklung: Eine rasche und belastbare Normalisierung der physischen Ströme könnte die Risikoprämie verringern. Neue Störungen könnten Brent und WTI dagegen auf erhöhten Niveaus halten, selbst wenn das zugrunde liegende Nachfragewachstum nachlässt. Besonders aufschlussreich sind bestätigte Daten zu Transitbewegungen in der Straße von Hormus, der EIA-Bericht vom 12. August, die Umsetzung der OPEC+-Anpassung sowie Hinweise auf erneute chinesische Rohölkäufe und die Raffinerieaktivität in Asien.
Quellen
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CME Group, „WTI Crude Oil Futures Quotes“, zeitverzögerte Notierung, Stand: 11. August 2026 – Quelle.
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ICE Futures Europe, „Brent Crude Futures Data“, zeitverzögerte Notierung, Stand: 11. August 2026 – Quelle.
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US-Energieinformationsbehörde (EIA), „Weekly Petroleum Status Report“, Woche bis zum 31. Juli 2026; veröffentlicht am 5. August 2026 – Quelle.
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OPEC, „Seven Participating Countries Approve a September 2026 Production Adjustment“, 2. August 2026 – Quelle.
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Kpler, „What the Strait of Hormuz's Fragile Recovery Signal Means for Oil Flows and Prices“, 31. Juli 2026 – Quelle.
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ING Think, „Oil Off Its Highs, but Risks Return“, 9. Juli 2026 – Quelle.
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Internationale Energieagentur (IEA), „Oil Market Report — July 2026“, 10. Juli 2026 – Quelle.
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Associated Press (AP), „US Stocks Edge Down From Their Record After Oil Prices Climb 5%“, 10. August 2026 – Quelle.
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