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Nachrichten zu Rohstoffen

Aktuelle Nachrichten zu Rohstoffen


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14.05.2026

Globaler Grünzement-Markt soll bis 2034 USD 112,45 Milliarden erreichen, angetrieben durch Dekarbonisierungsvorschriften

Die globale Grünzement-Fertigungsindustrie erlebt außergewöhnliches Wachstum, da nachhaltige Baupraktiken und Anforderungen für klimaneutrale Gebäude den Markt für Baustoffe umgestalten. Nach einer umfassenden Marktanalyse der IMARC Group vom 14. Mai 2026 war der Grünzement-Markt 2025 mit USD 42,57 Milliarden bewertet und soll bis 2034 USD 112,45 Milliarden erreichen, was eine robuste jährliche Wachstumsrate von 10,2% von 2026 bis 2034 demonstriert.

Diese außergewöhnliche Expansion spiegelt eine grundlegende Marktverschiebung wider, die durch verschärfte Kohlenstoffemissionsvorschriften, obligatorische Regeln für kohlenstoffarme Beschaffung bei staatlichen Infrastrukturausgaben und die beschleunigte Einführung von ESG-gebundener Baudarlehensfinanzierung angetrieben wird. Das Wachstum übertrifft deutlich den Gesamtglobalzementmarkt, der sich jährlich mit etwa 5,20% ausdehnt, was einen erheblichen Marktanteilswechsel von konventionellem Normalportlandzement zu kohlenstoffarmen Alternativen anzeigt.

Grünzement umfasst eine breite Familie von kohlenstoffarmen Zementformulierungen, die erhebliche CO2-Emissionsreduktionen im Vergleich zu konventionellem Portlandzement erreichen, der etwa 0,82 bis 0,89 Tonnen CO2 pro Tonne erzeugter Rohmasse ausstößt. Das kommerzielle Produktportfolio umfasst Flugasche-Zement, das 2025 mit 41,3% den größten Marktanteil hatte, schlackenbasiertes Zement mit 22,1% Marktanteil, Kalkstein-calciniertes Ton-Zement-Technologie, das CO2-Emissionen um bis zu 40% reduzieren kann, Geopolymer-Zement unter Verwendung von Industrienebenprodukten und neu entstehende kohlenstoffnegative Zementtechnologien, die Kohlenstoffabscheidungssysteme einbeziehen.

Die Marktnachfrage wird durch die beschleunigte Reaktion der globalen Bauindustrie auf den Klimawandel, die weit verbreitete Einführung von Zertifizierungsprogrammen für grünes Bauen, einschließlich LEED und BREEAM, die die Verwendung von kohlenstoffarmen Zementen vorschreiben oder Anreize schaffen, und die Einführung von Kohlenstoffpreismechanismen, die konventionelle hochklinker-Zemente zunehmend teurer machen, katalysiert. Indiens Grünzement-Sektor erlebt besondere Dynamik durch Initiativen wie die Zusammenarbeit der Confederation of Indian Industry mit der Cement Manufacturers Association und die Green Cementech 2025-Konferenz, die im Mai 2025 in Hyderabad unter dem Thema Erreichen von kohlenstoffneutraler Produktion stattfand.

Geplante Grünzement-Fertigungsanlagen sind mit jährlichen Produktionskapazitäten zwischen 200.000 und 500.000 Tonnen ausgelegt, sodass Hersteller verschiedene Marktsegmente bedienen können, darunter Wohnungsbau, Infrastruktur und Bauingenieurwesen, kommerzielle und Industriegebäude, Fertigteilbetonherstellung und Transportbetonanwendungen. Der Wohnungsbau stellt mit 43,2% der Marktnachfrage 2025 das größte Anwendungssegment dar.

Die Finanzprognosen für Grünzement-Fertigungsbetriebe zeigen hohes Rentabilitätspotenzial. Die Bruttomarginen werden auf 30 bis 40 Prozent prognostiziert, mit Nettogewinnmargen von 12 bis 18 Prozent. Diese Margen werden durch stabile und wachsende Nachfrage in allen Baustoffbranchen und ein Mehrwert-Positionierungssystem gestützt, das Preisaufschläge von 8 bis 25 Prozent über konventionellem Normalportlandzement ermöglicht und gleichzeitig Kostenvorteile durch reduzierten Rohmasse-Gehalt und Verwertung von Industrienebenprodukten bietet.

Die Rohstoffbeschaffung bietet Grünzement-Herstellern einen bedeutenden Wettbewerbsvorteil. Grünzement-Produzenten, die Flugasche aus Kohle-Kraftwerken und feinst vermahlene Hochofenschlacke aus Stahlwerken einbeziehen, beschaffen primäre Rohstoffkomponenten als Industrienebenproduktsabfallströme zu Kosten von USD 15 bis 40 pro Tonne im Vergleich zu USD 60 bis 90 pro Tonne für die Portlandrohmasseproduktion. Dieser strukturelle Kostenvorteil verbessert sowohl die Produktionsökonomie als auch den CO2-Fußabdruck des Endprodukts.

Die Betriebskostenstruktur für Grünzement-Fertigungsanlagen wird in erster Linie durch Rohstoffe bestimmt, die 50 bis 60 Prozent der Gesamtbetriebsausgaben ausmachen, und Versorgungsleistungen, die 20 bis 25 Prozent der Betriebskosten darstellen. Das niedrigere Rohmasse-zu-Zement-Verhältnis reduziert von Natur aus den spezifischen Energieverbrauch pro Tonne Fertigprodukt im Vergleich zur konventionellen Zementproduktion.

Schlüsselindustriebeteiligte, die den globalen Grünzement-Fertigungssektor anführen, sind ACC Ltd., CeraTech, CRH plc, CEMEX S.A.B. de C.V. und LafargeHolcim Ltd. Diese Unternehmen demonstrieren die breite kommerzielle Anwendbarkeit von Grünzement-Produkten in verschiedenen Bau-, Infrastruktur- und nachhaltigen Bauentwicklungssektoren.

Regierungsunterstützungsmechanismen, einschließlich Grünbau-Mandatsprogramme im Rahmen von Energieeffizienz-Bewertungssystemen, Richtlinien zur Beschaffung nachhaltiger Materialien von Smart-Cities-Programmen und Industriezusammenarbeitsinitiativen, stärken die Marktaussichten weiter und unterstützen direkt die Investitionen in Grünzement-Fertigung. Der regulatorische Rückenwind durch Kohlenstoffpreisgestaltung bestraft zunehmend die Wirtschaft konventionellen Zements, während die Wettbewerbsposition von Grünzement auf dem Markt verbessert wird.

Quelle: IMARC Group Pressemitteilung veröffentlicht auf openPR.com, 14. Mai 2026.

14.05.2026

Trafigura, EGC und EVelution etablieren Partnerschaft in der DRC-US-Kobalt-Lieferkette

Trafigura, Entreprise Générale du Cobalt (EGC) und EVelution Energy haben eine Absichtserklärung unterzeichnet, um eine direkte Kobalt-Lieferkette zwischen der Demokratischen Republik Kongo und den Vereinigten Staaten zu schaffen. Die Initiative folgt dem Abkommen über kritische Mineralien zwischen den USA und der DRC vom Dezember 2025, das die Lieferkettensicherheit stärken und die amerikanische Abhängigkeit von internationalen Kobaltquellen verringern soll.

Die Partnerschaft zielt darauf ab, einen erheblichen Teil der US-Kobaltnachfrage zu decken und möglicherweise etwa 40 Prozent der nationalen Anforderungen zu erfüllen, sofern endgültige Vereinbarungen zustande kommen. Das Kobalt wird in Schlüsselbranchen wie Luft- und Raumfahrt, Verteidigung und Elektrofahrzeugherstellung eingesetzt, die stark auf eine zuverlässige Mineralversorgung angewiesen sind.

Die Einrichtung von EVelution Energy in Arizona wird Kobalthydroxid-Materialien in batterietaugliches Kobaltsulfat und legierungsgradiges Metall umwandeln. EGC, ein 2019 gegründetes staatlich mandatiertes Unternehmen der DRC, wird verantwortungsvoll beschafftes Kobalthydroxid aus der DRC liefern und dabei den Fokus auf Rückverfolgbarkeit gemäß internationaler Richtlinien behalten. Trafigura wird Logistik- und Marketingoperationen für die Lieferkette verwalten.

Die Unternehmen planen, lokale Raffinationskapazitäten in der DRC zu bewerten, um die wirtschaftliche Entwicklung zu fördern, und erkunden eine mögliche Beteiligung der EGC an der Infrastruktur von EVelution. Technische Schulungsprogramme sind für EGC-Teams vorgesehen, um die Fähigkeiten der Demokratischen Republik Kongo in der Kobalt-Raffinerie zu erweitern, was einen bedeutenden Wissenstransferkomponent der Vereinbarung darstellt.

Der Transport wird die Lobito Atlantic Railway nutzen, wodurch die Landtransitdistanzen von Kolwezi zu afrikanischen Hafeneinrichtungen erheblich verkürzt werden. Diese Eisenbahn, die durch umfangreiche Investitionen der USA und Südafrikas unterstützt wird, ist darauf ausgelegt, die Logistikkosten zu senken und die Lieferkettenzuverlässigkeit zu verbessern und damit die Wettbewerbsfähigkeit von US-basierten Raffinationsoperationen zu erhöhen.

EGC-CEO Eric Kalala erklärte, dass die Partnerschaft einen strukturellen Meilenstein für die DRC darstellt, der mit dem strategischen USA-DRC-Abkommen übereinstimmt und eine wirksame Umsetzung der bilateralen Verpflichtungen demonstriert. Die Vereinbarung sichert einen hochwertigen Absatzmarkt für handwerkliche Produktion und fördert gleichzeitig Wissenstransfer und lokale Verarbeitungsfähigkeiten.

Der Bau der Arizona-Einrichtung von EVelution Energy soll Anfang 2027 beginnen, mit einer erwarteten Fertigstellung bis Ende 2029. Die beteiligten Parteien beabsichtigen, in den kommenden Monaten detaillierte Geschäftsvereinbarungen abzuschließen. Diese Initiative unterstützt die breitere Zielsetzung der USA, kritische Minerallieferketten zu stärken, die inländische Fertigung zu reindustrialisieren und die strategische Wettbewerbsfähigkeit in Sektoren kritischer Mineralien zu bewahren.

Quelle: Mining Technology, 14. Mai 2026

14.05.2026

Kanadische Energiebecken: Langfristige Versorgungsstrategie im Kontrast zum US-amerikanischen Schnelligkeitsmodell

Kanadas Strategie für die Öl- und Gasförderung hat sich grundlegend von der der Vereinigten Staaten unterschieden, geprägt durch unterschiedliche Beckeneigenschaften, Regelungsrahmen und Marktstrukturen, die langfristige Versorgungsstabilität über schnelle Kapitalveräußerung und kurzfristige Produktion priorisieren.

Das Western Canadian Sedimentary Basin, das sich vom Nordosten von British Columbia durch Alberta und in Saskatchewan und Manitoba erstreckt, bildet das Rückgrat von Kanadas Energiesystem und stellt eines der weltweit größten Kohlenwasserstoffsysteme dar. Im Gegensatz zu vielen US-amerikanischen Becken, die sich von konventioneller zu Schieferproduktion entwickelt haben, ist Kanadas Beckenarchitektur inhärent geschichtet, mit konventionellen, Ölsand- und unkonventionellen Ressourcen, die in denselben geologischen Systemen koexistieren.

Die Ölsande, die sich hauptsächlich in Nordalberta befinden, verdeutlichen diesen Unterschied. Sie stellen eines der größten nachgewiesenen Ölvorkommen weltweit dar, erfordern aber erhebliche Anfangsinvestitionen, verlängerte Entwicklungszeiträume und umfangreiche Infrastrukturinvestitionen. Nach Inbetriebnahme liefern sie jedoch stabile, langfristige Produktion, die eher wie Bergbaubetriebe als traditionelle Upstream-Ölförderung funktioniert. Dieses Produktionsmodell hat kein direktes US-amerikanisches Äquivalent, obwohl der Golf von Mexiko den nächsten Vergleich in Bezug auf Kapitalintensität und Projektdauer darstellt. Im Gegensatz zum Permian Basin, das für eine schnelle Reaktion auf Preissignale entwickelt wurde und Operationen innerhalb von Monaten skalieren kann, können die Ölsande diese Flexibilität nicht erreichen, bieten aber stattdessen Jahrzehnte konsistenter Produktion mit minimalem Produktionsrückgang.

Die Montney-Formation ist als Kanadas strategisch wichtigstes unkonventionelles Projekt hervorgegangen und erstreckt sich über British Columbia und Alberta als eine der größten Gas- und Flüssigkeitsreichen Formationen Nordamerikas. Die Montney nimmt eine Hybridposition zwischen Schiefer- und konventioneller Ressourcenentwicklung ein und bietet sowohl Skalierbarkeit als auch Betriebsflexibilität, da sich Bohrtechnik und Abschlusstechnologien weiterentwickeln. Während sie häufig mit Projekten wie Marcellus Shale oder Teilen des Permian Basin verglichen wird, passt die Montney weder zu dieser noch zu jener Kategorie genau. Sie besitzt die Ressourcentiefe und den Umfang von Marcellus, behält aber eine größere Flüssigkeitsexposition bei, und sie bietet einen Teil der Betriebsflexibilität des Permian Basin ohne entsprechende Infrastruktur oder Kapitalgeschwindigkeit.

Eine kritische Verschiebung der Marktpositionierung der Montney ist im Gange. Historisch durch begrenzte Pipelinekapazität und fehlende LNG-Exportinfrastruktur begrenzt, blieb das Gas der Formation an nordamerikanische Preismechanismen gebunden. Mit sich entwickelnder LNG-Exportkapazität an Kanadas Westküste wird die Montney als globaler Gaslieferant statt als regionaler umpositioniert. Dieser Übergang verbindet das Becken mit internationalen Märkten, insbesondere asiatischen Nachfragezentren, und verändert sein Wirtschaftsprofil grundlegend von einem diskountierten regionalen Projekt zu einem mit Weltpreisen verbundenen.

Die Duvernay-Formation ist als weitere bedeutende unkonventionelle Gelegenheit hervorgegangen und wird aufgrund ihrer Öl- und Flüssigkeitsreichen Charakteristiken sowie Entwicklungspotenziale mit Eagle Ford Shale verglichen. Sie hat erhebliche Investitionen angezogen, die Entwicklung ist jedoch aufgrund erhöhter Kosten und Infrastrukturanforderungen in gemessenem Tempo vorangegangen. Dennoch stellt die Duvernay eine der größten verbleibenden Gelegenheiten Kanadas für unkonventionelle Ölexpansion dar.

Das Deep Basin setzt sich als eine der konsistentesten, aber untergeschätzten Produktionsquellen Kanadas fort und liefert zuverlässige Gas- und Flüssigkeitsproduktion durch gestapelte Zahlungszonen und angesammelte Entwicklungskompetenz. Dieses Becken funktioniert ähnlich wie reife US-amerikanische Becken, die nachhaltige Produktion durch inkrementelle Verbesserungen statt durchgreifender Entdeckungen generieren.

Diese Becken verdeutlichen zusammen einen grundlegenden strukturellen Unterschied zwischen kanadischen und amerikanischen Energiesystemen. Das US-amerikanische Modell betont privaten Mineralbesitz, schnelle Kapitalveräußerung und Kurzzeit-Produktionsökonomie. Kanadas System, geprägt durch Crown-Eigentumsstrukturen, saisonale Bohrfenster und strengere Regelungsrahmen, begünstigt inhärent verlängerte Zeitpläne, größere Projekte und koordinierte Infrastrukturplanung.

Dieser strukturelle Unterschied prägt Kapitalallokationsmuster deutlich. US-amerikanische Kapitalströme verfolgen Geschwindigkeit und Betriebsflexibilität, während kanadisches Kapital eher mit Skalierungs- und Dauereigenschaften ausgerichtet ist. Keiner dieser Ansätze ist inhärent überlegen, aber sie führen zu deutlich unterschiedlichen Marktergebnissen. Kanadas Becken sind strukturell unfähig, schnell auf Marktsignale zu reagieren; stattdessen sind sie so konstruiert, dass sie konsistente langfristige Versorgung bieten. Diese Eigenschaft reduziert Volatilität, begrenzt aber auch unmittelbare Auswirkungen während Versorgungsunterbrechungen.

Zunehmende globale Energiemarktfragmentierung und Versorgungskettenunsicherheit erhöhen den Wert von Kanadas Stabilitätsvorteil. Die Ölsande und die Montney-Formation sind positioniert, um diese Versorgungssicherheitsrolle zu erfüllen, obwohl sie weiterhin mit betrieblichen Einschränkungen konfrontiert sind. Pipelinekapazitätsbegrenzungen, Regelungszeiträume und Marktzugangshindernisse bestimmen weiterhin Entwicklungsgeschwindigkeit. Im Gegensatz zu den Vereinigten Staaten, wo Infrastrukturerweiterung oft schnell voranschreitet, erfordert Kanadas System Koordination über mehrere Interessengruppen, ein Prozess, der Fortschritt verlangsamt, aber strukturiertere, langfristige Wachstumsmuster schafft.

Diese strukturelle Spannung zwischen Ressourcenpotenzial und Ausführungsfähigkeit hat Kanadas Energieerzählung seit Jahrzehnten definiert und prägt weiterhin seine Industrietrajektorie. Nach Oil & Gas 360 stellt dieser Unterschied eine grundlegend unterschiedliche Ressourcenentwicklungsphilosophie dar, eine, die auf Nachhaltigkeit und Langlebigkeit statt auf schnelle Extraktion und Marktreaktionsfähigkeit gebaut ist.

14.05.2026

Ölpreise steigen, da Märkte auf Ergebnisse des US-China-Gipfels zum Iran-Konflikt warten

Die Ölpreise sind am Donnerstag, 14. Mai 2026, leicht gestiegen, da sich die globalen Märkte auf einen hochrangigen Gipfel zwischen US-Präsident Donald Trump und Chinesischem Präsident Xi Jinping konzentrierten, mit besonderem Fokus darauf, ob das Treffen Fortschritte bei der Beilegung des Iran-Krieges bringen könnte.

Brent-Rohöl-Futures stiegen um 45 Cent oder 0,43% auf 106,08 Dollar pro Barrel bis 07:14 GMT, während US-West-Texas-Intermediate-Futures um 41 Cent oder 0,41% auf 101,43 Dollar zulegten. Beide Referenzkontrakte waren am Mittwoch deutlich gefallen, mit Brent-Crude-Futures, die mehr als 2 Dollar pro Barrel verloren, und WTI-Futures, die mehr als 1 Dollar einbußten, da sich Investoren Sorgen um mögliche US-Zinserhöhungen machten, die durch inflationäre Druck von höheren Treibstoffpreisen angetrieben wurden.

Präsident Trump soll China dazu ermutigen, den Iran davon zu überzeugen, mit Washington zu verhandeln, um den Konflikt zu beenden. Allerdings äußerten Analysten Skepsis darüber, ob Xi bereit wäre, Druck auf Chinas langjährigen strategischen Partner in dieser Frage auszuüben. Nach Berichten der Nachrichtenagentur Xinhua sagte Xi Trump, dass die Handelsgespräche bei der Eröffnung des Gipfels Fortschritte machten, obwohl der chinesische Führungspolitiker warnte, dass Meinungsverschiedenheiten über Taiwan die Beziehungen einen gefährlichen Weg hinunterschicken könnten.

Analysten der ING verzeichneten in einer Erklärung vom Donnerstag, dass die Ölpreise im Abwartmodus waren und warnten, dass die Märkte möglicherweise zu viel Hoffnung auf positive Ergebnisse der US-China-Gespräche bezüglich des Iran-Krieges setzen. Tony Sycamore, ein IG-Analyst, warnte, dass ein Scheitern bei bedeutungsvoller Fortschritt bei der Wiedereröffnung der Straße von Hormus die Vereinigten Staaten mit begrenzten Optionen jenseits erneuerter Militäraktionen zurücklassen könnte.

Die Straße von Hormus, ein kritischer Energiekanal, ist seit Beginn des Konflikts Ende Februar 2026 weitgehend geschlossen. Der Iran hat offenbar die Kontrolle über die Straße durch Vereinbarungen mit dem Irak und Pakistan verschärft, um Öl und Flüssigerdgas aus der Region zu verschiffen. Ein chinesischer Supertanker mit zwei Millionen Fässern irakischen Rohöls fuhr am Mittwoch durch die Straße, nachdem er mehr als zwei Monate im Golf festgesessen hatte, was nur der dritten Öltanker ist, der seit Kriegsbeginn die Straße verlassen hat.

Die globalen Versorgungsbedenken verschärften sich, da die Internationale Energieagentur am Mittwoch berichtete, dass das globale Ölangebot in diesem Jahr hinter der Gesamtnachfrage aufgrund der Auswirkungen des Krieges auf die Ölproduktion im Nahen Osten und beispiellosen Lagerabbau zurückbleiben wird. Dieser Ausblick stellte eine Umkehrung der früheren Prognose der Agentur dar, die einen Überschuss vorhergesagt hatte.

Quelle: Marine News Magazine, 14. Mai 2026, Berichterstattung von Sam Li in Beijing und Siyi Liu in Singapur.

14.05.2026

Senegal schreitet Entwicklungsprojekt Yakaar-Teranga Gas im Wert von 7,5 Milliarden Dollar voran

Das staatliche Ölunternehmen Senegals, Petrosen, hat angekündigt, dass die Gasfundstelle Yakaar-Teranga 7,5 Milliarden Dollar an Investitionen für ihre Entwicklung erfordern wird. Das Projekt soll die beträchtliche Energiesubventionslast des Landes erheblich verringern, sobald es in Betrieb geht. Nach Angaben von Mouhamadou Diop, Geschäftsführer des Handelsarms von Petrosen, könnte das Projekt Senegals jährliche Subventionsausgaben, die derzeit 1 Milliarde Dollar pro Jahr betragen, deutlich senken und letztendlich importierte Brennstoffe in der westafrikanischen Nation ersetzen.

Das Offshore-Feld wurde ursprünglich vor einem Jahrzehnt von Kosmos Energy Ltd. entdeckt. Die Entdeckung hat Senegal als vielversprechenden neuen Gasproduzenten in der Region positioniert, neben dem Gasfeld Grand Tortue Ahmeyim. Senegal beabsichtigt, das Erdgas zur Stromerzeugung und zur Schaffung eigener petrochemischer und Düngemittelindustrien zu nutzen.

BP Plc war zunächst an der Entwicklung von Yakaar-Teranga beteiligt, zog sich jedoch 2023 aus dem Projekt zurück. Der Vertrag von Kosmos Energy läuft im Juli 2026 aus, danach soll Senegal alleiniger Aktionär des Projekts werden. Dieser Schritt entspricht einem breiteren Trend unter afrikanischen Ländern, die eine größere Kontrolle über ihre natürlichen Ressourcen anstreben.

Die Gasentwicklungsstrategie des Landes folgt der erfolgreichen Etablierung einer heimischen Ölindustrie, gekennzeichnet durch die Inbetriebnahme des Offshore-Feldes Sangomar im Jahr 2024. Diop betonte das Ziel der Nation, Einnahmen aus Öl- und Gasproduktion zur Finanzierung von Explorationstätigkeiten und zur unabhängigen Projektentwicklung zu nutzen und wies darauf hin, dass Senegal zwar Öl produziert, aber weiterhin ein Nettoimporteur von raffinierten Erdölprodukten ist.

Die Entwicklung von Yakaar-Teranga wird nach der Projektplanung in zwei Phasen durchgeführt. Die Initialphase würde ungefähr 2,5 Milliarden Dollar Kapitalaufwand erfordern und würde etwa 300 Millionen Kubikfuß Gas pro Tag für den Inlandsmarkt produzieren. Die nachfolgende Downstream-Entwicklungsphase würde rund 5 Milliarden Dollar an Investitionen erfordern und umfasst Anlagen zur Düngemittel-, petrochemischen, Stahl- und Zementproduktion.

Bezüglich der Finanzierung gab Diop an, dass Senegal auf eine Kombination aus regionalen Rentenmärkten, Entwicklungsfinanzierungsinstitutionen und diasporagebundenem Kapital zur Projektfinanzierung zugreifen kann. Er merkte an, dass ordnungsgemäß strukturierte Abnahmeverträge, die in der Regel 15 bis 20 Jahre andauern, Projektschulden von Investment-Grade-Qualität unterstützen können und dem Land einen Weg zur Finanzierung dieser großen Infrastrukturinitiative bieten.

Quelle: World Oil / Bloomberg, 13. Mai 2026

14.05.2026

Öl steigt, während IEA vor größerer Volatilität warnt angesichts von Versorgungsunterbrechungen durch Iran-Krieg

Ölpreise sind am Donnerstag gestiegen, da die Internationale Energieagentur auf zunehmende Marktvolatilität hinwies, während die OPEC ihre Nachfrageprognose für 2026 reduzierte, wie aus am 14. Mai 2026 veröffentlichten Berichten der IEA und der OPEC hervorgeht.

Der internationale Benchmark Brent-Rohöl-Futures für Juli-Lieferung notierte 0,34% höher bei 105,99 USD pro Barrel, während U.S. West Texas Intermediate Futures für Juni um 0,43% auf 101,45 USD pro Barrel anstiegen.

Die OPEC senkte ihre Nachsteigerungsschätzungen für 2026 auf etwa 1,2 Millionen Barrel pro Tag, herunter von ihrer vorherigen Prognose von 1,4 Millionen Barrel pro Tag in ihrer neuesten monatlichen Aktualisierung. Die Organisation berichtete, dass die OPEC-Produktion im April um 1,7 Millionen Barrel pro Tag zurückging und seit Beginn des Iran-Krieges in der späten Februar 2026 um mehr als 30 Prozent oder 9,7 Millionen Barrel pro Tag gefallen ist.

Die Internationale Energieagentur hob die erheblichen Auswirkungen des Iran-Krieges auf die globale Ölversorgung hervor. Nach dem Bericht der IEA von Mai 2026 führen mehr als zehn Wochen nach Konfliktbeginn steigende Versorgungsverluste aus der Straße von Hormuz zu Bestandsabbau bei Rohöl im Weltmaßstab in Rekordtempo. Mit mehr als 14 Millionen Barrel pro Tag unterbrochener Versorgung übersteigt der Gesamtverlust von Golfproduzenten nun eine Milliarde Barrel. Die IEA deutete an, dass mit der Annäherung der Spitzensommernachfrage mit größerer Preisvolatilität zu rechnen ist.

Analysten von ING stellten in einer Erklärung fest, dass die Dauer erhöhter Kraftstoffpreise ungewiss bleibt und eng mit laufenden geopolitischen Entwicklungen rund um die mögliche Schließung der Straße von Hormuz sowie dem Risiko von Schäden an Öl- und Gasinfrastruktur im Nahen Osten durch eskalierenden Konflikt verbunden ist.

Geopolitische Entwicklungen prägen weiterhin die Marktstimmung. Das bevorstehende Treffen von U.S. Präsident Donald Trump mit Chinas Präsident Xi Jinping wird von Händlern genau beobachtet. Der frühere U.S. Handelsminister Carlos Gutierrez teilte CNBCs Squawk Box Asia am Mittwoch mit, dass China als größter Kunde von Öl durch die Hormuz-Straße starke Anreize hat, eine Konfliktlösung zu sehen. Xi Jinping möchte, dass dieser Krieg genauso sehr vorbei ist wie Präsident Trump, sagte Gutierrez.

OPECs neuester monatlicher Bericht wird voraussichtlich der letzte sein, der Daten der Vereinigten Arabischen Emirate enthält, die das Kartell mit Wirkung zum 1. Mai 2026 verlassen haben.