Von Stefan Liebing

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Die militärische Eskalation im Nahen Osten und die Bedrohung der Straße von Hormus verdeutlichen erneut die strukturelle Verwundbarkeit der globalen Energieversorgung. Die Meerenge zwischen Iran und Oman ist einer der wichtigsten Engpässe des internationalen Energiesystems. Nach Angaben der U.S. Energy Information Administration passieren täglich rund 20 Millionen Barrel Rohöl und Ölprodukte diese Route, was etwa 20 Prozent des weltweiten Ölverbrauchs entspricht (EIA 2024). Auch ein erheblicher Teil der globalen LNG-Exporte aus Katar wird über diesen Seeweg transportiert. Bereits die Erwartung einer Störung kann erhebliche Preisreaktionen auslösen. Energiemärkte reagieren empfindlich auf geopolitische Risiken, da Energie eine sehr geringe kurzfristige Nachfrageelastizität aufweist. Schon kleine Angebotsänderungen können daher überproportionale Preisbewegungen auslösen. Die Internationale Energieagentur weist darauf hin, dass geopolitische Spannungen regelmäßig zu „significant price volatility even in the absence of large physical supply disruptions“ führen (IEA 2023). Die aktuelle Situation zeigt damit eine grundlegende Herausforderung moderner Volkswirtschaften: Energiepreise sind nicht nur eine Frage von Ressourcen, sondern zunehmend eine Frage geopolitischer Sicherheit.

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Öl: Ein Markt mit geopolitischen Risikoprämien

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Der Ölmarkt ist stark global integriert. Rohöl kann relativ flexibel transportiert werden, wodurch regionale Produktionsausfälle teilweise ausgeglichen werden können. Dennoch entstehen bei Störungen zentraler Transportwege erhebliche Preisschocks. Ein häufig unterschätzter Faktor ist die Logistik des Ölhandels. Weltweit existieren etwa 800 sogenannte Very Large Crude Carrier (VLCC) mit einer Transportkapazität von jeweils rund zwei Millionen Barrel Rohöl (Clarksons Research 2024). Werden wichtige Handelsrouten blockiert oder verlängern sich Transportwege erheblich, sinkt die verfügbare Transportkapazität der Tankerflotte. Zusätzlich steigen in Konfliktregionen die Versicherungsprämien für Tankertransporte deutlich an. Die sogenannten War-Risk-Prämien können sich während geopolitischer Krisen vervielfachen und mehrere hunderttausend Dollar pro Schiff und Fahrt erreichen (Lloyd’s Market Association 2023). Diese Kosten werden unmittelbar in die Ölpreise eingepreist.

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Für Deutschland bedeutet dies, dass selbst bei unveränderten Produktionsmengen global steigende Preise auftreten können. Deutschland importiert Rohöl zwar aus unterschiedlichen Regionen – etwa Norwegen, Kasachstan oder den USA –, doch der Preis wird auf dem Weltmarkt bestimmt. Nationale Politik kann diese Entwicklung kaum beeinflussen. Langfristig zeigt die Situation ein strukturelles Problem der globalen Energiewirtschaft: Die größten Ölreserven liegen häufig in politisch instabilen Regionen. Nach Angaben des Energy Institute befinden sich rund 48 Prozent der globalen Ölreserven im Nahen Osten, während Venezuela allein etwa 18 Prozent der weltweiten Reserven hält (Energy Institute 2024). Gleichzeitig fließen seit Jahren weniger Investitionen in neue Förderprojekte. Laut International Energy Agency lagen die globalen Investitionen in Öl- und Gasförderung 2020 etwa 40 Prozent unter dem Niveau von 2014, und sie haben sich seither nur teilweise erholt.

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Eine weniger diskutierte Folge dieser Entwicklung ist die zunehmende Konzentration von Förderkapazitäten bei staatlichen Ölgesellschaften. Während internationale Ölkonzerne ihre Investitionen teilweise reduziert haben, kontrollieren staatliche Unternehmen inzwischen rund 55 Prozent der globalen Öl- und Gasproduktion und über 70 Prozent der Reserven (IEA 2023). Damit verschiebt sich die Kontrolle über Energieversorgung zunehmend in geopolitisch sensiblere Strukturen. Eine stabilisierende Rolle spielt im Ölmarkt traditionell die sogenannte OPEC-Reservekapazität („spare capacity“) – also Produktionskapazitäten, die kurzfristig aktiviert werden können. Nach Schätzungen der Internationalen Energieagentur liegt diese Reserve derzeit bei etwa 4–5 Millionen Barrel pro Tag (IEA 2024). Allerdings befindet sich der Großteil dieser Reservekapazität selbst im Persischen Golf und steht damit zur Abmilderung der aktuellen Krise nicht zur Verfügung.

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Globale Ölversorgung in Zahlen

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• Weltweite Nachfrage: ca. 102 Mio. Barrel pro Tag
• Transport durch Straße von Hormus: ca. 20 Mio. Barrel proTag
• Anteil Naher Osten an globalen Ölreserven: ca. 48 %
• Größte Reserven weltweit:
• Venezuela: ca. 18 %
• Saudi-Arabien: ca. 17 %
• Iran: ca. 9 %
• Quellen: Energy Institute 2024; EIA 2024

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Gas: Der LNG-Markt als geopolitisches Wettbewerbsfeld

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Die Dynamik des Gasmarktes unterscheidet sich deutlich vom Ölmarkt. Gas war historisch ein regionales Gut, weil Transport über Pipelines erfolgen musste. Erst der Ausbau von LNG-Infrastruktur hat einen globalen Markt geschaffen. Europa hat seine Gasversorgung nach dem Wegfall russischer Pipelinegaslieferungen fundamental umgestellt. Verflüssigtes Erdgas ist inzwischen ein zentraler Bestandteil der Versorgung. Nach Daten der Europäischen Kommission entfielen im Jahr 2024 rund 37 Prozent der EU-Gasimporte auf LNG (European Commission 2024). Ein strukturelles Risiko besteht jedoch darin, dass Europa zunehmend am globalen Spotmarkt für LNG einkauft. Viele asiatische Länder sichern sich ihre Lieferungen dagegen über langfristige Verträge. Fällt ein Teil dieser Lieferungen aus – etwa durch Konflikte im Persischen Golf – müssen diese Länder kurzfristig zusätzliche Mengen am Spotmarkt beschaffen. Der Wettbewerb um LNG wird dadurch erheblich verschärft.

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Ein häufig übersehener Aspekt ist dabei die physische Verfügbarkeit von LNG-Verflüssigungsanlagen. Der Bau eines LNG-Exportterminals dauert typischerweise fünf bis sieben Jahre und kostet häufig mehr als zehn Milliarden US-Dollar. Kurzfristige Angebotsausweitungen sind daher kaum möglich. Eine besondere Rolle spielen derzeit die Vereinigten Staaten. Sie haben sich innerhalb weniger Jahre zum größten LNG-Exporteur der Welt entwickelt und verfügen über mehr als 20 Prozent der globalen Exportkapazität (IEA 2024). Gleichzeitig hängt ein großer Teil der europäischen Gasversorgung indirekt von dieser Kapazität ab. Sollte es zu technischen Störungen oder politischen Exportbeschränkungen kommen, hätte dies unmittelbare Auswirkungen auf den europäischen Markt.

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LNG-Markt in Zahlen

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• Anteil LNG an EU-Gasimporten: 37 %
• Größte LNG-Exportländer:
• USA
• Katar
• Australien
• Anteil USA an globalen LNG-Exporten: ca. 20 %
• Investitionskosten LNG-Terminal: >10 Mrd. USD
• Quellen: IEA 2024; European Commission 2024

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Finanzmärkte und Preisdynamik

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Ein weiterer Faktor, der häufig unterschätzt wird, ist die Rolle der Finanzmärkte bei der Preisbildung. Ein großer Teil des globalen Ölhandels erfolgt über Terminmärkte wie die New York Mercantile Exchange (NYMEX) oder die Intercontinental Exchange (ICE). Die gehandelten Kontraktvolumina übersteigen die physisch gehandelten Mengen um ein Vielfaches. Finanzinvestoren, Hedgefonds und Rohstofffonds spielen daher eine wichtige Rolle bei kurzfristigen Preisbewegungen. In geopolitischen Krisen steigen häufig spekulative Positionen auf steigende Energiepreise, was Preisbewegungen zusätzlich verstärken kann (Fattouh & Mahadeva 2013).

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Auch Raffineriekapazitäten spielen bei der Energieversorgung eine Rolle. In Europa wurden in den vergangenen zwei Jahrzehnten zahlreiche Raffinerien geschlossen. Die gesamte europäische Raffineriekapazität ist seit 2008 um rund 15 Prozent gesunken (IEA 2022). Selbst wenn ausreichend Rohöl verfügbar ist, können Engpässe bei der Verarbeitung entstehen. Ähnliches gilt für Speicherinfrastrukturen. Während strategische Ölreserven seit den 1970er Jahren international koordiniert werden, existiert für Gas bislang kein vergleichbares globales System. Zwar hat die Europäische Union Mindestfüllstände für Gasspeicher eingeführt, doch diese Maßnahmen dienen primär der saisonalen Stabilisierung und nicht der langfristigen Krisenvorsorge. In Deutschland können die Speicher ca. 20-30 Prozent des Bedarfs im Winter beitragen, aber den theoretischen Fall eines Totalausfalls nicht vollständig ausgleichen.

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Die Versorgungssicherheitsprämie

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Eine zentrale Herausforderung der Energiepolitik besteht darin, dass Märkte kurzfristig häufig die billigste Energiequelle bevorzugen, während Versorgungssicherheit ein langfristiges öffentliches Gut ist. Eine mögliche Lösung wäre die Einführung einer Versorgungssicherheitsprämie im Energiemarkt. Dabei würden Unternehmen einen finanziellen Anreiz erhalten, ihre Energieversorgung stärker zu diversifizieren oder langfristige Lieferverträge abzuschließen. Solche Instrumente existieren bereits in anderen Bereichen der Energiepolitik. Im Strommarkt werden beispielsweise Kapazitätsmechanismen eingesetzt, um Reservekraftwerke wirtschaftlich zu halten. Übertragen auf den Energiemarkt könnte eine Versorgungssicherheitsprämie etwa folgende Elemente enthalten:

• staatliche Absicherung langfristiger Gasverträge
• Prämien für diversifizierte Energieimporte
• Beteiligungen öffentlicher Institutionen an Energieprojekten
• Risikoabsicherung für Infrastrukturinvestitionen

Der Staat würde damit nicht direkt Energiepreise regulieren, sondern gezielt in die Resilienz der Energieversorgung investieren.

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Primärenergieimporte Deutschland (2023):

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• Erdöl: ca. 35 % des Primärenergieverbrauchs
• Erdgas: ca. 24 %
• Kohle: ca. 8 %
• Importabhängigkeit insgesamt: über 70 % der Primärenergie
• Quelle: BMWK / AG Energiebilanzen

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Politische Handlungsmöglichkeiten

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Kurzfristig sind die Handlungsmöglichkeiten Deutschlands begrenzt. Energiepreise werden auf globalen Märkten gebildet und spiegeln die Knappheit verfügbarer Ressourcen wider. Staatliche Preisinterventionen oder temporäre Steuersenkungen würden daher lediglich zu Marktverzerrungen bzw. hohen Kosten für die öffentliche Hand führen, die in Form von erhöhter Kreditaufnahme letztlich auch durch den Steuerzahler gegenzufinanzieren wären. Sie sind daher dringend abzulehnen. Langfristig sind jedoch mehrere strukturelle Maßnahmen denkbar. Erstens sollten langfristige Lieferverträge wieder stärker genutzt werden, um Versorgungssicherheit zu erhöhen. Zweitens muss die Diversifizierung der Energieimporte weiter vorangetrieben werden, um geopolitische Risiken zu reduzieren. Drittens könnten strategische Gasreserven aufgebaut werden, die ähnlich wie die bestehenden Ölreserven in Krisensituationen genutzt werden können. Darüber hinaus sollte Deutschland stärker entlang der internationalen Energie-Wertschöpfungskette investieren. Beteiligungen an Förderprojekten, LNG-Terminals oder Transportinfrastrukturen können stabile Lieferbeziehungen schaffen.

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Eine weitere, bislang wenig diskutierte Option besteht darin, dass europäische Staaten oder Konsortien stärker als Ankerinvestoren für neue Energieprojekte auftreten. Viele Förderprojekte scheitern derzeit nicht an geologischen Ressourcen, sondern an Finanzierung und langfristigen Abnahmegarantien. Schließlich bleibt die Diversifizierung des Energiesystems zentral. Der Ausbau erneuerbarer Energien und neuer Energieträger wie Wasserstoff kann langfristig geopolitische Abhängigkeiten reduzieren. Allerdings ist auch hier zu erwarten, dass zusätzliche Versorgungssicherheit mit höheren Systemkosten verbunden ist.

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Fazit

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Die aktuelle Energiekrise zeigt erneut, dass globale Energiemärkte stark von geopolitischen Risiken geprägt sind. Kurzfristig kann Deutschland solche Entwicklungen kaum beeinflussen. Preise bleiben das zentrale Anpassungsinstrument der Märkte. Langfristig kann jedoch eine resilientere Energieversorgung aufgebaut werden. Dazu gehören Diversifizierung der Lieferketten, Investitionen in Infrastruktur, strategische Reserven sowie eine stärkere Integration neuer Energieträger. Diese Maßnahmen erhöhen die Versorgungssicherheit, führen jedoch auch zu strukturell höheren Energiekosten. Deutschland muss sich daher auf ein Energiesystem einstellen, in dem Versorgungssicherheit einen höheren Stellenwert erhält als kurzfristige Preisoptimierung.

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Prof. Dr. Stefan Liebing ist Geschäftsführer der Conjuncta GmbH und Honorarprofessor am Fachbereich Wirtschaft der Hochschule Flensburg. Er ist spezialisiert auf Fragen internationaler Wirtschaftsbeziehungen und Energie- sowie Außenpolitik. Von 2001 bis 2011 war er in der internationalen Öl- und Gasbranche tätig.

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