Zusammenfassung

1. Bei kritischen Raffinerieprodukten ist die EU strukturell auf Importe angewiesen.

Obwohl die EU insgesamt ein kleiner Nettoexporteur von Raffinerieprodukten ist, ist sie Nettoimporteur von Diesel, Kerosin und Flüssiggas (LPG). Diesel und Kerosin sind besonders wichtig, weil sie unverzichtbare Sektoren wie den Straßen- und den Luftverkehr antreiben.

2. Europas Exposition gegenüber Bab al-Mandab ist bei Kerosin drei- bis viermal größer als bei Rohöl.

Die EU importiert nahezu das gesamte von ihren Raffinerien verarbeitete Rohöl und hat russische Barrel weitgehend durch Lieferungen aus den USA, Norwegen, Kasachstan und dem Irak ersetzt. Die Kerosinimporte der EU hingegen hängen seit Langem überproportional von Raffinerien am Golf ab, und der Golf ist seit dem Wegfall der russischen Lieferungen zu einer immer wichtigeren Dieselquelle geworden. Nach unseren Schätzungen liefen vor der Huthi-Kampagne Ende 2023 bis zu 66 % der Kerosinimporte und 58 % der Dieselimporte der EU über Handelsrouten, die potenziell auf Bab al-Mandab angewiesen sind, gegenüber 17 % beim Rohöl. Selbst nach der Umleitung um das Kap der Guten Hoffnung lagen diese Anteile 2025 noch bei rund 28 % (Kerosin), 20 % (Diesel) und 8 % (Rohöl). Bab al-Mandab ist damit in erster Linie ein Versorgungsrisiko für Mitteldestillate und weniger ein Rohölrisiko. Das gilt umso mehr, als die Huthi-Kräfte inzwischen die Küste und die engste Stelle der Meerenge kontrollieren und zugleich den militärischen Druck auf die saudische Energieinfrastruktur erhöhen.

3. Die Dieselimporte der EU aus den USA haben sich verdoppelt, während die US-Bestände doppelt so schnell sanken wie die der EU, und die heimische Raffination kann diese Importe nicht kurzfristig ersetzen.

Zwischen Februar und Juni 2026 haben sich die Dieselimporte der EU aus den Vereinigten Staaten im Vorjahresvergleich verdoppelt. Im selben Zeitraum sanken die kommerziellen Destillatbestände der USA etwa doppelt so schnell wie die impliziten kommerziellen Dieselbestände der EU (−10,1 % gegenüber −4,9 %). Diese Asymmetrie setzt die Versorgung der EU dem Preisdruck innerhalb der Vereinigten Staaten aus, wie die jüngste Debatte in Washington über eine Beschränkung der Dieselexporte zeigt. Neben den maritimen Engpässen von Hormus und Bab al-Mandab steht die Dieselversorgung der EU damit vor einem Engpass anderer Art: der US-Exportpolitik. Diese Barrel im Inland zu ersetzen, ist weder kurzfristig möglich noch einfach. Die Raffineriekapazität der EU schrumpft, und der Rohölmix hat sich von den mittelschweren, schwefelreichen Sorten (medium sour) entfernt, für deren Verarbeitung viele europäische Raffinerien gebaut wurden. Angesichts der Störungen am Golf werden mittelschwere Rohöle zwischen europäischen und asiatischen Käufern zunehmend umkämpft (und damit teuer). Strategien zur Versorgungssicherheit müssen die Fähigkeiten der Raffinerien und die Rohölqualität berücksichtigen und gezielte Freigaben aus den Vorräten mit glaubwürdigen Maßnahmen zur Nachfragesenkung verbinden.

Kursiv gesetzte Zahlen sind Schätzungen des GTPO auf Basis offener Datenquellen.

Einleitung

Die globalen Energiemärkte stehen seit Beginn des Krieges der USA und Israels gegen den Iran am 28. Februar 2026 unter erheblicher Volatilität und erheblichem Druck. Der Konflikt hat die strategische Bedeutung maritimer Engpässe wieder in den Vordergrund gerückt. Die Schließung der Straße von Hormus, vor der Krise die zentrale Transitroute für 20 Millionen Barrel pro Tag (mb/d), stört die Ölflüsse. Die Energiesicherheit ist in eine neue Phase eingetreten, in der Energieinfrastruktur und Energieflüsse schwer beeinträchtigt sind. Die Krise hat sich zuletzt weiter zugespitzt, nachdem die Huthi-Kräfte den Hafen von Mokka eingenommen und bis auf die Insel Perim an der engsten Stelle von Bab al-Mandab vorgerückt sind, womit die Störungen auf eine der wenigen Alternativrouten zu Hormus ausgeweitet wurden: Bab al-Mandab¹.

Die Störungen und die Sorgen um die Energiesicherheit reichen jedoch weit über die Rohölförderung und den Rohölhandel hinaus. Zunehmend wachsen die Sorgen um Raffinerieprodukte, also jene Produkte, die tatsächlich zahlreiche Sektoren vom Verkehr über die Wärmeversorgung bis zur Petrochemie antreiben. Der Raffineriedurchsatz erreichte im Sommer neue Rekordwerte, lag aber unter dem Vorjahresniveau. Die Preise schießen in die Höhe: Diesel/Gasöl überschritt in den USA die Marke von 200 $/b (94 % über dem Vorkriegsniveau²). Ähnliche Preise wurden sowohl in Europa als auch in Asien verzeichnet, obwohl die Raffinerien ihre Produktion erhöht und Wartungspläne verschoben haben, um die wirtschaftlichen Chancen zu nutzen. Die Raffineriemargen im atlantischen Becken erreichten Rekordhöhen. Dennoch lag der Ausfall der Dieselexporte aus der Golfregion (und Russland) bei 1,6 mb/d unter dem Februarniveau³.

Im vergangenen Jahr haben Angriffe auf Raffineriekapazitäten und Handelsstörungen die Preise für Ölprodukte und die Crack Spreads immer weiter angeheizt⁴. Die aktuelle Dieselknappheit veranlasst die Regierungen, Lösungen zur Verringerung der Importabhängigkeit und der Preise zu prüfen, die von weiteren koordinierten Notfallmaßnahmen bis hin zu eher unilateralen Maßnahmen wie Dieselexportverboten oder einer höheren inländischen Raffinerieproduktion reichen. Der Druck dürfte anhalten. Die US-Regierung erwägt ausdrücklich ein Dieselexportverbot zum Schutz der amerikanischen Bürger. Am 22. September 2026 sprach sich Präsident Trump für ein Verbot der US-Dieselexporte aus; es folgte eine Erklärung von Finanzminister Scott Bessent, wonach die Machbarkeit eines vollständigen oder teilweisen Verbots angesichts der Raffineriekapazitäten geprüft werde⁵. Ein solcher Schritt hätte tiefgreifende negative Folgen sowohl für den US-Markt als auch für die internationalen Märkte, wie mehrere Analysten und Institutionen dargelegt haben⁶. Energieminister Chris Wright erklärte daraufhin, dass „das grobe Instrument eines Dieselexportverbots definitiv nicht funktioniert“⁷. Zum Zeitpunkt der Abfassung war jedoch noch keine Entscheidung gefallen.

Die EU steht zwischen dem maritimen Engpass im Nahen Osten und dem politischen Engpass auf der anderen Seite des Atlantiks. Zudem verschärft die begrenzte Verfügbarkeit geeigneter Rohöle am Markt den Wettbewerb mit asiatischen Käufern, während die inländischen Beschränkungen ihrer Raffineriekapazität nur wenig Spielraum lassen.

Diese Analyse skizziert Europas Position auf den globalen Märkten für Ölprodukte anhand von Verbrauch, Produktion, Importen und Exporten. Insbesondere erläutert sie die Exposition der EU gegenüber der Route über Bab al-Mandab und die spezifischen Schwachstellen bei den einzelnen Raffinerieprodukten. Darauf aufbauend bewertet sie aktuelle und künftige politische Lösungsansätze zur Begrenzung der negativen Folgen der Krise.

Die EU produziert einen Teil der Raffinerieprodukte, ist bei zentralen Raffinerieprodukten jedoch Nettoimporteur. Die EU ist gegenüber Rohöl- und Produktimporten unterschiedlich exponiert. Sie ist ein großer Nettoimporteur von Rohöl; die heimische Förderung deckt kaum 3 % des Bedarfs ihrer Raffinerien⁸. Raffinerieprodukte zeigen dagegen eine andere Dynamik. Sowohl die Bruttoimporte als auch die Bruttoexporte sind seit 2013 gestiegen, doch seit 2020 übersteigen die Exporte die Importe: Die EU-27 war in den letzten sechs Jahren insgesamt ein kleiner Nettoexporteur von Raffinerieprodukten und hat damit die anhaltende Nettoimportposition der Jahre 2013–2019 umgekehrt (Abb. 1).

Die aggregierte Nettoexportposition verdeckt jedoch die Exposition der EU bei einzelnen Produkten, die von den Störungen im Nahen Osten betroffen sind. Eine Aufschlüsselung der jüngsten verfügbaren Daten (bis Juni 2026) nach Produkten zeigt, dass die EU bei Benzin, Heizöl schwer, Naphtha und der Restkategorie „Sonstige“⁹ ein komfortabler Nettoexporteur ist. Bei Diesel/Gasöl, Kerosin und Flüssiggas ist sie hingegen Nettoimporteur (Abb. 2).

1. Verbrauch und Produktion von Raffinerieprodukten in Europa

Raffinerieprodukte sind für den Verkehr unverzichtbar. Der Endverbrauch von Diesel entfällt zu 74 % auf den Straßenverkehr und zu weiteren 8 % auf private Haushalte (Heizöl); Kerosin geht zu 98 % in die Luftfahrt (86 % internationale Flüge, 12 % Inlandsflüge); Heizöl schwer zu 91 % in Bunkerbestände der internationalen Schifffahrt; Benzin zu 97 % in den Straßenverkehr; Naphtha ist zu 97 % petrochemischer Einsatzstoff (Abb. 3).

Keines dieser Produkte lässt sich kurzfristig durch ein anderes ersetzen (eine Fluggesellschaft kann keinen Diesel verbrennen, und eine Lkw-Flotte fährt nicht mit Kerosin), und genau deshalb kann ein auf Diesel und Kerosin konzentrierter Angebotsschock (wie ihn die Störungen von Hormus und Bab al-Mandab speziell darstellen, siehe Abschnitt 6) empfindlich treffen.

Die Raffineriebasis der EU schrumpft seit Jahren. Wie erwähnt, ist die EU auch Produzent und Exporteur von Raffinerieprodukten. Diese Position hat sich jedoch im vergangenen Jahrzehnt abgeschwächt. Tatsächlich ist die Raffineriekapazität der EU-27 seit 2000 um rund 13 % gesunken, von 13,8 mb/d auf 12,8 mb/d im Jahr 2013 und auf 12,0 mb/d im Jahr 2025. Auf nationaler Ebene konzentriert sich die Raffineriekapazität stark auf wenige Mitgliedstaaten: Deutschland, Italien, Spanien, die Niederlande und Frankreich bleiben mit großem Abstand die fünf größten Raffineriestandorte der EU, und zusammen mit den nächsten fünf (Belgien, Polen, Griechenland, Schweden, Portugal) entfällt auf sie praktisch die gesamte Kapazität. Sieben der 27 EU-Mitgliedstaaten verfügen über keinerlei nennenswerte Raffineriekapazität (Abb. 4).

Auf der Weltkarte statt nur in der EU betrachtet, sind Europas 14,4 mb/d das kleinste der drei traditionellen Raffineriezentren (der Nahe Osten mit 11,9 mb/d ist noch kleiner, wächst aber) und werden von den 38,0 mb/d des asiatisch-pazifischen Raums, allein mehr als ein Drittel der Weltkapazität, in den Schatten gestellt (Abb. 5).

Europas rückläufiger Trend ging mit einem gegenläufigen Trend im Rest der Welt einher, mit unmittelbaren Folgen für den Handel mit Diesel und Kerosin. Insbesondere die Raffinerien am Golf haben allein zwischen 2020 und 2024 rund 1,6 mb/d an Kapazität hinzugefügt¹⁰, genau jenes neue Angebot, das die Region im vergangenen Jahrzehnt zu einer der größten Diesel- und Kerosinquellen der EU gemacht hat (Abschnitt 6). Der aktuelle Konflikt hat nicht nur den Handel, sondern auch die Raffineriekapazität der Region schwer getroffen. Tatsächlich haben iranische Angriffe inzwischen genau diese Raffineriekapazität beschädigt, darunter die Raffinerien Ruwais (VAE), Sitra (Bahrain) und Mina Abdulla (Kuwait)¹¹.

Der Verbrauch von Raffinerieprodukten blieb in den letzten zehn Jahren stabil, mit einem Anstieg bei Benzin und Kerosin. Die Analyse der unterschiedlichen Entwicklungen von Produktion, Verbrauch, Importen und Exporten der EU im Zeitraum 2013–2025 zeigt, dass die Rohölimporte nur um 6 % gesunken sind und der Verbrauch im Wesentlichen unverändert blieb (−0,3 %). Heizöl schwer ist auf breiter Front stark zurückgegangen (Importe −60 %, Exporte −39 %, Produktion −23 %, Verbrauch −24 %). Kerosin sticht dagegen in die entgegengesetzte Richtung hervor: Importe wie Exporte stiegen um 56 %, die Produktion um 12 % und der Verbrauch um 23 %. Die Naphtha-Exporte legten um 226 % zu (Abb. 6).

Beim Kerosin hat der Verbrauch der EU die Produktion im Zeitverlauf stetig übertroffen. Ein Blick auf die Raffinerieproduktion und den Verbrauch der EU nach Produkten (Abb. 7) zeigt, wo Importe zur Deckung des EU-Verbrauchs unverzichtbar sind. So liegt die Produktion von Benzin und Heizöl schwer komfortabel über dem Verbrauch, Diesel ist nahezu ausgeglichen, wobei die Produktion leicht hinterherhinkt, während bei Kerosin und Flüssiggas der Verbrauch deutlich über dem liegt, was die EU selbst raffiniert.

Die Abhängigkeit von Kerosinimporten ist nicht neu und hat sich nicht verringert. In jedem einzelnen Jahr seit 2009 hat der Verbrauch die heimische Produktion überstiegen. Der Trend hat sich zudem seit 2021 fortgesetzt, wobei der Verbrauch der Produktion beständig davonläuft, sodass die absolute Lücke 2024 mit dem Höchststand vor der Pandemie vergleichbar war (Abb. 8).

2. Europas sich verschiebende Importabhängigkeiten

Die Verschiebung der Importabhängigkeiten der EU bei Rohöl und Raffinerieprodukten war beträchtlich. Die historische Importentwicklung zeigt eine allgemeine Neuausrichtung über alle Produkte hinweg im Zeitraum 2013–2025. Russlands Krieg gegen die Ukraine und die daraus folgende energiewirtschaftliche Entkopplung zwischen der EU und Russland führten zur tiefgreifenden Umgestaltung der Rohölimporte und der damit verbundenen Abhängigkeit.

Beim Rohöl haben sich die Importe von Russland in Richtung USA verlagert. Noch 2013 lieferte Russland 35 % der Rohölimporte der EU, mehr als die nächsten vier Lieferanten zusammen. Bis 2025 war Russland aus den vorderen Rängen verschwunden, ersetzt durch einen stärker diversifizierten Mix, angeführt von Norwegen (14,5 %), den Vereinigten Staaten (13,7 %) und Kasachstan (13,3 %). Der eigene Anteil des Golfs am Rohöl der EU stieg im selben Zeitraum nur moderat, von 8,9 % (Saudi-Arabien allein) auf 12,9 % (Saudi-Arabien und Irak zusammen). In diesem Sinne ist die Exposition der EU gegenüber Hormus begrenzt, da die Ersatzbarrel nach 2022 vor allem aus den USA, Norwegen und Kasachstan kamen, nicht vom Golf (Abb. 9).

Die Abkehr von Russland zeigt sich auch bei Raffinerieprodukten, allerdings stärker in Richtung Golfstaaten. Eine ähnliche Neuausrichtung ist auch für alle Raffinerieprodukte zusammen erkennbar: Die USA erreichten 2025 einen Anteil von 15 % und traten damit an die Stelle Russlands (33 % im Jahr 2013). Gleichwohl ist der Anteil des Golfs im Hintergrund rasch gestiegen. So spielten Saudi-Arabien und Kuwait zusammen 2013 nur eine untergeordnete Rolle, waren aber 2025 mit zusammen 18 % zum dritt- und viertgrößten Lieferanten aufgestiegen (Abb. 10).

Die Importe von Diesel/Gasöl stammen überwiegend aus den USA und vom Golf. Nach Produkten betrachtet, ist der Anstieg des Golfanteils beim Diesel am bedeutendsten. 2013 war Russland mit 31 % der größte Diesellieferant, wurde an der Spitze aber von Saudi-Arabien allein abgelöst, das 2025 auf 26 % kam. Aus Sicht des Golfs stieg der gemeinsame Anteil der Region an den Dieselimporten der EU um rund das Dreizehnfache, von etwa 2,4 % auf 31,6 % (Abb. 11).

Die Kerosinimporte stammen überproportional vom Golf. Beim Kerosin war der Golf bereits 2013 der dominierende Lieferblock (VAE, Saudi-Arabien, Kuwait und Bahrain zusammen rund 49 % der Importe) und bleibt es auch 2025 (Kuwait, VAE und Saudi-Arabien zusammen rund 46 %). Zwar hat sich Europas strukturelle Abhängigkeit von am Golf raffiniertem Kerosin nicht verändert, doch hat die EU ihre Abhängigkeit speziell von Kuwait erhöht (Abb. 12).

Zusammenfassend hat Europa seine Rohölbeschaffung erfolgreich von Russland weg und hin zum atlantischen Becken diversifiziert; bei den beiden Produkten jedoch, bei denen es tatsächlich unterversorgt ist, Diesel und Kerosin, kam das Ersatzangebot überproportional vom Golf. Das erklärt die Exposition der EU sowohl gegenüber der Blockade von Hormus als auch gegenüber der Störung von Bab al-Mandab bei Raffinerieprodukten, mit ernsten Folgen für die Energiesicherheit der Union.

Bab al-Mandab birgt für Raffinerieprodukte ein größeres Risiko als für Rohöl. Wir schätzen die Rohöl- und Produktflüsse in Richtung EU durch Bab al-Mandab im ersten Halbjahr 2026 auf rund 862 kb/d (Teiljahr, annualisiert), gegenüber einem Höchststand von 2,2 Millionen b/d im Jahr 2023. Der größte Teil dieses Rückgangs erfolgte bereits vor dem aktuellen Krieg, nach Beginn der Huthi-Kampagne gegen die Handelsschifffahrt Ende 2023. Dies führte zur Umleitung eines Teils des Handels um das Kap der Guten Hoffnung (Abb. 13).

Entscheidend ist die Aufschlüsselung nach Produkten, nicht die Gesamtzahlen. Tatsächlich schätzen wir, dass vor der Störung Ende 2023 potenziell auf Bab al-Mandab angewiesene Handelsrouten rund 66 % der Kerosinimporte und 58 % der Dieselimporte der EU ausmachten, gegenüber 35 % bei allen Raffinerieprodukten und nur 17 % beim Rohöl. Ähnliche Zahlen wurden für Europas Exposition gegenüber der Straße von Hormus geschätzt, mit rund 5 % bei den Rohölimporten und 10 % bei den Raffinerieprodukten, wobei 90 % Letzterer auf Mitteldestillate wie Kerosin entfallen (OIES, 2026)¹². Dies bestätigt das unterschiedliche Ausmaß an Abhängigkeit und Risiko, das von diesem Engpass ausgeht: Es handelt sich überproportional um ein Mitteldestillatrisiko, nicht um ein reines Rohölrisiko. Seit 2024 sind diese Anteile daher drastisch gefallen, werden aber weiterhin mit großem Abstand von Kerosin und Diesel angeführt, was zeigt, dass der Spielraum, die Abhängigkeit vollständig abzubauen, begrenzt ist (Abb. 14).

3. Rohölqualität: Was sich aus den Barrel tatsächlich herstellen lässt

Angesichts der regionalen Spannungen und der Importabhängigkeit von Engpässen muss die EU neu überdenken, wie sich die Energiesicherheit stärken lässt. Eine Lösung könnte darin bestehen, mehr Rohöl zu importieren und es im Inland zu raffinieren. Eine solche Option stößt jedoch auf einen grundlegenden, oft übersehenen Faktor: die Rohölqualität¹³. Der Wechsel von einem Rohöl zu einem anderen ist wegen der spezifischen Eigenschaften des jeweiligen Raffineriekomplexes schwierig¹⁴.

Die API-Dichte eines Rohöls bestimmt die natürliche Siedepunktverteilung, die eine Raffinerie durch einfache Destillation erhält. Innerhalb des leichten bis mittelschweren Bereichs liefern Rohöle mittlerer Dichte, wie das russische Urals, direkt aus der atmosphärischen Kolonne einen größeren Anteil an Mitteldestillaten (Material im Diesel- und Kerosinbereich) als leichte Sorten wie WTI. Das ist einer der Gründe, warum viele europäische Raffinerien genau auf diese Art von Barrel ausgelegt und kalibriert wurden. Ein leichterer Rohölmix liefert pro Barrel relativ mehr Naphtha und leichte Fraktionen und relativ weniger Straight-Run-Diesel und -Kerosin.

Die vorangegangene große Energiekrise von 2022 und die Abkehr von russischem Öl haben die physische Beschaffenheit des Rohöls verändert, das europäische Raffinerien heute verarbeiten. Der API-/Schwefel-Mix der Rohölimporte der EU hat sich deutlich in Richtung leichter und schwefelärmer verschoben. Mittelschweres, schwefelreiches Rohöl (medium sour, die Klasse, zu der das russische Urals gehörte) fiel von 31 % der Importe im Jahr 2013 auf nur noch 6 % im Jahr 2025, während leichtes, schwefelarmes Rohöl (light sweet) von 39 % auf 51 % und mittelschweres, schwefelarmes Rohöl (medium sweet) von 9 % auf 22 % zulegte. Leichtes, schwefelreiches Rohöl (light sour) ging hingegen ebenfalls zurück, von 13 % auf 8 % (Abb. 15). 2022 trug irakisches Rohöl dazu bei, Europas Urals-Importe teilweise zu ersetzen¹⁵ – vor allem in den Raffinerien am Mittelmeer, während der Großteil des Ersatzes aus den USA, Norwegen und Lateinamerika kam. Die EU hat damit ihre Exposition gegenüber einem sanktionsbedingten Engpass teilweise durch die Exposition gegenüber einem maritimen Engpass ersetzt. Darüber hinaus hat die aktuelle Krise im erweiterten Nahen Osten die bestehenden Alternativen der europäischen Raffinerien und die Transitrouten anderer Produzenten außerhalb der Region beeinträchtigt, einschließlich der Produktimporte aus asiatischen Ländern. Zudem ist die gestiegene Abhängigkeit von amerikanischen Öl- und Produktlieferungen angesichts der zunehmend nach innen gerichteten Politik der derzeitigen Regierung ins Rampenlicht gerückt, wie das mögliche Dieselexportverbot zeigt. Schließlich konkurrieren Verbraucher weltweit zunehmend um ähnliche Rohöle, insbesondere um mittelschwere Sorten, was die Preise auf Rekordniveau treibt.

Die gleichzeitige Störung der Rohöl- und Produktlieferungen vom Golf stellt Europa vor ein wirtschaftliches und sicherheitspolitisches Problem. In diesem schwierigen Umfeld haben die Märkte für Raffinerieprodukte eine bemerkenswerte Preisvolatilität erlebt. Das veranlasst Regierungen zudem, extreme Entscheidungen wie Dieselexportverbote zu erwägen oder zu verschärfen. Ein solcher Schritt, den die US-Regierung unter gesellschaftlichem Druck prüft, wird sich letztlich als Bumerang erweisen und die Weltmärkte erschüttern.

4. Ein gemischtes Krisenmanagement: Vorräte, Subventionen und globale Folgen

Um die negativen Folgen der Krise abzufedern, haben die EU-Länder auf ihre Notfallvorräte zurückgegriffen. Am 11. März 2026 einigten sich die IEA-Mitgliedsländer auf die größte koordinierte Freigabe von Ölnotfallvorräten in der Geschichte der Agentur: 400 Millionen Barrel¹⁶. Davon steuerte die EU rund 118 Millionen bei, mit Schwerpunkt auf Raffinerieprodukten, und zwar gerade deshalb, weil die nationalen strategischen Reserven allein als unzureichend eingeschätzt wurden, um eine Störung dieses Ausmaßes und dieser Dauer abzudecken¹⁷.

Die Gesamtreserven an Raffinerieprodukten bewegen sich im Rahmen der saisonalen Muster, die Risiken sind jedoch nach unten gerichtet.

Zwar haben die Notfallvorräte einen stärkeren Preisanstieg verhindert, doch stellen sie nur einen vorübergehenden Puffer dar, zumal wenn die Freigabe nicht mit nachfrageseitigen Maßnahmen gekoppelt wird. Die Reichweite der Notfallvorräte der EU-27 sank von Januar bis Juni 2026 bei allen drei Produkten, am stärksten bei Kerosin (−35 %), gefolgt von Benzin (−29 %) und Diesel (−20 %). Auch wenn dies im Einklang mit den allgemeinen saisonalen Mustern steht, ist das Niveau der Kerosinreserven das besorgniserregendste der drei: Es lag über einen längeren Zeitraum im Februar und März spürbar unter seinem normalen saisonalen Band (rund −9 % bis −15 % unter dem Normalwert, sowohl bei den Notfallreserven als auch beim gesamten nationalen Bestand), bevor es sich bis Juni wieder auf ein annähernd normales Niveau erholte (Abb. 16).

Die jüngsten Ereignisse verschärfen diese Risiken. Zwar liegen noch keine Daten für die Zeit nach Juni vor, doch dürfte der Druck auf Raffinerieprodukte angesichts der Eskalation im September an Bab al-Mandab weiter zunehmen. Saudi Aramco teilte mindestens zwei europäischen Raffineriekunden mit, dass sie im Oktober 2026 kein Rohöl aus ihren Verträgen erhalten würden, nachdem im September die Pipeline angegriffen worden war¹⁸, während die US-Regierung angesichts des inländischen Preisdrucks ein Dieselexportverbot erwägt¹⁹. Tatsächlich scheinen die USA ihre eigenen strategischen und kommerziellen Reserven etwa doppelt so schnell abgebaut zu haben wie die EU (die kommerziellen Destillatbestände der USA sanken um 10,1 % gegenüber 4,9 % bei den impliziten kommerziellen Dieselbeständen der EU. Zugleich sank die strategische Ölreserve (SPR) der USA zwischen Februar und Juni 2026 um 20,6 % (31,4 % bis Mitte September), während die Rohölnotfallvorräte der EU leicht zunahmen. Schließlich haben sich die Dieselimporte der EU aus den USA gegenüber denselben Monaten (Februar bis Juni) des Jahres 2025 nahezu verdoppelt (+99,6 %)²⁰. Diese asymmetrische Reaktion könnte eine zusätzliche Quelle politischer Spannungen in den transatlantischen Beziehungen werden.

Da die Exporte von Raffinerieprodukten vom Golf das den Engpassstörungen am stärksten ausgesetzte Grenzangebot darstellen und Reibungen mit den USA drohen, bleibt Europas Vorratspuffer wenig Spielraum, einen weiteren Schock aufzufangen, ohne entweder in Richtung der regulatorischen Mindestbestände abgebaut zu werden oder jene Nachfragerationierungsmaßnahmen zu erzwingen, über die einige Mitgliedstaaten bereits zu diskutieren begonnen haben. Angesichts der ernsten Lage hat Präsident Macron eine erneute Freigabe und ein stärker koordiniertes Vorgehen gefordert.^{21 22}

Kurzsichtige Notfallmaßnahmen. Unterdessen haben die meisten EU-Länder weitgehend denselben Ansatz gegen Preisspitzen wiederholt wie in der Energiekrise 2022: ungezielte Subventionen. Laut Bruegel haben die europäischen Regierungen mehr als 11,8 Milliarden Euro zugesagt, um die Verbraucher vor Energiepreisspitzen abzuschirmen²³. Viele Regierungen haben tatsächlich Steuern und Abgaben auf Energieprodukte gesenkt, um die Preise künstlich zu drücken; die Mehrzahl dieser fiskalischen Stützungsmaßnahmen erhöht jedoch die Anreize zum Verbrauch fossiler Brennstoffe und droht die Krise weiter zu verschärfen. Hinzu kommt, dass die EU in schwierigeren haushaltspolitischen Bedingungen in diese Krise gegangen ist. Asiatische Länder hingegen, die in der Regel stärker von Importen aus dem Nahen Osten abhängen, haben stärker auf nachfrageseitige Antworten gesetzt.

Zentrale Erkenntnisse

Die Krise im erweiterten Nahen Osten macht deutlich, dass die gesamten Wertschöpfungsketten in die Analyse der Energiesicherheit einbezogen werden müssen. Seit Februar 2026 mag die begrenzte Abhängigkeit von Öl- (und Flüssigerdgas-)Importen aus dem Nahen Osten die Europäer dazu verleitet haben, sich teilweise abgeschirmt zu wähnen, insbesondere im Vergleich zu 2022, als Europa das Epizentrum der Krise war. Bei zentralen Raffinerieprodukten ist die Exposition jedoch erheblicher. Tatsächlich haben Importe von Raffinerieprodukten aus dem Nahen Osten und darüber hinaus für die EU im vergangenen Jahrzehnt besondere Bedeutung erlangt. Treiber war die energiewirtschaftliche Entkopplung zwischen Europa und Russland nach 2022, die auch den Anstieg der Importe aus den USA, Norwegen und Lateinamerika bewirkte. 2026 sind beide Entwicklungen mit Risiken behaftet. Die USA verfolgen eine stärker nach innen gerichtete Strategie und erwägen sogar ein Dieselexportverbot. Und die Golfproduzenten sind von Handelsstörungen und Angriffen auf ihre Energieanlagen betroffen, was sich sowohl auf Rohöl als auch auf Raffinerieprodukte auswirkt. Deshalb ist es entscheidend, die Energieinfrastruktur zu erhalten, insbesondere jene, die es den freien Kapazitäten der Region ermöglicht, den Markt zu erreichen, wie die East-West-Pipeline.

Mehr Rohöl importieren und die heimische Option stärken? Die Regierungen könnten erwägen, die Rohölimporte zu erhöhen und die heimischen Raffineriekapazitäten zu unterstützen. Die Raffinerien der EU haben ihre Produktion bereits hochgefahren, doch bestehen weiterhin Beschränkungen, darunter Wartungspläne und Logistik. Höhere Auslastungsraten hatten nur begrenzte Wirkung, da sie den physischen Ausfall der Produktimporte vom Golf nicht ausgleichen können. Auch alternative Rohöllieferungen werden umkämpfter und teurer, bedingt durch längere Transportwege (etwa aus Lateinamerika), höhere Frachtkosten und die Konkurrenz anderer Importeure um ähnliche Rohölsorten. Zudem ist die Raffineriekapazität der EU im vergangenen Jahrzehnt gesunken und dürfte weiter sinken. Die EU sollte daher erwägen, trotz sinkender Nachfrage eine gewisse strategische Raffineriekapazität zu steuern und zu erhalten; eine flächendeckende Unterstützung ist angesichts der Haushaltszwänge, schwacher Geschäftsmodelle und des Kostennachteils europäischer Raffinerien gegenüber anderen großen Regionen jedoch keine Option.

Verbrauch und Puffer steuern. Angesichts der Lage hat die EU auf ihre Notfallvorräte zurückgegriffen, wenn auch in geringerem Umfang als die USA. Fiskalische Maßnahmen zur künstlichen Preissenkung haben den Verbrauchern jedoch häufig das gegenteilige Signal gesendet und die Lage womöglich verschärft. Die Vorräte der EU sind genau für diese Art von Krise ausgelegt, da sie Produktvorräten Vorrang eingeräumt hat. Dennoch muss sie realistische Pläne für den Umgang mit Preisspitzen vorlegen und auf Nachfragesenkung drängen, vor allem in jenen Sektoren, in denen Alternativen bestehen (etwa die Elektrifizierung des Straßenverkehrs).

Technischer Anhang

Anmerkung zum Endverbrauch

Die Verbrauchszahlen der Analyse stützen sich nicht allein auf die Standardgröße „Endverbrauch“ von Eurostat, da diese die Bunkerbestände der internationalen Luft- und Seeschifffahrt ausschließt. Kerosin und Heizöl schwer werden ganz überwiegend als internationale Bunkerbestände verbraucht (Betankung von Flugzeugen und Schiffen für grenzüberschreitende Fahrten), die in der Eurostat-Systematik vollständig außerhalb des Endverbrauchs stehen. Wir führen die internationalen Luft- und Seebunker daher als eigene explizite Kategorien neben dem inländischen Endverbrauch, statt sie wegzulassen. Diese sektoralen Verbrauchsdaten reichen derzeit nur bis 2024, sodass jede Momentaufnahme des Verbrauchs für das „jüngste Jahr“ in diesem Bericht ein Jahr hinter den an anderer Stelle gezeigten Handels- und Qualitätsdaten zurückliegt.

Schätzung der Exposition gegenüber Bab al-Mandab

Ansatz. Die Schätzung verfolgt keine Schiffsrouten. Stattdessen wird der gesamte Export eines Produkts eines Landes in die EU (laut Eurostat) als Transit durch Bab al-Mandab eingestuft, wenn das Land östlich der Meerenge liegt (Saudi-Arabien, Irak, VAE, Kuwait, Katar, Oman, Bahrain, Indien, Singapur oder Südkorea), andernfalls als Nicht-Transit.

Korrektur für das Kap der Guten Hoffnung. Seit Beginn der Huthi-Angriffe (November 2023) wurde ein Großteil des Golf-Rohöls um das Kap umgeleitet, stammt aber weiterhin aus einem „östlichen“ Land, was ohne Korrektur fälschlich als Transit durch Bab al-Mandab gezählt würde. Für Rohöl wird eine länder- und jahresspezifische Korrektur (EIA-Daten zu Suez/SUMED²⁴, 2020–2024 plus 1H2025) angewandt, allerdings nur für den Irak und Saudi-Arabien (die VAE übernehmen den Wert des Irak); sie steigt von nahe null in den Jahren 2020–2023 auf 72 % (2024) und 80 % (1H2025) des irakischen/emiratischen Rohöls und wird dann bis 2026 konstant gehalten. Die Korrektur für Saudi-Arabien bleibt nahe null, nicht weil sein Rohöl nicht exponiert wäre, sondern weil sein nach Europa bestimmtes Rohöl überwiegend in Yanbu an der Küste des Roten Meeres verladen wird und daher nie dieselbe potenzielle Umleitung vornehmen musste, die irakisches Rohöl vornehmen kann. Für alle anderen Golf- und asiatischen Länder erfolgt keinerlei Rohölkorrektur. Für Raffinerieprodukte gibt es nur einen pauschalen globalen Abschlag (70 % für 2024, 61 % für 1H2025, danach konstant fortgeschrieben), der unabhängig vom Land einheitlich angewandt wird.

Bekannte Routenlücken, die dieses Modell nicht erfasst:

• Saudi-Arabiens Exporte von Raffinerieprodukten. Saudi-Arabien lieferte 2025 26 % der Dieselimporte der EU. Der Großteil seiner Exportraffineriekapazität (Yanbu, Rabigh, Jizan) liegt am Roten Meer und wird per Pipeline statt per Tanker versorgt, sodass die Ladungen direkt nach Suez fahren, ohne Bab al-Mandab passieren zu müssen. Dies wird von unseren Schätzungen nicht erfasst. Die Dieselvolumina dürften daher überzeichnet sein.
• Ausfall der saudischen Pipeline (Stand bei Abfassung). Die East-West-Pipeline (Petroline), die die oben genannten Raffinerien am Roten Meer versorgt, wurde ihrerseits am 11. September 2026 nach Drohnenangriffen stillgelegt. Für die Dauer des Ausfalls dürfte der Durchsatz der Raffinerien am Roten Meer gedrosselt sein, und jede seeseitige Nachversorgung würde ihrerseits einen Transit durch Bab al-Mandab erfordern. Zum Zeitpunkt der Abfassung ist die Pipeline wieder in Betrieb.
• Irakisches Rohöl aus Kirkuk. Der Irak wird als ein undifferenziertes Land behandelt, doch Rohöl aus Kirkuk, das über die Kirkuk–Ceyhan-Pipeline auf dem Landweg durch die Türkei zum Mittelmeer exportiert wird, passiert ebenfalls nie Bab al-Mandab. Die Pipeline war von März 2023 bis September 2025 stillgelegt und ist seither wieder in Betrieb, sodass es sich um eine aktuelle Lücke in unseren Schätzungen handelt.
• Nettoeffekt: Beide Lücken legen nahe, dass der tatsächliche Fluss durch Bab al-Mandab wahrscheinlich geringer ist, als diese Schätzung ausweist.

Schätzung des Rohölqualitätsmix

Ansatz. Für jedes der beiden Stichjahre (2013 und 2025) wird jedem Lieferland mit mehr als 2 % der Rohölversorgung der EU eine volumengewichtete API-Dichte und ein volumengewichteter Schwefelgehalt zugeordnet. Für 2013 wird das Crude Oil Import Register der Europäischen Kommission (Volumina nach Herkunftsfeld) verwendet, verknüpft mit einer veröffentlichten API-/Schwefel-Referenztabelle; ab 2020 werden die laufenden Daten des Rohölimportregisters von Eurostat herangezogen, das API-Dichte, Schwefelgehalt und Volumen je benanntem Strom direkt ausweist (Eurostat verfügt vor 2020 über keine Aufschlüsselung nach Feldern, weshalb 2013 auf andere Daten zurückgreift). Die verschiedenen Ströme jedes Landes werden anschließend einzeln klassifiziert, und innerhalb eines Landes fließt der Anteil jedes Stroms an der Gesamtversorgung in seine eigene Klasse ein (nicht in eine gemischte Klasse je Land).

Die Klassifikationsschwellen und die Aufteilung für Russland stammen von Öhlinger, Irlacher & Güntner (2024). Die Dichte-/Schwefelklassen (leicht ≥31,1° API / mittel 22,3–31,1° / schwer <22,3°; schwefelarm <1,0 % Schwefel / schwefelreich ≥1,0 %) folgen den Klassifikationsformeln der in jener Arbeit veröffentlichten Qualitätszuordnung, angewandt auf die gemeldete API-Dichte und den gemeldeten Schwefelgehalt jeder benannten Rohölsorte. Für Russland im Jahr 2013, wo der Großteil des Importvolumens nur als „Sonstiges russisches Rohöl“ ohne Sortenangabe gemeldet wird, werden 70 % dieses Rests als Urals und 30 % als Siberian Light Sweet behandelt (die Annahme der Arbeit selbst, gestützt auf Schätzungen von EU-Institutionen, wonach rund 80 % der russischen Importe Urals sind).

Was das Modell abbildet: tatsächliche Importvolumina und Qualitäten der EU auf Feldebene je Land und Jahr, wobei die gemischten Sorten jedes Landes getrennt klassifiziert statt zu einem Label gemittelt werden.

Was das Modell nicht abbildet:

• Für rund 9–10 % der Versorgung liegen jedes Jahr keinerlei Qualitätsdaten vor (Länder unterhalb der 2-%-Schwelle); sie werden als „nicht klassifiziert“ ausgewiesen, nicht geschätzt
• Die Abdeckung für 2013 beschränkt sich auf die 22 im Register der Kommission erfassten Länder, nicht auf alle 27 EU-Mitgliedstaaten
• Die Qualität wird je benannter Sorte zugeordnet, nicht je Ladung oder Schiff

Ölnotfallvorräte

Die Diagramme zur Vorratsreichweite in diesem Bericht verwenden die „berechneten Bruttoinlandslieferungen“ von Eurostat als Nachfragenenner, durch den der Schlussbestand desselben Monats geteilt wird. Das ist nicht die ideale Größe, aber die einzige Verbrauchsreihe, die Eurostat in monatlicher Frequenz veröffentlicht, und genau das erlaubt es diesen Diagrammen, tatsächliche Monats- und Saisonbewegungen statt einer einzigen flachen Jahreszahl zu zeigen. Die genauere Bottom-up-Größe (der tatsächliche Kraftstoffeinsatz nach Sektoren: Straßenverkehr, Luftfahrt, Schifffahrt) existiert, allerdings nur in jährlicher Frequenz. Der Preis dafür ist eine kleine, gleichbleibende Verzerrung: Die erste Größe liegt bei allen drei Produkten über dieser genaueren jährlichen Referenz (moderat bei Diesel und Kerosin, rund 3–4 %, deutlicher bei Benzin, rund 12 %). Da die Reichweite in Tagen der Bestand geteilt durch diesen Nenner ist, unterzeichnet ein überhöhter Nenner den wahren Wert. In der Praxis bedeutet das, dass die tatsächliche Vorratsreichweite wahrscheinlich etwas höher liegt, als diese Diagramme zeigen, moderat bei Diesel und Kerosin, stärker bei Benzin. Diese Verzerrung betrifft das Niveau jeder Reihe, nicht aber ihren Verlauf: Da sie über die Monate hinweg gleichmäßig wirkt, sollten saisonale Muster, Vorjahresvergleiche und Bandbreiten-/Durchschnittskorridore gültig bleiben.