Von der Produktion zur Logistik: Wie die Hormus-Krise die Marktmacht der OPEC beeinflusst

Dieser Artikel wurde ursprünglich auf Englisch veröffentlicht und mithilfe künstlicher Intelligenz übersetzt.

Als am 28. Februar 2026 der Konflikt zwischen den Vereinigten Staaten, Israel und Iran ausbrach, brachte die Schließung der Straße von Hormus den Transit von rund 20 Millionen Barrel pro Tag (mb/d) zum Erliegen, nahezu ein Fünftel des weltweiten Ölangebots, das normalerweise durch die Meerenge fließt (EIA). Im März 2026 bezeichnete der Exekutivdirektor der IEA, Fatih Birol, die Schließung als „die größte Angebotsstörung in der Geschichte des globalen Ölmarkts” (IEA, Oil Market Report, Mai 2026). Nach Angaben von Wood Mackenzie (Mai 2026) blieben mehr als 11 mb/d der Rohöl- und Kondensatproduktion des Golfs gedrosselt, was einen anhaltenden Aufwärtsdruck auf die Ölpreise ausübte. Die Reaktion kombinierte mehrere Hebel zugleich: koordinierte Freigaben aus strategischen Reserven, eine höhere Förderung der Produzenten außerhalb des Golfs, die Umleitung von Exporten über die begrenzt verfügbare Umgehungsinfrastruktur sowie nachfrageseitige Maßnahmen in den Importländern, insbesondere in Asien (IEA, 2026 Energy Crisis Policy Response Tracker). Selbst in ihrer Gesamtheit konnten diese Maßnahmen den Verlust des maritimen Zugangs zum Golf nicht vollständig ausgleichen.

Paradoxerweise ereignete sich diese Störung genau zu dem Zeitpunkt, als OPEC und OPEC+ einen gegenläufigen strategischen Kurswechsel eingeleitet hatten: Nach mehreren Jahren freiwilliger Förderzurückhaltung hatte die Gruppe ab April einen schrittweisen Abbau ihrer Kürzungen begonnen, wodurch sich die kumulierten Erhöhungen über das Jahr auf fast 2,9 mb/d summierten, mit dem erklärten Ziel, Marktanteile zurückzugewinnen. Das Paradox ist somit ein doppeltes: In dem Moment, in dem die OPEC+ ihre Bereitschaft bekräftigte, über die Mengen zu steuern, zeigte die Hormus-Krise, dass die nominelle Verfügbarkeit dieser Kapazität nicht zwangsläufig ihre effektive Verfügbarkeit für den Weltmarkt bedeutet. Dies ist nicht bloß eine Frage der Größenordnung. Bei früheren großen Störungen (dem arabischen Ölembargo von 1973 und der Suezkrise von 1956–57, die knapp 10 % des weltweiten Angebots ausfallen ließ) lag die Reservekapazität, die den Schock abfederte, außerhalb der betroffenen Region: Während der Suezkrise hielten allein die Vereinigten Staaten eine Reservekapazität, die etwa 35 % des Weltangebots entsprach (Rapidan Energy Group, 2026). Die Schließung von Hormus im Jahr 2026 beeinträchtigt einen etwa doppelt so großen Anteil des Weltangebots wie Suez, und sie tat dies, indem sie unmittelbar die Lieferungen aus Saudi-Arabien und den Vereinigten Arabischen Emiraten lahmlegte, den beiden Produzenten, die zusammen die überwältigende Mehrheit des verbleibenden weltweiten Puffers hielten. Dennoch hat dies bislang keine Preisreaktion in der Größenordnung von 1973 hervorgerufen, als eine deutlich kleinere Störung (rund 7 % des Weltangebots) die Preise nahezu vervierfachte.

Reservekapazität gilt seit Langem als wesentliche Schicht der Energiesicherheit: als der Puffer, der es dem Markt erlaubt, unerwartete Störungen ohne Preissprung oder Gerangel um alternative Lieferquellen aufzufangen. Diese scheinbare Nichtverfügbarkeit war während der Hormus-Krise gerade deshalb von Bedeutung, weil erwartet wurde, dass der Puffer automatisch funktioniert, eine Erwartung, die die Krise nicht bestätigt hat. Damit tritt eine zentrale Annahme der Literatur zutage: dass Reservekapazität für sich genommen ein hinreichendes Maß für die Marktmacht der OPEC sei. Pierru, Smith und Zamrik (2018) stehen beispielhaft dafür, indem sie den stabilisierenden Wert der OPEC-Pufferkapazität quantifizieren und dabei implizit deren sofortige Aktivierung und ungehinderten Zugang zu den internationalen Märkten voraussetzen. Diese Annahme automatischer Exportierbarkeit war bis Hormus nie ernsthaft auf die Probe gestellt worden.

Die Implikationen reichen über die Krise selbst hinaus. Wenn der Wert der Reservekapazität von der Exportierbarkeit und nicht allein vom Volumen abhängt, könnte der quotenbasierte Ansatz, mit dem die OPEC+ sie steuert, selbst überdacht werden müssen. Der Austritt der VAE aus der OPEC+ im Mai 2026, der teilweise durch ihr Streben nach einem Ausbau der Exportkapazität motiviert war, liefert ein erstes Signal. In dem Maße, in dem Lieferfähigkeit ebenso wichtig wird wie Volumen, könnten Produzenten zunehmend über Infrastruktur konkurrieren, statt Fördergrenzen für Kapazitäten hinzunehmen, die sie nicht nutzen dürfen.

Dieses Papier schlägt vor, diese Annahme zu lockern, indem zwei aufeinanderfolgende Anpassungen des nominellen Maßes der Reservekapazität eingeführt werden. Die erste, eine Lieferfähigkeitsanpassung (Deliverability Adjusted Spare Capacity, DASC), unterscheidet Reservekapazität, die effektiv exportierbar bleibt, von Kapazität, die zwar physisch verfügbar ist, aber hinter dem Nadelöhr feststeckt. Die zweite, eine Anpassungsfähigkeitsanpassung, bewertet die Fähigkeit jedes Produzenten, über einen mittelfristigen Horizont von Investitionen und Infrastrukturausbau ein Angebot wiederherzustellen, das effektiv an den Weltmarkt lieferbar ist.

Die OPEC, gegründet 1960, ist die zwischenstaatliche Organisation, die die Erdölpolitik ihrer Mitgliedstaaten koordiniert (elf im Mai 2026, nach dem Austritt der VAE). Die 2016 gegründete OPEC+ erweitert diese Koordination auf eine breitere Gruppe von Nicht-OPEC-Produzenten, insbesondere Russland, Kasachstan, Oman und Aserbaidschan, die zusammen rund die Hälfte der weltweiten Ölproduktion ausmachen

Reservekapazität ist Produktion, die innerhalb von 30–90 Tagen in Betrieb genommen und über einen längeren Zeitraum aufrechterhalten werden kann (IEA, EIA), ein Konzept, das auf jeden Ölproduzenten anwendbar ist, einschließlich Nicht-OPEC+-Länder wie die Vereinigten Staaten. Derzeit ist der Großteil der weltweit kurzfristig verfügbaren Reservekapazität in der OPEC+ konzentriert, weitgehend als bewusstes Ergebnis einer koordinierten Angebotszurückhaltung, die auf den Marktausgleich und die Stützung der Preisstabilität abzielt.

01 | Lieferfähigkeitsanpassung (aktuelle Verfügbarkeit)

Wenn Reservekapazität seit Langem als die ultimative Versicherung des Ölmarkts gegen Störungen gilt, wovor schützt diese Versicherung dann eigentlich, sobald der Puffer selbst den Markt nicht mehr erreichen kann? Vor der Schließung der Straße von Hormus war die Reservekapazität der OPEC+ bereits eine schrumpfende und zunehmend konzentrierte Ressource. Nach der Schließung erwies sich der Großteil dieser Kapazität als gänzlich unerreichbar. Wie viel der nominellen Reservekapazität kann tatsächlich als verfügbar gelten, wenn sowohl die strukturelle Erosion als auch die physische Exportierbarkeit berücksichtigt werden? Und wie lässt sich diese „effektive” Kapazität messen?

Die erste Anpassung betrifft einen strukturellen Wandel des globalen Ölmarkts. Seit Anfang der 2000er-Jahre ist die freie Förderkapazität der OPEC zu einem immer kleineren Anteil der weltweiten Rohölproduktion geworden (Abbildung 1): von einem Höchststand von 14,5 % im Jahr 2002 auf ein seither anhaltendes Plateau von rund 2–7 % und auf nur noch 1,0 % in den Teiljahresdaten für 2026 (7 Monate Ist-Werte). Dieser Strukturbruch wurde ausgelöst, er vollzog sich nicht graduell: Die Reservekapazität brach von 14,5 % im Jahr 2002 auf 2,3 % im Jahr 2003 ein (ein Rückgang um 12,2 Prozentpunkte in einem einzigen Jahr), als der venezolanische Ölstreik und die Invasion des Irak andere Produzenten, vor allem Saudi-Arabien, zwangen, ihren Puffer abzubauen. Sie erreichte nie wieder das frühere Niveau, abgesehen von vorübergehenden, krisenbedingten Anstiegen auf 7,1 % im Jahr 2010 (Finanzkrise) und 5,7 % im Jahr 2020 (COVID-bedingter Nachfrageeinbruch), die beide innerhalb weniger Jahre wieder abflauten. 2025 lag sie bei 4,3 %. Der verbleibende Puffer ist zudem hoch konzentriert (Abbildung 1, oberes Feld): Saudi-Arabien allein stellte in den meisten Jahren seit 2003 rund 70–75 % der erfassten OPEC-Reservekapazität, wobei Irak und Kuwait die einzigen anderen durchgängig nennenswerten Beitragenden sind, während Iran, Libyen und Venezuela nahezu null beitragen, da ihre nominelle Kapazität aufgrund von Sanktionen oder gestörter Förderung aus der „Reserve”-Definition der EIA ausgeschlossen ist.

Diese Erosion des individuellen Marktgewichts der OPEC gipfelte im Preiskrieg von 2014–2016, als Saudi-Arabien seine traditionelle Rolle als Swing Producer aufgab und den Markt flutete, in dem erklärten Versuch, die US-Schieferölproduzenten über den Preis aus dem Geschäft zu drängen. Die Schieferölförderer senkten stattdessen ihre Kosten und produzierten weiter, und der Preis für Brent-Rohöl fiel von über 115 $/Barrel Mitte 2014 auf unter 30 $/Barrel im Januar 2016. Diese gescheiterte Strategie war der Anlass für die Gründung der OPEC+ im Dezember 2016, die OPEC-Mitglieder mit Nicht-OPEC-Produzenten, insbesondere Russland, zusammenführte, um das Angebot gemeinsam zu steuern, statt über die Menge zu konkurrieren. Die neue Koalition zielte darauf ab, einen Einfluss auf die Preise wiederherzustellen, den Saudi-Arabien im Alleingang, wie es gerade bewiesen hatte, nicht mehr sichern konnte. Doch die Verbreiterung der Koalition, die auf die Wiederherstellung der Preisstabilität und nicht auf die Umkehr der Konzentration der Reservekapazität ausgelegt war, änderte nichts an diesem grundlegenden Trend: Der verbleibende Puffer hat sich zunehmend auf eine kleine Zahl von Golfproduzenten konzentriert, wobei Saudi-Arabien, die VAE (vor ihrem Austritt 2026), Irak und Kuwait zusammen rund 90 % der gesamten nominellen Reservekapazität der OPEC+ ausmachen (EIA; OPEC+-Markteinschätzungen, April 2026). Mit dem Austritt der VAE aus der OPEC+ im Mai 2026 hat sich diese Konzentration seither weiter vertieft.

Die ökonomische Literatur ist davon ausgegangen, dass der Besitz von Reservekapazität gleichbedeutend mit der Fähigkeit ist, sie zu nutzen. In dieser Sichtweise wirkt Reservekapazität als Versicherungsmechanismus für die globalen Ölmärkte, indem sie es den Produzenten ermöglicht, unerwartete Angebotsstörungen auszugleichen. Pierru, Smith und Zamrik (2018) etwa zeigen, wie stark die Pufferkapazität der OPEC+ die Märkte stabilisiert hat, während Nakov und Nuño (2013) die Dominanz Saudi-Arabiens auf seine Fähigkeit zurückführen, die Förderung rasch hochzufahren. McNally (2017) fügt historische Tiefe hinzu und zeichnet nach, wie sich die Rolle des Swing Producers im Laufe der Zeit entwickelte: von der informellen Marktkontrolle durch Standard Oil vor 1911 über die Förderquoten der Texas Railroad Commission, die die Preise von den 1930er- bis zu den 1960er-Jahren stabilisierten, bis hin zu OPEC und Saudi-Arabien nach 1973, wobei Riad in den 1980er-Jahren die Hauptlast dieser Rolle trug, indem es seine eigenen Exporte zwischen 1980 und 1986 von rund 10 mb/d auf 3 mb/d kürzte, um die Preise zu verteidigen. Diese Darstellungen teilen eine gemeinsame Annahme: dass Reservekapazität, einmal aktiviert, dem Markt unmittelbar zur Verfügung steht.

Ein zweiter Strang konzentriert sich auf die OPEC+ als Institution und nicht auf ihre Produktionsanlagen. Colgan (2014) argumentiert, dass der Einfluss der OPEC+ häufig überschätzt worden sei und dass ihre politische Koordination mehr zähle als ihre tatsächliche Förderzurückhaltung. In jüngerer Zeit vertreten Fattouh und Economou (2025) die Auffassung, dass der Abbau der freiwilligen Förderkürzungen eine strukturelle Entwicklung der Reaktionsfunktion der OPEC+ widerspiegele. Doch unabhängig davon, ob Marktmacht als Produktionskapazität oder als politische Koordination interpretiert wird, bewerten beide Ansätze sie weiterhin anhand der nominellen Produktion.

Bei einer vollständigen Schließung der Straße von Hormus wird die nominelle Reservekapazität jedoch zu einem unzureichenden Indikator, weil sie eine neue bindende Restriktion ignoriert: die Exportierbarkeit.

Die Exposition gegenüber der Straße von Hormus wirkt über mehrere logistische Ebenen, nicht allein über das Volumen. Unter anderem bestimmen der Schiffstyp, den eine Route beladen kann, die Verfügbarkeit von Umschlaginfrastruktur und die Entfernung zu den Endmärkten gemeinsam darüber, ob ein nomineller Barrel Reservekapazität jemals zu einem gelieferten Barrel wird.

Die Daten des Automatischen Identifikationssystems (AIS, Transponderdaten zur Schiffsverfolgung) bestätigen, dass die Störung in erster Linie ein Exportschock und kein Produktionsschock ist. Beide Indizes brechen innerhalb weniger Tage nach der Schließung vom 28. Februar von ihrem Ausgangsniveau von 2025 auf nahezu null ein und verharren dort rund drei Monate lang. Nach der Absichtserklärung vom 17. Juni erholen sie sich nur teilweise, erreichen einen Höchststand unterhalb der Hälfte des Vorkrisenniveaus und schwächen sich dann erneut ab, was zeigt, dass die Seeverkehrsströme aufgrund anhaltender Angriffe und militärischer Aktivitäten in der Meerenge selbst nach der formellen Deeskalation nicht vollständig wiederaufgenommen wurden. Die nominelle Reservekapazität ist daher kein verlässliches Maß der Marktflexibilität mehr, sobald ein Teil davon die Verbrauchermärkte nicht mehr erreichen kann.

Die koordinierte Förderpolitik (der traditionelle Hebel, über den die OPEC+ Marktmacht ausgeübt hat) bleibt relevant, reicht allein aber nicht mehr aus, da die Logistik zu einem ebenso entscheidenden Faktor geworden ist. Der Austritt der VAE aus OPEC und OPEC+ im Mai 2026 bestätigt dies: Da zunehmend die physische Exportkapazität und nicht die koordinierte Zurückhaltung den Markteinfluss bestimmt, bietet die Bindung an ein politisch gesteuertes Quotensystem einen abnehmenden Nutzen.

Diese Verschiebung von der Politik zur Logistik motiviert die Konstruktion einer lieferfähigkeitsbereinigten Reservekapazität (Deliverability Adjusted Spare Capacity, DASC), die zwischen freier Förderkapazität, die die internationalen Märkte noch erreichen kann, und Reservekapazität unterscheidet, die physisch verfügbar bleibt, aber faktisch hinter der Störung feststeckt.

Die OPEC+-Produzenten unterscheiden sich erheblich in ihrer Exposition gegenüber der Straße von Hormus und lassen sich anhand dieser Exposition in drei Kategorien einteilen. Die erste Gruppe verfügt über eine teilweise Umgehungsinfrastruktur (eine Pipeline, die einen Teil des Rohöls zu einer Küste außerhalb des Golfs umleiten kann), sodass ein Teil ihrer Reservekapazität lieferbar bleibt, begrenzt durch den freien Durchsatz, über den diese Pipeline tatsächlich verfügt. Die zweite Gruppe hat überhaupt keine alternative Exportroute: Ihre gesamte Reservekapazität hängt vom Seetransit durch die Meerenge ab und steckt daher nach deren Schließung vollständig fest. Die Exporte der dritten Gruppe waren von vornherein nie auf Hormus angewiesen, sei es, weil sie über Terminals am Atlantik, am Schwarzen Meer oder am Pazifik verschiffen; für diese Produzenten sind nominelle und lieferbare Reservekapazität faktisch identisch.

Saudi-Arabien, die VAE und, in kleinerem Maßstab, Irak veranschaulichen die erste Kategorie. Die saudische Ost-West-Pipeline verläuft über 1.200 km vom Aufbereitungskomplex Abqaiq in der Ostprovinz bis zum Exportterminal Yanbu am Roten Meer. Die Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP) der VAE, auch als Habshan–Fujairah-Pipeline bekannt, führt von den Onshore-Feldern bei Habshan zum Exportterminal Fujairah am Golf von Oman. Irak verfügt über eine begrenzte Route durch die Kirkuk–Ceyhan-Pipeline zum Mittelmeer, die jedoch nur an die nördlichen Felder angebunden ist und den Großteil der nationalen Produktion um Basra nicht erreichen kann. Das Ausmaß dessen, was jede Route tatsächlich transportieren konnte, lässt sich jedoch am besten verstehen, indem man die Nutzung vor dem Konflikt mit der danach vergleicht, was die folgenden Absätze Route für Route tun.

Die saudische Ost-West-Pipeline befördert ausschließlich Rohöl. Vor der Schließung transportierte sie üblicherweise nur 0,8 bis 1,0 mb/d, einen Bruchteil selbst ihrer ursprünglichen Auslegungskapazität von 5 mb/d, weil sie als Notfallinfrastruktur und nicht als primäre Exportroute fungierte, was mehrere Millionen Barrel pro Tag an bereits vorhandenem Spielraum ließ (S&P Global, Juni 2025). Ihre Kapazität war bereits vor der Schließung auf 7 mb/d erweitert worden, wenngleich diese erweiterte Kapazität nie tatsächlich voll ausgelastet worden war. Seit der Schließung hat Aramco die Durchflussmengen in Richtung dieser Obergrenze getrieben: Am 10. März 2026 erklärte das Unternehmen, dass rund 5 mb/d für den Export bereitgestellt werden könnten, während der Rest die inländischen Raffinerien versorge (Al Jazeera, März 2026). Selbst diese Zahl überzeichnete die lieferbaren Mengen: Die Liegeplätze in Yanbu können nur etwa 4–4,5 mb/d verladen, und im Juni 2026 lagen die tatsächlichen Verladungen bei lediglich 4,1 mb/d, rund 64 % dessen, was normalerweise durch Hormus transportiert wurde, sodass das Terminal 92 % der saudischen Seeexporte abwickelt, ohne dass ein öffentlicher Plan zum Ausbau seiner Verladekapazität existiert (Kpler, Juni 2026; IEA).

Obwohl Saudi-Arabien über die größte Umgehungsroute der drei Produzenten verfügt, steht es nach Ankunft des Rohöls in Yanbu vor einer weiteren logistischen Beschränkung: der Weiterlieferung an seinen wichtigsten asiatischen Markt. Die meisten Exporte aus Yanbu werden auf Großtanker (VLCC) verladen, die normalerweise Bab al-Mandab passieren. Die Drohungen der Huthi gegen die Schifffahrt in diesem Korridor haben diese Route jedoch wiederholt gefährdet und die Aussicht eröffnet, dass Ladungen stattdessen nach Norden durch den Suezkanal umgeleitet werden, eine Passage, die diese Schiffe nicht voll beladen bewältigen können, was entweder das Leichtern eines Teils der Ladung über die ägyptische SUMED-Pipeline oder den Wechsel auf kleinere Suezmax-Schiffe erfordert, wobei beides Zeit und Kosten verursacht (Al Jazeera, Juli 2026). Dies wurde im Juli 2026 mehr als eine theoretische Beschränkung, als Huthi-Drohungen gegen die Schifffahrt im Roten Meer einige in Yanbu verladene Ladungen zwangen, in Richtung Suez auszuweichen, statt wie üblich nach Süden zu fahren.

Schlimmer noch: Was am 10. September 2026 geschah, veranschaulicht diese Fragilität in aller Deutlichkeit. Drohnenangriffe trafen Pumpstationen entlang der Ost-West-Pipeline. In der Folge bestätigte das saudische Energieministerium am nächsten Tag, dass die Pipeline vorsorglich stillgelegt worden sei. Der Ausfall ist total, nicht marginal: Eine Route, die seit Juni rund 4,1 mb/d nach Yanbu lieferte, eine Zahl, die bereits zwei Dritteln der ursprünglichen Kapazitäten entsprach, fiel auf null. Da für den Zeitraum der Stilllegung weder ein Zeitplan für die Wiederinbetriebnahme noch eine Zahl zum teilweisen Durchsatz gemeldet wurde, setzen wir die lieferbare Umgehungskapazität Saudi-Arabiens für das betroffene Zeitfenster auf null. Mit der interaktiven Abbildung 2 dehnen wir diese Annahme auf den gesamten Zeitraum 2003-2026 aus. Abbildung 2 erlaubt es dem Leser somit, die Entwicklung unserer DASC für Saudi-Arabien mit und ohne Petroline zu vergleichen und genau herauszuarbeiten, wie sehr das Land von dieser einzigen, physisch ungeschützten 1.200 km langen Pipeline und ihrer strukturellen Rolle abhängig war, und nicht von einer echten Vielfalt an Exportrouten. Dieses sehr aktuelle Ereignis verkörpert die Fragilität Saudi-Arabiens. Lieferbare Kapazität hält nur, wenn die dahinterstehende Infrastruktur überlebt, und die Stilllegung von Petroline zeigt, dass nichts als selbstverständlich gelten sollte.Die ADCOP-Pipeline der VAE hatte von Anfang an weit weniger Spielraum. Vor dem Konflikt transportierte sie bereits rund 1,5 mb/d, mehr als die Hälfte der täglichen Rohölexporte der VAE, nahe ihrer ursprünglichen Nennkapazität, bei einer gemeldeten technischen Obergrenze von 1,8 mb/d (CNBC, März 2026; Global Energy Monitor). Diese schmale Marge erklärt, warum ADNOC eine beschleunigte Verdopplung der ADCOP-Kapazität auf 3 mb/d innerhalb von 12–18 Monaten nach der Schließung einleitete, statt die bestehende Pipeline lediglich stärker auszulasten (Seatrade Maritime, Mai 2026). Der Austritt der VAE aus OPEC und OPEC+ war nur teilweise von der Unzufriedenheit mit dem Quotenfestsetzungsverfahren getrieben; er spiegelte auch ein logistisches Kalkül wider. Befreit von koordinierten Förderobergrenzen konnten die VAE eine unabhängige Expansionsstrategie verfolgen, die neben diesem Pipelineausbau eine Förderung von 5 mb/d anstrebt (IER, Mai 2026). In der OPEC+ zu bleiben hätte bedeutet, Exportkapazität aufzubauen, die sie nicht vollständig hätten nutzen dürfen.

Kuwait steht am anderen Ende des Spektrums. Ohne eine Pipeline, die seine Felder mit einer Küste außerhalb des Golfs verbindet, steckte seine gesamte Reservekapazität, mit rund 0,4 mb/d bescheiden, aber real, vom Moment der Schließung der Meerenge an vollständig fest, ohne dass eine auch nur teilweise Ausweichlösung bestand.

Irak besitzt eine begrenzte alternative Exportroute über die Irak–Türkei-Pipeline (Kirkuk–Ceyhan), die die nördlichen Ölfelder mit der Türkei verbindet, wobei diese Route zudem wiederholt durch Governance-Streitigkeiten zwischen Bagdad und der Regionalregierung Kurdistans über die Kontrolle der Exporte unterbrochen wurde. Da der Großteil der irakischen Produktion aus der südlichen Region Basra stammt, führt dieser Korridor nur einen Bruchteil der nationalen Förderung ab. Irak hat dies teilweise durch den Rohöltransport per Lkw nach Syrien ausgeglichen, und mit Unterstützung der US-Regierung laufen Verhandlungen über die Wiederbelebung einer Pipelineroute durch syrisches Gebiet. Dennoch bleibt der Großteil der irakischen Reservekapazität faktisch eingeschlossen.

Dementsprechend liefert die DASC eine Momentaufnahme der unmittelbaren Lieferfähigkeit unter einer gegebenen Infrastrukturkonfiguration, doch diese Momentaufnahme ist selbst unvollständig. Selbst als „lieferbar” eingestufte Barrel sind nicht gleich viel wert: Rohöl, das Yanbu erreicht, muss noch eine zweite logistische Etappe, den Umschlag am Suezkanal und die Passage um das Kap der Guten Hoffnung, bewältigen, um die asiatischen Märkte zu erreichen, die vor der Krise den Großteil der Hormus-Mengen aufnahmen, was die Frachtkosten erhöht und die effektive Tankerverfügbarkeit verringert. Eine binäre Klassifikation lieferbar/eingeschlossen unterschätzt daher, wie stark Resilienz tatsächlich von Kosten, Routenführung und Marktzugang abhängt, nicht nur vom physischen Durchsatz. Lieferfähigkeit ist zudem nicht statisch: Eine Störung kann einen Teil der weltweiten Reservekapazität vorübergehend einschließen, doch die Produzenten unterscheiden sich erheblich in ihrer Fähigkeit, lieferbares Angebot durch Investitionen, Infrastrukturausbau und betriebliche Anpassung wiederherzustellen. Dies wirft eine zweite Frage auf: Welche Produzenten sind, über die heute verfügbare Kapazität hinaus, in der Lage, die Wettbewerbsfähigkeit der Marktflexibilität im Zeitverlauf zu erhalten, wiederaufzubauen und zu verbessern?

02 | Anpassungsfähigkeit: lieferbare Kapazität im Zeitverlauf wiederaufbauen

Bewusst konservativ berücksichtigt die DASC nur die operative Lieferfähigkeit. Doch sie lässt eine eigenständige Frage unbeantwortet, der sich dieser Abschnitt widmet: nicht, ob die DASC selbst nach oben angepasst werden sollte, wenn neue Umgehungsinfrastruktur in Betrieb geht, sondern welche Produzenten am besten aufgestellt sind, ein angekündigtes Projekt am schnellsten in bestätigte Kapazität zu verwandeln. Die Fälle Saudi-Arabiens und der VAE sind recht aufschlussreich, da beide Produzenten Investitionen zum Ausbau alternativer Exportinfrastruktur angekündigt oder eingeleitet haben. Die Frage ist, wer von beiden diese Ankündigung am ehesten in lieferbare Barrel umsetzen kann.

Wie Cherp und Jewell (2014) betonen, sollte Energiesicherheit nicht allein als Verfügbarkeit von Ressourcen verstanden werden, sondern auch als Fähigkeit von Energiesystemen, Störungen standzuhalten, sich an sie anzupassen und sich von ihnen zu erholen. Auf die Ölmärkte angewandt hängt Resilienz daher nicht nur von den vorhandenen Produktionsanlagen ab, sondern auch von den finanziellen und industriellen Fähigkeiten, die es den Produzenten erlauben, ein effektives Angebot im Zeitverlauf wiederherzustellen.

Anpassungsfähigkeit lässt sich als mehrdimensionales Konzept verstehen, das die Fähigkeit eines Produzenten widerspiegelt, nach einer länger anhaltenden Störung lieferbares Angebot wiederherzustellen. Sie hängt gemeinsam von der Finanzkraft eines Produzenten, seinem institutionellen und Governance-Umfeld, seiner bestehenden Infrastrukturbasis, seinen geografischen Merkmalen und seiner Exposition gegenüber Nadelöhrabhängigkeit ab. Diese Dimensionen bestimmen zusammen sowohl die Machbarkeit als auch die Geschwindigkeit, mit der zusätzliche lieferbare Kapazität auf den Markt gebracht werden kann. Dementsprechend operationalisieren wir die Anpassungsfähigkeit über einen Fünf-Säulen-Index (Finanzen, Governance, Infrastruktur, Geografie und Nadelöhr), der im Anhang im Einzelnen beschrieben wird. Der vorgeschlagene Rahmen ergänzt damit die DASC, indem er die Analyse von der unmittelbaren Verfügbarkeit des Angebots auf die strukturellen Bedingungen verlagert, unter denen Marktresilienz im Zeitverlauf wiederaufgebaut wird.

Unter den OPEC-Mitgliedern mit einer echten strukturellen Abhängigkeit von einem maritimen Nadelöhr sticht Saudi-Arabien in zwei der fünf Säulen hervor¹. Es führt die OPEC+ in der Dimension Finanzen mit deutlichem Abstand an (0,695 gegenüber 0,558 für Kuwait an zweiter Stelle), gestützt auf die 1.038 Mrd. USD an verwaltetem Vermögen des Public Investment Fund — über das gesamte Panel hinweg konstant, da es sich um eine einzelne Momentaufnahme von 2026 und nicht um eine Zeitreihe handelt — und auf vergleichsweise hohe Devisenreserven von rund 460–515 Mrd. USD über 2017–2025. Diese Finanzkraft ging allerdings mit einem deutlichen Anstieg der Bruttostaatsverschuldung einher, von 16,0 % des BIP im Jahr 2017 auf 31,7 % im Jahr 2025 infolge der wirtschaftlichen Diversifizierung. Saudi-Arabien führt die OPEC auch bei der Infrastruktur an (0,540). Bei der Governance liegt das Königreich hinter Kuwait². Bei den geografischen Merkmalen liegt es hinter Iran; und speziell bei der Nadelöhr-Resilienz bleibt sein Wert (0,223) deutlich unter dem der Vereinigten Arabischen Emirate (0,566) — nicht, weil Saudi-Arabien kein Rohöl über seine Umgehung leitet (Petroline befördert bereits rund 22–28 % der Exporte an Hormus vorbei, mit steigender Tendenz, nachdem die Kapazität 2025 auf 7 mb/d erweitert wurde), sondern weil diese Umgehungsroute selbst nicht nadelöhrfrei ist: Rohöl, das Yanbu am Roten Meer erreicht, muss weiterhin Bab al-Mandab passieren — das selbst Huthi-Angriffen ausgesetzt ist — oder die längere Route um das Kap der Guten Hoffnung nehmen, um die asiatischen Märkte zu erreichen, die den Großteil der saudischen Exporte aufnehmen. Der Drohnenangriff vom 10. September 2026, der Petroline vollständig außer Betrieb setzte, unterstreicht dieselbe Fragilität stromaufwärts: Die gesamte Route ist nicht nur an ihrem stromabwärts gelegenen Endpunkt, sondern über ihre gesamte Länge hinweg exponiert³. Im Gegensatz dazu mündet die ADCOP-Route der VAE nach Fujairah am Golf von Oman direkt in internationale Gewässer, ohne sekundäres Nadelöhr. Die Umgehung Saudi-Arabiens verringert daher die spezifische Hormus-Exposition, ohne die Nadelöhrabhängigkeit gänzlich zu beseitigen — eine Unterscheidung, die die Komponente der residualen Umgehungsexposition des Rahmens erfassen soll.Diese Lücke zwischen installierter Kapazität und realisierter Resilienz ist selbst aufschlussreich: Sie legt nahe, dass die kurzfristige Anpassungsherausforderung des Königreichs weniger im Bau weiterer Umgehungsinfrastruktur liegt, über die es weitgehend bereits verfügt, als in den kommerziellen und logistischen Anpassungen, die nötig sind, um einen größeren Anteil der bestehenden Exporte darüber zu leiten.

Während Saudi-Arabien den Referenzfall finanzieller Größe darstellt, zeigen die Vereinigten Arabischen Emirate auf einem anderen Weg ein vergleichbares Maß an Anpassungsfähigkeit: Sie führen die gesamte Stichprobe von 22 Ländern bei der zusammengesetzten Anpassungsfähigkeit an (0,786), mit dem höchsten Governance-Wert der Stichprobe (0,889), der ein institutionelles Umfeld widerspiegelt, das für die Umsetzung von Großprojekten gut geeignet ist, und einem Finanzwert (0,727), der seinerseits knapp über dem Saudi-Arabiens liegt. Statt mit dem Umfang der saudischen Umgehungsinvestitionen gleichzuziehen, liefert die Abu Dhabi Crude Oil Pipeline (ADCOP) der VAE, die die Produktion im Landesinneren mit dem Terminal Fujairah am Golf von Oman verbindet und die Straße von Hormus vollständig umgeht, lediglich 1,8 mb/d Kapazität gegenüber 5 mb/d bei Petroline. Eine weitere Pipeline, West-East 1, befindet sich im Bau und zielt auf rund 1,5 mb/d zusätzlich ab, mit geplanter Fertigstellung 2027, was im Zeitfenster 2017–2025 dieses Panels noch nicht abgebildet ist. Trotz der geringeren absoluten Kapazität verzeichnen die VAE den höchsten Nadelöhr-Resilienzwert unter den tatsächlich exponierten Produzenten der Stichprobe (0,566 gegenüber 0,223 für Saudi-Arabien), weil Fujairah ohne sekundäres Nadelöhr stromabwärts direkt in den Golf von Oman mündet, anders als Yanbu, das weiterhin die Passage durch Bab al-Mandab oder die Umrundung des Kaps der Guten Hoffnung erfordert, um die asiatischen Märkte zu erreichen. Der Kontrast ist daher keiner der Anstrengung oder Auslastung, sondern der Routengeografie: Eine kürzere Umgehung in wirklich offenes Wasser schlägt eine längere, die ein Nadelöhr gegen ein anderes eintauscht.

Finanzkraft allein führt jedoch nicht zwangsläufig zu vergleichbarer Anpassungsfähigkeit. Kuwait veranschaulicht die Grenzen einer vorrangig auf finanzielle Ressourcen gestützten Strategie. Obwohl das Land über einen der größten Staatsfonds der Welt verfügt (1.011 Mrd. USD) und daher bei der Kapitalmobilisierung kaum Beschränkungen unterliegt, bleibt seine Fähigkeit, finanzielle Ressourcen in zusätzliche lieferbare Kapazität umzuwandeln, vergleichsweise begrenzt: Seine Infrastrukturwerte liegen hinter denen Saudi-Arabiens und der VAE zurück, und es verfügt über keinerlei Umgehungsinfrastruktur. Die Geografie verschärft das Problem: Kuwaits einzige Küstenfront liegt am Golf, unmittelbar in Richtung der Straße von Hormus, und die nächste alternative Küste ist rund 1.150 km entfernt und nur über das Territorium eines anderen Landes erreichbar. Die gesamten Rohölexporte Kuwaits passieren die Straße von Hormus (100 % über den gesamten Zeitraum 2017–2025, ohne alternative Route), was das Land neben Bahrain zu den am stärksten exponierten Produzenten der Stichprobe macht, ungeachtet seiner finanziellen Fähigkeit, irgendwann eine solche Route zu bauen.

Russland nimmt im Anpassungsfähigkeitsrahmen eine besondere Stellung ein. Sein Nadelöhr-Resilienzwert (0,879, einer der höchsten der Stichprobe) spiegelt eine echte strukturelle Diversifizierung wider: Der pazifische ESPO/Kosmino-Korridor, die arktischen Terminals und die Druschba-Pipeline nach Mitteleuropa halten zusammen seine Exposition gegenüber dem primären Nadelöhr niedrig (11–13 %) und weitgehend nadelöhrfrei. Sein Finanzwert (0,651) rangiert auf dem Papier ebenfalls an dritter Stelle der Stichprobe, doch dies spiegelt makroökonomische Puffer (Devisenreserven, eine niedrig gemessene Risikoprämie) wider und nicht den tatsächlichen Kapitalzugang, den Sanktionen seit 2022 einschränken. Die deutlichere Beschränkung ist institutioneller Art: Russlands Governance-Wert (0,455) liegt unter dem Stichprobendurchschnitt, getrieben von einer deutlichen Verschlechterung der Indikatoren für Rechtsstaatlichkeit und politische Stabilität ab 2022, die bis 2025 unverändert fortbesteht. Russland veranschaulicht damit einen eigenen Versagensmodus: Starke physische und geografische Diversifizierung garantiert für sich genommen keine Anpassungsfähigkeit, wenn das institutionelle und finanzielle Umfeld die Fähigkeit einschränkt, diese Diversifizierung zu nutzen.

Die USA könnten dagegen einen dritten Weg aufzeigen: Da sie außerhalb der in dieser Note analysierten Stichprobe von 22 Ländern liegen, erhalten sie hier keinen Wert. Eine Erwähnung sind sie gleichwohl wert. Die USA sind zum größten Ölproduzenten der Welt geworden. Beim Export sind sie nicht in hohem Maße von einem einzigen Nadelöhr abhängig (mit Ausnahme des Panamakanals), da das größte Exportbecken im Golf von Mexiko liegt. Was die Reservekapazität betrifft, wird der US-Ölsektor von privaten Unternehmen dominiert, die in der Lage sind, die Förderung rascher zu steigern, wenn auch zu höheren Produktionskosten als die Golfproduzenten. Genau diese unterschiedlichen Merkmale haben die Reservekapazität der OPEC unter Druck gesetzt.

Fazit

Nominelle Reservekapazität lässt sich nicht zwangsläufig in Marktmacht übersetzen. Die Hormus-Krise zeigt vielmehr, dass es auf die Lieferfähigkeit ankommt, nicht auf das Volumen als solches, da sich ein großer Teil des OPEC+-Puffers als unerreichbar erwies, sobald seine Hauptexportroute geschlossen war. Diese Lücke ist ungleich verteilt und nicht fix: Die Fähigkeit der Produzenten, lieferbares Angebot im Zeitverlauf wiederaufzubauen, hängt von finanziellen, Governance- und Infrastrukturfaktoren ab, die innerhalb der Koalition stark variieren. Dieser Wandel prägt das Verhalten der Produzenten bereits um, wie der Austritt der VAE aus der OPEC+ im Jahr 2026 zeigt, sobald Lieferfähigkeit beginnt, dem Volumen als Grundlage von Marktmacht Konkurrenz zu machen. (Koordinierte) Förderpolitiken bleiben wichtig; die Exportlogistik gewinnt jedoch als zentrales bestimmendes Merkmal von Marktmacht und geopolitischer Relevanz an Bedeutung, wie der Austritt der VAE aus der OPEC veranschaulicht. Folglich bewirkt dieser Wandel angesichts der volatilen Entwicklungen auch erhebliche Veränderungen für die Energiesicherheit. In dem Maße, in dem ortsfeste Infrastruktur leichter angreifbar und schwerer vollständig zu verteidigen wird, könnte Energiesicherheit nicht mehr bedeuten, Störungen zu verhindern, sondern zu steuern, wie gut ein System standhält, wenn eine Störung unvermeidbar ist, und nach diesem Maßstab ist ein Reservekapazitätspuffer, der den Markt nicht erreichen kann, überhaupt keine Resilienz, wie die Angriffe auf die saudische Ost-West-Pipeline zeigen.

Anhang: Konstruktion des Fünf-Säulen-Anpassungsfähigkeitsindex

Der Fünf-Säulen-Index wird aus einem Panel von 22 OPEC- und OPEC+-Ländern über den Zeitraum 2017–2025 konstruiert. Jede Säule aggregiert einen Satz struktureller Indikatoren zu einem einzigen normierten Wert zwischen 0 und 1, wobei höhere Werte eine größere strukturelle Stärke oder Resilienz in dieser Dimension widerspiegeln.

• Normierung. Innerhalb jedes Jahres wird jeder Rohindikator auf [0,1] skaliert, indem der Wert jedes Landes durch das in diesem Jahr in der Gruppe beobachtete Maximum geteilt wird (Rohanteilsmethode). Wo ein Indikator von Natur aus so ausgerichtet ist, dass niedrigere Werte eine bessere Leistung widerspiegeln — Bruttostaatsverschuldung, Länderrisikoprämie, Fragile-State-Wert — wird das Vorzeichen vor der Normierung umgekehrt. Die Indikatoren innerhalb jeder Säule werden anschließend gleichgewichtet gemittelt, um den Säulenwert zu erhalten.
• Die Säule Finanzen kombiniert sechs Indikatoren: die Bruttostaatsverschuldung in Prozent des BIP (IWF, World Economic Outlook), die Länderrisikoprämie (Damodaran), den Index der Zentralbankunabhängigkeit (Romelli et al.), die Zuflüsse ausländischer Direktinvestitionen, die Devisenreserven (Weltbank, WDI) und das Vermögen der Staatsfonds (SWFI, Momentaufnahme 2026, über alle Paneljahre konstant gehalten). Die ersten beiden werden vor der Normierung invertiert.
• Die Säule Governance kombiniert sieben Indikatoren aus zwei Quellen: die Worldwide Governance Indicators von V-Dem/Weltbank (Korruptionskontrolle, Rechtsstaatlichkeit, politische Stabilität, Regierungseffektivität), den Ease-of-Doing-Business-Wert der Weltbank, den Fragile States Index (Fund for Peace) und den Diplomatieanteilsindex (Pardee Institute, FBIC). Der Fragile-States-Wert wird vor der Normierung invertiert.
• Die Säule Infrastruktur kombiniert zwei Indikatoren: den Containerhafenumschlag in TEU und den Gesamtwert des Logistics Performance Index, beide von der Weltbank. Luftfracht wurde als konzeptionell irrelevant für die Exportlogistik von Öl und Gas ausgeschlossen.
• Die Säule Geografie wird durch einen einzigen zusammengesetzten Wert (GEO_SCORE, 0–100) repräsentiert, der die Vielzahl maritimer Exportküsten (Gewicht 0,7) und die Nähe einer alternativen Küste (Gewicht 0,3) widerspiegelt und aus handerhobenen Daten zu Küstenmerkmalen, Küstentypologie und Binnenlage konstruiert wurde.
• Die Säule Nadelöhrexposition wird durch einen einzigen zusammengesetzten Wert repräsentiert, CHK_RESILIENCE_SCORE (0–100, wobei höhere Werte eine größere Resilienz anzeigen), der aus handerhobenen Daten als 100 minus CHK_EXPOSURE_SCORE konstruiert wird. CHK_EXPOSURE_SCORE selbst kombiniert den Anteil der Rohölexporte, die das primäre Nadelöhr passieren (Gewicht 0,7), und die residuale Nadelöhrexposition einer etwaigen Umgehungsroute (Gewicht 0,3), was widerspiegelt, dass eine Umgehungsroute nur teilweise nadelöhrfrei ist, wenn sie weiterhin den Transit durch ein Drittland oder ein sekundäres Nadelöhr erfordert. Eine frühere Version dieser Säule mittelte CHK_EXPOSURE_SCORE und CHK_RESILIENCE_SCORE zusammen; da beide konstruktionsbedingt exakte Komplemente sind, ergab dies für jedes Land-Jahr einen uninformativen konstanten Wert von 0,5, was dahingehend korrigiert wurde, dass nur noch CHK_RESILIENCE_SCORE verwendet wird. Beide zugrunde liegenden Werte wurden von O. [Nachname] entwickelt und werden in der begleitenden technischen Note im Einzelnen beschrieben.
• Die absolute Umgehungskapazität (chk_bypass_capacity_mbd, in mb/d) wird, wo im Text relevant, gesondert neben dem Wert der Säule Nadelöhr ausgewiesen, um den Umfang der Umgehungsinfrastruktur eines Produzenten von dem Anteil seiner Exporte zu unterscheiden, der tatsächlich darüber geleitet wird, eine Unterscheidung, die der normierte Säulenwert allein nicht vermittelt.