Rohöl steigt in steiler Backwardation, da sich Lagerbestände erneut verknappen

Rohöl hat sich nach dem Ausverkauf vom 27. Juli kräftig erholt: WTI- und Brent-Futures im Frontmonat legten am 29. Juli um rund 6–7 % zu, und die Forward-Kurven sind in eine ausgeprägte Backwardation übergegangen. Die Bewegung wird durch neue Hinweise auf eine knappe kurzfristige Versorgung getrieben – angeführt von einem großen US-Rohölabbau und weiterhin fragilen Exportwegen im Nahen Osten –, obwohl OPEC+ die Förderung schrittweise weiter anhebt. Nach dem Rückgang von mehr als 5 % am Montag infolge nachlassender Angebotsängste haben sich die Rohöl-Benchmarks wieder erholt, da der Fokus zurück auf die physische Knappheit und die Lagerdaten gerückt ist. Frontmonat-WTI für September 2026 schloss bei etwa 84,60 USD/bbl (rund 77 EUR/bbl bei 1,10 EUR/USD), während kurzfristiges Brent bei etwa 90,55 USD/bbl (rund 82 EUR/bbl) lag. Die Forward-Kurven zeigen durchgängige Preisabschläge bis 2027–2028 und flachen erst ab 2029 allmählich ab. Das signalisiert einen klaren Aufschlag für nahe liegende Liefertermine und stützt die Produktpreise, insbesondere bei Mitteldestillaten.

Preise & Kurvenstruktur

Der WTI-Kontrakt September 2026 schloss bei 84,60 USD/bbl, ein Plus von 6,3 % zum Vortag, mit Oktober und November bei 82,10 USD/bbl bzw. 79,70 USD/bbl. Brent September 2026 schloss bei 90,55 USD/bbl, ein Anstieg um 7,1 %, mit Oktober und November bei 88,15 USD/bbl bzw. 85,27 USD/bbl. Beide Benchmarks haben den Großteil der Verluste vom 27. Juli wieder aufgeholt, als WTI und Brent im Tagesverlauf um über 5 % gefallen waren, nachdem Schlagzeilen auf eine Entspannung der Angebotsrisiken im Nahen Osten und im Schwarzen Meer hingedeutet hatten.

Die WTI-Kurve befindet sich in ausgeprägter Backwardation: Von rund 84–85 USD/bbl im September 2026 fällt sie stetig auf etwa 67–68 USD/bbl bis Ende 2028 und auf etwa 55–56 USD/bbl bis 2035. Brent zeigt ein ähnliches Muster, von rund 90–91 USD/bbl im Frontmonat auf etwa 69–70 USD/bbl im Jahr 2029 und die Mitte der 60er USD weiter draußen. Diese Struktur schafft starke Anreize, Lagerbestände abzubauen statt Rohöl einzulagern, und unterstreicht die derzeitige Knappheit in den kurzfristigen physischen Märkten.

Fundamentaldaten & Angebot–Nachfrage

Die Fundamentaldaten haben sich nach einer kurzen Entspannungsphase wieder verknappt. Die neuesten Hinweise aus dem EIA Weekly Petroleum Status Report (Woche zum 24. Juli 2026) deuten auf einen deutlichen Abbau der kommerziellen US-Rohölbestände um etwa 7,2 Millionen Barrel hin, einschließlich eines spürbaren Rückgangs in Cushing, der den zuvor im Juli verzeichneten Lageraufbau umkehrt. Dies stützt die Aussage der Daten von Monatsmitte, dass die Lagerbestände im historischen Vergleich weiterhin niedrig sind, auch wenn die genauen wöchentlichen Zahlen noch aktualisiert werden.

Auf der Angebotsseite hat OPEC+ offiziell eine weitere schrittweise Produktionsausweitung um 188.000 bpd ab Juli 2026 umgesetzt und damit einen kleinen Teil früherer freiwilliger Kürzungen zurückgenommen. Die tatsächlichen Exportströme bleiben jedoch durch die anhaltenden Folgen des Iran-Kriegs 2026 und die teilweise Schließung der Straße von Hormus eingeschränkt, die die IEA als die größte Ölangebotsstörung in der Geschichte bezeichnet hat. Zusätzliche Risiken ergeben sich aus Huthi-Drohungen gegen die Schifffahrt durch das Rote Meer und Bab al‑Mandab, was Umleitungsbemühungen über die Arabische Halbinsel weiter erschwert.

Die Nachfrage ist saisonal fest. Die Reisesaison auf der Nordhalbkugel stützt den Verbrauch von Benzin und Flugtreibstoff, während der Destillatverbrauch für den Gütertransport widerstandsfähig bleibt. Marktkommentare nach dem Preisrückgang am 27. Juli hoben hervor, dass ein Großteil der spekulativen Risikoprämie abgeschüttelt worden sei und die Positionierung trotz solider Signale der physischen Nachfrage vorsichtiger geworden ist. Die aktuelle Gegenbewegung deutet darauf hin, dass physische Käufer auf niedrigeren Niveaus wieder einsteigen, begünstigt durch Transportengpässe, die regionale Spreads und frachtbereinigte Einfuhrpreise hochhalten.

Produkte & Crack-Spreads

Mitteldestillate verstärken die Bewegung im Rohöl. ICE Low-Sulfur Gasoil für August 2026 sprang um 7,2 % auf etwa 1.318,75 USD/t (rund 1.199 EUR/t), mit September bei 1.230,75 USD/t und Oktober bei 1.157,00 USD/t – alle um 6–7 % im Tagesvergleich höher. Auch die Dieselkurve ist in Backwardation, wenn auch etwas weniger steil als Rohöl, was die starke kurzfristige Nachfrage nach Transport- und Industriekraftstoffen in Europa und darüber hinaus widerspiegelt.

Diese Konstellation stützt robuste Gasoil- und Diesel-Crack-Spreads gegenüber WTI und Brent. US-Destillatlagerdaten zeigen nur moderate Bestandsaufbauten gegenüber den Erwartungen, was die Margen für Raffinerien mit destillatlastigen Aufstellungen attraktiv hält. Die Outperformance von Diesel gegenüber Benzin beeinflusst weiterhin die Raffinerieauslastung und -erträge, da Betreiber motiviert sind, die Produktion von Mitteldestillaten zu maximieren, solange der Straßengüterverkehr und die Ersatzstromnachfrage in wichtigen Importregionen stark bleiben.

Wetter & regionaler Ausblick

Wetter ist derzeit nicht der Haupttreiber, bleibt aber ein beitragendes Risiko. Im Atlantik nähert sich der Höhepunkt der Hurrikansaison; jegliche Sturmbedrohung für die Offshore-Produktion oder Raffineriestandorte im US-Golf von Mexiko könnte die regionalen Bilanzen und WTI-gebundene Qualitäten vorübergehend verknappen. Umgekehrt würde ruhiges Wetter in den kommenden Wochen eine hohe Raffinerieauslastung ermöglichen und damit beim Wiederaufbau der Produktlager helfen.

Im Nahen Osten führen extrem heiße Sommerbedingungen typischerweise zu höherem Stromverbrauch für Klimaanlagen und damit zu einem erhöhten Einsatz von Rohöl und Schweröl im Inland, was die Exportverfügbarkeit geringfügig reduziert. In Kombination mit anhaltenden logistischen Störungen und Sicherheitsrisiken im Golf und Roten Meer untermauert dies die Argumente für eine anhaltende Backwardation und erhöhte kurzfristige Crack-Spreads bis in den August hinein – sofern es nicht zu einer deutlichen Deeskalation der regionalen Spannungen kommt.

Handelsausblick & 3‑Tage-Preisspannen

• Bias beim Flat Price: Angesichts ausgeprägter Backwardation, eines erneuten US-Rohölabbaus und ungelöster Risiken im Nahen Osten ist der 3–5-Tage-Bias für WTI und Brent im Frontmonat leicht bullisch bis seitwärts. Rücksetzer dürften eher physische und kommerzielle Käufe anziehen, als einen anhaltenden Abwärtstrend auszulösen.
• Kurvenstrategien: Die starke Backwardation von Ende 2026 bis in die Jahre 2028–2029 begünstigt für Hedger und Relative-Value-Trader Strategien mit Short-Positionen in den verlängerten Lieferterminen gegen Long-Positionen in nahe liegenden Fälligkeiten, wobei zu beachten ist, dass jede rasche Entspannung geopolitischer Spannungen oder ein überraschender Lageraufbau die Time Spreads einengen könnte.
• Raffinerien & Hedging: Europäische und asiatische Raffinerien sollten erwägen, die aktuell hohen Diesel-Cracks, soweit möglich, zu sichern, während Verbraucher Optionen nutzen könnten, um Aufwärtsrisiken bei den Preisen zu begrenzen, statt der Rallye in einem weiterhin volatilen geopolitischen Umfeld direkt hinterherzulaufen.

Für die nächsten drei Handelstage liegen unsere Richtungsindikationen (in EUR, näherungsweise, auf Basis des aktuellen FX) bei:

• WTI Sep 2026 (NYMEX): Erwartete Spanne grob 74–80 EUR/bbl, mit leichter Aufwärtstendenz, falls weitere Lagerabbauten bestätigt werden.
• Brent Sep 2026 (ICE): Erwartete Spanne grob 80–86 EUR/bbl, mit anhaltendem Aufschlag gegenüber WTI angesichts seewärtiger Exponierung und persistenter Schifffahrtsrisiken.
• ICE Gasoil Aug 2026: Erwartet fester Handel im Bereich von 1.150–1.230 EUR/t, gestützt durch starke Cracks und saisonale Nachfrage.