Weltweite Energieversorgung unter geopolitischem Druck

Management Summary

Die weltweite Energieversorgung ist nicht generell zusammengebrochen, aber in mehreren zentralen Produkt- und Transportmärkten aussergewöhnlich verletzlich. Die grössten kurzfristigen Risiken bestehen bei Diesel/Gasöl, LNG aus dem Persischen Golf, internationalen Tankertransporten und regionalen Engpässen. Entscheidend ist die Unterscheidung zwischen Rohölproduktion, tatsächlich betriebsfähiger Raffineriekapazität, Produktimporten und regionaler Endkundenversorgung.

Internationale Marktdaten zeigen für September 2026 rund 102,3 Mio. Barrel/Tag weltweite Ölproduktion. Die globale Raffinerieverarbeitung dürfte im Oktober auf rund 81,3 Mio. Barrel/Tag sinken. Die Diesel-/Gasölversorgung lag im dritten Quartal um etwa 1,7 Mio. Barrel/Tag unter Vorjahr. Diese Zahlen beschreiben unterschiedliche Grössen und dürfen nicht als direkte Bilanz gegeneinander aufgerechnet werden.

1. Die weltweite Versorgungslage: vier getrennte Märkte

2. Kriege und geopolitische Konflikte

Naher Osten und Iran-Krieg

Marktanalysen beschreiben 2026 erhebliche Störungen der Rohöl-, Produkt- und LNG-Ströme durch den Konflikt in der Golfregion. Die Strasse von Hormus ist besonders kritisch, weil sowohl Rohöl als auch Flüssiggas darüber verschifft werden. Lieferungen raffinierter Produkte aus dem Nahen Osten lagen im September weiterhin deutlich unter Vorkriegsniveau. Eine wieder anlaufende Rohölförderung beseitigt deshalb nicht automatisch den Dieselengpass.

Russland und Ukraine

Russische Raffinerien sind durch wiederholte Angriffe und Schäden an Infrastruktur beeinträchtigt. Dies reduziert insbesondere die mögliche Ausfuhr von Diesel und Gasöl. Sanktionen, Versicherungsfragen, Handelsumlenkungen und zusätzliche Transportdistanzen erschweren die Verfügbarkeit in Europa. Die IEA betont, dass gelockerte Exportbeschränkungen allein fehlende betriebsfähige Raffineriekapazität nicht ersetzen.

Rotes Meer, China–USA und weitere Krisen

Unsichere Durchfahrten am Roten Meer können Transporte um das Kap der Guten Hoffnung erzwingen. Spannungen zwischen den USA und China wirken über Handelsregeln, Exportlizenzen und industrielle Nachfrage. Konflikte in Förderländern wie Libyen oder Nigeria können das Angebot zusätzlich beeinflussen. Diese Faktoren sind Risikotreiber, aber nicht alle führen zum Stichtag zu bestätigten physischen Lieferausfällen.

3. Produktionsländer und internationale Abhängigkeiten

4. Raffinerien: Warum Kapazität und Betrieb auseinanderfallen

Raffinerien können vollständig stillstehen, nur einzelne Prozessanlagen abschalten, wegen Wartung reduziert fahren oder aus wirtschaftlichen Gründen die Auslastung senken. Eine seriöse weltweite Stillstandsliste benötigt je Anlage den Stichtag, die betroffene Kapazität, eine Betreiber- oder Behördenbestätigung und ein Datum der Wiederinbetriebnahme. Eine pauschale Liste angeblich geschlossener Raffinerien wäre ohne diese Prüfung irreführend.

Diese Übersicht ist ausdrücklich keine vollständige anlagenbezogene Weltliste. Nicht verifizierte Einzelanlagen werden nicht als aktuell geschlossen ausgewiesen.

5. Diesel, Benzin, Heizöl und Flugtreibstoff

Diesel ist die kritischste Produktgruppe: Nach Marktdaten waren die weltweiten Gasöl-/Diesel-Exporte im September um rund 700 000 Barrel/Tag geringer als ein Jahr zuvor. Der Rückgang aus Russland und dem Nahen Osten wurde nur teilweise kompensiert. Marktprognosen erwarten eine angespannte Gasölbilanz bis weit ins Jahr 2027.

Benzin, Heizöl und Flugtreibstoff hängen von denselben Raffinerien ab, unterscheiden sich aber in Saisonprofil, Lagerfähigkeit, Ausbeute und Handel. Eine Raffinerie kann nicht beliebig von einem Produkt auf das andere umstellen. Auch bei vorhandenem Rohöl können einzelne Fertigprodukte fehlen.

6. Erdgas und LNG: der zweite globale Engpass

Vor dem Konflikt verliefen knapp 20 % der weltweiten LNG-Ströme durch Hormus. Nach Marktanalysen sanken die LNG-Verladungen aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten von März bis Juni 2026 gegenüber dem Vorjahr um 35 Mrd. m³. Zusätzliche Lieferungen aus Nordamerika und Afrika kompensierten etwa drei Viertel dieses Ausfalls. Damit bleibt LNG global verfügbar, aber teurer, stärker umkämpft und logistisch empfindlich.

Für Europa entstehen Risiken über die Konkurrenz mit asiatischen Käufern, die Füllung von Gasspeichern, Pipelineimporte, LNG-Terminals und kalte Winter. Die Schweizer Gasversorgung ist eng mit dem europäischen Beschaffungs- und Transportsystem verbunden.

7. Internationale Logistik und Transportwege

8. Schweiz: Wie sicher ist die Versorgung tatsächlich?

Der Bund meldete am 21. September 2026, dass die Mineralölversorgung nach Wiederanlauf der Raffinerie Cressier wieder über reguläre Kanäle sichergestellt sei, bezeichnete die Lage jedoch ausdrücklich weiterhin als angespannt. Cressier deckt normalerweise etwas mehr als 30 % des Schweizer Mineralölproduktebedarfs.

Wegen des technischen Raffinerieausfalls und des Niedrigwassers auf dem Rhein bewilligte der Bund vom 8. bis 20. September Bezüge von jeweils bis zu 30 000 m³ Diesel und Benzin aus Pflichtlagern. Beim Benzin wurde die volle Menge bezogen, beim Diesel etwa zwei Drittel. Die Entnahmen entsprachen je weniger als 3 % der entsprechenden Pflichtlager.

Die reguläre Versorgung ist damit nicht gleichbedeutend mit fehlendem Risiko. Die Kombination aus eigener Raffinerie, Importabhängigkeit, Niedrigwasser, begrenzter Bahnkapazität und angespannten europäischen Produktmärkten bildet ein Mehrfachrisiko. Pflichtlager sichern Zeit zur Anpassung, ersetzen aber keine dauerhaften Lieferströme.

Zusätzliche Stromversorgungsrisiken

Die Trockenheit 2026 wirkt auch auf die Wasserkraft. Berichte über stark reduzierte Laufwasserkraft und tiefe Stauseen zeigen, dass Energieversorgung als Gesamtsystem zu betrachten ist. Solche Angaben sind von offiziellen Strombilanz- und Netzstabilitätsdaten zu unterscheiden; eine flächendeckende Strommangellage ist daraus nicht automatisch abzuleiten.

9. Konkrete Konsequenzen für Schweizer Unternehmen

10. Drei Szenarien für Winter 2026/27

Szenario A – Stabilisierung: Handelsrouten öffnen sich, Raffinerien erhöhen Auslastung, Lagerbestände erholen sich schrittweise. Die Versorgung bleibt grundsätzlich möglich, die Preise können jedoch hoch bleiben.

Szenario B – Fortgesetzte Störungen: Konflikte und Logistikprobleme halten an. Diesel- und LNG-Beschaffung bleiben teuer, Lieferzeiten schwanken, Sicherheitsbestände gewinnen an Bedeutung.

Szenario C – Zusätzliche Eskalation: Weitere Ausfälle im Golf, an russischen Raffinerien oder auf dem Rhein fallen mit einer Kälteperiode zusammen. Dann steigt das Risiko regionaler Unterdeckungen und weiterer staatlicher Massnahmen. Dies ist ein Risikoszenario, keine Vorhersage.

11. ACTROM-Fachbeurteilung und Empfehlungen

Die gegenwärtige Lage ist nicht als genereller weltweiter Energiemangel zu beschreiben. Es handelt sich um eine Kombination aus Kriegseinwirkungen, Produktknappheit, regionalen Importabhängigkeiten, Transportengpässen und stark schwankenden Preisen. Die kritischste unmittelbare Schnittstelle für die Schweiz liegt bei Diesel/Benzin-Importen, dem Rhein und der Raffinerie Cressier; für Erdgas bei den europäischen Beschaffungsmärkten und LNG-Strömen.

ACTROMSERVICE empfiehlt ein monatliches Monitoring der internationale Öl- und Gasmarktberichte, der Schweizer BWL-Lageberichte, der Raffinerieverfügbarkeit, Rheinpegel, europäischen Diesel-/Gasölpreise und Gaspreisindikatoren. Marktinformationen sollten mit technischer Wareneingangskontrolle, Lager- und Lieferkettenanalysen kombiniert werden.

Redaktioneller Hinweis: Fakten, Prognosen und ACTROM-Szenarien sind getrennt zu lesen. Die Marktinformationen entsprechen dem angegebenen Veröffentlichungsstand; eine Echtzeitüberwachung sämtlicher Raffinerien weltweit liegt nicht vor. ACTROMSERVICE hat die zitierten Marktdaten nicht selbst erhoben.

13. Vertiefung: quantitative Weltmarktbilanz Oktober 2026

Die Internationale Energieagentur (IEA) beziffert die globale Ölversorgung im September 2026 auf 102,3 Mio. Barrel je Tag (mb/d). Das entspricht gegenüber August einem Plus von 2,5 mb/d. Für den Jahresdurchschnitt 2026 erwartet sie 100,7 mb/d, einen Rückgang um 5,8 mb/d gegenüber 2025. Für 2027 wird eine Zunahme um 7,7 mb/d prognostiziert. Diese Zahlen betreffen die Förderung und das Angebot von Öl, nicht die unmittelbar verfügbaren Mengen an Diesel oder Benzin. [Q1]

Die globale Raffinerieverarbeitung dürfte nach Marktdaten 2026 durchschnittlich 81,7 mb/d betragen und 2027 um 2,8 mb/d zulegen. Die Differenz zwischen Förderung und Raffineriedurchsatz ist nicht als unmittelbare Unterversorgung zu interpretieren: Rohöl, Kondensate, sonstige Flüssigkohlenwasserstoffe, Lagerveränderungen und unterschiedliche Bilanzdefinitionen sind zu berücksichtigen. [Q1]

14. Dieselmarkt: Ausfälle, Mengen und Preisdruck

Die weltweiten Dieselausfuhren lagen im September 2026 um rund 700 000 Barrel/Tag unter dem Vorjahreswert. Allein Russland und der Nahe Osten verzeichneten zusammengenommen einen Rückgang um 1,3 Mio. Barrel/Tag, der durch Mehrlieferungen anderer Regionen teilweise kompensiert wurde. Dies zeigt, warum die weltweite Versorgung trotz verfügbarer Rohölmengen angespannt bleibt. [Q1]

Internationale Marktdaten zeigen einen Rückgang der globalen Dieselnachfrage auf 28,5 mb/d im zweiten Quartal 2026 (−1,1 mb/d gegenüber Vorjahr) und 28,7 mb/d im dritten Quartal (−0,75 mb/d). Hohe Preise und wirtschaftliche Schwäche drücken den Verbrauch, beheben jedoch die regionalen Engpässe nicht automatisch. [Q2]

Für europäische Raffinerien sank die Diesel-Crack-Marge nach Marktdaten von etwa 100 USD/Barrel auf rund 60 USD/Barrel Anfang Oktober. Gleichzeitig erhöhen teure Rohöltransporte die Wiederbeschaffungskosten. Crack-Margen sind keine Endkundenpreise, sondern eine Kennzahl für den Produktwert gegenüber Rohöl. [Q2]

15. Erdgas und LNG: messbare Störungen

Vor der Eskalation liefen annähernd 20 % des weltweiten LNG-Angebots durch die Strasse von Hormus. Von März bis Juni 2026 gingen die LNG-Verladungen aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten um 35 Mrd. m³ gegenüber dem Vorjahr zurück. LNG-Erzeuger ausserhalb des Golfs steigerten die Produktion im selben Zeitraum um rund 27 Mrd. m³ bzw. 18 %; die globale LNG-Produktion sank dennoch um etwa 8 Mrd. m³ beziehungsweise 4 %. [Q3]

Marktprognosen erwarten, dass Schäden an LNG-Anlagen – einschliesslich Ras Laffan – die Versorgung auch mittelfristig belasten. Für 2026–2030 beziffert sie kumulierte LNG-Angebotsverluste auf etwa 140 Mrd. m³ gegenüber einem Szenario ohne diese Störungen. Das ist eine Prognose und kein bereits realisierter Ausfall. [Q3]

16. Schweiz: tatsächliche Versorgungsunterbrüche und Reserven

Die einzige Schweizer Erdölraffinerie in Cressier deckt gemäss Bund etwas mehr als 30 % des nationalen Mineralölproduktebedarfs. Im September 2026 stand sie wegen eines technischen Defekts rund zwei Wochen still. Gleichzeitig begrenzte Niedrigwasser auf dem Rhein die Importkapazitäten. Der Bund genehmigte für den Zeitraum 8.–20. September die Entnahme von je bis zu 30 000 m³ Benzin und Diesel aus Pflichtlagern. Tatsächlich wurden 30 000 m³ Benzin und rund 20 000 m³ Diesel bezogen. [Q4, Q5]

Die freigegebenen Mengen entsprachen bei beiden Produkten weniger als 3 % der jeweiligen Pflichtlagerbestände. Die reguläre Versorgung wurde nach Wiederanlauf von Cressier wiederhergestellt; laut Bundesmitteilung vom 21. September blieb die Versorgung jedoch angespannt. Die Pflichtlager für Benzin und Diesel entsprechen grundsätzlich jeweils rund viereinhalb Monaten durchschnittlichen Bedarfs. [Q4, Q5]

Konsequenzen für Schweizer Abnehmer: Das Hauptrisiko ist nicht zwingend ein flächendeckender Tankstellenausfall, sondern eine Kombination aus kurzfristig steigenden Beschaffungskosten, knappen Lieferfenstern, Produktumlenkungen und zusätzlichem Transportaufwand. Dies ist eine ACTROM-Risikoeinschätzung, keine amtliche Mengenprognose.

17. Raffinerien und Produktionsländer: belastbare Einordnung

Eine seriöse weltweite Aufstellung jeder stillstehenden oder gedrosselten Raffinerie erfordert tagesaktuelle Anlagenmeldungen und Betreiberbestätigungen. Öffentlich gemeldete Stillstände können planmässige Revisionen, technische Defekte, kriegsbedingte Schäden oder wirtschaftlich bedingte Drosselungen betreffen. Die IEA prognostiziert für Oktober 2026 weltweit 81,3 mb/d Raffineriedurchsatz und bis Jahresende eine Erholung auf 84,6 mb/d. Diese aggregierten Werte dürfen nicht als Liste dauerhaft geschlossener Anlagen ausgelegt werden. [Q1]

Regional entscheidend sind der Persische Golf als Exportregion, Russland als Lieferant von Rohöl und Destillaten, die USA als wichtiger Produzent und Raffineriestandort sowie China und Indien als grosse Import- und Verarbeitungsmärkte. Bei jeder einzelnen Anlage müssen Betriebsstatus, Stichtag, Kapazität und Ursache getrennt geprüft werden.

18. Risikoszenarien für Winter 2026/2027

Diese Szenarien sind qualitative ACTROM-Analysen. Es handelt sich weder um Eintrittswahrscheinlichkeiten noch um amtliche Vorhersagen. Eine belastbare betriebliche Planung muss zusätzlich Produkt, Verbrauch, Liefervertrag, Lagerreichweite und Alternativrouten berücksichtigen.

19. Energieversorgung 2027: Gesamtprognose und Entwicklungspfade

Das Jahr 2027 dürfte kein einfaches Normalisierungsjahr werden. Ob die Versorgung stabiler wird, hängt weniger von einer einzelnen globalen Förderzahl als von der Wiederherstellung beschädigter Exportanlagen, funktionierenden Seewegen, Raffineriekapazitäten und dem Auffüllen regionaler Vorräte ab. Die folgenden Aussagen unterscheiden ausdrücklich veröffentlichte Prognosen von ACTROM-Szenarien.

Für die strategische Planung ist zwischen drei Zeithorizonten zu unterscheiden: kurzfristige Verfügbarkeit (Tage bis Wochen), Nachschub- und Lagerentwicklung (Monate) sowie Kapazitätsanpassungen (ein bis mehrere Jahre). Ein Waffenstillstand kann Fracht- und Risikoprämien rasch senken; beschädigte Raffinerie- oder LNG-Anlagen benötigen hingegen oft deutlich länger für Reparatur, Wiederinbetriebnahme und Qualifikation.

20. Erdöl 2027: Produktion, Nachfrage und Preisbildung

Eine Marktprognose erwartete im Short-Term Energy Outlook vom Oktober 2026 für Brent einen Jahresdurchschnitt von rund 84 USD je Barrel 2027 gegenüber rund 96 USD 2026. Dies ist eine bedingte Modellprognose, kein garantierter Einkaufspreis. Der tatsächliche Schweizer Produktpreis hängt zusätzlich von Raffineriemargen, Fracht, USD/CHF, Lagerhaltung, Abgaben und regionalen Engpässen ab. [Q6]

Selbst bei sinkenden Rohölpreisen können Diesel oder Heizöl zeitweise teuer bleiben: Raffinerieausfälle verschieben die Preisbildung vom Rohölmarkt zum Produktmarkt. Für 2027 sind daher die Preisabstände zwischen Brent und europäischen Diesel-/Gasölnotierungen ebenso wichtig wie die Rohölnotierung selbst.

Die Angebotsentwicklung hängt besonders von OPEC+-Förderentscheidungen, den Exportmöglichkeiten des Nahen Ostens, US-Schieferöl, kanadischen Exporten und zusätzlichen Mengen aus Brasilien und Guyana ab. Die Nachfrageentwicklung wird unter anderem von China, Indien, Luftverkehr, petrochemischer Industrie und wirtschaftlichem Wachstum geprägt. Diese Faktoren können sich gegenläufig entwickeln.

21. Diesel, Benzin, Heizöl und Flugtreibstoff 2027

Für Diesel ist die Wiederherstellung von Raffinerie- und Exportkapazität entscheidend. Die 2026 dokumentierten Rückgänge der Dieselausfuhren und niedrigen Bestände können 2027 noch nachwirken, selbst wenn die laufende Produktion wieder zunimmt. Die Heizölnachfrage im Winter verstärkt die Konkurrenz um Mitteldestillate. Bei Benzin wirken zusätzlich saisonale Fahrnachfrage und regionale Raffineriestrukturen; bei Kerosin der internationale Luftverkehr.

ACTROM-Bewertung: Ein pauschaler Versorgungsengpass für alle Treibstoffe ist nicht nachgewiesen. Wahrscheinlicher sind regional und produktspezifisch unterschiedliche Engpässe: einzelne Dieselqualitäten, Winterdiesel, Jet Fuel oder bestimmte Importkorridore können stärker betroffen sein als Benzin. Entsprechend sind Produktnotierungen und physische Lieferfristen getrennt zu beobachten.

Für HVO und FAME kommen eigene Risikofaktoren hinzu: Verfügbarkeit von Abfallölen und biogenen Rohstoffen, Zertifizierungsregeln, Beimischungsquoten, Hydrierkapazitäten sowie die Kompatibilität mit Fahrzeug- und Filtersystemen. HVO-Verfügbarkeit lässt sich daher nicht allein aus der Rohölproduktion ableiten.

22. Erdgas und LNG 2027: Europas Winterrisiko

Im Gasmarkt ist die saisonale Speicherung besonders wichtig. Für den Winter 2026/27 und die Wiederbefüllung im Sommer 2027 sind europäische Speicherfüllstände, Pipelineimporte, LNG-Ankünfte, asiatische Nachfrage und Wetterverlauf die zentralen Variablen. Der Ausfall von LNG-Verladungen aus dem Golf kann die Beschaffungskosten auch bei ausreichenden globalen Gasreserven erhöhen.

Marktanalysen weisen in ihrem Gas Market Report Q3/2026 auf erhebliche Störungen der LNG-Lieferungen aus Katar und den Vereinigten Arabischen Emiraten hin. Für 2027 muss daher zwischen nominell vorhandener Verflüssigungskapazität und tatsächlich exportierbaren Mengen unterschieden werden. Schäden an Anlagen, Schifffahrtsrisiken und Vertragsbindungen können neue Kapazitäten teilweise neutralisieren. [Q3]

Ein milder Winter und starke LNG-Zuflüsse würden die Lage entspannen; ein kalter Winter, verzögerte Reparaturen oder erneute Störungen der Meerengen könnten hingegen zu hohen Spotpreisen und stärkerem Wettbewerb zwischen Europa und Asien führen. Eine konkrete Speicherreichweite für die Schweiz lässt sich ohne aktuelle Verbrauchs-, Import- und Speicherzugriffsangaben nicht seriös beziffern.

23. Geopolitische Entwicklungen und Logistik 2027

Naher Osten: Die wesentliche Frage ist, ob Förderanlagen, Exporthäfen, Raffinerien und die Passage durch Hormus dauerhaft verlässlich nutzbar sind. Russland/Ukraine: Angriffe auf Energieinfrastruktur, Sanktionen und Transportbeschränkungen können weiterhin Raffinerie- und Produktexporte begrenzen. USA/China: Zölle, Sanktionen und die Nachfrage nach petrochemischen Vorprodukten beeinflussen Handelsumlenkungen und Frachtkosten.

Die Schifffahrt bleibt ein Multiplikator der Krise. Umleitungen um das Kap der Guten Hoffnung verlängern Umläufe und binden Tankerkapazität; Niedrigwasser am Rhein begrenzt die Zuladung von Binnenschiffen. Entscheidend für die Schweiz sind deshalb nicht nur internationale Ölpreise, sondern auch Rotterdam-/ARA-Verfügbarkeit, Rheinpegel, Bahnumschlag, Tanklager und Transportkosten pro Tonne.

24. Schweiz 2027: Folgen für Haushalte, Industrie und Transport

Für die Schweiz sind drei Risiken zu unterscheiden: (1) Preisrisiko durch Weltmarkt- und Wechselkurse, (2) Logistikrisiko bei Rhein, Bahn und Strasse sowie (3) Mengenrisiko bei längerem Ausfall der Raffinerie Cressier oder bei eingeschränkten Importen. Eine einzelne Störung führt nicht automatisch zu Rationierungen; die Kombination mehrerer Ereignisse erhöht jedoch den Druck auf die Versorgung.

Cressier deckt nach Angaben des Bundes etwas mehr als 30 % des Schweizer Mineralölproduktebedarfs. Die zeitweilige Stilllegung im September 2026 zeigte, wie stark ein technischer Ausfall zusammen mit niedrigem Rheinwasserstand wirken kann. Für 2027 sind Raffinerieverfügbarkeit, Pflichtlagerstatus und alternative Importkapazitäten deshalb monatlich zu prüfen. [Q4] [Q5]

Bei Diesel und Heizöl sind kurzfristige Preissprünge und längere Lieferfristen möglich. Im Gasbereich schlagen internationale LNG- und europäische Grosshandelspreise zeitverzögert auf Beschaffungsverträge durch. Für die Industrie können höhere Energiekosten zudem die Preise von Basisölen, Glykolen, Additiven, Verpackungen und Transportdienstleistungen beeinflussen; die Weitergabe hängt jedoch von Marktstruktur und Verträgen ab.

25. ACTROM-Szenariomatrix für 2027

Entspannungsszenario: Sichere Seewege, steigende Raffinerieauslastung und ausreichende LNG-Zuflüsse; Folge: bessere physische Verfügbarkeit und tendenziell sinkende Risikoprämien. Keine Garantie für dauerhaft niedrige Preise.

Basisszenario: Wiederkehrende regionale Störungen bei insgesamt funktionierendem Welthandel; Folge: schwankende Produktmargen, punktuelle Lieferverzögerungen und weiterhin erhöhter Beschaffungsaufwand.

Eskalationsszenario: Erneute Export- oder Raffinerieausfälle bei gleichzeitig schwacher Logistik und kaltem Winter; Folge: starke Preissteigerungen, knappe Mitteldestillate, mögliche behördliche Massnahmen bei anhaltenden physischen Fehlmengen.

Diese drei Szenarien sind qualitative ACTROM-Arbeitshypothesen ohne zugewiesene Eintrittswahrscheinlichkeiten. Sie ersetzen keine aktuelle behördliche Versorgungslagebeurteilung.

26. Frühindikatoren und Massnahmenplan 2027

Monatlich: internationale Ölmarktberichte, Preisprognosen, europäische Diesel-Crack-Spreads, Gaspreis TTF, LNG-Ankünfte, europäische Gasspeicherfüllstände, Raffinerieauslastung, BWL-Mitteilungen, Rheinpegel und Frachtkosten dokumentieren. Bei relevanten Abweichungen sind die Beschaffungsannahmen neu zu bewerten.

Für Schweizer Abnehmer empfiehlt ACTROM eine produktbezogene Risikoklassifizierung, mindestens eine qualifizierte alternative Bezugsquelle für kritische Medien, dokumentierte Mindestbestände sowie Wareneingangsprüfungen bei Herkunfts- oder Lieferantenwechseln. Mindestbestände sind aus Verbrauch, Nachschubzeit und betrieblicher Kritikalität abzuleiten; pauschale Lagerreichweiten sind nicht belastbar.

Stand 20. Oktober 2026. Alle Aussagen über 2027 sind Prognosen, Bedingungen oder qualitative Szenarien und keine bestätigten künftigen Ereignisse. Historische Zahlen aus den Abschnitten 1–18 bleiben auf ihren jeweiligen Erhebungsstand bezogen.

28. Geopolitische Neuordnung: Energie als strategisches Machtinstrument

Die weltweite Energieversorgung ist 2026 nicht nur durch Fördermengen, sondern zunehmend durch militärische Sicherheit, Sanktionen, Versicherbarkeit von Seetransporten und politische Exportentscheidungen bestimmt. Die Marktfolgen entstehen entlang einer Kette: geopolitischer Zwischenfall – höhere Sicherheits- und Frachtkosten – Verzögerungen der Lieferungen – sinkende verfügbare Lagerbestände – höhere Produktpreise – steigende Kosten in Industrie und Verkehr. Diese Kette wirkt auch dann, wenn nominell noch ausreichend Rohöl im Boden vorhanden ist.

Der Nahostkrieg beeinträchtigt Förder- und Transportinfrastruktur und insbesondere die Ausfuhr raffinierter Produkte. Internationale Marktdaten zeigene für September 2026 aus dem Nahen Osten 1,9 Mio. Barrel pro Tag raffinierte Produkte gegenüber 4,7 Mio. Barrel pro Tag vor Kriegsbeginn. Der Rückgang beträgt rechnerisch rund 60 %. Damit fehlt dem Markt nicht nur Rohöl, sondern direkt ein Teil der handelbaren Endprodukte. [Q1]

Für 2027 bleibt die zentrale geopolitische Unbekannte, ob Seewege und Energieanlagen dauerhaft geschützt werden können. Eine kurzfristige Waffenruhe würde zwar Risikoaufschläge reduzieren, beschädigte Raffinerien, Pipelines und Tanklager aber nicht sofort in ihre volle Kapazität zurückführen. ACTROM bewertet daher eine zeitliche Verzögerung zwischen politischer Entspannung und physischer Normalisierung als wesentliches Beschaffungsrisiko.

29. Russland und Ukraine: Sanktionen, Raffinerieschäden und Umleitung von Handelsströmen

Der Krieg zwischen Russland und der Ukraine verändert die Energieversorgung über zwei getrennte Kanäle: Erstens erschweren Sanktionen, Zahlungsabwicklung, Versicherungen und Logistik den Handel; zweitens verringern Schäden an Förder-, Lager- und Raffinerieanlagen die physisch verfügbare Menge. Für Diesel ist der zweite Faktor besonders relevant: Eine Lockerung von Exportregeln erzeugt kein zusätzliches Produkt, wenn Verarbeitungskapazität ausgefallen ist.

Marktdaten bezifferne den Rückgang der Diesel-/Gasölexporte aus Russland und dem Nahen Osten zusammen für September 2026 auf 1,3 Mio. Barrel pro Tag gegenüber dem Vorjahr; andere Regionen konnten diesen Ausfall nur teilweise kompensieren. Weltweit lagen die Dieselausfuhren im September um 0,7 Mio. Barrel pro Tag unter dem Vorjahreswert. [Q1]

Für Europa entstehen daraus längere Beschaffungswege und eine stärkere Konkurrenz mit Asien und Lateinamerika um freie Produktmengen. Für 2027 sind Reparaturfortschritt, Sanktionsdurchsetzung, Exportregeln und alternative Tankerrouten entscheidende Indikatoren. Aussagen über einen sicheren Zeitpunkt der Normalisierung sind nicht belastbar.

30. USA, China und Indien: Handelspolitik, Industriepolitik und Energieabhängigkeit

Die USA verfügen über bedeutende Öl- und Gasproduktion, sind jedoch nicht gegen weltweite Produktpreisschocks immun: Rohölsorte, Raffineriekonfiguration, regionale Pipelinekapazität und Exportnachfrage bestimmen die Preise einzelner Produkte. Höhere internationale Dieselpreise können trotz starker heimischer Förderung auf den US-Markt übergreifen.

China ist zugleich grosser Energieverbraucher, Raffineriestandort und industrieller Exporteur. Veränderungen der chinesischen Konjunktur beeinflussen den Ölbedarf; Exportlizenzen für raffinierte Produkte beeinflussen die Versorgung asiatischer Märkte. Indien ist ein grosser Rohölimporteur und bedeutender Exporteur raffinierter Mineralölprodukte. Werden bevorzugte Rohölsorten knapp oder teuer, steigen Verarbeitungskosten und die Ausbeute bestimmter Produkte kann sich verändern.

Handelskonflikte, Zölle und Exportkontrollen können den Energiemarkt indirekt treffen: Sie verändern Produktionsstandorte, Investitionsentscheidungen, Währungsrelationen und Nachfrage nach Transportleistung. Die ACTROM-Bewertung für 2027 lautet deshalb, dass eine Konjunkturabkühlung zwar die Ölnachfrage senken kann, gleichzeitig aber Investitionen in Infrastruktur und Raffinerieinstandhaltung verzögern könnte.

31. Inflation, Zinsen und Konjunktur: Wie Energieschocks die Realwirtschaft treffen

Hohe Energiepreise wirken zunächst unmittelbar auf Treibstoff-, Heiz- und Stromrechnungen. Im zweiten Schritt steigen Kosten für Transport, landwirtschaftliche Produktion, chemische Vorprodukte, Verpackungen und Bauleistungen. Unternehmen geben Kosten teilweise weiter; Haushalte verlieren reale Kaufkraft. Der Effekt ist nicht in jeder Branche gleich: Schwerverkehr und petrochemische Industrie reagieren besonders stark auf Diesel- und Gaspreise.

Marktprognosen erwarten für 2026 einen Rückgang der weltweiten Ölnachfrage um durchschnittlich 2,6 Mio. Barrel pro Tag gegenüber 2025 und für 2027 eine teilweise Erholung um 2,0 Mio. Barrel pro Tag. Selbst dann läge die Nachfrage noch rund 0,62 Mio. Barrel pro Tag unter dem Stand von 2025. Diese Prognose beschreibt eine durch hohe Preise und schwächere Wirtschaft beeinflusste Nachfrage – nicht automatisch eine gesunde Entspannung des Angebots. [Q1]

Bei gleichzeitig schwachem Wachstum und hohem Preisdruck stehen Zentralbanken vor einem Zielkonflikt: Höhere Zinsen können Inflation dämpfen, verteuern aber Investitionen und Betriebsmittelfinanzierung. Sinkende Zinsen stützen die Konjunktur, beseitigen jedoch keine physischen Treibstoffengpässe. Für 2027 sollte ACTROM deshalb Energiepreise, Produzentenpreise, Kreditkosten und industrielle Auftragseingänge gemeinsam auswerten.

32. Staatsfinanzen, Währungen und Rohstoffbeschaffung

Energieimportierende Staaten tragen höhere Kosten für Treibstoff, Gas und gegebenenfalls staatliche Preisstützung. In Ländern mit hoher Fremdwährungsverschuldung kann ein steigender US-Dollar den Import zusätzlich verteuern, weil Öl international überwiegend in Dollar gehandelt wird. Für Unternehmen sind daher Rohstoffpreis und Wechselkurs getrennte Risikofaktoren.

Für Schweizer Einkäufer gilt: Ein höherer USD-Ölpreis kann durch einen stärkeren Franken teilweise gedämpft werden; ein schwächerer Franken verstärkt ihn. Dies ist jedoch kein verlässlicher natürlicher Schutz, weil Raffinerieaufschläge, Fracht und Produktknappheit separat wirken. Bei Basisölen, Additiven und Glykolen können zusätzliche Energie- und Produktionskosten dominieren.

2027 sollten Beschaffungsentscheide nicht nur auf Brent-Notierungen gestützt werden. Sinnvoll ist ein Kostenmodell aus Rohstoffnotierung, Produktspezifikation, Raffineriemarge, Seefracht, Binnenfracht, Wechselkurs und Lagerfinanzierung. Preisfixierungen sind gegen Lieferfähigkeit und Qualitätsanforderungen abzuwägen.

33. Weltweite Lagerbestände und strukturelle Knappheit 2027

Ein zentraler Risikofaktor ist die Abnahme der Sicherheitsreserven. Nach Marktdaten lagen die global beobachteten Ölvorräte Ende September 2026 um 509 Mio. Barrel unter Ende Februar. Gleichzeitig sanken Landlager, während zeitweise mehr Öl auf Schiffen unterwegs war. Öl auf dem Wasser ist nicht gleichbedeutend mit kurzfristig verfügbaren Beständen an den Verbrauchsorten. [Q1]

Marktprognosen erwarten für Oktober 2026 einen weltweiten Raffineriedurchsatz von 81,3 Mio. Barrel pro Tag und für Ende 2026 eine Erholung auf 84,6 Mio. Barrel pro Tag. Für das Jahr 2027 wird ein Anstieg des durchschnittlichen Durchsatzes um 2,8 Mio. Barrel pro Tag prognostiziert. Trotzdem könnte die Wiederauffüllung der verlorenen Gasölbestände ausserhalb normaler saisonaler Effekte erst in der zweiten Jahreshälfte 2027 einsetzen. [Q1]

Dieser zeitliche Unterschied ist wirtschaftlich entscheidend: Eine rechnerisch ausgeglichene laufende Produktion genügt nicht, wenn Lager zuvor stark abgebaut wurden. Zusätzliche Nachfrage im Winter, ein unerwarteter Anlagenstillstand oder neue Schifffahrtsstörungen können dann rasch neue Preisspitzen auslösen.

34. Konkrete Auswirkungen auf die Schweiz und Schweizer Unternehmen

Die Schweiz ist auf internationale Energie- und Produktströme sowie funktionierende Binnenlogistik angewiesen. Im September 2026 trafen ein rund zweiwöchiger Betriebsunterbruch der Raffinerie Cressier und Niedrigwasser auf dem Rhein zusammen. Der Bund bewilligte vom 8. bis 20. September Entnahmen von jeweils bis zu 30 000 m³ Benzin und Diesel. Tatsächlich wurden 30 000 m³ Benzin und ungefähr 20 000 m³ Diesel bezogen. Am 21. September meldete der Bund die Wiederaufnahme der regulären Versorgung, bezeichnete die Lage aber weiterhin als angespannt. [Q7]

Für 2027 bestehen vier besonders relevante Übertragungskanäle: (1) höhere Einkaufspreise für Diesel, Heizöl und Gas; (2) teurere Transporte auf Rhein, Bahn und Strasse; (3) längere Lieferfristen bei bestimmten Qualitäten und Gebinden; (4) Liquiditätsbelastung durch teurere Sicherheitsbestände. Ein vollständiger Versorgungsausfall ist daraus nicht abzuleiten; vielmehr steigt die Anfälligkeit gegenüber gleichzeitig auftretenden Störungen.

ACTROM empfiehlt Schweizer Industrie- und Logistikunternehmen, Bestände in Verbrauchstagen zu führen, mindestens zwei technisch freigegebene Bezugsquellen für kritische Produkte zu prüfen und Qualitätsänderungen bei Lieferantenwechsel analytisch abzusichern. Für Diesel sind insbesondere CFPP, Wasser, Partikel, Oxidationsstabilität und Filtrierbarkeit relevant; für Schmierstoffe Viskosität, Additivsystem und Materialverträglichkeit.

35. Wirtschaftliche und geopolitische Szenarien 2027: Frühwarnsignale

Szenario A – Entspannung: Die Sicherheit der Transportwege verbessert sich, Raffinerien werden schrittweise repariert und Frachtkosten sinken. Preise und Lieferfristen können sich normalisieren; der Wiederaufbau der Lager bleibt jedoch zeitverzögert. Frühwarnsignal: anhaltend steigende Landlagerbestände bei rückläufigen Diesel-Crack-Spreads.

Szenario B – Instabile Normalisierung: Regionale Angriffe, Sanktionen und Exportbeschränkungen bleiben bestehen. Die weltweite Versorgung funktioniert überwiegend, jedoch mit wiederkehrenden Engpässen bei Diesel, Flugtreibstoff und einzelnen Spezialprodukten. Frühwarnsignal: stark schwankende Produktaufschläge, Frachtraten und regionale Lagerdaten.

Szenario C – Erneute Eskalation: Neue Ausfälle wichtiger Seewege, Pipelines oder Raffinerien treffen auf niedrige Bestände. Unternehmen sehen sich höheren Preisen, längeren Beschaffungszeiten und erhöhtem Betriebskapitalbedarf gegenüber. Frühwarnsignal: gleichzeitiger Anstieg von Ölpreis, Tankerfracht, Versicherungsprämien und Dieselaufschlägen.

Die Szenarien sind qualitative ACTROM-Arbeitshypothesen und keine Eintrittswahrscheinlichkeiten. Für 2027 empfiehlt sich ein monatliches Dashboard mit Brent, europäischem Dieselpreis, Gaspreis TTF, USD/CHF, Rheinpegel, Raffinerieauslastung, Lagerbeständen und bestätigten Anlagenstörungen.

Redaktionsschluss: 20. Oktober 2026. Prognosen und Szenarien sind von bestätigten Ist-Werten zu unterscheiden.