Donald Trumps Anweisung vom 8. Juli, den Handel mit Spanien auszusetzen, hat sich bisher nicht zu einem Energieembargo entwickelt, doch Madrid kann die Warnung nicht länger als bloße politische Rhetorik abtun. Es handelte sich um die zweite derartige Drohung seit März 2026, diesmal direkt an Finanzminister Scott Bessent übermittelt, nachdem Spanien sich geweigert hatte, 5 % seines BIP für Verteidigung auszugeben, und die Unterstützung US-amerikanischer Militäroperationen gegen den Iran abgelehnt hatte. Washington prüft Berichten zufolge Produkte, die von Beschränkungen betroffen sein könnten, obwohl EU-Zollvorschriften die Isolierung eines einzelnen Mitgliedsstaats von der einheitlichen Handelspolitik der Gemeinschaft verbieten.

In den vergangenen zwei Jahren – auch auf dem Höhepunkt der Nahostkrise – hat Spanien seine Energieabhängigkeit von genau dem Land kontinuierlich vertieft, das nun droht, Handelsbeziehungen als Waffe einzusetzen. Diese Entwicklung spiegelt einen breiteren europäischen Trend wider: Nachdem Russlands Einmarsch in der Ukraine 2022 jahrzehntelange Pipeline-Abhängigkeit von Moskau zusammenbrechen ließ, wandten sich EU-Mitgliedstaaten in großem Umfang US-LNG zu, was dazu beitrug, dass die Vereinigten Staaten bis 2023 zum weltweit größten LNG-Exporteur aufstiegen.

Rohöl: Eine diversifizierte, aber nicht schmerzfreie Abhängigkeit

Die Verwundbarkeit zeigt sich am deutlichsten bei Rohöl. Im Jahr 2025 lieferten die Vereinigten Staaten Spanien durchschnittlich rund 250.000 Barrel pro Tag (b/d), hauptsächlich WTI Midland, bei Gesamteinfuhren von 1,2 Millionen b/d. Die USA wechselten sich in letzter Zeit mit Mexiko als Spaniens größtem Rohöllieferanten ab. Spaniens Rohölportfolio bleibt relativ diversifiziert, mit erheblichen Mengen auch aus Brasilien, Nigeria, Libyen und Kasachstan, sodass ein akuter Versorgungsengpass unwahrscheinlich ist. Der Verlust amerikanischer Barrel wäre jedoch mit spürbaren Kosten verbunden.

Als die faktische Schließung der Straße von Hormuz die Handelsströme im Nahen Osten durcheinanderbrachte, stiegen Spaniens Rohöleinfuhren im April um 15,8 % gegenüber dem Vorjahr. Die Störung löste einen Engpass bei raffinierten Produkten auf den europäischen Märkten aus, trieb Produkt-Crack-Spreads auf Jahrzehntehochs und zwang spanische Raffinerien, mit maximaler Auslastung zu arbeiten. Bis Juni waren die Importe auf rund 1,25 Millionen b/d gestiegen, verglichen mit 1,07 Millionen b/d ein Jahr zuvor. Spanien hatte vergleichsweise Glück: Abgesehen vom Irak – der durchschnittlich fast 100.000 b/d geliefert hatte, im April aber faktisch aus dem Importmix verschwand – wies das Land nur eine geringe Abhängigkeit von nahöstlichen Barrel auf. Einfuhren von kasachischem CPC Blend vervierfachten sich auf rund 140.000 b/d, während mexikanische Lieferungen von 90.000 b/d auf 155.000 b/d stiegen.

In diesem Umfeld ist US-Rohöl zu einem Grundpfeiler der spanischen Versorgungsstrategie geworden – reichlich verfügbar, geografisch günstig gelegen und auf WTI-Basis bewertet statt auf dem verzerrten nahöstlichen Benchmark.

Repsol: Der größte Abnehmer von US-Rohöl

Unter den spanischen Raffinerien ist Repsol der wichtigste Abnehmer amerikanischen Rohöls. Das Unternehmen betreibt fünf Raffinerien in Spanien mit einer Destillationskapazität von rund 896.000 b/d, was etwa 62 % der nationalen Gesamtkapazität entspricht. Frachtverfolgungsdaten identifizieren Repsol als führenden Importeur von US-Rohöl nach Spanien, wobei Barrel in den Vereinigten Staaten gekauft und direkt an die eigenen Anlagen geliefert werden. WTI Midland dominiert diese Ströme, da seine leichte, süße Qualität eine unkomplizierte Verarbeitung ermöglicht.

Repsol hat zudem schweres, saures kanadisches Cold Lake Blend, das über US-Golfterminals verschifft wird, sowie Southern Green Canyon, eine mittel-saure US-Sorte, für seine komplexeren Raffinerien Cartagena und Petronor importiert. In diesen Anlagen werden leichte WTI-Barrel gegen schwereres kanadisches und US-amerikanisches Einsatzmaterial ausbalanciert. Eine Störung der US-Versorgung würde daher die Beschaffung einer präzisen Kombination aus leichten, süßen und vergünstigten schweren, sauren Sorten erfordern, um den individuellen Raffineriekonfigurationen zu entsprechen.

Spanien könnte diese Mengen ersetzen, aber wahrscheinlich zu höheren Kosten. Eine Erhöhung der CPC-Blend-Importe würde die Abhängigkeit vom russischen Schwarzmeer-Exportkorridor vertiefen. Mexikanische Lieferungen sind durch rückläufige Förderung aus reifen Feldern und steigenden inländischen Raffineriebedarf eingeschränkt, da die mexikanische Regierung nationale Raffinerien gegenüber ausländischen Käufern priorisiert hat. Die unkompliziertesten Substitute wären westafrikanische oder brasilianische Sorten, wobei brasilianisches Rohöl für Atlantikbecken-Raffinerien aufgrund der wachsenden Verfügbarkeit aus jüngsten Entdeckungen und der relativ kurzen Schiffstransportstrecke nach Spanien besonders attraktiv ist.

Erdgas: Der strategische Schwachpunkt

Erdgas stellt Spaniens strategischere Verwundbarkeit dar. US-LNG machte im Jahr 2025 etwa 30 % von Spaniens gesamten Gasimporten aus – fast das Doppelte des Anteils von 2024 – und belief sich in der ersten Hälfte 2026 immer noch auf 29 %, womit es nach Algeriens Pipeline-Exporten rangierte, die einen Anteil von rund 40 % hielten. Anders als Yamal-Ladungen, die an Naturgys langfristigen russischen Vertrag gebunden sind, verbindet das amerikanische Angebot langfristige Abnahmeverträge mit flexiblen Portfolio- und Spotladungen, die sich entsprechend der relativen Preisentwicklung verlagern. Diese Flexibilität erwies sich in den Krisenmonaten von März bis Juni als wertvoll, bedeutet aber auch, dass Ladungen nach Asien umgeleitet werden können, wenn der Japan Korea Marker (JKM) eine höhere Netback-Rendite bietet.

Russisches LNG hat als zusätzlicher Puffer gedient. Naturgys Yamal-Vertrag von 2013 enthält Take-or-Pay-Verpflichtungen über 3,2 Milliarden Kubikmeter (bcm) pro Jahr bis 2041, und Spaniens russische Bezüge stiegen während der Krise 2026 deutlich an. Russland deckte im Juni 21 % des spanischen Gasbedarfs, doch diese Option wird am 1. Januar 2027 verschwinden, wenn das vollständige EU-Verbot für russisches LNG in Kraft tritt. Naturgy steht vor 10,95 Milliarden Euro an verbleibenden russischen Kaufverpflichtungen und könnte gezwungen sein, höhere Gewalt geltend zu machen.

Der Juni veranschaulichte sowohl Spaniens Strategie zur Risikominderung als auch deren Grenzen. Die gesamten Gasimporte erreichten rund 2,45 bcm, während die inländische Nachfrage bei 2,26 bcm lag. LNG machte 51 % der Versorgung aus, während Pipeline-Gas auf knapp 49 % stieg, verglichen mit 31 % im Vorjahr. Algerien lieferte 0,94 bcm, überwiegend über die Medgaz-Pipeline.

Pipeline-Erweiterung und Infrastrukturgrenzen

Spanien arbeitet daran, seinen Pipeline-Puffer zu verstärken. Madrid und Algier begannen im März Gespräche über eine potenzielle Erhöhung der Medgaz-Lieferungen um bis zu 10 %, während Naturgy im Juli ankündigte, dass vor dem Winter eine zusätzliche Jahreskapazität von 0,6–1 bcm geschaffen werden könnte. Die aktuelle Kapazität der Pipeline von 10 bcm/Jahr wurde durch eine Druckerhöhung mittels zusätzlicher Kompression erreicht, doch eine weitere Erweiterung ist durch den physischen Durchmesser der Pipeline begrenzt. Algerien kann eine größere vertragliche Sicherheit bieten, kann aber Spaniens gesamte US-LNG-Abhängigkeit nicht schnell ersetzen, ohne zusätzliche Kompression, steigende Upstream-Versorgung und breitere Infrastruktur-Upgrades.

Spaniens sechs betriebliche LNG-Regasifizierungsanlagen – eines der größten solchen Netze in Europa – geben dem Land mehr Flexibilität als viele Nachbarn, um Ladungen aus praktisch jeder Förderregion zu empfangen. Die begrenzte Pipeline-Verbindung mit Frankreich über die Pyrenäen, seit langem ein struktureller Engpass auf der Iberischen Halbinsel, bedeutet jedoch, dass Spanien überschüssiges Gas nicht ohne Weiteres mit dem breiteren europäischen Markt teilen noch umgekehrt darauf zurückgreifen kann.

Eine Verringerung der Gasabhängigkeit in der Stromerzeugung würde die Energiesicherheit stärken. Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien stieg im Juni um 12 % und deckte 58,4 % des Strombedarfs, während GuD-Kraftwerke noch 15,7 % beisteuerten. Gas wird aus der Grundlast verdrängt, bleibt aber eine wichtige Rückversicherung, wenn Wind-, Solar-, Wasserkraft- oder grenzüberschreitende Anbindungen unterdurchschnittlich abschneiden, weshalb es unwahrscheinlich ist, dass es vollständig aus dem Energiemix des Landes verschwindet.

Blick auf 2027

Das bevorstehende Ende der russischen LNG-Ladungen Anfang 2027 verändert die strategische Kalkül hinter Trumps Handelsdrohung. Auf dem Rohölmarkt kann Spanien die Handelsströme umleiten und engere Raffineriemargen in Kauf nehmen. Beim Gas lässt der Wegfall von russischem LNG Madrid zwischen einer nahezu gesättigten algerischen Pipeline und einem US-Lieferanten, der bereits fast ein Drittel der Importe deckt, balancieren.

Spaniens umfangreiche Regasifizierungsinfrastruktur schützt das Land vor einer physischen Versorgungsunterbrechung, aber Terminals allein erzeugen keine Ladungen. Sollte Washington politischen Druck in Exportbeschränkungen umwandeln – oder sollten US-Verkäufer flexible Mengen einfach zu besser zahlenden asiatischen Käufern umleiten –, müsste Spanien Konkurrenten bei nigerianischem, katarischem (falls verfügbar) oder anderem atlantischem LNG überbieten und zugleich Algerien drängen, Medgaz über die aktuelle Betriebspforte hinaus auszulasten.

Das akute Risiko besteht nicht in leeren Speichertanks. Vielmehr besteht es darin, dass Spanien mit weniger Versorgungsoptionen, höheren Ersatzkosten und einer US-Regierung, die zunehmend geneigt ist, Energiezugang als Hebel in einer umfassenderen politischen Verhandlung zu behandeln, ins Jahr 2027 geht – einer Verhandlung, in der letztlich die kollektive Handelspolitik der EU und nicht allein die Spaniens bestimmen könnte, wie weit Washington zu gehen bereit ist.

Von Natalia Katona für OilPrice.com