Der Ölmarkt hat sein April wieder gefunden – nur ist diesmal das knappe Gut das Schiff, nicht das Rohöl.

Das ist die zentrale These einer JPMorgan-Studie vom 9. Oktober, die feststellt, dass die gelieferten Rohölpreise – die Landekosten eines Fasses inklusive Fracht – wieder auf ihre Frühjahrshochs geklettert sind. Gleichzeitig sind die europäischen Raffineriemargen – die Differenz zwischen dem Wert der Raffinerieprodukte und den Kosten des Rohöleinsatzes – erneut unter null gerutscht, ein Niveau, bei dem die Verarbeitung zu Verlusten führt und das Risiko von Raffinerie-Kurzarbeit steigt. Die Bank argumentiert jedoch, dass der Engpass diesmal in der Schifffahrtskapazität liegt und nicht an einem Mangel an Rohöl: Anders als im April, als das Öl selbst knapp war, geht die Anspannung im Oktober auf die Kosten und Schwierigkeiten seines Transports zurück.

Die Verknappung reicht bis in den September zurück, als Produzenten aus dem Nahen Osten ihre Lieferungen durch die Straße von Hormus, den Engpass am Ausgang des Persischen Golfs, ausweiteten. Die Flussmengen stiegen von rund 7,5 Millionen Barrel pro Tag (mbd) in Juli und August auf etwa 12 Millionen im September, wodurch ein wachsender Anteil der weltweiten Tankerflotte in die Region gezogen und viel von der freien Marktkapazität gebunden wurde. Bis September waren mehr als vier von fünf der weltweit sehr großen Rohöltanker (VLCCs) – die größte Tankerklasse, von denen jedes rund 2 Millionen Barrel laden kann – im aktiven Dienst, sodass kaum freie Kapazität verblieb.

JPMorgan zufolge liegt das Problem nicht nur in der Anzahl der Schiffe, sondern darin, wie produktiv sie eingesetzt werden. Mehr Schiffe sind in Schiff-zu-Schiff-Umladungen (STS) gebunden, bei denen Fracht auf See zwischen Tankern umgeladen wird – ein Vorgang, der ein Schiff bis zu 10 Tage beanspruchen kann. Andere nehmen längere Routen, um gefährlichere Gewässer zu meiden. Beide Praktiken verlängern die Reisen und verringern die Zahl der Ladungen, die jeder Tanker abschließen kann, sodass mehr Schiffe für dieselbe Ölmenge benötigt werden. Das Ergebnis: Das effektive Tonnageangebot schrumpft, obwohl die nominelle Flotte unverändert ist.

Sanktionen verschärfen das Bild zusätzlich. Rund 125 iranische VLCCs – etwa 13 % der globalen Flotte – sind durch US-Maßnahmen faktisch vom Hauptmarkt ausgeschlossen; viele liegen vor Anker oder treiben im Golf oder vor Sri Lanka und Malaysia.\nDie Bank schätzt, dass der Transport von nahöstlichem Rohöl ohne Iran im Vergleich zum Durchschnitt von 2025 nun zusätzlich 35 VLCCs, 13 mittelgroße Suezmax-Tanker – die größten Tanker, die den Suezkanal voll beladen passieren können – und 10 kleinere Aframax-Tanker, eine mittelgroße Klasse, die häufig auf kürzeren Regionalrouten eingesetzt wird, erfordert. Während die Region mehr der Flotte absorbiert, ist der VLCC-Einsatz anderswo um 16 Schiffe gesunken, und die Nachfrage ist weltweit auf kleinere Schiffs klassen verlagert worden.

Produzenten im Atlantischen Becken – jene, die aus Amerika, Europa und Westafrika verschiffen – passen sich an, indem sie auf kleinere Schiffe umsteigen; eine VLCC-Ladung entspricht etwa zwei Suezmax- oder drei Aframax-Ladungen. Außerhalb des Nahen Ostens ist der Aframax-Einsatz gegenüber dem Durchschnitt von 2025 um rund 140 Schiffe bzw. 23 % gestiegen, während der Suezmax-Einsatz um etwa 50 Schiffe bzw. 11 % zugenommen hat. JPMorgan zieht das Fazit, dass aus einer regionalen VLCC-Knappheit eine breite Verengung über die gesamte globale Tankerflotte geworden ist.

Für Öl beschreibt die Studie einen Markt, in dem die Lieferkosten – und nicht das Fass selbst – den Grenzpreis bestimmen. Das kann die Differenz zwischen den Benchmark-Futures und dem, was Raffinerien tatsächlich zahlen, vergrößern und belohnt das Frachtraten-Engagement direkter als das blanke Rohöl. Negative europäische Raffineriemargen erhöhen das Risiko von Kurzarbeit, was die Rohölnachfrage drosseln und die Benchmark-Preise deckeln könnte, selbst wenn die Lieferkosten hoch bleiben. Atlantische Sorten, die auf kleineren Schiffen transportiert werden, verursachen höhere Frachtkosten pro Barrel – ein möglicher Nachteil für ihre Wettbewerbsfähigkeit in fernen Märkten.

Was diese Episode besonders macht, so die Bank, ist, dass mehr Rohöl allein das Problem nicht lösen würde: Zusätzliche Exporte ohne zusätzliche Schiffe könnten die Anspannung vertiefen. Das Tempo der Hormus-Flüsse, die Raten für kleinere Tankerklassen und jede Verschiebung des US-Drucks auf die iranische Schifffahrt werden wahrscheinlich darüber entscheiden, ob dieser zweite April so lange dauert wie der erste.

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