NEW YORK / LONDON (IT BOLTWISE) – Die Bank of America hebt ihre Brent-Prognosen an und rechnet für das zweite Halbjahr 2026 mit 95 US-Dollar je Barrel. Der Grund ist ein länger anhaltender Versorgungsengpass rund um die Straße von Hormus, weil sich Störungen nach Einschätzung der Analysten nur langsam auflösen. Im Extremfall hält die Bank sogar mehr als 150 US-Dollar für möglich, während der physische Markt bereits Knappheit über eine deutliche Backwardation signalisiert. Damit rückt weniger die Schwankung im Spotmarkt in den Fokus, sondern die Frage, wie lange die Transportwege unter Druck bleiben.
Die aktuelle Preisdebatte um Brent wirkt auf den ersten Blick wie eine klassische Opec- oder Angebotsgeschichte: Öl bewegt sich, weil irgendwo etwas fehlt. Doch in der Einschätzung der Bank of America verschiebt sich das Gewicht deutlich. In einer Studie vom 21. September hebt die Bank ihre Erwartung für das zweite Halbjahr 2026 auf 95 US-Dollar je Barrel an – zuvor waren es 83 US-Dollar. Der Schritt ist weniger eine Reaktion auf kurzlebige Nachrichten, sondern auf eine geänderte Grundannahme: anhaltende geopolitische Spannungen bis zum Jahresende seien inzwischen das Basisszenario.
Technisch betrachtet liegt die Logik in der Transportkette. Die Straße von Hormus bleibt für den Ölmarkt ein zentraler Engpass, weil dort ein großer Teil des global gehandelten Öls und Flüssigerdases entlangläuft. Kurz nachdem die USA und Israel Ende Februar einen gemeinsamen Angriff auf den Iran gestartet hatten, schränkte Teheran den Schiffsverkehr durch die Meerenge massiv ein. Vor Kriegsbeginn liefen rund ein Fünftel des weltweit gehandelten Öls und Flüssigerdases über diese Route; in der Spitze schätzt die Bank of America die Ausfälle auf bis zu 14 Millionen Barrel pro Tag. Selbst wenn sich das Bild verbessert, bleiben die Mengen laut Bank rechnerisch noch deutlich unter dem Vorkriegsniveau: im Schnitt 4 bis 8 Millionen Barrel täglich darunter.
Dass sich das nicht nur im Lehrbuch als „Versorgungslücke“ zeigt, zeigt die Satelliten-gestützte Momentaufnahme aus Saudi-Arabien. Laut den in der Quelle referenzierten Satellitendaten lag der Sechstagesdurchschnitt Ende September bei etwa 2,9 Millionen Barrel pro Tag. Das liegt deutlich über dem August-Niveau von rund 700.000 Barrel pro Tag. Gleichzeitig betont die Bank, dass alternative Routen zwar einen Teil der Ausfälle abfedern können – etwa über eskortierte Tanker oder andere Transportwege –, die Normalisierung der Lieferströme aber unwahrscheinlich bleibt. Beschädigte Infrastruktur und eine weiterhin angespannte Lage sind dabei der Knackpunkt: selbst wenn einzelne Leitungen wieder stabiler laufen, ist das System insgesamt oft langsamer und stärker fragmentiert.
Ein weiterer Grund, warum die Marktreaktion länger anhalten könnte, steckt in der zweiten Engstelle auf der Ausweichroute: Bab el-Mandeb. Seit der Verkehr durch die Straße von Hormus stark eingeschränkt ist, nutzt Saudi-Arabien vermehrt alternative Exportrouten. Die physische Umleitung folgt dabei einem konkreten Pfad: Rohöl wird über die East-West-Pipeline vom Osten des Landes zum Terminal Yanbu am Roten Meer transportiert und kann von dort über das Rote Meer in die Weltmärkte gelangen. Bab el-Mandeb ist dabei ein kritischer Abschnitt, weil im Jemen Kräfte um Gebiete kämpfen, die den Zugang zu dieser Meerenge beeinflussen. Zusätzlich stören Angriffe eine wichtige Pipeline, die Rohöl quer durch das Königreich vom Osten an die Westküste befördert – damit wird aus „Umleitung“ schnell „zweite Belastungslinie“.
Auch auf der politischen Ebene bleibt der Zeithorizont entscheidend, weil die Quellenlage für Entspannung nicht eindeutig ist. Diplomatische Hoffnungen knüpften sich laut Bericht an Gespräche am Rand der Generalversammlung der Vereinten Nationen in New York. Dabei wird ein Angebot des Iran erwähnt, die Straße von Hormus binnen sieben Tagen wieder zu öffnen – allerdings gekoppelt an eine Verringerung des militärischen Drucks der USA sowie an eine Lockerung der Blockade beziehungsweise Sanktionen. Parallel laufen laut den Angaben weiterhin Gespräche zwischen den USA und dem Iran über Vermittler; konkrete Fortschritte seien jedoch nicht bekannt. Für die Preisbildung heißt das: selbst wenn Akteure Signale senden, bleibt die tatsächliche Freigabe der Transportkorridore ein operativer Schalter, der nicht sofort umgelegt werden kann.
Der Ölmarkt wird zudem nicht im luftleeren Raum entschieden. Parallel zur Hormus-Debatte bewegt sich auch das Verhältnis zwischen den USA und Russland, wobei ein US-Regierungsvertreter eine Unterhaltung von Kirill Dmitriev in Washington erwähnt, die mögliche Schritte zur Beendigung des Ukraine-Kriegs sowie Energieinitiativen für die Zeit nach dem Krieg betreffen sollen. Konkrete Vereinbarungen wurden den Informationen zufolge nicht bekannt. Für die kurzfristige Preisentwicklung der Quelle bleibt aber vor allem die Dauer der Störungen rund um Hormus entscheidend, weil sie die unmittelbaren physischen Lieferengpässe treiben. Genau diese Diskrepanz zwischen „politischer Verhandlung“ und „physischer Verfügbarkeit“ erklärt, warum selbst erste Belastungssignale am Terminkurvenbild ankommen können.
Die Bank of America zeichnet für 2027 ein Basisszenario mit einem durchschnittlichen Brentpreis von rund 80 US-Dollar je Barrel. Das ist eine Anhebung gegenüber einer zuvor erwarteten Spanne von 75 US-Dollar, gestützt durch anhaltende Lagerabbauten. Doch die auffälligste Komponente ist das Extremrisiko: Die Analysten beschreiben eine wachsende Wahrscheinlichkeit, dass strategische und kommerzielle Reserven dünner werden und der physische Markt bereits akute Knappheit signalisiert. In solchen Phasen zeigt sich das typischerweise über Backwardation: kurzfristig lieferbare Kontrakte notieren spürbar über späteren Terminen. Wenn die Störungen bis ins Frühjahr 2027 anhalten oder die Schäden an der Ölinfrastruktur sich verschärfen, sieht die Bank einen Sprung des Brentkontrakts mit der nächsten Fälligkeit weit über 150 US-Dollar je Barrel als möglich an. Wichtig: Dieses Niveau wird ausdrücklich als Extremszenario verstanden, nicht als Basisannahme.
Für Unternehmen und Marktteilnehmer ist diese Unterscheidung praktisch relevant, weil sie entscheidet, welche Risikoprämien man im Forecasting überhaupt ansetzt. Wer nur das Basisszenario betrachtet, plant häufig mit geringeren Pufferkosten – etwa bei Energiebudgets, Transportannahmen oder Lagerreichweiten. Das Extremszenario wirkt hingegen wie ein Stress-Test auf die gesamte Liefer- und Kostenstruktur, vor allem dort, wo Prozesse stark von Energiepreisen und Vorlaufzeiten abhängen. Gleichzeitig zeigt die Meldung, wie sehr der Ölpreis aktuell an konkrete Engpassgeografie gekoppelt ist: Nicht „Öl allgemein“ ist knapp, sondern die Kombination aus Meerenge, Pipeline und beschädigter Infrastruktur, die physisch den Takt vorgibt. Gerade deshalb dürfte die Frage, wie schnell sich Engpässe in Hormus- und Bab-el-Mandeb-Nähe operational entschärfen lassen, auch in den kommenden Quartalen der wichtigste Treiber für die Preisbandbreite bleiben.
Aus Anlegersicht enthält die Quelle zudem einen Hinweis, dass bestimmte Produkte auf den Ölpreis (Brent) spekulative Wirkung über Hebelmechanismen entfalten können; bei solchen Konstruktionen ist das Verlustrisiko hoch und nicht für eine langfristige Strategie gedacht. Für die operative Nutzung der Kernbotschaft bleibt jedoch die Marktmechanik: Solange Backwardation und Reservenlage Knappheit signalisieren, reicht bereits eine moderate Verschlechterung der Transportwege, um Erwartungen über mehrere Terminkurvenpunkte hinweg nach oben zu treiben. Damit wird die Bank of America-Forderung nach einem längeren Zeithorizont für Störungen zu mehr als einem Prognose-Update – sie wird zur zentralen Annahme für alle Modelle, die Brent nicht nur als Preis, sondern als Risikoquelle behandeln.
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