Kommentar: Europas industrielle Bedrängnis im Jahr des 86-Dollar-Brent
Der Commodity Markets Outlook der Weltbank vom April 2026 prognostiziert, dass Brent-Rohöl in diesem Jahr durchschnittlich 86 Dollar pro Barrel kosten wird, ein deutlicher Anstieg gegenüber 69 Dollar im Jahr 2025. Die Prognose geht davon aus, dass die akutesten Störungen durch den Iran-Krieg im Mai enden und dass die Schifffahrt durch die Straße von Hormuz bis Ende 2026 schrittweise auf das Vorkriegsniveau zurückkehrt. Für die europäische Industrie – die bereits mit strukturell höheren Energiekosten als ihre amerikanischen oder asiatischen Wettbewerber operiert – stellt sich die Frage, ob die industrielle Basis des Kontinents einen anhaltenden Schock dieser Größenordnung absorbieren und auf der anderen Seite wettbewerbsfähig hervorgehen kann.
Das Ausmaß des Schocks
Die Straße von Hormuz wickelt unter normalen Bedingungen rund 27 Prozent des seegestützten Rohölhandels und etwa 20 Prozent des weltweiten LNG-Handels ab. Laut der Analyse der Weltbank haben Angriffe auf die Energieinfrastruktur und Schifffahrtsstörungen in der Meerenge den größten Ölversorgungsschock aller Zeiten ausgelöst, mit einer anfänglichen Verringerung der globalen Ölversorgung um etwa 10 Millionen Barrel pro Tag. Die Brent-Preise, die Ende Februar bei etwa 72 Dollar pro Barrel lagen, schossen Anfang März über 84 Dollar, und obwohl sie sich etwas abgeschwächt haben, blieben sie Mitte April mehr als 50 Prozent höher als zu Jahresbeginn.
Der Exekutivdirektor der IEA hat die Situation als „die größte Versorgungsstörung in der Geschichte des globalen Ölmarktes“ und als „die größte globale Energiesicherheitsherausforderung“ bezeichnet, der sich die Agentur je gegenübersah. Unabhängig vom letztendlichen Verlauf der militärischen Operationen am Persischen Golf bleibt die strukturelle Erkenntnis bestehen: Ein einziger Engpass kann einen Preisschock historischen Ausmaßes erzeugen, und die Europäische Union – trotz all ihrer Diversifizierungsbemühungen seit 2022 – bleibt exponiert.
Die Asymmetrie zu Nordamerika
Die wettbewerblichen Auswirkungen für die europäische Industrie sind dort am schärfsten, wo Energiekosten einen großen Anteil an den gesamten Produktionskosten ausmachen und wo globale Wettbewerber in grundlegend anderen Energiemärkten operieren. Der nordamerikanische Erdgasmarkt, der durch heimische Schiefergasproduktion versorgt wird und weitgehend von der asiatischen LNG-Dynamik isoliert ist, hat weiterhin Henry-Hub-Preise im Bereich von 3-4 Dollar/MMBtu geliefert, während die europäischen TTF-Preise während des Großteils der Krise deutlich über 13-15 Dollar/MMBtu gehandelt wurden. Die resultierende Differenz bei den industriellen Gaskosten ist die größte anhaltende Lücke, die jemals zwischen den beiden regionalen Benchmarks verzeichnet wurde.
Für energieintensive Industrien – Petrochemie, Düngemittel, Primäraluminium, Glas, Keramik – ist die Lücke keine vorübergehende Unannehmlichkeit. Sie verändert die Investitionsökonomie. Neue petrochemische Kapazitäten werden heute überwiegend am Golf, in den Vereinigten Staaten und in Asien gebaut. Die Düngemittelproduktion, einst über das europäische industrielle Kernland verteilt, hat sich auf eine kleinere Anzahl integrierter Anlagen konzentriert, während der Rest der Nachfrage durch Importe gedeckt wird. Das Risiko besteht nicht darin, dass die europäische Industrie über Nacht verschwindet; es liegt darin, dass Entscheidung für Entscheidung die Grenzinvestition anderswo getätigt wird.
Was die Kommission tun kann – und was nicht
Die politische Reaktion der Kommission operiert auf mehreren Fronten. Der Affordable Energy Action Plan, der im Februar 2025 angekündigt wurde und sich jetzt in der Umsetzung befindet, zielt darauf ab, die industriellen Strompreise durch Netzinvestitionen, beschleunigte Genehmigungsverfahren für erneuerbare Energien und einen flexibleren Rahmen für staatliche Beihilfen zu senken. Der Clean Industrial Deal, der Anfang dieses Jahres verabschiedet wurde, bietet ein horizontales Paket von Dekarbonisierungs- und Wettbewerbsfähigkeitsmaßnahmen. Die Lockerung des Gasspeicherziels von 90 Prozent auf 80 Prozent für die Wintersaison 2026 ist eine taktische Anpassung an die aktuellen Marktbedingungen. Und die Arbeit an einem europäischen Wasserstoffmarkt – noch in ihren Anfängen – soll eine längerfristige Antwort auf die Abhängigkeit von fossilen Brennstoffimporten bieten.
Keines dieser Instrumente wird die unmittelbaren Wettbewerbsauswirkungen von 86-Dollar-Brent-Rohöl und dem entsprechenden Gaspreisniveau neutralisieren. Sie sind bestenfalls Palliativmaßnahmen. Die ehrliche Einschätzung lautet, dass sich die europäische Industriebasis nun in einer Phase beschleunigter struktureller Anpassung befindet. Die im Jahr 2026 getroffenen Entscheidungen – über Handelsschutz, über Energieinfrastruktur, über industrielle staatliche Beihilfen, über Geschwindigkeit und Modalitäten der Dekarbonisierung – werden die Form der Industrielandschaft bestimmen, die aus diesem Schock hervorgeht.
Die weiterreichende Lehre
Wenn es eine einzige redaktionelle Schlussfolgerung aus den Ereignissen der letzten drei Monate zu ziehen gilt, dann diese: Ein Wirtschaftsmodell, das auf billiger externer Energie beruht, ist nicht länger mit dem Sicherheitsumfeld vereinbar, in dem die Europäische Union operiert. Die Lehre aus dem russischen Gasschock von 2022-2023 wurde durch den Iran-Krieg verstärkt, nicht gelindert. Die ernsthafte Antwort besteht nicht darin, zu warten, bis sich die Preise beruhigt haben, und frühere Gewohnheiten wieder aufzunehmen. Sie besteht darin, zu akzeptieren, dass die Kostenstruktur der europäischen Industrie um Energieautonomie herum neu aufgebaut werden muss, und den gegenwärtigen Druck zu nutzen, um die dafür erforderlichen Investitionen zu beschleunigen.
Quellen: World Bank Commodity Markets Outlook April 2026; IEA Middle East and Global Energy Markets analysis; Bruegel; Center on Global Energy Policy at Columbia University.
