Aramcos Öl-Notplan: Shuttle-Tanker, Umwege und mehr Risiko
Aramco kombiniert wiederaufgenommene Ladungen aus Terminals am Persischen Golf mit Schiff zu Schiff Transfers außerhalb der Straße von Hormus und westlichen Pipeline Routen. Für die STS Transfers sind vor allem Arab Medium und Arab Heavy im Gespräch; als Standorte werden Fujairah in den Vereinigten Arabischen Emirat...
Aramco kombiniert wiederaufgenommene Ladungen aus Terminals am Persischen Golf mit Schiff zu Schiff Transfers außerhalb der Straße von Hormus und westlichen Pipeline Routen.
Für die STS Transfers sind vor allem Arab Medium und Arab Heavy im Gespräch; als Standorte werden Fujairah in den Vereinigten Arabischen Emiraten und Sohar vor Oman genannt.
Die Ausweichroute über die East West Pipeline nach Yanbu ist wegen der Huthi Gefahr im Roten Meer und am Bab al Mandab ebenfalls verwundbar.
Aramcos September Preis für Arab Light in Asien liegt zwar bei 2 US Dollar je Barrel unter dem Oman/Dubai Benchmark – Fracht, Versicherung und Kriegsrisiken verteuern die tatsächliche Lieferung trotzdem.
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Saudi Aramco versucht, den Ölfluss mit einem Bündel improvisierter Ausweichlösungen aufrechtzuerhalten. Dazu gehören riskantere Verladungen aus dem Persischen Golf, diskrete Schiff-zu-Schiff-Transfers außerhalb der Straße von Hormus sowie der Transport nach Westen über Pipelines. Das stabilisiert einen Teil der Lieferungen – beseitigt aber nicht das Grundproblem: Sowohl Hormus als auch die Ausgänge des Roten Meeres sind gefährdet, während die verfügbaren Alternativkapazitäten begrenzt bleiben.
Schiff-zu-Schiff-Transfers vor Fujairah und Sohar
Bei sogenannten Ship-to-Ship-Transfers (STS) wird das Rohöl von einem Tanker auf ein anderes Schiff umgeladen. So können kleinere Shuttle-Tanker Ladungen aus dem Golf durch oder an der Gefahrenzone vorbei zu größeren Exporttankern bringen, die außerhalb der Straße von Hormus warten.
Aramco verhandelt Berichten zufolge mit asiatischen Raffinerien über solche Lieferungen vor Fujairah in den Vereinigten Arabischen Emiraten. Genannt werden dabei die Sorten Arab Medium und Arab Heavy, offenbar für Verladungen im September. Auch vor Sohar im Golf von Oman soll Aramco Rohöl auf STS-Basis angeboten haben. Welche Sorte an welchem Transferort genau eingesetzt wird, lässt sich aus den öffentlichen Berichten jedoch nicht zuverlässig für jede einzelne Ladung ableiten. Die zeitgleich veröffentlichten Angebote aus den Golf-Terminals betrafen Arab Medium und Arab Heavy; die Preisdebatte für Asien konzentrierte sich dagegen auf Arab Light.
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Aramco kombiniert wiederaufgenommene Ladungen aus Terminals am Persischen Golf mit Schiff zu Schiff Transfers außerhalb der Straße von Hormus und westlichen Pipeline Routen.
Was sind die wichtigsten Punkte, die zuerst validiert werden müssen?
Aramco kombiniert wiederaufgenommene Ladungen aus Terminals am Persischen Golf mit Schiff zu Schiff Transfers außerhalb der Straße von Hormus und westlichen Pipeline Routen. Für die STS Transfers sind vor allem Arab Medium und Arab Heavy im Gespräch; als Standorte werden Fujairah in den Vereinigten Arabischen Emiraten und Sohar vor Oman genannt.
Was soll ich als nächstes in der Praxis tun?
Die Ausweichroute über die East West Pipeline nach Yanbu ist wegen der Huthi Gefahr im Roten Meer und am Bab al Mandab ebenfalls verwundbar.
Die Methode ist keine vollständige Umgehung der Gefahrenzone. Ein Teil des Rohöls muss zunächst aus dem Golf herausgebracht werden, und die Transfers selbst erfordern zusätzliche Schiffsbewegungen, Koordination und Versicherungsdeckung. Zudem werden Tanker in solchen Operationen teils mit abgeschalteten Ortungssystemen betrieben. Das macht die Lieferkette schwerer nachvollziehbar und erhöht die operationellen Risiken.
Aramco folgt einem reiferen Modell von ADNOC
Das Vorgehen ähnelt dem Shuttle-System der Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC). Der staatliche Ölkonzern der Vereinigten Arabischen Emirate nutzt kleinere Tanker, um Rohöl durch oder um den kritischen Bereich zu bewegen, und lädt es anschließend auf größere Tanker außerhalb von Hormus um. ADNOCs System soll bereits mehr als 100 Millionen Barrel transportiert haben und gilt als stärker standardisiert und ausgereift.
Aramcos Modell ist dagegen bislang eher eine selektive Notfalllösung als ein gleichwertiger Ersatz für die regulären Verladungen über Ras Tanura. Die saudische Strategie soll einzelne Lieferströme erhalten, nicht den gesamten normalen Exportbetrieb dauerhaft auf ein neues System umstellen.
Warum Yanbu als Ausweichhafen nicht mehr genügt
Zu Beginn der Krise leitete Saudi-Arabien große Rohölmengen über die East-West-Pipeline quer durch das Land zum Hafen Yanbu am Roten Meer. Damit sollte die Abhängigkeit von Terminals im Persischen Golf und der Straße von Hormus sinken.
Für Lieferungen nach Asien bleibt Yanbu jedoch problematisch. Tanker müssen das Rote Meer durchqueren und anschließend den Bereich des Bab al-Mandab nahe der jemenitischen Küste passieren. Nach Warnungen der Huthi haben mehrere mit saudischem Öl beladene Tanker im Roten Meer umgedreht oder ihre Route geändert. Einige asiatische Raffinerien wollten Ladungen deshalb nicht mehr selbst in Yanbu übernehmen, weil es schwierig wurde, Schiffe für die Passage zu finden.
Auch die Transparenz der Transporte nimmt ab: Nach Reuters wurden die jüngsten Yanbu-Verladungen mit ausgeschaltetem AIS-Signal durchgeführt. Das automatische Identifikationssystem dient normalerweise dazu, Position und Bewegung eines Schiffes öffentlich beziehungsweise für andere Marktteilnehmer sichtbar zu machen.
Saudi-Arabien nutzt außerdem die Pipeline über Ägypten zum Mittelmeerhafen Sidi Kerir. Die dortigen Exporte stiegen im August laut verfügbaren Daten auf etwa 2,3 Millionen Barrel pro Tag, nach rund 1 Million Barrel pro Tag im Vormonat. Diese Route kann die Risiken im Roten Meer umgehen, verlängert die Reise nach Asien aber erheblich.
Ras Tanura wird wieder wichtiger
Als die Red-See-Route unsicherer wurde, nahm Aramco offenbar auch die Verladung aus Terminals innerhalb der Straße von Hormus wieder auf. Vor dem wichtigsten saudischen Exportzentrum Ras Tanura und den zugehörigen Offshore-Ladepunkten bei Ju’aymah wurden erneut sehr große Rohöltanker (VLCCs) beobachtet; weitere Schiffe warteten demnach auf ihre Ladung.
Satellitenbilder zeigten damit eine Rückverlagerung von Teilen der Exportaktivität in den Golf. Das ist ein Hinweis darauf, dass die Alternativroute über Yanbu allein nicht ausreicht – zugleich setzt es Tanker und Besatzungen wieder den Risiken in Hormus aus.
Für asiatische Kunden wickelte Aramco einige September-Zuteilungen auf Ad-hoc-Basis statt nach dem üblichen festen Zeitplan ab. In Indien dürfte die schwächere Liefertreue den Wettbewerbsdruck auf Aramco erhöhen. Die ausgewerteten Berichte liefern jedoch keine ausreichende Grundlage, um eine konkrete Veränderung von Aramcos Marktanteil in Indien zu beziffern.
Niedrigerer Verkaufspreis, aber höhere Rechnung
Aramco senkte den offiziellen Verkaufspreis (OSP) von Arab Light für asiatische Kunden im September auf 2 US-Dollar je Barrel unter den Oman/Dubai-Benchmark – den niedrigsten Stand seit sechs Jahren. Der OSP ist jedoch nur der Preisaufschlag oder -abschlag des Rohöls gegenüber einem regionalen Referenzwert. Er entspricht nicht den gesamten Kosten, bis das Öl in einer asiatischen Raffinerie ankommt.
Käufer müssen zusätzlich mit höheren Frachtkosten, knappem Tankerraum, längeren Fahrten, Verzögerungen, Versicherungsaufschlägen und Kriegsrisikoprämien rechnen. Auch die Übernahme einer Ladung in Yanbu oder im Rahmen eines STS-Transfers verursacht zusätzliche logistische Kosten und Risiken. Die Preisreduzierung kann Aramco helfen, Nachfrage zu sichern, macht das Öl für Raffinerien aber nicht automatisch günstig.
Indische staatliche Raffinerien sollen für Öl aus Sidi Kerir sogar einen Abschlag von 5 bis 10 US-Dollar je Barrel gegenüber dem offiziellen Preis verlangt haben. Das zeigt, wie stark die Käufer inzwischen das Risiko und die zusätzlichen Transportkosten in ihre Kalkulation einbeziehen.
Warum die Umwege den Ölpreis zunächst bremsen
Die Shuttle-Fahrten, Umleitungen und teilweise wieder aufgenommenen Golf-Verladungen verhindern einen noch stärkeren physischen Versorgungsschock. Dadurch wurden die extremsten Szenarien für Ölpreise und Inflation zumindest vorerst abgemildert. Verdeckte oder schwer zu verfolgende Transporte halten weiterhin erhebliche Mengen auf dem Weltmarkt verfügbar.
Von normaler Versorgungssicherheit kann jedoch keine Rede sein. Aramco-Chef Amin Nasser sagte, der Konflikt habe seit Februar mehr als 2,6 Milliarden Barrel Öl aus dem globalen Markt genommen und die Lagerbestände belastet. Je länger die Störungen andauern, desto größer wird das Risiko, dass zusätzliche Transport- und Versicherungsengpässe die bisherige Pufferwirkung der Umwege aufzehren.
Begrenzte Kapazität der Pipelines
Auch die Infrastruktur bietet keinen unbegrenzten Ausweg. Die Pipeline der VAE nach Fujairah umgeht Hormus geografisch, kann aber nicht sämtliche Rohölexporte des Landes aufnehmen. Deshalb bleibt ADNOC auf Shuttle-Tanker und Offshore-Umladungen angewiesen.
Saudi-Arabiens Petroline beziehungsweise East-West-Pipeline kann zwar große Mengen nach Yanbu transportieren. Ihre tatsächliche Entlastungswirkung wird jedoch durch die Kapazität von Pipeline und Terminals, die Zahl verfügbarer Tanker und die Sicherheitslage am Ausgang des Roten Meeres begrenzt. Reuters zufolge lagen die Yanbu-Volumina während der ersten Umleitung bei knapp 2 Millionen Barrel pro Tag, während Saudi-Arabien schätzungsweise 5 bis 6 Millionen Barrel pro Tag aus dem Hormus-Gebiet hätte umleiten müssen.
Theoretische Pipeline- und Hafenkapazitäten sind daher nicht dasselbe wie tatsächlich verschiffbare Mengen. Entscheidend ist, ob ausreichend sichere Schiffe, Ladeplätze, Besatzungen und Versicherungen gleichzeitig verfügbar sind.
Was das für den Ölmarkt bedeutet
Die Region hat teilweise Ausweichmöglichkeiten geschaffen, aber keine sicheren Alternativen. Die Folgen sind:
stärker fragmentierte und schwerer planbare Lieferketten;
weniger Transparenz, wenn Tanker ihre AIS-Signale abschalten;
höhere Risiken für Schiffe, Besatzungen, Versicherer und Hafeninfrastruktur;
unsichere Ankunftszeiten für Raffinerien;
höhere Kosten für tatsächlich angeliefertes Rohöl.
Für Produzenten wie Aramco kann die Krise trotz geringerer logistischer Flexibilität profitabel sein, wenn die Rohölpreise steigen. Aramco meldete im Zuge der Störungen einen deutlichen Gewinnanstieg. Dem stehen jedoch begrenzte Exportmengen, teure Umleitungen, mögliche Preisnachlässe zur Bindung von Kunden und das Risiko gegenüber, dass Raffinerien ihre Bezugsquellen dauerhaft breiter aufstellen.
Der zentrale Befund lautet deshalb: Aramco hält den Exportfluss mit einem Netz aus Notlösungen teilweise aufrecht. Dieses Netz verhindert einen abrupten Ausfall, ersetzt aber weder die normale Route durch Hormus noch die planbare Versorgung über Yanbu. Für Asiens Raffinerien bedeutet das vor allem eines: Rohöl bleibt verfügbar – aber später, komplizierter und zu deutlich höheren Gesamtkosten.
