Saudi Aramcos Ölstrategie für September: Warum Asiens Raffinerien Alternativen zu Yanbu suchen

Saudi Aramcos Exportplan für September 2026 ist kein standardisiertes Programm mehr, bei dem jede Lieferung einfach vom vorgesehenen Hafen zum Kunden fährt. Stattdessen kombiniert der Konzern Ladungen aus Yanbu, Transporte durch Ägyptens SUMED-Pipeline und Lieferungen ab Sidi Kerir mit individuellen Verhandlungen über Rohöl außerhalb wichtiger Engpässe. So bleiben die Fässer in Bewegung – doch für die Käufer werden die tatsächlichen Kosten, der Liefertermin und das Sicherheitsrisiko wichtiger als der offizielle Verkaufspreis allein.

Warum Yanbu für asiatische Käufer zum Problem wird

Yanbu ermöglicht Saudi-Arabien, Rohöl aus den östlichen Fördergebieten über die East-West-Pipeline an die Küste des Roten Meeres zu bringen. Lieferungen von Yanbu nach Asien bleiben jedoch im Allgemeinen der Route durch das Rote Meer und die Meerenge Bab al-Mandab ausgesetzt. Angesichts von Angriffen und Drohungen der Huthi-Miliz agieren Reeder dort zunehmend vorsichtig.

Wie groß die Unsicherheit ist, zeigt das Verhalten der Tanker. Analysten zufolge wurden die jüngsten Ladungen in Yanbu „im Dunkeln“ durchgeführt: Die Schiffe schalteten ihre Ortungssignale ab, um weniger leicht entdeckt zu werden. Zudem wichen die Schätzungen zu den Yanbu-Ladungen zwischen verschiedenen Datenanbietern deutlich voneinander ab. Das unterstreicht, wie schwer der Handel inzwischen verlässlich zu verfolgen ist.

Für Raffinerien geht es deshalb nicht nur darum, ob ein Tanker beladen werden kann. Sie müssen zunächst ein Schiff finden, dessen Betreiber die Reise akzeptiert. Hinzu kommen Sicherheits- und Frachtkosten, mögliche Verzögerungen sowie Unsicherheit über den Ankunftstermin. Diese Faktoren können den Vorteil eines verbilligten Rohöls schnell aufzehren.

Der Rabatt von 2 US-Dollar ist nicht der Endpreis

Aramco setzte den offiziellen Verkaufspreis für Arab Light zur Lieferung nach Asien im September auf 2 US-Dollar je Barrel unter dem Oman/Dubai-Benchmark. Das war laut Berichten der niedrigste Stand seit 2020 und sollte die Nachfrage in einem von Störungen geprägten Markt ankurbeln.

Der offizielle Verkaufspreis ist jedoch nur ein Bestandteil der Rechnung. Ladungen ab einem alternativen Hafen verursachen andere Fracht-, Umschlag- und Planungskosten. Entscheidend ist daher der vollständig gelieferte Preis – nicht lediglich der Abschlag zum Benchmark. Die Raffinerie muss ihn mit den Kosten für eine andere Rohölsorte oder mit der Möglichkeit vergleichen, auf die monatliche Abnahme zu verzichten.

Das erklärt, warum Raffinerien zusätzliche Preisnachlässe für Lieferungen über alternative Routen verlangen. Aramco erwog zudem einen eigenen offiziellen Preis für Rohöl, das ab Sidi Kerir verschifft wird. Ein Verladehafen am Mittelmeer bringt schließlich eine andere Logistik mit sich als eine herkömmliche Lieferung aus dem Persischen Golf.

Sidi Kerir erhöht die Sicherheit – und die Transportzeit

Saudi-Arabien kann Rohöl durch Ägypten über das SUMED-System bis zum Mittelmeer transportieren und dort in Sidi Kerir verladen. Damit lässt sich der besonders gefährdete Abschnitt des Roten Meeres umgehen. Nach der Ankündigung des maritimen Embargos stiegen die saudischen Exporte über die Suez-Route im Wochenvergleich um 106 Prozent auf 1,06 Millionen Barrel pro Tag. Im von Kpler betrachteten Zeitraum fielen die Exporte durch Bab al-Mandab dagegen auf null.

Auch diese Ausweichroute ist allerdings nicht ohne Nachteile. Ein Tanker, der von Sidi Kerir nach Asien fährt, muss möglicherweise Afrika umrunden, statt Bab al-Mandab zu passieren. Aramcos Vorstandschef erklärte, die Mittelmeerroute könne die Reise im Vergleich zu Bab al-Mandab um 20 bis 25 Tage verlängern. Das bedeutet höhere Fracht- und Finanzierungskosten, mehr auf See gebundenes Inventar und weniger Planungssicherheit für die Raffinerien.

Von CNBC zitierte Kpler-Daten zeigen, dass sich die Exporte ab Sidi Kerir im August auf rund 2,3 Millionen Barrel pro Tag mehr als verdoppelten – gegenüber etwa 1 Million Barrel pro Tag im Juli. Der Großteil des Anstiegs wurde saudischem Rohöl zugerechnet.

Warum die Anweisungen für die Käufer unterschiedlich ausfallen

Die Vereinbarungen für September gelten nicht einheitlich für ganz Asien. Aramco soll japanische und südkoreanische Raffinerien aufgefordert haben, einen Teil ihrer Ladungen in Sidi Kerir abzuholen. Die meisten Abnehmer in China, Taiwan und Indien sollten ihr Rohöl dagegen in Yanbu übernehmen.

Diese Aufteilung scheint eher auf individuellen Verhandlungen als auf einer einheitlichen Regionalstrategie zu beruhen. Jede Raffinerie verfügt über einen anderen Zugang zu Tankern, eigene Hafenvereinbarungen und Vertragsbedingungen. Auch die Risikobereitschaft und die Fähigkeit, eine längere Seereise zu finanzieren, unterscheiden sich.

Aramco verhandelt zudem weitere Umgehungslösungen. Dazu gehören Angebote für Arab Medium und Arab Heavy, die per Schiff-zu-Schiff-Umladung vor Fujairah in den Vereinigten Arabischen Emiraten übergeben werden könnten.

Langfristige Lieferverträge garantieren nicht zwangsläufig, dass jede monatliche Zuteilung unter allen Bedingungen abgenommen wird. Berichten zufolge könnte mindestens eine Raffinerie auf ihre September-Menge verzichten, falls die Kosten für den Transport von Sidi Kerir um Afrika herum zu hoch ausfallen.

Was die Störung für Aramco und den Ölmarkt bedeutet

Die Umleitungen zeigen den Unterschied zwischen vorhandener Exportkapazität und einem reibungslos funktionierenden Exportbetrieb. Aramco erklärte, die Versuche der Huthi, den Schiffsverkehr im Roten Meer zu stören, hätten seine Exportkapazität nicht verringert. Saudi-Arabien hat außerdem die Mengen über die East-West-Pipeline nach Yanbu erhöht. Für diese Pipeline wird eine Kapazität von 7 Millionen Barrel pro Tag angegeben.

Um die Kapazität aufrechtzuerhalten, sind nun jedoch längere Routen, kurzfristige Zuteilungen und weniger sichtbare Tankerbewegungen nötig. Das Rohöl erreicht die Abnehmer möglicherweise weiterhin – aber mit mehr Unsicherheit und einer größeren logistischen Belastung für die Käufer.

Aramcos Geschäftszahlen verdeutlichen den Unterschied zwischen der Lage eines Produzenten und der einer Raffinerie. Der Konzern meldete für das zweite Quartal einen bereinigten Nettogewinn von 33,4 Milliarden US-Dollar, 33 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum. Höhere Rohölpreise glichen den Effekt geringerer Verkaufsmengen und der Störungen im Schiffsverkehr mehr als aus.

Für asiatische Raffinerien bieten höhere Ölpreise keinen vergleichbaren Schutz. Sie müssen ihre Rohstoffversorgung sichern, das Öl über längere Strecken transportieren und ihre Anlagen verlässlich mit Einsatzstoff versorgen. Die entscheidende Frage für September lautet daher nicht, ob saudisches Rohöl am Verladehafen günstig ist. Entscheidend ist, ob es nach Einrechnung von Routenrisiko, Fracht, Verzögerungen und Versicherungen noch wettbewerbsfähig bleibt.