Die US-Ölreserve erreichte ein 44-Jahres-Tief. Jetzt kommen die Barrel zurück

Washington hat in diesem Jahr ein Drittel der Strategic Petroleum Reserve verliehen, statt sie zu verkaufen. Die Kredite werden von jetzt bis 2029 fällig, und nach den Midterms hat die Reserve nichts mehr übrig, um die Kraftstoffpreise zu drücken.

Die US Strategic Petroleum Reserve (SPR) hielt in der Woche bis zum 16. Oktober 282,7 Millionen Barrel, weitere 300.000 weniger und damit so wenig wie seit Oktober 1982 nicht mehr. Seit Beginn des Kriegs gegen den Iran am 27. Februar hat sie 132,8 Millionen Barrel verloren, ein Drittel ihres Bestands. Kein einziges dieser Öl-Fässer wurde verkauft. Jedes Barrel wurde als Kredit ausgegeben, mit Zinsen in Form von Barrel, und die ersten Rückzahlungstermine sind nun fällig. 

Die Reserve, die den US-Markt im Mai mit bis zu 1,4 Millionen Barrel pro Tag versorgte, liefert nun etwa 40.000 Barrel pro Tag, und in den nächsten drei Jahren laufen die Verträge in die andere Richtung. Für West Texas Intermediate (WTI) Crude Oil, das nach einem Anstieg auf 100 Dollar nahe 97 Dollar gehandelt wird, ist der Notvorrat kein Grund mehr für fallende Preise, und nach dem 3. November hat die Regierung nichts mehr darin, was sie einsetzen könnte.

Verliehen, nicht verkauft

Frühere Notfallfreigaben waren Verkäufe. Die 17 Millionen Barrel von 1991, die 30,6 Millionen von 2011 und die 180 Millionen von 2022 verließen die Reserve endgültig, die Regierung behielt das Geld, und das Wiederauffüllen war eine separate Entscheidung, die das Department of Energy (DOE) später in seinem eigenen Tempo und zu seinem eigenen Preis traf. In diesem Jahr entschied sich das Ministerium für den Tausch, ein Instrument, das es bei Hurrikan-Ausfällen und einmal auch für 32 Millionen Barrel im Jahr 2021 eingesetzt hatte. Ein Raffinerieunternehmen entnimmt nun Crude Oil aus den Salzkavernen und muss dieselben Barrel zu einem späteren Vertragsdatum zurückliefern, plus zusätzlich. Die zusätzlichen Barrel sind die Zinsen. Das DOE nennt eine gemischte Prämie von 25% und sagt, die Vereinbarung spare den Steuerzahlern mehr als 3 Milliarden Dollar. Sie spart ihnen bei Öl, das noch nicht zurück ist.

Die Kreditnehmer wurden weniger

Die Kredite kamen in Wellen, und die Wellen wurden kleiner. Bis Mai hatte das Ministerium in vier Runden 133 Millionen Barrel vergeben. Im Juni bot es 40 Millionen an, und ein Handelshaus nahm 500.000 davon. Am 29. September ging ein neues Angebot über 40 Millionen heraus. Drei Wochen später wies die Tauschseite des Ministeriums keine Zuteilung aus, während jede frühere Runde ihre Zuteilung innerhalb von zwei Wochen veröffentlicht hatte. Das Ministerium bot am 16. Oktober weitere 17 Millionen an, mit Geboten bis Mittwoch. Am Mittwoch eröffnete das Ministerium außerdem ein viertes Fenster und bot an, bis zu 315.000 Barrel aus der 1-Million-Barrel-Heizölreserve im Nordosten zu verleihen.

Die Wochenzahlen sagen dasselbe. Die Reserve verlor in der Woche bis zum 15. Mai 9,9 Millionen Barrel und seit Anfang September in jeder Woche weniger als eine Million. Das ist der letzte Teil des zugeteilten Öls, der ausgeliefert wird. Für WTI ist die Reserve inzwischen ein Rundungsfehler im Angebot. Der Preis hat darauf nicht reagiert, weil Hormuz die größere Zahl ist: Die Internationale Energieagentur (IEA) zählte im September 10,9 Millionen Barrel pro Tag durch die Meerenge, gegenüber etwa 20 Millionen pro Tag im Jahr 2025.

Fälligkeitstermine

Die Verträge legen fest, wann das Öl zurückkommt. Die im März vergebenen Darlehen sind je nach Standort zwischen dem 1. September dieses Jahres und dem 30. September 2028 fällig. Die im April und Mai vergebenen Darlehen kommen zwischen Januar 2027 und Juli 2029 zurück. Alles, was aus den Angeboten im September und Oktober platziert wurde, wird 2027 und dann zwischen Oktober 2028 und Dezember 2029 zurückgegeben. Energieminister Chris Wright sagte im März, dass die 172 Millionen Barrel innerhalb eines Jahres als mehr als 200 Millionen zurückkommen würden. Die von seinem Ministerium unterzeichneten Verträge laufen bis Ende 2029.

Bei den Aufschlägen in diesen Verträgen werden die bislang platzierten 133,6 Millionen Barrel als rund 165 Millionen zurückkommen, zuzüglich der 4 Millionen, die ExxonMobil (XOM) und BP (BP) nach dem Sturm am Golf vom 10. Oktober geliehen wurden. Jedes zurückgegebene Barrel ist eines, das der Kreditnehmer an der Golfküste kaufen muss, wo die Darlehen ursprünglich aufgenommen wurden, und in eine Kavernenanlage statt in eine Raffinerie pumpen muss. Über drei Jahre verteilt ist das für ein Land, das 20 Millionen Barrel pro Tag verbraucht, eine kleine Zahl, etwa 150.000 pro Tag. Was sich ändert, ist die Richtung, nicht die Größe.

Das DOE hat diese Termine schon früher verschoben. Die 32 Millionen Barrel, die es 2021 und 2022 verlieh, sollten bis 2024 zurückgezahlt werden. Es verschob 8 Millionen um ein Jahr nach hinten. Dann verschob es 2024 15,3 Millionen der verbleibenden Menge um bis zu zwei Jahre, auf Juli bis Oktober 2026, und erklärte, man wolle günstige Fenster am Rohölmarkt nutzen. Das gewählte Fenster erwies sich als die Monate fünf bis acht eines Krieges, und die Reserve ist seit ihrer Öffnung in keiner einzigen Woche gestiegen. Das Ministerium hat nicht gesagt, ob diese Barrel ein drittes Mal verschoben wurden.

Eine Reserve, die nur mit halber Geschwindigkeit pumpt

Die Reserve hätte das Frühjahrstempo ohnehin nicht halten können. Das Government Accountability Office (GAO) berichtete im Juni, dass die SPR darauf ausgelegt war, 90 Tage lang 4,4 Millionen Barrel pro Tag bereitzustellen. Im Dezember konnte sie 2,7 Millionen Barrel pro Tag bewältigen, 61% ihrer Auslegungskapazität, wobei mehr als ein Viertel ihres Öls nicht erreichbar war. Die Prüfer zählten seit 2013 16 größere Ausfälle von Ausrüstung und einen Wartungsrückstand von 230 Millionen Dollar, und DOE-Mitarbeiter sagten ihnen, die Hardware werde mit Pflastern zusammengehalten. Über diese Hardware bot das Ministerium dann 172 Millionen Barrel als Darlehen an.

Das Auffüllen geht langsamer als das Ablassen. Das GAO bezifferte die effektive Auffüllrate auf 440.000 Barrel pro Tag, 56% der Auslegung, sodass die Rücknahme von 165 Millionen Barrel mehr als ein Jahr kontinuierliches Pumpen bedeutet, bevor neue Darlehen vergeben werden können. Die sich bis 2029 erstreckenden Rückgabefenster sind keine Großzügigkeit gegenüber Raffinerien; sie sind das, was die Infrastruktur zulässt. Der andere Befund des GAO ist für den Preis noch wichtiger: Die Entnahmelimits verschlechtern sich, wenn die Bestände sinken, sodass jedes in diesem Herbst verliehene Barrel die nächste Notfallfreigabe kleiner macht.

Was vom Benzinpreis übrig ist

Normalbenzin kostet im AAA-Durchschnitt 4,26 Dollar pro Gallone und Diesel 6,32 Dollar, gegenüber 3,05 und 3,62 Dollar vor einem Jahr. Die Reserve war das einzige inländische Instrument der Regierung, um diesen Zahlen entgegenzuwirken. Was der Oktober stattdessen hervorgebracht hat, zeigt, dass das Instrument ausgeschöpft ist: eine Anordnung vom 16. Oktober, die einige Sanktionen auf russische Dieselimporte aussetzt, eine IEA-Entscheidung vom 15. Oktober, die Rückführung der 100 Millionen Barrel zu beschleunigen, die ihre Mitglieder seit März noch schulden, und das Heizöl-Darlehen vom Mittwoch, das am Tag veröffentlicht wurde, an dem der Wochenbericht einen Anstieg der Destillatbestände um 1,7 Millionen Barrel gegenüber einer Prognose eines Rückgangs um 1,2 Millionen zeigte. Präsident Donald Trump sagte am 8. Oktober, es werde vor der Wahl am 3. November keine Angriffe auf den Iran geben, und am 9. September, dass die Ölpreise unmittelbar danach fallen würden. Der iranische Außenminister bot am 18. Oktober an, die Meerenge innerhalb von sechs Tagen unter Bedingungen wieder zu öffnen, die Washington nicht akzeptiert hat, darunter die Aufhebung der Blockade und die Aufhebung der Ölsanktionen.

Für WTI kann von hier aus nur eines den Preis nach unten bewegen: die Meerenge. Die Reserve steht nicht auf der Liste. Bei 282,7 Millionen Barrel und 61% ihrer Auslegungspumpgeschwindigkeit wäre die nächste Freigabe kleiner, langsamer und geliehen, und das Erste, was die Reserve von hier aus gemäß ihren eigenen Verträgen tut, ist kaufen.

Die Karte

WTI ist seit seinem Juli-Tief nahe 68 Dollar um etwa zwei Fünftel gestiegen, und die Oktober-Bewegung brachte den Preis innerhalb von drei Wochen von rund 86 Dollar auf einen Test der 100-Dollar-Marke. Der tägliche Stochastic Relative Strength Index (Stoch RSI), ein Momentum-Indikator, ist seit Anfang Oktober von nahe null auf die hohen 60er gestiegen, sodass die Bewegung noch Spielraum hat, bevor sie überdehnt ist. Seit Juli zeigt das Muster höhere Tiefs oberhalb eines steigenden 50-Tage-Durchschnitts, wobei 100 Dollar den Preis im September begrenzten, ein Anstieg seit Montag und die Frühjahrshochs im mittleren 100er-Bereich darüber liegen. Die Lagerdaten vom Mittwoch weisen in dieselbe Richtung: kommerzielles Rohöl minus 3,1 Millionen Barrel gegenüber einer Prognose von 0,1 Millionen, und Benzin minus 3,0 Millionen gegenüber 0,4 Millionen; die einzige Schwachstelle ist Cushing, der Lieferpunkt für WTI, der in der zweiten Woche in Folge um 1,0 Million Barrel zulegte. 100 Dollar ist die Marke.

Die Tendenz ist oberhalb von 90 Dollar, wo der 50-Tage-Durchschnitt jetzt liegt, also knapp über der Basis, die die Oktober-Bewegung hinterlassen hat. Ein Tagesschluss über 100 Dollar führt das Argument zu den Frühjahrshochs nahe 105 Dollar, und nichts, was die Reserve tun kann, steht dem im Weg. Unterhalb von 90 Dollar auf Schlusskursbasis ist das Szenario falsch. Das ist die Wiederöffnung von Hormus, der einzige Zweig, der Öl schneller an die Golfküste bringt, als die Reserve es je könnte, und es ist auch der Zweig, in dem das DOE seine Rückgabetermine durchsetzt und die Reserve beginnt, in einen fallenden Markt hinein zu kaufen. So oder so besteht die nächste Aufgabe der Reserve darin, Öl aufzunehmen.