Raffinerien werden interressant !

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Raffinerien sind Flaschenhals beim Öl
Donnerstag 22. September 2005, 13:00 Uhr


Die Raffinerien werden nach Einschätzung von Ölexperten noch auf Jahre hinaus der Flaschenhals der internationalen Energieversorgung bleiben. Nach Jahrzehnten ohne Neubauten in Europa und Nordamerika drohten weitere Engpässe, wie sie nach dem Hurrikan Katrina in den USA auftraten, warnten gestern Teilnehmer der Londoner Konferenz "Oil & Money".

LONDON. Jahrzehntelang magere Margen im Raffineriegeschäft lassen die großen Ölkonzerne vor den Milliarden-Investitionen zurückscheuen. Dafür werden nun vor allem in Asien neue Anlagen gebaut. Die Versorgung mit Ölprodukten sei weltweit relativ knapp, sagte Thierry Desmarest, Chef des französischen Ölriesen Total. Das Hauptproblem seien aber regionale Ungleichgewichte. In Europa reiche die Produktion, doch den USA fehle es an Kapazität, und in Asien sei die Nachfrage höher als das Angebot, sagte er am Rande der Konferenz. Zudem gibt es nicht genügend Raffinerien, die das schwere Rohöl verarbeiten
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können, das eine immer größere Rolle auf dem Markt spielt.

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In der Tat zeigen Zahlen des Weltmarktführers Exxon Mobil, dass der Treibstoffverbrauch seit 1990 in Europa um acht Prozent und in den USA um 20 Prozent zunahm, während die Raffineriekapazitäten nur um ein beziehungsweise acht Prozent wuchsen. In Asien liegt der Verbrauch zwar über der Kapazität, doch beide wuchsen seit 1990 fast im Gleichschritt um zwei Drittel. Weltweit bedeutet das, dass sich die freie Kapazität halbiert hat – ähnlich wie sie auch in der Ölförderung immer kleiner wird.

Als Marktversagen bezeichnete das Nigerias Ölminister Edmund Maduebebe Daukoru. Die Ölmultis hätten ihr Geld an Aktionäre ausgeschüttet, statt zu investieren. Solches Kurzfristdenken, beschönigt als Realismus, habe den Markt schwer geschädigt. Tatsächlich haben die großen Ölkonzerne in den vergangenen Jahren zwar ihre Investitionen gesteigert, doch den größten Teil ihrer Rekordgewinne an die Aktionäre verteilt.

Obwohl das Raffineriegeschäft heute nach langer Flaute wieder attraktive Renditen abwirft, zögern die Ölkonzerne mit Neubauprojekten, weil sie noch immer mit langfristig niedrigeren Ölpreisen kalkulieren. "Inzwischen haben sie ihre Prognosen von 20 auf 25 bis 27 Dollar je Barrel angehoben", sagt Franco Bernabè, Ex-Chef des Energiekonzerns Eni, dem Handelsblatt. "Damit lohnen sich zwar neue Ölförderprojekte, doch den Raffineriebau stimuliert das noch nicht", erläutert der Manager, der heute die Öl- und Gassparte der Investmentbank Rothschild Europe leitet. Darum werde die Kapazität noch für einige Zeit knapp bleiben.

Die Lücke, die die Ölkonzerne lassen, schließen zum Teil unabhängige Betreiber und neue Marktteilnehmer in Asien. Auch staatliche Ölgesellschaften, unter anderem in Saudi-Arabien und Nigeria, wollen mehr Rohöl selber veredeln. "Das Marktumfeld ist doch heute besser denn je", sagt Marcel van Poecke, Chef des unabhängigen Ölverarbeiters Petroplus. Der indische Chemiekonzern Reliance hat für sechs Milliarden Dollar die nach eigenen Angaben bisher größte neue Raffinerie gebaut. Ein Großteil der Produktion wird exportiert – auch das entlastet den Weltmarkt.

Doch die Neuen auf dem Raffineriemarkt werden nicht genug liefern können, um die Lücken zu schließen. Hinzu kommt, dass ein Mangel an Ingenieuren und Spezialbaufirmen die Neubauten bremst. Die absehbare Zuspitzung lässt erste Rufe nach der Politik laut werden. Raffinerie-Engpässe müssten ganz oben auf der politischen Agenda stehen, fordert Claude Mandil, Direktor der Internationalen Energie-Agentur (IEA). Die Regierungen müssten unnötige bürokratische Hürden beseitigen. Adam Sieminski, Energieexperte der Deutschen Bank (Xetra: 514000 - Nachrichten) , rechnet damit, dass Regierungen den Raffineriebau bald mit Steueranreizen anschieben.

Hab mal bei Börsenfüxlein geklaut.  

von reinen Raffieneriebetrieben wird sich in nächster Zeit erheblich verbessern. Aus der Grafik ist zu erkennen, dass sich die Schere vom Bedarf und Produktion der Destillate langsam schliesst und in Zukunft in entgegengestzer Richtung öffnet, da es versäumt wurde in Europa und Nordamerika in den zurückliegenden Jahren die Gewinne in neue Raffinerien zu investieren. Eine neue Raffinerie zu errichten dauert ca. 2 Jahre und ist in Europa und Nordamerika durch erheblich Auflagen im Umweltschutzbereich wesentlich Kostenintensiver geworden.

Die Marktanforderung an Raffinerien hat sich in den letzten Jahren auch geändert. Bei den bestehenden Anlagen liegt der Schwerpunkt auf Benzinprodukte, bzw. es besteht ein Gleichgewicht von Heizöl, Diesel, Benzin. Der Verbrauch an Diesel ist aber in den letzten Jahren erheblich gestiegen, was sich in den Zulassungszahlen von Dieselfahrzeugen in Europa und Nordamerika abzulesen ist.

In Europa kommt dazu, dass viele Raffinerien sich auf schwefelarme Rohöle aus der Nordsee (Brent) spezialisiert haben und auch weltweit die Nachfrage an schwefelarme Rohöle grösser ist. Durch den erhöhten Bedarf an Rohöl werden vor allem durch arabische Förderländer Öle mit höherem Schwefelanteil auf den Markt gebracht. Zusatzlich verschärft sich die Lage, dass die Förderung vom schwefelarmen Brentöl in der Nordsee seinen Zenit überschritten hat und es aufwendiger wird dieses Öl zu fördern.

 

 

Shell baut Raffinerien aus
JOHANNESBURG (Dow Jones)--Die Royal Dutch Shell plc, London, wird nach den Worten von CEO Jeroen van der Veer mit steigenden Margen auch verstärkt in die eigenen Raffineriekapazitäten investieren. Wie van der Heer am Rande des 18. Word Petroleum Congress in Johannesburg sagte, schaut sich sein Unternehmen derzeit nach neuen Investitionsmöglichkeiten in diesem Bereich um. Da die Nachfrage stärker als erwartet gestiegen sei, bestehe derzeit ein Engpass, sagte der CEO des Ölkonzerns weiter. Angesichts der knappen Raffineriekapazitäten weltweit, seien die Margen für Raffineriebetreiber derzeit auch entsprechend hoch. "Wenn die Margen steigen, wird die Industrie reagieren", sagte an der Heer mit Blick auf einen Kapazitätsausbau. Kurzfristig werden die Raffineriebetreiber um den Kapazitätsengpass zu beheben zunächst die bestehenden Produktionsstätten ausbauen und später in neue Werke investieren, so van der Veer weiter.

29.09.2005

3. September 2005, Neue Zürcher Zeitung

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          §Benzin aus der Schweiz für die USA

«Katrina» rückt Europas Reserven ins Blickfeld

Der Hurrikan «Katrina» hat nicht nur die US-Rohölproduktion beeinträchtigt, sondern vor allem auch deren Verarbeitung. Die International Energy Agency hat angekündigt, den USA, die selber nur über Rohöl-Notreserven verfügen, mit Pflichtlager- Beständen auszuhelfen. Auch die Schweiz beteiligt sich an dem Plan.
                    
           
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gab. Mindestens 58 Erdölplattformen und Bohrinseln hat der Hurrikan «Katrina» gemäss den amerikanischen Behörden im Golf von Mexiko aus den Verankerungen gerissen. In der Gegend, welche fast ausschliesslich die USA beliefert, werden deshalb 1,36 Mio. Fass/Tag oder 90% weniger Erdöl produziert als normal. Der Ausfall entspricht rund 6,6% des täglichen Verbrauchs der Vereinigten Staaten (2004) oder 1,7% der Welt-Erdölproduktion. Obwohl es mehrere Monate dauern dürfte, bis die Erdölproduktion wieder das Niveau von vor dem Sturm erreicht hat, scheint dies vom Energiemarkt her betrachtet das kleinste Problem zu sein, das «Katrina» angerichtet hat. Die Rohölpreise erreichten in der abgelaufenen Woche zwar zeitweise Rekordmarken. Der Markt scheint aber derzeit - obwohl generell viel knapper versorgt als in den neunziger Jahren - in der Lage zu sein, eine solche Produktionsdelle wettzumachen. Schwieriger sieht es bei den verarbeiteten Produkten aus.
Beantworteter Hilferuf an die IEA

Schon vor «Katrina» waren die Raffineriekapazitäten in den USA so knapp gewesen, dass teilweise Benzin aus Europa importiert werden musste. «Katrina» hat die Schliessung von zehn Raffinerien zur Folge gehabt. Drei davon gelten als leicht beschädigt, zwei als schwer, und bei mindestens zwei war es am Freitag gemäss dem US Department of Energy noch nicht möglich, das Ausmass der Verwüstungen zu beurteilen. Die Probleme bestanden im besten Fall aus Stromausfall und einem Mangel an Arbeitskräften (wegen der Evakuierungen), teilweise aber auch aus Wasserschaden und anderen Zerstörungen. Der Stromausfall trifft auch einen Teil des Pipelinesystems. Die daraus folgenden Lieferprobleme sind einer der Gründe, warum auch andere Raffinerien nur mit reduzierter Kapazität produzieren. Die Raffineriegesellschaften rationierten teilweise die Menge Benzin, welche die Tankstellen beziehen konnten. Die Benzinpreise an der New Yorker Börse Nymex waren in der abgelaufenen Woche zeitweise um mehr als 30% gestiegen.

Die Benzin-Versorgungsprobleme wurden noch dadurch verschärft, dass die strategischen Reserven der USA ausschliesslich aus Rohöl bestehen. Sie wurden zwar leihweise freigegeben, konnten aber höchstens dazu dienen, manche der unversehrten, aber unterversorgten Raffinerien zu unterstützen. Andere Länder, vor allem in Europa, halten Pflichtlager in raffinierten Erdölprodukten. Die USA richteten deshalb einen Hilferuf an die Organisation der Verbraucherländer, International Energy Agency (IEA), dem am Freitagabend in einem einstimmigen Entscheid aller 26 Mitgliedländer stattgegeben wurde. Nun sollen den USA 2 Mio. Fass Erdöl oder Erdölprodukte pro Tag zur Verfügung gestellt werden. Der Notstandsplan ist innert 15 Tagen umzusetzen. An dem Plan ist gemäss dem Eidgenössischen Departement für Umwelt, Verkehr und Energie auch die Schweiz beteiligt, die gemäss Agenturmeldungen rund 360 000 Fass beisteuern könnte. Die IEA verpflichtet die Mitgliedländer, Reserven im Umfang von mindestens der Importmenge von 90 Tagen zu halten. Die EU hat eine eigene Regel, gemäss der die Lager 90 Tage des Verbrauchs abdecken müssen und in den verbrauchten Produkten angelegt sind. Bei Versorgungsengpässen können diese Reserven freigegeben werden. Die IEA empfahl den Mitgliedländern, weniger Rohöl denn raffinierte Produkte an die USA zu liefern. Dies ist das zweite Mal, dass die IEA einen solchen Notfallplan in Kraft setzt. Das erste Mal wurde eine solche Aktion im Golfkrieg von 1991 gestartet.

Bereits vor dem IEA-Entscheid wurde jedoch auf privater Basis vermehrt Benzin aus dem Rest der Welt in die USA verschifft, was auch für die jüngsten Benzinpreissteigerungen an den Zapfsäulen in Europa (in der Schweiz um rund 10 Rp. pro Liter) verantwortlich war. Der Grosshandelspreis in Rotterdam ist in der abgelaufenen Woche von 600 $/Tonne auf 850 $ gestiegen. Sollte sich die Versorgungslage in den USA nicht rasch wieder verbessern, könnten nach Meinung von Experten weitere Preiserhöhungen der Tankstellen folgen. Nach dem Entscheid der IEA entspannte sich immerhin die Situation am Markt für Erdöl und Erdölprodukte etwas: Der Preis für Rohöl (WTI) sank am Freitag um 2,7% und derjenige für Benzin in New York um 9,4%.
Nur wenige Raffinerie-Neubau-Projekte

In den USA sind seit einem Vierteljahrhundert keine neuen Raffinerien mehr gebaut worden. Noch vor fünf Jahren galten die US-Erdölgesellschaften bei den Investoren als leuchtende Beispiele, weil sie im Gegensatz zu den europäischen Konkurrenten die Produktionsüberkapazitäten durch die Schliessung von Raffinerien behoben hatten. Die steigende Nachfrage der letzten Jahre hatte allerdings zur Folge, dass Europas Raffinerien - auch die beiden kleinen in der Schweiz - nun zu 90% bis 95% ausgelastet sind. Verschiedene gewichtige Stimmen hatten in den letzten Monaten schon davor gewarnt, dass die Raffineriekapazitäten weltweit knapp würden. Unter anderem wegen der in den Industrieländern mehrere Jahre dauernden Bewilligungsverfahren sind Neubauten fast nur in Asien geplant. In den USA soll eine einzige neue Anlage entstehen, in Europa gibt es derzeit gar keine Projekte.  

http://www.nesteoil.com/

Neste Oil richtet sich nach den geänderten Marktbedingungen neu aus. In 2006 geht eine neue Anlage in Betrieb in der aus Schweröl ca 1 mio t Diesel produtiert werden sollen. Zusatzlich steigt Neste Oil in die Biodieselproduktion ein.

Neste Oil ist ein Raffineriebetrieb mit den höchsten Margen in Europa.



Foundation stone laid at Neste Oil´s new biodiesel plant at Porvoo
          18.10.2005
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Neste Oil Corporation
Press Release
18 October 2005

Neste Oil’s Porvoo refinery celebrated 40 years of operation today with the laying of the foundation stone of the site’s new biodiesel plant. The company is investing approx. EUR 100 million in the new facility, which will produce some 170,000 t/a of biodiesel when it comes on line by summer 2007. Based on Neste Oil-developed proprietary technology, the plant will use 100% renewable raw materials, in the form of vegetable oils and animal fats.

Finland’s Minister of Trade and Industry, Mauri Pekkarinen, laid the foundation stone.

“Our new biodiesel facility is an excellent example of how we are continuing to work to turn Neste Oil’s clean fuel strategy into reality – using a variety of raw material inputs and further developing our advanced refining expertise,” said Neste Oil’s President & CEO, Risto Rinne, speaking at the event.

“In less than two years from now, we will be producing the world’s best and purest diesel fuel at this unit, using pioneering technology that we have developed ourselves to make optimum use of renewable raw materials.”

“The new plant has the potential to enable Finland to meet the traffic biofuel goals set out by the European Union for 2010 three years earlier, in 2007, if the will is there,” continued Kimmo Rahkamo, Executive Vice President of Neste Oil’s Components division. “Ensuring that biofuels can come on to the market will call for measures from government, in the form of tax breaks, for example. A recent study shows that 84% of Finns support the idea of tax breaks for bio-based traffic fuels.”

Keeping Porvoo refinery competitive

In addition to the biodiesel facility, another even larger project is under way at the Porvoo refinery. Valued at close to EUR 600 million and due to be commissioned during the final quarter of 2006, a new production line will produce over 1 million t/a of high-quality diesel fuel from heavy fuel oil.

These two projects are a continuation of the development work that has been carried out at Porvoo throughout the site’s 40-year history, work that has made the refinery a pioneer in the development of cleaner traffic fuels. Production has switched over the years from unleaded gasoline to low-sulfur fuels and, more recently, completely sulfur-free fuels. A new reforming unit made unleaded gasoline possible in 1986, while a new sulfur recovery facility halved the refinery’s emissions in 1991. Sulfur-free fuels remain a priority, and one that will be further reinforced when the new biodiesel plant and diesel production line come on stream.

Neste Oil employs nearly 2,000 oil industry professionals at Porvoo, at the refinery, oil harbor, and in R&D and engineering activities.

For further information, contact:
Kimmo Rahkamo (Executive Vice President, Components) on +358 10 458 4247
Jorma Haavisto (Vice President, Porvoo Refinery) on +358 10 458 2300

Neste Oil Corporation
Corporate Communications

Neste Oil Corporation is a leading independent Northern European oil refining and marketing company, with a focus on advanced, clean traffic fuels. Neste Oil's refineries are located in Porvoo and Naantali, Finland, and have a total refining capacity of approx. 250,000 bbl/d. Net sales in 2004 totaled some EUR 7,900 million, and the company employs around 4,400 people. Neste Oil is listed on the Helsinki Stock Exchange (symbol: NES1V).

Link to biodiesel photos:

http://brandbank.nesteoil.com/nesteOil/...up.jsp?j6s4sd6hsgnk=6016021  

es wenige reine Raffineriebetriebe. In der BRD sind es meist GmbH´s an denen die grossen Ölkonzerne beteiligt sind, z.B.

MiRO Mineraloelraffinerie Oberrhein GmbH & Co. KG
Nördliche Raffineriestraße 1, 76187 Karlsruhe
Rohöldestillationskapazität: 14,9 Mio t

Shell Deutschland Oil GmbH  32,25%
Esso Deutschland GmbH       25,00%
Ruhr Oel GmbH               24,00%
Conoco Continental          18,75%
Holding GmbH

http://www.mwv.de/Raffinerien.html

Ansonsten betreiben die grossen Konzerne in Europa und USA eigene Raffinerien.


Wenn jemand nur Raffienerien die als AG´s firmieren kennt und auch grössere Kapazitäten aufweisen, kann dies in diesem Thread einstell und auch vorstellen.  

Wer weiss wo Arizona Clean Fuels Yuma gelistet ist, ob sie überhaupt gelistet sind ?
Auf der Internetseite gibt es keine Infos.
http://www.arizonacleanfuels.com/index.htm



Mangel an Raffinerien treibt Benzinpreise in Europa
Technik und Kosten erschweren Planung

von Manfred Fischer

Die Arizona Clean Fuels Yuma gehört nicht zu den großen Mineralölkonzernen der Welt. Riesen wie Exxon Mobil, Shell und BP sind allesamt wesentlich bedeutender und international weit besser aufgestellt. Und doch ist Arizona Clean Fuels Yuma dabei, Ölgeschichte zu schreiben.

Denn das Unternehmen will etwas wagen, was seit Jahrzehnten kein Mineralölkonzern versucht hat: Es will eine Erdölraffinerie in den USA bauen, die erste, die dort seit 1976 entsteht. Die geplante Anlage soll 2009 in Betrieb gehen, sie gehört mit einer angestrebten Verarbeitungskapazität von jährlich 7,5 Millionen Tonnen und einem Investitionsvolumen von 2,5 Milliarden Dollar, rund zwei Milliarden Euro, allerdings nicht zu den ganz großen Anlagen.

Neue Raffinerien werden dringend gebraucht. Die Nachfrage nach Ölprodukten und die nicht mitwachsenden Verarbeitungskapazitäten haben spürbare Engpässe hinterlassen. Trotzdem baut kaum jemand neue, weil die Kosten das Risiko nicht aufwiegen.

Sogar die Opec, der ständigen Vorhaltungen wegen hoher Ölpreise überdrüssig, hat die Industrieländer aufgefordert, mehr Raffinerien zu bauen. Es reiche nicht, so ihre Argumentation, von den Förderländern immer mehr Öl zu verlangen, wenn es gleichzeitig gar nicht verarbeitet werden könne.

Der Yuma-Neubauplan geht daher in die richtige Richtung, und er ist auch für Europa wichtig. Denn die amerikanischen Autofahrer, die von Bundesstaat zu Bundesstaat auf unterschiedliche Umweltbestimmungen treffen, brauchen viele verschiedene Sorten Benzin. Und die kaufen sie am europäischen Spotmarkt in Rotterdam zu, wenn das heimische Angebot nicht mehr ausreicht.

Diese Einkaufsbummel treiben den Benzinpreis auch in Deutschland nach oben und lassen ihn bisweilen sogar den Preisanstieg beim Öl überholen. Diese Nachfrage nach ihren Produkten hat für die Raffinerien in Deutschland aber auch die Margen nach oben getrieben. Nach Jahrzehnten ohne Ertrag verdienen die Mineralölkonzerne mit ihnen wieder Geld.

Trotzdem denkt in Europa derzeit kein Ölmulti daran, eine neue Verarbeitungsanlage für Erdöl zu bauen. Die letzte Raffinerie, die in Deutschland entstand, ist die Anlage im ostdeutschen Leuna. Sie gehört dem französischen Ölkonzern Total. Ihr Bau gehörte zum Preis, den der Konzern Elf, der 2002 mit Total fusionierte, für die Übernahme der ostdeutschen Tankstellen bezahlen mußte.

Seither hat niemand das Wagnis unternommen, eine neue Anlage zu bauen. Für diese Abstinenz gibt es eine Reihe von technischen und wirtschaftlichen Gründen. So entsteht Benzin immer in einer Koppelproduktion mit anderen Produkten. Wer hochoktaniges Superbenzin oder begehrten Dieseltreibstoff haben will, bekommt immer auch schweres Schmieröl, das er nicht brauchen kann. Ehe sie eine neue Raffinerie bauen, versuchen die Mineralölkonzerne deshalb, vorhandene Anlagen zu optimieren. BP etwa hat seine Raffinerie in Lingen gerade für 16 Millionen Euro aufgerüstet, um "mehr schweres Rohöl aus der Region und den Niederlanden" verarbeiten zu können, wie es in einem Bericht des Unternehmens heißt. Exxon Mobil hat in seinen deutschen Raffinerien die Kapazität im Jahr 2004 durch Modernisierungen um fast eine Million auf nun 115,5 Millionen Tonnen steigern können. Die Auslastung der Anlagen liegt bei 97 Prozent. Viel Luft ist da nicht mehr für steigenden Bedarf.
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Vom Trend zum besseren Benzin profitieren auch die großen Anlagenbauer in Deutschland. So errichtet das zum ThyssenKrupp-Konzern gehörende Unternehmen Uhde derzeit Entschwefelungsanlagen für Benzin und Diesel fast wie am Fließband, in Ungarn, Österreich und Polen. "Es gibt einen erheblichen Bedarf, die Raffineriekapazitäten an neuere Normen anzupassen", sagt ein Ude-Sprecher. Doch von neuen Großaufträgen für den Bau einer kompletten Raffinerie in Europa kann auch er nicht berichten.

Denn dafür fehlt der Mineralölbranche eine sichere Kalkulationsgrundlage. Der Benzinverbrauch geht dank sparsamerer Automotoren immer weiter zurück. Außerdem würde jeder Neubau strikte Umweltschutzauflagen erfüllen müssen und damit schnell enorme Kosten verursachen.

Da sind die wirtschaftlichen Voraussetzungen in den großen Ölverbraucherländern der Zukunft besser. In China, einem Land aufstrebender potentieller Autofahrer und mit nennenswerten Distanzen, wühlen die Bagger schon den Baugrund um. Gerade haben die Ölkonzerne Aramco und Exxon Mobil ihren Plan verkündet, gemeinsam mit der chinesischen Staatsgesellschaft Sinopec für 3,5 Milliarden Dollar eine Erdölraffinerie in der südchinesischen Provinz Fujian zu bauen.

Manfred Fischer

Artikel erschienen am 17. Juli 2005

http://www.wams.de/data/2005/07/17/746781.html?s=2  

Schwarzer-Peter-Spiel um Öl
Energiebehörde fordert mehr Investitionen von Opec-Staaten, diese zeigen auf die Multis

Von Markus Bickel, Beirut

Laut eines neuen Energieberichtes müssen die Raffineriekapazitäten steigen, damit die Ölpreise wieder sinken. Doch wer ist verantwortlich?
Die Warnung des Vize-Generalsekretärs der Internationalen Energiebehörde (IEA), William Ramsay, bei der Vorstellung des »World Energy Outlook 2005« war deutlich: Um weitere Engpässe auf den Öl- und Gas-Märkten zu vermeiden, müsse in den Ländern des Nahen Ostens und Nordafrikas die Förderung »dringend weiter entwickelt werden«. Investitionen dürften nicht weiter aufgeschoben werden. 56 Milliarden US-Dollar jährlich sind laut IEA nötig, um die Reserven in den kommenden Jahrzehnten effektiv auszuschöpfen. Ansonsten drohe ein weiteres Ansteigen der Ölpreise – mit negativen Auswirkungen auf das weltweite Wirtschaftswachstum.
Überraschend kam die Mahnung aus Paris nicht. Nach dem Ölembargo der arabischen Staaten 1973/74 gegründet, um den wachsenden globalen Energiebedarf auf eine berechenbare Grundlage zu stellen, ist die Agentur immer wieder mit der Organisation Öl exportierender Staaten (Opec) in Konflikt geraten. Während deren vor allem in der Golf-Region ansässige Mitglieder von den jüngsten Preissteigerungen profitierten, will die IEA die Produzenten in die Pflicht nehmen: Allein der größte Ölförderer, Saudi-Arabien, müsse bis 2030 über 170 Milliarden US-Dollar in die Erneuerung der Infrastruktur stecken.
Doch die Opec weist die Verantwortung weiter. Nicht ganz zu Unrecht. Denn große Ölkonzerne wie ExxonMobil, Chevron, BP oder RoyalDutch Shell vermeldeten unlängst wieder Rekordgewinne: Allein ExxonMobil verzeichnete im dritten Quartal einen Überschuss von fast zehn Milliarden US-Dollar, 75 Prozent mehr als im Vorjahreszeitraum. Daher forderte Opec-Generalsekretär Adnan Shihab-Eldin die Ölmultis auf, »ihre Chance zum Investieren zu nutzen«. Um bestehende Engpässe zu schließen, müssten mehr Raffineriekapazitäten geschaffen und die bestehenden modernisiert werden. Auch Libyens Energieminister Fathi Hamed Ben Shatwan wies die Kritik als »unfair« zurück. Die Opec sei mit »der Sicherstellung des Rohölmarktes« vertraut, höhere Raffineriekapazitäten seien hingegen »eine internationale Aufgabe«.
Der Widerstand der arabischen Staaten, ihre riesigen Gewinne aus dem Ölsektor in der Veredelungsindustrie zu reinvestieren, hat einfache Gründe. Mohsin Kahn aus der Nahost-Abteilung des Internationalen Währungsfonds (IWF) weist darauf hin, dass sich »wachsende Öleinnahmen nicht unbedingt in Wirtschaftswachstum übersetzen lassen«. Zudem sei es schwierig, Länder mit 30 Prozent Jugendarbeitslosigkeit davon zu überzeugen, ihren Reichtum für später aufzubewahren.
Leidtragende des Schwarze-Peter-Spiels zwischen Produzenten und Händlern bleiben die Konsumenten: Nach den Hurrikans in den USA sowie den Prognosen für einen kalten Winter dürfte die 60-Dollar-Marke je Barrel bis zum Jahresende kaum unterschritten werden. Und da die Rohstoff-Nachfrage in China und Indien weiter steigt, sehen sich die Opec-Staaten auf Jahre in einer komfortablen Lage wieder. Da helfen auch alle Appelle von IEA und Umweltverbänden nicht weiter, durch den Ausbau alternativer Energiequellen endlich die Abhängigkeit von den fossilen Rohstoffen zu beenden. Schon das Minimalziel des Kyoto-Protokolls, die Emissionen der Industriestaaten zwischen 2008 und 2012 um fünf Prozent unter den Wert von 1990 zu senken, ist kaum noch zu schaffen.

http://www.nd-online.de/artikel.asp?AID=81247&IDC=3  

Goldene Jahre für Ölkonzerne
Rohstoffe » Das erste Jahrzehnt des 21. Jahrhunderts wird womöglich als die goldene Dekade der Ölindustrie in die Wirtschaftsgeschichte eingehen. Nie waren die Gewinne der Ölkonzerne höher, nie die Ausschüttungen an die Aktionäre üppiger. Allein die fünf größten Ölmultis werden im laufenden Jahr zusammen mehr als 100 Mrd. Dollar verdienen, schätzen Analysten. Doch während das Geld sprudelt, wird es immer schwerer, neue Ölquellen zu erschließen.

HB LONDON. Gleichzeitig steigt der politische Druck: Regierungen verhängen Sondersteuern und diskutieren neue Umweltauflagen. Doch kurzfristig sehen die meisten Analysten Ölaktien optimistisch. Im Rampenlicht der Börse stehen die Ölmultis, die heute zu den wertvollsten Unternehmen gehören. Weltmarktführer Exxon Mobil liegt mit 370 Mrd. Dollar Börsenwert knapp hinter General Electric (GE) und weit vor Microsoft, BP mit 240 Mrd. Dollar nahe an der weltgrößten Bank Citigroup. Doch trotz der Fusionswelle der späten Neunzigerjahre, die die Konzerne größer denn je machte, ist ihre relative Bedeutung auf dem Ölmarkt in den vergangenen Jahrzehnten gesunken. Einst kamen die globalen Spieler auf dem Ölmarkt für zwei Drittel der Investitionen in die Öl- und Gasförderung auf, heute sind es nur noch rund 40 Prozent.

Ein wesentlicher Grund dafür: Rund 80 Prozent der Öl- und Gasreserven der Welt sind heute unter staatlicher Kontrolle, etwa in den Staaten am Persischen Golf und in Russland. Da die Ölmultis dort entweder gar nicht oder nicht zu für sie wirtschaftlich akzeptablen Konditionen zum Zuge kommen, müssen sie in immer unwegsameren Gegenden nach Vorkommen suchen – im Dauerfrost oder in der Tiefsee. Darum fällt es ihnen zunehmend schwerer, so viel Öl neu zu finden wie sie fördern. Konzerne wie Shell und Chevron Texaco holen derzeit weit mehr aus dem Boden als sie neu finden. Das heißt, dass sie es langfristig schwer haben werden, ihre Produktion zu halten. Gleichzeitig steigen die Explorationskosten rasant, bei Shell waren sie zum Beispiel zuletzt 21 Prozent höher als im Vorjahr.

Doch davon ist in den Bilanzen noch wenig zu sehen. Nicht einmal verheerende Wirbelstürme im Golf von Mexiko, die Plattformen aus den Verankerungen reißen und Raffinerien lahm legen, bringen die Ölmultis von ihrem Rekordkurs ab. Der Energiehunger der Welt ist dank des Aufstiegs von China und Indien so groß, dass Produktionsausfälle sofort die Preise nach oben schießen lassen. Die Wirbelstürme im Golf von Mexiko trieben die Raffineriemargen auf Rekordhöhen. So verdienten die Ölkonzerne im ???Downstream“, also in Verarbeitung und Verkauf, mehr als sie im ???Upstream“, also bei der Förderung, einbüßten.

Diese Entwicklung veranlasst Analysten, die Unternehmen stärker nach ihrem Raffineriegeschäft zu beurteilen. Jahrzehntelang haben Ölgesellschaften in Europa und Amerika kaum noch in Raffinerien investiert, weil die Margen notorisch niedrig waren, doch nun stehen sie auf Rekordniveau.


Analyst Edward Westlake von Credit Suisse First Boston rechnet damit, dass das bis 2007 so bleiben wird, weil vorher keine neue Raffineriekapazität auf den Markt komme. Darum seien unabhängige Ölverarbeiter attraktive Aktien, wobei ihm US-Firmen wie Valero preiswerter erscheinen als europäische Konkurrenten, unter denen er Motor Oil Hellas als Top-Wert sieht. Doch noch besser, als auf unabhängige Ölverarbeiter zu setzen, sei es, in integrierte Ölkonzerne zu investieren. Diese Unternehmen vereinen die Förderung, Verarbeitung und Vermarktung unter einem Dach. Westlakes Favoriten sind die französische Total und die österreichische OMV.

Total steht zurzeit bei vielen Analysten hoch im Kurs, zum Beispiel bei Goldman Sachs oder Helaba Trust. Auch Aymeric de Villaret von der französischen Investmentbank Société Générale (SG), der die Branche insgesamt skeptischer sieht als die meisten seiner Kollegen, empfiehlt die Aktie zum Kauf und gesteht ihr das meiste Aufwärtspotenzial zu. Die Werte aus der zweiten Reihe wie die Norweger Norsk Hydro und Statoil hätten in den vergangenen Monaten deutlich besser abgeschnitten als die Branche und seien darum jetzt Kandidaten für Gewinnmitnahmen. Auch Shell empfiehlt SG zum Verkauf.

Da ist Neil Perry von Morgan Stanley ganz anderer Meinung. Er vergleicht BP und Shell und kommt zu dem Schluss, dass Shell um 25 Prozent unterbewertet ist. Die Märkte hätten Shell nach dem Skandal um zu hoch ausgewiesene Ölreserven zu Recht herabgestuft, sagt er. Doch jetzt übersähen sie, dass der britisch-niederländische Konzern in den vergangenen fünf Jahren mehr ???Cash“ erwirtschaftete als BP. Außerdem sei das Downstream-Geschäft bei Shell um mehr als ein Drittel größer.

Auch insgesamt hält Perry die Ölindustrie für unterbewertet. Sein Hauptargument ist erneut das Raffinerie-Geschäft, das sich in einem ???goldenen Zeitalter“ befinde. Die Ölkonzerne würden auch in den kommenden Jahren viel Geld an die Aktionäre ausschütten. Außerdem sei eine weitere Konsolidierung zu erwarten.

Entscheidend für die Ertragskraft der Unternehmen wird jedoch die Entwicklung der Ölpreise sein. SG-Analyst de Villaret schätzt, dass die aktuellen Aktienkurse einen Ölpreis von 36 bis 37 Dollar je Barrel (159 Liter) einpreisen. Das lasse nicht viel Luft zu dem von SG erwarteten langfristigen Ölpreis von 40 Dollar. Doch zumindest für das Jahr 2006 sehen die meisten Marktbeobachter deutlich höhere Ölpreise voraus.

Das Londoner Zentrum für globale Energiestudien (CGES) rechnet damit, dass der Ölpreis Ende 2006 bei 57 Dollar je Barrel der Nordseesorte Brent liegen wird. Zuletzt kostete Brentöl gut 55 Dollar. Die Höhe werde davon abhängen, wie früh die Organisation Erdöl exportierender Länder (Opec) einschreite und den Preis durch Produktionskürzungen stütze, wenn er im Frühjahr saisonal bedingt abrutsche. Paul Horsnell von Barclays Capital sieht den Ölpreis in einem Jahr knapp über 60 Dollar.

Auf jeden Fall bedeutet das, dass die Konzerne mit ihren zu Ölpreisen von 20 oder 25 Dollar kalkulierten Förderprojekten auch bei steigenden Kosten im kommenden Jahr erneut üppige Gewinne einfahren werden. Die hohen Raffineriemargen werden ein Übriges tun, um das zu stützen. Allerdings müssen die Konzerne, wenn sie weiter Quartal für Quartal Milliardengewinne einfahren, mit Gegenwind rechnen.

In den USA haben die Rekordprofite der Ölmultis eine heftige politische Debatte ausgelöst. In Großbritannien verdoppelte Schatzkanzler Gordon Brown gerade den Steueraufschlag auf Gewinne aus der Öl- und Gasförderung in der Nordsee. Und die EU will die Industrie stärker für die Reduzierung von Treibhausgasen im Verkehr in die Pflicht nehmen. All das dürfte die Gewinne in Zukunft schmälern.


Fallstricke

Vorkommen

Die Rohölgesellschaften haben von den stark gestiegenen Notierungen des Rohstoffs Öl profitiert. Allerdings wird es immer schwerer, neue Ölvorkommen zu finden. Die Konzerne könnten es daher - zumindest langfristig - schwer haben, ihre Fördermengen zu halten. Zudem sehen sie sich einer großen staatlichen Konkurrenz bei der Ölförderung gegenüber; zum Beispiel durch Saudi-Arabien und Russland. Darüber hinaus sind leicht zu erschließende Ölfelder praktisch nicht mehr vorhanden; die Explorationskosten steigen rasant.

Politik

Die hohen Gewinne der Ölgesellschaften haben bei den Regierungen Begehrlichkeiten geweckt. Der politische Druck auf die Ölmultis steigt. Großbritannien hat bereits höhere Steuern auf die Gewinne der Unternehmen beschlossen, auch in den USA nimmt der Gegenwind zu. Diskutiert werden zudem neue Umweltauflagen.

Abhängigkeiten

Die Entwicklung an den Energiemärkten hängt stark von äußeren, ganz unterschiedlichen Einflüssen ab. So liegen viele der Vorkommen in geopolitisch unsicheren Regionen, wo es schlimmstenfalls zu völligen Produktionsausfällen kommen kann. Abhängig ist die Förderung auch von der Witterung. Dies hat sich gerade in diesem Jahr gezeigt. Die ausgeprägte Hurrikan-Saison in den USA hat auch in der Ölbranche tiefe Spuren hinterlassen. Die Schäden betrafen zum einen die Förderung, zum anderen auch die Weiterverarbeitungsstufe. Die Tropenstürme haben die ohnehin knappen Raffineriekapazitäten weiter reduziert, so dass es zu Lieferengpässen kam.

10.12.2005

 

Raffinerie Valero energy, VLO ,(die größte der USA)

weitere Flaschenhälse = Explorationsfirmen
APACHE, APA
Occidental Petro., OXY

   

von Claus Hecking Frankfurt
Eine ungebrochen robuste Nachfrage, mangelnde Investitionen sowie die ungelöste Raffineriefrage – Beobachter sehen den Ölpreis bereits über 80 Dollar klettern. Am internationalen Ölmarkt ist nach Einschätzung führender Rohstoffstrategen auch 2006 keine Entspannung in Sicht.

Öl-Pipeline der Koch Pipeline Company L.P." Trotz der hohen Preise gibt es kaum Anzeichen für eine sinkende globale Nachfrage. Und auf der Angebotsseite dauert es noch drei bis fünf Jahre, ehe die Investitionen der vergangenen Monate wirken" , sagte Katherine Spector, Energieexpertin bei JP Morgan, der FTD. " Es sind kaum noch freie Förder- und Raffineriekapazitäten vorhanden, und das macht die Märkte sehr anfällig für jede Störung" , berichtete Kevin Norrish, Analyst bei Barclays Capital.

Die HypoVereinsbank prognostiziert für Leichtöl der Sorte WTI einen Jahresdurchschnittskurs von 70 $ je Barrel (159 Liter) - was dem bisherigen historischen Rekordpreis entspricht. Sandra Ebner, Strategin der Deka-Bank, hält Spitzenpreise von mehr als 80 $ selbst dann für wahrscheinlich, falls größere politische Krisen oder schwere Hurrikanschäden wie 2005 ausbleiben sollten. Am Montag stieg Leichtöl der Sorte WTI bis auf ein neues Drei-Monats-Hoch von 64,61 Euro. Damit kostet es fast 20 $ mehr als vor Jahresfrist. " Wir werden 2006 einen ähnlichen Kurvenverlauf wie 2005 sehen - nur dass wir von einem höheren Niveau starten" , sagte Ebner.


Zerstörte Hoffnungen

Vor allem der anhaltend hohe Konsum der USA hat alle Hoffnungen auf einen deutlichen Preisrückgang zerstört: Vergangene Woche gab die nationale Energiebehörde EIA bekannt, die größte Volkswirtschaft der Welt habe im Dezember so viele Ölprodukte wie nie zuvor verbraucht - obwohl sich Benzin und Heizöl gegenüber 2004 um 50 Prozent verteuert hatten. Auch die Nachfrage anderer Großkonsumenten wie China steigt ungebrochen.

" Die Volkswirtschaften haben die ständigen Preiserhöhungen erstaunlich gut weggesteckt; die Wachstumseinbußen sind begrenzt" , sagte Claudia Kemfert, Energieexpertin des Deutschen Instituts für Wirtschaftsforschung (DIW). Die Internationale Energieagentur (IEA) hat ihre Nachfrageprognose daher nach oben revidiert: Für 2006 erwartet die Organisation von 26 großen Verbraucherstaaten einen weltweiten Konsum von 85,2 Millionen Barrel je Tag - fast zwei Millionen mehr als 2005.


Austesten der Preisgrenze

Eine Bohrinsel des Energieproduzenten Kerr-McGee in der Nordsee " Der Markt testet seit einiger Zeit aus, wie hoch der Preis steigen kann, bis die Nachfrage kippt" , berichtete Ebner. Dieser Punkt sei aber noch nicht erreicht. Ökonomin Kemfert befürchtet erst ab 80 $ ernsthafte Gefahren für die Weltkonjunktur. Dieser Preis entspricht inflationsbereinigt dem höchsten Stand der zweiten Ölkrise 1981.

Der Angebotsseite fällt es immer schwerer, mit den Verbrauchssteigerungen Schritt zu halten. " Offenbar kann selbst Saudi-Arabien seine Förderung zurzeit kurzfristig nicht mehr ausweiten" , vermutete Christoph Eibl, Rohstoffstratege von Tiberius Asset Management.

Zudem seien weder die Organisation Erdöl exportierender Länder (Opec) noch die großen Konzerne an stark sinkenden Notierungen interessiert: " Die Produzenten sind nicht gerade traurig über die hohen Preise, solange die Weltwirtschaft sie gut verkraftet" , sagte Eibl. Für seine These spricht, dass die Opec im Dezember öffentlich eine Förderkürzung erwog, als sich der WTI-Preis der 55-$-Marke näherte. Auf dem jetzigen Kursniveau hingegen werde dieser Schritt nicht mehr in Betracht gezogen, sagte Opec-Präsident Edmund Daukoru am vergangenen Mittwoch.


Teure Exploration

Zwar haben 2005 sowohl Förderstaaten als auch Konzerne Milliardenbeträge in Produktion und Verarbeitung investiert. Allerdings dürften diese Mittel bei weitem nicht an die 56 Mrd. $ heranreichen, die laut IEA bis 2030 jährlich erforderlich sind, um das Angebot der Nachfrage anzupassen. Zudem ist die Erschließung neuer Kapazitäten extrem teuer: Nach einer Studie von Goldman Sachs sind die Grenzkosten der Ölförderung, also die Kosten der teuersten produzierenden Abbaustätte, seit 2002 von 20 $ auf 45 $ je Barrel nach oben geschossen. " Das Risiko für die Anbieter ist groß, falls Preise oder Nachfrage doch wieder sinken" , sagte Ebner. Die Angst vor einem Kursrutsch ist Eibl zufolge dafür verantwortlich, dass auch der Raffinerieengpass in den USA bis auf weiteres bestehen bleiben werde: " Eine große Raffinerie kostet hohe dreistellige Millionen, wenn nicht sogar Milliardenbeträge. Und sinkt der Verarbeitungspreis, bleibt der Betreiber auf den Fixkosten sitzen." Seit 1976 ist in den USA keine neue Raffinerie mehr gebaut worden.


Aus der FTD vom 10.01.2006
© 2006 Financial Times Deutschland, © Illustration: kochind.com, Bloomberg  

http://neu.raiffeisen.at/eBusiness/services/...5803062-1-NA-NA,00.pdf  

Bestandsaufbau in einem überversorgten Rohölmarkt

Auch im neuesten Oil Market Report der Internationalen Energie Agentur, IEA, ist von einer Rohölknappheit keine Rede. Auch im ersten Halbjahr 2005 hat die weltweite Förderung den Verbrauch überschritten, was an der Bestandsveränderung ablesbar ist. Allein im zweiten Quartal haben die weltweiten Ölbestände - einschließlich nicht zuordenbarer Mengen - um mehr als 2 Millionen b/d zugenommen. Das entspricht der Mehrförderung der OPEC-Länder, die mit 29,3 Mill. b/d über 2 Mill. b/d mehr produziert haben, als für einen "Swing-Producer" notwendig gewesen wäre, um die aktuelle Nachfrage zu befriedigen. Die IEA hebt hervor, dass der Bestandsaufbau von "OECD total industry stocks" im zweiten Quartal deutlich über dem Fünf-Jahres-Durchschnitt lag. Im Juni würden die Bestände ausreichen, um den Verbrauch von 54 Tagen zu decken, zwei Tage mehr, als vor einem Jahr. Der Markt sei mit Öl überversorgt, und es finde ein entsprechender Bestandsaufbau statt, zitiert "Argus" eine iranische Quelle aus den ersten August-Tagen. Der Aufbau von Vorräten wird dadurch unterstützt, dass sich an den Börsen der Rohölpreis weiter im Contango befindet, d.h. dass die Futures für die nächsten Monate weiterhin noch höhere Preise ausweisen, als zurzeit. Auch aus der IEA-Prognose für das zweite Halbjahr 2005 und das kommende Jahr sind keine Rohölknappheiten abzuleiten. Die weltweite Nachfrage wird weiterhin deutlich geringer zunehmen als noch in 2004, und die Förderung aus Non-OPECLändern wird aus IEA-Sicht weiter wachsen. Dadurch ergibt sich für die nächsten sechs Quartale ein" Call on OPEC", der auch noch im vierten Quartal 2006, der Bedarfsspitze für OPEC, unter 30 Mill. b/d bleibt, also ein Niveau, das OPEC bereits in den vergangenen Monaten gefördert hat. Im Verhältnis zu einer Juli-OPEC-Förderung von 29,6 Mill. b/d - einschließlich Irak - berichtet die IEA von einer derzeitigen OPEC-"SpareCapacity" von etwas mehr als 2 Mill. b/d, die durch eine Erhöhung der OPEC-Fördermöglichkeiten weiter zunehmen dürfte. Wie bereits im April (siehe EID 16/OS) sendet die IEA die Botschaft aus, dass Rohöl ausreichend vorhanden ist, auch wenn man sich angesichts möglicher geopolitischer Störungen (Iran, SaudiArabien, Sudan, Nigeria) und sonstiger Unsicherheiten (Hurricans im Golf von Mexiko) eine höhere Reservekapazität wünscht. Ernster zu nehmen sind da schon Knappheiten auf der Produktenseite.

Es sind die Downstream-Engpässe, die zzt. den Markt mit nach oben treiben. "Argus" listet eine ganze Reihe von US-Raffinerien mit einer Gesamtkapazität von über 1 Mill. b/d auf, die seit dem 20. Juli wegen unterschiedlicher Probleme mit einzelnen Anlagen stillstehen. Begründet wird dies damit, dass sie schon zu lange mit zu hoher Auslastung betrieben werden und dass damit auch die Unfallgefahr steige, wie jüngst in BPs Texas Raffinerie. Das ConsultantUnternehmen IFC hat soeben spezifiziert, dass die Relation weltweite Raffineriekapazität zu Mineralölverbrauch auf 103% gefallen sei, nach noch 109% in 1980 und 107% in 2000. Da von einer Durchschnittsauslastung von deutlich unter 100% ausgegangen werden muss, wird anhand dieser Gegenüberstellung deutlich, dass zzt. weltweit Verarbeitungskapazitäten in der Größenordnung von mehr als zwei Mill. b/d fehlen dürften, ein gutes Klima für Raffineriemargen. Die saisonale Nachfrage nach Kraftstoffen hat in den USA die Nachfrage nach leichtem Rohöl weiter gestärkt, wodurch sich die Differentials zu schweren Rohölsorten erhöht haben. So wurde im Juli die Dubai-Qualität mit einem Abschlag von fast 5 $/b zu Dated Brent und sogar fast 6 $/b zu WTI gehandelt. Die Nachfrage nach leichtem Rohöl zieht den Preis für leichte Qualitäten nach oben und den für schwere Sorten mit immer größerem Abstand hinterher. Der Umstand, dass eine Erhöhung der OPEC-Förderung zumeist wenig Einfluss auf die gängigen Preise für Brent und WTI hat, hängt damit zusammen, dass im Nahen Osten zumeist schwerere Rohöle produziert werden. Dies ist ein Grund, warum im Nahen Osten neue Raffinerien speziell für die Verarbeitung schwerer Rohölqualitäten errichtet werden sollen.

Trotz der qualitativen Unterschiede in der Nachfrage nach Rohöl können die derzeitigen hohen Rohölpreise von über 60 $/b kaum mit der Angebots/Nachfrage-Situation erklärt werden. Es ist Zukunftsangst, die die Preise treibt und Rohöl im Contango hält. Die IEA schreibt dazu, dass hohe aktuelle Preise und Contango so lange nebeneinander bestehen können, wie Raffineure und Händler willens sind, hohe Vorräte zu halten. Angesichts der geopolitischen Unsicherheiten, des kurzfristig nicht zu beseitigenden Engpasses an Verarbeitungskapazitäten und insbesondere des Verhaltens der Spekulanten ist vorerst kaum mit einem größeren Druck auf die Preise nach unten zu rechnen.

Allein an der New Yorker Terminbörse Nymex beträgt der Tagesumsatz bei WTI durchschnittlich etwa 238.000 Kontrakte, das entspricht dem vierfachen Tagesverbrauch an physischem Öl weltweit. Es sei unbestritten, dass die spekulativen Fonds mit umfangreichen Käufern am Terminmarkt einen wesentlichen Anteil an den gegenwärtigen Preissteigerungen haben, schreibt, die "FAZ". Und institutionelle Spekulanten heizen die Stimmung mit hohen Ölpreis-Prognosen weiter an. Die Hypo Vereinsbank rechnet neuerdings für 2006 mit einem durchschnittlichen Brent-Preis von 73 $/b.

http://www.esyoil.com/...bau_in_einem_ueberversorgten_Rohoelmarkt.php  

9.01.2006
Gas- und Ölpreise nach oben gezogen
HSH Nordbank AG

Der Streit zwischen Russland und der Ukraine um die Konditionen der Gaslieferungen und -durchleitungen hat zeitweise zu erheblichen Lieferausfällen in vielen Ländern Mittel- und Südeuropas geführt, so die Analysten der HSH Nordbank AG.

Auch der Ölpreis sei nach oben gezogen worden, da der Disput erneut die wirtschaftliche Abhängigkeit der meisten Industriestaaten von den Rohstoffproduzenten offengelegt habe. Langfristig könnte die dadurch wieder aufgekommene, öffentliche Diskussion um die Sicherheit der Energieversorgung jedoch sogar zu Druck auf den Ölpreis führen, da die Notwendigkeit von Energiesparmaßnahmen oder einer Änderung des Energiemixes zugunsten alternativer Quellen nochmals unterstrichen werde.

Die OPEC-Mitglieder seien sich wenige Wochen vor dem für Ende Januar angesetzten, außerordentlichen Ministertreffen nicht über die Notwendigkeit einer Quotenkürzung im zweiten Quartal einig. Während der Ölminister Irans eine Fördersenkung von 1 Mio. bpd für angebracht halte, habe der OPEC-Präsident und Ölminister Nigerias angesichts des jüngsten Preisaufschwungs ein Fragezeichen hinter diese Forderung gesetzt. Die Ministerkonferenz habe auf ihrer letzten Sitzung im Dezember das Treffen einberufen, da sie im üblicherweise nachfrageschwachen zweiten Quartal bei unveränderter Produktionshöhe einen zu starken Lagerbestandsaufbau und damit einen deutlichen Ölpreisrückgang befürchte.

In Nigeria habe Royal Dutch Shell zeitweise die Produktion von bis zu 180.000 bpd einstellen müssen. Hintergrund dafür seien mehrere Anschläge auf Pipelines gewesen, die zudem den Export eingeschränkt hätten. Auch der Irak habe seine Produktion und die Ausfuhren im Dezember nochmals nach Terroranschlägen und aufgrund von logistischen Schwierigkeiten senken müssen. Mit knapp 1,1 Mio. bpd sei das geringste Volumen seit Einmarsch der US-Truppen Mitte 2003 verschifft worden.

Chinas Ölnachfrage sei im November nach Reuters-Berechnungen nur um 0,1% gegenüber dem Vorjahresmonat gestiegen. Im Vergleich zum Oktober zeige sich mit einem Plus von 150.000 auf 6,42 Mio. bpd jedoch der typische Nachfrageanstieg vor den Wintermonaten. Zwischen Januar und November sei der Verbrauch damit um 3,3% geklettert, in-line mit den aktuellen Prognosen, aber deutlich unter den Wachstumsraten der vergangenen beiden Jahre. In 2006 dürfte der Zuwachs mit rund 5,6% zwar infolge der starken Konjunktur etwas anziehen und weiterhin deutlich über dem globalen Mittel von ca. 1,9% liegen. Im Falle einer möglichen Wiedereinführung von Exportzollrabatten für Ölprodukte und aufgrund des geplanten kräftigen Zubaus von Stromerzeugungskapazitäten könnte sich diese Prognose jedoch im Jahresverlauf als zu optimistisch erweisen.

Zusammen mit den wachsenden freien Produktionskapazitäten der OPEC (unter anderem neue Projekte in Nigeria, den Vereinigten Arabischen Emiraten und im Iran), den geplanten Angebotsausweitungen der Nicht-OPEC-Staaten (Angola,
Brasilien, FSU, die USA) und der Abschwächung der konjunkturellen Dynamik in den USA in der zweiten Jahreshälfte sei der wahrscheinliche Überschuss des globalen Ölangebotes über die Nachfrage die Grundlage für ein allmähliches Abbröckeln der Ölpreise.

Angesichts verschiedener Aussagen mehrerer OPEC-Mitglieder und des unverändert starken Ölverbrauchs in vielen Ländern der Erde sehe man jedoch die 50 USD-Marke vorerst als Untergrenze an, da im Falle eines weiteren Kursverfalls prozyklische Maßnahmen des Kartells wahrscheinlich würden. Im Jahresdurchschnitt dürfte Brent mit etwa HSH 54,30 USD auf dem gleichen Niveau notieren wie in 2005. Allerdings würden die Märkte weiterhin anfällig für Krisensituationen bleiben, wie z.B. eine Verschärfung der Lage im Iran bzw. Nigeria oder erneute Sturmschäden.

Für kritisch halte man nach wie vor die Situation bei den Ölprodukten. Hier sei die Kapazitätsauslastung der Raffinerien in den letzten beiden Jahren weltweit massiv angestiegen. Vor den Hurrikanen habe die Auslastung in den USA so beispielsweise zwischen Januar und August 2005 bei durchschnittlich 93% gelegen. Entsprechend seien die Produktpreise häufig noch deutlich stärker angezogen als die Rohölnotierungen und hätten auch erheblich sensibler auf Nachrichten von Produktionsstörungen reagiert.

Als Folge der gestiegenen Margen der vergangenen Monate würden die Betreiber zwar derzeit vermehrt über Neu-oder Ausbauten bei ihren Raffinerien nachdenken. Allerdings würden sich diese Vorhaben häufig erst in frühen Planungsstadien befinden. Angesichts der langen Genehmigungs- und Bauphasen sei in den kommenden Monaten daher nicht mit einer spürbaren Zunahme der Raffineriekapazitäten zu rechnen.

Man gehe derzeit von einer globalen Kapazitätszunahme von nur 0,7% im Jahr 2006 aus, wobei der Großteil in China und Indien erfolgen werde. Belastet würden die Produktionsmöglichkeiten zudem von strengeren Qualitätsvorschriften für Brennstoffe in mehreren Staaten und besonders vielen Werksschließungen für Überholungsarbeiten im kommenden Frühjahr. Da die Nachfrage jedoch mit einer Rate von 1,9% stärker als das Angebot wachsen dürfte, würden die Preise für Ölprodukte weiterhin hoch bleiben oder sogar ansteigen. Einen plangemäßen Fortschritt in den Projektphasen vorausgesetzt, sei erst in den Jahren 2009 und 2010 mit stärkeren Angebotszuwächsen zu rechnen.

http://www.fondscheck.de/analysen/...=2&pagetype=5&AnalysenID=1174026