Energiewirtschaft Was kostet Rohöl?

„Was kostet Rohöl?“ Im gängigen Nachrichtenfluß kommt die Antwort meist prompt. Doch eigentlich müßte sofort die Gegenfrage gestellt werden: „Welches Öl?“

Üblicherweise beziehen sich die Preisangaben auch in Europa inzwischen auf die in New York gehandelte Sorte West Texas Intermediate (WTI). Doch es gibt Dutzende weiterer Sorten, von Alaska North Slope (ANS) bis Zuetina, benannt nach einer libyschen Stadt zwischen Benghasi und Marsa El Brega.

Zwischen den einzelnen Provenienzen, die meist den Namen konkreter Vorkommen tragen, bestehen teils erhebliche Preisdifferenzen, denn kaum eine Ölsorte ist qualitativ mit einer anderen identisch, was beinah an die Vielfalt im Weinbau erinnert.

Ölsorten verschwinden, die Bezeichnung bleibt

Um eine klare Orientierung für das an sich diffuse und mitunter widersprüchliche Preisgeschehen zu erlangen, wurden mit der Zeit Qualitätsstandards geschaffen, die sich auch an den verfügbaren Mengen orientierten. Sie bekamen Namen wie Brent, Dubai, Leona, Tijuana, Urals und WTI. Die Standards waren und sind vor allem für das Termingeschäft mit Rohöl von ausschlaggebender Bedeutung, denn die wichtigste Grundlage für einen geordneten Handel und die daraus folgende Preisbildung ist die genaue Beschreibung der Qualität des zugrunde liegenden Produkts.

Da die Vorkommen an den einzelnen Ölsorten endlich sind, die Qualitätsstandards aber zum Zwecke eines möglichst repräsentativen und über die Zeitläufte hinweg nachvollziehbaren Handels idealerweise endlos fortgeschrieben werden sollten, können konkrete Ölsorten verschwinden, doch als Hülle bleibt ihre Bezeichnung.

So trägt das in London gehandelte Brent-Öl aus dem britischen Teil der Nordsee den Namen des Ölfeldes Brent, das aber bereits weitgehend erschöpft ist. Heute umfaßt das ursprüngliche, von Shell geförderte Brent-Öl nach der Definition Brent auch Öl aus dem von BP betriebenen Feld Ninian. Bei WTI wird der kleine Ort Cushing im amerikanischen Bundesstaat Oklahoma als zentraler Handelsort angenommen.

Schwefelgehalt entscheidet über Qualität

WTI trägt, losgelöst von seinem geographischen Ursprung, beim realen Handel in New York aber auch die gängige Bezeichnung Light Sweet Crude: leichtes, süßes Rohöl. Auf die Standards für Brent und WTI gründet sich der Terminhandel mit diesen Sorten in London beziehungsweise New York, wobei sich beide qualitativ ähneln und somit repräsentativ sind für die Preisbildung in der gesamten westlichen Hemisphäre. Für den asiatischen Raum gilt Dubai-Öl als Richtgröße.

Die Qualität der Ölsorten bestimmt sich entscheidend nach ihrer physikalischen Beschaffenheit und ihrem Schwefelgehalt. Für erstere hat das American Petroleum Institute (API) weltweit geltende Standards entwickelt, bekannt unter der Bezeichnung API Gravity. Der Schwefelgehalt der einzelnen Ölsorten ist von ausschlaggebender Bedeutung beim Raffinierungsprozeß. Schwefelarme, leichte oder süße Provenienzen können effizienter und ertragreicher in Ölprodukte wie Benzin, Diesel, Heizöl oder Kerosin verarbeitet werden. Bei schwefelreicheren, schweren oder sauren Ölen ist die Raffinierung in der Regel aufwendiger.

Dabei bleibt zu beachten, daß ältere Raffinerien, die sich vor allem in der westlichen Hemisphäre befinden, im allgemeinen nicht auf dem neuesten Stand der Technik sind und daher die schweren Öle nicht so leicht verarbeiten können. Die letzte neue Raffinerie in Amerika soll vor nicht weniger als 27 Jahren gebaut worden sein. Gründe dafür sind geringe Ertragsmargen bei der Verarbeitung und daher geringe Bereitschaft zu Investitionen in neue Anlagen sowie teure Auflagen zum Umweltschutz gewesen.

Starre Strukturen am Rohölmarkt

Mit der neuen Raffinerietechnologie, die vor allem in Asien und dort besonders in China angewandt wird, macht es keinen großen Unterschied mehr, ob leichtes oder schweres Öl verarbeitet wird. Bemerkenswert ist ferner, daß viele westliche Raffinerien aus Gründen der Effizienz auf die Verarbeitung einer konkret bestimmten Ölsorte eingerichtet sind. Wird die Versorgungskette aus irgendwelchen Anlässen gestört, führt dies unweigerlich zu Produktionsausfällen.

Die Strukturen des Marktes für Rohöl sind zu einem großen Teil über Jahrzehnte hinweg gewachsen und somit relativ starr. Dafür hat die frühere weltweite Dominanz großer Ölkonzerne auch bei der Förderung gesorgt. Sie ließ in dem Maße nach, wie die Produzentenländer ihre Ölinteressen nach dem Zweiten Weltkrieg mehr oder minder weitgehend in eigene Hände nahmen. Dennoch werden auch heute noch große Mengen des geförderten Öls nicht gehandelt, sondern von sogenannten vertikal integrierten Konzernen wie BP, Shell oder Exxon Mobil „von der Quelle bis zur Pumpe“ in eigener Regie gefördert und in Form von Nachprodukten abgesetzt.

In einzelnen Ländern wie Saudi-Arabien gibt es staatliche Ölgesellschaften, die ebenso oder wenigstens ähnlich arbeiten wie die integrierten privaten Konzerne. Dort ist es die Aramco, deren Geschichte bis 1933 zurückreicht, als der saudische Staat einen Konzessionsvertrag mit dem amerikanischen Produzenten Standard Oil of California (Socal) schloß. Daraus entstand 1944 die Arabian-American Oil Company, die 1976 von den Saudis nationalisiert wurde.

Verfügbarkeit entscheidet über den Preis

Wenn Rohöl außerhalb der integrierten Strukturen gehandelt wird, geschieht dies zum Teil im Rahmen fester Lieferverträge mit Klauseln, die die Möglichkeit wesentlicher Preisveränderungen berücksichtigen. Diese Preise liegen aber in der Regel stets unter den sogenannten Marktpreisen, für die Brent-, WTI- oder Dubai-Öl die Richtgrößen sind.

Bei klassischen Rohstoffen wie Industriemetallen gilt als Faustregel, daß 80 bis 90 Prozent einer jährlichen Weltproduktion im Rahmen fester Lieferverträge untergebracht werden. Die auch über die regulären Rohstoffbörsen gehandelte „freie Spitze“ von 10 bis 20 Prozent ist es also, von der die fortlaufend ermittelten, öffentlich kommunizierten und als repräsentativ geltenden Preise für physische Ware und Terminware stammen.

Bei Rohöl verhält es sich aber noch einmal anders. Im physischen Handel kann es geschehen, daß 15 Händler zu einem bestimmten Zeitpunkt 15 verschiedene, wenn auch nicht kraß voneinander abweichende Preise für eine bestimmte Sorte nennen. Dies erklärt sich unter anderem mit der jeweiligen, von der Logistik abhängenden Verfügbarkeit sowie mit geringen und daher tolerablen Abweichungen von den Qualitätsstandards.

Kapitalzuflüsse sorgen für Diskrepanz

Wenn bei Brent- oder WTI-Öl ein „offizieller“ Preis genannt wird, ist es daher der Preis für den jeweils nächstgelegenen Terminkontrakt, der im freien Spiel der Kräfte von Angebot und Nachfrage ermittelt wird. Er gilt als repräsentativ, obgleich Zweifel daran bleiben, ob er diese Bezeichnung wirklich verdient. Wenn nämlich die Behauptung eines bedeutenden Rohstoffhändlers zutrifft, daß inzwischen rund 80 Prozent des freien Handels mit Öl in Form maßgeschneiderter Derivate außerhalb der regulären Börsen im Freiverkehr (over-the-counter) abgewickelt würden, bliebe wohl nur noch ein verschwindend geringer Rest an physischer Ware, auf den sich der reguläre Börsenhandel stützen könnte.

Bemerkenswert ist in diesem Zusammenhang eine Untersuchung von Merrill Lynch, Toronto. Die Bank ist unter anderem anhand von Zahlen der staatlichen Office of the Comptroller of the Currency der Frage nachgegangen, ob und wenn ja, wie stark der Handel mit Derivaten von Terminkontrakten bis hin zu Optionen in ihren unterschiedlichsten Erscheinungsformen die Preisbildung an den Rohstoffmärkten verfälscht. Die Investmentbank stellt fest, daß sich das Volumen der außerbörslich gehandelten Rohstoff-Derivate in den zurückliegenden 24 Monaten vervierfacht hat.

Zugleich habe sich das Kapital, das, an Rohstoffindizes fixiert, angelegt worden sei, verdreifacht, wobei zuletzt 75 Prozent auf Energierohstoffe entfielen. Merrill Lynch gelangt zu dem Schluß, daß die enormen Zuflüsse von Kapital unter Nutzung der den Derivaten eigenen Hebelwirkung sehr wohl eine Verfälschung des Preisgeschehens besonders bei Öl und seinen Nachprodukten bewirke. Wegen der hohen Kapitalzuflüsse könne eine Diskrepanz zwischen den fundamentalen Marktbedingungen und den tatsächlichen Preisen lange fortbestehen, bis sie letztlich korrigiert werde.