Website Archive
 |
|
|
|
| |||
| Wochenbericht des DIW Berlin 10/01 Rohölpreise bleiben zunächst hoch | |||
| |||
| Bearbeiter | Manfred Horn | ||
| |||
| |||
| |||
| Nach dem Ölpreisverfall im Jahr 1986 hatten sich die Ölpreise bis Mitte der neunziger Jahre - von wenigen kurzen Episoden abgesehen - in einer Spanne zwischen 15 und 20 Dollar je Barrel bewegt. Seither schlagen sie wieder deutlich stärker aus. Von Mitte 1996 bis Ende 1998 fielen sie drastisch, auf unter 10 Dollar, danach stiegen sie bis September 2000 auf über 36 Dollar. Angesichts knapper Lagerbestände Anfang 2000 waren hohe Mineralölpreise bis zum Sommer durchaus erwartet worden. Dass der Preisauftrieb danach noch anhielt, war allerdings überraschend, da im zweiten und dritten Quartal aufgrund mehrfacher Produktionssteigerungen der OPEC erheblich mehr Rohöl gewonnen als verbraucht wurde. Erst im Oktober fielen die Rohölpreise kräftig. Maßgeblich dazu beigetragen haben dürften Befürchtungen, dass das Wirtschaftswachstum in den USA abrupt in eine Rezession münden könnte. Durch die Ankündigung der OPEC, die Rohölgewinnung im Februar 2001 wieder deutlich zu kürzen, ist ein weiterer Preisverfall vermieden worden. Die nach wie vor knappen Lagerbestände, vor allem in den USA, sprechen dafür, dass es der OPEC gelingt, die Rohölpreise in dem angestrebten Korridor von 22 bis 28 Dollar je Barrel zu halten. | |||
| |||
| Steigende Bedeutung von Future-Märkten | Starke Preisausschläge sind bei Rohstoffen, die saisonalen Nachfrageschwankungen unterliegen und bei denen die Produktion nur wenig preiselastisch ist, nicht ungewöhnlich. Die seit Mitte der neunziger Jahre zunehmenden Preisschwankungen bei Rohöl und Mineralölprodukten deuten darauf hin, dass die Preisentwicklung auch auf dem Ölsektor immer mehr durch Märkte gesteuert wird. Tatsächlich ist die Bedeutung der Märkte für die Preisbildung auf dem Mineralölsektor in den letzten Jahrzehnten infolge der abnehmenden vertikalen Integration der internationalen Ölindustrie [1] gestiegen. Bereits in den achtziger Jahren setzten sich Spotpreise als Referenzpreise in fast allen Lieferverträgen für Öl durch, und staatliche Preiskontrollen wurden weitgehend abgeschafft. [2] Ende der achtziger Jahre sind zusätzlich zu Spotmärkten auch Future-Märkte entstanden. Der Umsatz auf der Basis von Future-Kontrakten macht inzwischen ein Mehrfaches der physischen Transaktionen auf den Ölmärkten aus. [3] Die Preisbildung auf solchen Märkten wird auch durch Erwartungen, z. B. Spekulationen über politische Entwicklungen im Nahen Osten, beeinflusst. Future-Märkte können aber von Raffinerien und Händlern auch zur Absicherung von Preisrisiken genutzt werden. Insgesamt dürfte die Volatilität der Rohölpreise durch die Future- Märkte eher vermindert worden sein, da in Phasen eines starken Anstiegs der Rohölpreise die Preise für spätere Lieferungen deutlich unter, in Phasen drastisch sinkender Rohölpreise deutlich über den Spot-Preisen für sofortige Lieferung lagen (Abbildung). Aus dem Verfall der Rohölpreise in den Jahren 1997 und 1998 haben viele Beobachter geschlossen, dass die OPEC die Kontrolle über die Ölmärkte verloren hat. Der starke Preisanstieg, der 1999 durch relativ geringe Produktionseinschränkungen der OPEC ausgelöst wurde, hat aber gezeigt, dass diese Schlussfolgerung wohl voreilig war. Wenn es der OPEC gelingt, die Ölpreise im laufenden Jahr auf einem hohen Niveau zu stabilisieren, wird sie gestärkt aus den Turbulenzen der letzten Jahre hervorgehen. | ||
| |||
| Steigende Kapazitätsauslastung begünstigt Anstieg der Rohölpreise |
Die Ursachen für den Preisschub in den beiden letzten Jahren sind in langfristigen Entwicklungen zu suchen. Mitte der achtziger Jahre hatten große Überkapazitäten in der Ölindustrie - vor allem in Saudi-Arabien - einen Verfall der Rohölpreise bewirkt. Dazu hatte auch die Einführung von "Netback"-Preisen durch Saudi-Arabien wesentlich beigetragen. Dabei werden die Rohölpreise aus der Differenz der Produktpreise, die die Raffinerien erzielen können, und einer fixen Marge abgeleitet. Die Raffinerien waren daher an einem möglichst großen Absatz interessiert, und zwar unabhängig von dem Preis, der dabei erzielt werden konnte. Das führte in kurzer Zeit zu einer Überproduktion und zu einem drastischen Preisverfall. Obwohl Saudi-Arabien seine Preispolitik bald korrigierte, [4] wurden die alten Preisstände bis zur Invasion des Irak in Kuwait im Jahr 1990 nicht mehr erreicht. Seit Mitte der achtziger Jahre ist die Investitionstätigkeit in der Ölindustrie zurückgegangen, während der Ölverbrauch stark gestiegen ist. Die Auslastung der Kapazitäten der Ölfelder, Raffinerien und Öltanker hat daher zugenommen. Bei der Ölgewinnung der OPEC fiel der Umschwung vom Überangebot zur Knappheit besonders stark aus. Blieben bei ihren Mitgliedsländern Mitte der achtziger Jahre noch Kapazitäten von insgesamt 14 bis 16 Millionen Barrel pro Tag (mbd) ungenutzt, sind ihre Kapazitätsreserven inzwischen auf weniger als 2 mbd geschmolzen. Ein Großteil davon entfällt auf Saudi-Arabien. Die meisten übrigen OPEC-Länder haben im Jahr 2000 ihre Ölgewinnung so weit wie möglich erhöht; einige Länder produzieren sogar mehr, als sie mittelfristig durchhalten können. [5] Außerhalb der OPEC werden die Produktionskapazitäten seit den siebziger Jahren in der Regel voll genutzt. [6] Eine ähnliche Entwicklung hat sich auch bei Raffinerien und Tankern vollzogen. Anfang der achtziger Jahre betrug die Auslastung der Raffinerien weltweit noch rund 70 %, inzwischen liegt sie deutlich über 80 %, in den USA und Europa sogar bei 90 %. Die Auslastung der Tankerkapazitäten ist seit Mitte der achtziger Jahre ebenfalls steil gestiegen, auf über 95 % im Januar 2000. [7] Die Rohölpreise bewegten sich von Mitte der achtziger bis Mitte der neunziger Jahre meist zwischen 15 und 20 Dollar. Dieses Preisniveau entspricht etwa den Grenzkosten der Ölgewinnung in Gebieten mit besonders hohen Kosten. Dass es dennoch zu Kapazitätsverknappungen gekommen ist, liegt vor allem daran, dass die OPEC ihr Förderpotential nicht voll ausgeschöpft hat; ihre Produktionskapazitäten sind in den letzten Jahren sogar gesunken. Dies konnte - trotz großer technischer Fortschritte in der Ölexploration und -gewinnung - nicht durch Produktionssteigerungen außerhalb der OPEC kompensiert werden. Eine Erklärung dafür können unzureichende Ölressourcen in dieser Ländergruppe sein. Denkbar ist auch, dass die in der Mineralölindustrie erwirtschafteten Margen wegen zusätzlicher Risiken und Kostenbelastungen keinen ausreichenden Anreiz geboten haben. | ||
| |||
| Verknappung der Ölressourcen? |
In der Öffentlichkeit wurde verschiedentlich ein Zusammenhang zwischen dem aktuellen Ölpreisschub und einer sich abzeichnenden Erschöpfung von konventionellen Ölressourcen hergestellt. [8] Ein unmittelbarer Zusammenhang besteht aber nicht. Ende 1999 waren weltweit Ölreserven nachgewiesen, mit denen eine Produktion wie in diesem Jahr rechnerisch vier Jahrzehnte aufrecht erhalten werden könnte. [9] Damit müsste es zumindest im laufenden Jahrzehnt grundsätzlich möglich sein, die Ölförderung insgesamt noch deutlich zu steigern, ohne dass schon auf besonders teure unkonventionelle Öle, z. B. auf Basis von Ölsand und Ölschiefer, zurückgegriffen werden müsste. [10] Den größten Beitrag zu einer solchen Entwicklung müssten allerdings die OPEC-Staaten leisten. In diesen Ländern waren 1999 Reserven nachgewiesen, mit denen das Produktionsniveau rechnerisch weitere 74 Jahre aufrechterhalten werden könnte. Außerhalb der OPEC lag diese Kennziffer im Durchschnitt nur bei gut 15, in den USA sogar nur bei neun Jahren. [11] Eine kräftige Produktionssteigerung der OPEC- Länder ist also durchaus möglich. Für die Länder außerhalb der OPEC sind nach den vorliegenden Ressourcenschätzungen in absehbarer Zeit ebenfalls noch Produktionssteigerungen denkbar. Dazu hat ganz wesentlich der Fortschritt in der Explorations- und Ölgewinnungstechnik (z. B. 3d-Seismik, Offshore- Technik, sekundäre und tertiäre Ölgewinnung) und bei der Nutzung unkonventioneller Ölressourcen beigetragen. [12] Große Erwartungen werden z. B. auch in die Ölgewinnung im Golf von Mexiko, im Südchinesischen Meer, vor den Küsten Westafrikas und Brasiliens sowie im Kaspischen Meer gesetzt. Ohne grundsätzliche Veränderungen der Energiepolitik kann die Ölgewinnung außerhalb der OPEC aber wohl kaum so stark steigen, dass dadurch der Verbrauchsanstieg in diesen Ländern gedeckt wird. Die Abhängigkeit der Weltölversorgung von der OPEC dürfte daher eher noch zunehmen. | ||
| |||
| Zunehmende Öffnung der OPEC-Länder für ausländische Investitionen |
In den neunziger Jahren haben einige OPEC-Staaten begonnen, ihren Ölsektor für ausländische Investitionen zu öffnen, vor allem um kleinere oder ungünstiger gelegene Ölfelder zu erschließen oder die Ausbeute älterer Felder zu erhöhen. Ausländische Unternehmen werden allerdings bestrebt sein, ihre Produktion nach unternehmerischen Gesichtspunkten zu steuern. Das könnte die Fähigkeit der Gastländer und der OPEC insgesamt reduzieren, die Ölgewinnung zur Preisstabilisierung vorübergehend zu drosseln. Dass dies nicht so sein muss, zeigt der Einstieg der unabhängigen US-Erdölfirma Anadarko in Algerien. In den Verträgen mit der algerischen Regierung hat dieses Unternehmen zugesichert, seine Ölproduktion anteilig zu kürzen, wenn Algerien dazu im Rahmen der OPEC verpflichtet wird. [13] Durch solche Vereinbarungen kann eine Interessenidentität zwischen den Förderländern und den beteiligten Ölfirmen entstehen, denn schließlich profitieren beide von einem Erfolg solcher Maßnahmen. Durch die Entwicklung in Venezuela wurde die Marktkontrolle der OPEC dagegen eher unterminiert. Venezuela hat ausländische Investitionen in Ölfelder mit vergleichsweise geringen Reserven erlaubt. Die Ausbeute dieser Felder war aber aufgrund des Einsatzes moderner Gewinnungstechnik weit größer als erwartet. Diese Entwicklung hat dazu beigetragen, dass Venezuela im Jahr 1998 mehr Öl produzierte, als nach seiner OPEC-Quote zulässig war. In Kuwait wird diskutiert, ausländischen Ölkonzernen Investitionen in kleineren Ölfeldern in politisch sensiblen Gebieten nahe der Grenze zum Irak zu erlauben, um die Produktion des Landes innerhalb von fünf Jahren um 0,9 mbd zu erhöhen. [14] Weitgehend für ausländisches Kapital verschlossen ist die Ölgewinnung unter den OPEC-Ländern heute nur noch in Saudi-Arabien. [15] Irak, Iran und Libyen werden durch Sanktionen der UN bzw. der USA mehr oder weniger stark daran gehindert, ausländisches Kapital zur Steigerung ihrer Ölgewinnung einzusetzen. Wenn die Sanktionen gegen diese Länder nach und nach aufgehoben werden, dürften sie eine kontrollierte Öffnung ihres Ölsektors nach dem Vorbild Algeriens versuchen. Vor allem Irak könnte dann seine Produktion stark ausweiten und die Spannungen in der OPEC um die Verteilung der Förderquoten erhöhen. Da die OPEC-Länder die Erlöse aus den Ölexporten vorrangig dazu nutzen wollen, ihre wirtschaftliche Entwicklung voranzutreiben, muss zur Finanzierung des Kapazitätsausbaus im Mittleren Osten Kapital in erheblichem Umfang durch externe Geldgeber bereitgestellt werden. [16] Dies müsste auch möglich sein, da zum Aufbau von Produktionskapazitäten am Persischen Golf in der Regel nur ein Viertel so viel Kapital aufgewendet werden muss wie in der Nordsee, vor der Küste Westafrikas oder im Golf von Mexiko. Wird der Aufbau der Produktionskapazitäten im Mittleren Osten durch das internationale Bankensystem mitfinanziert, dürfte es für die internationalen Ölkonzerne künftig allerdings eher schwierig werden, die Finanzmärkte von der Attraktivität von Investitionen in Hochkostengebieten zu überzeugen. Sollten sie künftig verstärkt selber in OPEC-Ländern tätig werden, könnte sich eine Interessensymbiose herausbilden, die ebenfalls zu Lasten der Produktion außerhalb der OPEC gehen könnte. Die Öffnung des Ölsektors der OPEC-Länder könnte also dazu beitragen, dass künftig mehr Kapital in Ölfelder im Mittleren Osten und weniger in Gebiete mit hohen Gewinnungskosten fließt. Eine solche Entwicklung dürfte die OPEC eher stärken. | ||
| |||
| Außerhalb der OPEC steigt Ölverbrauch auch künftig stärker als Ölgewinnung |
Außerhalb der OPEC steigt Ölverbrauch auch künftig stärker als Ölgewinnung
Nach den aktuellen Szenarien der Internationalen Energieagentur (IEA) [17] und der amerikanischen Energy Information Administration (EIA) [18] wird der Ölverbrauch in der Welt in den nächsten zehn bis zwanzig Jahren ohne grundlegende Veränderungen der internationalen Energiepolitik deutlich steigen. Selbst bei geringem Wachstum der Weltwirtschaft von jährlich 1,7 % wird der Ölverbrauch nach EIA bis zum Jahr 2010 um etwa 10 mbd zunehmen; ein Großteil davon wird auf Nordamerika und die asiatischen Entwicklungsländer entfallen (Tabelle 1). Die Produktionskapazitäten außerhalb der OPEC, die derzeit voll ausgelastet sind, dürften bei niedrigen Ölpreisen (15 Dollar je Barrel im Jahr 2010) um knapp 5, bei hohen Ölpreisen (25 Dollar je Barrel im Jahr 2010) um etwa 8 mbd ausgebaut werden. In beiden Fällen müsste also die Ölgewinnung der OPEC gesteigert werden. Die dortigen Produktionskapazitäten könnten bis zum Jahr 2010 um bis zu 17 mbd erhöht werden. Nur unter sehr günstigen Voraussetzungen (höhere Offshore-Produktion; mehr Ressourcen als erwartet sind wirtschaftlich; schnellere Diffusion von Innovationen) könnten nach EIA die Produktionskapazitäten außerhalb der OPEC mit über 13 mbd stärker aufgestockt werden, als der Ölverbrauch dort zunimmt. Neben einem verlangsamten Produktionsrückgang in der Nordsee könnte dazu vor allem eine günstigere Entwicklung in den Nachfolgestaaten der ehemaligen Sowjetunion, in Afrika und in Mexiko beitragen (Tabelle 2). Zu einem ähnlichen Ergebnis kommt eine aktuelle Studie der OPEC. Danach könnte bei einem Rohölpreis von 30 Dollar je Barrel der Ölverbrauch so stark gedämpft und die Ölgewinnung außerhalb der OPEC - einschließlich der Gewinnung von unkonventionellem Öl (z. B. auf Basis von Ölschiefer) - so stark steigen, dass die Nachfrage nach OPEC-Öl um bis zu 4 mbd zurückgeht (Tabelle 3). [19] Ein Rohölpreis von 30 Dollar je Barrel würde daher nach der Einschätzung der OPEC vermutlich nach wenigen Jahren in einen erneuten Preisverfall münden, und ihre Erlöse würden im Vergleich zum Referenzfall mit Ölpreisen von 20 bis 23 Dollar je Barrel insgesamt geringer ausfallen. [20] Nach Auffassung des früheren Ölministers Saudi-Arabiens, Sheikh Jamani, wäre aber selbst ein solcher Preis noch zu hoch. [21] | ||
| |||
| OPEC-Maßnahmen greifen | Die Ölpreisschwankungen seit 1997 sind dadurch ausgelöst worden, dass zunächst der Ölverbrauch deutlich hinter den Erwartungen zurückgeblieben ist und danach die OPEC ihre Ölproduktion stärker als erwartet gekürzt hat. Obwohl die Nachfrageausfälle bzw. die Angebotsdefizite nur wenige Prozente des Verbrauchs ausmachten, veränderten sich die Ölpreise drastisch. Die OPEC hat Ende 1997 auf ihrer Konferenz in Djakarta trotz der sich bereits abzeichnenden Asienkrise und des daher zu erwartenden geringeren Anstiegs des Ölverbrauchs in dieser Region die Produktionsquoten um 2,5 mbd auf 27,5 mbd erhöht. Ein massiver Einbruch der Rohölpreise war die Folge; sie sanken von etwa 20 Dollar je Barrel im Herbst 1997 auf unter 10 Dollar je Barrel Anfang 1999. [22] Damit schien für manchen Beobachter das Ende der OPEC eingeleitet. Das Gegenteil war aber der Fall. Die Erkenntnis, dass bei ungezügelter Produktion die Ölpreise noch weiter fallen und die meisten Ölförderländer in eine existentielle Krise geraten können, hat eine Solidarisierung innerhalb der OPEC bewirkt. Um den Verfall der Ölpreise zu stoppen, senkte die OPEC die Produktionsquoten 1998 zweimal - zunächst ohne erkennbaren Erfolg. Auch Ölförderländer, die nicht Mitglied der OPEC sind, wie Mexiko, Russland und Norwegen, kündigten Produktionskürzungen an, um die OPEC zu unterstützen. Erst nachdem die OPEC Anfang 1999 ihre Produktionsquoten noch einmal reduziert hatte, begannen diese Maßnahmen zu greifen. Genauso schnell wie die Rohölpreise 1998 gefallen waren, stiegen sie danach; bis März 2000 verdreifachten sie sich sogar auf über 30 Dollar. Um eine zu starke Dämpfung des Wirtschaftswachstums und des Ölverbrauchs zu vermeiden, beschloss die OPEC auf ihrer Konferenz Ende März 2000 in Wien, dem anhaltenden Preisauftrieb mit einer Produktionsausweitung um 1,45 mbd auf 25,5 mbd (ohne Irak) zu begegnen. Gleichzeitig wurde vereinbart, künftig durch Produktionsanpassungen die Rohölpreise in einem Band von 22 bis 28 Dollar je Barrel zu stabilisieren. [23] Außerdem verständigte sich die OPEC darauf, die Produktion automatisch um 0,5 mbd anzupassen, wenn der angestrebte Preiskorridor an mehr als 20 aufeinander folgenden Handelstagen unter- oder überschritten wird. [24] Trotz dieser Maßnahmen stiegen die Ölpreise bis in den Herbst hinein weiter stark. Erst als in den USA das Wirtschaftswachstum deutlich abflachte, brach der Rohölpreis vorübergehend, auf unter 22 Dollar je Barrel Ende Dezember, ein, obwohl der Irak im Dezember seine Ölgewinnung aufgrund eines Streits mit den UN über einen Preisaufschlag auf sein Rohöl von 2,8 auf 1,2 mbd gesenkt hat. Die OPEC kündigte daraufhin an, ihre Produktion zu reduzieren; dadurch stabilisierte sie die Preise zunächst. Auf ihrer Konferenz am 17. Januar 2001 in Wien wurde dann beschlossen, die Produktion mit Wirkung ab 1. Februar um 1,5 auf 25,2 mbd zu senken (ohne Irak). Die Ölpreise sind Anfang Februar trotz eines sich abzeichnenden starken Konjunktureinbruchs in den USA zwar wieder auf über 28 Dollar je Barrel gestiegen, doch haben sie sich anschließend im Zielkorridor der OPEC bewegt. | ||
| |||
| Knappe Lagerbestände halten Preise hoch | Von Anfang 1998 bis Ende 2000 ist der Ölverbrauch vor allem in Nordamerika und Asien kräftig expandiert. In Europa stagnierte er; in den Nachfolgestaaten der Sowjetunion nahm er ab, zuletzt hat er sich aber wieder stabilisiert. Während die Produktion in Nordamerika leicht zurückging, stagnierte sie in Europa. Der weltweite Anstieg der Rohölnachfrage wurde in diesem Zeitraum vor allem durch Produktionssteigerungen der OPEC und der Nachfolgestaaten der ehemaligen Sowjetunion gedeckt. Der Importbedarf ist insbesondere in Nordamerika und in Asien gestiegen. Insgesamt übertraf die Produktion im Jahr 2000 den Verbrauch deutlich, allerdings nicht so stark wie 1998. Ohne weitere Produktionskürzungen der OPEC würde im laufenden Jahr vom zweiten Quartal an der Verbrauch wiederum unter der Produktion liegen. Dies könnte dazu genutzt werden, die Ölbestände auf ein normales Maß aufzustocken. Die OPEC befürchtet allerdings, dass eine solche Entwicklung mit einem drastischen Preisverfall verbunden sein könnte, und schließt daher weitere Produktionseinschränkungen im zweiten Quartal 2001 nicht aus (Tabelle 4). In den Jahren 1998 und 2000 übertraf zwar die Rohölgewinnung den Ölverbrauch erheblich, doch wiesen die statistisch erfassten Bestände einen weit geringeren Anstieg auf. [25] Dies ist möglicherweise darauf zurückzuführen, dass nur die Vorräte der Ölunternehmen in Raffinerien, Ölterminals und Öldepots und - soweit bekannt - die Ölmengen, die in Rohrleitungen und in Tankern statistisch erfasst werden, nicht aber die Ölvorräte bei Kraftwerken, Großhändlern, Tankstellen und privaten Haushalten. Es ist aber auch nicht auszuschließen, dass einige Unternehmen bewusst falsche Informationen verbreiten, z. B. um die eigene Position beim Poker um Produktionsquoten innerhalb der OPEC oder bei der Vergabe von Krediten zu verbessern. [26] Nach den vorliegenden Daten entfallen etwa zwei Drittel der weltweiten Ölbestände auf die OECD-Länder; das entspricht etwa dem Anteil dieser Länder am Weltölverbrauch. Innerhalb der OECD lagert kapp die Hälfte der Bestände in Nordamerika, etwas mehr als die Hälfte in Westeuropa und in OECD-Ländern im Pazifik (Japan, Korea, Australien und Neuseeland) (Tabelle 5). Da in Ländern mit hohem Wachstum des Verbrauchs höhere Bestände notwendig sind als in Ländern mit stagnierendem oder rückläufigem Verbrauch, misst die IEA die Reichweite der Bestände in Tagen nach dem für die jeweils nächsten drei Monate erwarteten Verbrauch. Die kommerziellen Ölbestände hatten schon von 1995 bis 1999 in Westeuropa um 10 bis 12 Tage länger gereicht als in Nordamerika, im ersten Quartal 2000 betrug der Abstand sogar 17 Tage. Da der Ölverbrauch in den USA in den letzten Jahren kräftig gestiegen ist, während er in Europa stagnierte, müsste die Reichweite der Bestände in den USA aber eher höher sein als in Europa. [27] Die Ölbestände der OECD-Länder im Pazifischen Raum sind zwar auch niedriger als in Westeuropa. Im Unterschied zu den USA hat sich in diesen Ländern aber die Reichweite der Bestände nach einem Einbruch im Jahr 1999 wieder deutlich erhöht. Diese Entwicklung deutet darauf hin, dass unzureichende Ölbestände in Nordamerika, vor allem in den USA, zur Ölpreisexplosion in den Jahren 1999 und 2000 beigetragen haben. Ein Normalmaß haben die Bestände in Nordamerika bisher immer noch nicht erreicht. Daher besteht - nach Einschätzung der Energy Information Administration (EIA) - in diesem Sommer wieder die Gefahr, dass Benzin in den USA knapp wird und die Preise für Kraftstoffe, aber auch für andere Mineralölprodukte und Rohöl hoch bleiben. | ||
| |||
| Fazit | Während in den siebziger Jahren und im Jahr 1990 politische Krisen Ölpreisschübe ausgelöst hatten, ist der starke Preisanstieg im Jahr 1999 auf relativ geringe Produktionseinschränkungen der OPEC zurückzuführen. Die Preisschwankungen auf den Ölmärkten haben seit Mitte der neunziger Jahre zugenommen, weil die Investitionen in der Ölbranche in einigen Regionen nicht mit dem starken Verbrauchswachstum Schritt gehalten haben und die Kapazitäten in der Ölindustrie daher heute weltweit knapp sind. Der Preisspielraum der OPEC wird durch die begrenzten konventionellen Ölressourcen außerhalb der OPEC zusätzlich erhöht, kurzfristig auch durch die nach wie vor knappen Lagerbestände, vor allem in den USA. Diese Faktoren sprechen dafür, dass es der OPEC gelingt, die Rohölpreise zunächst in dem Zielkorridor von 22 bis 28 Dollar je Barrel zu stabilisieren. [1] Dieser Wandel spiegelt sich auch in den Geschäftsberichten der internationalen Ölkonzerne wider. Während Shell, Exxon, Mobil und BP im Jahr 1970 jeweils noch annähernd gleich viel Öl gewannen, wie sie verarbeiteten und vertrieben, lag im Jahr 1999 ihr Raffinerieausstoß um 71 % und ihr Produktabsatz um 234 % über ihrer Rohölgewinnung. Vgl. Deutsche BP AG: Energy economics and policy: the petroleum industry worldwide. Hamburg, 29. January-2. February, 2001. M. Howard: Oil Majors, SS 010. [2] Die USA beendeten die Preiskontrollen im Ölsektor 1983, britisches Nordseeöl wird seit 1985 zu Marktpreisen verkauft, und die OPEC hat ihr System administrierter Preise 1987 offiziell beendet. Vgl. Pierre Noel: Indépendence énergétique versus marché mondial. Veröffentlichung des Institut d'Études d'Économie et de Politiques de l'Énergie (IEPE), Grenoble. [3] Die Existenz von Future-Märkten reduziert den Anreiz, kurzfristige Versorgungsrisiken durch eine erhöhte Lagerhaltung zu vermindern. Dies könnte mit dazu beigetragen haben, dass die Lagerhaltung in Relation zum Ölverbrauch in der zweiten Hälfte der neunziger Jahre deutlich gesunken ist, vor allem in den USA. [4] Der für diese Politik verantwortliche Ölminister Jamani wurde entlassen. [5] Sie gehen teilweise sogar das Risiko ein, dass Schäden an den Lagerstätten hervorgerufen werden, die die künftigen Produktionsmöglichkeiten einschränken. [6] Mexiko, Norwegen und Russland haben 1998 ihre Produktion gekürzt, um die OPEC bei ihren Bemühungen zur Preisstabilisierung zu unterstützen. [7] Vgl. Michael C. Lynch: Oil prices enter a new era. In: Oil & Gas Journal, February 12, 2001, S. 20 bis 30. [8] Vgl. LB-Systemtechnik GmbH: Fossile Energiereserven (nur Erdöl und Erdgas) und mögliche Versorgungsengpässe aus europäischer Perspektive. Vorstudie im Auftrag des Deutschen Bundestages (Ausschuss für Bildung, Technik und Folgenabschätzung). Ottobrunn, den 22. Juli 2000. [9] Die wahrscheinlich noch zu entdeckenden konventionellen Ölressourcen werden noch weit höher eingeschätzt als die Reserven. Das U.S. Geological Survey (USGS) hat im Jahr 2000 die gesamten Ölressourcen der Welt auf etwa 3000 Mrd. Barrel geschätzt, das war etwa ein Drittel mehr als in der Schätzung des USGS aus dem Jahr 1994. Zur Aufstockung der wahrscheinlichen Ölressourcen hat vor allem die Neubewertung bereits bekannter Ölfelder beigetragen. Deutlich niedriger fallen die noch nicht entdeckten Ressourcen nach den Ergebnissen von Robertson Research International aus. Vgl. R. M. Fowler, World conventional hydrocarbon resources: how much remains to be discovered and where is it? RFP paper, 16th World Petroleum Congress (WPC), Calgary 2000. [10] Vgl. Manfred Horn: Wird die Ölproduktion bald ihren Höhepunkt überschreiten? In: Vierteljahrshefte zur Wirtschaftsforschung, Heft 4/99: Strukturen der künftigen Energieversorgung, S. 504 bis 525. [11] Vgl. BP Amoco: Statistical Review of World Energy, June 1999. [12] Vor allem die Fortschritte in der Ölgewinnung im Meer haben sich in den neunziger Jahren beschleunigt. Ende der achtziger Jahre begann Conoco mit der Ölförderung in einer Meerestiefe von 536 Metern, 1999 produzierte die brasilianische Petrobas Öl bereits in einer Wassertiefe von 1 852 Metern. Obwohl die Ölgewinnung im Meer in immer größere Wassertiefen vorgedrungen ist, sind die Produktionskosten gesunken. Von Shell wird angegeben, dass die Produktionskosten ihres 1994 in Betrieb gegangenen Feldes Auger (Wassertiefe 872 Meter) 16,1 Dollar je Barrel betrugen, bei dem 1999 in Betrieb gegangenen Ölfeld Ursa (Wassertiefe 1 152 Meter) sind es nur noch 6,55 Dollar je Barrel. Es muss allerdings berücksichtigt werden, dass die Ölreserven im Feld Ursa mehr als doppelt so groß sind wie im Auger-Ölfeld. Es ist daher anzunehmen, dass die angegebene Kostensenkung zum Teil auch aufgrund von economies of scale zustande kommt. [13] Vgl. Petroleum Intelligence Weekly, Nr. 7, February 12, 2001, S. 8: Anadarko's Allison tours the global oil horizon. [14] Vgl. A.F. Alhaiji, Colorado School of Mines: Would Kuwait benefit from foreign investment in its oil sector? In: Alexander's oil and gas connections (http://www.gasandoil.com). [15] Saudi-Arabien lädt ausländische Unternehmen ein, in die Verarbeitung und den Transport von Erdgas zu investieren, nicht aber in die Ölgewinnung. Auch Mexiko, das allerdings der OPEC nicht angehört, lässt bisher den Einsatz von ausländischem Kapital in seinem Ölsektor nicht zu. [16] Vgl. HRH Prince Faisal Bin Turki Bin 'Abdul 'Aziz Al-Sa' ud: Financing Petroleum Development and the Experience of Saudi-Arabia. World Petroleum Congress. Calgary, 13 June 2000. [17] International Energy Agency: World Energy Outlook 2000. Paris 2000. [18] Energy Information Administration: International Energy Outlook 2000. Washington, March 2000. [19] Auch die Öleinkünfte würden in diesem Szenario geringer ausfallen als bei einer moderateren Preisentwicklung. Vgl. OPEC: A Background Paper by the Organization of Petroleum Exporting Countries (OPEC), Vienna. 7th International Energy Forum (IEF), November 17-19, 2000. Riyadh. [20] Ob dies allerdings auch für OPEC-Länder mit geringeren Reserven zutrifft, deren Exporte mit steigendem Eigenbedarf ohnehin abnehmen, ist aus der Analyse der OPEC nicht ersichtlich. [21] Nach seiner Meinung kann nur ein Ölpreis von höchstens 16 Dollar je Barrel den Ausbau der Ölförderung außerhalb der OPEC so stark begrenzen, dass Raum für deutliche Absatzsteigerungen der OPEC-Länder mit großen Ölreserven bleibt. Vgl. Sheikh Ahmed Zaki Yamani: OPEC's long standing weakness. Vortrag vom 17. Februar 2000 im The Commonwealth Institute, London. Gegen diese These spricht allerdings, dass der Ölverbrauch außerhalb der OPEC in den neunziger Jahren stärker gestiegen ist als die Produktion in diesen Ländern, obwohl die Rohölpreise meist oberhalb von 16 Dollar je Barrel lagen. [22] Die Produktion war allerdings schon vorher unabhängig von dieser Entscheidung erhöht worden, die Konferenz von Djakarta hat aber diese Entwicklung legitimiert und das Signal an die Märkte gegeben, dass die OPEC faktisch aufgehört habe, die Produktion ihrer Mitgliedsländer zu begrenzen. Vgl. Edward Morse: New era opens for OPEC with end of quota epoch. In: Petroleum Intelligence Weekly, December 8, 1997, S. 5. [23] Bereits im August 1999 hatte der Saudi-Arabische Ölminister vorgeschlagen, einen Klub der wichtigsten Ölproduzenten zu organisieren, der die Rohölpreise durch Marktinterventionen nach dem Vorbild der Zentralbanken in einem Band von 17 bis 22 Dollar je Barrel stabilisiert. Vgl. Petroleum Intelligence Weekly, August 2, 1999, S. 1: OPEC could be serious about cartel strategy. Vorher hatte Saudi-Arabien noch ein Preisziel von 18 bis 20 Dollar je Barrel propagiert. [24] Vgl. Petroleum Intelligence Weekly, April 3, 2000, S. 1: OPEC adds micro control to tight supply strategy. Das Preisziel wurde ursprünglich mit dem Preis für Brent-Rohöl in Verbindung gebracht, inzwischen soll es für den OPEC-Korb gelten, dessen Preis in der Regel unter dem des hochwertigen Brent-Rohöls liegt. [25] Dies hat eine Diskussion über die Zuverlässigkeit auch der Daten der IEA bzw. über das missing-barrel-Phänomen ausgelöst. [26] Ein solches Verhalten ist z. B. im Falle des Irak naheliegend. Ein Hinweis auf entsprechendes strategisches Verhalten könnten auch die starken nachträglichen Revisionen von Produktionsdaten sein, wie sie regelmäßig in den USA vorgenommen werden. [27] Dafür spricht auch, dass die Importabhängigkeit der US-Ölversorgung in den neunziger Jahren deutlich zugenommen hat und dass inzwischen netto etwa die Hälfte des US-Ölbedarfs durch Importe gedeckt wird.
| ||
| |
-------------------------------------------------------------------------------Tabelle 1
Szenarien zur Entwicklung des Ölverbrauchs bis zum Jahr 2010
in Millionen Barrel pro Tag
-------------------------------------------------------------------------------
2005 2010 2005 2010
1990 1997 geringes starkes
Wirtschaftswachstum
Industrieländer 39,0 43,1 45,3 46,8 49,0 52,8
Nordamerika 20,4 21,9 24,5 26,0 26,4 29,0
Westeuropa 12,5 13,7 14,0 14,0 15,1 15,7
Asiatische Industrieländer 6,2 6,9 6,8 6,9 7,4 8,0
Frühere Sowjetunion und Osteuropa 10,0 5,7 5,9 6,6 6,6 7,8
Frühere Sowjetunion 8,4 4,0 4,3 5,1 4,8 5,8
Osteuropa 1,6 1,4 1,5 1,5 1,8 2,0
Entwicklungsländer 17,0 24,2 26,9 30,3 34,1 43,0
Asiatische Entwicklungsländer 7,6 12,6 14,4 16,1 18,0 22,5
Mittlerer Osten 3,9 4,8 4,8 5,4 6,2 7,8
Afrika 2,1 2,5 2,9 3,4 3,5 4,5
Zentral- und Südamerika 3,4 4,4 4,8 5,3 6,3 8,2
Welt 66,0 73,0 78,0 83,7 89,6 103,5
-------------------------------------------------------------------------------
Quelle: Energy Information Administration: International Energy Outlook 2000.
Washington, März 2000.
===============================================================================
-------------------------------------------------------------------------------
Tabelle 2
Entwicklung der Ölgewinnungskapazitäten bis zum Jahr 2010
in Millionen Barrel pro Tag
-------------------------------------------------------------------------------
1998 2005 2010 2005 2010 2005 2010
niedrige Ölpreise hohe Ölpreise hohe Produktion
(1)
OPEC 34,2 44,6 51,1 38,3 41,4 35,0 38,2
Persischer Golf 24,0 30,4 35,5 26,0 28,5 24,1 27,0
davon:
Iran 3,9 4,7 5,3 4,1 4,2 4,0 4,3
Irak 2,8 3,5 4,4 3,0 3,5 2,8 3,3
Kuwait 2,6 3,3 4,0 2,9 3,4 2,7 3,2
Saudi-Arabien 11,4 14,9 17,1 12,4 13,7 11,3 12,5
Venezuela 3,4 5,4 6,3 4,5 5,0 3,8 4,3
Sonstige OPEC-Länder 6,8 8,8 9,3 7,8 7,9 7,1 6,9
Nicht-OPEC 44,5 45,9 49,9 47,7 52,6 52,1 57,9
USA 9,3 8,0 8,1 8,7 9,1 8,7 9,1
Kanada 2,7 3,0 3,2 3,1 3,3 3,2 3,4
Mexiko 3,5 3,7 3,8 3,9 4,1 4,1 4,3
Nordsee 6,3 7,1 6,7 7,1 7,0 7,7 7,5
China 3,2 3,3 3,4 3,3 3,6 3,6 3,9
Frühere Sowjetunion 7,2 7,5 10,0 7,6 10,3 9,1 11,8
Afrika 2,8 2,8 3,5 3,2 3,5 3,8 4,8
Welt 78,7 90,5 101,0 86,0 94,0 87,1 96,1
-------------------------------------------------------------------------------
(1) Außerhalb der OPEC.
Quelle: Energy Information Administration: International Energy Outlook 2000.
Washington, März 2000.
===============================================================================
-------------------------------------------------------------------------------
Tabelle 3
Modellrechnungen der OPEC zu Angebot und Nachfrage bei Rohöl
in Millionen Barrel pro Tag
-------------------------------------------------------------------------------
Ist Referenzfall (1) Hoher Ölpreis (2)
Auswirkungen auf die Produktion
außerhalb der OPEC 2010
2000 2010 keine gering stark
Ölverbrauch
OECD 48,3 53,5 49,9 49,9 50,0
Frühere Planwirtschaften 9,0 11,5 11,4 11,4 11,4
Sonstige (mit OPEC) 18,8 25,6 24,0 24,0 24,0
Welt 76,0 90,6 85,4 85,3 85,3
Ölgewinnung
OECD 21,9 21,6 23,1 25,3 26,7
Frühere Planwirtschaften 10,6 13,2 13,5 13,5 13,5
OPEC (einschl. NGL (3)) 30,5 41,0 32,4 28,9 26,5
Sonstige 11,2 12,8 14,5 15,7 16,7
Welt 76,0 90,6 85,3 85,3 85,3
-------------------------------------------------------------------------------
(1) Rohölpreis von 18 $ je Barrel (2010).
(2) Rohölpreis von 30 $ je Barrel (2010).
(3) Natural Gas Liquids.
Quelle: OPEC: A background paper by Organization of Petroleum Exporting
Countries (OPEC), Vienna. 7th International Energy Forum (IEF), November 17-19,
2000. Riyadh.
===============================================================================
-------------------------------------------------------------------------------
Tabelle 4
Globale Ölbilanz sowie Veränderungen der Bestände vom 1. Quartal 1998
bis zum 4. Quartal 2000 und Prognose bis zum 4. Quartal 2001
in Millionen Barrel pro Tag
-------------------------------------------------------------------------------
1998 1999
I II III IV I II III IV
Ölverbrauch
OECD 47,3 45,5 46,7 48,1 48,8 45,7 47,0 49,0
Nordamerika 22,6 23,0 23,5 23,5 23,6 23,5 24,2 24,3
Europa (2) 15,4 14,7 15,2 15,9 15,8 14,4 14,7 15,7
Pazifik 9,2 7,8 8,0 8,8 9,4 7,9 8,2 9,1
Sonstige 27,7 27,5 27,2 27,2 27,0 27,2 27,1 27,5
Frühere Sowjetunion 4,6 4,2 4,1 4,1 3,6 3,3 3,4 3,7
China 4,4 4,2 4,0 4,0 4,4 4,6 4,3 4,6
Sonstiges Asien 6,8 6,7 6,7 6,9 7,0 7,1 7,1 7,1
Welt 75,0 73,0 73,9 75,3 75,8 72,9 74,1 76,5
Ölgewinnung (3)
OECD 22,6 22,0 21,3 21,6 21,5 20,9 21,3 22,0
Nordamerika 14,9 14,7 14,2 14,3 14,1 13,9 13,9 14,1
Europa (2) 6,9 6,6 6,3 6,8 6,8 6,5 6,7 7,1
Sonstige ohne OPEC 22,8 22,7 22,8 23,1 23,2 23,1 23,2 23,5
Frühere Sowjetunion 7,3 7,2 7,3 7,4 7,4 7,4 7,5 7,6
OPEC 31,3 31,1 30,2 30,3 30,6 29,1 29,1 29,0
Welt 76,7 75,8 74,3 75,0 75,3 73,1 73,6 74,5
Differenz
Insgesamt 1,7 2,8 0,4 -0,3 -0,5 0,2 -0,5 -2,0
Nettoveränderung der Lagerhaltung (4)
OECD -0,1 2,0 0,3 -0,8 -0,7 0,5 -0,4 -2,6
-------------------------------------------------------------------------------
-------------------------------------------------------------------------------
2000 Prognose 2001 (1)
I II III IV I II III IV
Ölverbrauch
OECD 48,0 46,3 47,7 48,6 49,1 46,6 48,0 49,6
Nordamerika 23,6 23,7 24,3 24,4 24,3 23,9 24,5 24,8
Europa (2) 15,1 14,5 15,0 15,4 15,3 14,6 15,1 15,7
Pazifik 9,3 8,0 8,3 8,8 9,5 8,1 8,4 9,1
Sonstige 27,5 27,6 28,2 28,1 28,4 28,6 28,7 29,1
Frühere Sowjetunion 3,6 3,4 3,5 3,7 3,7 3,4 3,3 3,5
China 4,7 4,6 5,1 4,8 4,9 5,0 5,0 5,3
Sonstiges Asien 7,1 7,3 7,3 7,3 7,4 7,5 7,5 7,6
Welt 75,5 73,9 75,9 76,8 77,5 75,2 76,7 78,7
Ölgewinnung (3)
OECD 22,2 21,7 21,7 21,9 22,2 22,0 21,9 22,6
Nordamerika 14,3 14,3 14,3 14,2 14,5 14,6 14,6 14,8
Europa (2) 7,1 6,6 6,6 6,9 6,9 6,6 6,5 6,9
Sonstige ohne OPEC 23,6 23,7 24,1 24,5 24,5 24,5 24,5 24,7
Frühere Sowjetunion 7,7 7,8 8,0 8,2 8,2 8,3 8,4 8,4
OPEC 29,3 30,7 31,3 31,9 30,8 28,7 30,3 31,4
Welt 75,2 76,2 77,1 78,2 77,5 75,2 76,7 78,7
Differenz
Insgesamt -0,3 2,3 1,2 1,4 0,0 0,0 0,0 0,0
Nettoveränderung der Lagerhaltung (4)
OECD -0,3 0,9 0,4 -0,8
-------------------------------------------------------------------------------
(1) Nach IEA.
(2) Einschließlich Türkei.
(3) Einschließlich Kondensat, Natural Gas Liquids, unkonventionelles Öl,
volumetrische Nettogewinne beim Raffinierungsprozeß und flüssige Energieträger
auf Basis von Alkohol oder Kohle.
4) Ein positives Vorzeichen bedeutet eine Erhöhung, ein negatives Vorzeichen
eine Reduktion der Lagerhaltung.
Quellen: IEA: Oil Market Report, Paris, den 9. August 2000 und 19. Januar 2001.
===============================================================================
-------------------------------------------------------------------------------
Tabelle 5
Lagerbestände und Reichweiten von Mineralöl
jeweils am Ende des angegebenen Zeitraums
-------------------------------------------------------------------------------
1995 1996 1997 1998 1999 I/2000 II/2000 III/2000
in Mill. Barrel
OECD 3 733 3 745 3 850 3 974 3 699 3 680 3 758 3 790
Industrie 2 536 2 546 2 643 2 725 2 470 2 445 2 525 2 553
Nordamerika 1 168 1 138 1 211 1 283 1 126 1 108 1 162 1 172
Westeuropa 938 930 940 989 906 927 917 929
Pazifik 430 477 493 454 438 410 446 453
Staat 1 198 1 199 1 207 1 249 1 228 1 234 1 232 1 237
Nordamerika 592 566 563 571 567 569 569 570
Westeuropa 307 330 329 362 346 349 349 352
Pazifik 299 303 315 315 315 315 315 312
Sonstige Bestände 998 1 001 1 030 1 063 989 984 1 005 1 013
Öl auf Tankern 784 798 812 859 808 826 853 837
Welt 5 516 13 033 13 393 13 844 12 892 12 847 13 131 5 638
in Tagen
OECD 81 80 82 83 77 79 79 76
Industrie 55 55 56 57 52 53 53 52
Nordamerika 53 50 52 54 48 47 48 48
Westeuropa 63 62 62 65 60 64 61 58
Pazifik 49 53 59 53 47 51 54 50
Staat 26 26 26 26 26 27 26 25
Nordamerika 27 25 24 24 24 24 23 23
Westeuropa 21 22 22 24 23 24 23 22
Pazifik 34 34 37 37 34 39 38 34
Welt 88 86 88 89 83 84 85 82
-------------------------------------------------------------------------------
Quellen: International Energy Agency: Oil Market Report, Paris, den 9.08.2000
und 19.01.2001; OPEC: Monthly Oil Market Report, Wien, Januar 2001.
===============================================================================
| |
| © DIW Berlin Wochenbericht 10/01 |
Diese Seite empfehlen