Fallende Vorräte unterstützen Preise

14.11.2011  |  Eugen Weinberg (Commerzbank)

Die Terminkurve von WTI weist erstmals seit drei Jahren wieder eine fallende Struktur auf. Die Preisdifferenz zwischen Brent und WTI hat sich um mehr als zehn US-Dollar eingeengt. Fallende US Rohöllagerbestände dürften ein Grund gewesen sein. Angesichts der Nachfrageschwäche in den USA erachten wir eine nachhaltige Verknappung am Markt aber eher als unwahrscheinlich. Am Markt für Mineralölprodukte zeigt sich in den Industrieländern eine Nachfrageverschiebung von Benzin zu Diesel, so dass hier der Gasölmarkt insgesamt trotz fallender Heizölnachfrage schleichend an Bedeutung gewinnt. Am aktuellen Rand signalisiert die Vorratssituation eine Verknappung am Gasölmarkt. Der Dieselpreis dürfte sich folglich kurzfristig besser entwickeln als der Benzinpreis.

Erstmals seit drei Jahren notiert die Terminkurve von WTI wieder in Backwardation, d.h. die Terminpreise mit späterer Fälligkeit notieren unter den Terminpreisen mit früherer Fälligkeit. Was sind die Gründe für diese Entwicklung? Für gewöhnlich geht eine Backwardation mit einer Angebotsverkappung einher, welche zu höheren Preisen am vorderen Ende der Terminkurve führt. Bei Brent besteht diese Konstellation schon seit dem Frühjahr (Grafik 1).

Hier waren es die Produktionsausfälle in der Nordsee und der Wegfall der libyschen Ölproduktion, welche für eine Verknappung an hochwertigem Rohöl in Europa und damit für die fallende Brent-Terminkurve sorgten. Welche Faktoren haben aber die WTI-Kurve Ende Oktober in Backwardation drehen lassen? In den vergangenen fünf Monaten kam es zu einem kontinuierlichen Rückgang der US-Rohöllagerbestände, welcher als Indiz für eine Markteinengung im wichtigsten Ölverbrauchsland angesehen wird. Besonders deutlich wird dies an der Lagerentwicklung in Cushing, dem Lager- und Auslieferungsort für WTI. Erreichten die dortigen Lagerbestände im Frühjahr ein Rekordniveau von knapp 42 Mio. Barrel, so fielen diese Ende September auf gut 30 Mio. Barrel, was einem Rückgang um 28% innerhalb von knapp sechs Monaten entspricht.

Bemerkenswert ist, dass dieser Lagerabbau vom Markt lange Zeit kaum beachtet wurde. Mitte Oktober notierte der 12-Monatskontrakt von WTI noch zwei US-Dollar über dem nächstfälligen Terminkontrakt. Dies kann möglicherweise mit dem Ausverkauf an den Rohstoffmärkten Anfang Oktober zu tun haben, durch welchen nächstfällige WTI-Terminkontrakte stärker in den Abwärtssog gezogen wurden als das hintere Ende der Terminkurve.

Umso heftiger war die Preisreaktion im Anschluss, als sich die Marktstimmung drehte. Während der Brentpreis in der zweiten Oktoberhälfte um die Marke von 110 USD je Barrel schwankte, konnte der WTI-Preis in diesem Zeitraum um 8% auf 95 USD je Barrel steigen. Die Preisdifferenz zwischen den beiden Ölsorten, welche Anfang Oktober ein Rekordniveau von 28 USD je Barrel erreichte, verringerte sich zum Monatsende auf 16 USD je Barrel, den niedrigsten Wert seit Ende Juni.



Wird die Backwardation bei WTI von Dauer sein? Um Aufschluss darüber zu bekommen, lohnt ein Blick zurück in die Jahre 2007 und 2008. Interessanterweise befand sich die WTI-Terminkurve bereits seit August 2007 in Backwardation, obwohl zu dieser Zeit noch ein beträchtlicher Lagerüberhang bestanden hatte (Grafik 2). Damals war die Veränderung der Terminkurve quasi ein Vorbote der Angebotseinengung in den darauffolgenden Monaten. D

ie US-Rohöllagerbestände befinden sich aktuell knapp über dem 5-Jahresdurchschnitt. Der im Sommer noch beträchtliche Lagerüberhang wurde in den vergangenen Wochen nahezu vollständig abgebaut. Diesmal folgte die Terminkurve also der Lagerbestandsveränderung. Von daher ist die heutige Situation mit der von Ende 2007 nicht unbedingt zu vergleichen. Die Lagerveränderung seit den Sommermonaten kann lediglich erklären, warum die WTI-Terminkurve nicht länger im Contango handelt, also keine ansteigende Form mehr aufweist.

Um eine länger anhaltende Backwardation bei WTI zu rechtfertigen, müssten die US-Rohöllagerbestände wie in der ersten Jahreshälfte 2008 deutlich und für einen längeren Zeitraum unter den 5-Jahresdurchschnitt absinken. Laut Internationaler Energieagentur ist dies in Europa und Asien bereits seit einigen Monaten der Fall, was die seit März bestehende Backwardation in der Brent-Terminkurve erklären kann. Ist Ähnliches auch bei WTI zu erwarten? Wir denken, dass dies eher unwahrscheinlich ist. In den letzten drei Wochen sind die US-Rohöllagerbestände per saldo wieder gestiegen, so dass sich mittlerweile erneut ein leichter Lagerüberhang gebildet hat.

Der vorherige Rückgang der US-Rohöllagerbestände war in erster Linie auf ungewöhnlich niedrigere Rohölimporte zurückzuführen (Grafik 3). Sobald sich diese normalisieren, dürften die Lagerbestände ebenfalls wieder steigen. Auf der Nachfrageseite gab es dagegen bis zuletzt keine nennenswerte Erholung. Die Raffinerieauslastung ist in den letzten Wochen jahreszeitüblich sogar deutlich zurückgegangen, weil die Raffinerien Wartungsarbeiten durchführten und ihre Produktion auf Winterbetrieb umstellten. Eine nach der Umstellung wieder höhere Raffinerieauslastung dürfte durch höhere Rohölimporte kompensiert werden.

Wie wird es mit der Preisdifferenz zwischen Brent und WTI weitergehen? Wir rechnen mit einem weiteren Rückgang auf 10 USD je Barrel bis Ende 2012. Mit der Rückkehr des Ölangebots aus Libyen sollte die Angebotsknappheit am Brentmarkt im Laufe des kommenden Jahres verschwinden. Eine Einengung der Preisdifferenz auf weniger als 10 USD könnte sich durch die jüngste Verschiebung einer Entscheidung über den Bau der Keystone-Pipeline verzögern, denn erst diese wird es ermöglichen, Rohöl aus Kanada direkt an die US-Golfküste zu transportieren und nach Übersee zu exportieren (siehe auch Rohstoffe kompakt vom 14. Februar 2011).

Bis dahin bleiben die Arbitragemöglichkeiten allerdings eingeschränkt und das Überangebot am US-Ölmarkt voraussichtlich bestehen. Dies gilt umso mehr, da die US-Ölproduktion im Oktober auf den höchsten Stand seit mehr als 8 Jahren gestiegen ist.

Die Ölpreise dürften ihr derzeit hohes Niveau nicht halten. Die nachlassende Konjunktur-dynamik in den wichtigsten Ölverbrauchsländern dürfte sich in einer geringeren Ölnachfrage bemerkbar machen. Dazu dürfte sich die Angebotsseite durch die Rückkehr der Ölproduktion in Libyen in den kommenden Monaten merklich entspannen.





Wir rechnen daher weiter mit einem Rückgang des Brentölpreises in Richtung 100 USD je Barrel in den kommenden drei Monaten. Allerdings sind zuletzt die Risiken gestiegen, dass der Ölpreisrückgang geringer ausfällt. So haben die wichtigsten Notenbanken der Welt ihre Geldpolitik weiter gelockert bzw. dies in Aussicht gestellt, was sich unterstützend auf die Ölpreise auswirken sollte.



Produktmärkte: OECD-Länder wechseln von Benzin zu Diesel

Die Preise für die Mineralölprodukte werden überwiegend am globalen Rohölmarkt bestimmt. Denn während es für die Rohölnachfrage eher unbedeutend ist, in welche Mineralölprodukte das Rohöl verarbeitet wird, stellt der Inputfaktor Rohöl den Hauptkostenblock im Raffinerieprozess dar. Darüber hinaus sind die Raffineriebetreiber in der Lage, durch Quersubventionierung Preisdifferenzen an den unterschiedlichen Produktmärkten abzufedern. Doch wie verhalten sich die Preise in den wichtigsten Produktkategorien Benzin und Gasöl, die zusammen in den Industrieländern knapp 60% der Nachfrage ausmachen? Welche langfristigen Trends sind auszumachen? Und hatte der im Vergleich zu Brentöl niedrige Spotpreis für amerikanisches Leichtöl der Sorte WTI eine Auswirkung am Markt für Mineralölprodukte? Das sind die Fragen, denen wir im Folgenden nachgehen werden.

Richten wir den Blick zunächst auf den Gasölmarkt, der als Übergriff im Folgenden sowohl den Diesel- als auch den Heizölmarkt umfasst und dem weltweit wichtigsten Marktsegment, den Mitteldestillaten, zugerechnet wird. Der Gasölmarkt hat in den Industrieländern bis zum Jahr 2008 im Vergleich zum Benzinmarkt an Bedeutung gewonnen, wobei der Trend durch den Absatzeinbruch in der Wirtschaftskrise 2009 unterbrochen wurde. Der Bedeutungszuwachs ist umso bemerkenswerter, als dass der Bedarf zu Heizzwecken stetig sinkt, weil Heizöl sowohl in Europa, aber vor allem in den USA verstärkt durch Erdgas substituiert wird (Grafik 4).

Diese Tendenz dürfte sich fortsetzen; für Deutschland beispielsweise prognostiziert der Mineralölwirtschaftsverband eine bis zum Jahr 2020 um weitere 20% schrumpfende Heizölnachfrage. Dass das Marktsegment Gasöl dennoch immer mehr an Bedeutung gewinnt, ist vor allem der in Europa in den letzten Jahren stark gestiegenen Dieselpenetration des Kfz-Bestandes zuzurechnen. Mittlerweile wird in Europa doppelt soviel Diesel wie Benzin abgesetzt. Deutschland hat Frankreich als wichtigsten Dieselabsatzmarkt mittlerweile fast eingeholt. Infolge der Nachfrageverschiebung in Europa hat sich in den Industrieländern das Verhältnis von Benzin- zu Dieselnachfrage von 2 im Jahr 2000 auf gut 1,5 im Jahr 2010 verringert.

Die Dieselnachfrage ist zyklisch (Grafik 5). In einer einfachen Regression lassen sich immerhin 66% der jährlichen Veränderungen der Dieselnachfrage in den Industrieländern durch das Wachstum der gesamtwirtschaftlichen Leistung erklären. Das erklärt sich unter anderem mit dem im Konjunkturzyklus atmenden logistischen Bedarf einer Volkswirtschaft, denn der Lkw-Fuhrpark ist überwiegend dieselbetrieben. In Deutschland beispielsweise entfällt knapp 60% der Dieselkraftstoffnachfrage auf den Lkw-Sektor.

Aufgrund der Verschiebung der Nachfragestruktur hin zu mehr Dieselbedarf ist Europa auf Gasöl-Importe angewiesen. Die Nettoimporte belaufen sich auf rund 25 Mio. Tonnen pro Jahr und kommen bisher zu fast 80% aus den ehemaligen Ländern der Sowjetunion.

Spiegelbildlich verlaufen die langfristigen Tendenzen am Benzinmarkt: in Europa fällt die Benzinnachfrage nun im Trend seit dem Jahr 2000. Mit rund 90 Mio. Tonnen pro Jahr ist diese mittlerweile 30% niedriger als vor zehn Jahren. Das Beratungsunternehmen PFC prognostiziert, dass die Benzinnachfrage in der EU bis 2020 zusätzlich um rund 2,5% p.a. schrumpfen wird.

Warum sich der niedrige WTI Preis nicht auf die (amerikanischen) Produktpreise
auswirkt Die Ausweitung der Preisspanne zwischen WTI und Brent hat sich auf die amerikanische Produktpreise nicht ausgewirkt. Die Spanne zwischen dem in den USA an der NYMEX gehandeltem Heizöl (heating oil) und dem in Europa an der ICE gehandeltem Gasöl lag in diesem Jahr durchschnittlich bei knapp 6 USD je Tonne und damit gleichauf mit dem Fünf-Jahresdurchschnitt. Die Erklärung liegt in der Tatsache, dass das günstige WTI nur für einen kleinen Teil der amerikanischen Raffinerien zugänglich ist.

Oklahoma selber hat nur 5 Raffinerien, die zusammen lediglich 3% der US-Kapazität stellen. Und selbst wenn man den Blick auf alle Raffinerien im gesamten Distrikt Midwest (PADD II) wirft, so stellen diese gerade mal ein Fünftel der Gesamtkapazität. Über die Hälfte der US-Raffineriekapazitäten befindet sich dagegen im Golfküstendistrikt (PADD III). Dort, an der Ost- als auch der Westküste sind die Preise des seewärtsgehandelten Öls sowie der heimischen Sorten wie Louisiana Light relevant, die nur geringfügig unter dem Preis für Brentöl liegen. Von den niedrigen WTI-Preisen profitiert also nur ein geringer Teil der US-Raffinerien.



In der Vergangenheit passten die Tendenzen am europäischen Markt sehr gut zu denen des US-amerikanischen Marktes: der europäische Angebotsüberschuss an Benzin wurde nach Amerika exportiert und dort abgesetzt. Doch der Benzinbedarf am US-Markt schrumpft: mit 8,8 Mio. Barrel pro Tag lag die implizite Benzinnachfrage im Oktober rund 5% niedriger als vor der Krise im Herbst 2007. Dabei ist zusätzlich zu berücksichtigen, dass dem Benzin in den USA mittlerweile 10% Ethanol beigemischt werden. Der Bedarf an herkömmlichem Benzin ist somit noch niedriger.

Ein Grund für die schwache Nachfrage ist die geringere Fahraktivität. Gemäß dem amerikanischen Transportministerium lag die Zahl der in den letzten 12 Monaten gefahrenen Meilen im August 2% unter der im Rekordmonat August 2007. Ausschlaggebend waren zum einen die flaue Einkommensentwicklung, zum anderen die hohen Benzinpreise. Diese lagen in den Sommermonaten durchschnittlich 36% über dem Vorjahr und erreichten im Mai ein Rekordniveau von gut 4 USD je Gallone. Nicht zuletzt deshalb war die diesjährige Sommerfahrsaison mit einem durchschnittlichen Verbrauch von 9,2 Mio. Barrel pro Tag eine der schwächsten seit Jahren.

Dass die Benzinnachfrage sogar noch stärker gefallen ist als es die Fahrtätigkeit indiziert, ist mit einer spürbaren Reduzierung des Spritverbrauchs des amerikanischen Fuhrparks zu erklären. Denn die hohen Preise und neue gesetzliche Auflagen zwangen zur Suche nach Effizienzgewinnen beim Kraftstoffverbrauch.

Der amerikanische Benzinverbrauch enttäuschte nicht nur in den letzten drei Jahren: auch langfristig rechnet die US-Energiebehörde EIA mit einem tendenziell stagnierenden bis leicht sinkenden Benzinverbrauch. Hinzu kommt, dass mit einer möglichen flächenweiten Einführung von E15, also Benzin, dem 15% Ethanol beigemischt sind, immer mehr herkömmliches Benzin durch Biokraftstoffe ersetzt werden dürfte. Dafür spricht auch die steigende Anzahl sogenannter Flexi-fueler, also Autos, die sowohl mit herkömmlichem Benzin als auch mit Ethanol betrieben werden können.

Und wie sieht es am aktuellen Rand aus? Eine Indikation geben die Lagerbestände, die zurzeit ein zu den oben geschilderten langfristigen Tendenzen passendes Bild zeigen. Die aktuelle Vorratssituation bei den Mitteldestillaten ist als knapp zu bezeichnen. Gemäß Daten der IEA waren diese in den OECD-Ländern bereits im August unter dem Fünf-Jahresdurchschnitt gerutscht und verharrten dort auch im September (Grafik 6).







Vor allem in Europa und den Industrieländern im pazifischen Raum waren die Vorräte an Mitteldestillaten unterdurchschnittlich. Diese Tendenz dürfte sich in den letzen Wochen fortgesetzt haben: Die vom Research-Unternehmen PJK International erhobenen Lagerdaten für die Region Amsterdam, Rotterdam, Antwerpen (ARA) zeigen, dass die Gasöl-Vorräte seit Ende August per saldo um 13% geschrumpft und damit auf den niedrigsten Stand seit drei Jahren gefallen sind (Grafik 7, Seite 4).

Auch die jüngsten Daten des amerikanischen Energieministeriums zeigen einen für diese Jahreszeit unüblich kräftigen Abbau der US-Destillate-Vorräte (Grafik 13, Seite 7). Anfang November lagen die Lagerbestände auch in den USA gut 6% unter dem zu dieser Jahreszeit üblichen Niveau. Ausschlaggebend war dabei aber weniger eine kräftige heimische Nachfrage, sondern vielmehr die deutlich gestiegenen Exporte (Grafik 8).

Diese lagen in den ersten acht Monaten des laufenden Jahren 25% höher als im Vorjahr. Vor allem nach Europa wurden die Ausfuhren kräftig gesteigert. So war der Absatz in den Niederlanden gut 85% höher als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Diese Tendenz setzte sich gemäß der Wochendaten bis Ende Oktober fort: Mit durchschnittlich 900 Tsd. Barrel pro Tag lagen diese auch im Oktober nochmals 20% über dem Vorjahresmonat.

Ein kräftiges Nachfragewachstum ist im Übrigen auch in den Schwellenländern zu verzeichnen. China dürfte aktuellen Angaben des staatlichen Öleinkäufers Unipec zufolge im November erneut zum Netto-Importeur von Diesel werden. Auch in Russland ist die Nachfrage zuletzt ungewöhnlich stark gestiegen. Insgesamt dürfte diese im laufenden Jahr fast 10% zulegen. Entsprechend weniger Diesel steht für den Export nach Europa zur Verfügung.

Etwas anders dagegen ist das Bild bei Benzin: hier sind die Lagerbestände weiterhin komfortabel. In den USA liegen sie leicht über dem 5-Jahresdurchschnitt: Dass sie trotz der schwachen US-Benzinnachfrage nicht deutlich höher liegen, ist ebenfalls auf eine rege Exporttätigkeit zurückführen. Vor allem in Lateinamerika haben die US-Raffinerien neue
Absatzmärkte gefunden. Derzeit ist lediglich der Export von US-Ölprodukten ohne Einschränkung möglich. Insbesondere für Raffinerien mit Zugang zum vergleichsweise billigen WTI ist es daher lukrativ, Rohöl zu verarbeiten und die Ölprodukte zu exportieren. Dies ist wahrscheinlich ein weiterer Grund, weshalb die USA in den letzten Monaten zu einem großen Netto-Exporteur von Ölprodukten geworden sind.

Das Ungleichgewicht zwischen Destillate- und Benzinmarkt spiegelt sich bereits im Preisgefüge zwischen den Ölprodukten wider: Der Dieselpreis ist in den letzten Wochen spürbar stärker gestiegen als der Benzinpreis (Grafik 9). Angesichts der niedrigen Lagerbestände und der bevorstehenden Heizperiode sehen wir kurzfristig weiteres Potenzial für relative Stärke. Ein Preisaufschlag wie im Herbst 2008, als Diesel zeitweise bis zu 60% teurer war als Benzin, erwarten wir jedoch nicht, denn dieser war damals vor allem einem Preiseinbruch bei Benzin geschuldet.

Da wir tendenziell von einem fallenden Rohölpreis ausgehen, dürfte auch der Dieselpreis nachgeben, allerdings weniger als der Benzinpreis. Der Dieselpreis dürfte bis zum Jahresende in Richtung 950 USD je Tonne fallen, der Benzinpreis auf 860 USD je Tonne. Mittelfristig dürfte die konjunkturelle Schwäche aber auch der Spanne am Dieselmarkt zusetzen. Für 2012 erwarten wir einen durchschnittlichen Preis von 930 USD je Tonne für Diesel und von 920 USD je Tonne für Benzin.



Auf einen Blick





























© Eugen Weinberg
Senior Commodity Analyst

Quelle: “Rohstoffe kompakt“, Commerzbank AG





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