Öl im Transparenz-Check - MWV

MWV Jahresbericht/Mineralöl-Zahlen 2011
Öl im Transparenz-Check
Öl im Transparenz-Check
Jahresbericht
Mineralöl-Zahlen
2011
Wahrnehmung
Wahrnehmung
und Realität
und Realität
Ein Beitrag zur Versachlichung der Debatte
Ein Beitrag zur Versachlichung der Debatte
um Rohöl, Raffinerien und Kraftstoffe
um Rohöl, Raffinerien und Kraftstoffe
MINERALÖLWIRTSCHAFTSVERBA
Georgenstraße 25 · 10117 Be

Öl im Transparenz-Check
Wahrnehmung
und Realität
Ein Beitrag zur Versachlichung der Debatte
um Rohöl, Raffinerien und Kraftstoffe
Mineralölwirtschaftsverband e.V.

1. Auflage April 2013
Herausgeber:
MINERALÖLWIRTSCHAFTSVERBAND E.V.
Abteilung Volkswirtschaft
Georgenstraße 25
10117 Berlin
Telefon: 030 - 202 205 30
Telefax: 030 - 202 205 55
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Internet: www.mwv.de
Gesamtherstellung:
Oeding print GmbH
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38100 Braunschweig
Telefon: 0531 - 480 150
Internet: www.oedingprint.de
Titelbilder:
BP Europa SE, Shell International Ltd.

Vorwort
Öl hat für die Entwicklung der modernen Gesellschaft so viel beigetragen wie kaum ein anderes Wirtschafts-
gut. Gleichzeitig waren und sind Diskussionen um Öl oft kontrovers. Dies kann nicht überraschen, kommt
diesem Energieträger doch weltweit eine herausragende Bedeutung zu.
Die Kontroversen finden nicht nur auf der großen weltpolitischen Bühne statt. Bundes- und Länderparlamen-
te befassen sich ebenso mit dem Thema wie das gesamte Spektrum der deutschen Medienlandschaft. Und
auch die Tankstelle und der Stammtisch in der Nachbarschaft sind oftmals Schauplatz intensiver Diskussio-
nen.
Ein wesentlicher Grund für die zum Teil kritische Haltung gegenüber dem Energieträger Öl sind die zahlrei-
chen Vorurteile, mit denen die Ölindustrie heute belastet ist. Viele dieser Vorurteile haben historischen Ur-
sprung. Sie sind aber mittlerweile längst überholt. Vieles hat sich in den vergangenen vier Dekaden geän-
dert. Die heutigen Marktakteure und das aktuelle Marktgeschehen haben mit den Zeiten bis zu den Ölkrisen
in den 1970er Jahren kaum etwas gemeinsam.
Die vorhandene Wahrnehmung der Ölindustrie verhindert eine faktenbasierte Debatte und damit die drin-
gend notwendige Grundlage für eine intelligente, klare und umfassende Energiepolitik. Doch gerade eine
solche fundierte Basis ist heute für die richtigen politischen Weichenstellungen nötig. Denn Deutschland
steht an einem historischen Wendepunkt in der Energiepolitik.
Es ist höchste Zeit, den enormen Herausforderungen mit einer ehrlichen Debatte zu begegnen. Der Mineral-
ölwirtschaftsverband (MWV) möchte mit dieser Publikation mehr Transparenz schaffen und damit eine in-
formierte Beurteilung des Energieträgers Mineralöl ermöglichen.
Berlin, im April 2013
Dr. Klaus Picard
Hauptgeschäftsführer und Mitglied des Vorstandes
Mineralölwirtschaftsverband e.V.
Öl im Transparenz-Check 3

Inhalt
Wahrnehmung 1:
„Das Ölzeitalter geht zu Ende“ 5
Wahrnehmung 2:
„Die Ölindustrie entzieht sich dem Wettbewerb“ 13
Wahrnehmung 3:
„Die Oil-Majors dominieren den Markt“ 19
Wahrnehmung 4:
„Die Ölindustrie ist schuld am hohen Benzinpreis“ 23
Wahrnehmung 5:
„Früher war das Autofahren viel billiger“ 31
Wahrnehmung 6:
„Die Ölindustrie wirtschaftet in die eigene Tasche“ 35
Wahrnehmung 7:
„Raffinerien verdienen besser als behauptet wird“ 41
4 Öl im Transparenz-Check

Realität ist:
Wahrnehmung 1
„Das Ölzeitalter geht zu Ende“
Noch nie waren die Ölreserven so groß wie heute. Das bedeutet: Die
Ölversorgung ist langfristig gesichert. Und das ist eine gute Nachricht,
denn Öl wird in den kommenden Jahren wichtigster Energieträger
und unverzichtbar im Verkehrssektor bleiben.
Öl im Transparenz-Check 5

Die Ölversorgung ist langfristig gesichert
Nichts weist gegenwärtig auf ein bevorstehendes Fördermaximum oder gar auf eine Erschöpfung der Ölreserven
hin. Im Gegenteil: Noch nie waren die sicheren Ölreserven so hoch wie heute. Das belegen Daten
der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), die als Oberbehörde wichtigste geowissenschaftliche
Beratungseinrichtung der Bundesregierung. Nach Analysen der BGR haben sich die weltweit
bestätigten Ölreserven innerhalb der vergangenen zwölf Jahre um beinahe die Hälfte erhöht – trotz eines
enorm gestiegenen globalen Verbrauchs infolge des Wirtschaftswachstums in Schwellenländern wie China
und Indien. Das Gesamtpotenzial der derzeit bekannten Ölvorkommen liegt nach Berechnungen der BGR
bei 627 Milliarden Tonnen. Das bedeutet: Erdöl wird auch in den nächsten Jahrzehnten ausreichend zur
Verfügung stehen.
Weltweite Reserven und Ressourcen von Erdöl
Quelle: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Datenstand: Ende 2010
Vor allem aufgrund des Potenzials an unkonventionellen Quellen werden die Ölvorräte der Welt aus heutiger
Sicht ausreichen, um auch einen steigenden Bedarf für weit mehr als 100 Jahre zu decken. Zu dieser Einschätzung
kamen die rund 5000 Experten beim World Petroleum Congress 2011 im arabischen Doha. Ihr
Fazit: Es ist eher davon auszugehen, dass das Zeitalter des Öls zu Ende geht, weil das Öl nicht mehr gebraucht
wird, und nicht, weil es keine Reserven mehr gibt. Auch angesehene Klimawissenschaftler erkennen
zunehmend die langfristige Verfügbarkeit fossiler Rohstoffe an. Professor Ottmar Edenhofer, Potsdam-
Institut für Klimafolgenforschung (PIK): „Der Höhepunkt der Ölförderung ist nicht in Sicht. Kohlenstoffe sind
der Energieträger für das 21. Jahrhundert schlechthin“ 1
Neben der Entdeckung und Erschließung neuer Felder sind es vor allem technisch-wissenschaftliche Fortschritte,
die das Ende des Ölzeitalters sehr weit in die Zukunft verschoben haben. Neue Explorations- und
Produktionstechniken ermöglichen die Erdölförderung auch in schwerer zugänglichen Lagerstätten. Insbesondere
in den vergangenen zehn Jahren haben innovative Entwicklungen die Ölsuche und Ölförderung
geradezu revolutioniert. So hat in den USA eine neue Fördermethode, mit der sich Erdöl aus Schiefer und
anderen dichten Gesteinen wirtschaftlich gewinnen lässt, die Ölproduktion wieder deutlich erhöht und einen
regelrechten Öl-Boom ausgelöst. Vor wenigen Jahren noch galten diese Ölquellen als wirtschaftlich unerreichbar.
1 Frankfurter Allgemeine Zeitung vom 27.11.2012.
6 Öl im Transparenz-Check

Öl bleibt wichtigster Energieträger der Welt
Der Energiemix von morgen wird breiter. Dennoch sagen die Analysen der wichtigsten Expertengruppen
übereinstimmend voraus, dass Öl in den kommenden rund 25 Jahren weltweit der zentrale Energieträger
bleiben wird. Nach Berechnungen der Internationalen Energieagentur (IEA) 2 liefert Öl im Jahr 2035 mit
27 Prozent den größten Beitrag zur Deckung des zukünftig weiter dynamisch steigenden globalen Energiebedarfs.
Entwicklung des globalen Primärenergieverbrauchs
Quelle: Internationale Energieagentur, World Energy Outlook 2012 (new policy scenario)
Seit Mitte des vergangenen Jahrhunderts ist Öl unverzichtbares Element im globalen Energiemix und wichtigster
Rohstoff der Welt. Die beiden Ölpreiskrisen 1973/74 und 1979/80 konnten Veränderungen in der Verbrauchsstruktur
und Effizienzfortschritte forcieren, aber den stetigen Verbrauchsanstieg langfristig nicht substanziell
beeinflussen. Projektionen über die zukünftige Verbrauchsentwicklung sagen übereinstimmend
voraus, dass Öl weltweit der zentrale Energieträger bleiben wird 3 . Nach Berechnungen der IEA 4 steigt der
Ölbedarf bis 2035 um 14 Prozent auf rund 100 Mio. Barrel pro Tag an und trägt dann mit einem Anteil von
27 Prozent weiterhin die Hauptlast zur Deckung des globalen Energieverbrauchs, gefolgt von Kohle (25 Prozent)
und Erdgas (24 Prozent). Somit wird der anhaltende globale Energiehunger – mit einem Verbrauchszuwachs
um rund 35 Prozent zwischen 2010 und 2035 – auch zukünftig in erster Linie durch fossile Energieträger
gedeckt werden.
2 Die Internationale Energieagentur wurde als unabhängige Organisation im November 1974 im Rahmen der OECD (Organisation for
Economic Cooperation and Development) eingerichtet. Sie vereint 28 Mitglieder darunter Deutschland und andere europäische sowie
außereuropäische Staaten wie z. B. USA und Japan (Stand 2012).
3 Die Modellrechnungen anerkannter Organisationen und Experten unterscheiden sich in der Größenordnung und den Kernaussagen
zur globalen Verbrauchsentwicklung kaum (vgl. Analysen von International Energy Agency (IEA), Energy Information Administration
(EIA), World Energy Council (WEC), Cambridge Energy Research Associates (IHS CERA) etc.).
4 World Energy Outlook 2012.
Öl im Transparenz-Check 7

Die Wachstumsregionen sind Treiber der zukünftigen Ölnachfrage
Die internationale Energieagentur (IEA) sieht bis zum Jahr 2035 insbesondere infolge von Effizienzsteigerungen
eine um 21 Prozent sinkende Ölnachfrage in den Staaten der OECD 5 . Dem steht ein deutlicher Verbrauchsanstieg
in den Wachstumsregionen außerhalb der OECD gegenüber. Allein in China wird ein Verbrauchszuwachs
von zwei Dritteln bis 2035 erwartet, Indien wird seinen Energieverbrach voraussichtlich
mehr als verdoppeln. Der Anstieg des gewerblichen Verkehrs und der Nachholbedarf nach individueller Mobilität
bestimmen die dortige Dynamik. Die globale Ölnachfrage wird daher in erster Linie durch die Entwicklung
in den Wachstumsregionen getrieben.
Entwicklung der Ölnachfrage in ausgewählten Weltregionen
Quelle: Internationale Energieagentur, World Energy Outlook 2012 (new policy scenario)
Den hohen Verbrauchszuwächsen in den Wachstumsregionen außerhalb der OECD steht eine sinkende
lokale Förderung gegenüber. Ohne die Nutzung innovativer Technologien zur Rohölförderung wird die dortige
Ölversorgung nur durch deutlich höhere Importe bereitgestellt werden können. In den OECD-Staaten
vollzieht sich hingegen eine andere Entwicklung. Effizienzverbesserungen führen dazu, dass der Ölbedarf in
der Europäischen Union wie auch in den USA im OECD-Vergleich überdurchschnittlich stark zurückgehen
wird. Besonders bemerkenswert ist die Situation in den USA: Durch den Einsatz modernster Fördertechnologien
steigt die lokale Förderung unkonventioneller Öl- und Gasvorkommen im Gegensatz zu anderen Weltregionen
erheblich an. Die Internationale Energieagentur erwartet, dass die USA innerhalb der kommenden
rund 10 Jahre zum größten Ölproduzenten der Welt aufsteigen wird, und sich die ehemals größte Ölimportnation
ab 2030 zum Nettoölexporteur entwickelt.
5 Organisation for Economic Co-operation and Development (= Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung),
34 Mitgliedsländer darunter Deutschland und andere europäische sowie außereuropäische Staaten wie z. B. USA und Japan.
8 Öl im Transparenz-Check

Mineralöl bleibt zentraler Bestandteil im deutschen Energiemix
Mineralöl ist mit einem Anteil von 33 Prozent am Primärenergieverbrauch im Jahr 2012 der wichtigste Energieträger
in Deutschland, gefolgt von Erdgas, Steinkohle und Braunkohle. Trotz sinkender Nachfrage ist zu
erwarten, dass Mineralöl auch in Zukunft seine zentrale Bedeutung im deutschen Energiemix behalten wird.
Selbst die Energieszenarien der Bundesregierung, die ambitionierte Marktanteile für Erneuerbare Energien
festsetzen, sehen Mineralöl mit einem Anteil von 30,5 Prozent im Jahr 2030 und 20 Prozent im Jahr 2050
weiterhin als wichtigen Bestandteil im deutschen Energiemix.
Primärenergiemix in Deutschland in den Jahren 2012 und 2030
Quelle: AG Energiebilanzen, Energieverbrauch 2012; EWI, Prognos, GWS, Energieszenarien 2011
Die aus Rohöl gewonnenen Mineralölprodukte, sind aus dem Alltag einer modernen Gesellschaft nicht mehr
wegzudenken. Der Hauptanteil von rund 60 Prozent wird in Form von Kraftstoffen, wie Benzin, Diesel und
Kerosin, im Mobilitätssektor verbraucht. Weitere knapp 20 Prozent gehen als Heizöl in den Wärmesektor.
Mineralölprodukte dienen auch als wichtige Einsatzstoffe in der chemischen Industrie und finden sich in vielen
Produkten des Alltags wieder: Zahnbürsten, Kugelschreiber, Textilien, Kosmetik, Waschmittel, Spielzeug,
Küchengeräte und Medikamente. Darüber hinaus werden aus Rohöl Bitumen für den Bausektor oder
Schmieröle für Maschinen hergestellt.
Öl ist der Garant für bezahlbare Mobilität und Wärme. Die Mineralölverarbeitung als Teil der Realwirtschaft
ist unverzichtbar für die lokale Wertschöpfung, den Industriestandort und die wirtschaftliche Entwicklung in
Deutschland insgesamt. Im Gegensatz zu alternativen Energieträgern ist Mineralöl ohne Subventionen wettbewerbsfähig
und trägt zudem die höchste Steuerlast aller Energieträger. Das jährliche Steueraufkommen
von über 50 Mrd. Euro ermöglicht es dem Staat seinen sozialen Verpflichtungen nachzukommen. Die effiziente
Nutzung von Mineralölprodukten ist die Grundvoraussetzung für die Leistungsfähigkeit jeder modernen
Volkswirtschaft, die Wohlstand sichern und im globalen Wettbewerb bestehen will.
Öl im Transparenz-Check 9

Ölprodukte sind auch 2030 im Verkehrssektor unverzichtbar
Mineralöl wird in den kommenden rund 20 Jahren der mit Abstand wichtigste Energieträger im Verkehrssektor
in Deutschland bleiben. Selbst bei einem hohen Anteil regenerativer Energien bestätigen Analysen der
Deutschen Energieagentur (dena) sowie anderer einschlägiger Think Tanks diesen Befund. Aktuelle Szenarien
weisen eine Bandbreite für den Mineralölanteil im Jahr 2030 von 58 bis 84 Prozent aus.
Struktur des Endenergieverbrauchs im Verkehrssektor (Vergleich von Ziel-Szenarien)
Quelle: Deutsche Energieagentur (dena), 2011; eigene Berechnungen
Trotz einer weiterhin hohen Bedeutung im Verkehrssektor wird der Mineralölbedarf in Deutschland in Zukunft
vor allem durch Effizienzsteigerung und alternative Energieformen in Nischenmärkten weiter zurückgehen.
Ziel-Szenarien legen darüber hinaus eine geringere Verkehrsleistung im Pkw-Sektor fest. Demgegenüber
steht eine deutliche Zunahme des gewerblichen Verkehrs. Der damit verbundene Mehrverbrauch schlägt
aber nicht voll auf den Kraftstoffverbrauch an deutschen Tankstellen durch, da der internationale Güterverkehr
wegen der vergleichsweise hohen deutschen Mineralölsteuer im benachbarten Ausland tankt. Verbrauchsdämpfend
wirken kraftstoff- und fahrzeugseitige Effizienzverbesserungen. Insgesamt wird der Mineralölbedarf
in Deutschland sinken. Zuletzt veröffentlichte Ziel-Szenarien zeigen Maßnahmen 6 auf, die mit
teilweise massiven Eingriffen in das heutige Mobilitätsverhalten der Bürger, den Endenergieverbrauch im
Verkehrssektor bis 2030 um bis zu 39 Prozent senken könnten.
6 Z.B. Renewbility II-Klimaschutz: Anstieg des Rad- und Fußverkehrs um 15% bis 2030, Wegfall der Pendlerpauschale, Tempolimit 120
km/h auf Bundesautobahnen.
10 Öl im Transparenz-Check

Die Ölabhängigkeit Deutschlands sinkt
Ölverbrauch und Wirtschaftswachstum haben sich entkoppelt. Innovative Entwicklungen haben marktgetriebene
Effizienzsteigerungen ermöglicht, so dass der Ölverbrauch von 1996 bis 2009 durchschnittlich um
1,7 Prozent pro Jahr gesunken ist. Damit ist Deutschland heute weitaus besser in der Lage, Versorgungs-
oder Preisrisiken und deren ökonomische Auswirkungen abzufedern als noch vor 30 oder 40 Jahren. Mit der
niedrigsten Ölintensität 7 aller großen Industrie- und auch Schwellenländer nimmt Deutschland international
eine Spitzenstellung ein.
Entwicklung der Ölintensität in wichtigen Ölimportländern
Quelle: Hamburgisches WeltWirtschaftsInstitut (HWWI), Die volkswirtschaftliche Bedeutung des Raffineriestandortes Deutschland, 2010
Innovation und die Weiterentwicklung von Kraft- und Schmierstoffen im Zusammenspiel mit immer verbrauchsärmeren
Verbrennungsmotoren führen zur Effizienzsteigerung im Mobilitätssektor. Energieverbrauch
und CO2-Emissionen des Straßenverkehrs sind seit 1999 stark rückläufig und bei gestiegener Fahrleistung
niedriger als 1990. Auch die hocheffizienten Ölheizungen tragen zur Reduktion des Ölverbrauchs bei. Obwohl
die Zahl der Ölheizungen seit 1990 mit sechs Millionen konstant geblieben ist, hat sich der Verbrauch
von Heizöl in Deutschland im selben Zeitraum nahezu halbiert. Im Strombereich spielt Öl als Energieträger
praktisch keine Rolle mehr. Noch 1973 wurden 13 Prozent des Stroms aus Mineralöl erzeugt, dieser Anteil
ist bereits bis zum Anfang der 1980er-Jahre auf das heutige Niveau von unter 2 Prozent zurückgegangen.
Im Ergebnis haben diese Entwicklungen marktgetriebene Effizienzsteigerungen ermöglicht, sodass der Ölverbrauch,
trotz Wirtschaftswachstum, von 1996 bis 2009 durchschnittlich um 1,7 Prozent pro Jahr gesunken
ist.
7 Ölverbrauch bezogen auf die Wirtschaftsleistung.
Öl im Transparenz-Check 11

12 Öl im Transparenz-Check

Wahrnehmung 2
„Die Ölindustrie entzieht sich dem Wettbewerb“
Realität ist:
Der Wettbewerb in der Ölwirtschaft ist härter denn je. Vom Bohrloch
bis zur Zapfsäule – in allen Marktsegmenten wird um Marktanteile
und Kunden gerungen.
Öl im Transparenz-Check 13

Die Segmente des Ölgeschäfts bilden getrennte Märkte
Der Mineralölsektor umfasst drei Hauptbereiche: die Erdölsuche und -förderung („Upstream“), die Rohölverarbeitung
sowie den Vertrieb der Endprodukte wie Benzin, Diesel, Heizöl und Kerosin („Downstream“). Die
damit verbundenen Geschäftsaktivitäten finden auf unterschiedlichen Märkten statt. Denn Benzin und andere
Endprodukte werden auf den jeweiligen globalen Produktmärkten unabhängig vom Rohölmarkt gehandelt.
Wesentliche Marktsegmente in der Mineralölwirtschaft
Das Upstream-Geschäft (Fachbegriff: Exploration & Produktion, E&P) umfasst dabei alle Aktivitäten zur
Rohstoffgewinnung von der Suche und geologischen Erschließung von Erdölvorkommen über deren Förderung
bis hin zur Bereitstellung des aufbereiteten Rohöls zum weiteren Transport in die Verbrauchermärkte.
Wichtigste Handelsplätze für das global gehandelte Rohöl sind die NYMEX 8 in New York und die ICE 9 in
London. Ein erfolgreiches Upstream-Geschäft setzt keine nachfolgenden Geschäftsfelder wie die Rohölverarbeitung
oder den Endproduktvertrieb voraus, nicht zuletzt da die Produkte auf unterschiedlichen und voneinander
unabhängigen Märkten mit hoher Liquidität gehandelt werden. Dies belegt die steigende Zahl der
auf ein Marktsegment spezialisierten Unternehmen.
Raffinerien zählen zum Downstream-Bereich. Hier erfolgt die Umwandlung und Veredlung des Rohöls. Die
Produkte werden an den globalen Märkten zu Weltmarktpreisen gehandelt. Wichtigster Handelsplatz für
Deutschland ist der Rotterdamer Spotmarkt. Das zweite Downstream-Segment bildet der Produktvertrieb an
die Endkunden beispielsweise an Tankstellen oder über Heizöl-Händler.
Darüber hinaus gibt es weitere Geschäftsfelder auf dem Weg vom Bohrloch bis zum Endverbraucher, die
überwiegend von spezialisierten Unternehmen oder Unternehmenskooperationen betrieben werden. So sind
etwa Tanklager überwiegend im Besitz spezialisierter und unabhängiger Unternehmen oder werden als Gemeinschaftslager
offen für alle Marktteilnehmer betrieben. Hinzu kommen unabhängige Akteure wie die
Bahn, Schiffsreeder und Tankwagenspeditionen.
8 New York Mercantile Exchange.
9 Intercontinental Exchange.
14 Öl im Transparenz-Check

Die Geschäftsfelder sind bei integrierten Unternehmen faktisch getrennt
Die vertikal integrierte Organisationsform einiger privatwirtschaftlicher Ölgesellschaften ist historisch gewachsen
und beschleunigte den Aufbau der Mineralölwirtschaft. Die Mineralölgesellschaften förderten nicht
nur den neuen Rohstoff, sondern sorgten mit ihrer Kapitalkraft für den Aufbau von Verarbeitungskapazitäten
und einer Vertriebsstruktur. Mit zunehmendem Angebot an Mineralölprodukten wurden die Märkte liquider.
Sowohl im Geschäftsfeld Exploration & Produktion als auch im Raffinerie- und im Tankstellengeschäft haben
sich intensive Wettbewerbsmärkte gebildet. Vertikal integrierte Unternehmen von heute betreiben diese Geschäftsfelder
operativ getrennt. Neben den integrierten Ölgesellschaften sind im heutigen Ölmarkt auch Unternehmen
tätig, die auf einen Geschäftsbereich spezialisiert sind. Die bevorzugte Organisationsform ist eine
unternehmerische Entscheidung und unterliegt einem ständigen Wandel, wie zuletzt die Trennung von Upstream-
und Downstream-Geschäft beim drittgrößten US-amerikanischen Ölunternehmen ConocoPhilips
zeigt.
Von der operativ vertikalen Integration zu unabhängigen Wettbewerbsmärkten
Aus ihren Ursprüngen als Lieferant von Lampenöl war es für die Mineralölwirtschaft notwendig – parallel zur
Motorisierung der Gesellschaft – schrittweise den geänderten Anforderungen eines Massenprodukts wie
Kraftstoff zu begegnen. Rohölproduzenten mussten Raffinerien und Vertriebsstrukturen aufbauen, um veredelte
Rohölprodukte überhaupt in nennenswerten Mengen vermarkten zu können. Daher war für Unternehmen
der Ölwirtschaft die vertikale Integration 10 typisch und sinnvoll.
Bei oberflächlicher Betrachtung scheinen die in Deutschland tätigen internationalen Ölunternehmen auch
heute noch weitgehend vertikal integriert zu sein. Die Marktrealität unterscheidet sich aber grundsätzlich von
früheren Jahren. Nach Verstaatlichung vieler Ölvorkommen und begünstigt durch die starken Preisausschläge
infolge der beiden Ölkrisen in den 1970er Jahren haben die privatwirtschaftlichen Unternehmen neue
Fördergebiete (z.B. Nordsee) erschlossen. Hierdurch konnte die weggefallene Produktion ersetzt und eine
OPEC-unabhängige Förderung sichergestellt werden. Weitere Marktteilnehmer kamen stetig hinzu.
10 Zusammenfassen von Betrieben unterschiedlicher Produktionsstufen unter einer einheitlichen Unternehmensführung mit dem Ziel,
die Wertschöpfungs- und Lieferketten eines Unternehmens zu optimieren und externe Abhängigkeiten und Risiken zu reduzieren.
Öl im Transparenz-Check 15

Infolge dieser kontinuierlichen Weiterentwicklung zählt der Rohölmarkt von heute zu den funktionsfähigsten
Rohstoffmärkten weltweit. Er gilt als Lehrbuchbeispiel eines globalen Marktes mit weltweiten Handelsströmen,
einer breit diversifizierten globalen Transportinfrastruktur, verschiedenen Handelsplattformen und einer
sehr hohen Zahl von Marktteilnehmern. Daher dient der Rohölmarkt für viele andere Handelsgüter als Leitmarkt.
Die hohe Zahl von Anbietern und Nachfragern führte zu einer enorm hohen Liquidität und vergleichsweise
geringen Transaktionskosten 11 . Somit bietet er den Marktakteuren eine effiziente Plattform für Handelsaktivitäten.
Aufgrund des hohen Wettbewerbsdrucks nutzen heute praktisch alle vertikal integrierten Unternehmen die
Mechanismen der Weltmärkte, um das Geschäft so effizient wie möglich zu führen. Dazu gehört auch die
operative Trennung von Upstream- und Downstream-Geschäft. Eigenes Rohöl wird auf dem Weltmarkt zu
Marktpreisen angeboten und verkauft. Der Rohöl- und Produktenbezug für die eigenen Raffinerien wird davon
unabhängig über die entsprechenden Weltmärkte optimiert. Ökonomen 12 sprechen auch von einem
Wandel von den ehemals operativ vertikal integrierten Unternehmen hin zu finanziell vertikal integrierten
Unternehmen. Letztgenannte steuern lediglich die internen Finanzströme ihrer Konzerngesellschaften. Davon
losgelöst wird der Fluss der eigenen physischen Güter (Rohöl, Produkte) unter Nutzung der Effizienzvorteile
der jeweiligen Märkte optimiert.
Die jüngsten Entwicklungen in der Mineralölwirtschaft stützen diesen Befund. Mit dem US-Unternehmen
ConocoPhillips, Betreiber des Jet-Tankstellennetzes in Deutschland, hat ein vertikal integriertes Unternehmen
im Mai 2012 die Ausgliederung seiner Downstream-Aktivitäten (jetzt Philips66) vollendet und nunmehr
unternehmerisch vollkommen vom Upstream-Geschäft getrennt.
11 European Central Bank: Oil Market Structure, Network Effects and the Choice of Currency for Oil Invoicing, 2007.
12 Stevens, P.J.; University of Dundee: Oil Markets, Oxford Review of Economic Policy, Vol. 21, No. 1. 2005.
16 Öl im Transparenz-Check

Die Ölförderung ist für das eigene Tankstellennetz viel zu gering
Die Vertriebsprodukte an der Tankstelle stammen in aller Regel nicht aus der Förderung privatwirtschaftlicher
Ölgesellschaften. Die Unternehmen sind schon aufgrund der Mengenverhältnisse nicht in der Lage, ihr
Produktvertriebsvolumen aus eigener Förderung zu bedienen. Für das Berichtsjahr 2011 geht aus den Geschäftsberichten
der Unternehmen hervor, dass rein rechnerisch eine Eigenversorgung von bis zu 30 Prozent
möglich wäre. Dieser Wert ist aber rein theoretisch, da in der Praxis die Unternehmen das Rohöl für ihre
Raffinerien in erster Linie nach Qualitätseigenschaften, logistischen Kriterien und Preisen optimiert beziehen.
Raffinerien haben eine standortbedingte Lieferanbindung und sind für bestimmte Rohölsorten ausgelegt, die
nur selten mit der eigenen Förderung im Einklang steht. In der Marktrealität wird das selbst geförderte Rohöl
am Weltmarkt verkauft und die Versorgung der eigenen Raffinerien mit geeignetem Rohöl über den Weltmarkt
optimiert.
Rohölförderung, Raffineriedurchsatz und Vertriebsvolumen der privaten Ölunternehmen
Quelle: Unternehmensberichte 2011: BP, ConocoPhilips, ExxonMobil, Shell, Total
Beispielrechnung: Die Konzerngesellschaften der fünf großen Tankstellenbetreiber in Deutschland wiesen
im Jahr 2011 in ihren Geschäftsberichten ein Vertriebsvolumen ihrer Produkte weltweit von 25,2 Mio. Barrel
pro Tag aus. Die eigenen weltweiten Raffineriekapazitäten dieser Unternehmen wären nicht in der Lage
gewesen, dieses Vertriebsvolumen herzustellen. Sie hatten einen deutlich geringeren Rohöldurchsatz von
14,4 Mio. Barrel pro Tag. Selbst wenn die eigenen Raffinerieprodukte ausschließlich an die eigenen Vertriebsstellen
weiterverkauft würden, hätten noch 43 Prozent der Produkte auf dem Weltmarkt zugekauft werden
müssen. Hinzu kommt, dass die gesamte Eigenförderung der fünf Unternehmen bei weitem nicht ausreichte,
um den eigenen Raffineriedurchsatz zu bedienen. Die Rohölförderung lag mit 8,2 Mio. Barrel pro
Tag deutlich darunter. Die fünf betrachteten Unternehmen wären damit nicht ansatzweise in der Lage, ihr
gesamtes Vertriebsvolumen aus eigener Förderung zu bedienen. 13
13 Raffinerieeigenbedarf von 6 bis 8%, Volumenänderungen und Produkte für chemische Industrie nicht eingerechnet.
Öl im Transparenz-Check 17

18 Öl im Transparenz-Check

Realität ist:
Wahrnehmung 3
„Die Oil-Majors dominieren den Markt“
Big Oil ist Geschichte. Heute kontrollieren staatliche Ölunternehmen
den Zugang zum Öl und damit den Markt. Nur durch ihr Know-how
und ihre Finanzkraft können die Oil-Majors im Wettbewerb um den
Zugang zu Ölfeldern bestehen.
Öl im Transparenz-Check 19

Staatliche Ölunternehmen kontrollieren heute den Zugang zum Öl
Die weltweiten Ölreserven sind heute fast vollständig in der Hand von Staatsunternehmen (National Oil
Companies, NOC). Im Jahr 2007 wurden 88 Prozent der weltweiten Ölreserven von NOC kontrolliert. Demgegenüber
haben die privaten Ölunternehmen (Investor Owned Companies, IOC) Zugang zu rund 6 Prozent
der weltweiten Ölquellen. Der Einfluss der IOC auf den globalen Rohölmarkt ist also weitaus geringer als oft
angenommen. „Big Oil“ ist Geschichte.
Zugang zu Ölreserven in den Jahren 1970 und 2007
Quelle: American Petroleum Institute, Energizing America, 2011
Bis zur ersten Ölpreiskrise 1973 hielten wenige multinationale, privatwirtschaftliche Unternehmen westlicher
Industrieländer 14 auf dem globalen Ölmarkt einen hohen Marktanteil. Referenz für den globalen Handel mit
Öl war der sogenannte „Posted Price“. Er beinhaltete Konzessionsabgaben an den Staat, auf dessen Territorium
das Öl gefördert wurde. Im Jahr 1970 hatten die privatwirtschaftlichen Ölunternehmen durch langfristige
Lizenzvereinbarungen Zugang zu rund 85 Prozent der weltweiten Ölreserven.
Nach Auslaufen der Lizenzvereinbarungen und Verstaatlichung der Ölvorkommen sowie einer substanziellen
Steigerung der nachgewiesenen Ölreserven verschoben sich die Verhältnisse entscheidend. Den Zugriff
auf das Öl kontrollieren heute fast vollständig (2007: 88 Prozent) die Staaten bzw. Staatsunternehmen, sogenannte
NOC, in den Ländern, auf deren Gebiet die Ölvorkommen liegen. Nur noch rund 6 Prozent der
weltweiten Ölreserven stehen den IOC mittels Lizenzvereinbarungen grundsätzlich für eine Förderung zur
Verfügung. Weitere bis zu 10 Prozent, der unter Kontrolle der NOC stehenden Ölvorkommen, sind prinzipiell
im Rahmen von Joint-Ventures zwischen IOC und NOC verhandelbar.
14 Besonderes Gewicht hatten die sogenannten „Seven Sisters“: Standard Oil of New Jersey (später ExxonMobil); Royal Dutch Shell;
Anglo-Persian Oil Company (später BP); Standard Oil Co. of New York (später ExxonMobil); Standard Oil of California (später Chevron);
Gulf Oil (später Chevron, BP und Cumberland Farms); Texaco (später Chevron).
20 Öl im Transparenz-Check

Private Ölunternehmen sind im globalen Maßstab kleine Player
Im Jahr 2007 zählten von den sogenannten „Oil-Majors“ gerade noch drei zu den Top-20-Unternehmen mit
den weltweit größten Ölvorkommen. Ihr jeweiliger Anteil an den Ölreserven lag deutlich unter 1 Prozent.
Ähnlich ist die Situation bei der Weltölproduktion. Diese Größenverhältnisse machen deutlich, dass auf dem
Rohölmarkt von einer überragenden Marktmacht der „Oil-Majors“ keine Rede sein kann. Es stellt sich im
Gegenteil die Frage, ob es im Sinne einer Stärkung der Marktkräfte und der Verbreitung effizienter und
nachhaltiger Produktionstechniken nicht wünschenswert wäre, wenn die Bedeutung privatwirtschaftlicher
Unternehmen künftig wieder wachsen würde.
Erdölreserven 2007: Die 20 wichtigsten Unternehmen
Quelle: Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR), Energierohstoffe 2009
Öl im Transparenz-Check 21

Im Wettbewerb um Ölfelder entscheiden Know-how und Finanzkraft
Für private Ölunternehmen (IOC) sind technische Kompetenz und Finanzkraft entscheidende Faktoren eines
erfolgreichen und nachhaltigen Upstream-Geschäfts. Nur so können sie im harten Wettbewerb um Explorations-
und Förderlizenzen untereinander und mit staatlichen Ölgesellschaften (NOC) bestehen. Doch auch
bei der Ölförderung privater Unternehmen profitieren die Ölstaaten am stärksten. Denn sie erheben bei der
Erschließung der Ölfelder hohe Steuern und Abgaben.
Beispielkonstellationen für die Förderung und Vermarktung von Rohöl (schematische Darstellung)
Im Rahmen der Exploration & Produktion (E&P) stellt die Förderung des Rohöls an die Erdoberfläche einen
der letzten Prozessschritte dar. Der wesentliche Teil des Upstream-Prozesses ist die Suche nach Erdöllagerstätten
und deren geologische Analyse. Dabei werden hochkomplexe Analysemethoden eingesetzt und
teure Versuchsbohrungen mit Hilfe modernster Technik durchgeführt. Gerade in diesem Segment weisen die
privaten Ölunternehmen ein hohes Maß an Expertise auf und investieren enorme Summen. Je höher der
Ölpreis langfristig eingeschätzt wird, umso größer ist der Anreiz, auch in aufwändigere E&P-Projekte zu investieren.
Damit werden technisch anspruchsvolle und vormals unwirtschaftliche Projekte realisierbar, die
gleichzeitig die einzige Möglichkeit für private Ölunternehmen darstellen, Zugang zu Ölvorkommen zu erlangen.
22 Öl im Transparenz-Check

Wahrnehmung 4
„Die Ölindustrie ist schuld am hohen Benzinpreis“
Realität ist:
Vom Bohrloch bis zur Zapfsäule verdienen die privaten Ölunternehmen
in Deutschland durchschnittlich 3 Eurocent pro Liter Benzin.
Die wahren Nutznießer sind die Staaten. Beim Rohöl profitieren
die Ölstaaten am stärksten, an der Tankstelle ist es der deutsche
Fiskus.
Öl im Transparenz-Check 23

Viele Faktoren bestimmen den Benzinpreis
Die Preisbildung für Kraftstoffe ist transparent, aber dennoch für Außenstehende sehr komplex. Neben dem
Rohölpreis als größtem Einflussfaktor ist die Angebots- und Nachfragesituation am weltweiten Produktmarkt
für Benzin und Diesel entscheidend. Da der Handel mit Rohöl, Raffinerieprodukten sowie der Verkauf von
Benzin auf unterschiedlichen Märkten stattfinden, ist der Wechselkurs zwischen US-Dollar und Euro ebenfalls
von großer Bedeutung. Hinzu kommt die hohe Steuer- und Abgabenlast, die den Endkundenpreis an
der Tankstelle in Deutschland entscheidend mitbestimmt (zuletzt bis zu 60 Prozent des Benzinpreises). Das
heißt, eine Vielzahl von Faktoren bestimmt den Preis an der Tankstelle.
Preisbildung im Mineralölmarkt
Die Ursachen für bestimmte Preisniveaus oder -entwicklungen von Rohöl können vielfältig sein. Grundsätzlich
entscheidend ist die aktuelle und künftig erwartete Angebots- und Nachfragesituation. Sie wird in erster
Linie durch Fundamentaldaten etwa zu Reserven, Fördermengen und langfristiger Wirtschaftsentwicklung
bestimmt. Hinzu kommen weitere marktrelevante Faktoren sowie eine schwer abschätzbare Markt-
Psychologie, die z. B. durch Markterwartungen, geopolitische Entwicklungen oder Versorgungs-/Nachfrageausfälle
getrieben werden. Ergebnis des Zusammenspiels dieser Faktoren sind die weltweiten Rohölnotierungen.
Aufgrund des hohen Anteils der OPEC 15 an der weltweiten Ölförderung von rund 40 Prozent sowie
der Möglichkeit, als einziger Akteur durch freie Förderkapazitäten 16 die Produktion nach oben oder unten zu
variieren, ist die OPEC grundsätzlich in der Lage, die Angebotsmenge in erheblichem Maße zu steuern und
damit direkte Preiseffekte zu erzeugen. Somit kommt der „OPEC-Politik“ bei der Preisbildung für Rohöl eine
Schlüsselrolle zu.
Die Rohölnotierungen sind aber nur ein Preisbestandteil auf dem Weg zur Tankstelle. Es kommen weitere
Bestimmungsfaktoren hinzu. Neben dem Rohölpreis ist vor allem die Angebots- und Nachfragesituation am
Produktmarkt von entscheidender Bedeutung. Kurzfristig können die Preise für Benzin aufgrund saisonaler
15 Organization of the Petroleum Exporting Countries; Mitglieder 2012: Algerien, Angola, Ecuador, Iran, Irak, Katar, Kuwait, Libyen,
Nigeria, Saudi Arabien, Vereinigte Arabische Emirate, Venezuela.
16 2011 betrug die freie Förderkapazität der OPEC mit ca. 3 Mio. Barrel pro Tag etwa 3 % des weltweiten Ölverbrauchs.
24 Öl im Transparenz-Check

und marktspezifischer Besonderheiten deutlich vom Preistrend des Rohöls abweichen. Beginnt z.B. in den
USA die Fahrsaison, erhöht sich die Nachfrage nach Benzin und der Weltmarktpreis steigt. Denn mit rund
9 Mio. Barrel pro Tag ist der Benzinverbrauch in den USA rund 20-mal so groß wie in Deutschland und der
größte weltweit. Veränderungen der Nachfrage in den USA haben daher einen besonders großen Einfluss
auf den Weltmarktpreis. Andererseits kann eine schwache Benzinnachfrage dazu führen, dass der Benzinpreis
zwischenzeitlich unter den Einstandspreis für Rohöl fällt.
Ein weiterer wichtiger Faktor bei der Preisbildung sind die Wechselkurse. Rohöl und auch Mineralölprodukte
wie Benzin und Diesel werden auf den jeweiligen Weltmärkten in US-Dollar gehandelt. Die Endkundenpreise
an einer deutschen Tankstelle werden aber in Euro bezahlt. Das bedeutet, bei schwächerem Euro müssen
selbst bei konstanten Rohöl- und Produktpreisen am Weltmarkt mehr Euro pro Einheit Produkt ausgegeben
werden. Dies führt zu höheren Einkaufspreisen für die Tankstellen. Vergleiche von Rohöl-, Produkt-, und
Endkundenpreisen sollten daher stets in Euro vorgenommen werden, um den Einfluss des Wechselkurses
zu neutralisieren. Ganz wesentlich für die Tankstellenpreise sind Steuern und Abgaben, die auf der letzten
Ebene, der Vertriebsebene, hinzukommen und zuletzt mit rund 90 Eurocent pro Liter (inkl. MwSt) bis zu
60 Prozent des Endpreises für Benzin ausmachen.
Öl im Transparenz-Check 25

Der Rohölpreis ist durch die Ölstaaten getrieben
Hauptprofiteure hoher Ölpreise sind die Ölförderländer, allen voran die Mitglieder der OPEC. Der Abstand
zwischen dem Weltmarktpreis und den durchschnittlichen Förderkosten für Rohöl steigt seit einigen Jahren
an. Dadurch erzielen die Ölstaaten zunehmend höhere Einnahmen. Besonders deutlich wird dies in den
OPEC-Staaten des Nahen Ostens, wo die Förderkosten mit ca. 5-10 US-Dollar pro Barrel besonders niedrig
sind. Gleichzeitig hat die expansive Ausgabepolitik in den arabischen Staaten dazu geführt, dass immer
mehr Geld aus der Ölförderung zur Staatsfinanzierung benötigt wird. So lag der „Budget-breakeven“ im Jahr
2002 bei rund 25 US-Dollar pro Barrel, im Jahr 2006 bei bis zu 55 US-Dollar pro Barrel. Im Jahr 2011 bezifferte
die IEA den „Budget-breakeven“ bereits mit über 80 US-Dollar pro Barrel 17 . In der ersten Hälfte des
Jahres 2012 nannten Medienberichten zufolge verschiedene OPEC-Mitglieder, darunter Saudi Arabien,
100 US-Dollar pro Barrel als „fairen“ Preis für Öl. Mit anderen Worten: Auch der deutsche Autofahrer wird
immer stärker für die Haushaltspolitik der Ölstaaten zur Kasse gebeten.
Förderkosten, notwendige Einnahmen der Staatshaushalte und kommerzielle Attraktivität
Quelle: Internationale Energieagentur, World Energy Outlook 2011
17 World Energy Outlook 2011, International Energy Agency.
26 Öl im Transparenz-Check

Die Rohölversorgung Deutschlands ist stark diversifiziert
Deutschland verfügt nur über geringe heimische Ölvorkommen. Die inländische Ölförderung von jährlich
rund 3 Mio. Tonnen kann nur einen kleinen Teil des Verbrauchs decken. Die Importquote liegt bei 97 Prozent.
Ungeachtet dessen ist die Versorgungssicherheit hoch, denn die Importstruktur ist nach Lieferländern
stark diversifiziert. So wurde Rohöl im Jahr 2011 aus rund 40 Ländern eingeführt.
Rohölversorgung Deutschlands im Jahr 2011
Quelle: MWV-Jahresbericht Mineralölzahlen 2011
Öl im Transparenz-Check 27

Staaten profitieren von steigenden Benzinpreisen
Vom Bohrloch bis zur Zapfsäule verdienen die privaten Mineralölunternehmen in Deutschland durchschnittlich
3 Eurocent pro Liter Benzin. Richtig teuer wird es für den Tankkunden erst durch Steuern und andere
Staatsabgaben, die nicht nur in Deutschland, sondern auch in den Staaten erhoben werden, in denen das
Rohöl gefördert wird. Auf das Konto des deutschen Fiskus gingen im Durchschnitt der Jahre 2009 bis 2011
fast 90 Eurocent pro Liter Benzin. Die Ölstaaten profitierten ebenfalls erheblich – und zwar unabhängig davon,
ob der Staat über seine staatliche Ölgesellschaft das Erdöl selbst fördert oder Förderlizenzen an private
Ölgesellschaften (Investor Owned Companies, IOC) vergibt. Denn als Lizenznehmer leisten die IOC hohe
Steuer- und Abgabenzahlungen an die Ölstaaten.
Kosten, Steuern und Gewinn – vom Bohrloch bis zur Zapfsäule – für einen Liter Benzin
(Durchschnitt der Jahre 2009 - 2011)
An dem weit überwiegenden Teil des in Deutschland verarbeiteten Rohöls aus Russland, den GUS-Staaten
und der OPEC verdienen praktisch nur diese Ölstaaten. Nur etwa 20 Prozent der deutschen Rohölversorgung
stammt aus der Förderung durch IOC. Durch hohe Abgaben und Steuern verdienen die Ölstaaten als
Lizenzgeber auch dabei kräftig mit. Grundsätzlich ist die Zuordnung des Gewinns einzelner Stufen auf Raffinerieprodukte
nicht möglich, weil dem die Gegebenheiten an den Märkten und die Koppelproduktion in der
Raffinerie entgegenstehen. Das Institut der deutschen Wirtschaft hat mit vereinfachenden Annahmen eine
Abschätzung vorgenommen, die zumindest eine Orientierung über die Größenordnung zulässt. Danach verbleibt
vom gesamten Upstream-Gewinn aus der Ölförderung der IOC im Zeitraum 2009 bis 2011 eine durchschnittliche
Gewinnspanne von rund 0,8 bis 1,6 Eurocent pro Liter Benzin, das an Tankstellen in Deutschland
verkauft wird. Im zyklischen Rohöl-Verarbeitungsgeschäft konnten die Raffinerien in den Jahren 2009
bis 2011 keinen Gewinn erwirtschaften, wie die Berechnungen des Energie-Informationsdienstes zeigen 18 .
Die Tankstellen verdienten im Zeitraum 2009 bis 2011 rund 1 bis 2 Eurocent pro Liter. Insgesamt betrug der
Gewinn für die privaten Ölunternehmen vom Bohrloch bis zur Zapfsäule rund 3 Eurocent pro Liter Benzin.
Das heißt: Die Hauptverantwortlichen für hohe Benzinpreise und deren Profiteure sind die Staaten.
18 Im Durchschnitt der vergangenen 20 Jahre lag der Gewinn bei etwa 0,5 Eurocent pro Liter verarbeiteten Rohöls.
28 Öl im Transparenz-Check

Erläuterung zur Berechnung des Upstream-Segmentes:
Die nachfolgende Darstellung beschreibt die Annahmen und den Rechenweg,
um den Gewinn privater Ölgesellschaften aus der weltweiten Erdölexploration
und -förderung, auf einen in Deutschland verkauften Liter Benzin herunter zu
brechen. Grundsätzlich stehen einer solchen Zuordnung die Gegebenheiten an
den Märkten und die Koppelproduktion in der Raffinerie entgegen. Um dennoch eine Orientierung über die
Größenordnung der Gewinnspanne zu geben, wurde eine Abschätzung auf Basis vereinfachender Annahmen
durchgeführt, die auch eine Größenordnung für die Upstream-Einnahmen der Ölstaaten ableitet.
1. Gewinn aus privatwirtschaftlicher Ölförderung (IOC) 19
Die jährlichen Unternehmensberichte weisen den Upstream-Gewinn nach Steuern für die gesamte Öl-
und Gasförderung als Gesamtwert aus. Anhand des Verhältnisses der Öl- und Gasfördermengen lässt
sich daraus der Upstream-Gewinn für Rohöl ableiten. Mit diesem Ansatz wird vereinfachend angenommen,
dass der finanzielle Aufwand zur Förderung von Öl und Gas gleich groß ist. Dividiert man diesen
Gewinnanteil durch die Rohöl-Jahresproduktion, erhält man den Gewinn pro gefördertem Liter Rohöl.
Daraus ergibt sich für die fünf betrachteten IOC im Zeitraum 2009 bis 2011 ein Upstream-Gewinn von
durchschnittlich 5,6 Eurocent/Liter Rohöl. Als Differenz zwischen dem errechneten Gewinn und dem Ölpreis
verbleiben im Zeitraum 2009 bis 2011 durchschnittlich 33 Eurocent/Liter. Dieser Wert reflektiert
nicht nur die Explorations- und Förderkosten, sondern auch sämtliche Abgaben, wie beispielsweise Lizenzgebühren,
Royalties und Steuern, die private Ölgesellschaften an den Staat zu zahlen haben, in
dessen Besitz sich das Ölvorkommen befindet. Eine Differenzierung zwischen Kosten und Abgaben ist
mangels öffentlich zugänglicher Daten nicht möglich.
2. Gewinn aus staatlicher Ölförderung (NOC)
Da staatseigene Ölgesellschaften in der Regel keine detaillierten Unternehmensergebnisse veröffentlichen,
muss der Upstream-Gewinn auf andere Weise abgeschätzt werden. Vereinfachend wird daher der
Gewinn aus der Differenz der internationalen Rohölpreisnotierung und den durchschnittlichen Rohölförderkosten
nach Angaben des Münchener ifo-Instituts 20 von 11,4 US-Dollar/Barrel abgeleitet. Daraus ergeben
sich für die NOC im Zeitraum 2009 bis 2011 durchschnittliche Förderkosten von 5,2 Eurocent/Liter
Rohöl und ein Upstream-Gewinn von durchschnittlich 33,4 Eurocent/Liter Rohöl.
Upstream-Kosten, -Abgaben und -Gewinn bezogen auf 1 Liter Rohölförderung (weltweit)
19 Hier betrachtete Unternehmen: BP, ConocoPhilips, ExxonMobil, Shell, Total.
20 Abschätzung der Förderkosten für Energierohstoffe, ifo-Schnelldienst 2/2010.
Öl im Transparenz-Check 29

3. Um den abgeschätzten Upstream-Gewinn einzelnen Produkten (wie Benzin) zuweisen zu können,
sind weitere Berechnungsschritte mit vereinfachenden Annahmen erforderlich:
a) Rohöl wird in der Raffinerie fast vollständig in verschiedene nutzbare Produkte umgewandelt. Vereinfachend
werden Upstream-Kosten und –Gewinn bei Vernachlässigung des Eigenverbrauchs gleichmäßig
auf alle Produkte verteilt. Diese Annahme ermöglicht es, die Upstream-Ergebnisse privater Ölgesellschaften
unabhängig von der jeweiligen Produktausbeute 1:1 einzelnen Produkten zuzuweisen.
b) Raffinerien in Deutschland beziehen ihr Rohöl in erster Linie aus ihrem Handelsgeschäft, bei dem der
Bezug nach Qualitätseigenschaften, logistischen Kriterien und Preisen optimiert wird.
Fall 1: Die Rohölversorgung deutscher Raffinerien erfolgt etwa zu 20% aus privater Ölförderung (IOC)
und zu 80% aus staatlicher Ölförderung (NOC). Bei diesen Mengenverhältnissen errechnet sich von
2009 bis 2011 ein anteiliger Upstream-Gewinn für IOC von durchschnittlich 1,1 Eurocent/Liter
(20% von 5,6 Eurocent/Liter) sowie für NOC von durchschnittlich 26,7 Eurocent/Liter (80% von
33,4 Eurocent/Liter).
Fall 2: Variiert man die Rohölversorgung deutscher Raffinerien und legt die globalen Mengenverhältnisse
zu Grunde, wären die IOC theoretisch in der Lage, ihren globalen Raffineriedurchsatz zu rund
60% aus eigener Rohölförderung zu bedienen. Die restlichen 40% müssten auf dem Weltmarkt beschafft
werden. Daraus errechnet sich ein Upstream-Gewinnanteil für private Ölgesellschaften von
durchschnittlich 3,4 Eurocent/Liter (60% von 5,6 Eurocent/Liter) sowie für staatliche Ölgesellschaften
von durchschnittlich 13,3 Eurocent/Liter (40% von 33,4 Eurocent/Liter).
Upstream-Kosten, -Abgaben sowie -Gewinn bezogen auf 1 Liter Benzin (Deutschland)
30 Öl im Transparenz-Check

Realität ist:
Wahrnehmung 5
„Früher war das Autofahren viel billiger“
Gemessen an der Kaufkraft ist Benzin kaum teurer als früher. Weil
auch die Autos immer sparsamer geworden sind, ist eine Tankfüllung
für eine Strecke von 100 Kilometern heute deutlich schneller
erarbeitet als noch vor 30 oder 40 Jahren.
Öl im Transparenz-Check 31

Die aktuelle Hochpreisphase ist vergleichbar mit den 1980er Jahren
Die 1990er-Jahre waren durch eine längere Phase niedriger Ölpreise mit einem Tiefpunkt von knapp oberhalb
10 US-Dollar je Barrel 1998 gekennzeichnet. Eine rasante Zunahme der Weltölnachfrage, die vor allem
aus dem kräftigen Wachstum der Schwellenländer Asiens resultierte, war die Ursache für den Preisauftrieb
in den Jahren 1998 bis 2008. Nach der weltweiten Wirtschafts- und Finanzkrise wurde das Spitzenniveau
zeitweise wieder erreicht. Doch trotz der zuletzt zu beobachtenden Hochpreisphase liegt der Ölpreis real
betrachtet etwa auf vergleichbarem Niveau wie zu Anfang der 1980er-Jahre.
Entwicklung der Preise für Rohöl (real und nominal)
Quelle: Jahresdurchschnittspreise Brent nach EIA (bis 1975 OPEC-Korb); deflationiert mit CPI nach US Labor Department
Zu Beginn der 1970er-Jahre 21 bildeten die Rohölpreise die Förderkosten für leicht zugängliches Öl ab und
lagen unter 5 US-Dollar je Barrel. Durch Verstaatlichung von Ölfeldern innerhalb der OPEC-Mitgliedstaaten
konnte der Ölpreis 1973 auf einem deutlich höheren Niveau („Official Selling Price“) festgelegt werden 22 . Die
Preise entwickelten sich seither nicht linear. Im Verlauf der beiden Ölpreiskrisen der 1970er-Jahre hat sich
der Rohölpreis aufgrund der durch die OPEC gesteuerten Angebotsverknappungen kurzfristig erhöht. In den
1980er-Jahren gab es dann einen deutlichen Rückgang der Ölpreise. Den Anstoß dazu gab Saudi-Arabien
Ende 1985 mit der Entscheidung, die restriktive Produktionspolitik aufzugeben und die Fördermengen deutlich
zu erhöhen.
Auch die 1990er-Jahre sind durch vergleichsweise niedrige Ölpreise gekennzeichnet, die ihren Tiefpunkt von
knapp über 10 US-Dollar je Barrel während der Asienkrise Ende 1998 erreichten. Mit Produktionsbeschränkungen
erzwangen die OPEC-Länder wieder einen Preisanstieg. Eine rasante Zunahme der Weltölnachfrage,
die aus dem kräftigen Wachstum der Schwellenländer Asiens resultierte, führte schließlich Mitte 2008 bei
Rohöl, wie bei anderen Rohstoffen auch, zu neuen Höchstständen, die in der Spitze 147 US-Dollar pro Barrel
erreichten. Im Jahr 2011 erreichte der Rohölpreis mit 111 US-Dollar pro Barrel den höchsten nominalen
Jahresdurchschnittswert seit Beginn der Rohöl-Notierungen. Dennoch liegt real betrachtet, d.h. bei Berücksichtigung
der Inflation, dieser aktuelle Rohölpreis etwa auf dem Niveau der frühen 1980er-Jahre.
21 Zu dieser Zeit richtete sich der Ölhandel am „Posted Price“ aus, der die Abgaben an die Förderländer und damit letztlich deren
Staatshaushalt bestimmte. Zur Absicherung ihrer Staatseinnahmen und Vermeidung eines Preisverfalls beim Rohöl gründeten die Öl
besitzenden Staaten 1960 die OPEC.
22 Als Reaktion auf die höheren Ölpreise der OPEC suchten die Öl importierenden Staaten bereits in den 1970er-Jahren nach Möglichkeiten
zur Verringerung ihres Ölbedarfs – etwa durch Energieeinsparung oder alternative Energieträger. Zudem wurden Ölfelder erschlossen,
die bei niedrigen Preisen nicht wirtschaftlich waren (z.B. Nordsee).
32 Öl im Transparenz-Check

Die hohen Steuern machen Benzin erst teuer
Der harte Wettbewerb um preissensible Kunden sowie hohe Umwelt- und Sicherheitsanforderungen haben
zu höchst kosteneffizienten Strukturen in der Mineralölwirtschaft geführt. Der Verbraucher profitiert von einer
preisgünstigen, sicheren und umweltverträglichen Versorgung mit Kraftstoffen. Vor Steuern lag der Benzinpreis
einschließlich Vertriebskosten im Jahr 2011 bei rund 63 Eurocent pro Liter. Langfristig sind die Preise
an den deutschen Tankstellen ein Spiegelbild der Preisentwicklung auf den internationalen Märkten: Beschaffungskosten
und Verbraucherpreise bewegen sich im Gleichklang. Richtig teuer wird es erst, wenn der
Fiskus die hohe Steuerbelastung mit rund 90 Cent pro Liter aufschlägt.
Entwicklung der Preise und Steuern für Benzin (nominal) in Deutschland
Quelle: Statistisches Bundesamt, Energie-Informationsdienst, MWV-Berechnungen, Tankstellenpreise ab 2010: www.clever-tanken.de
Bei einem Tankstellenpreis von durchschnittlich 152,7 Eurocent pro Liter Benzin entfielen 2011 in Deutschland
rund 40 Prozent des vom Verbraucher zu zahlenden Betrages auf das Produkt. Seit den 1980er Jahren
hat sich der nominale Produktpreis zwar um mehr als die Hälfte erhöht. Allerdings sind gleichzeitig die steuerlichen
Belastungen durch Energie- und Mehrwertsteuer um das Vierfache gestiegen. Sie betragen heute
beinahe 60 Prozent des Tankstellenpreises. Der größte Profiteur an der Tankstelle ist also der Staat, der
vom Tankstellenpreis rund 90 Eurocent pro Liter Benzin einbehält. Dabei wird auf die mit derzeit 65,45 Eurocent
pro Liter Benzin ohnehin schon hohe Energiesteuer zusätzlich Mehrwertsteuer erhoben (Steuer auf die
Steuer). Die Autofahrer werden dadurch jedes Jahr insgesamt mit mehr als 50 Milliarden Euro belastet.
Öl im Transparenz-Check 33

Die tatsächlichen Mobilitätskosten sind geringer als vor 40 Jahren
Eine Tankfüllung für eine Strecke von 100 Kilometern ist heute deutlich schneller erarbeitet als früher. Im
Jahr 2011 betrug der Arbeitsaufwand, bezogen auf den durchschnittlichen Nettoverdienst, rund 50 Minuten.
Bis in die 1980er Jahre hinein war es noch über eine Stunde. Das heißt, trotz nominal zuletzt stark gestiegener
Öl- und Benzinpreise sind die tatsächlichen Kosten für die individuelle Mobilität mit dem Auto weitaus
geringer als noch vor 30 oder 40 Jahren.
Benzinpreis und Kaufkraft: Benzinpreisentwicklung und Arbeitsaufwand für 100 km Tankfüllung
Quelle: Institut der deutschen Wirtschaft, 2012
Für diese Entwicklung sind zwei Effekte bestimmend: Zum einen ist Benzin gemessen an der heutigen Kaufkraft
gegenwärtig kaum teurer als damals. Denn nicht nur Preise, sondern auch Löhne und Gehälter sind
kontinuierlich gestiegen. Zum anderen führen immer verbrauchsärmere Fahrzeuge dazu, dass Benzin heute
wesentlich effizienter eingesetzt werden kann. Seit den 1970er-Jahren hat sich der Kraftstoffverbrauch um
etwa 40 Prozent verringert. Erst die massive Erhöhung der Energiesteuer auf Benzin und Diesel in den Jahren
1999 bis 2003 (damals noch Mineralölsteuer) hat den gewonnenen Vorteil für die Autofahrer aus gestiegener
Kaufkraft und effizienteren Motoren teilweise wieder zunichtegemacht.
34 Öl im Transparenz-Check

Wahrnehmung 6
„Die Ölindustrie wirtschaftet in die eigene Tasche“
Realität ist:
Die Rentabilität der Ölwirtschaft liegt beim Vergleich verschiedener
Branchen im Mittelfeld. Vom wirtschaftlichen Erfolg profitieren
ganz normale Bürger, denn Pensionsfonds zählen zu den wichtigsten
Aktionären. Die enormen Investitionen sichern gleichzeitig die
Energieversorgung von morgen.
Öl im Transparenz-Check 35

Die Rohölförderung ist das mit Abstand wichtigste Geschäftsfeld
Im Jahr 2011 wurden von den großen Mineralölunternehmen 82 Prozent des Gewinns im Upstream-Bereich
erzielt. Damit ist die Rohöl- und zunehmend auch Erdgasgewinnung das mit Abstand ertragsreichste Geschäftsfeld
der privatwirtschaftlichen Ölunternehmen. Den Ertragschancen steht jedoch ein hohes wirtschaftliches
Risiko gegenüber: Öl muss in den entlegensten Regionen der Erde und mit hohen technischen Aufwand
aufgesucht, erschlossen und gefördert werden. Dementsprechend hoch sind die Investitionen für die
Unternehmen: 2011 sind rund 85 Prozent aller investierten Mittel in den Upstream-Bereich geflossen. Für ein
erfolgreiches Upstream-Geschäft sind mögliche weitere Betätigungsfelder wie die Rohölverarbeitung oder
der Verkauf von Mineralölprodukten keine Voraussetzung, die Ergebnisse werden unabhängig voneinander
erzielt. Das Downstream-Geschäft (Raffinerien, Tankstellen) kann zusätzlich zum Gesamtergebnis beitragen.
Zusammensetzung von Gewinn und Investitionen im Jahr 2011
Quelle: Unternehmensberichte 2011: BP, ConocoPhilips, ExxonMobil, Shell, Total
Im vergangenen Jahr erzielten die Konzerngesellschaften der fünf großen deutschen Premiumanbieter im
Tankstellenmarkt 23 ca. 82 Prozent ihres Gewinns bei der Exploration & Produktion (E&P), also im Upstream-
Geschäft. Ihr hohes Spezialwissen bei der Erdölsuche sowie ihre Möglichkeiten der Projektfinanzierung sind
die wesentlichen Grundlagen für Explorations- und Förderlizenzen und damit die Basis für den wirtschaftlichen
Erfolg. Die Downstream-Geschäftsfelder wie etwa das Raffineriegeschäft oder die Produktvermarktung
an der Tankstelle hingegen sind keine Voraussetzung für das Upstream-Ergebnis. Sie sind vielmehr davon
vollständig abgekoppelt und müssen ihre Wirtschaftlichkeit auf eigenständigen Märkten unter Beweis stellen.
Ähnlich bedeutsam ist der E&P-Bereich bei den Investitionsaktivitäten. Mit rund 85 Prozent floss im Jahr
2011 der weit überwiegende Teil der Investitionen in die Entwicklung des Upstream-Geschäfts. Die Reinvestitionsquote
der fünf betrachteten Unternehmen lag 2011 im Durchschnitt bei ca. 110 Prozent. Das heißt, die
Unternehmen investierten rein rechnerisch mehr als den gesamten Jahresgewinn in künftige Geschäftsaktivitäten.
Im langjährigen Durchschnitt liegt die Reinvestitionsquote bei über 80 Prozent. Mit ihren hohen Investitionen
kommen die Mineralölunternehmen ihrer Verantwortung für die zukünftige Sicherung der Versorgung
nach.
23 BP, ConocoPhilips, ExxonMobil, Shell, Total.
36 Öl im Transparenz-Check

Private Ölgesellschaften sind Taktgeber der Innovationsdynamik
Die privatwirtschaftlichen Ölunternehmen nutzen ihre Erträge, um in die Sicherung der zukünftigen Energieversorgung
zu investieren. Allein im Jahr 2012 gaben die fünf größten in Deutschland aktiven Mineralölunternehmen
für das Upstream-Segment ihres weltweiten Öl- und Gasgeschäfts mehr als 100 Mrd. US-Dollar
aus. Sie sind somit der Taktgeber für innovative Analyse- und Produktionstechniken und deren Anwendung.
Upstream-Investitionen im Öl- und Gasgeschäft im Jahr 2012, nach Unternehmen
Quelle: Internationale Energieagentur, World Energy Outlook 2012 (nominale Werte)
Für den Energiesektor – besonders den Ölsektor – sind hohe und langfristige Investitionen charakteristisch.
Die internationale Energieagentur beziffert die gesamte Investitionssumme im Upstream-Bereich einschließlich
Erdgas im Jahr 2012 mit 619 Mrd. US-Dollar. Die privaten Ölgesellschaften (IOC) spielen – anders als
bei der Förderung – im Vergleich zu den staatlichen (NOC) hier eine Hauptrolle. Ihr finanzielles Engagement
ist überproportional hoch. Als Treiber für Innovation verfügen die fünf größten in Deutschland vertretenen
Mineralölgesellschaften über eine hohe technische Expertise. Sie ist der entscheidende Erfolgsfaktor im
intensiven globalen Wettbewerb um Förderlizenzen.
Öl im Transparenz-Check 37

Die Rentabilität der Ölwirtschaft ist vergleichbar mit anderen Branchen
Im Jahr 2011 betrug die Umsatzrendite der großen Ölunternehmen im Durchschnitt 6,8 Prozent. Ölunternehmen
sind also ganz normale Wirtschaftsunternehmen. Ihre Rentabilität liegt im Vergleich zu anderen
Branchen im Mittelfeld. Das Downstream-Geschäft des Mineralölsektors, also die Verarbeitung von Rohöl
und die Vermarktung von Mineralölprodukten, gehört mit einer durchschnittlichen Umsatzrendite von
2,3 Prozent sogar zu den Branchen mit besonders geringen Renditen.
Umsatzrendite verschiedener Wirtschaftszweige im Jahr 2011
Quelle: Frankfurter Allgemeine Zeitung, „Die 100 Größten“, Juli 2012
Unternehmen sind nur dann erfolgreich und überlebensfähig, wenn sie nachhaltig Gewinn erwirtschaften.
Absolute Zahlenwerte geben Aufschluss über die Unternehmensgröße, sind aber für solide Unternehmensbewertungen
kaum geeignet. Auch die absolute Höhe des Gewinns ist meist wenig aussagekräftig, wenn es
darum geht zu bewerten, wie „rentabel“ ein Unternehmen geführt wird. Dafür werden üblicherweise spezifische
Unternehmenskennzahlen genutzt. Nur diese sind für fundierte Bewertungen oder Unternehmens- bzw.
Branchenvergleiche sinnvoll. Ein anerkannter Vergleichsmaßstab ist die Umsatzrentabilität 24 , die für Unternehmensbewertungen
oder Branchenvergleiche häufig genutzt wird. Hier zeigt sich, dass die privaten Ölgesellschaften
im Branchenvergleich der 100 umsatzstärksten Unternehmen der Welt auf dem Niveau anderer
Wirtschaftszweige liegen.
24 Gewinn im Verhältnis zu Umsatz.
38 Öl im Transparenz-Check

Der wirtschaftliche Erfolg von Ölunternehmen sichert Renten
Entgegen der allgemeinen Vorstellung profitiert vom wirtschaftlichen Erfolg der privaten Ölunternehmen vor
allem die Allgemeinheit. Private und betriebliche Pensionsfonds gehören zu den wichtigsten Anteilseignern
der großen internationalen Ölunternehmen. Allein diese beiden Anlegergruppen vereinen fast die Hälfte der
Anteile. Weitere wichtige Anlegergruppen sind Investmentfonds, private Anleger und andere institutionelle
Investoren. Die Ausschüttung von Dividenden an die Anteilseigner der Unternehmen sichert also in erster
Linie die Renten von Durchschnittsbürgern.
Anteilseigner der privaten US-amerikanischen Ölunternehmen im Jahr 2011
Quelle: American Petroleum Institute, Energy in Charts, 2013
Öl im Transparenz-Check 39

40 Öl im Transparenz-Check

Wahrnehmung 7
„Raffinerien verdienen besser als behauptet wird“
Realität ist:
Das Raffineriegeschäft ist vom Weltmarkt abhängig und sehr zyklisch.
Guten Geschäftsjahren folgen immer wieder Verlustphasen.
Die geringen Gewinnspannen führen in Europa zunehmend zu Raffinerieschließungen.
Öl im Transparenz-Check 41

Der Markt für Mineralölprodukte ist eigenständig
Die Zeiten, in denen Ölförderung, Raffinerien und Tankstellen unter einem unternehmerischen Dach gebündelt
sein mussten, um die Märkte zu entwickeln, sind lange vorbei. Der breite Zugang zu Rohöl über die
Rohölhandelsplätze schafft die Voraussetzung zum Bau und Betrieb von Raffinerien, ohne dass diese ihre
Versorgung durch eine eigene Rohölförderung absichern müssten. Über die Jahrzehnte hat sich auf diese
Weise ein eigenständiger, hochliquider Markt für Mineralölprodukte mit einer Vielzahl von Marktteilnehmern
entwickelt. Heute ist diese Marktstruktur wiederum Voraussetzung dafür, dass sich auch Tankstellenbetreiber
mit Benzin und Diesel eindecken können, ohne ihrerseits eigene Raffinerien zu betreiben. Die Eigenständigkeit
des Marktes für Kraftstoffe bildet damit auch die Existenzgrundlage für mittelständische, freie
Tankstellen.
Unternehmen im US-amerikanischen Raffineriemarkt
Quelle: Energy Information Administration (EIA), Refinery Capacity Report, Juni 2012
Infolge des Zugangs zu Rohöl über offene Handelsplätze besteht ein eigenständiger Markt für Mineralölprodukte.
In den vergangenen rund 30 Jahren sind in den USA wie auch in Europa zunehmend konzernunabhängige
Unternehmen in einzelnen Marktsegmenten aktiv geworden. Besonders rasant ist die Entwicklung
in den USA, dem mit einer Gesamtkapazität von 17,32 Mio. Barrel pro Tag (mb/d) größten und am weitesten
entwickelten Raffineriemarkt der Welt (mehr als acht Mal so groß wie der deutsche Raffineriemarkt). Dort ist
mit der Valero Energy Corp. mittlerweile ein unabhängiges Unternehmen Marktführer. Im europäischen Raffineriegeschäft
vollzieht sich eine ähnliche Entwicklung. So etablierten sich in den vergangenen Jahren auch
hier unabhängige Anbieter wie ERG, Gunvor, Klesch, Motor Oil und Saras.
Gleichzeitig weiten die Ölstaaten ihr Geschäft zunehmend auf den Downstream-Sektor aus. Sie errichten
stetig neue große Raffineriekomplexe vorwiegend als Exportanlagen, um neue Marktgebiete zu erschließen.
Durch die Ausnutzung von Größenvorteilen (Economies of scale) in Kombination mit vorteilhaften staatlichen
Rahmenbedingungen haben sie eine starke Wettbewerbsposition auf dem Weltmarkt und erhöhen den
Druck auf US-amerikanische und europäische Raffinerien erheblich.
42 Öl im Transparenz-Check

Der Weltmarkt bestimmt den Erfolg des Raffineriegeschäfts
Die Rohölverarbeitung in Raffinerien ist ein typisches Margengeschäft, das durch Märkte und Preise für
Rohöl und Mineralölprodukte global bestimmt wird. Entscheidend für den wirtschaftlichen Erfolg einer Raffinerie
ist die Differenz zwischen dem Rohölpreis und den Preisen für raffinierte Produkte (Bruttomarge). In
beiden Fällen sind die jeweiligen Weltmarktpreise und damit Wettbewerbspreise maßgebend. Die Möglichkeiten
der Raffinerien sind daher auf eine kosteneffiziente Betriebsführung als Erfolgsfaktor beschränkt.
Schematische Darstellung des margengetriebenen Raffineriegeschäfts (Fallbeispiel: Nettomarge > 0)
Quelle: Roland Berger Strategy Consultants, 2008
Öl im Transparenz-Check 43

Die Koppelproduktion begrenzt die Spielräume der Raffinerien
Raffinerien können nur begrenzt auf Nachfrageschwankungen einzelner Mineralölprodukte reagieren, da die
Verarbeitung von Rohöl zu Benzin und Diesel technisch voneinander abhängig ist. Der Raffinerieprozess
wird deshalb als Koppelproduktion bezeichnet, bei der immer Benzine, Mitteldestillate (Diesel, Kerosin, leichtes
Heizöl) gasförmige und schwere Produkte nebeneinander entstehen.
Koppelproduktion einer typischen europäischen Musterraffinerie
(*) HEATING, SOLID FUELS, LUBRICANTS, ASPHALTS, PACKAGING
Quelle: Europia
Rohöleigenschaften, Anlagenkonstellation und Weiterverarbeitungskapazität entscheiden darüber, in welchem
Verhältnis die Mineralölprodukte erzeugt werden können. Selbst eine für die größtmögliche Erzeugung
von stark nachgefragten Mitteldestillaten optimierte Raffinerie und bei Einsatz des dafür am besten geeigneten
Rohöls erreicht der Anteil von Mitteldestillaten an der Gesamtproduktion der Raffinerie maximal 40 bis 50
Prozent.
Die Raffinerien haben sich in den letzten Jahren den Herausforderungen der geänderten Nachfrage gestellt
und jährlich über eine Milliarde Euro in die Optimierung der Mitteldestillatproduktion investiert 25 . Investitionen
in Anlagen zur Änderung der Ausbeutestruktur bedeuten dennoch in der Regel keine Flexibilisierung, sondern
eine erneute Festlegung auf ein Ausbeutemuster.
25 Roland Berger Strategy Consultants, 2008.
44 Öl im Transparenz-Check

Hohe Benzin- oder Dieselpreise sind kein Garant für Raffineriegewinn
Die jeweiligen Weltmarktpreise für Rohöl und für Mineralölprodukte liefern die Basis für das Geschäftsergebnis
der Raffinerien. Gleichzeitig gibt die Anlagenkonfiguration weitgehend die Mengenverhältnisse und die
Kostenstruktur der hergestellten Produkte vor. Raffinerien sind daher nur begrenzt in der Lage, die Herstellung
von Produkten, die aufgrund der aktuellen Marktsituation höhere Margen ermöglichen könnten, zu Lasten
von Produkten mit niedriger Marge nennenswert zu steigern. Dies kann bei schwacher Nachfrage dazu
führen, dass Produkte zu einem niedrigeren Preis verkauft werden, als das Rohöl gekostet hat, aus dem die
Produkte hergestellt worden sind. Im ungünstigsten Fall überwiegen die negativen Ergebnisbeiträge einzelner
Produkte, und die Raffinerie macht insgesamt Verlust.
Produkt-Preisspannen (Crack-Spreads 26 ) und Raffinerie-Nettomarge
Langfristige Entwicklungen wie beispielsweise der gegenläufige Nachfragetrend bei Benzin und Diesel werden
häufig von saisonalen Effekten überlagert. Wenn die heimische Benzinnachfrage nach den üblicherweise
nachfrageschwachen Wintermonaten ab März wieder zunimmt und mit der Sogwirkung des US-
Marktes – des größten Benzinmarktes der Welt – zusammentrifft, können die Benzinnotierungen relativ zum
Rohölpreis stark ansteigen. Diese Preisphasen als Beleg für hohe Raffineriegewinne zu deuten, missachtet
die komplexe Realität des Raffineriegeschäfts. So wenig wie eine Schwalbe noch keinen Sommer macht,
führt der temporär positive Brutto-Ergebnisbeitrag des Benzins nicht automatisch zu einem Raffineriegewinn.
Der Gewinn einer Raffinerie ergibt sich aus der Addition der Erlöse aus den Produktverkäufen abzüglich aller
Kosten, inklusive 6 bis 8 Prozent Energiekosten durch das eingesetzte Rohöl. Selbst wenn bestimmte Produkte
teurer verkauft werden, als das Rohöl gekostet hat, aus dem diese Produkte hergestellt worden sind,
bedeutet dies nicht, dass die Raffinerie insgesamt Gewinn erzielt. Denn von diesem Erlös müssen noch die
gesamten Kosten der Rohölverarbeitung und des Vertriebs bezahlt werden.
26 Crack-Spread: Produktpreis abzüglich Rohölpreis (Brent).
Öl im Transparenz-Check 45

Das Raffineriegeschäft ist von Zyklen geprägt
Raffinerieprodukte werden in einem globalen Markt gehandelt. Die Preise richten sich nach Angebot und
Nachfrage. Innerhalb dieses engen Rahmens zwingt der Wettbewerb die Raffinerien zur permanenten Kostenoptimierung.
Im zyklischen Rohölverarbeitungsgeschäft wurden die vergangenen zwei Jahrzehnten je zur
Hälfte mit Verlusten und Gewinnen abgeschlossen. Selbst in den positiven sechs Jahren von 2003 bis 2008
lag das Ergebnis für eine Muster-Cracker-Raffinerie im Durchschnitt kaum höher als rund 2 Eurocent pro
Liter. Im langjährigen Durchschnitt sind die Raffineriemargen mit 0,56 Eurocent pro Liter eher schwach.
Gewinn- und Verlustrechnung einer deutschen Raffinerie
Quelle: Vereinfachte Beispiel-Berechnung der durchschnittlichen Raffineriemarge einer Muster-Cracker-Raffinerie nach Energie-
Informationsdient (EID).
Ergebnisschwache Jahre und die gleichzeitig hohen Investitionskosten zur Erfüllung der gesetzlichen Rahmenbedingungen,
die im Durchschnittsgewinn der Beispielsraffinerie noch nicht enthalten sind, haben zu
einer Welle von Raffineriestilllegungen oder Raffinerieverkäufen geführt. Seit 2000 hat sich die Zahl der Raffinerien
in den Staaten der heutigen EU-27 von 121 auf 88 im Jahr 2011 reduziert 27 .
27 Oil & Gas Journal, Europia.
46 Öl im Transparenz-Check

Deutsche Raffinerien sind in Sachen Effizienz Weltspitze
Mineralölprodukte werden in Deutschland mit hoher Effizienz hergestellt. Im Vergleich zum weltweiten
Durchschnitt benötigt eine deutsche Raffinerie für die gleiche Produktion rund 10 Prozent weniger Energie.
Damit zählt der deutsche Raffineriesektor in Sachen Effizienz zur Weltspitze und leistet einen wichtigen Beitrag
zur Energieeinsparung in Deutschland.
Energieintensität von Raffinerien im weltweiten Vergleich
Quelle: Deutsche Energieagentur (dena), 2011
Die Deutsche Energieagentur (dena) stellt in ihrer Analyse 28 des Mineralölsektors 2011 fest, dass die zentrale
Rolle, die Mineralölprodukte insbesondere im Verkehrssektor in den nächsten Jahrzehnten noch spielen
werden, nicht unterschätzt werden dürfe. „Eine an Energie- und Ressourceneffizienz orientierte Energiepolitik
müsse auch die Mineralölversorgung als integralen Bestandteil des künftigen Energiemix einbeziehen.“ In
der geplanten Mobilitäts- und Kraftstoffstrategie der Bundesregierung müsse „die Relevanz fossiler Kraftstoffe
entsprechend berücksichtigt werden“. Die dena folgert daraus, dass bei der Gestaltung politischer Rahmenbedingungen
darauf zu achten sei, die deutsche Mineralölproduktion nicht nur zu erhalten, sondern
auch weiterzuentwickeln, damit sie im europäischen und globalen Wettbewerb auch künftig bestehen könne.
28 Deutsche Energieagentur: „Ungeliebt, aber unentbehrlich. Bedarf und Produktion von Mineralöl im künftigen Energiemix“, 2011.
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