Rohstoffe kompakt Energie

Commodity Research
Rohstoffe kompakt Energie
Fallende Vorräte unterstützen Preise
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.
GRAFIK 1: Terminkurve von WTI erstmals seit drei Jahren in Backwardation
25
20
15
10
5
0
-5
in USD je Barrel
-10
Jan. 08 Mai. 08 Sep. 08 Jan. 09 Mai. 09 Sep. 09 Jan. 10 Mai. 10 Sep. 10 Jan. 11 Mai. 11 Sep. 11
Preisdifferenz WTI 12M vs. 1M Preisdifferenz Brent 12M vs. 1M
Quelle: Bloomberg, ICE; Commerzbank Corporates & Markets
Bitte beachten Sie die Hinweise am Ende des Dokuments
11. November 2011
Commerzbank Prognosen
Q1 12 Q2 12 Q3 12
Brent Blend 102 105 108
WTI 87 92 98
Diesel 920 920 920
Benzin (95) 860 930 950
Kerosin 890 930 950
Erdgas 4.5 4.0 4.5
Kohle 120 120 120
Uran 60 62 65
EUA (€ je t) 13 15 17
US-Erdgas
Flugbenzin
Diesel
Brent
Benzin
Kohle
WTI
Uran
% zum Vormonat
% zum Vorjahr
-10 0 10 20 30 40
Leiter Commodity Research
Eugen Weinberg
+49 69 136 43417
eugen.weinberg@commerzbank.com
Analyst
Carsten Fritsch
+49 69 136 21006
carsten.fritsch@commerzbank.com
Analyst
Barbara Lambrecht
+49 69 136 22295
barbara.lambrecht@commerzbank.com
Analyst
Michaela Kuhl
+49 69 136 29363
michaela.kuhl@commerzbank.com
Analyst
Daniel Briesemann
+49 69 136 29158
daniel.briesemann@commerzbank.com
research.commerzbank.com

WTI-Terminkurve reagiert
verspätet auf Abbau der
US-Ölvorräte
Schwache Nachfrage
spricht gegen nachhaltige
Verknappung am US
Markt
Angebotssituation in
Europa entspannt sich,
Überangebot in den USA
bleibt zunächst bestehen
Niedrigere Brentpreise in
den kommenden Monaten
erwartet
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. Die
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 Konjunkturdynamik
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.
GRAFIK 2:WTI-Terminkurve und US-Rohöllagerbestände GRAFIK 3: US-Rohölimporte ungewöhnlich niedrig
18%
15%
12%
9%
6%
3%
0%
-3%
-6%
-9%
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Lagerabweichung vom 5-J-Durchschnitt in %, links
Preisdifferenz WTI 12M vs. 1 M in USD je Barrel, rechts
25
20
15
10
5
0
-5
-10
2 11. November 2011
30%
20%
10%
0%
-10%
-20%
-30%
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Abweichung vom 5-Jahresdurchschnitt in %
Quelle: DOE, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets Quelle: DOE, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets

Rohöl wichtigste
Preisdeterminante für
Ölprodukte
Einer sinkenden
Heizölnachfrage steht ein
steigender Bedarf an
Diesel gegenüber
Dieselnachfrage ist
konjunkturabhängig
Fallender Benzinbedarf
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.
GRAFIK 4: OECD Länder: Steigender Dieselbedarf
kompensiert fallenden Heizölbedarf
12
10
8
6
4
2
Mio. Barrel pro Tag
0
2000 2002 2004 2006 2008 2010
Dieselkraftstoff Heizöl
GRAFIK 5: Zyklische Dieselnachfrage in den
Industrieländern
11. November 2011 3
6
4
2
0
-2
-4
-6
%-Ver. gg Vj.
1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009
Gasölnachfrage BIP Wachstum
Quelle: IEA, Commerzbank Corporates & Markets Quelle: IMF; IEA, Commerzbank Corporates & Markets

Schrumpfende US-
Benzinnachfrage teils
zyklischer, teils
struktureller Natur
US-Benzinbedarf dürfte
langfristig leicht
zurückgehen
Mitteldestillate auch am
aktuellen Rand knapp
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).
GRAFIK 6: Knappheit bei den Mitteldestillaten (Abweichung
industrieller Lagerbestände vom 5-Jahresdurchschnitt)
120
100
80
60
40
20
0
-20
Mio. Barrel
OECD
-40
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Nordamerika Europa Pazifik
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.
GRAFIK 7: Gasölbestände in Westeuropa deutlich
gesunken (Region Amsterdam-Rotterdam-Antwerpen)
1.0
Jan Feb Mrz Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Dez
4 11. November 2011
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
in Mio. Tonnen
2008 2009 2010 2011
Quelle: IEA, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets Quelle: PJK; Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets

Knappes Angebot in
Europa ist auch Ursache
für schrumpfende US-
Vorräte
Starke Dieselnachfrage in
Russland und China
Lagerbestände am
Benzinmarkt weiterhin
komfortabel
Diesel dürfte kurzfristig
relative Stärke gegenüber
Benzin zeigen…
…und daher weniger
stark fallen
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.
GRAFIK 8: USA steigern Exporte an Mitteldestillaten kräftig GRAFIK 9: Preisverhältnis Diesel- zu Benzinpreis
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Tsd. Barrel pro Tag
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
11. November 2011 5
1.6
1.5
1.4
1.3
1.2
1.1
1.0
0.9
0.8
0.7
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Quelle: EIA, Commerzbank Corporates & Markets Quelle: Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets

Auf einen Blick
Tabelle 1: Unsere Prognosen
Aktuell
Prognosen Jahresdurchschnitt
10. Nov. 1Q11 2Q11 3Q11 4Q11 1Q12 2Q12 3Q12 4Q12 2010 2011 2012
Brent Blend ($/Fass) 113.7 105 117 112 106 102 105 108 110 80 110 106
WTI ($/Fas s) 97.8 94 103 90 89 87 92 98 100 80 94 94
Diesel ($/t) 1023 907 980 970 980 920 920 920 950 688 960 930
Benzin (95 ARA) ($/t) 962 909 1060 1020 910 860 930 950 930 733 980 920
Flugbenzin ($/t) 1070 968 1060 1020 950 890 930 950 960 724 1000 930
Gas Henry Hub ($/mmBtu) 3.65 4.2 4.4 4.1 4.0 4.5 4.0 4.5 5.0 4.4 4.1 4.5
Kohle (API #2) ($/t) 116.4 122 125 124 119 120 120 120 125 92 122 121
Uran ($/Pfund) 52.0 64 56 52 54 60 62 65 68 46 57 64
EUA ( € je Tonne) 9.8 15 16 12 11 13 15 17 18 14.3 14.0 16.0
Quelle: Commerzbank Corporates & Markets, Bloomberg
Tabelle 2: US Lagerbestands- und Importdaten
4. Nov.
vor einer
Woche
Absolute Veränderung
vor einem
Monat
vor einem
Jahr
Prozentuale Veränderung
vor einem
Jahr
ggü. 5-
Jahresdurchschnitt
Kommentar
Lagerbestände (in Mio. Barrel)
Rohöl (in Mio.Barrel) 338.1 -1.4 1.8 -26.8 -7.3 1.6
darunter: Cushing 31.1 -0.9 1.1 -0.7 -2.1 36.9 Zwar sind die US-Rohöllagerbestände
Benzin
Flugbenzin (Kerosin)
Mitteldestillate
204.2
44.6
135.9
-2.1
-1.1
-6.0
-9.6
-1.8
-21.1
-6.2
-1.3
-24.0
-2.9
-2.8
-15.0
0.2
6.0
-6.7
zuletzt nicht weiter gefallen, aber der
Abbau der Mitteldestillate hat sich
fortgesetzt. Damit liegen die Vorräte nun
spürbar unter dem 5-Jahresdurchschnitt.
Schweröl 0.3 0.1 -0.2 -0.1 -27.6 -34.5 Die US-Erdgaslagerbestände sind
Strategische Reserve 696.0 0.0 0.0 -30.6 -4.2 -1.6 zuletzt wieder kräftig gestiegen.
Erdgas (in Mrd Kubikfuß)
Importe (in Mio. Barrel pro Tag)
3794 78 482 -27 -0.7 5.6
Rohöl 8.6 -0.3 -0.1 0.5 6.5 -7.4 Importe von Rohöl und Ölprodukten auf
Mineralölprodukte
Kapazitätsauslastung (%)
2.0 -0.3 -0.1 -0.3 -14.7 -25.4 12-Jahrestief gefallen
Raffinerien 82.6 -2.7 -1.6 0.2 Auslastungsgrad saisonbedingt niedrig
Quelle: Commerzbank Corporates & Markets, Bloomberg, US Energy Information Administration
Tabelle 3: Historische Entwicklung
10. Nov.
Prozentuale Veränderung
1 Woche 1 Monat
Jahresbeginn
Vorjahr
Q109 Q209 Q309 Q409 Q110 Q210 Q310 Q410
Brent Blend ($/Fass) 113.7 1.9 3.1 20.5 28.5 46 60 69 76 77 79 77 87
WTI ($/Fass) 97.8 4.3 14.6 7.6 11.9 43 60 68 76 79 78 76 85
Diesel ($/t) 1023 -36.6 -34.0 -19.6 -17.8 438 506 574 623 645 685 667 757
Benzin (95 ARA) ($/t) 962 -1.0 -4.2 13.2 21.1 410 584 645 675 727 734 694 781
Flugbenzin ($/t) 1070 3.3 6.5 27.4 31.5 455 538 609 667 687 721 699 789
Gas Henry Hub ($/mmBtu) 3.65 -3.6 0.9 -17.2 -7.1 4.5 3.8 3.4 4.9 5.0 4.4 4.2 4.0
Kohle (API #2) ($/t) 116.4 -0.9 -2.4 -6.7 11.1 69 64 69 77 78 88 93 109
Uran ($/Pfund) 52.0 0.5 0.5 -15.0 0.5 47 47 47 45 42 41 45 55
Quelle: Commerzbank Corporates & Markets, Bloomberg
Tabelle 4: Wichtige Termine
15./22. Nov. USA API Lagerbestandsdaten Rohöl und Ölprodukte
16./23. Nov. USA EIA Lagerbestandsdaten Rohöl und Ölprodukte
17./23. Nov. USA US EIA Lagerbestandsdaten Erdgas
06. Dezember USA US EIA Monatsbericht
13. Dezember INT OPEC Monatsbericht
13. Dezember INT IEA Monatsbericht
14. Dezember INT OPEC-Sitzung in Wien, Österreich
Quelle: Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets
6 11. November 2011

GRAFIK 10: Positionierung spek. Finanzanleger vs. Ölpreis GRAFIK 11: Rohöl: US-Lagerbestände (Mio. Barrel)
300
250
200
150
100
50
in Tsd. Kontrakten
0
Jan. 09 Jul. 09 Jan. 10 Jul. 10 Jan. 11 Jul. 11
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
Spek. NettoLong Posit., lS WTI, USD je Fass, rS
280
Jan Apr Jul Okt
11. November 2011 7
380
360
340
320
300
2011
2010
5 Jahresdurch. +/- 1 Standardabw.
Quelle: CFTC, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets Quelle: EIA, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets
GRAFIK 12: Positionierung spek. Finanzanleger vs.
Benzinpreis GRAFIK 13: Benzin: US-Lagerbestände (Mio. Barrel)
70
60
50
40
30
20
10
0
in Tsd. Kontrakten
-10
Jan. 09 Jul. 09 Jan. 10 Jul. 10 Jan. 11 Jul. 11
Spek. NettoLong Posit., lS
Benzin, USD je Gallone, rS
3.50
3.25
3.00
2.75
2.50
2.25
2.00
1.75
1.50
1.25
1.00
250
230
210
2011
2010
190
5-Jahresdurchschnitt
+/- 1 Standardabw.
170
Jan Apr Jul Okt
Quelle: CFTC, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets Quelle: EIA, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets
GRAFIK 14: Positionierung spek. Finanzanleger vs.
Heizölpreis
50
40
30
20
10
0
in Tsd. Kontrakten
-10
Jan. 09 Jul. 09 Jan. 10 Jul. 10 Jan. 11 Jul. 11
3.50
3.25
3.00
2.75
2.50
2.25
2.00
1.75
1.50
1.25
1.00
Spek. NettoLong Posit., lS Heizöl, USD je Gallone, rS
GRAFIK 15: Mitteldestillate: US-Lagerbestände (Mio.
Barrel)
180
160
140
120
2011
100
Jan Apr Jul Okt
2010
5 Jahresdurchschnitt
+/- 1 Stdabw.
Quelle: CFTC, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets Quelle: EIA, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets
GRAFIK 16: Rohöl: Terminkurven (WTI und Brent Blend) GRAFIK 17 China: Rohölverarbeitung vs. Rohölimporte
112
108
104
100
96
92
88
Brent WTI
6 M 1 Y 18 M 2 Y 30 M 3 Y 42 M
40
36
32
28
24
in Mio. Tonnen pro Monat
20
Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11
Rohölimporte, rechts Rohölverarbeitung, links
Quelle: Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets Quelle: CEIN, Chin. Zoll, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets
24
22
20
18
16
14
12
10
8
6

GRAFIK 18: Preisabstand WTI vs. Brent (in Dollar je Barrel) GRAFIK 19: Crack-Spread Brent 321 (in Dollar je Barrel)
8
4
0
-4
-8
-12
-16
-20
-24
-28
2006 2007 2008 2009 2010 2011
0
Jan. 10 Mai. 10 Sep. 10 Jan. 11 Mai. 11 Sep. 11
Quelle: Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets Quelle: Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets
GRAFIK 20: Preise für Destillate (in Dollar je Tonne) GRAFIK 21: Preisabstand Destillate zu Brent (in $ je Tonne)
1500
1300
1100
900
700
500
300
2007 2008 2009 2010 2011
Flugbenzin Diesel Benzin (95)
8 11. November 2011
25
20
15
10
5
500
400
300
200
100
0
-100
2007 2008 2009 2010 2011
Flugbenzin Diesel Benzin (95)
Quelle: Commerzbank Corporates & Markets Quelle: Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets
GRAFIK 22: Positionierung spek. Finanzanleger vs.
Gaspreis GRAFIK 23: Erdgas: US Lagerbestände (Mrd. Kubikfuß)
25
0
-25
-50
-75
-100
-125
-150
-175
-200
-225
in Tsd. Kontrakten
Jan. 09 Jul. 09 Jan. 10 Jul. 10 Jan. 11 Jul. 11
Spek. NettoLong Pos., lS Erdgas, $/mmBtu, rS
7
6
5
4
3
2
4000
3000
2000
2011
1000
Jan Apr Jul Okt
Quelle: CFTC, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets Quelle: EIA, Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets
2010
5-Jahreskorridor
GRAFIK 24: Terminkurve Henry Hub GRAFIK 25: Gas und Schweröl im Vergleich (in $ je mmBtu)
5.5
5.0
4.5
4.0
3.5
1 M 7 M 13 M 19 M 25 M 31 M 37 M 43 M
25
20
15
10
5
0
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Erdgas Burner-Tip Parität (auf Basis von Schweröl)
Quelle: Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets Quelle: Bloomberg, Commerzbank Corporates & Markets

Rohstoff Kompakt
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11. November 2011 9