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Katharina Otzen, Konkurse rund ums Rohöl in:

VDI nachrichten, page 11 - 11

VDI nachrichten, Volume 74 (2020), Issue 30-31, ISSN: 0042-1758, ISSN online: 0042-1758, https://doi.org/10.51202/0042-1758-2020-30-31-11

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VDI Verlag, Düsseldorf
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24. Juli 2020 · Nr. 30/31 TECHNIK & WIRTSCHAFT 11 Von Katharina Otzen D ie Folgen der Covid-19-Pandemie treffen die Ölwirtschaft hart. Neben den Produzenten stehen jetzt die Mineralölraffinerien besonders unter Druck. Weltweit könnten viele von ihnen diese Krise nicht überleben, warnt die Schweizer Großbank UBS in einer aktuellen Untersuchung. Demnach gibt es global Raffinerieüberkapazitäten von wenigstens 3 Mio. bbl (Barrel) täglich; das ist doppelt so viel Mineralöl, wie vor der Krise allein die Briten jedes Jahr verbrauchten. Laut UBS sind ohne massive Stilllegungen keine schwarzen Zahlen zu erreichen. Europa hatte schon vor Covid-19 viel zu viel Raffineriekapazität und exportierte den Überschuss zum großen Teil in die USA. Allein für Großbritannien, den nach den Niederlanden zweitgrößten Exporteur von Mineralölprodukten aus Europa in die USA, brachte dies Geschäft 2019 rund 1,83 Mrd. $ (rund 1,6 Mrd. €). Im Juni dieses Jahres sank dieser Export auf null: Erstmals seit Beginn der Erhebung bei Bloomberg im Jahr 2012 ging kein einziger Tanker mit Ölprodukten in die USA. Strukturelle Benzin- und Dieselüberschüsse in Europa gab es schon vorher. So schränkten die Fortschritte der Autobauer bei der Entwicklung immer effektiverer Modelle oder der Hersteller sparsamerer Heizungen die Wachstumsaussichten der Raffinerien ein. Die Klimadebatte brachte Beschlüsse zur Elektrifizierung des Verkehrs und Pläne, mittelfristig Vergaserkraftstoffe zu verbieten. Der Machtkampf zwischen den gro- ßen Ölproduzenten, zum Teil gegen die Schieferölförderer in den USA gerichtet, setzte die Rohölpreise und damit auch die Raffineriemargen unter Druck. Dann legte die Corona-Krise den Verkehr weitgehend lahm. Damit brach der Absatz von Mineralölprodukten weg. Wann, wo und wie stark die Erholung kommt, weiß derzeit niemand. Gefährdet sind laut UBS-Studie vor allem in den 1950er- und 1960er-Jahren in Europa gebaute Raffinerien. Denn Margendruck trotz Corona-Lockerung: Im Juni dieses Jahres hat die Lockerung Coronavirus-bedingter Beschränkungen im Verkehrssektor zwar Hoffnung auf mehr Beschäftigung für die Raffinerien gebracht, aber in der Branche erwartet kaum jemand eine schnelle Erholung. Wenn, wie derzeit, der Rohölpreis schneller steigt als die Produktpreise, bleibt der Ertragsdruck hoch – trotz besserer Auslastung der Raffinerien. War früher eine Raffineriemarge von rund 10 $/bbl üblich, so beläuft sie sich derzeit nur auf die Hälfte. Manche Raffinerien erreichen nicht einmal diese niedrige Marge. Daher haben Betreiber in den USA schon im April dieses Jahres rund ein Drittel ihrer Raffineriekapazität temporär stillgelegt. Das berichtet die US-Energiebehörde EIA (Energy Information Administration). Wegen des enormen Anstiegs der Corona-Fälle in fast allen US-Bundesstaaten hat sich seitdem die Lage erheblich verschlimmert. Pleitewelle bei Förderern von Shale- Öl: Nur bei 27 % aller Schieferöl- und -gasförderer in den USA bleibt nach der Covid-19-Pandemie noch so viel an Wert übrig, dass sich dafür Käufer oder Investoren finden. Diese düstere Prognose stellt die in London ansässige Wirtschaftsprüfungsorganisation Deloitte. Bei einem aktuellen Ölpreis von um die 35 $/bbl sei heute schon rund ein Drittel der Unternehmen nicht mehr zahlungsfähig, also im Grunde pleite. Bis Ende Mai hatten 18 Explorationsund Fördergesellschaften Konkurs angemeldet, im Juni ist noch Extraction Oil & Gas in Denver hinzugekommen. Ende Juni musste Chesapeake Energy den Weg zum Konkursrichter gehen. Einst Pionier der Schieferölgewinnung in den USA, Branchen- und Börsenliebling, ist Chesapeake am Ende das Geld ausgegangen; das Unternehmen aus Oklahoma City meldete für das erste Quartal allein schon Schulden von 8,3 Mrd. $. 300 Mrd. $ an Sonderabschreibungen sah Duan Dickson, Deloitte-Vice- Chairman in den USA und dort für Öl und Gas zuständig, schon für das 2. Quartal auf die bereits geschwächte Branche zukommen. Für das 3. Quartal sieh es noch düsterer aus. Das macht es nun nicht nur kleineren und mittleren Unternehmen schwer zu überleben. Der Weg an die Börse, um Kapital für die Übernahme von Konkurrenten zu bekommen, sieht nicht mehr vielversprechend aus. Denn in der frühen Phase der Schieferölgewinnung gab es kaum ein Problem, selbst ehrgeizige Projekte zu finanzieren, weil keiner den Schieferölboom verpassen wollte. Damit aber basierte das schnelle Wachstum nahezu völlig auf Schulden. Nur fehlt für neue Schulden heute die Substanz.. Schon vor Covid-19 war die US-Schieferöl- und -gasbranche unter Beschuss geraten, nicht zuletzt wegen des Klimawandels. Deshalb scheint heute keiner die Konsolidierung finanzieren zu wollen. Deloitte sieht nur noch große Ölkonzerne wie Chevron und ExxonMobil in der Lage, dort zu investieren. Sie könnten sich jetzt die Filetstücke aus der Konkursmasse aussuchen. Alte Raffinerien in Europa vor dem Aus: Der Bedarf sinkt, die Preise sind am Boden. Energieträger: Raffinerien in Europa droht die Stilllegung, über US-Schieferöl- und -gasförderern kreist der Pleitegeier. Der dauerhaft niedrige Ölpreis fordert seine Opfer. Konkurse rund ums Rohöl Viele US-Fracking-Ölförderer stehen vor dem Aus. Der Star der Branche, Chesapeake Energy, meldete Ende Juni Insolvenz an. neue, flexiblere Anlagen können unterschiedliche Rohöle zu niedrigeren Kosten verarbeiten, nicht zuletzt auch, weil sie vor Ort in den Fördergebieten wie Nigeria und Kuwait stehen. Als von der Schließung bedroht gelten in Westeuropa zum Beispiel die ENI-Raffinerie auf Sizilien, die Gunvor-Raffinerie in Antwerpen, die Essar-Raffinerie in Nordwest-England sowie in Grangemouth die einzige schottische Raffinerie, die inzwischen Ineos betreibt. Ob es diese vier Raffinerien tatsächlich trifft, ist keineswegs klar. Der eine oder andere Betreiber könnte sich entscheiden, sie in der Hoffnung auf bessere Zeiten erst einmal nur einzumotten – oder auf die Produktion von Biodiesel umzurüsten. Genau dies hat Hollyfrontier in den USA kürzlich mit seiner Raffinerie in Wyoming getan. Laut UBS prüfen in Europa ENI und Total ähnliche Umstellungen. Britische Raffineriebetreiber erwarten weltweit die Stilllegung von mindestens zehn Raffinerien. Die letzte große Renovierungswelle in Deutschland kam mit der Wiedervereinigung (Schwedt). Aktuell rüsten einige Betreiber ihre Produktion um auf mehr Mittel-Destillate wie Leichtes Heizöl. Fo to : M ic ha el S tr av at o/ Po la ris /l ai f Die Futures-Notierungen der Sorte Brent zogen am Montag an der Rohstoffbörse ICE in London leicht an. Nach wie vor steht der Ölmarkt im Bann gegenläufiger Kräfte: auf der einen Seite die Sorge um die Entwicklung der Corona-Pandemie in großen Volkswirtschaften wie den USA, auf der anderen das Ölkartell Opec und verbündete Staaten wie Russland, die ihre Förderung deckeln, um den Preissturz abzufedern. dpa/swe Dollar Barrel Rohölpreis Brent 20. Juli 2020 43,15 Dollar Gr af ik : V DI n ac hr ic ht en 3 0- 31 /2 02 0 Qu el le : H B/ Bö rs e. de 50 45 40 35 30 25 20 15 55 60 65 April Mai Juni Juli n ENERGIESPIEGEL Wasserstoff: Konzept für europäisches H2-Netz Elf Betreiber europäischer Ferngas- übertragungsnetzwerke stellten Ende letzter Woche in Brüssel ein Konzept für eine reine Wasserstofftransportinfrastruktur vor. Geplant ist es nach Angaben von Enagás, Energinet, Fluxys Belgium, Gasunie, GRTgaz, NET4GAS, OGE, Ontras, Snam, Swedegas und Teréga ab Mitte der 2020er-Jahre. Bis 2040 soll es schrittweise zu einem Netz mit 23 000 km Länge ausgebaut werden und zu 75 % aus umgewidmeten Erdgasleitungen bestehen. swe Kernkraft: Genehmigung für radioaktive Abfälle in Ahaus bis 2057 Im westlichen Teil des Zwischenlagers Ahaus dürfen bis Ende 2057 schwach- und mittelradioaktive Abfälle zwischengelagert werden. Eine entsprechende Genehmigung für „sonstige radioaktive Stoffe“erteilte am 17. 7. die Bezirksregierung Münster der Bundesgesellschaft für Zwischenlagerung (BGZ) und der Brennelement-Zwischenlager Ahaus GmbH. Am Montag dieser Woche lief die auf zehn Jahre befristete Erstgenehmigung aus, die neue Erlaubnis schließt nahtlos an, so ein Behördensprecher. Seit 2010 werden im westlichen Bereich des Zwischenlagers Ahaus vorübergehend Abfälle, Reststoffe sowie Anlagenteile mit schwächerer bis mittlerer Radioaktivität aufgenommen, wie Bauschutt, Kabel reste, Dämmstoffe oder Metallteile aus Betrieb und Rückbau von Kernkraftwerken in Deutschland. Im Ostteil werden abgebrannte Kernbrennstäbe zwischengelagert, darauf bezieht sich die jetzt erteilte Genehmigung aber nicht. dpa/swe

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