LONDON (IT BOLTWISE) – Auch nach dem Sommer kann der Benzinpreis ungewöhnlich hoch bleiben, weil weltweit Raffineriekapazität fehlt. Verantwortlich ist eine anhaltend enge Produktversorgung, ausgelöst durch Störungen in Europa und im Nahen Osten sowie indirekte Effekte durch den Konflikt um die Straße von Hormus. In den USA könnten die Zapfsäulenpreise rund um den Labor Day Rekordwerte erreichen, sofern keine Einigung zwischen Washington und Teheran zustande kommt. Gleichzeitig zeigt sich an der sogenannten Crack-Spanne, dass Gewinne für Raffinerien entstehen, obwohl Rohölpreise zuletzt gefallen sind.
Rohöl kann anziehen oder fallen – für die Endkundenpreise am Tankstellenparkett bedeutet das in diesem Herbst aber nicht automatisch Entspannung. Der Kern der aktuellen Lage liegt nicht im Öl, sondern in der Veredelung: Laut einer Einordnung aus der Energie-Analystik kann Benzin nach dem Ende der Sommerfahrzeit trotzdem “zäh” hoch bleiben, weil die Raffinerien zu wenig Kapazität bereitstellen. Der Mechanismus ist für viele Marktteilnehmer spürbar geworden, seit mehrere Störfaktoren die Produktseite verknappen: In Europa sowie im Nahen und Mittleren Osten schränken kriegsbedingte Ausfälle die Verarbeitungskapazität ein, während die Nachfrage saisonal zwar etwas nachgibt, aber nicht stark genug ist, um die Lücke vollständig zu schließen.
Technisch betrachtet verändert sich damit die Preisbildung zwischen Rohöl und Kraftstoff. In einer Phase, in der früher “viel Raffineriekapazität” verfügbar war, bestimmte der Rohölpreis die Kostenbasis sehr direkt. Heute, so wird es aus dem Unternehmensumfeld beschrieben, entsteht ein “Disconnect zwischen Rohöl- und Tankstellenpreisen”: Die Preise werden stärker durch die Frage gesetzt, wie viel Produkt (vor allem Benzin und Diesel) aus der vorhandenen Raffineriearbeit tatsächlich herauskommt. Das erklärt auch, warum US-Ölpreise laut den genannten Zahlen um rund 10% diese Woche gefallen sind, während an der Zapfsäule noch ein Abstand zur Vorkrisenmarke sichtbar bleibt. Motoristen zahlen aktuell um die 4,06 US-Dollar pro Gallone, und damit immer noch deutlich über dem Niveau vor den Angriffen auf den Iran im Februar 27 – trotz des gesunkenen Rohöls.
Mehrere konkrete Engpässe treiben diese Verschiebung an. Für die Region wird auf eine deutliche Reduktion verfügbarer Raffineriekapazität verwiesen, unter anderem durch Ausfälle mit einem Volumen von rund 5 Millionen Barrel pro Tag, während Konflikte in der Ukraine zusätzlichen Druck erzeugen: Drohnenangriffe sollen weitere rund 1 Million Barrel pro Tag an Verarbeitungskapazität außer Betrieb gesetzt haben, und außerdem wird von einem Exportverbot für Diesel aus Russland gesprochen. Daneben kommt ein Faktor hinzu, der wie ein doppelter Bremshebel wirkt: Wenn China seine Ausfuhren stoppt, entzieht das dem globalen Markt ebenfalls Produktmengen. Auf der Unternehmensseite wird zudem genannt, dass in Asien sowie im Nahen Osten insgesamt etwa 7 Millionen Barrel pro Tag weniger Kapazität verfügbar seien, während in Russland weitere 1,4 Millionen Barrel pro Tag offline sein sollen.
Für die USA wird die Lage besonders deshalb scharf, weil die Marktmechanik zur Produktseite lokal auf Resonanz trifft. Ein Beispiel sind Raffinerien an der US-Golfküste: Ihnen wird zugeschrieben, dass sie in der aktuellen Lage von importiertem Rohöl aus Venezuela profitieren könnten. Zusätzlich werden regulatorische Versandregeln im Umfeld des Jones Act als “waiver” erwähnt, wodurch sich die Möglichkeiten erhöhen, Benzin und Diesel zwischen US-Ports flexibler zu bewegen und teils auch auszuführen. Genau diese Kombination kann die Margen stützen, weil sie die Umleitung knapper Produkte in rentablere Absatzwege erleichtert. So wird auch erklärt, warum die Crack-Spreads – die Differenz zwischen den Kosten für Rohöl und den Verkaufspreisen von raffinierten Produkten – zeitweise extrem stark waren: Später im Juli seien die Spreads laut der Darstellung über 70 US-Dollar je Barrel gestiegen.
Dass ausgerechnet in einer Phase niedrigerer Rohölpreise die Ergebnisberichte mancher Verarbeiter so deutlich ausfallen, passt in dieses Bild. In der Berichterstattung wird betont, dass Raffinerien bei hohen Margen und robustem Bedarf häufig nahe an der Vollauslastung laufen und Wartungsarbeiten verschieben, um möglichst lange von der günstigen Kostenbasis für Input und den hohen Erlösen für Output zu profitieren. Für Valero wird genannt, dass der Gewinn im zweiten Quartal gegenüber dem Vorjahr um mehr als 400% auf 3,7 Milliarden US-Dollar gestiegen sei. Ebenso wird für Marathon Petroleum ein Plus von mehr als 300% auf 5,1 Milliarden US-Dollar genannt, während Phillips 66 bei 3,8 Milliarden US-Dollar liegt. Für Marktbeobachter ist daran weniger die einzelne Zahl entscheidend als das Muster: Die Nachfrage ist zwar “robust”, die Versorgung bleibt aber angesichts der knappen Raffineriekapazitäten strukturell ein Engpass – und genau das hält die Preisfindung an der Produktseite fest.
Auch die politische Dimension spielt indirekt in die technische Engpasslogik hinein. Wenn die Straße von Hormus wieder stärker passierbar würde, könnte es laut den Aussagen aus dem Umfeld zwar mehr Rohöl geben – aber möglicherweise zunächst nicht proportional mehr fertige Produkte, weil die Raffinerien erst wieder hochfahren müssen. Im Gegenteil wird beschrieben, dass selbst bei einer Entspannung Teile der Anlagen, je nach Schaden und Ersatzteilverfügbarkeit, “länger” brauchen, um wieder auf den alten Stand zu kommen. Für Unternehmen und Energieanwender heißt das: Transport- und Beschaffungsstrategien, Risikomanagement und Preis-Workflows sollten in diesem Herbst weniger von der reinen Rohölkurve als Signalquelle ausgehen. Stattdessen rückt die Frage nach verfügbarer Veredelungskapazität, Ausfällen in Konfliktregionen und der konkreten Crack-Entwicklung stärker in den Mittelpunkt – denn genau dort liegt die Erklärung, warum sinkendes Rohöl nicht automatisch fallende Tankstellenpreise nach sich zieht.
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