Rosneft Deutschland startet die Vermarktung von Mineralölprodukten in Deutschland
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Interview mit Argus Media: Rosneft zu Strategie und Raffineriegeschäft

Rosneft Deutschland hat Raffinerieanteile an der PCK-Raffinerie in Schwedt (Rohölkapazität 208.000 bl/Tag), der MiRO in Karlsruhe (301.00 bl/Tag) und der Bayernoil-Raffinerie in Vohburg-Neustadt (201.000 bl/Tag). Seit der Auflösung des Joint Ventures mit BP ist Rosneft Deutschland mit Hauptsitz in Berlin dabei, die Vermarktung der vollen Produktpalette aufzubauen. Argus sprach in Berlin mit Brian Chesterman, Geschäftsführer von Rosneft Deutschland, über den Fortschritt der Betriebsaufnahme und die Zukunft der europäischen Raffinerien.

Wie lief der Prozess der Betriebsaufnahme in Deutschland? Welche Aspekte haben sich als einfacher oder schwieriger erwiesen als erwartet? Was ist Ihr geplantes Startdatum für die Vermarktung aller Produkte?

Wir haben uns mit BP über die Auflösung des Joint Ventures geeinigt und unsere Aktivitäten am 1. Januar 2017 aufgenommen. Was das bedeutete, war, dass wir unser eigenes Rohöl einführen, es verarbeiten und den Raffinerien sagen konnten, welche Produkte hergestellt werden müssen. Während des Joint Ventures mit BP hatten wir kein Büro, keine Systeme, keine Angestellten. Es war also ein Joint Venture, das eigentlich von BP betrieben wurde. Also mussten wir unser eigenes Geschäft selber aufbauen.
Wir haben uns dafür entschieden, dies in zwei Phasen zu tun. Der erste Schritt bestand darin, ab dem 1. Januar unsere Beteiligung an den drei Raffinerien, in denen wir Anteile haben, zu verwalten – das lief reibungsloser ab als erwartet. Zu dieser Zeit wurden die ganzen Produkte an BP verkauft und sie haben alles vermarktet. In diesem Jahr haben wir uns entschieden, Bitumen selbst zu managen, […] es war auch eine Gelegenheit für uns, in diesem Jahr mit einem Produkt an den Markt zu gehen und etwas mehr über den Prozess zu lernen. Das hat wirklich reibungslos funktioniert. Ab dem 1. Januar 2019 werden wir alles selbst vermarkten. Wir liegen voll im Plan, um dies zu erreichen, und wir haben bisher alle wichtigen Meilensteine erreicht.

Erwägen Sie mit dem Start der Direktvermarktung der Rosneft-Volumen in Schwedt, MiRO und Bayernoil den Kauf oder den Bau eines Tankstellennetzes oder eines Tanklagers?

Das werden wir häufig gefragt. Im Moment vermarkten wir das Produkt als Großhändler auf dem deutschen Markt. Wir werden und immer mit interessanten Geschäftsmöglichkeiten befassen, aber zurzeit ist das kein Thema. Die meisten Läger in Deutschland sind relativ offen für neue Einlagerer, man muss als Großhändler keine eigenen Läger haben. Was die Tankstellen angeht, werden die meisten großen Netze bereits von jemand anderem beliefert. Man darf nicht vergessen, dass wir kein neues Produkt in den Markt bringen, es sind Volumen, die der Markt auf die eine oder andere Weise bereits absorbiert. Wir müssen es nur so effizient vermarkten, wie wir können.

Werden Sie sich auf eine bestimmte Region in Deutschland konzentrieren?

In seiner Heimatregion muss man stark vertreten sein. In den Regionen um die Raffinerien können wir uns am effizientesten aufstellen. Wir erwarten jedoch, dass es in ganz Deutschland sowie Österreich, Polen und der Schweiz Nachfrage geben wird und unsere Produkte in diese Märkte gehen werden. Wir werden entlang den Routen liefern, die wir für am effizientesten halten.

Sehen Sie zusätzliches Potenzial für den Ausbau des Raffinerieanteils von Rosneft in Deutschland?

Wir erwägen immer unsere Möglichkeiten. Wenn jemand etwas verkaufen möchte, müssen wir immer bereit sein darüber nachzudenken, ob wir expandieren möchten oder nicht. Wir haben aktuell keine Pläne, unsere Präsenz in Deutschland zu erweitern., aber es ist immer eine Option.

Einige Raffinerien rüsten ihre Kapazitäten im Vorfeld der anstehenden IMO 2020-Vorschriften auf. Welchen Einfluss werden die Spezifikationensvorschriften auf die Raffinerielandschaft in Deutschland und darüber hinaus haben? Plant Rosneft weitere Investitionen in Entschwefelungsanlagen?

Wir werden eine Störung im Marktgleichgewicht erleben. Branchenanalysten schließen sich der Ansicht an, dass sich die Reedereien vermehrt dem Schiffsdiesel zuwenden werden. Wir werden sehen, dass mehr Gasöl-Nachfrage aus diesem Markt kommen wird. Das bedeutet sehr gute Margen für Raffinerien, die Diesel produzieren. Natürlich muss das Produkt mit hohem Schwefelgehalt irgendwo hingehen, das wird wahrscheinlich der Strommarkt under anderem in Asien sein. Die Margenentwicklung wird in den kommenden Jahren noch interessant.
Wir sind immer auf der Suche nach sinnvollen Investitionen in unsere Raffinerien. Wir investieren in den nächsten fünf Jahren 600 Mio. €, wahrscheinlich zwei Drittel davon in der PCK, wo wir noch am meisten hochschwefeliges Produkt herstellen. Die gute Nachricht ist, dass wir in Bayernoil und MiRO mit relativ niedriger Schwerölproduktion eine recht gute Position haben. Die MiRO-Kokskammer wird aktuell ersetzt der Prozess läuft sehr gut. Wir sind also gut aufgestellt. In der PCK werden wir Möglichkeiten für weitere Investitionen, insbesondere bei den schwereren Produkten, prüfen. Aber es ist unmöglich, vor 2020 Projekte fertigzustellen, dafür wird niemand Zeit haben – diese Arbeiten werden erst mittelfristig fertig werden.

Welche anderen Investitionsprojekte erwägen Sie in der PCK?

Wir haben eine ganze Bandbreite von Projekten im Visier auf die unsere Investitionen verteilt sind. Von der Verbesserung der Energieeffizienz und Emissionssenkungen bis zu kommerziellen Investitionen wie der Erhöhung der Erträge und der Effizienz des operativen Geschäfts. Um die Digitalisierung voranzutreiben und die Vorteile der modernen Technologien besser zu nutzen, investieren wir in unsere Steuerungssystem, nicht nur in Schwedt sondern auch in anderen Raffinerien.

Es ist auch die Rede davon, dass Rosneft plant, die Drushba-Pipeline in die Raffinerien MiRO und Bayeroil auszubauen – ist die Option weiterhin auf dem Tisch?

Wir beraten darüber. Hier geht es um den südlichen Strang der Drushba, nicht zu verwechseln mit dem nördlichen. Wir haben gehört, dass manche sagen „sie werden eine Pipeline von der PCK bis in die Bayernoil bauen“ – das wird definitiv nicht passieren. Der südliche Teil der Drushba verläuft von Russland bis nach Tschechien. Es ist möglich, diesen mit der TAL-Pipeline zu verknüpfen. Dafür besteht Interesse von anderen Anteilhabern. Das Projekt ist interessant für die Rohölvielfalt und die Versorgungssicherheit. Die Raffinerien im Süden Deutschlands werden alle von einem einzigen Pipelinesystem versorgt, eine zweite Option wäre aus Sicherheitsgründen sinnvoll. Die Verbindung, die man zum TAL-System bauen müsste, ist nicht sehr lang. Die Raffinerien in Süddeutschland verarbeiten bereits [das russische Rohöl] Urals, was über das TAL-System eingespeist wird. Die Drushba wäre also ein weiterer Versorgungspunkt für Urals-Öl, es würde nur an einem anderen Punkt in das TAL-System eingeführt. Die Möglichkeit zur Verarbeitung wäre nicht auf Rosneft beschränkt, es wäre für jeden zugänglich, der daran interessiert ist, von dieser Quelle zu kaufen.

Der deutsche Downstream-Sektor war in den letzten Jahren von zunehmender Konsolidierung geprägt. Wie wird sich dieser Trend langfristig auf Ihr Geschäft auswirken?

Am Ende geht es darum, die Nachfrage zu befriedigen. Diese Nachfrage ändert sich nicht, ihre Eigentümerschaft und Struktur können sich ändern. Wir sprechen mit verschiedenen Kunden, die Leute sind daran interessiert, mit uns zusammenzuarbeiten und unser Produkt an ihren Standorten zu verkaufen, und wir erwarten, dass das so weitergeht. Wir werden alles aus Berlin managen – in Zeiten moderner Technik brauchen wir nicht mehrere Verkaufsbüros.

Glauben Sie, dass eine steigende Biokraftstoffquote – 6 Prozentpunkte ab 2020 – das Potenzial hat, den Marktanteil von E10 deutlich zu erhöhen?

Es wäre gut für uns, mehr E10 zu verkaufen, weil das die Einhaltung der Biokraftstoffquote erleichtert. Wir erwarten, dass mehr E10 verkauft wird. Aber lassen Sie mich eine Frage stellen, lassen Sie uns über die historische Entwicklung sprechen. Was ist passiert, als E10 in Deutschland eingeführt wurde?

Es war eine PR-Katastrophe. Aber es besteht die Möglichkeit, dass die Politik die Verwendung von E10 anordnet, wie es in anderen Ländern von Europa bereits geschehen ist.

Wir brauchen eine Verlagerung Richtung E10, um die Einhaltung der erforderlichen Treibhausgasreduktionsziele zu unterstützen, und wir erwarten, dass dies geschieht. Und als Industrie unterstützen wir PR-Anstrengungen, die dazu erforderlich sind.

Wie würden Sie das machen?

Wir haben noch ein paar Jahre, um darüber nachzudenken.

Würde die Aufnahme von Upstream-Emissionsreduktionen in die THG-Berechnung Rosneft und anderen voll integrierten Unternehmen einen Vorteil verschaffen?

Dies wird Teil einer Verknüpfung aller verschiedenen Regelungen im CO2-Emissionshandel in Europa sein. Ich denke, all diese Dinge zu verbinden, ist eine gute Idee. Wir sollten soviel wie möglich tun, um Treibhausgasemissionen zu reduzieren. Um diese Ziele zu erreichen, müssen wir als Branche zusammenkommen. Diese Dinge kann man am besten mit einer Organisation wie der Fuels Europe Group diskutieren, die darüber nachforscht, wie diese Bereiche zusammenhängen und welche Maßnahmen im Interesse der Umwelt und der langfristigen Nachhaltigkeit der Industrie wären. Auch die Automobilindustrie spielt in dieser Diskussion eine Rolle.

Sehen Sie irgendwelche anderen wichtigen Beschlüsse, die die Raffinerielandschaft und den Handel in Europa drastisch beeinflussen werden, ähnlich wie die IMO-2010-Entscheidung?

Die Entscheidung der IMO war ein ziemlicher Schock, alle hatten sie erst ab 2025 erwartet. Ich denke, das war sicherlich die größte Veränderung seit 2010-2011, als wir die letzte Schwefelreduktion bei den Hauptkraftstoffen sahen. Ich glaube nicht, dass dramatische Änderungen bei Spezifikationen erwartet werden. Die Industrie schaut jetzt auf IMO 2020 und was dort passiert, darauf konzentrieren auch wir uns. Ich glaube nicht, dass sich etwas ankündigt, aber man weiß nie.

Wir haben die Nachricht von einer möglichen Fusion zwischen PKN Orlen und Grupa Lotos in Polen gehört. Wäre das für Rosnefts Geschäft von großer Bedeutung, zumal Sie bereits nach Polen exportieren?

Das wird schon seit einiger Zeit diskutiert, es wird interessant sein zu sehen, wie es sich auf den Markt auswirkt. Selbst wenn die sich zusammenschließen wird das nicht die Kapazität der Raffinerien erhöhen. Nichts ändert sich an der Angebots- und Nachfragesituation – Polen ist ein Short-Markt für Mitteldestillate, das bleibt so, ob sie sich zusammentun oder nicht, das wird keinen Unterschied machen. Meine erste Reaktion wäre also, dass wir Polen in jedem Fall weiter als attraktiven Markt sehen, besonders weil wir die PCK-Raffinerie an der polnischen Grenze haben – unser Produkt geht bereits von dieser Raffinerie nach Polen.

Sehen Sie einen Aufwärtstrend bei den Eisenbahnexporten nach Polen?

Ja, denn auf dem polnischen Markt hat sich viel getan. Es gab einige Rechtsvorschriften […], die den Markt transparenter gemacht haben. Wir erwarten, dass Marktteilnehmer wie wir noch mehr Nachfrage bedienen werden. Alles, was jeden zwingt, sich an das zu halten, was legal ist, macht die Dinge besser.

Wo sehen Sie die größten Herausforderungen für deutsche und europäische Raffinerien in den nächsten Jahren?

In Deutschland ist die Nachfrage langsam rückläufig, und es ist ein Short-Markt für Mitteldestillate, ein Long-Markt für Benzin. Deswegen besteht die Herausforderung immer darin, sich einer sich wandelnden Nachfragesituation anzupassen. Die gute Nachricht ist, dass Dinge sich nicht über Nacht ändern, es gibt verlässliche Prognosen. Aber wir leben in einer globalen Welt – im letzten Jahr haben wir in Deutschland gute Raffineriemargen erlebt, einer der unterstützenden Faktoren war ein Wirbelsturm in den USA. All diese exogenen Faktoren [stützen die Margen] – wetterbedingte Ereignisse, globales Angebot und globale Nachfrage. Marktbeobachter gehen davon aus, dass die Nachfrage in diesem Jahr um etwa 1,5 bl/Tag steigen wird, das globale Wachstum ist relativ stark. Zwei Drittel davon kommen aus China und Indien, diese Nachfrage wird weiter anziehen. In den letzten fünf Jahren wurde eine Welle neuer Raffinerien in Betrieb genommen, vor allem im Nahen Osten. In Europa denke ich, dass dieses oder nächstes Jahr nur eine neue Raffinerie dazukommen wird, nämliche die türkische Raffinerie von Socar. In Deutschland werden keine neuen Kapazitäten hinzukommen.
Ich denke aber auch nicht, dass es irgendwelche Kapazitätsabnahmen geben wird. Alles ist möglich, aber wenn wir auf kurze Sichtvernünftige Margen sehen, wird das jedem Auftrieb geben. Das würde die Raffinerien für eine Weile unterstützen. Aber die Nachfrage in Europa wird im Laufe der Zeit sinken und einige der weniger effizienten Raffinerien werden schließen, die Frage ist nur wann. Glücklicherweise gehören unsere Raffinerien bei der Komplexität zu den besten in Europa. Daher sind sie in einer guten Position, um langfristig wettbewerbsfähig zu sein.

 

Das Interview wurde am 6. März von Argus Media veröffentlicht.
Zum Artikel auf argusmedia.com

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