ETCs auf Erdöl in Zeiten eines volatilen Erdölmarktes. Trotz Rolleffekten eine effiziente Anlagestrategie?

Inhaltsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1 Einleitung

2 Entstehung und Entwicklung des Erdölmarktes

3 Einflussgrößen auf den Erdölpreis
3.1 Nachfragefaktoren
3.2 Angebotsfaktoren
3.3 Finanzmarktfaktoren
3.4 Geopolitische Probleme

4 Investments in das schwarze Gold
4.1 Können sich ETCs an den Rohstöffmärkten einer ähnlich großen Beliebtheit wie ETFs erfreuen?
4.1.1 Definition von ETCs und ETFs
4.1.2 Definition und Funktionsweise von Futures
4.1.3 Chancen und Riskien bei der Investition in ETCs
4.2 Welche alternativen Partizipationsmöglichkeiten existieren neben den ETCs?
4.2.1 Rohstoffzertifikate
4.2.1.1 Definition
4.2.1.2 Chancen und Risiken
4.2.2 Aktien von Mineralölunternehmen

5 Fazit

Anhang..

Literaturverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildungsverzeichnis

Abb. 1: Entwicklung des nominalen Rohölpreises und des realen Rohölpreises

Abb. 2: Weltweite Erdölnachfrage & -angebot

Abb. 3 Weltweite Erdölnachfrage aufgeteilt nach Ländern

Abb. 4: Weltweites Erdölangebot aufgeteilt nach Ländern

Abb. 5: Übersicht der ETP Arten

Abb. 6: Funktionsweise besicherter ETCs

Abb. 7: Funktionsweise swapbasierter ETCs

Abb. 8: Funktionsweise von ETCs am Primär- & Sekundärmarkt

Abb. 9: Entwicklung der Anzahl von ETCs

Abb. 10: Vergleich in ETCs investiertes Vermögen und deren Mittelzu- & Abflüsse

Abb. 11: Regressionsanalyse der Performance vom Dow Jones und „Brent“

Abb. 12: Regressionsanalyse der Performance vom USD-Index und „Brent“

Abb. 13: Vergleich der Wertentwicklung der Rohölsorte „Brent“ und dem USD-Index

Abb. 14: „Brent“-Futurekurve

Abb. 15: Vergleich der 3-Jahres-Volatilität verschiedener Assetklassen

Abb. 16: Regressionsanalyse der Performance von „Brent“ und Rohstoffaktien

Abb. 17: Regressionsanalyse der Performance von US-Staatsanleihen und „Brent“.

Tabellenverzeichnis

Tab. 1: Unterscheidungsmerkmale von Zertifikaten..

Tab. 2: Performance und Volatilität der letzten 21 Jahre

Tab. 3: Performance- und Volatilitätsvergleich von Aktien von Mineralölproduzenten und „WTI“

1 Einleitung

Bis zur Jahrtausendwende fanden Preisschwankungen am Rohölmarkt ihren Ursprung in regionalen Gegebenheiten. Referenzerdölsorten verlagerten die Preisschwankungen auf Angebot und Nachfrage.

Seit Ende des 18. Jahrhunderts ist die globale Nachfrage nach Rohstoffen im Zuge der industriellen Revolution deutlich gestiegen. Seitdem gab es in den vergangenen 250 Jahren durch zahlreiche Ereignisse, wie beispielsweise die Nachkriegszeit des zweiten Weltkrieges oder der Wirtschaftsboom in China, deutlich spürbare Anstiege der Nachfrage nach Rohstoffen. Die langfristigen zyklischen Bewegungen die mit revolutionären Ereignissen einhergingen werden als Rohstoff-Superzyklen bezeichnet. In deren Phasen der Prosperität finden Rohstoffe großen Zulauf an Investoren.

Da seit einigen Jahren die Rohstoffmärkte auch für kleinere Investoren zugänglicher gestaltet werden und dadurch zunehmend mehr Investoren auf diesen Märkten sowohl nach Rendite als auch nach Risikodiversifikation suchen, zielt diese wissenschaftliche Projektarbeit auf die Untersuchung ab, mit welchen Investmentprodukten der Anleger an der Wertentwicklung des weltweit wichtigsten Rohstoffes Erdöl partizipieren kann.

Aufgrund der Tatsache, dass sich ETFs zunehmender Beliebtheit erfreuen und der bei Anlegern oftmals anzutreffenden Annahme, dass ETCs das gleiche rechtliche Konstrukt wie ETFs aufweisen, werden in dieser Projektarbeit sowohl die entscheidenden Unterschiede dieser beiden Anlageprodukte herausgearbeitet, als auch analysiert ob ETCs aus Rendite-Risiko-Gesichtspunkten eine empfehlenswerte Anlagestrategie darstellen.^[1]

Im nachfolgenden Kapitel zwei wird die Entstehung und Entwicklung des Mineralölmarktes erläutert. Anschließend werden in Kapitel drei die bedeutsamsten Einflussgrößen auf die Mineralölpreise dargelegt. Das Kapitel vier befasst sich mit Investmentprodukten, die eine Partizipation an der Wertentwicklung von Rohöl ermöglichen. Dabei liegt das Hauptaugenmerk auf den im Unterkapitel 4.1 dargestellten Exchange Traded Commodities. Diese wissenschaftliche Arbeit findet ihren Abschluss in einem Fazit in Kapitel fünf, indem die wichtigsten Ergebnisse zusammengefasst werden und ein kurzer Ausblick auf die Entwicklung der Mineralölmärkte gegeben wird.

2 Entstehung und Entwicklung des Erdölmarktes

Erdöl ist ein flüssiges, brennbares Kohlenwasserstoffgemisch, welches frei in Zwischenräumen von Sedimentgesteinen oder von porösem Gestein aufgesaugt wird. Dieses Gut kann sowohl produziert, konsumiert als auch gelagert werden. Die Begriffe Erdöl, Mineralöl und Rohöl können synonym verwendet werden.

Bereits 347 v. Chr. wurde in China - Überlieferungen zu Folge - mithilfe von Bambusstäben nach Erdöl gebohrt. Dieses diente der Verwendung in Farben, bei medikamentösen Behandlungen, zur Abdichtung von Booten oder als Brennstoff für Fackeln.^[2]

Auf der russischen Halbinsel Aspheron wurde im Jahre 1851 die weltweit erste Rohölquelle erschlossen. Die Entdeckung der ersten Erdölquelle 1859 in Pennsylvania sorgte in den USA für einen Erdölboom, sodass binnen einem Jahr über 2.000 neue Erdölförderquellen entdeckt wurden.^[3]

Zu Beginn des 20. Jahrhunderts wurde Erdöl sowohl zum wichtigsten Rohstoff für die organisch-chemische Industrie, als auch zum bedeutendsten Energieträger. Bis heute ist Erdöl laut der US-amerikanischen Energy Information Administration (EIA) das wichtigste Welthandelsprodukt, da jedes Industrieland auf diesen Rohstoff angewiesen ist. Mit dem rasanten Anstieg der weltweiten Nachfrage nach Mineralöl begann auch das Rohölangebot zu steigen, wodurch die realen Preise für Erdöl wieder fielen. Die Regierungen der erdölexportierenden Länder waren bestrebt, die angebotene Erdölmenge möglichst schnell zu erhöhen. Die Kehrtwende vollzog sich in den 1960er Jahren, in denen der Energieverbrauch der westlichen Staaten schneller anstieg als das Energieangebot.^[4]

Mit dem Ziel, höhere Erdölpreise und bessere Konzessionsbedingungen, durch eine einheitliche und koordinierte Erdölpolitik, zu erreichen, schlossen sich 1960 die erdölexportierenden Länder Iran, Irak, Kuwait, Saudi Arabien und Venezuela zur OPEC (Organization of the Petroleum Exporting Countries) zusammen. Später folgten die Länder Katar, Indonesien, Libyen, die Vereinigten Arabischen Emirate, Algerien, Nigeria, Angola und Ecuador.^[5]

Im Jahr 2015 betrug der Marktanteil des geförderten Erdöls der OPEC-Staaten 41,4 Prozent und lag damit minimal mit 0,6 Prozentpunkten unter dem Durchschnitt der letzten 50 Jahre.^[6]

Die arabischen Mineralölförderländer gründeten 1968 die OAPEC (Organization of Arab Petroleum Exporting Countries), der heute Algerien, Bahrain, Ägypten, Irak, Kuwait, Libyen, Quatar, Saudi Arabien, Syrien, die Vereinigten Arabischen Emirate sowie Tunesien angehören.^[7]

Die Internationale Energieagentur (IEA) war bereits 2011 der Ansicht, dass das Rohölfördermaximum erreicht wurde und dass sich die Erdölreserven dem Ende neigen. Aufgrund dieser Vermutung erwarteten einige Rohstoffexperten einen Anstieg der Erdölpreise durch eine entstehende Angebotslücke. Der Mineralölpreisanstieg bis Juni 2014 auf 114 US-Dollar pro Barrel manifestierte diese Ansicht. Unberücksichtigt blieb jedoch die zunehmende Kosteneffizenz von neuen Erschließungen durch Tiefseebohrungen, Schieferölförderungen oder der Ölsandnutzung, die im Allgemeinen als Fracking bezeichnet werden. Das explodierende Angebot überstieg dadurch die Nachfrage und war der Auslöser eines Preisverfalls von 70 Prozent bis Februar 2016. Bis zu diesem Preisverfall galt Saudi-Arabien aufgrund seines mächtigen Gewichtes auf dem Mineralölmarkt als Stabilisator. Aus Angst Weltmarktanteile durch eine Drosselung der Produktion bei gleichzeitigem Ausbau der Schieferölförderung in den USA und Kanada zu verlieren, weigerte sich das Königreich, erneut die Gleichgewichtsfunktion wahrzunehmen. Durch das Scheitern eines gemeinsamen Vorgehens der OPEC im April und Juni 2016, wird zudem der Iran höchstwahrscheinlich seine Produktion nicht drosseln, bis der Weltmarktanteil aus der Zeit vor den Sanktionen des Westens wieder erreicht wird. Ein sich seit Mai 2016 einpendelnder Mineralölpreis der Mineralölsorten „Brent“ und „WTI“ zwischen 40 und 50 US-Dollar pro Barrel, ist hauptsächlich auf die inzwischen unrentablen Förderweisen des Frackings in den USA zurückzuführen.^[8]

Auch aufgrund dieser Beobachtung, ist die Wertentwicklung seit Mai, die täglichen Schwankungen von bis zu vier Prozent ausgesetzt ist, eher temporär zu betrachten und erklärt keine fundierte Erwartung zukünftiger Mineralölpreise^[9].

In der Vergangenheit wurde der Erdölmarkt häufig stark von Akteuren aus erdölfördernden Regionen beeinflusst.

Um die daraus folgenden Schwankungen zu minimieren, wurde ein Referenzpreissystem mit den Referenzölsorten „Brent“, „West Texas Intermediate“ (WTI) und „Dubai-Fateh“ geschaffen. Dadurch ist der Weltmarkt für Erdöl relativ unabhängig von regionalen Einflüssen geworden und determiniert sich durch die globale Nachfrage und das globale Angebot.^[10]

Da die Mineralölsorte „Brent“ im Gegensatz zur amerikanischen „WTI“ oder dem „Dubai-Fateh“ der GCC-Staaten die einzige international gehandelte Mineralölsorte ist, eignet sich diese am besten als Referenzpreis. Rohölsorten, die nicht der Funktion des Referenzpreises entsprechen, können temporär durch regionale Lieferengpässe vom Weltmarktpreis divergieren.^[11]

Das Handeln mit Erdöl wird maßgeblich durch Rohstofftermingeschäfte bestimmt, die ihren Ursprung im 19. Jahrhundert haben, als 1848 mit dem Chicago Board of Trade (CBOT) der weltweit erste Rohstoffterminmarkt entstand.^[12]

Für die zunehmende Popularität der Rohstoffterminmärkte waren die Rohstoff Superzyklen von zentraler Bedeutung. Als Rohstoff-Superzyklus wird eine von längerer Dauer anhaltende, überproportionale Bewegung von Rohstoffpreisen bezeichnet, die im Wesentlichen auf eine zunehmende Industrialisierung, Urbanisierung und dem Vermögensaufbau großer Volkswirtschaften beruht. Im Gegensatz zu eher kurzfristigen konjunkturellen Schwankungen, dauern die Expansionen zwischen zehn und 35 Jahre und beziehen sich auf eine Vielzahl von Rohstoffen die in dieser Zeit eine zueinander positive Korrelation aufweisen.^[13]

In den vergangenen 150 Jahren kann einer Studie von Smith Barney zufolge von drei Superzyklen gesprochen werden. Vom späten 19. Jahrhundert bis zum frühen 20. Jahrhundert durch das Wirtschaftswachstum in den USA, von 1945 bis 1975 aufgrund des Wiederaufbaus in Europa nach dem zweiten Weltkrieg sowie der aufstrebenden Wirtschaft in Japan und ab der Jahrtausendwende sorgte die Expansion der chinesischen Wirtschaft für den dritten Rohstoff-Superzyklus. Die neuen Bedürfnisse und Kapazitäten auf der Nachfrageseite führten zu erhöhten Produktionen, sodass die Rohstoff-Superzyklen nachfragegetrieben waren.^[14]

Ein Zyklus endet, wenn das Weltwirtschaftswachstum abflacht und dadurch eine rückläufige Nachfrage die Rohstoffpreise sinken lässt.

In der Literatur werden drei Erklärungsansätze der Rohstoff Superzyklen diskutiert. Das Modell von Kondratiev und Schumpeter (1939) fokussierte sich auf eine Reihe von Rohstoffpreisen, Industrieproduktionen, Zinssätze sowie dem Außenhandel in einem Zeitraum vom späten 18. Jahrhundert bis frühen 19. Jahrhundert.

Für die beiden Ökonomen liegt der Grund für den Rohstoff-Superzyklus nicht in exogenen Faktoren wie Kriege, Revolutionen oder der Goldproduktion, sondern in endogenen Einflüssen wie technologischen Veränderungen verbunden mit Vermögensbildung. Drei Rohstoff-Superzyklen konnten die beiden Wissenschaftler identifizieren.^[15]

Die erste Periode von 1786 bis 1842 war von der industriellen Revolution in Großbritannien geprägt, die zweite von 1842 bis 1897 kennzeichnet die neuen Entwicklungen in den Bereichen Kohle, Eisenerz, Schienenverkehr, Dampfschiffe und Textilien in den Industrienationen. Der dritte Zyklus markiert den Zeitraum von 1897 bis Mitte des 20. Jahrhunderts durch Entwicklungen in der Stahlindustrie, der Elektrizität, der organischen Chemie sowie der Entwicklung der Automobile.^[16]

Die Prebisch-Singer-These erklärt anhand den Hypothesen, dass die Einkommenselastizität der Nachfrage für Primärrohstoffe zu niedrigeren Rohstoffpreisen führt. In Relation zu den Produktionsunternehmen oder die Wachstumsrate der Entwicklungsländer gegenüber Industrienationen beschränkt. Zudem führt eine Asymmetrie des Arbeitsmarktes der Industrieländer gegenüber den Entwicklungsländern dazu, dass die technologische Entwicklung in den entwickelten Ländern von höheren Einkommen profitieren, währenddessen der technische Fortschritt im Bereich der Verarbeitung von Primärrohstoffen hauptsächlich den Konsumenten in den wohlhabenden Ländern zugutekommt.^[17]

Derzeit wird in der Literatur diskutiert, inwiefern tatsächlich von Langzeitzyklen gesprochen werden kann, ohne eine statistische Modellierung zu unterstellen. Als Reaktion auf diese Diskussionen wird heute in zahlreichen Studien nur noch von mittelfristigen Zyklen, anstatt von Langfristigen gesprochen.^[18]

Diese waren jedoch bis zur Jahrtausendwende lediglich physischen Händlern sowie einem beschränkten Kreis von Investoren zugänglich. Erst durch das Scheitern der Erwartungen des „Neuen Marktes“ zur Jahrtausendwende wurden Rohstoffe aufgrund der geringen Korrelation zu Aktienmärkten sowie einer starken Korrelation zur Inflation, als eine gute Investmentalternative angesehen.

Zudem verstärken ein relativ niedriges Zinsniveau und eine sich rezessiv entwickelnde Wirtschaft, die Suche nach alternativen Investments.

Derzeit gewinnen die chinesischen und indischen Rohstoffhandelsplätze immer mehr an Bedeutung, sodass die chinesische Dalian Commodity Exchange die momentan weltweit größte Rohstoffterminbörse ist. Ihr folgen die amerikanische New York Mercantile Exchange (NYM) und die indische Multicommodity Exchange.^[19]

In Deutschland können lediglich in Leipzig an der European Energy Exchange (EEX) Rohstofftermingeschäfte gehandelt werden. Daneben können Rohstoffzertifikate und Exchange Traded Products (ETPs) über Xetra, Tradegate und die Frankfurter Wertpapierbörse (FWB) gehandelt werden.^[20]

Die aktuellen Entwicklungen der Erdölpreise können besser nachvollzogen werden, wenn zunächst ein Referenzerdölpreis über einen Zeitraum der letzten 155 Jahre betrachtet wird.^[21]

Unterschieden wird zwischen dem nominalen Rohölpreis und dem um einen gewichteten Weltkonsumentenpreisindex deflationierten nominalen Rohölpreis, den realen Rohölpreis. Dieser ergibt sich in der Abbildung 1 als Quotient aus dem nominalen Rohölpreis in US-Dollar pro Barrel und dem Konsumentenpreisniveau der USA im Jahr 2015.^[22]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 1: Entwicklung des nominalen Rohölpreises und des realen Rohölpreises bezogen auf den amerikanischen Verbraucherpreisindex von 2015. (Der Rohölpreis setzt sich von 1861-1944 aus dem Durchschnitt der amerikanischen Rohölsorten, von 1945-1983 aus dem „Arabian Light“ und von 1984-2015 aus der Sorte „Brent“ zusammen. (Eigene Darstellung. Daten bezogen von BP Statistical Review of World Energy June 2016 (Stand Juni 2016)))

Der reale Rohölpreis verdeutlicht die zum Teil extremen Preisschwankungen. Die Ökonomen Rogoff und Dvir unterteilten die letzten 155 Jahre in drei Phasen.

In der ersten Phase von 1861 bis 1878, die mit der Entstehung der ersten Pipeline-Systeme beginnt und in der Zeit des Eisenbahnmonopols endet, ergibt sich der nominale Rohölpreis aus dem Monopolpreis in den Vereinigten Staaten von Amerika. Die Veränderungen des realen Rohölpreises sind auf Schwankungen der amerikanischen Kaufkraft zurückzuführen.

In der zweiten Phase von 1879 bis 1972, war sowohl der nominale, als auch der reale Rohölpreis relativ konstant, da die amerikanischen Mineralölproduzenten eine Monopolstellung genossen und den nominalen Rohölpreis fixierten. Dadurch wurde der reale Rohölpreis lediglich von Veränderungen der Konsumentenpreise bestimmt. Diese Phase endete mit den Anfängen der OPEC, dem Ende der Bretton Woods-Ära sowie dem Höhepunkt der amerikanischen Erdölproduktion.

Die dritte Phase von 1973 bis 2016 war von der steigenden Erdöl-Nachfrage seitens Chinas, den USA und Europa sowie der Angebotspolitik der OECD-Staaten gekennzeichnet.

In jüngster Vergangenheit sorgte hauptsächlich die Angebotspolitik der OECD-Länder und den USA für einen Preisverfall, der sich vermutlich allmählich wieder stabilisieren wird.^[23]

3 Einflussgrößen auf den Erdölpreis

Die quantitative Erfassung der exakt geförderten Erdölmengen beziehungsweise das exakt verbrauchte Erdöl ist aufgrund der Vielzahl an Förderstätten und Transportwegen in den unterschiedlichsten Ländern nicht darstellbar. Die Schwierigkeit der Erfassung wird in den unterschiedlichen Angaben in den Statistiken international renommierter Institute, wie der internationalen Energieagentur, der amerikanischen Energieinformationsbehörde oder den statistischen Untersuchungen von BP, auf die sich zahlreiche wissenschaftliche Publikationen berufen, deutlich. Die Mehrzahl der Rohstoffexperten vertritt die Ansicht, dass es seit den letzten zwei Jahren eine Nachfragelücke gibt. Dies lässt die Abbildung 2 erkennen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 2: Weltweite Erdölnachfrage & -angebot (Eigene Darstellung. Daten bezogen von iea Oil Market Report released Januar 1990 bis Juni 2016, abrufbar unter https://www.iea.org/oilmarketreport/tables/ (Stand Juni 2016))

Die Mineralölpreise bestimmen sich durch den Preismechanismus von Angebot und Nachfrage. Diese beiden Größen sind ein Bündel von einer Vielzahl an Nachfrage- beziehungsweise Angebotsfaktoren. Im nachfolgenden wird auf die am meisten gewichteten Einflussgrößen näher eingegangen.^[24]

3.1 Nachfragefaktoren

Die Nachfrage nach Erdöl hängt sehr stark von der Entwicklung des Bruttoinlandsproduktes der erdölimportierenden, als auch der erdölfördernden Ländern ab, sowie von der Entwicklung der Erdölpreise, der technologischen Entwicklung, aber auch von strukturellen wirtschaftlichen Veränderungen.^[25]

Rohstoffexperten rechnen aufgrund von strukturellen als auch zyklischen Faktoren mit einem geringeren jährlichen Wachstum der Mineralölnachfrage von 1,2 Prozent bis 2020.

Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien, Erdgas, Atomenergie und Kohle wird geschätzt, dass sich dadurch die Nachfragemenge nach Erdöl um zwei Millionen Barrel pro Tag bis 2020 verringern wird.

Aufgrund der derzeit niedrigen Rohölpreise sinkt jedoch zunehmend der Anreiz auf andere Energierohstoffe umzurüsten, sodass Prognosen über stark sinkende Nachfragemengen kritisch zu beurteilen sind. Sollte die Nachfrage aufgrund des günstigen Erdöls stärker zulegen und durch die Reduktion der Nachfragelücke die Rohölpreise steigen, wären der Preisanstieg und die Nachfragelücke mit hoher Wahrscheinlichkeit lediglich eine kurzfristige Reaktion. Die Begründung liegt darin, dass höhere Erdölpreise zunehmend die Effizienz diverser Fördertechniken steigern, wodurch die geförderten Rohölmengen zunehmen und dadurch eine Angebotslücke sehr unwahrscheinlich erscheint.^[26]

Nicht zuletzt dämpfen die schwächelnde Wirtschaft Chinas und Russlands sowie die politische Instabilität in Nordafrika und dem Mittleren Osten die Nachfrage nach Erdöl.^[27]

Die kontinuierlich steigende Nachfrage, wie in Abbildung 3 erkennbar ist, begründet sich im Wesentlichen durch die zunehmende Industrialisierung der Emerging Markets und der wachsenden Weltbevölkerung, die im Durchschnitt wachsenden Wohlstand genießt.^[28]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abb. 3: Weltweite Erdölnachfrage aufgeteilt nach Ländern (Eigene Darstellung. Daten bezogen aus BP Statistical Review of World Energy June 2016 (Stand Juni 2016))

3.2 Angebotsfaktoren

Die Preise der verschiedenen Erdölsorten korrelieren signifikant positiv mit den Weltmarktpreisen für Rohöl, da diese sehr stark von den Referenzpreisen beeinflusst werden. Die dennoch vorhandenen Preisunterschiede begründen sich hauptsächlich durch Qualitätsunterschiede der jeweiligen Sorten. Die Qualität der etwa 250 Erdölsorten bestimmt sich durch den Schwefelgehalt, die Dichte sowie die Entfernung des Extraktionsortes vom Handelsplatz.^[29]

Nicht zuletzt führen die geopolitischen Krisen in Nordafrika zu einer reduzierten Mineralölförderung. Die OPEC-Staaten erhofften sich durch ein Unterlassen der Preisstützung den Marktanteil von gefördertem Rohöl der Konkurrenten durch unrentable Förderungstechniken mindern zu können.

Durch die Aufhebung der internationalen Sanktionen gegen den Iran ab 2016, fördert dieser wieder große Mengen an Rohöl, sodass das Überangebot an Erdöl weiter steigen dürfte. Fraglich ist jedoch, ob der Iran sein Ziel erreicht, bis 2017 die gleiche Menge an Erdöl wie vor den Sanktionen zu fördern.

Dazu müsste die Infrastruktur modernisiert werden um die zusätzliche Mineralölförderung sicherzustellen und der Staatshaushalt müsste ausreichend Investitionen für die Mineralölförderung bereitstellen.

Zudem erschweren Vermarktungsschwierigkeiten aufgrund der noch bestehenden amerikanischen Sanktionen den Absatz des geförderten Mineralöls. Der dadurch einhergehende Preisverfall zwingt die ölfördernden Unternehmen zu neuen Technologien, die die Effizienz der Förderung steigern sollen, welche notwendig ist, um die Phasen geringer Mineralölpreise zu überstehen.^[30]

Für die Rohölproduktion ist die variable Höchstmenge entscheidend und nicht die noch vorhandenen Erdölreserven unter der Erde, da nach der Theorie des amerikanischen Geologen Mario Hubert King, der Produktionsverlauf eines Erdölfeldes dem Verlauf einer Glockenkurve entspricht. Dadurch ist der Höhepunkt der Mineralölförderung in etwa bei 50 Prozent erreicht. Nach diesem Höhepunkt wird es zunehmend schwerer, die Erdölreserven zu fördern und damit auch unrentabler. Die sinkende Produktivität führt daher oftmals zu einer sinkenden Rohölförderungsmenge.^[31]

Zudem können Verbraucher Erdöl oftmals zu einem niedrigeren Preis als den Marktpreis erwerben, da die Regierungen Energieträger mit beachtlichen Beträgen subventionieren.

Der Internationale Währungsfonds (IWF) hat in einer Studie herausgefunden, dass die Subventionen für fossile Brennstoffe weltweit 5,3 Billionen US-Dollar pro Jahr betragen, was wiederum etwa 6,5 Prozent des weltweiten Bruttoinlandsproduktes entspricht. Insbesondere bei den Schwellen- und Entwicklungsländern lägen die Investitionen zwischen 13 und 18 Prozent deren Bruttowertschöpfung. Diese hohen Subventionen werden vom IWF und der internationalen Energieagentur (IEA) als unverhältnismäßig hoch kritisiert.^[32]

Aufgrund gescheiterter Verhandlungen der OPEC im April und Juni 2016 ist eine Drosselung der geförderten Mengen an Erdöl in nächster Zeit unwahrscheinlich, sodass das Überangebot weiterhin bestehen bleiben dürfte. Die Abbildung 4 verdeutlicht das kontinuierlich steigende Angebot des schwarzen Goldes.

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^[1] Vgl. Heidorn et al. (2014), S. 13–15.

^[2] Vgl. Clemens (2015), S. 44f; Spektrum Akademischer Verlag (Hrsg.) (2003), S. 433; Ullmann/Heim (2006), S. 232.

^[3] Vgl. Spektrum Akademischer Verlag (Hrsg.) (2003), S 434.

^[4] Vgl. Ullmann/Heim (2006), S. 234f.

^[5] Vgl. Spektrum Akademischer Verlag (Hrsg.) (2003), S. 434; OPEC (Hrsg.) (2016), http://www.opec.org/opec_web/en/about_us/24.htm, Abruf am 16.05.2016.

^[6] Vgl. BP (Hrsg.) (2016), S.3.

^[7] Vgl. OAPEC (Hrsg.) (2014), http://www.oapecorg.org/Home/About-Us/Member-Countries, Abruf am 16.05.2016.

^[8] Vgl. Coady et al. (2015), S. 6; Pflüger (2016), S. 43.

^[9] Vgl. Commerzbank (Hrsg.) (2014).

^[10] Vgl. Kaufmann/Ullman (2009), S. 551; Clemens (2015), S. 46.

^[11] Vgl. ebenda.

^[12] Vgl. Heidorn et al. (2014), S. 13–15.

^[13] Vgl. Erten/Ocampo (2013), S. 14.

^[14] Vgl. Smith Barney (Hrsg.) (2005), S. 2–5.

^[15] Vgl. Erten/Ocampo (2013), S. 14.

^[16] Vgl. ebenda, S. 15.

^[17] Vgl. ebenda, S. 15f.

^[18] Vgl. ebenda, S. 16.

^[19] Vgl. Heidorn et al. (2014), S. 13–15.

^[20] Vgl. ebenda, S. 18f.

^[21] Vgl. Clemens (2015), S. 48.

^[22] Vgl. ebenda.

^[23] Vgl. Dvir/Rogoff (2010), S.6f.

^[24] Vgl. Clemens (2015), S. 48.

^[25] Vgl. Ullmann/Heim (2006), S. 235.

^[26] Vgl. ETF Securities (Hrsg.) (2016a), S.1.

^[27] Vgl. International Energy Agency (Hrsg.) (2015), S. 19.

^[28] Vgl. International Energy Agency (Hrsg.) (2015), S. 19.

^[29] Vgl. Heidorn et al. (2014), S. 12.

^[30] Vgl. Ullmann/Heim (2006), S. 243–244; ETF Securities (Hrsg.) (2016b), S. 1–2.

^[31] Vgl. ebenda.

^[32] Vgl. Wetzel (2015), http://www.welt.de/wirtschaft/energie/article141084514/Die-Welt-steckt-..., Abruf am 18.06.2016; Coady et al. (2015), S. 6.