KOMMISSION DER EUROPÄISCHEN GEMEINSCHAFTEN 
Brüssel, den 03.04.1996 
KOM(96) 143 endg. 
ARBEITSPAPIER DER KOMMISSION 
Lagebericht über die Mineralölversorgung, 
die Mineralölverarbeitung und den Mineralölmarkt 
in der Gemeinschaft 

Lagebericht über die Mineralölversorgung, die Mineralölverarbeitung und den 
Mineralölmarkt in der Gemeinschaft 
(Arbeitspapier der Kommission) 
INHALT 
BERICHT 
ANHÄNGE: 
A Allgemeinere wirtschaftlicher Hintergrund 
B Die Rohölversorgung 
B.l Die weltweiten Energievorräte 
B.2 Das weltweite Rohölangebot 
B.3 Die Versorgung der Gemeinschaft mit Rohöl 
C Mineralölerzeugnisse: Angebot und Nachfrage 
C.l Globaler Kontext 
C.2 Bedarf der EG an Mineral öl erzeugnissen 
C.3 Versorgung der EG mit Mineral öl erzeugnissen 
D Umwelt 
D. 1 Politischer und wirtschaftlicher Kontext 
D.2 Laufende und vorgeschlagene Maßnahmen 
D.3 Folgen für das absatzseitige Geschäft und die Entscheidungsfindung 
D.4 Aussichten für den Umweltschutz 
E Raffinerietätigkeit 
El Raffineriezahlen, -kapazitäten und -auslastung 
E.2 Ertragslage der Raffineriewirtschaft 
E.3 Blick in die Zukunft 
F Der Absatz von Mineralölerzeugnissen 
Fl Teil sektor Vermarktung 
F. 2 Einzelhandelsstatistiken 
F.3 Einzelhandelsmarktanteile und Ertragslage 
F.4 Fragen der Harmonisierung 
G Kleines Glossar für branchenfremde Leser 
Schaubilder und Tabellen 
Lagebericht über die Mineralölversorgung, die Mineralölverarbeitung 
und den Mineralölmarkt in der Gemeinschaft 
(Arbeitspapier der Kommission) 
INHALT 
BERICHT 
Hintergrund 
Die Mineralölwirtschaft 
Ertragslage der Raffinerien 
Marketing 
Umweltprobleme 
Versorgungssicherheit 
Binnenmarkt 
Schlußbemerkungen 
BERICHT 
Hintergrund 
1. Die Europäische Kommission berichtet dem Rat seit Ende der siebziger Jahre -
seit den Ölkrisen - regelmäßig über die Mineral Ölversorgung, -Verarbeitung und -
Vermarktung in der Gemeinschaft. Die Berichte verfolgen die Entwicklung 
beispielsweise der Überkapazitäten, der Veränderungen in der Nachfragestruktur 
und der Umweltauflagen. Der letzte derartige Bericht stammt aus dem Jahr 1992 
und behandelt die Situation nach der Golfkrise (Mitteilung der Kommission an 
den Rat [KOM(92) 152]). 
2. Der Rat verabschiedete auf diese Mitteilung hin am 30. November 1992 eine 
Reihe von Schlußfolgerungen, die die Arbeit der Kommission beeinflußt haben: 
Er erkannte an, daß eine wettbewerbsfähige Raffineriewirtschaft für die Stabilität 
der Produktmärkte und die Versorgungssicherheit der Gemeinschaft von 
strategischer Bedeutung ist. Er unterstrich die Wichtigkeit des Umweltschutzes 
und empfahl, die Industrie zu geplanten Umweltschutzmaßnahmen, die für 
Erzeuger und Verbraucher mit Kosten verbunden sein werden, umfassend 
anzuhören. Daraufhin wurde das Auto-Öl-Programm gestartet, bei dem es sich um 
eine neuartige, tiefgreifende Zusammenarbeit zwischen der Kommission und der 
Industrie handelt. Die ersten Vorschläge, die aus dieser Initiative resultieren, 
betreffen Kraftstoffspezifikationen (Benzin und Diesel) und 
Kraftfahrzeugemissionsnormen; sie werden derzeit diskutiert. 
3. Die vom Rat empfohlene Lockerung der Beschränkungen des Heizöleinsatzes zur 
Stromerzeugung hat zu dem im Weißbuch über eine Energiepolitik für die EU 
[KOM(95) 682] enthaltenen Vorschlag geführt, die Richtlinie [75/405/EG] 
aufzuheben. Der Dialog zwischen Erzeugern und Verbrauchern wurde intensiviert, 
und die Kommission verfolgte diesen Pfad konsequent weiter, indem sie 
beispielsweise die Internationale Energiekonferenz vom September 1995 im 
venezolanischen Puerto La Cruz mitfinanzierte, auf der Minister aus den Erzeuger­
und Verbraucherländern gemeinsam interessierende energiepolitische Fragen 
erörterten. Der Rat bekräftige erneut die Notwendigkeit der von der Kommission 
regelmäßig vorgenommenen Überprüfungen und unterstrich ihre Bedeutung für die 
Gestaltung der gemeinschaftlichen Energiepolitik. 
4. Der hier vorliegende Bericht basiert auf dem vom Rat in seinen 
Schlußfolgerungen 10369/92 vom 30. November 1992 erteilten Mandat, worin die 
Kommission aufgefordert wird, die Lage an den Ölmärkten und in der 
Raffineriewirtschaft in der Gemeinschaft regelmäßig zu analysieren und die 
Kommission ersucht wird, die Industrie bei der Planung von 
Umweltschutzmaßnahmen frühzeitig umfassend anzuhören, vor allem zu der 
Frage, welche Kosten diese für die Erzeuger und Verbraucher mit sich bringen 
werden. Der Bericht berücksichtigt die Entwicklungen in der Branche seit 1992 
und stützt sich auf das kürzlich erschienene Weißbuch zur Energiepolitik, in dem 
drei Hauptpfeiler der gemeinschaftlichen Energiepolitik herausgestellt werden: 
Wettbewerbsfähigkeit, Umweltschutz und Versorgungssicherheit. 
5. Dieser Bericht widmet sich den Schlüssel fragen des Sektors - Ölversorgung, 
Raffinerieentwicklung, Absatz, Leistung der mineral öl verarbeitenden Industrie, 
Umweltschutz, Versorgungssicherheit und Binnenmarkt - und geht ihren 
Auswirkungen für die Gemeinschaft nach. 
6. Dieser Bericht beruht auf ausführlichen Konsultationen der Kommission mit der 
Mineralölindustrie - sowohl über die Industrieverbände als auch über Einzel firm en 
- sowie auf Mitteilungen einzelstaatlicher Behörden. Die wichtigsten Punkte und 
Schlußfolgerungen aus der Analyse werden hier vorgestellt; in einer Reihe von 
Anhängen wird darauf im allgemeinen wirtschaftlichen Kontext ausführlicher 
eingegangen. 
Die Mineralölwirtschaft 
7. Auf das Öl entfällt bei weitem der Löwenanteil des Bruttoenergieverbrauchs in der 
Gemeinschaft. Mengenmäßig wird der Ölverbrauch in den nächsten 25 Jahren 
noch geringfügig zunehmen, sein prozentualer Anteil wird dagegen etwas 
zurückgehen, und zwar von 42 % auf 36-38 %. Diese Zahlen sind der Studie 2020 
entnommen worden, die als Teil des Weißbuches über Energiepolitik vorbereitet 
worden ist. Diskussionen, wie das mit den internationalen 
Gemeinschaftsverpflichtungen versöhnt werden kann hinsichtlich der 
Greenhousegas-Emissionen, werden in einem mehr spezifischen Rahmen, der 
dieser Frage gewidmet ist, stattfinden. Die Gemeinschaft ist der weltgrößte 
Nettoimporteur von Rohöl; bei den Roh öl erzeugnissen halten sich die Einfuhren 
und Ausfuhren bei einer offenen Handelspolitik ungefähr die Waage. 
8. Die Mineral öl Wirtschaft nimmt in der Gesamtwirtschaft der Gemeinschaft einen 
bedeutenden Platz ein. Die Erfolgsbilanz dieses Sektors (vor allem Raffinerie und 
Absatz) hat nach wie vor energiestrategische Bedeutung für die Gemeinschaft und 
findet ihren Niederschlag nicht nur in ökonomischer, sondern auch in 
gesellschaftlicher Hinsicht. Der Sektor ist laufend einem Veränderungszeitraum 
ausgesetzt mit der Möglichkeit neuer Verbindungen und "Joint Ventures", um sich 
als Unternehmen ändernden Handelsbedingungen in der Gemeinschaft und neuen 
Marktgegebenkeiten, besonders in Asien anzupassen. 
9. Der Bericht befaßt sich vorwiegend mit den Teilsektoren Raffinerie und 
Vermarktung in der Gemeinschaft. Diese beiden Tätigkeiten werden meist getrennt 
voneinander betrachtet, wenngleich einzelne Raffinerien bestimmten 
Ei nzel markten recht nahe stehen (worin sich auch das Gewicht der 
Verteilungskosten widerspiegelt). Die Ölgesellschaften sind oft vertikal integriert 
und befassen sich mit der Exploration und Gewinnung (vorgeschaltete Bereiche) 
und der Weiterverarbeitung und Vermarktung (nachgeschaltete Bereiche), in 
manchen Fällen betätigen sie sich darüber hinaus in der Petrochemie. Die 
finanzielle Situation des integrierten Ganzen gilt oft als Maßstab für die 
Gesundheit und Ertragslage der Branche. In einigen jüngeren konsolidierten 
Verlautbarungen war von günstigen Ertragsergebnissen die Rede. Es kommt aber 
darauf an, jede Tätigkeit für sich zu betrachten, denn viele Betriebe sind auf eine 
Stufe in der Kette der Tätigkeiten der Branche spezialisiert: es gibt beispielsweise 
Explorationsfirmen, Raffineure und Gesellschaften, die sich nur dem Vertrieb 
widmen. Innerhalb bestimmter Sektoren konkurrieren diese Firmen miteinander, 
so daß jede Einzeltätigkeit für sich untersucht werden muß. 
10. Die Raffineriebranche versorgt die Gemeinschaft zuverlässig mit 
Mineralölerzeugnissen wie Kraftstoffen und Heizöl zu wettbewerbsfähigen 
Preisen, gleichzeitig verbessert sie ihre Umweltbilanz. Der Bericht deckt allerdings 
einige Züge der Ertragsentwicklung auf, die sich negativ auf die Fähigkeit der 
Branche, diesen Aufgaben optimal nachzukommen, auswirken könnten. Angesichts 
der zunehmenden Standortverlockungen im Ausland könnte es dazu kommen, daß 
in der Gemeinschaft nicht mehr genügend investiert wird. 
Ertragslage der Raffinerien 
11. Die Ertragslage in der Raffinerieindustrie läßt schon seit einigen Jahren zu 
wünschen übrig. Bei der Primärdestillation tendieren die Gewinnspannen gegen 
Null, bei der Zwischenproduktveredelung, z.B. beim katalytisehen Reformieren 
und Cracken, sind sie nicht viel höher. Einzelne Raffinerien sind in der Lage, die 
Betriebskosten zu decken, aber dies reicht natürlich nicht aus, um die 
Zukunftsentwicklung der Branche sicherzustellen. 
12. Nachstehend werden die drei Hauptelemente des Problems angedeutet. Erstens: 
bei den Raffinerien bestehen Überkapazitäten; zweitens: die Struktur der 
nachgefragten Mineral öl produkte verändert sich (Verschiebung zwischen Benzin 
und Dieselkraftstoffen); drittens: das Rohölangebot der Raffinerien in der 
Gemeinschaft hat sich zu leichteren Rohölen hin verschoben. Jeder Faktor bereitet 
seine eigenen Probleme; ihr Zusammentreffen verändert auch das Preisgefüge 
zwischen den Endprodukten (siehe weiter unten). Hinzu kommt, daß die 
rechtlichen Rahmenbedingungen für die Raffinerietätigkeit sich entscheidend 
verändern (Umweltschutzrecht, Mineralölsteuern). 
13. Der Raffinerie-Kapazitätsüberhang besteht sowohl bei der Primärdestillation als 
auch bei den Konversionsprozessen, in denen das Rohöldestillat, also 
geringwertigere Heizöle, in hochwertige, leichtere Produkte wie Benzin 
umgewandelt werden. 
14. Hier sei darauf hingewiesen, daß der scheinbare Widerspruch zwischen den 
gemeldeten hohen Auslastungsgraden und der tatsächlichen Überkapazität durch 
die wenig brauchbaren Auslastungsdaten zustande kommt. Die Prozentquoten der 
Auslastung werden errechnet anhand der anfänglichen Kapazitätsnennwerte einer 
Raffinerie. Im Laufe der Zeit ist der Betreiber der Anlage oft in der Lage, durch 
technische Verbesserungen an den Produktionsanlagen, technologische 
Fortschrittte usw. Verbesserungen zu erzielen. Diese "schleichende 
Kapazitätsveränderung" schlägt sich aus Wettbewerbsgründen nicht sogleich in 
den veröffentlichten Zahlen nieder. Es besteht also in Wirklichkeit ein größerer 
Kapazitätsüberhang, als aus den Daten hervorgeht. 
15. Die Überkapazitäten in der Rohöl destination bestehen nicht erst seit heute; in den 
letzten 15 Jahren hat die Branche erhebliche Anstrengungen zu ihrem Abbau 
geleistet, dennoch bleibt ein wenngleich schwindender Überhang von Kapazitäten 
bestehen. Der Situation wird durch die zunehmende schleichende 
Kapazitätsveränderung, die übrigens auch bei den Konversionsanlagen zu 
beobachten ist, nicht abgeholfen. 
16. Der Überhang an Konversionskapazitäten ist durch übermäßige Investitionen in 
den letzten Jahren entstanden. Dazu kam es aus zwei Gründen: erstens, die 
Veränderung des nachgefragten Produktmix: Bei den Vorhersagen hatte man 
falsch eingeschätzt, daß inzwischen mehr Diesel nachgefragt wird und die 
Nachfrage nach Benzin demgegenüber zurückblieb (tatsächlich sogar gesunken 
ist). 
17. Zweitens war auf der Versorgungsseite damit gerechnet worden, daß die 
Rohölpalette sich insgesamt zu schwereren Qualitäten hin verändern würde, in 
Wirklichkeit kamen aber mehr leichtere Qualitäten auf den Markt. Dies ist das 
Ergebnis des Schwenks in Saudi-Arabien, das seine Einnahmen zu maximieren 
trachtet und deshalb vermehrt leichtere Sorten anbietet, und der erhöhten 
Förderung der generell leichten Rohölsorten aus der Nordsee. Dies hängt mit 
Kostensenkungen und technischen Fortschritten in den vorgelagerten Sektoren 
zusammen. Insgesamt wurden eher weniger als mehr Konversionsanlagen benötigt, 
weil die leichteren Rohöisorten bereits in der Primärdestillation leichtere Destillate 
ergeben. 
18. Schließlich macht sich der ordnungspolitische Faktor bemerkbar. Strengere 
Umweltauflagen haben zu Mehrkosten geführt, die sich in der heutigen Marktlage 
nicht unmittelbar über die Produktpreise wieder hereinholen lassen. Hohe 
Sanierungskosten und die unvorhersehbaren Steuerabgabensätze wirken sich auf 
die Raffinerie-Investitionsentscheidungen aus. 
19. Das Zusammentreffen dieser drei Elemente zeitigt Folgen: Kurzfristig beobachten 
wir eine Diskrepanz zwischen der vorhandenen Raffineriekapazität und der 
Produktnachfrage (geringere Unterschiede zwischen schweren und leichten 
Erzeugnissen schmälern die Investitionsrendite). Die Raffineriebetreiber zögern 
aber, wenn es darum geht, Raffinerieteile stillzulegen, weil sie die damit 
verbundenen hohen Bereinigungskosten und sozialen Kosten scheuen. Unter diesen 
Umständen nimmt der Raffineur lieber zunächst eine abwartende Haltung ein, 
solange er noch keine roten Zahlen schreibt, oder er versucht gar, Anlagenteile 
billig zu veräußern, statt sie stillzulegen. 
20. Das zunehmende Engagement der Erzeugerländer am europäischen Downstream-
Geschäft, das als Zeichen für ein vermehrtes Vertrauen in den Markt der 
Gemeischaft willkommen ist, läßt potentielle Käufer auf den Plan treten, die unter 
Umständen anderen strategischen Grundsätzen verpflichtet sind und sich gern in 
7 
den Sektor einkaufen, besonders wenn die Raffinerien zu attraktiven Bedingungen 
zu haben sind. Vielleicht ist noch mit weiteren Stillegungen zu rechnen, aber 
selbst wenn Raffinerien ihre Tore schließen, kann nicht garantiert werden, daß die 
Ertragsspannen größer werden, zumal die stillgelegte Kapazität durch 
Produkteinfuhren wirksam kompensiert werden könnte. 
Vermarktung 
21. Die Situation im Teilsektor Vermarktung ist von Land zu Land unterschiedlich, 
gemeinschaftsweit steht dieser Teilsektor aber in allem besser da als die 
Raffinerien. Hier wirkt sich der Einfluß der historischen Strukturunterschiede 
ebenso aus wie der unterschiedliche Grad an vertikaler Integration zwischen 
Upstream- und Downstreamtätigkeiten der jeweiligen Marktteilnehmer. Auf die 
gesamte Gemeinschaft trifft zu, daß die Tankstellennetze schrumpfen; 
dementsprechend steigt der volumenmäßige Umsatz je Einzeltankstelle. Das 
Tempo ist allerdings von Land zu Land unterschiedlich, was von zahlreichen 
Faktoren abhängt. 
22. In einer Reihe von Mitgliedstaaten haben die traditionellen Tankstellenbetreiber 
zunehmend Marktanteile an die Hypermärkte abtreten müssen. Gegenwärtig 
scheint dies dem Verbraucher zu nutzen, denn die Kraftstoffpreise sind hier 
niedriger. Andererseits erleiden die traditionellen Ölfirmen an diesen Märkten 
Ertragseinbußen, sie investieren weniger und geben ihrerseits Verkaufsstellen auf. 
Einige Anbieter tauschen auch Einzelhandelstankstellen untereinander aus und 
verstärken so ihre Präsenz gezielt in bestimmten geographischen Gebieten. Dies 
führt oft zu niedrigeren Stückkosten, die eventuell an die Verbraucher 
weitergegeben werden können, sofern genügend Wettbewerb verbleibt. Diese 
Bewegungen verändern die allgemeine Marktstruktur, und mit ihr wandelt sich die 
Rolle des traditionellen Betreibers. Beides bleibt aufmerksam zu beobachten. 
Umweltprobleme 
23. In der Gemeinschaft gibt es einen großen Anteil von Besorgnis über die Umwelt 
und insbesondere über die Luftqualität. Bürger verlangen nach Verbesserungen, 
und tatsächlich sind in dieser Hinsicht gezielte Verpflichtungen im Rahmen der 
Konvention über Klimawechsel eingegangen worden. Die Umweltbestimmungen, 
besonders die für den Down stream sektor relevanten, greifen auf vielfache Weise 
in die Tätigkeit der Branche ein. Die Umweltschutzmaßnahmen beeinflussen 
• bereits die Arbeitsweise der Raffinerien selbst. Hinzu kommt das Korsett der 
strengeren Produktspezifikationen und die Notwendigkeit der Begrenzung der 
Schadstoffemissionen in der Verteilungskette. Die Verbesserung der 
Kraftstoffzusammensetzung ist beispielsweise eine Tätigkeit, die nicht an den 
anderen Industriesektoren vorbei erfolgen kann. Sie erfolgte über das Auto-Öl-
Programm und die Optimierung der Balance zwischen den 
kosteneffizientesten Schritten. 
24. Das Auto-Öl-Programm ist eine Initiative der Kommission zur Verbesserung der 
Luft, der Kraftstoffe und der Motortechnik, an der neben der Kommission die 
Raffineriewirtschaft (EUROPIA) und die Motorenindustrie (ACEA) mitwirken. Es 
soll herausgefunden werden, auf welche kostengünstigste Weise die 
Fahrzeugemissionen verringert werden können. Die Maßnahmen schließen 
Fahrzeugtechnologie, Qualitätskraftstoffe und lokale Verordnungen ein. Die Arbeit 
wird zu neuen, gemeinschaftsweit zur Norm erhobenen Luftqualitätswerten führen. 
25. Gezielte Maßnahmen werden oft schrittweise eingeführt. Zu einem bestimmten 
Zeitpunkt gibt die Industrie neue Anlagen in Auftrag, die den jeweils jüngsten 
Rechtsvorschriften entsprechen. Dabei ist das Auge schon auf künftige 
Verschärfungen der Vorschriften zu richten, die bereits in der Diskussion sind. Die 
Neuausrüstung wird für die Raffineriebetriebe und die Anlagen für Speicherung 
und Verteilung mit jedem Schritt teurer, weil jeder weitere Anlauf zum Schutz der 
Umwelt weitere Verbesserungen verlangt und die technischen Hürden 
entsprechend höher legt. Einige Schätzungen der möglichen Kosten sind in 
Tabelle D5 des Anhangs enthalten. 
26. Die ganze Gemeinschaft profitiert von der verbesserten Luftqualität und wegen der 
schieren Größenordnung der erforderlichen Investitionen und der in der Branche 
üblichen langen Vorlaufzeiten sind Stimmigkeit und Vorhersagbarkeit der 
reglementierenden Maßnahmen unbedingt geboten. Es ist nur über den Kosten-
Nutzen-Ansatz zu erreichen, daß diese Gewinne Verwirklicht werden können. 
Versorgungssicherheit 
27. Wie im Weißbuch über Energiepolitik nachzulesen ist, bleibt die Sicherung der 
Versorgung eines unserer großen Anliegen. Zwar ist diese Versorgungssicherheit 
heute und in absehbarer Zukunft nicht umittelbar gefährdet, doch sind 
erfahrungsgemäß Umschwünge der Situation bis zur latenten Krise nie ganz 
auszuschließen. Indessen sind unsere Versorgungsquellen und Produktmärkte 
wesentlich stärker diversifiziert und transparenter, und sie funktionieren 
effizienter als in der Krise vor rund zwanzig Jahren. 
28. Wegen ihrer Abhängigkeit von Rohöl einfuhren wird die Gemeinschaft dennoch 
auch künftig kurz- und mitttelfristig wachsam bleiben müssen. Über drei Viertel 
der nachgewiesenen Ölreserven lagern in politisch bzw. wirtschaftlich potentiell 
instabilen Ländern, so daß es geboten erscheint, im Einklang mit eventuellen 
Veränderungen der Marktbedingungen der Möglichkeit plötzlicher Lieferausfälle, 
die den Volkswirtschaften der Welt und der Gemeinschaft Schaden zufügen 
würden, vorzubauen. Da unser sozioökonomisches Wohlergehen ohne eine 
gesicherte Versorgung mit raffinierten Mineral öl erzeugnissen nicht zu denken 
wäre, hat die Erhaltung einer leistungs- und wettbewerbsfähigen Raffineriebranche 
in der Gemeinschaft strategische Bedeutung. 
29. Außerdem müssen gute Beziehungen zwischen den Produzenten und den 
Konsumenten gepflegt werden. Um die heute erreichte Stabilität zu schützen, ist 
der Dialog und die Abstimmung der Interessen beider Seiten über gegenseitige 
Investitionen und Operationsvereinbarungen unbedingt weiterzuverfolgen. Hier 
helfen Verbesserungen der Technologie, mit denen sich neue Provinzen für die 
Ölgewinnung erschließen lassen, was wiederum der Streuung der 
Versorgungsquellen zugute kommt. Für die Ölfirmen der Gemeinschaft öffnen 
sich heute Investitionen in die Prospektion und Förderung sowohl in den OPEC-
Ländern als auch den nicht-OPEC-Ländern, während die Förderländer sich weiter 
an Downstreamtätigkeiten in der Gemeinschaft beteiligen. Derartige 
Verflechtungen konsolidieren das wechselseitige Interesse, das beide Seiten am 
glatten Funktionieren der Mineralölwirtschaft haben, und sie sind zu begrüßen, 
solange sie sich im Rahmen marktwiitschaftlicher Ordnung vollziehen. 
Binnenmarkt 
30. Der Binnenmarkt im Ölsektor ist im Vergleich zu anderen Energiesektoren 
verhältnismäßig weit entwickelt und übersichtlich. Viele der Entwicklungen in der 
Raffineriebranche haben sich aus dem Umstand ergeben, daß der europäische 
Binnnenmarkt Teil des großen Weltmarktes ist, auf dem globaler Wettbewerb 
herrscht. Es ist klar, daß seit dem 1. Januar 1993 sehr wenige 
Steuersatzangleichungen stattgefunden haben. Wie schon im Weißbuch 
beschrieben, wird der Fortschritt hier durch die verschiedensten Interessen und 
Standpunkte behindert, aber Anstrengungen werden fortgesetzt, um Verzerrungen 
zu beseitigen. 
31. Ähnlich ungleichartig steht es in der Gemeinschaft auf dem Gebiet der 
technischen Normung im wesentlichen ähnlicher Produkte. Auch hier werden die 
vollen Gewinne des Binnenmarktes nicht realisiert. 
Schlußbemerkungen 
32. Eine gesunde Mineral öl industrie gehört zu den Grundlagen des sozialen und 
wirtschaftlichen Fortschritts in der Gemeinschaft; sie gewährleistet die notwendige 
Zuverlässigkeit der Versorgung zu wettbewerbsfähigen Preisen und kann 
Verbesserungen beim Umweltschutz stützen. Die Ölversorgungssicherheit der 
Gemeinschaft zu vernünftigen Preisen ist weitgehend abhängig von dem 
reibungslosen Funktionieren und der Stabilität des internationalen 
Mineral öl m arktes. Deshalb sind der Dialog und die Zusammenarbeit mit den 
wichtigsten Mineral öl-Lieferländern der Union und mit ihren Wettbewerbern auf 
den internationalen Märkten fortzusetzen und auszubauen; der 
Energiechartavertrag muß umgesetzt und durchgesetzt werden. 
33. Es ist von grundlegender Bedeutung, daß ein gutes Investitionsklima geschaffen 
wird. Während die Industrie insgesamt heute finanziell recht gut dasteht, nicht 
zuletzt deshalb, weil sie vertikal integriert ist und ihre Tätigkeiten diversifiziert 
hat, hat die Raffinerieindustrie der Gemeinschaft in den vergangenen Jahren nur 
eine sehr geringe Rentabilität erzielen können, die Gründe sind zum Teil 
marktbedingt, in gewissem Umfang aber auch auf ordnungspolitische Faktoren 
zurückzuführen. 
34. Die Situation ist wahrscheinlich dazu angetan, daß es kurzfristig zu einem 
Strukturwandel kommen wird, in dessen Verlauf Raffineriekapazitäten stillgelegt 
10 
oder veräußert werden, was in einem gewissen Umfang schon begonnen hat.. Es 
läßt sich allerdings noch nicht genau vorhersagen, wo oder wann oder auch 
wieviel Kapazität abgebaut werden wird, weil zuviele Faktoren in der 
Gemeinschaft beteiligt sind. Sofern Rationalisierungsmaßnahmen in der Branche 
durchgeführt werden, legt die Kommission Wert darauf, daß die individuellen 
Raffineriebetreiber wie in den achtziger Jahren eigenverantwortlich die 
betreffenden Entscheidungen zu treffen haben. Die Stillegungen müssen auf eine 
möglichst kostenwirksame Weise erfolgen und dürfen nicht mit den 
Wettbewerbsregeln des Vertrages kollidieren. Die Kommission wird die 
Entwicklung im Auge behalten und mit der Industrie und den Mitgliedstaaten 
darüber diskutieren. 
35. Es ist im langfristigen Interesse der Gemeinschaft, eine starke technologisch 
fortgeschrittene Raffinerie-Industrie zu haben. Sie trägt bei zur 
Versorgungssicherheit, Wettbewersfähigkeit im allgemeinen und zu dem Sektor 
selbst, und dem Petrochemiesektor mit den Zulieferdiensten und den 
Ausrüstungslieferanten im besonderen, und natürlich zur Beschäftigung in der 
Gemeinschaft. Es muß auch anerkannt werden, daß es dort zunehmenden 
Wettbewerb für Investitionen von Regionen außerhalb der Gemeinschaft gibt, wo 
neue Märkte wachsen und sich ausdehnen. 
36. Umweltschutzpolitik und die notwendigen Umweltschutzrechtsvorschriften, die 
erforderlich sind, um die notwendigen Verbesserungen in der Luftqualität zustande 
zu bringen, werden dem Sektor weiter zu schaffen machen, weil sie ein besonders 
hohes Investitionsvolumen verlangen werden, das die Raffinerietätigkeit und den 
Vermarktungsbereich belastet. Es kommt unbedingt auf Stetigkeit und 
Berechenbarkeit des ordnungspolitischen Rahmens auf der Basis eines rigorosen 
Kosten-Nutzen-Ansatzes an. 
37. Die Kommission erkennt an, daß, obwohl die Mitgliedstaaten ihre Steuersätze im 
allgemeinen angehoben haben, nur sehr geringe Steuersatzangleichungen 
stattgefunden haben. Die Kommission hat einen weitrangigen Konsultationsprozeß 
gestartet, indem vorher abgewägt worden ist - wenn erforderlich - welche 
Vorschläge netwendig sind, um das Funktionieren des Binnenmarktes zu 
verbessern. Zusätzlich empfiehlt die Kommission, weitere Anstrengungen für 
mögliche Verbesserungen auf dem Gebiet der produkt-technisehen Normalisierung 
zu überdenken. 
38. Die Kommission wird regelmäßig Analysen des Mineral öl m arktes und der 
Raffineriewirtschaft in der Gemeinschaft anstellen und auf ein besseres 
Verständnis der Kapazitätssituation und der Auslastungsgrade hinarbeiten, denn 
dies ist wichtig für die Festlegung der energiepolitischen Strategien und die 
erfolgreiche Umsetzung des Weißbuchs über Energiepolitik. 
11 
ANHANG A 
Allgemeiner wirtschaftlicher Hintergrund 
Die starke Erholung der Wirtschaft in der Gemeinschaft im Jahre 1994 hat die 
Wachstumsraten für 1995 substantiel verlangsamt. Das Wirtschaftswachstum, das 1994 
teilweise 4% erreichte, wird sich für das Gesamtjahr 1995 wohl auf 2,5% belaufen. Die 
Aussichten für 1996 sind nunmehr weniger günstig als ehemals erwartet und es ist jetzt 
wahrscheinlich, daß das Wirtschaftswachstum unter 2% liegen wird. Die wesentlichen 
Kräfte, die das Wachstum dei europäischen Wirtschaft in Zukunft bestimmen, sind jedoch 
günstig für ein erneutes Ansteigen der Wachstumsrate der Wirtschaftsaktivitäten während 
dieses Jahres. Obwohl das durchschnittliche Wachstum dieses Jahrs vermutlich unter dem 
von 1995 liegen wird, würde der zugrunde liegende Trend im Gegensatz hierzu positiv 
sein. 
Die wesentlichen Wachstumskräfte beinhalten : 
die Weltwirtschaft außerhalb der Gemeinschaft wird in einem gesunden Tempo 
expandieren; 
die fundamentalen Werte der Gemeinschaftswirtschaft, wie etwa niedrige Inflation, 
bescheidener Lohndruck und erträglicher Gewinn der Investitionen, sind günstig; 
und 
die monetären Politiken haben sich beruhigt. 
Außerhalb der Gemeinschaft hat sich die wirtschaftliche Aktivität seit 1992 stark 
ausgedehnt. Es gibt eine neue Dynamik für den Welthandel, da sich die wachsenden 
Märkte in Asien und Mittel- und Osteuropa schnell in die Weltwirtschaft integrieren und 
die Vorteile der Maßnahmen zur Liberalisierung des Handels, die im Rahmen der GATT-
Uruguay-Runde vereinbart wurden, spürbar werden. Die rasche Geschwindigkeit des 
Wachstums der Exportmärkte scheint sich verlangsamt zu haben; jedoch bleibt die 
Prognose für das externe Umfeld relativ günstig. 
12 
ANHANG B 
Die Rohölversorgung 
B.l Die weltweiten Energievorräte 
Infolge der Ölschocks von 1973 und 1980 sind nunmehr langfristige 
Anpassungsmaßnahmen erfolgt, um eine neues Gleichgewicht zwischen der 
Energieversorgung und der Nachfrage nach Energie herzustellen. Dementsprechend 
werden die weltweiten Energievorräte nunmehr als hinreichend eingestuft; mit durch ihre 
Erschöpfung bedingten physischen Einschränkungen ist also mittelfristig nicht zu rechnen. 
Es gibt nachgewiesene Mineral öl Vorräte für etwa 43 Jahre (vgl. Schaubild B.l). Bei den 
fossilen Brennstoffen ist dies zweifellos die niedrigste Förderquote in Relation zu den 
nachgewiesenen Gesamtvorkommen, obwohl diese Ölvorkommen vom Energiepotential 
her den Gasvorkommen vergleichbar sind (die ca. 135 Milliarden Tonnen Öl 
entsprechen). Allerdings sind schon seit vielen Jahren die Neuentdeckungen sowie die 
höheren Ertragsraten bestehender Ölfelder genauso umfangreich oder sogar noch 
umfangreicher als der Verbrauch; seit Mitte der sechziger Jahre haben sich die 
nachgewiesenen Reserven verdreifacht. In geopolitischer Hinsicht ist unbedingt 
festzuhalten, daß 65% der Reserven im Nahen Osten lagern, 11% in Venezuela und 
Mexiko sowie 6% in der GUS (vgl. Schaubild B.2). 
Die weltweit nachgewiesenen Vorräte an festen Brennstoffen reichen (bei den derzeitigen 
Förderquoten) für über 200 Jahre. Die nachgewiesenen Gasvorräte reichen für etwa 65 
Jahre. Sie sind in letzter Zeit ebenso wie die Nachfrage nach diesem Brennstoff erheblich 
angewachsen. 70 % der Weltgasvorräte lagern in der GUS oder im Nahen Osten; auf 
Grund ihrer geographischen Nähe sind sie zumeist für eine wirtschaftliche Versorgung 
West- oder Mitteleuropas geeignet. 
Es besteht Ungewißheit über die Größenordnung der künftigen Weltnachfrage nach 
Mineralöl. Der Ölbedarf wird erheblich steigen, vor allem in China, Indien und anderen 
aufstrebenden Ländern des Fernen Ostens. Eine Mineralölknappkeit ist mittelfristig 
unwahrscheinlich, doch muß mit einer Verschärfung des Wettbewerbs durch die 
Schwellenländer gerechnet werden, zumal sich die Abhängigkeit sowohl der USA als 
auch Europas von Energieeinfuhren laufend vergrößert. 
B.2 Das weltweite Rohölangebot 
Seit Mitte der achtziger Jahre hat die OPEC einen Teil ihrer in den siebziger Jahren an 
neue Produzenten aus Nicht-OPEC-Ländern verlorenen Marktanteile zurückerobert. 
Allerdings haben die in den letzten Jahren vor allem in der Nordseeregion sowohl bei der 
Erschließung von Ölfeldern als auch bei der Ölförderung in den Bereichen Technologie 
und Kostensenkung erzielten Fortschritte dazu geführt, daß der Anteil der OPEC an der 
gestiegenen Nachfrage nach Mineralöl geringer ausgefallen ist als erwartet (vgl. die 
Schaubilder B.3 und B.4). 
13 
Es wird davon ausgegangen, daß die Nachfrage nach Mineralöl auch weiterhin steigt, so 
daß sich nach und nach weltweit ein ausgewogenens Verhältnis zwischen Angebot und 
Nachfrage herausbildet. Neben der Nachfrage nach Rohöl aus Nicht-OPEC-Ländern 
werden auch die Lieferungen aus OPEC-Ländern ansteigen, insbesondere aus den über 
beträchtliche Reserven verfügenden Ländern des Nahen Ostens und aus Venezuela. Schon 
jetzt bestehen - vor allem in der Golfregion - Überkapazitäten für etwa 2-3 Mio. Barrel 
pro Tag; eine mögliche irakische Produktion von etwa 2 Mio. Barrel ist in diesen Zahlen 
nicht enthalten. 
Von 1985 bis 1994 betrugen die Weltmarktpreise (etwa für Brent Crude in laufender 
Währung) durchschnittlich nur noch $ 20 pro Barrel, verglichen mit etwa $ 4C pro Barrel 
in den Jahren 1975 bis 1985. In den letzten drei Jahren lagen sie im Durchschnitt eher 
bei $ 17 pro Barrel (vgl. Schaubild B.5). Man kann davon ausgehen, daß die Ölpreise in 
den kommenden 10-15 Jahren real - wenn auch nur geringfügig - steigen werden. Obwohl 
die Nachfrage schneller zunimmt als das Angebot, dürften die Rohölpreise nur 
geringfügig steigen, und zwar aus folgenden Gründen: 
(i) Technologisch bedingte Reduzierung der Erschließungs- und Förderkosten 
Viele der Förderregionen außerhalb der OPEC bestehen schon seit langer Zeit, und 
eine Erschöpfung der Reserven ist abzusehen. Die Ölfelder der USA (außer 
Alaska) gehören zu den ältesten und den am besten erschlossenen der Welt. Selbst 
in Alaska, dessen Ölvorkommen erst vor weniger langer Zeit entdeckt wurden, ist 
ein Produktionsrückgang zu erwarten. Der Mitte der achtziger Jahre eingetretene 
Verfall der Ölpreise hat diesen Trend begünstigt; durch ihn ist ein Teil der 
Ölförderung außerhalb der OPEC unrentabel geworden. Gleichzeitig haben 
allerdings etliche Förderregionen außerhalb der OPEC einen neuen Ausfschwung 
erlebt, oder ihr Produktionsrückgang ist geringer ausgefallen als erwartet. Die von 
der Ölindustrie auf Grund der Notwendigkeit, die Ölförderung angesichts niedriger 
Ölpreise wirtschaftlicher zu gestalten, entwickelten technischen Lösungen haben 
alle Erwartungen übertroffen. 
Die Kosten der Ölsuche und -förderung konnten erheblich gesenkt werden. Zwar 
wurde im Interesse der Produktivitätssteigerung auch Personal eingespart, aber die 
wichtigste Rolle spielten neue Technologien. Die Prospektionstechniken sind 
wirtschaftlicher geworden, und durch Innovationen bei der Bohrtechnik konnten 
die Produktionskapazitäten von Ölfeldern erheblich gesteigert werden. Kleine, 
bisher als unwirtschaftlich geltende Ölfelder unter der Nordsee können nunmehr 
• unter Einsatz spezieller Förderanlagen ausgebeutet werden; mit den 
Horizontalbohrungen hat sich in wenigen Jahren eine Technik durchgesetzt, mit 
deren Hilfe sich die Produktionskapazität von Ölfeldern erheblich steigern läßt. 
Gleichzeitig haben viele Länder ihre Steuergesetze geändert, um die Suche nach 
und die Förderung von Mineralöl zu fördern. Über das Ausmaß der 
Kostenreduzierungen gibt es unterschiedliche Schätzungen, aber es ist möglich, 
daß die Prospektionskosten in den vergangenen zehn Jahren auf die Hälfte 
zurückgegangen sind. Technologische Entwicklungen lassen sich nicht wieder 
rückgängig machen. Und auch die Technik bleibt nicht stehen: selbst wenn die 
künftigen Fortschritte geringer ausfallen als die der jüngsten Vergangenheit, 
14 
können weitere Entwicklungen genutzt werden, um künftige Öl Preiserhöhungen 
zumindest teilweise zu kompensieren. 
(ii) Die Zunahme der Weltreserven 
Das Ausmaß der Neuentdeckungen der letzten Jahre entspricht mindestens dem 
Verbrauch. Dabei sind weite Teile der Welt noch nicht nach Öl bzw. überhaupt 
noch nicht erforscht. Potentielle neue Ölprovinzen sind u.a. die westlichen 
Shetlandinseln, die Barentssee, Alaskan National Wildlife Reserve, der Südatlantik 
und Südostasien. Obwohl Öl natürlich nicht zu den unerschöpflichen Rohstoffen 
zählt, sind bis auf weiteres keine Nachschubprobleme zu befürchten. Allerdings 
ist zu bedenken, daß die traditionellen OPEC-Förderländer voraussichtlich auch 
weiterhin über den überwiegenden Teil der Welt-Ölreserven verfügen werden. 
(iii) Eine neue Politik der OPEC 
Die OPEC hat erkannt, daß eine gemäßigte Preispolitik und vor allem 
Preisstabilität in ihrem Interesse sind. Die Geschichte hat gezeigt, daß 
Ölpreisschocks nur die Nachfrage dämpfen. Auf Grund dieser Erfahrung wird die 
OPEC voraussichtlich in Zukunft eine mehr marktorientiertere Preis- und 
Versorgungspolitik betreiben, so daß die Preise durch Angebot und Nachfrage 
geregelt werden können. 
(iv) Reintegration der Welt-Ölindustrie 
Mit dem verstärkten Engagement der Förderländer in den nachgeschalteten 
Sektoren in der EG ist in den letzten Jahren eine Öffnung der vorgeschalteten 
Sektoren in den meisten dieser Länder für Unternehmen aus den 
Verbraucherländern einhergegangen. Dieser Reintegrationsprozeß wird sich 
voraussichtlich weltweit fortsetzen. Er leistet einen Beitrag zur Stabilisierung der 
Welt-Ölmärkte. 
(v) Größere Komplexität der Ölmärkte 
Die Mineral öl markte sind mit der Zeit immer komplexer geworden. Dank der 
revolutionären Informationstechnoiogie sind sie aber auch deutlich transparenter 
geworden, so daß wir heute viel besser verstehen, wie die Märkte funktionieren. 
Dies bedeutet aber nicht, daß es keine Preisschwankungen mehr gibt - schließlich 
leben die Märkte ja von eben diesen Preisschwankungen. Aber die Gefahr einer 
anhaltenden, durch mangelnde Transparenz der Marktkräfte verursachten 
Ölpreiskrise hat sich verringert. 
(vi) Staatliche Maßnahmen zur Verbesserung der Versorgung im Notfall 
Für den Fall von Versorgungsstörungen wurde sowohl auf globaler Ebene, 
insbesondere über die IEA, als auch auf regionaler Ebene, zum Beispiel für die 
EU, wirkungsvoll Vorsorge getroffen. Der Golfkrieg sollte der Weltöffentlichkeit 
veranschaulichen, daß derartige Maßnahmen nicht nur existieren, sondern auch 
15 
funktionieren. Sowohl auf IEA- als auch auf EG-Ebene ist man bemüht, diese 
Maßnahmen laufend der jeweiligen Marktlage anzupassen. Langfristig werden 
erneuerbare Energiequellen wie Sonnen-, Wind- und geothermische Energie sowie 
Energie aus Biomasse und biologischen Brennstoffen, die kaum oder keine 
Pollution erzeugen, die wichtigste umweltgerechte Energiequelle bilden, und die 
Kommission wird wie im Weißbuch über "eine Energiepolitik" erwähnt, eine 
Strategie zur weiteren Entwicklung in Form einer Mitteilung vorlegen. 
(vii) Alternativen zum Öl 
Die Alternativen zum Öl sind eine Überlegung wert. Innerhalb von 20 Jahren ist 
es gelungen, das Öl in den Industriestaaten aus der Dampferzeugung (vor allem 
zur Verstromung) zunächst durch Kohle, später dann durch Kernenergie zu 
verdrängen. Jetzt ist das Erdgas an der Reihe. In den nächsten 10-15 Jahren kann 
die Gasnachfrage um bis zu 40 % steigen, wobei die Hälfte dieses Zuwachses zur 
Elektrizitätserzeugung verwendet wird. Wenn auch das Öl sein Fast-Monopol im 
Verkehrssektor aufrechterhalten wird, muß es um schwindende Anteile bei 
ortsfesten Anwendungen kämpfen. In einem solchen Umfeld sind 
Preissteigerungen nicht oder nur schwer durchzusetzen. Langfristig werden 
erneuerbare Energien, wie Sonnen- und Windenergie, Biomasse, Biobrenn Stoffe 
und Géothermie, die keine oder nur wenige Emissionen erzeugen, die 
wesentlichen umweltfreundlichen Energien sein und die Kommission wird, wie 
im Weißbuch über Energiepolitk erwähnt, eine Strategie vorlegen, um diese 
Energien weiter zu entwickeln. 
B.3 Die Versorgung der Europäischen Union mit Rohöl 
B.3.1 Reserven 
Europa verfügt über erhebliche Kohlereserven, die allerdings immer weniger 
ausgebeutet werden. Die Öl- und Gasvorkommen sind zwar im weltweiten 
Vergleich eher bescheiden, bleiben aber weiterhin eine bedeutende heimische 
Energiequelle. 
Die in Westeuropa nachgewiesenen Ölvorkommen entsprechen weniger als der 
Hälfte der Gasvorkommen (2,2 Milliarden Tonnen Öl gegenüber 4,9 Milliarden 
Tonnen Öläquivalent an Gas). Der größte Teil dieser Reserven lagert unter der 
' Nordsee. Die Ölreserven der EG betragen 0,9 Milliarden Tonnen; fast alle anderen 
europäischen Reserven befinden sich im norwegischen Hoheitsgebiet. Die 
vorhandenen europäischen Reserven würden bei der gegenwärtigen 
Produktionsrate lediglich für acht Jahre ausreichen, aber die Neuentdeckung von 
Reserven erfolgt fast so rapide wie der Verbrauch, so daß bei Berücksichtigung 
wahrscheinlicher weiterer Reserven mit einem erheblich längeren Zeitraum zu 
rechnen ist. 
16 
B.3.2 Produktion 
Es kann davon ausgegangen werden, daß die Energieproduktion in der EG um 
2000 ihren Höchststand erreicht. Danach wird bei allen Primärbrennstoffen mit 
Ausnahme der erneuerbaren Energien ein leichter Rückgang erwartet. Es ist 
unwahrscheinlich, daß die Energieproduktion in der EG vor 2005 unter den Stand 
von 1992 absinken wird. 
Die Förderung von Nordseeöl durch die EG erreichte Mitte der achtziger Jahre 
ihren Höchststand und ging danach innerhalb weniger Jahre rapide zurück. Seit 
1991 ist die Förderleistung wieder angestiegen; dank des im Bereich der 
Erschließung und Förderung erzielten technischen Fortschritts sowie günstigerer 
Steuergesetze wurde die Ausbeutung kleinerer Felder wirtschaftlich, und die 
Erträge der bestehenden Felder nahmen zu. Folglich wird mit dem nächsten 
Rückgang nicht vor Ende der neunziger Jahre gerechnet. 
B.3.3 Importabhängigkeit 
Trotz seines traditionsreichen, bedeutenden heimischen Kohlenbergbaus und, in 
jüngerer Zeit, der Erschließung erheblicher Öl- und Gasreserven in 
Nordwesteuropa sowie einer bedeutenden Atom Wirtschaft, ist Europa schon seit 
vielen Jahren von Energieeinfuhren abhängig. Der Anstieg der Nachfrage nach 
Energie in der EG und der Rückgang der heimischen Produktion von 
Primärenergie führen zu einer verstärkten Abhängigkeit von Einfuhren aus 
Drittländern, vor allem aus dem Nahen Osten und der GUS. 
Die Abhängigkeit der EG von Energieeinfuhren (also der Anteil der 
Energieeinfuhren am Bruttoinlandsenergieverbrauch in Prozent) beträgt 
gegenwärtig etwa 48 %. Obwohl sie bis 2000 nur geringfügig ansteigen wird, 
könnte die Abhängigkeit bis 2005 55 % erreichen, mit weiter steigender Tendenz. 
Die wichtigsten Veränderungen hinsichtlich der Importabhängigkeit sind im 
Kohlesektor zu verzeichnen. Die heimische Produktion geht zurück; die Einfuhren 
der EG betrugen 1990 noch 29 % des Verbrauchs, gegenwärtig sind es 44 %, und 
bis 2005 wird mit einem Anstieg auf 50 % gerechnet. 
Beim Gas beträgt die Importabhängigkeit etwa 40 %; angesichts der für die 
nächsten 10 Jahre prognostizierten erheblichen Nachfragesteigerung ist ein Anstieg 
auf über 55 % bis Mitte des nächsten Jahrzehnts zu erwarten. 
Die Abhängigkeit der EG von Öleinfuhren ist bereits groß (vgl. Schaubild B.6). 
1990 wurden fast 80 % des Verbrauchs durch Einfuhren gedeckt. Dank der 
hervorragenden Leistungen bei der Förderung von Nordseeöl in der EG ist der 
Anteil allerdings geringfügig zurückgegangen. Bei Einbeziehung Norwegens sinkt 
er auf 60 %. Angesichts des ab 2005 zu erwartenden langfristigen Rückgangs der 
Rohölförderung in der EG und des zu erwartenden weiteren geringfügigen 
Anstiegs der Nachfrage nach Mineral öl erzeugnissen ist davon auszugehen, daß die 
Abhängigkeit der EG von Öleinfuhren bis etwa 2005 auf 83 % ansteigen wird. 
17 
B.3.4. Rohölqualität 
Bis vor relativ kurzer Zeit - etwa 1993 - wurde in den europäischen Raffinerien 
zunehmend schwereres Rohöl verarbeitet. Die Erzeugung heimischen Rohöls, das 
im allgemeinen relativ hochwertig ist, war zurückgegangen, die Einfuhren 
schwererer Rohölsorten hatte dagegen zugenommen. Neben der gestiegenen 
Nachfrage nach hochwertigen Produkten für den Verkehr verschärfte auch dieser 
Tatbestand den Druck auf die Raffinerien, die daraufhin erhebliche Summen in 
neue Anlagen zur Umwandlung schwererer in leichtere Ölfraktionen investierten. 
Seit 1993 ist jedoch der Anteil der schweren Rohölsorten aus den genannten 
Gründen zurückgegangen. (Schaubild B.7 veranschaulicht die Entwicklungen bei 
den durchschnittlichen Anteilen der Öllieferungen an schweren Fraktionen vor und 
nach Ende 1993.) 
In den vergangenen zwei Jahren hat die Förderung von Nordseeöl einen 
Neuaufschwung erlebt. Folglich sind die Gesamtöleinfuhren nach Europa 
geringfügig zurückgegangen. Die Netto-Rohöleinfuhren in die EG der 12 betrugen 
1994 27 Mio. Tonnen, das sind 6V2 % weniger als 1992. 
Auch die Qualität des eingeführten Rohöls hat sich verändert. Die Rohölsorten aus 
der OPEC sind im allgemeinen schwerer; allerdings ist ihr Anteil an den globalen 
Öllieferungen in den vergangenen Jahren zurückgegangen, und auch die 
Gesamtqualität hat sich verbessert. Dahinter steht eine spezielle Strategie Saudi-
Arabiens, die Ausfuhren hochwertigerer leichterer Fraktionen auf Kosten der 
mittleren und schweren Fraktionen weitmöglichst zu maximieren, um den seit dem 
Preissturz von 1986 eingetretenen erheblichen Rückgang der Staatseinnahmen 
auszugleichen. Die Strategie umfaßt auch die Ausbeutung erst vor kurzem 
entdeckter Ölfelder mit sehr leichten Fraktionen durch Saudi-Arabien. 
Schließlich nehmen seit einigen Jahren die Lieferungen von Kondensaten bzw. 
Erdgaskondensaten weltweit zu. Sie werden mit Rohöl gemischt oder als solche 
als Einsatzmaterial für Raffinerien eingeführt; statistisch senken sie den Anteil der 
schweren Fraktionen an den globalen Öllieferungen. 
Die unerwartete Senkung des Anteils der schweren Fraktionen an den in der EG 
verarbeiteten Rohölmengen ist einer der Hauptgründe für die derzeitige schwache 
Ertragslage der Raffinerien der EG. Dieses Problem wird in Absatz VII.3 
ausführlicher behandelt. 
Wie sich die Qualität des in der EG verarbeiteten Rohöls in Zukunft entwickeln 
wird, ist schwer vorherzusagen. Sehr langfristig werden angesichts der 
Erschöpfung der heimischen Reserven die im Fernen Osten lagernden enormen 
Vorkommen an mittleren und schweren Rohölfraktionen einen wachsenden Anteil 
des EG-Bedarfs decken. Kurzfristig könnte sich die Qualität der Öllieferungen als 
hochwertiger erweisen als bisher erwartet. 
B.3.5 Versor gun gssi cherhei t 
Derzeit besteht in Anbetracht der gegenwärtigen wie auch der künftigen 
Aussichten hinsichtlich der Versorgungssicherheit im Mineralölsektor kein Grund 
zur Beunruhigung. Seit den Krisensituationen von vor etwa 20 Jahren ist sowohl 
die Rohölversorgung als auch die Versorgung mit Mineralölerzeugnissen erheblich 
diversifiziert worden (vgl. die Tabellen B. 1/2/3/4/5/6). 
Außerdem ist abzusehen, daß das Angebot an Mineralöl noch etliche Jahre lang 
die Nachfrage übersteigt. Trotzdem sind die Annahmen, die der Hypothese von 
der Stabilität der Rohöl-Versorgungsquellen zu Grunde liegen, laufend zu 
überprüfen. Wie bereits festgestellt wurde, lagern über drei Viertel der Welt-
Ölreserven in Regionen, die als wirtschaftlich und/oder politisch instabil 
einzustufen sind. Diese Länder werden auch weiterhin die Hauptlieferanten der EG 
bleiben. 
Deshalb muß die EG dafür sorgen, daß durch den laufenden Dialog zwischen 
Förder- und Verbraucherländern und das System gegenseitiger Investitionen der 
Industrie sowie gemeinsamer Operationen er Regelungen ein gutes Verhältnis 
zwischen Förder- und Verbraucherländern gepflegt wird. In den Förderländern 
eröffnen sich derzeit für EG-Unternehmen Investitionsmöglichkeiten in den 
vorgeschalteten Sektoren; die in den vergangenen Jahren angelaufenen Aktivitäten 
von Unternehmen aus den Förderländern in den nachgeschalteten Sektoren in der 
EG gehen weiter. Durch derartige Schritte unterstreichen beide Seiten ihr Interesse 
am Erfolg des Ölsektors insgesamt. Beispiele für diese Entwicklungen sind: 
• Die Entwicklung der Zusammenarbeit zwischen den Ländern des Golf-
Kooperationsrates (GCC) und der EU im Energiebereich, die in der 
laufenden vertikalen Integration der einschlägigen Industrien aus den 
Ländern des GCC und der EU zum Ausdruck kommt: GCC-Unternehmen 
investieren in die nachgeschalteten Sektoren in der EG, während EG-
Unternehmen sich in den vorgeschalteten Sektoren in den GCC-Staaten 
engagieren. 
• Die Kofinanzierung der Vierten Internationalen Energiekonferenz in Puerto 
la Cruz, Venezuela, 25.-27. September 1995, durch die Kommission. 
• Die Teilnahme der Kommission an der Konferenz über die 
Zusammenarbeit zwischen Europa und dem Mittelmeerraum am 27. und 
28. November 1995 in Barcelona. 
• Die Unterzeichnung der Europäischen Energiecharta, durch die ein Umfeld 
geschaffen wird, das Unternehmen aus der EU in die Lage versetzt, 
zuversichtlich in die Nutzung der Kohlenwasserstoffvorkommen der GUS 
und der Länder Mittel- und Osteuropas zu investieren. 
19 
Die Frage, wie dieser Dialog am besten gefördert werden kann, verdient weitere 
Aufmerksamkeit. Deshalb ist es die Aufgabe der EG - als größter Ölimporteur der 
Welt - den politischen Dialog zwischen den Förder- und den Verbraucherländern 
unter Nutzung der von Frankreich und Venezuela auf der Pariser Konferenz im 
Juli 1991 ausgelösten Impulse weiter zu pflegen. 
Neben der Absicherung der Versorgung über die beschriebenen politischen 
Absprachen ist dafür zu sorgen, daß stets ein angemessenes Krisenmanagement 
gewährleistet ist. Hierzu zählen eine obligatorische Vorratshaltung sowie weitere 
Koordinierungsmaßnahmen. In diesem Zusammenhang finden die einander 
ergänzenden Systeme der IEA und der EG eine breite Zustimmung. Dies gilt 
auch für die laufenden Bestrebungen beider Institutionen, die notwendigen 
Vorkehrungen an die Ölmarktrealitäten anzugleichen und, insbesondere im Falle 
der EG, die bestehenden Vorschriften für den Krisenfall dem Funktionieren des 
Binnenmarktes anzupassen. 
Ein weiterer Problembereich im Rahmen der Versorgungssicherheit ist die 
Logistik der Rohölversorgung. Die EG muß längerfristig die Kontinuität der 
Rohölversorgung wahren und zugleich darauf achten, daß ihr Zugang zu neuen 
Versorgungsquellen gewährt wird. Hierzu zählen neue Pipeline-Netze, die im 
Hinblick auf eine neue GUS-Produktion entwickelt oder geplant werden, 
insbesondere eine Pipeline vom Kaspischen Meer aus, ferner die Wiederöffnung 
der ADRIA-Pipeline in Kroatien sowie Möglichkeiten für einen Transport 
russischer Mineralölausfuhren über die im EG-Vertrag festgeschriebenen 
Transeuropäischen Netze. 
20 
ANHANG C 
Mineralölerzeugnisse: Angebot und Nachfrage 
C.l Globaler Kontext 
Der Weltenergieverbrauch hat sich in den letzten 30 Jahren mehr als verdoppelt; 
er erreichte im Jahr 1990 8,4 Mrd. t RÖE. Von 1974, dem Jahr des ersten 
Ölpreisschocks, bis 1992 betrug die jährliche Zuwachsrate nahezu 2 %. Das 
neuerdings festgestellte Stagnieren des Wachstums ist auf den rückläufigen 
Verbrauch in den früher kommunistischen Ländern zurückzuführen. Mit der 
wirtschaftlichen Erholung dieser Länder wird sich die Grundtendenz aber wieder 
einstellen, so daß mit weiterer Zunahme des Energiebedarfs gerechnet werden 
muß. Die IEA geht davon aus, daß die Energienachfrage in den nächsten 10-15 
Jahren um 2 % oder mehr pro Jahr zunimmt. 
Am Bruttoprimärenergieverbrauch von 1.369 Mio. t RÖE in der 
Fünfzehnergemeinschaft im Jahr 1995 hatte das Erdöl mit 574 Mio. t pro Jahr 
oder 43 % den Löwenanteil, mit einigem Abstand gefolgt vom Gas mit 277 
Mio. t RÖE (20 %). Während der Ölverbrauch bis zum Jahr 2005 auf 606 Mio. t 
pro Jahr klettert, sinkt sein Anteil am Gesamtenergieverbrauch auf 39 %, was 
hauptsächlich auf die Zunahme von Gas und regenerativen Energien 
zurückzuführen ist (Jahreswerte siehe Schaubild Cl und C2) 
In der OECD wird die gesamte Ölverbrauchszunahme über den Zeitraum 1992 bis 
2010 von der IEA auf rund 1 % jährlich veranschlagt. In den Ländern der GUS 
und in Mittel- und Osteuropa wird der Verbrauch in den nächsten Jahren nur 
langsam wieder zunehmen; immerhin rechnet man mit einer durchschnittlichen 
Zunahme von 0,6 % jährlich im Zeitraum 1992 bis 2010. In den 
Entwicklungsländern sind dagegen Verbrauchszuwächse um 4 % jährlich zu 
erwarten. Mengenmäßig gesehen, ist die Vorhersage über das Wachstum der 
OECD-Länder von 1% beträchtlich größer als die über das Wachstum der 
Entwicklungsländer von 4%. Insbesondere die aufstrebenden Schwellenländer -
China und die Tigerstaaten Südkorea, Taiwan sowie die ASEAN-Länder und 
Lateinamerika - werden diesen Trend anführen. 
In der OECD wird für die Zunahme immer stärker der wachsende Verkehrssektor 
verantwortlich sein, während die Zunahme in den anderen Sektoren sich 
tendenziell abflacht. In den Entwicklungsländern, wo der Energiehunger generell 
groß ist und wo es oft an geeigneten Alternativen zum Öl fehlt, sind alle Sektoren 
betroffen; den Großteil des Öls wird aber auch hier der Verkehrssektor 
verbrennen. Zwar wird die Nachfrage nach Öl weltweit zunehmen, doch wird sie 
durch die Nachfrage nach den anderen Primärenergiequellen (besonders Gas) noch 
überholt. So verliert das Öl an Anteil, bleibt aber bei weitem die wichtigste 
Energiequelle der Welt. 
21 
C.2 Bedarf der EG an Mineralölerzeugnissen 
C.2.1 Bedarfsstatistiken der EG Für Mineralölerzeugnisse 
Die Gesamtnachfrage hat sich in den letzten Jahren abgeschwächt, doch wird im 
kommenden Jahrzehnt mit einer relativ bescheidenen Zunahme (um rund 0,5 % 
jährlich) gerechnet (Schaubild C3 veranschaulicht die erwartete Entwicklung der 
Ölnachfrage der EG-15 einschließlich der Aufschlüsselung des Barrels im 
Zeitraum 1990 bis 2005. Projektionen ab 1995 nach den letzten von der 
Kommission zugrunde gelegten Basiswerten). 
Die Nachfrage in Westeuropa tendiert seit 20 Jahren stetig zugunsten der 
leichteren Fraktionen. Am ausgeprägtesten ist die Zunahme bei den 
Mitteldestillaten, gefolgt von Benzin und anderen Erzeugnissen (Schaubild C4 
veranschaulicht die prozentuale Entwicklung, Schaubild C5 zeigt, wie der Trend 
zum leichteren Erzeugnis seit 1990 vorwiegend in Richtung auf die mittleren 
Destillate verlief und wie sich dieser Trend in den nächsten zehn Jahren fortsetzen 
könnte, allerdings mit abnehmender Tendenz ab 2000). 
Der Ölbedarf der EG-12 betrug 1994 494 Mio. t (ohne maritime 
Treib Stoffbunkerungen von 35 Mio. t). Auf diesem Niveau entfallen auf das Öl 
rund 43 % des gesamten Energieverbrauchs in der EG. Auf Benzine (d.h. 
Flugbenzin und Motorbenzin plus Leichtchemikalien-Feedstocks) entfallen 27 % 
des gesamten EG-Ölverbrauchs, auf Mitteldestillate (Düsentreibstoff und 
Heizkerosin, Dieseltreibstoff und Heizöl einschließlich maritimer 
Treibstoffbunkerungen) 44 %, auf schweres Heizöl (für Industrie, Kraftwerke und 
maritime Bunkerungen) 18 %, auf sonstige Erzeugnisse (Raffineriegas, LPG, 
Lösungsmittel, Ölkoks, Schmierstoffe, Bitumen und Wachse) 11 %. 
Es sei angemerkt, daß der Anteil der leichten Erzeugnisse seit den 
Ölpreisturbulenzen der siebziger Jahre, als die Nachfrage nach schwerem Heizöl 
angesichts des Wettbewerbs anderer Energieträger einbrach, stetig gewachsen ist: 
Benzin, Kerosin und Dieselkraftstoff wurden stets vermehrt nachgefragt. Erst 
neuerdings (und unerwartet!) steigt die Nachfrage nach Diesel zu Lasten von 
Benzin. 
C.2.2 Künftige Nachfrage in der EG 
Die Kommission geht davon aus, daß in der Europäischen Union im kommenden 
Jahrzehnt langsam aber stetig mehr Energie nachgefragt werden wird, und zwar 
etwa + 1 % jährlich. 
Der besonders in der Elektrizitätswirtschaft beobachtete "Run auf das Gas" wird 
sich dahin auswirken, daß das Erdgas zu dem am schnellsten wachsenden 
Brennstoff wird: der Bedarf könnte mit mehr als 3 % pro Jahr ansteigen. Auch die 
Kernkraft und die regenerativen Energien nehmen zu, während der Anteil der 
Kohle rückläufig ist. Das Öl dürfte nur bescheiden (+ 0,5 % jährlich) zulegen. 
22 
Es könnte sein, daß die Richtlinie 75/405/EWG über die Einschränkung des 
Einsatzes von Erdöl erzeugnissen in Kraftwerken aufgehoben wird. Dennoch wird 
damit gerechnet, daß die Nachfrage der Strom Wirtschaft nach Öl zurückgeht. Eine 
gewisse Zunahme der Ölnachfrage steht aber in den Sektoren des Endbedarfs zu 
erwarten (zumeist Verkehrstreibstoffe). Dem Öl bleibt der erste Platz in der 
Rangliste der Primärenergien in der EG erhalten. Im Jahr 2005 dürfte es noch 
immer für 40 % des Gesamtenergieverbrauchs aufkommen. 
Zunehmenden Bedarf werden vor allem diejenigen Verbrauchssektoren anmelden, 
wo das Öl kaum substituierbar ist, nämlich im Verkehr und im nichtenergetischen 
Einsatz. Geographisch betrachtet liegt das Schwergewicht des Mehrverbrauchs im 
Süden Europas, wo ein stärkeres Wirtschaftswachstum erwartet wird. Überall 
spielt der Wettbewerb mit dem Gas eine Rolle, besonders wo schweres Heizöl in 
Kraftwerken verdrängt wird (besonders in Italien) und wo Erdgas neu eingeführt 
wird (Griechenland, Portugal, Spanien und in Teilen Skandinaviens). 
Generell sind weiter zunehmend die leichteren Fraktionen gefragt. Im Einklang 
mit dem weltweiten Trend (wenngleich weniger ausgeprägt als in den 
Entwicklungsländern) werden vermehrt Mittel destill ate verlangt. Es geht um die 
Erzeugnisse Flugbenzin und besonders Dieselkraftstoff, die den abnehmenden 
Bedarf für Ölheizungen mehr als wettmachen. 
Die Nachfrage nach Benzin kann besonders in Südeuropa leicht steigen, aber der 
anhaltende Trend zu dieselgetriebenen PKW wird diesem Anstieg Grenzen setzen, 
wenn nicht eine Steuerreform die beiden Kraftstoffe steuerlich gleichstellt. Aber 
auch damit wäre der Trend nicht völlig umgekehrt, denn der Diesel bietet 
Effizienzvorteile. Derzeit noch bestehende Bedenken wegen der diesel spezifischen 
Partikelemissionen sollten sich durch technische Maßnahmen ausräumen lassen. 
Der Rest des Fraktionenspektrums dürfte von rückläufiger Bedeutung sein, da 
Heizöl durch die Umweltschutzbestimmungen auf der einen und durch den 
Erdgaswettbewerb auf der anderen Seite benachteiligt wird. Ein nicht 
unbeträchtlicher Teil des Rückstandsmaterials wird Zwecken zugeführt, wo eine 
Substitution nicht unmittelbar in Frage kommt: schweres Heizöl für maritime 
Bunkerungen, zur Herstellung von Bitumen, Schmierstoffen und Ölkoks. Auf diese 
wirtschaftlichen Verwendungen entfallen in Europa etwa 40 % der 
Destillationsrückstände. 
23 
C.3 Versorgung der EG mit Mineralölerzeugnissen 
Die Massenbilanz der Versorgung der EG-12 mit Öl erzeugnissen bot 1994 
folgendes Bild: Der Gesamtbedarf der EG-12 an Mineral öl erzeugnissen von 494 
Mio. t und die Ausfuhr der Zwölf nach dritten Ländern (einschließlich maritime 
Bunkerungen) in Höhe von 110 Mio. t wurden gedeckt durch eine 
Raffinerienettoproduktion von 517 Mio. t, durch Einfuhren aus Nicht-EG-Ländern 
von 76 Mio. t, aus Vorräten der EG-12 und anderen Umwandlungen (11 Mio. t). 
Die innergemeinschaftliche Raffineriewirtschaft liefert mithin 86 % des 
Gesamtbedarfs an Öl erzeugnissen. Die Nettoeinfuhren von Öl erzeugnissen 
betragen nahezu Null (Schaubild C6), signifikanten Nettoausfuhren von Benzin 
(15 Mio. t jährlich) mit in den letzten Jahren stark zunehmender Tendenz, stehen 
hauptsächlich Nettoimporte von Heizöl und Naphta (Schaubilder C7, 8 und 9) 
gegenüber. Die Produkteinfuhren stammen aus weit gestreuten Quellen (Tabelle 
B2). 
24 
ANHANG D 
Umwelt 
D. 1 Politischer und wirtschaftlicher Kontext 
Der Umweltschutz steht in der Politik der EG ganz obenan. Kapitel XVI des EG-
Vertrages legt fest, welche umweltpolitischen Ziele die Kommission zu verfolgen 
hat. 
In der Gemeinschaft gibt es einen großen Anteil von Besorgnis über die Umwelt 
und insbesondere über die Luftqualität. Bürger verlangen nach Verbesserungen 
und tatsächlich sind in dieser Hinsicht Verpflichtungen im Rahmen der 
Konvention über Klimawechsel eingegangen worden. 
Die gesamte Gemeinschaft wird im allgemeinen von der verbesserten Luftqualität 
profitieren. Besonders für die Energiewirtschaft ist die Einbeziehung von 
Umweltgesichtspunkten äußerst folgenreich. Der Umweltschutz ist einer der 
maßgebenden Aspekte der Ölindustrie und beeinflußt die Raffinerietätigkeit 
ebenso wie den Absatzmarkt. 
D.2 Laufende und vorgeschlagene Maßnahmen 
Die Folgen sowohl der laufenden als auch der in Vorbereitung befindlichen 
Maßnahmen zum Schutz der Umwelt erstrecken sich unmittelbar auf den Betrieb 
der Raffinerien, auf strengere Produktspezifikationen und auf die Begrenzung von 
Schadstoffemissionen im Verteilungssystem. 
Die heute geltenden EG-Richtlinien über Umweltgifte in verschiedenen 
Öl erzeugnissen haben zu strengeren Spezifikationen geführt (Schwefel-, Benzol-
und Bleigehalt, siehe Tabellen Dl, 2, 3). 
Hinzugekommen ist die vom Rat 1994 verabschiedete Richtlinie 94/63/EG des 
Europäischen Parlaments und des Rates vom 20.12.1994 zur Begrenzung der 
Emissionen flüchtiger organischer Verbindungen (VOC-Emissionen) bei der 
Lagerung von Ottokraftstoff und seiner Verteilung von den Auslieferungslagern 
bis zu den Tankstellen (sogenannte Richtlinie der Stufe 1). Sie stellt einen ersten 
Schritt dar, die VOC-Emissionen gemeinschaftsweit zu senken. Sie gilt für 
Operationen, Anlagen, Fahrzeuge und Behälter, die bei der Lagerung, Verladung 
und Beförderung von Benzin zwischen Terminals bzw. zwischen einem Terminal 
und der Tankstelle beteiligt sind. 
Das Auto-Oil-Programm und mögliche zukünftige sich ergebende Maßnahmen 
sind nachfolgend in Abschnitt D.4.2. dargelegt. 
25 
D.3 Folgen für das absatzseitige Geschäft und die Entscheidungsfindung 
Die in der EG geltenden und geplanten Maßnahmen bürden der Branche schon 
heute schwere Ausgabenlasten auf, die, so die Befürchtung, nicht durch die 
Verkaufspreise wieder hereingeholt werden können. Die einschlägigen 
Investitionen (einschließlich der heute bereits getätigten) für den Downstream-
Ölsektor haben einen gewaltigen Umfang erreicht. Tabelle D5 gibt Schätzwerte 
der Industrie und anderer Quellen über das Volumen der zu erwartenden 
Aufwendungen. 
Die aufgrund der Bestimmungen bereits installierten Mitteldestillat-
Entschwefelungskapazitäten haben 1994 die Größenordnung von 155 Mio. t 
jährlich erreicht (Länderaufstellung Tabelle D6) - bei einer Gesamtnachfrage nach 
Mitteldestillaten von 225 Mio. t. 
Hinzu kommen die obligatorischen Sanierungskosten, dieRaffineuren aufgebürdet 
werden, die Anlagen stillegen. Diese Kosten beeinflussen die Entscheidungen der 
Raffinerien, ob Schließungen vorgenommmen werden sollten. Nach dem 
Verursacherprinzip sind Betreiber, die Raffinerien, Depots, Tankstellen und andere 
Anlagen stillegen, gehalten, das Gelände nach annehmbaren Normen saniert zu 
hinterlassen. Das kann gewaltige Kosten bedeuten, die für eine mittelgroße 
Raffinerie typischerweise 60-80 Mio. ECU und für eine Tankstelle um die 
200.000 ECU erreichen können. 
D.4 Aussichten für den Umweltschutz 
D.4.1 Mögliche künftige Maßnahmen 
Es ist ein schwieriges Unterfangen, will man alle potentiellen technischen und 
nichttechnischen Optionen abschätzen, die sich im Raffineriesektor anbieten, wenn 
man zugleich ihren wirtschaftlichen Aspekten (Kosteneffektivität und Folgen für 
den Wettbewerb) und allen geographischen Aspekten Rechnung tragen muß. 
Es hat sich indessen in den letzten Jahren ein neuer Ansatz zur Formulierung und 
Auswahl öl sektorrelevanter Umweltmaßnahmen entwickelt. Das Ziel ist jetzt, die 
neuen Luftqualitätsziel werte für 1999/2005 zu erreichen, was die Schadstoffe NOx, 
S02, CO, Partikel, Blei, Ozon, Benzol, Kohlenwasserstoffe, Kadmium, Arsenik, 
Nickel und Quecksilber angeht. 
26 
Hinsichtlich der zweiten Stufe der Verschärfung der zulässigen 
Emissionsgrenzwerte sinnen die Kommissionsdienststellen über die hierfür 
kosteneffektivsten Mittel und Wege nach, - entweder durch technische 
Nachrüstung der Tankstellen (sogenannte Stufe 2-Maßnahmen, wie sie in 
einigen Mitgliedstaaten beschlossen sind) oder durch den Einbau großer 
Kohlenstoffkanister in die Fahrzeuge. 
D.4.2 Das europäische Auto-Öl-Program m 
Weitere Umweltmaßnahmen stehen in Aussicht. Eine folgenreiche Initiative der 
Kommission, zusammen mit der Ölbranche (EUROPIA) und den 
Kraftfahrzeugherstellern (ACEA) wurde im Juli 1993 eingeleitet. Damit soll die 
Luftqualität verbessert werden. Die Initiative ist Teil der neuen Strategie der 
Kommission, die auf einer kohärenten, mehrere Facetten erfassenden 
Umweltentlastung bis zum Jahr 2000 basiert. 
Die Initiative läuft unter dem Namen European Auto Oil Programme (EAOP), und 
die Strategie entspricht ganz dem Fünften Aktionsprogramm Umwelt der 
Kommission, das besonderen Nachdruck auf Kosteneffektivität legt. 
Es soll herausgefunden werden, auf welche kosteneffiziente Weise vernünftige 
Luftqualitätswerte auf einer rationellen Grundlage durch Reduzierung der 
Emissionen erreicht werden können. Entsprechend den im EAOP erarbeiteten 
Ergebnissen wäre die nächste Stufe der europäischen Rechtsvorschriften über 
Emissionen und Kraftstoffeigenschaften zu gestalten. 
Das europäische Auto-Öl-Programm hat auch verbesserte Inspektions- und 
Wartungssysteme und eine Reihe nicht-technischer Maßnahmen (z.B. 
Straßenbenutzungsgebühren, Einschränkung des Verkehrs in bestimmten Gebieten 
und Verschrottungsprogramme) als wichtige Elemente nationaler 
Luftreinhaltepolitik erkannt, die auf die Erreichung zukünftiger Luftqualitätsziele 
ausgerichtet ist. Die nicht-technischen Maßnahmen eignen sich jedoch nicht zur 
Regelung auf europäischer, sondern eher auf nationaler/lokaler Ebene. 
Gegenwärtig sind vier Teile des EAOP abgeschlossen, nämlich: 
(i) das europäische Testprogramm betreffend Emissionen, Kraftstoff- und 
Motortechnologie (EPEFE) 
(ii) die Luftqualitätsuntersuchung in sieben europäischen Städten 
(iii) die Qualitätsüberwachung der am Markt angebotenen Kraftstoffe 
(iv) die Kosten-Nutzen-Analyse der technischen und nichttechnischen 
Maßnahmen, die zur Erfüllung der Luftqualitätsnormen vorgeschlagen 
werden. 
27 
Das Hauptziel des EPEFE-Programmes war es, die Beziehungen zwischen 
Motortechnologie, Kraftstoff quäl ität und Emissionen zu bestimmen. Die 
Ergebnisse des Programmes haben als Basis für die Abschätzung der 
Emissionsreduzierungen, die durch eine Veränderung des Kraftstoffes erreicht 
werden können, gedient. 
Diese beispielhafte Zusammenarbeit zwischen Kommission und Industrie dürfte 
in Kürze zur Festlegung neuer Kraftstoffspezifikationen führen, die im Jahr 2000 
in Kraft treten sollen. Von ihnen wird eine bedeutsame Senkung der bei 
Herstellung und Verbrauch von Kraftstoffen anfallenden Schadstoffemissionen 
erwartet. Zugleich werden die neuen Spezifikationen die Kosten der resultierenden 
Maßnahmen in lenkbaren Grenzen halten und den sozialen und wirtschaftlichen 
Bedürfnissen der EG-Länder Genüge tun. 
D.4.3 Vorschläge der Industrie zu einem Kosten-Nutzen-Ansatz bei Maßnahmen der 
Kommission 
Die Mineral Ölindustrie regt an, die Kommission sollte den beim EAOP befolgten 
Kosten-Nutzen-Ansatz systematisch zur Grundlage aller künftigen Vorschläge 
machen, die direkt oder indirekt den Energiesektor berühren werden (sogenannte 
Energie-Folgenabschätzung). Alle Auswirkungen ihrer Vorschläge nicht nur auf 
die Umwelt, sondern auch auf die Energiewirtchaft und damit zusammenhängende 
Tätigkeiten sollten in einer umfassenden, objektiven Kosten-Nutzen-Abwägung 
quantiativ und qualitativ erfasst werden. Diese Anregung sollte es wert sein, von 
den Kommissionsdienststellen näher geprüft zu werden. 
28 
ANHANG E 
Raffinerietätigkeit 
E. 1 Raffineriezahlen, -kapazitäten und -auslastung 
Ell Definitionen von Kapazitäten 
Um sachkundig diskutieren zu können, sollte über die zwei Hauptelemente der 
Raffinerietätigkeit Begriffsklarheit bestehen. 
Als erstes erfolgt die Rohöl destination (Primärdestillation), die entsprechende 
Prozeßeinheit ist die Primärdestillationsanlage. Meist sind diese Prozeßeinheiten 
gemeint, wenn irgendwo von "Raffineriekapazitäten" die Rede ist. 
Dann folgt die Weiterverarbeitung in verschiedenen Konversionsverfahren, in 
denen das Produkt der Rohöl destination veredelt wird. Dazu zählen etwa das 
katalytische Reformieren und das katalytische Cracken. Bei der Konversion 
werden das Rohöl destill at oder andere brennfähige Zwischenprodukte des 
Raffinierungsprozesses je nach dem am Markt verlangten Endprodukt in mittlere 
und leichte Fraktionen überführt. Statistisch werden die Konversionskapazitäten 
meist als "äquivalente katalytische Crack-Kapazität" erfasst, das ist die Crack-
Kapazität, die benötigt wird, um die gleiche Menge Destillat zu gewinnen. Neben 
dem katalytischen Cracken als dem geläufigsten Veredelungsverfahren gibt es das 
Hydro-Cracken, thermisches Cracken, Kombinationscracken, Visbreaking, die 
Verkokung und die Alkylation. 
In dieser Aufzeichnung wird durchweg mit den hier vorgestellten Begriffen 
gearbeitet. 
E.1.2 Raffineriezahl en 
In der EG der Zwölf waren nach einer langen Schrumpfungsperiode der Branche 
von ursprünglich 141 im Jahr 1980 Ende 1994 noch 93 Raffinerien 
übriggeblieben. Näheres zu den Zahlen, zu den Primärdestillationskapazitäten und 
zu der Beschaffenheit der Anlagen zu Beginn und am Ende dieses Zeitraums 
sowie im Stichjahr 1988 finden Sie in Tabelle E.l. 
Während die Gesamtzahl an Raffinerien zurückgegangen ist, hat sich die Zahl der 
komplexen Raffinerien (von 55 auf 66) erhöht. Die halbkomplexen Raffinerien 
schrumpften von 24 auf 13, die einfachen Raffinerien von 62 auf 14. Das 
Gesamtbild der Raffineriekapazitäten hat sich damit erheblich kompliziert. 
Nach der Stillegungswelle verbleiben nur 3 Raffinerien mit einer Kapazität von 
weniger als 1 Mio. t pro Jahr. Einige Raffinerien liegen zudem geographisch 
ungünstig und haben zusammen mit den kleinen Raffinerien unter der heutigen 
Ertragslage am stärksten zu leiden. 
29 
E.1.3 Trends 
Die von den Mitgliedstaaten für 1994 gemeldete installierte Rohölkapazität in der 
EG-15 belief sich auf 637 Mio. t pro Jahr; davon waren 560 Mio. t ausgelastet. 
Das entspricht einer Auslastung von 87 %. Damit hat sich die Auslastung weiter 
stetig verbessert (1985 lag sie bei nur 63 %). Diese Zunahme spiegelt die 
systematische Schrumpfung der primären Destillationskapazitäten (siehe oben) 
wider. Tabelle E.2 zeigt die Lage am 1. Januar 1995 in den einzelnen 
Mitgliedstaaten für Rohöldestillations- und Konversionskapazitäten. Schaubild E. 1 
zeigt für den Zeitraum 1985 bis 95 die primäre Destillationskapazität, den 
Durchsatz und die Auslastung. 
Die Zahlen für die Rohöldestillationskapazitäten, anhand derer die 
Auslastungsquote errechnet wird, berücksichtigen allerdings nicht in angemessener 
Weise die sogenannte schleichende Kapazitätsveränderung, die sich in den letzten 
Jahren vollzogen hat, und unter der kleine, aber stetig vor sich gehende 
Erweiterungen bestehender nominal gemeldeter Kapazitäten sowie vorläufig 
stillgelegte Teilkapazitäten, die aber verhältnismäßig kurzfristig reaktiviert werden 
können, zu verstehen sind. Deshalb sind die Angaben über Auslastungsquoten 
gegenüber der Wirklichkeit eher überhöht. 
Die Konversionskapazität (ausgedrückt als äquivalente katalytische Crack-
Kapazität) belief sich 1995 auf 199 Mio. t pro Jahr (50 Mio. t oder 35 % mehr 
als 1985) (Tabelle E.3/Schaubild E.2). Diese Zahl entspricht 31 % der gesamten 
Primärdestillationskapazität. Die starke Zunahme spiegelt die seinerzeitigen 
Erwartungen der Raffineriebetreiber einer steigenden Benzinnachfrage und einer 
zunehmend "schwereren" Rohölpalette wider. Diese Erwartungen verflüchtigten 
sich zu Anfang der neunziger Jahre: die Benzinnachfrage flachte sich ab und die 
Rohölpalette entwickelte sich zum leichteren Ende hin (siehe Schaubilder B.7, 
C.3, C.4 und C.5). Allgemein herrscht in der Branche Übereinstimmung darüber, 
daß die installierte Konversionskapazität dennoch genutzt wurde: wenngleich die 
Gewinnspannen niedrig waren, reichten sie doch aus, die variablen Kosten 
abzudecken. 
E.2 Ertragslage der Raffineriewirtschaft 
E.2.1 Definitionen 
Für die Zwecke unseres Berichts sind die Raffineriegewinnspannen als 
Bruttospannen definiert, d.h. sie sind die Differenz zwischen den Erträgen aus 
Mineral öl produktverkäufen und den Kosten des Rohöls und der Feedstocks, geteilt 
durch die verarbeitete Rohöl m enge. 
30 
E.2.2 Festgestellte Gewinnspannen 
Schaubild E.3 zeigt die Gewinnspannen in US-Dollar je Barrel verarbeitetes 
Rohöl, die im Zeitraum 1988-94 in Nordwesteuropa (NWE) und im 
Mittelmeerraum (MED) erzielt wurden. Für NWE gilt eine Kurve für die 
Gewinnspanne in der Primärdestillation, grob definiert als der Ertrag, den 
Betreiber reiner Rohöldestillationsanlagen plus katalytischer Reformieranlagen 
erzielen, und eine andere Kurve für die Veredelungsspanne, also die Raffinerien, 
die Primärdestillation plus katalytisches Cracken, Gasölentschwefelung und 
katalytisches Reformieren betreiben. Für MED ist nur eine Kurve "Veredler" 
eingezeichnet. 
Zunächst einmal fällt auf, daß in jüngster Zeit zwar keine großen Unterschiede 
zwischen typischen Veredelungsgewinnspannen in NWE und MED bestehen, dies 
aber im Zeitraum 1992-94 durchaus der Fall war: Die MED-Spannen waren um 
rund 0,6 $ je Barrel höher. Sodann ist der Darstellung zu entnehmen, daß sowohl 
die Primärdestillationsspannen als auch die Veredelungsspannen seit ihrem 
Gipfelpunkt im Jahr 1991 gefallen sind; sie erreichen 1995 ein Niveau von rund 
0 $ pro Barrel bzw. 1,8 $ pro Barrel. 
Es wird davon ausgegangen, daß die Veredelungsspannen anhaltend ein spezifisch 
höheres Niveau erreichen müßten, um den Betreibern angemessene Erträge zu 
bescheren (haben sie in den letzten Jahren doch in die Veredelungsanlagen 
investiert!). Schaubild E.3 zeigt, daß die Veredelungsspannen eine solche Höhe 
nur einmal (und dann auch nur für wenige Monate) erreicht haben, nämlich 1991 
während der Golfkrise. 
E.2.3 Trenderklärung 
Die Raffineriewirtschaft in der EG leidet schon seit geraumer Zeit unter einer 
chronisch schlechten Ertragslage. Gleichzeitig hat sich in der 
Motorbenzinherstellung ein Kapazitätsüberhang entwickelt, während Dieselkraft­
stoff eher knapp ist. 
Diese Situation ist die Folge 
i) der Wirtschaftsrezession, einer Abflachung der Nachfrage nach 
Mineral öl erzeugnissen, besonders Benzin; 
ii) eines fortbestehenden Überhangs an Rohöldestillationskapazität, gemessen 
am Ölproduktbedarf; 
iii) einer unvorhergesehenen Zunahme des Angebots an leichten Rohölen aus 
der Nordsee und aus Saudi-Arabien, die es ermöglicht, zusätzlich leichte 
Erzeugnisse herzustellen, ohne daß alle verfügbaren Konversions­
kapazitäten in Anspruch genommen werden müßten (diese sind 
ursprünglich aufgebaut worden in Erwartung eines Angebots eher 
schwererer Rohölsorten und eines drohenden Defizits an leichten 
Produkten). Schaubild E4 zeigt die Auswirkung dieser Entwicklung auf die 
Rohöl- und Produktpreisverhältnisse. 
31 
iv) des Umschwungs der Nachfrage von Benzin auf Dieselkraftstoff (zum Teil 
infolge steuerlicher Besserstellung von Diesel in vielen Mitgliedstaaten 
gegenüber Ottokraftstoffen) und 
v) zunehmend strengerer Umweltauflagen, besonders der Einführung von 
bleifreiem Benzin, was zusätzliche Raffinerieanlagen zur 
Qualitätsverbesserung nötig machte, was widerum (eigentlich ungewollt) 
die Leichtprodukt-Herstellungskapazitäten vermehrte. 
Trotz des starken Abbaus von Primärdestillationskapazitäten in den achtziger 
Jahren bestehen Überkapazitäten fort, wenn nicht weitere Betriebe stillgelegt 
werden. Der weitere Kapazitätsabbau sowohl bei der Rohöl destination als auch 
bei der Konversion könnte einen Beitrag zur Lösung dieses Problems leisten. 
Einige Raffineriebetreiber reagierten bereits mit weiterer Schließung von 
Rohöldestillationskapazitäten bzw. mit dem Verkauf kompletter Raffinerien an 
Käufer, deren Wirtschaftlichkeitsrechnung von dem strategischen Ziel des 
Eintretens in neue Märkte diktiert wird. Alles in allem reicht der Kapazitätsabbau 
aber nicht aus, um dem Überangebot an Ölerzeugnissen beizukommen und die 
Gewinnspannen in der Primärdestillation auf angemessene Höhe zu bringen. 
Hinzu kommt, daß keine Konversionskapazität geschlossen worden ist, und 
folglich keine Straffung in der Nutzbarkeit der Leichtdestillate stattgefunden hat, 
was notwendig sein würde, um die Gewinnspannen in die Höhe zu treiben. 
Es hat in letzter Zeit nur eine ganze Raffineriestillegung gegeben (eine Kapazität 
von etwa 5 Mio. t), weil die Betreiber letztlich vor so einschneidenden 
Strategieentscheidungen zurückschrecken, zumal damit strenge Umweltauflagen 
und schwere soziale Lasten verbunden sind. 
Der notwendige Abbau von Rohöldestillationskapazitäten ist noch nicht 
eingetreten, weil noch offen ist, ob und wann die Nachfrage wieder steigen wird, 
aber auch wegen des anhaltenden Trends zur Kostenreduzierung, der es den 
Raffineuren ermöglicht hat, cash-positiv zu bleiben, und wegen der Scheu vor den 
strategischen und betrieblichen Folgen bzw. vor den erheblichen Kosten, die mit 
der Stillegung von Kapazitäten verbunden sind: von derartigen 
Stillegungsentscheidungen würden schließlich ihre Wettbewerber nicht weniger 
profitieren als sie selbst. 
So finden sich die Rohöldestillateure - deren Mehrzahl daneben auch über 
Konversionskapazitäten gebietet - in der Zwickmühle: Sie schreiben zwar noch 
keine roten Zahlen, andererseits reichen ihre Erträge nicht aus, um den 
Investitionsaufwand für die Konversionskapazitäten rentabel zu machen. 
Alles in allem sehen sich die Raffineriebetreiber mit einem für diesen Sektor 
außergewöhnlichen Maß an Unsicherheit in bezug auf die zu erwartende künftige 
Entwicklung konfrontiert. Deshalb werden Rationalisierungsentscheidungen vertagt 
und wird generell eine abwartende Haltung eingenommen. Tabelle E.5 enthält 
Einzelheiten über Nettoausdehnung und Nettoverringerung der Kapazitäten, die 
32 
Anfang 1995 schon mitgeteilt worden sind. Tabelle E.6 enthält Einzelheiten über 
OPEC-ausländische Raffineriekapazitäten am Ende des Jahres 1995. 
E.2.4 Auswirkungen des internationalen Handels auf die Raffinerierentabilität 
Zwar hat sich die Handelsbilanz der EG im Handel mit Mineral öl erzeugnissen in 
den letzten Jahren insgesamt erheblich verbessert (Schaubilder C.6-9), doch hält 
sich in der Branche die Befürchtung, ein Abbau von Raffineriekapazitäten in der 
EG könnte verstärkte Produkteinfuhren nach sich ziehen und somit eine 
Verbesserung der Handelsspannen verhindern. In diesem Zusammenhang sei 
darauf hingewiesen, daß das allgemeine Präferenzsystem, das seit einigen Jahren 
die Produkteinfuhren aus einigen Ländern begünstigt, in Kürze strengere Regeln 
vorsieht und zwar zugunsten von Investitionen in den Entwicklungsländern. 
Mit zunehmender Selbstversorgung der Länder des Fernen Ostens mit 
Mineralölerzeugnissen könnten die Ausfuhren aus den Raffinerien des Nahen 
Ostens ihren Weg in die EU nehmen, und auch die Produktausfuhren der 
Gemeinschaft Unabhängiger Staaten (GUS) könnten künftig stärker ins Gewicht 
fallen. Was die letzteren angeht, so bleibt die künftige Entwicklung der 
gegenseitigen Down stream-Beteiligungen zwischen EG einerseits und GUS/Ost-
und Mitteleuropa andererseits durchaus offen, wenngleich feststehen dürfte, daß 
sich kurz und mittelfristig einschneidende Veränderungen noch nicht ergeben 
werden. Auf lange Sicht wäre es allerdings möglich, daß die Länder der GUS und 
die Länder Mittel- und Osteuropas in Raffinerien investieren, um ihren Ausstoß 
an Erzeugnissen dem heimischen Bedarf besser anzupassen, und daß sie ihre 
Kohlenwasserstoffe unverarbeitet in den Export liefern, was ihnen mehr einbringt 
als der gegenwärtig praktizierte Verkauf von Fertigerzeugnisüberschüssen am 
internationalen Markt. 
In den USA ist die Entschlossenheit, Benzin mit neuer Formel auf den Markt zu 
bringen, um den Schadstoffausstoß zu senken, nicht ohne Folgen für die 
europäischen Raffineure geblieben. Zumindest einige mußten vorübergehend 
aufgrund logistischer Schwierigkeiten Einbußen ihres Absatzes von 
Motorkraftstoff in den USA hinnehmen. In einigen Ländern und auch bei 
Ölgesellschaffen ist zu hören, daß die 1995 eingeführten neuen Vorschriften die 
amerikanischen Raffinerien begünstigen. Die Dinge sind allerdings noch im Fluß 
und es bleibt abzuwarten, wie sie sich letztlich auswirken werden. 
E.3 Blick in die Zukunft 
Wie gesagt herrscht in der Branche weithin Unsicherheit, die Industriemanager 
halten sich deshalb mit strategischen Entscheidungen zumeist zurück. Die 
Mehrzahl der Betreiber hält weitere Raffineriestillegungen für eine Voraussetzung 
besserer Erträge; möglich ist allerdings auch, daß die heutigen 
Kapazitätsüberhänge nur vorübergehender Natur sind. 
33 
Einhellig indessen die Klage, das es gar nicht so leicht sein wird, zu weiterem 
Raffineriestil legungen zu gelangen. Ohne externe finanzielle Eingriffe werden die 
hohen Kosten zu Lasten einiger weniger Wirtschaftsbeteiligter gehen, letztlich 
aber der Konkurrenz zugute kommen. 
Ein weiterer Faktor, der zur Begründung der Scheu vor Raffineriestillegungen 
angeführt wird, sind die oben bereits erwähnten entstehenden Sanierungskosten. 
Statt unrentable Anlagenteile ganz stillzulegen, dürfte mancher Betreiber versucht 
sein, sie zunächst noch auf Zeit vorzuhalten und die Investitionen möglichst 
gering zu halten, indem sie diejenigen Produktqualitäten und Mengen erzeugen, 
die noch Geld bringen. Damit wird der allgemeinen Überkapazität aber kaum 
abgeholfen, im Gegenteil. Als Alternative zur Schließung der Raffineriekapazitäten 
könnte mancher Betreiber geneigt sein, einen Käufer für seine Anlage zu suchen, 
der aus strategischen oder anderen Überlegungen an einer Übernahme interessiert 
ist. Der neue Eigentümer hat dann nur einen geringeren Investitionsaufwand zu 
amortisieren, kann unter Umständen mit Gewinnspannen, die nur die 
Betriebskosten decken, rentabel arbeiten - was die Raffinerieerlöse branchenweit 
unmittelbar weiter in den Keller drückt. 
Weil kurz- und mittelfristig wenig Aussichten auf eine Erholung bestehen, 
beschränken die Raffineriebetreiber ihre Investitionen auf das vom Gesetzgeber 
vorgeschriebene Mindestmaß und auf die unumgängliche Unterhaltung und 
Wartung und nehmen sie eine abwartende Haltung ein. 
Hier spielt auch der Wettbewerb anderer Teile der Welt hinein, wo industrielle 
Investitionen attraktiver sein mögen. Manche Ölmultis engagieren sich vielleicht 
-mit ihrem knappen Kapital außerhalb der EG, wo sie sich eine bessere 
Wettbewerbsposition erhoffen. Das bleibt für den Standort EG nicht folgenlos. 
34 
ANHANG F 
Der Absatz von Mineralölerzeugnissen 
Fl Definition des Teilsektors Vermarktung 
Der Teilsektor Vermarktung umfaßt die Beförderung der Erzeugnisse vom 
Werkstor der Raffinerien per Schiff, Bahn, LKW oder Pipeline bis zum 
Endabnehmer. Manchmal erreicht das Erzeugnis den Kunden direkt, 
normalerweise nimmt es den Weg über Zwischenlager, die als regionale 
Verteilungsbasis dienen. Bei Benzin- und Dieselkraftstoff führt der Weg zum 
Kunden normalerweise über das oft raffinerieeigene Tankstellennetz. Hier herrscht 
Wettbewerb, und die Betreiber versuchen, sich gegenseitig mit 
Qualitätsdienstleistungen zu überbieten. 
F.2 Einzelhandelsstatistiken 
Seit 1985 nimmt die Zahl der Tankstellen in der EG stetig ab. Derzeit gibt es in 
der EG der 15 noch 122.900, das sind 23 % weniger als 1985 (158.700). 
(Länderzahlen in Tabelle F.l, EG-weite Entwicklung in Schaubild F.l). 
Mit der Schrumpfung der Tankstellenzahl haben sich die pro Tankstelle 
umgesetzten Mengen erhöht, die Stückkosten sind gesunken. Schaubild F.2 zeigt 
die Mengenentwicklung je Tankstelle in der EG der 12. Ein besonderes Merkmal 
der jüngeren Entwicklung im Einzelhandel ist die rasche Zunahme von 
hypermarkteigenen Tankstellen, weitgehend zu Lasten der traditionellen Ölfirmen. 
F.3 Einzelhandelsmarktanteile und Ertragslage 
In den letzten zehn Jahren haben die traditionellen integrierten Ölfirmen und die 
unabhängigen freien Tankstellen Marktanteile an die Hypermarktketten, an die 
sogenannten nationalen Ölgesellschaften und an Betreibelfirmen aus den 
Förderländern abtreten müssen. 
Die Hypermärkte sind am erfolgreichsten in Frankreich und im Vereinigten 
Königreich. Sie praktizieren harte Preiskonkurrenz, was für die 
Wettbewerbsstruktur des Kraftstoffmarktes bedeutsame Folgen zeigt. Als Reaktion 
darauf ist in letzter Zeit bei den integrierten Kraftstoffverteilern ein stärkerer 
Trend zur Marktrationalisierung zu beobachten: Die integrierten 
Kraftstoffvertriebsgesellschaften haben durch gezielten Austausch und Aufgabe 
von Tankstellen ihren Absatz auf bestimmte geographische Gebiete konzentriert. 
Der Teilsektor Absatz steht im allgemeinen besser da als die Raffineriewirtschaft, 
doch macht in einigen Gebieten die ernstzunehmende neue Konkurrenz der 
Hypermärkte den alteingessenen Ölfirmen ernstlich zu schaffen. 
35 
F.4 Fragen der Harmonisierung 
Die fiskalischen Ungereimtheiten in vielen Mitgliedstaaten, die zwischen der 
steuerlichen Behandlung von Diesel und Benzin Unterschiede machen, haben die 
Nachfrage nach Diesel in die Höhe getrieben und so das Mißverhältnis zwischen 
dem Raffinerieausstoß und der Nachfrage verschärft (Tabelle E.4). 
Darüber hinaus behindern Mißverhältnisse zwischen Mitgliedstaaten betreffend ein 
und dasselbe Erzeugnis den Abbau der Grenzen, sie verursachen nicht nur Kosten, 
sondern auch Markt- und Wettbewerbsverzerrungen; außerdem verleiten sie 
bisweilen zu betrügerischem Verhalten. Die Steuerharmonisierung ist in den 
Diskussionen über Steuerfragen vom 13-15. November 1995 in Lissabon sowohl 
von der Industrie als auch von Seiten nationaler Behörden als ein Punkt 
angemahnt worden, wo es die Binnenmarktziele des Vertrages noch zu erfüllen 
gilt. 
Innerhalb der EG gibt es Dutzende leicht unterschiedliche Spezifikationen und 
Standards für ein im wesentlichen ähnliches Produkt: Motorkraftstoff Einige 
Raffineriebetreiber vertreten die Ansicht, die EG-weite Standardisierung solcher 
Produktspezifikationen könnte ihre Logistikprobleme erheblich erleichtern und ihre 
Kosten senken (die Kostensenkungen könnten zumindest teilweise an die 
Verbraucher weitergegeben werden). Andere sehen in der Variationsbreite der 
Spezifikationen eine Möglichkeit normalen Qualitätswettbewerbs. 
36 
ANHANG G 
Kleines Glossar für branchenfremde Leser 
Die folgenden benutzten Begriffsbestimmungen können hilfreich sein, insbesondere für 
jene, die kein spezielles Wissen über die Erdölindustrie besitzen. Sie werden zwecks 
Erleichterung der Bezugnahme alphabetisch aufgeführt. 
ACEA: 
BARREL. 
DOWNSTREAM: 
EG: 
KONVERSION: 
MITTELDESTILLATE: 
LEICHTDESTILLATE: Verband der Europäischen Automobilhersteller 
International gebräuchliches Hohlmaß für Rohöl. Im3 = 6,29 
Barrel. Eine metrische Tonne Rohöl = 7,33 Barrel 
Zum Downstream-Sektor der Ölwirtschaft zählen 
(i) die Anlieferung zur Raffinerie per Tankschiff oder 
Pipeline und die Lagerung von Rohöl und Feedstocks 
als Ausgangsstoff für Raffinerieprozesse 
(ii) die Raffinierung selbst einschließlich der Raffinierung 
von teil raffinierten Ölen und der Transport von einer 
Raffinerie zur anderen zwecks Weiterverarbeitung und 
Mischung. Am Ende steht ein breites Spektrum von 
fertigen Öl erzeugnissen wie Haushaltsheizöl, 
Kraftstoffe, Ausgangsmaterialien für die chemische 
Industrie, Bitumen und Teer für den Straßenbau, 
Schmierstoffe usw. 
(iii) Beförderung, Lagerung, Verteilung und Absatz von 
Fertigerzeugnissen ab Raffinerietor bis zum 
Endabnehmer über Zwischendepots, raffinerieeigene 
Tankstellen usw. 
Die Tätigkeiten von (i) werden oft kurz als Versorgung, die 
von (ii) als Raffinierung, die von (iii) als Vermarktung 
bezeichnet. Wir halten uns an in unserer Aufzeichnung an 
diese einfache Terminologie, soweit nicht anders angegeben. 
Wenn nicht anders angegeben, die Gemeinschaft der 15 
Eine Form der Veredelung von Vorprodukten aus dem ersten 
Destillationsgang wie Heizöl oder anderen brennbaren 
Produkten zu Mittel- und Leichtdestillaten 
Mittelschwere Produkte, die aus Rohöl im ersten 
Destillationsprozeß gewonnen werden. Ausgangsstoffe für die 
Produktion von Enderzeugnissen wie Dieseltreibstoffen, 
Heizölen für den Haushalt usw. 
Diese in der Rohöldestillation anfallenden leichten Fraktionen 
dienen zur Herstellung von Ottokraftstoff, als Ausgangsstoff 
für die Chemie usw. 
37 
RAFFINIERUNG: 
ROHÖL­
QUALITÄT 
RÜCKSTANDS­
HEIZÖL: 
SCHLEICHENDE 
KAPAZITÄTSVER­
ÄNDERUNG: 
VEREDELUNG: 
VOC: Die chemischen und physikalischen Prozesse zur Trennung 
der Kohlenwasserstoffbestandteile des Rohöls und Konversion 
dieser Vorprodukte zu anderen Kohlenwasserstoff­
verbindungen, die zu fertigen Erzeugnissen gemischt werden 
können 
Rohöle haben unterschiedliche Eigenschaften wie 
Schwefelgehalt und spezifisches Gewicht, also die 
"Leichtigkeit" oder "Schwere". Je leichter das Rohöl, desto 
größer der Anteil der leichten und damit wertvolleren 
Fraktionen, aus denen ohne großen Konversionsaufwand 
höherwertige Enderzeugnisse destilliert werden können (siehe 
Konversion). Dementsprechend sind die leichten Rohöle auch 
die teureren. Leichtere Rohöle enthalten meist auch weniger 
Schwefel, machen also zu ihrer Verarbeitung in 
unterschiedlichem Maße teuere Entschwefelungsanlagen 
entbehrlich. 
Die bei der Rohöl raffinierung anfallenden schweren 
Fraktionen gehen in die Produktion von Brennstoffen für 
Kraftwerke, Schiffstreibstoffen usw. ein 
Kapazitätsveränderungen gegenüber der nominalen Angabe, 
wie sie sich bei jeder Anlage im Laufe der Zeit durch kleine 
Umbauten und Prozeßverbesserungen normalerweise ergeben 
Umschreibt Verfahren zur Verbesserung von Qualität und 
Wert von Zwischenprodukten des Raffinerieprozesses 
Volatile organic compound = Flüchtige organische 
Verbindungen 
38 
LISTE DER TABELLEN UND SCHAUBILDER 
Tabelle B.l EU-12 - Rohölhandel 1985 - 1990 - 1994 
B.2 EU-12 - Handel mit Mineralölerzeugnissen 1985 - 1990 - 1994 
B.3 EU-12 - Benzinhandel 1985 - 1990 - 1994 
B.4 EU-12 - Handel mit Naphtha 1985 - 1990 - 1994 
B.5 EU-12 - Handel mit Gasöl/Diesel öl 1985 - 1990 - 1994 
B.6 EU-12 - Handel mit Rückstandsheizöl 1985 - 1990 - 1994 
Schaubild B.l 
B.2 
B.3 
B.4 
B.5 
B.6 
B.7 
C.l 
C.2 
C.3 
C.4 
C.5 
C.6 
C.7 
C.8 
C.9 Weltweit nachgewiesene Ölreserven zu heutigen Marktpreisen 
Verteilung der weltweiten Ölreserven Ende 1994 
Weltölversorgung 
Anteil der OPEC an der Weltförderung 
Rohölpreise 1970 - 1994 
Ölimportabhängigkeit EU15 
Durchschnittliche API-Dichte der Rohölanlieferungen 1985 - 1995 
Bruttoenergieverbrauch 1995 - EU15 
Bruttoenergieverbrauch 2005 - EU15 
Nachfrage nach Mineral öl erzeugnissen 
Zusammensetzung der Rohölpalette in Westeuropa 
Zunahme der Nachfrage nach Öl erzeugnissen - EU15 
Handel mit Mineral öl erzeugnissen insgesamt - EU 12 
Benzin-Nettoausfuhren - EU 12 
Gasöl-Nettoausfuhren - EU 12 
Heizöl-Nettoausfuhren - EU 12 
Tabelle D. 1 Max. Schwefel geh alt in Gasöl 
D.2 Max. Bleigehalt in Benzin 
D.3 Max. Benzolgehalt in bleifreiem Benzin 
D.4 Nicht benutzt 
D.5 Kosten des Umweltschutzes 
D.6 EU15 - Entschwefelungskapazität für Mitteldestillate 
E.l EU12 - Entwicklung der Raffineriestruktur 1980 - 1988 - 1995 
E.2 Raffineriekapazität in der EU am 01.01.1995 
E.3 EU 15 - Konversionskapazität 
E.4 Steuern und Abgaben in ECU November 1995 
E.5 Weitere Nettoausdehnung oder Nettoverringerung der Kapazitäten in 
der EU 
E.6 OPEC-ausländische Raffineriekapazitäten 
Schaubild E.l 
E.2 
E.3 
E.4 EU15 - Auslastung der Destillationskapazität - 1985 - 1994 
EU15 - Veredelungskapazität als äquivalente katalytische Crack-
Kapazität 
Raffinerieerträge 1988-1995 (Nord-Westeuropa und Mittelmeergebiet) 
Rohölpreis- und Produktpreisverhältnisse (Brent/Dubai und verbleites 
Benzin/Diesel) 
39 
\ 
Tabelle F.l Zahl der Tankstellen EU15 1985 - 1994 
Schaubild F.l Absatz von Minerölerzeugnissen in der EU15 - Zahl der Tankstellen 
1985 - 1994 
F.2 EU12 - Durchschnittlicher Durchsatz pro Tankstelle - Entwicklung 
1986 - 1994 
40 
EU - 12 - Evolution of crude oil * trade 1985 - 1990 - 1994 
1985* 
Mta 1990 
Mta 1994 
Mta 
TOTAL IMPORTS 
EXTRA - EU imports 
(1 +2 + 3 + 4) 
1. OECD countries 
of which : 
. Norway 
2. OPEC countries 
of which : 
Algeria 
Iran 
Iraq 
Kuwait 
Libya 
Nigeria 
Saudi Arabia 
Venezuela 
Ex - USSR 
Other countries 
of which : 
• Egypt 
Mexico 
TOTAL EXPORTS 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 377.0 
312.6 
25.4 
23.2 
206.0 
18.3 
25.6 
24.8 
9.9 
37.7 
38.8 
28.4 
10.3 
27.5 
53.7 
11.7 
18.3 100.0 
66 
6 
8 
8 
3 
12 
12 
9 
3 
9 
17 
4 
6 
87.4 
289.6 467.5 
428.4 
46.6 
43.8 
253.5 
19.0 
54.0 
21.3 
10.9 
51.1 
26.1 
51.9 
8.0 
61.2 
67.1 
11.1 
17.0 
67.8 
399.7 
* Refinery Feedstocks and NGL included. 
** For 1985, EU-12 does not include ex-GDR. 100.0 
11 
10 
59 
4 
13 
5 
3 
12 
6 
12 
2 
14 
16 
3 
4 502.0 
455.2 
82.5 
80.1 
253.9 
18.2 
45.8 
13.6 
49.6 
32.5 
82.8 
7.5 
66.7 
52.1 
8.2 
10.2 
96.1 
405.9 100 
18 
18 
56 
4 
10 
3 
11 
7 
18 
2 
15 
11 
2 
2 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.l •7 
FU - 12 - Evolution of all petroleum products trade 1985 - 1990 - 1994 
TOTAL IMPORTS 
EXTRA - EU imports 
(1 +2 + 3 + 4 + 5+6) 
1. OECD countries 
of which : 
Norway 
Sweden 
. United States 
OPEC countries 
of which : 
Algeria 
Kuwait 
Libya 
Saudi Arabia 
Venezuela 
Ex - USSR 
4. Romania 
5. Other Eastern Europe 
countries 
6. Other countries 
of which : 
• Egypt 1985 * 
Mta 
166.4 
91.7 
17.3 
2.7 
4.5 
6.9 
28.6 
8.6 
6.7 
2.7 
3.0 
4.5 
22.5 
4.0 
6.0 
13.3 
0.5 100 
19 
3 
5 
8 
31 
9 
7 
3 
3 
5 
25 
4 
7 
14 
1 1990 
Mta 
179.5 
89.2 
24.6 
6.3 
5.5 
8.1 
28.4 
7.7 
5.3 
5.2 
6.6 
2.6 
17.8 
2.4 
5.2 
10.8 
0.5 100 
27 
7 
6 
9 
32 
9 
6 
6 
7 
3 
20. 
3 
6 
12 
1 1994 
Mta 
165.4 
76.0 
20.4 
.6.6 
5.4 
6.5 
22.2 
8.4 
0.7 
4.0 
4.4 
3.2 
10.4 
0.9 
1.2 
20.9 
2.1 100 
27 
9 
7 
9 
29 
11 
1 
5 
6 
4 
14 
1 
2 
27 
3 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
, United States 123.4 
9.8 157.5 
12.6 165.6 
12.1 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 43.0 22.0 (0.2) 
* For 1985, EU-12 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.2 I 
FU - 12 - Evolution of total gasoline trade 1985 - 1990 - 1994 
TOTAL IMPORTS 
EXTRA - EU imports 
(1+2 + 3 + 4 + 5+6) 
OECD countries 
of which : 
Norway 
. Sweden 
. United States 
OPEC countries 
of which : 
Algeria 
Kuwait 
Libya 
Saudi Arabia 
Venezuela 
Ex.- USSR 
Romania 
Other Eastern Europe 
countries 
Other countries 
of which : 
• Egypt 1985 * 
Mta 
17.2 
4.4 
1.5 
0.1 
0.5 
0.1 
0.4 
0.1 
0.1 
0.2 
0.0 
1.0 
0.7 
0.8 100 
34 
2 
11 
2 
9 
2 
2 
5 
0 
23 
16 
18 1990 1994 
Mta 
28.4 
7.9 
2.7 
1.2 
0.5 
0.4 
1.7 
0.6 
0.2 
0.2 
0.6 
0.0 
0.8 
0.4 
0.5 
1.8 Mta 
100 
34 
15 
6 
5 
22 
8 
3 
3 
8 
0 
10 
5 
6 
23 22.51 
5.1 
2.3] 
0.9! 
0.9] 
0.0| 
0.3] 
O.2! 
0.0' 
0.1 
0.1 
0.0! 
2.4 
O.Oi 100 
45 
18 
18 
0 
6 
4 
0 
2 
2 
0 
47 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
. United States 23.9 
5.9 35.3 
5.1 37.5i 
1 
1 
6.8' 
NET IMPORTS/(EXPORTS) (6.7) (6.9) (15.0) 
For 1985, EU-12 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.3 
EU-12 - Evolution of naphtha trade 1985 - 1990 - 1994 
1985 
Mta 1990 1994 
Mta Mta 
TOTAL IMPORTS 
EXTRA - EU imports 
(1+2 + 3 + 4 + 5+6) 
1. OECD countries 
of which : 
Norway 
Sweden 
. United States 
OPEC countries 
of which : 
Algeria 
Kuwait 
Libya 
Saudi Arabia 
Venezuela 
3. Ex - USSR 
4. Romania 
5. Other Eastern Europe 
countries 
6. Other countries 
of which : 
• Egypt 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
. United States 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 21.9 
16.5 
2.7 
0.5 
0.2 
0.2 
6.5 
2.9 
1.4 
1.1 
0.5 
0.0 
4.8 
0.8 
1.7 
0.3 100 
16 
3 
1 
1 
40 
18 
8 
7 
3 
0 
29 
10 
2 
12.0 
1.0 
9.9 24.3 
16.5 
3.1 
0.5 
0.2 
0.6 
7.2 
2.2 
2.1 
1.3 
1.3 
0.2 
2.9 
0.3 
0.0 
3.0 
0.3 
14.7 
0.7 
9.6 100 
19 
3 
1 
4 
43 
13 
13 
8 
8 
1 
18 
2 
0 
18 
2 22.81 
13.9] 
1.6] 
0.4! 
0.3| 
0.1 
7.5! 
4.1 
0.5; 
1.0| 
1.8i' 
o.oj 
O.3! 
O.OJ 
O.o! 
4.5] 
0.91 
13.4i 
1 
1 
0.5' 100 
12 
3 
2 
1 
54 
29 
4 
7 
13 
0 
2 
0 
0 
32 
6 
9.4i 
For 1985. EU-12 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.4 4 
EU-12 - Evolution of oas/diesel oil trade 1985 - 1990 - 1994 
1985 * 
Mta 1990 
Mta 1994 
Mta 
TOTAL IMPORTS 
EXTRA - EU imports 
(1+2 + 3 + 4 + 5+6) 
1. OECD countries 
of which : 
Norway 
Sweden 
. United States 
OPEC countries 
of which : 
Algeria 
Kuwait 
Libya 
Saudi Arabia 
Venezuela 
3. Ex-USSR 
4. Romania 
5. Other Eastern Europe 
countries 
6. Other countries 
of which : 
• Egypt 59.4 
34.1 
5.1 
1.3 
2.1 
0.9 
9.6 
3.4 
2.8 
0.7 
0.6 
1.2 
11.3 
5.5 
2.6 
0.0 100 
15 
4 
6 
3 
28 
°l 
8 
2 
2 
4 
33 
16 
0 55.6 
30.7 
6.5 
2.4 
2.4 
0.8 
7.8 
2.6 
2.1 
1.6 
1.1 
0.4 
9.5 
1.5 
2.6 
2.8 100 
21 
8 
8 
3 
26 
8 
7 
5 
4 
2 
31 
5 
8 47.7 
20.2 
6.5 
2.5 
2.4 
0.8 
2.8 
1.1 
0.2 
0.7 
0.7 
0.0 
6.0 
0.4 
0.4 
4.1 100 
32 
12 
12 
4 
14 
5 
1 
3 
3 
0 
30 
2 
2 
20 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
. United States 33.7 
0.3 40.5 
1.8 48.7 
1.5 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 25.7 15.1 (1.0) 
* For 1985, EU-12 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B.5 5 
EU - 12 - Evolution of residual fuel oil trade 1985 - 1990 - 1994 
1985 
Mta 1990 
Mta 1994 
Mta 
TOTAL IMPORTS 
EXTRA - EU imports 
(1+2 + 3 + 4 + 5+6) 
1. OECD countries 
of which : 
Norway 
Sweden 
. United States 
OPEC countries 
of which : 
Algeria 
Kuwait 
Libya 
Saudi Arabia 
Venezuela 
Ex - USSR 
Romania 
5. Other Eastern Europe 
countries 
6. Other countries 
of which : 
• Egypt 45.3 
25.4 
3.2 
0.2 
1.4 
1.4 
9.1 
0.6 
2.3 
0.5 
1.1 
3.3 
5.1 
2.4 
5.6 
0.1 100 
13 
1 
6 
6 
36 
2 
9 
2 
4 
13 
20 
22 
0 40.2 
21.2 
4.5 
0.9 
2.1 
0.3 
7.6 
0.6 
0.9 
1.8 
1.8 
1.9 
4.1 
0.1 
1.7 
3.2 
0.2 100 
21 
4 
10 
1 
36 
3 
4 
8 
8 
9 
19 
1 
8 
15 
1 42.1 
21.5 
4.0 
1.3 
1.5 
0.7 
7.5 
10 
1.5 
0.8 
3.0 
3.7 
0.3 
0.5 
5.5 
1.1 
TOTAL EXPORTS 
of which : 
. United States 
NET IMPORTS/(EXPORTS) 33.3 
1.6 38.5 
3.6 
12.0 1.7 37.8 
2.8 
4.3 
For 1985, EU-12 does not include ex-GDR. 
Sources : IEA Statistics and Eurostat TABLE B 6 0 
WORLD PROVEN CONVENTIONAL OIL RESERVES 
AT CURRENT MARKET PRICES 
1100 
>_ 
u 
w 
c 
4J looo H 
900 H 
800 H 
700 A 
600 H 
500 H 
400 
300 -^ 
200 H 
100 H 
Source: BP Statistical Review IS Proven Reserves —— R/P Ratio 
CHART B.l 
^P 
DISTRIBUTION OF WORLD OIL RESERVES 
END 1994 
Middle East 
66% 
Total Reserves = 137 Bn. tonnes Asia & Australasia 
4% 
Africa 
6% 
North America 
3% 
Latin America 
13% 
OECD Europe 
2% 
Former Soviet Union 
6% 
Source: BP Statistical Review 
CHART B.2 
°<Q 
70 
60 WORLD OIL SUPPLY 
50 -f 
40 4-
^ 
Ä 
£ 
30 
20 4 
10 + 
0 OPEC Supply 31.5 Mb/d 
Non-OPEC Supply 17 Mb/d 
-i i 
1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 
CHART B.3 
^ 
OPEC SHARE OF WORLD OIL PRODUCTION 
CHART B.4 Source: BP Statistical Review 
CRUDE OIL PRICES 
1970 to 1994 
Nominal $/bbl 1994 S/bbl CHART B.5 
90% OIL IMPORT DEPENDENCY 
EUROPEAN UNION 15 
80% 4 
70% 4 
60% 
50% 
40% 
30% 4 
20% 
10%, 
0% tuuaauuuuu. \iu>.m>.>ij>mn\ 
1990 1992 
Source: European Commission Estimates 1995 — 
EIEU 2000 
EU plus Norway j 2005 
CHART B.6 
^ 
AVERAGE API VALUES OF CRUDE OIL SUPPLIES 
IN THE EU 1985 - 1995 
38 
37 
36 
35 
34 
33 
32 |IIIIIIIIIII|IMIIIIIIII|IIIIIIIIIII|MIIIIIIII!|IIIII | I I I I I I I I I I I | II III II II I 
JAN JAN JAN JAN JAN JAN JAN JAN JAN JAN JAN 
I 85 I 86 I 87 I 88 I 89 I 90. I 91 I 92 I 93 I 94 I 95 
Source : Crude Oil Register 
CHART B.7 
'-j 
GROSS ENERGY CONSUMPTION 1995 
EUROPEAN UNION 15 
RENEWABLES 
5% 74 Mt0e 
NUCLEAR 
15% 
205 Mtoe 
277 Mtoe 
TOTAL = 1369 Mtoe 
SOLIDS 
17% 239 Mtoe 574 Mtoe 
CHART C.l 
< 
GROSS ENERGY CONSUMPTION 2005 
EUROPEAN UNION 15 
TOTAL 1521 Mtoe RENEWABLES 
7o/o 102 Mtoe 
NUCLEAR 
14% 
212 Mtoe 
SOLID* 
16% 237 Mtoe 606 Mtoe 
CHART C.2 
700000 Oil Product Demand 
European Union 15 
600000 
500000 
400000 
300000 
200000 4-
100000 + » flit mm • 
P 
li 
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 
Source: Commission Estimntes H Others D Fuel oil Ü Middle distillates H Gasolines CHART C.3 
Demand Barrel Shape - W. Europe 
12000 INCREMENTAL OIL PRODUCT DEMAND 
European Union 15 
loooo 4 
8000 4 
6000 
4000 
2000 4 
•2000 1 Excludes LPG and Refinery Gases 
95/92 
Source: Commission Estimates 2000/95 2005/00 
H Gasolines H Middle distillates D Fuel oil d Others CHART C.5 
<N> 
200 Total Products Trade 
European Union 12 
1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
Source: IEA Imports D Exports CHART C.6 
^ST 
16 
14 Net Exports Mt Gasoline Net Exports 
European Union 12 Consumption Mt 
120 
12 4 
10 4 
8 4 
2 4 
Vi\ 
1980 1982 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
Source: IEA [ïfflNet Exports -*-Consumption] CHART C.7 
o 
Net Exports Mt Gas Oil Net Exports 
European Union 12 
Consumption Mt 
« r 200 
175 
1980 1982 
Source: IEA 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 
(2222a Net Exports —*—Consumption 1994 150 
125 
100 
Y/Yf,ï/ÏY,. CHART C.8 
R» 
Net Exports Mt Fuel Oil Net Exports 
European Union 12 Consumption Mt 
1980 1982 
Source: IEA 1984 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
\WM Net Exports —*— Consumption! CHART C.9 
So 5o 
<r 
Maximum Sulphur Contents for Gas Oil TABLE D.l 
Directive Product % Sulphur Content 
(by weightl 
93/12/EEC Automotive </= 0.2% by 01.10.1994 
of 23.03.1993 Gas Oil </= 0.05% by 01.10.1994 
93/12/EEC Non- </= 0.2% by 01.10.1994 
of 23.03.1993 Automotive 
1 Gas Oil 1 
Maximum Lead Contents for Petrol TABLE D.2 
Directive Product Lead Content ferns/litre) 
85/210/EEC Unleaded I </= 0.013 gA by 01.04.1990 
of 20.03.1985 Petrol 
85/210/EEC Leaded </= 0.15 g/1 by 01.01.1986 
of 20.03.1985 1 Petrol [ 
Maximum Benzene Content of Petrol TABLE D.3 
Directive Product Benzene Content 
[by volume] 
85/210/EEC Petrol </= 5% from 01.10.1989 
of 20.03.1985 1 1 
tf 
TABLE D.5 
ENVIRONMENTAL INVESTMENT COSTS 
Measure Investment Cost 
(ECUbn) 
Some Recent Measures: 
Reduction of sulphur level in gasoline to 0.05 % 2.5 
Reduction of sulphur level in diesel to 0.05 % 3 - 5 . 
Reduction of hydrocarbons (VOC) emissions by Stage-I 0.8 
(Costs for changing from top to bottom loading excluded) 
Total Some Recent Measures: 6.3 - 8.3 
Potential Measures: 
Reduction of benzene level in gasoline to 1 % 6-7 
Reduction of gasoline volatility (RVP) by 10 kPa 1.5 
Reduction of sulphur level in gasoline to 200 ppm 1 
Reduction of sulphur level in gasoline from 200 to 50 ppm 4 
Reduction of sulphur level in diesel to 200 ppm 6 
Increase of diesel cetane number to 52 1.5-2 
Increase of diesel cetane number from 52 to 58 15 
Reduction of diesel FBP (T95: 340 °C) 3 
*8-10 38-39.5 
Reduction of sulphur level in inland heavy fiiel oil to 1 % 7-12 
Reduction of sulphur level in bunker fuel to 1.5 % for 30 % of 1.5-2.5 
demand 
Application of strict BAT to refinery emissions over existing 8-10 
measures 
Reduction of hydrocarbons (VOC) emissions by Stage II 1-1.5 
Reduction of sulphur level in heating gas oil to 0.1% 1.5-2 
Total Potential Measures: 27 - 29 57.0 - 67.5 
Grand Total All Measures: 63.3 - 75.8 
Source: Industry Figures and *Commission updates based on 
latest available Auto Oil Programme Results 
2h 
EU-15 DESULPHURISATION CAPACITY 
OF MIDDLE DISTILLATES 
(million metric tons/year) 
1.1.1995 
BE 12.4 
DK 2.4 
DE 27.8 
EL 3.8 
ES 16.4 
ER , 24.0 
IR 0.3 
IT 27.1 
NL 15.2 
PO 2.6 
UK 23,4 
SF 3.7 
SV 6.3 
OS 4.2 
EU 169.6 
Sources : EC Regulation 1056/72 & 
National Administrations 
TABLE D.6 
3t< 
EU-12 REFINERY STRUCTURE EVOLUTION 1980-1988-1995 
Number & Capacity of Refineries by Type 
(Situation at 1st January) 
Refinery 
Type 
Simple 1980 
No Primary 
Distil. 
Capacity 
mta % 
62 249 27 
Semi-
complex 24 148 16 1988 
No Primary 
Distil. 
Capacity 
mta % 
16 
20 43 7 No 
89 15 14 
13 1995 
Primary 
Distil. 
Capacity 
mta % 
37 
52 6 
9 
Complex 55 523 57 58 460 78 66 506 85 
Total 141 920 100 
of which: 
Refineries 
>1 mta 129 915 94 592 100 93 595 100 
90 590 90 593 
Refinery type definition : 
'Simple'refinery : primary distillation plus, where 
appropriate, reforming and hydrodesulphurization 
'Semi—complex'refinery : 'simple'plus visbreaking and/or 
other thermal cracking 
'Complex'refinery : 'simple' or 'semi-complex'plus catalytic 
cracking,hydrocracking and/or coking 
Source : Commission — DGXVII—B2 
TABLE E.l 
2G 
REFINING CAPACITY IN THE E.U. AT 1.1.1995 
BE 
DK 
DE 
EL 
ES 
FR 
IR 
IT 
NL 
P0 
UK 
SF 
SV 
OS ATMOS. 
DIST. 
34.5 
9.2 
113.1 
18.2 
60.0 
90.4* 
2.8 
102.3 
59.6 
14.4 
90.7 
11.0 
21.0 
10.0 (capacity in service in million tons per annum) 
REFOR. HYDRO 
CRACK. 
4.7 
1.4 
17.6 8.6 
2.1 1.3 
8.0 0.7 
11.0 0.8 
0.6 
12.0 7.1 
7.3 5.1 
2.2 0.5 
16.4 2.5 
2.1 1.1 
3.2 
1.4 CAT. 
CRACK. 
5.9 
15.4 
3.0 
8.4 
18.2 
14.7 
7.5 
1.7 
23.7 
2.7 
1.5 
1.3 THERM. VIS-
CRACK. BREAK. 
1.9 
3.9 
6.2 
3.1 
2.2 
1.4 
0.3 
EU 637.2 90.0 27.7 104.0 19.0 
* of which 5.9 mta in reserve, immediately useable 
Sources : National Administrations & EC Regulation 1056/72 4.2 
2.2 
10.9 
2.6 
8.4 
8.1 
15.9 
4.1 
1.4 
3.1 
1.9 
2.3 
1.0 
66.1 COKING 
5.0 
1.5 
2.6 
2.1 
3.3 
14.5 
TABLE E.2 
EU-15 - CONVERSION CAPACITY 
(million metric tons/year) 
CAT. CRACKING 
VISBREAKING 
HYDROCRACKING 
THERM. CRACK. ) 
COKING ) 
FLEXICOKING ) 
TOTAL CAPACITY 
CATC RACK. EQUIV* 
AS % CDU CAPACITY 1985 
88.0 
52.0 
11.0 
27.8 
178.8 
146 
. 21 1990 
88.2 
63.8 
23.2 
28.0 
203.2 
171 
28 1995 
104.0 
66.1 
27.7 
33.5 
231.3 
199 
31 
* Ratios used are : Visbreaker 0.33 -^ ..Hydrocracker 1.3 -
Thermal Cracker 0.65 - Coker 1.7 
Sources : National Administrations & EC Regulation 1056/72 
TABLE E.3 
TAXES AND DUTIES AT FEBRUARY 1996 -ECUS 
1.VAT(%) 
Premium gasoline 
Unleaded gasoline 
Automotive dieseloil 
Heating gasoil 
LPG (Vehicles) 
LPG (Heating) 
Heavy fueloil HTS 
Heavy fueloil BTS 0) 
3 or 
<D 
CO 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 
21.0 t— 
(0 
E c re Q 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 c re 
-C o l/l 
3 
Û 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 
15.0 V) 
m 
ÜJ 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 
18.0 
180 
18.0 re c re 
OL 
</) 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 
16.0 0) u c re 
IX 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 
20.6 •o c ro <u 
1» 
21.0 
21.0 
21.0 
12.5 
21.0 
12.5 
12.5 
12.5 re 
19.0 
19.0 
19.0 
19.0 
19.0 
10.0 
10.0 
10.0 3 
O 
jQ 
E 
0) 
X 
3 
_J 
15.0 
12.0 
15.0 
12.0 
6.0 
6.0 
12.0 
12.0 XJ c re 
k. 
Z 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 
17.5 JZ 
o 
'5 
O 
20.0 
20.0 
20.0 
20.0 
20.0 
20.0 re 
D 
O 
0. 
17.0 
17.0 
5.0 
17.0 
17.0 
5.0 
5.0 Ë o 
3 
CO 
22.0 
22.0 
22.0 
22.0 
22.0 
22.0 0) 
O) 
0) > to 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 
25.0 17.5 
17.5 
17.5 
8.0 
17.5 
8.0 
17.5 
17.5 
2.EXCISETAX(1000L 08,02.96 
Premium gasoline 
Unleaded gasoline 
Automotive dieseloil 
Heating gasoil 
LPG (Vehicles) (1) 
LPG (Heating) (T) 
Heavy fueloil HTS (T) 
Heavy fueloil BTS (T) 546.0 
485.3 
302.0 
14.2 
0.0 
18.1 
19.4 
6.5 0.0 
448.5 
300.4 
241.4 
208.5 
315.5 
284.5 
284.5 573.0 
519.9 
328.9 
42.4 
169.8 
26.5 
15.9 
15.9 410.6 
358.9 
248.9 
135.8 
58.2 
12.9 
42.0 
42.0 408.7 
375.3 
272.5 
79.5 
31 5 
7.4 
13.6 
13.6 616.9 
576.2 
354.4 
78.0 
68.2 
0.0 
24.3 
18.0 380.6 
349.3 
302.5 
50.2 
69.4 
22.9 
17.8 
17.8 537.3 
494.2 
361.3 
361.3 
157.3 
173.7 
43.5 
21.8 415.9 
361.7 
263.3 
5.4 
56.8 
0.0 
14.2 
6.5 608.7 
542.0 
327.1 
81.6 
29.1 
0.0 
31.5 
31.5 430.2 
300.7 
79.0 
104.8 
0.0 
37.7 495.1 
457.6 
326.1 
89.0 
0.0 
28.1 
12.8 548.0 
291.2 
36.5 
0.0 
0.0 
36.9 479.1 
291.4 
189.3 
162.4 
131.3 
213.3 463.3 
406.2 
406.2 
27.6 
333.6 
0.0 
21.6 
21.6 
DANMARK: 
Fuel oil lourd - Depuis le 1er Janvier 1993, le montant de la taxe récupérable par le secteur industriel s'élève à 1820 CD par tonne. 
Heavy fuel oil - As from 1 January 1993 the tax récupérable by the industrial sector amounts to 1820 CD per ton. 
Premium gasoline - Cancelled as from 1/1/96 
( 1 ) ROYAUME-UNI: par/by tonne 
Exchange rates as at 08.01.1996 
1 ECU = 13.2595 OS, 38 7384 BEF, 1.88485 DM, 7 29054 DKR, 158 542 PTA, 5.7135 FMK. 6 46731 FF, .844401 UKL, 309.318 DRA, 
.818238 IRL, 2068.64 LIT, 38.7384 LUF, 2.11041 HFL, 195.925 ESC. 8.6825 SKR 
?0 TABLE E.4 
EU-15 DISTILLATION CAPACITY UTILIZATION* 
EVOLUTION 1985-1994 
MIO TONS 
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
Dist.Capacity(mio I) 
"*— Utilization rate(%) Crude Intake(mio t) 
crude onl}7, mid year capacity 
o CHART E.l 
EU-15 REPINING UPGRADING CAPACITY 
IN CAT. CRACKING EQUIVALENT 
1985 
1990 
1995 28 
31 21 146 
171 
199 
35 30 25 20 15 10 5 
% 0 
% OF CDU CAPACITY 40 80 120 160 200 
MIO/TONS YEAR. 
1 CAT. CRACKING EQUIV. 240 
Sources : Nat. Admin. & EC Reg. 1056/72 
oà CHART E.2 
REFINING MARGINS 1988-1995 
NW EUROPE & MEDITERRANEAN ZONES 
10 
9 
8 
7 
6 
5 
4 
3 
2 
1 
0 
-1 
-2 $/bbl (Quarterly Average) 
-— IEA-NWE-BRENT 
•*- WMC-NWE-ARAB L +- IEA-NWE-HYDROSKIM 
•$- WMC-MED-ARAB L 
12341234123 4 12341234123412 3 41234 
I 88 I 89 I 90 ! 91 I 92 I 93 I • 94 I 95 I 
WMC : Wood Mackenzie 
CO CHART E.3 
BRENT/DUBAI & LEADED GASOLINE/FUEL OIL 
PRICE DIFFERENTIALS 
ft/barrel 
Brent/Dubai Differ. -*- Gasoline/FO l%s Dif. 
JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT JAN APR JUL OCT 
I 92 I 93 I 94 I 95 
Source : IEA Monthly Oil Market Report 
CHART E.4 
FUTURE NET EXPANSION OR NET REDUCTION 
IN THE REFINING CAPACITY OF THE EU-15 
ATMOS. DIST. 
REFORMING 
HYDROCRACK. 
CAT. CRACK. 
THERM. CRACK 
VISBREAKING 
COKING 
DESULPHURIS. 
OF MID. DIST. (thousand metric tons/year) 
After or date 
1995 1996 1997 not defined 
2400 
+ 100 
+ 580 
+ 273 2300 + 4400 
280 + 700 
+ 1800 
300 
+6672 +17029 + 1805 + 1600 
+ 4700 
+ 100 
+ 1000 
+ 1040 
SOURCE : EC REGULATION 1056/72 -
QUESTIONNAIRES OF BEGINNING 1995 
TABLE E.5 
3°1 
OPEC FOREIGN REFINING 
Net Share in thousand barrels/day as of end 1995 
Asia/ Western USA Total 
Pacific Europe (3 reg.) 
Iran 32 - - 32 
Kuwait - 210 - 210 
Libya - . 234 - 234 
Saudi Arabia 152 50 300 502 
U.A.E - 142 - 142 
Venezuela - 230 750 980 
Total OPEC 184 866 1 050 2 100 
Total of the region 14 803 14 151 15 354 44 308 
OPEC share 1.2% 6.1% 6.8% 4.7% 
in the region 
Source : DGXVII on the basis of OPEC 
official data & press articles 
TABLE E.6 
CO 
IN U lViJU JLJIV Ul' 1 JJIIVWL IVLJIZIXJU VJU 1JÜJÜ1U, 11N AJLJLJLJ UU X KJ 
(in thousand of units at year end) 
Source : National Statistics 
TABLE F.l BE 
DK 
DE 
EL 
ES 
FR 
IR 
IT 
NL 
PO 
UK 
SF 
SV 
OS 
EU 1985 
7.3 
3.6 
19.8 
6.8 
5.2 
34.6 
3.4 
36.4 
8.1 
1.9 
21.1 
2.0 
4.4 
4.1-
158.7 1987 
6.7 
3.4 
20.8 
6.3 
5.2 
31.1 
3.3 
34.7 
7.6 
1.8 
20.2 
2.0 
4.3 
4.1 
151.5 1989 
6,5 
3.2 
19.9, 
6,4 
5.3 
27.7 
3.2 
33.9 
.6.9 
1.8 
19.8 
1.9 
4.2 
4.0 
144.7 1991 
6.0 
2.9 
18.9 
6.4 
5.7 
22.6 
2.7 
30.4 
6.0 
1.8 
19.3 
2.0 
4:0 
3.9 
132.6 1992 
5.7 
2.9 
18.8 
6.5 
5.8 
21.2 
2.8 
30.1 
5.6 
2.0 
18.5 
1.9 
3.8 
3.8 
129.4 1993 
5.5 
2.8 
18.5 
6.6 
6.3 
19.8 
2.8 
29.9 
5.1 
2.1 
18.0 
1.9 
3.8 
3.7 
126.8 1994 
5.4 
2.7 
18.3 
6.8 
6.6 
19.1 
2.7 
28.8 
4.1 
2.3 
17.0 
1.9 
3.6 
3.6 
122.9 
MARKETING OF OIL PRODUCTS IN THE EU-15 
NUMBER OF PETROL RETAIL OUTLETS 85-94 
180 Thousand of units at year end 
160 r-
140 
120 
100 
80 h 
60 
40 
20 
0 
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
158.7 157.3 151.5 147.7 144.7 138.6 132.6 129.4 126.8 122.9 
Source : National Statistics 
CHART F.l 
EU-12 EVOLUTION 1986-1994 OF AVERAGE 
THROUGHPUT PER SERVICE STATION 
MILLIONS OF LITRES PER ANNUM 
1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 
Source : Wood Mackenzie 
to CHART F.2 
ISSN 0256-2383 
KOM(96) 143 endg. 
DOKUMENTE 
DE 12 
Katalognummer : CB-CO-96-172-DE-C 
ISBN 92-78-02655-7 
Amt für amtliche Veröffentlichungen der Europäischen Gemeinschaften 
L-2985 Luxemburg