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Supply Chain Management
Kurzüberblick
Der wirtschaftliche Erfolg eines Mineralölunternehmens wird heute maßgeblich durch seine Fähigkeit die gesamte logistische Versorgungskette flexibel und effizient managen zu können bestimmt. Historisch betrachtet haben beinahe alle großen Mineralölkonzerne ihren Ursprung in Transport, Produktion und Vertrieb – also dem Downstream – und weniger in der Förderung von Rohöl – dem so genannten Upstream. Berühmte Personen der Zeitgeschichte wie beispielsweise John .D. Rockefeller, der Gründer von Standard Oil, dem Vorgänger des heutigen Exxon-Mobil Konzerns, oder Aristoteles Onassis waren letztlich nichts anderes als „Öl-Spediteure“. Sie beherrschten nicht die Rohstofflagerstätten oder die Rohölförderung, sondern Transport und Vertriebswege in die Verbrauchermärkte. Mit Hilfe gut funktionierender und flächendeckender Transport- und Vertriebsnetze gelang es ihnen die Förderstaaten von sich abhängig zu machen anstatt umgekehrt die Verbraucherländer von den Förderländern.
Supply Chain Management – seit Jahren eines der großen Trendthemen in der Logistik – gehört deshalb seit jeher den wichtigsten Kernkompetenzen eines erfolgreichen Mineralölunternehmens. Bezogen auf den neueren Sprachgebrauch in der Logistik müsste man die großen integrierten Mineralölkonzerne konsequenterweise als 3PL (Third Party Logistics Provider) bezeichnen – also als Logistikdienstleister, die neben dem reinen Transport auch die Lagerhaltung, die Raffination und das Supply Chain Management übernehmen. Der Unterschied besteht freilich darin, dass ein Mineralölkonzern in Eigenregie handelt und nicht im Auftrag eines Dritten Auftraggebers. Kleineren Mineralölhändler wären dementsprechend die 4PL (Fourth Party Logistics Provider), also Unternehmen ohne eigene Assets, welche sich wiederum der Leistungen Dritter Dienstleister bedienen. Auch hier freilich mit dem Unterschied, dass auch Mineralölhändler üblicherweise in Eigenregie und ohne konkreten Auftraggeber handeln.
Grundsätzlich werden im Mineralölgeschäft die Rohölförderung, also Exploration und Transport des Rohöls an die Oberfläche, sowie der Transport von Rohöl und raffiniertem Fertigprodukt zum Endkunden sowohl begrifflich, als auch organisatorisch von einander unterschieden, was sicherlich auch in der Eingangs beschriebenen historisch begründeten Trennung von Exploration (durch Unternehmen der Förderländer) und Vertrieb (durch Unternehmen mit Sitz in den Verbraucherländern) begründet liegt.
Der Upstream Prozess
Upstream bezeichnet den gesamten Prozess der geologischen Erschließung von Rohölvorkommen sowie den Transport des Rohöls an die Erdoberfläche bzw. die Bereitstellung des gereinigten Rohöls zum weiteren Transport in die Verbrauchermärkte. In der Praxis findet in den großen Rohölverladehäfen die Übergabe vom Upstream an den Downstream statt, wenn das Rohöl in die bereitgestellten Supertanker verladen wird.
Die eigentliche Förderung stellt dabei bereits den beinahe letzten Prozessschritt des Upstream Prozesses dar. Hauptbestandteil des Upstreamprozesses ist vielmehr die geologische Analyse von Rohölvorkommen, die so genannte Exploration. Dabei werden teure Versuchsbohrungen heute mit Hilfe modernster technischer Hilfsmittel im Rahmen von geologischen Analysen und Simulationen auf ein Minimum reduziert. Mit Hilfe einer „Reflexionsseismik“ genannten Methode werden von den Geologen an verschiedenen Orten künstliche Minierdbeben ausgelöst. Dabei wird der Umstand ausgenutzt, dass Erschütterungswellen, je nach Beschaffenheit des Untergrundes, in unterschiedlicher Geschwindigkeit weitergegeben und an den Grenzen verschiedener Gesteinsschichten gebrochen oder reflektiert werden. Die dabei zurückgeworfenen Reflexionswellen werden von hochempfindlichen Messgeräten, so genannten Geophonen, empfangen. Mit Hilfe spezieller Computer kann dann ein dreidimensionales Bild des geologischen Untergrundes erstellt werden, um auf diese Weise bestimmte Gesteinsformationen im Untergrund aufzuspüren, welche möglicherweise Erdöl enthalten könnten.
Wurde ein potentielles Ölvorkommen auf Basis von geologischen Analysen identifiziert, werden Versuchsbohrungen getätigt um Qualität und voraussichtliche Menge des Vorkommens bestimmen zu können. Erst wenn ein wirtschaftliches ausbeuten des gefundenen Vorkommens möglich ist, werden Produktionsbohrungen angelegt. Dabei wird auch diese Phase des Upstream zunehmend von technischen Fortschritten getrieben. Fortschritte in der Horizontalbohrtechnologie, sowie der wirtschaftlich durchführbaren Extraktion von Öl aus so genannten Öl- oder Teersanden ermöglichten in den vergangenen Jahren die Erschließung weiterer großer Ölvorkommen. Im Jahr 2002 wurden die statistischen Weltrohölreserven dabei allein durch die Möglichkeit der wirtschaftlichen Rohölgewinnung aus Ölsanden in Kanada um knapp 40 Mrd. Tonnen erhöht – das sind bei knapp 3,5 Mrd. jährlichen Weltrohölverbrauch knapp 10 Jahre zusätzlicher Reichweite. Ein Teil der Experten ist bezüglich der Gewinnung von Öl aus Ölsanden jedoch nach wie vor skeptisch, weil diese äußerst negative Auswirkungen auf die Umwelt nach sich zieht. So findet der Abbau von Ölsanden, ähnlich dem Braunkohleabbau, im Tagebau statt, was in der Folge entsprechende Oberflächenzerstörungen nach sich zieht. Auch werden enorme Mengen an Lösungsmitteln benötigt, um das Erdöl aus dem Sand zu waschen. Das so gewonnene Erdöl ist darüber hinaus von vergleichsweise minderer Qualität und führt im Rahmen der weiteren Verarbeitung als Kuppelprodukt zu einem hohen Anteil des heute kaum noch genutzten Petrokoks, was weitere Probleme mit sich bringen könnte.
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Quellen & Externe Links |
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In der Praxis findet die Rohölförderung meist unter sehr extremen Bedingungen für Mensch und Material statt. Öl wird heute größtenteils in den heißen Wüsten Arabiens, in kalten Steppen Russlands oder gar Off-Shore auf Bohrinseln gefördert. Sowohl die großen Mineralölkonzerne wie auch die Förderländer bedienen sich deshalb spezialisierter Unternehmen welche, beginnend mit der geologischen Analyse, über die Exploration bis hin zum Betrieb ganzer Förderanlagen, den gesamten Upstream-Prozess oder nur Teile davon als Dienstleister übernehmen. Beispiele für solche Unternehmen sind die französische Firma Schlumberger, oder das amerikanische Unternehmen Halliburton.
Trotz des Einsatzes modernster seismischer Technologien bedarf die Exploration auch heute noch enormer Investitionen bei hohen Verlustrisiken für den jeweiligen Investor. In der Praxis ergibt sich deshalb oft eine indirekte Abhängigkeit zwischen dem Förderland, welches im Besitz der vermuteten Rohölvorkommen ist und meist der Dritten Welt zugerechnet wird, sowie einem oder mehreren Mineralölkonzernen, welche die finanziellen Mittel für die Exploration zur Verfügung stellen können.
Der Downstream Prozess
Unter dem Gesichtspunkt des Supply Chain Management hat der Prozess des Downstream eine weitaus größere Bedeutung als der Upstreamprozess. Vor dem Hintergrund enormer Verbrauchsmengen wollen weltweit jährlich ca. 3,5 Mrd. Tonnen Öl über mehrere Wertschöpfungsstufen zum Endverbraucher transportiert werden. Dies entspricht, bei einem Tonnenvolumen von ca.1 Kubikmeter, einem Quader mit einer Seitenlänge von über 1,5 Kilometern! Diese schier unvorstellbare Menge zeigt einmal mehr die enorme Abhängigkeit westlicher Industrienationen vom immer noch wichtigsten Rohstoff industriellen Energieträgers.
Größte Herausforderung in der Mineralöllogistik sind deshalb weniger die Bewältigung komplexer Produktstrukturen oder eine hohe Variantenvielfalt wie in der klassischen Industrieproduktion. Tatsächlich haben selbst kleinere Mittelständler in der Fertigungsindustrie eine größere Komplexität zu bewältigen. In der Mineralöllogistik besteht die große Herausforderung vielmehr in einer reibungslosen Bewältigung eines immensen Mengenvolumens vor dem Hintergrund, dass insbesondere die Raffinerieversorgung auf Grund prozesstechnischer Restriktionen niemals ohne Vorwarnung abreißen darf. Darüber hinaus müssen Logistik- und Vertriebskosten auf Grund der vergleichsweise geringen Margen pro Mengeneinheit kontinuierlich optimiert werden. Weil hohe Gewinne ausschließlich über ein hohes Mengenvolumen eingefahren werden können, führen Effizienzsteigerungen von wenigen Cent pro Tonne bereits zu enormen Gewinnsteigerungen. Von geringerer Relevanz sind dagegen Optimierungen bei der optimalen Nutzung unterschiedlicher Transportmittel.
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| Das Schaubild zeigt die verschiedenen Stufen der Supply Chain im Downstream Prozess. |
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Auf den ersten Blick böte sich hier Optimierungspotential, denn für viele Transportwege stehen theoretisch meist mehrere Transportmittel wie beispielsweise Pipeline, Binnenschiffe, Tankzüge oder -LKW zur Verfügung. Nach Angaben des Mineralölwirtschaftsverbandes besteht dieses Optimierungspotential in der Praxis jedoch kaum, da es eine relativ klare Kostenhierarchie bezüglich Effizienz und möglichem Mengenvolumen bestimmter Transportmittel gibt. Lediglich Kostensenkungen innerhalb eines Transportmittels können demnach zu signifikanten Effizienzsteigerungen führen.
Das Schaubild zeigt vereinfacht die Versorgungskette im Mineralölgeschäft. Die wichtigsten Stufen sind:
Rohöltransport
Nachdem das Rohöl gefördert und von Sanden und Wasseranteilen gereinigt wurde, erfolgt die faktische Übergabe des Produktes an den Downstream-Prozess mit der Beladung entsprechender Tankschiffe. Der Transport des Rohöls in den Verbrauchermarkt erfolgt dabei üblicherweise mit Hilfe von Pipelines oder mittels auch VLCC (Very Large Crude Carrier) oder ULCC (Ultra Large Crude Carrier) genannter Supertanker mit bis zu 550.000 Tonnen Fassungsvermögen, wobei der aktuelle Trend zu noch größeren Schiffen geht. Öltanker transportieren heute ca. 3/5 des weltweiten Rohöls zu den Raffineriestandorten. Die verbleibenden 2/3 werden mit Hilfe von Pipelines transportiert.
Unter Umweltaspekten stellt der Rohöltransport im Downstream-Prozess in der Regel das größte Risiko dar, denn die Folgen eines Tankerunglücks auf die Umwelt sind meist massiv und für Jahrzehnte Irreparabel. Aus diesem Grund kollidieren hier sehr deutlich wirtschaftliche Kostenaspekte der Unternehmen (Je größer der Tanker, desto geringer die Transportkosten pro Tonne Rohöl.) mit umweltpolitischen Anforderungen einer Gesellschaft (Je geringer das Fassungsvermögen, desto geringer der mögliche Schaden bei einer Tankerhavarie.).
Technische Fortschritte im Schiffsbau, wie beispielsweise die doppelwandige Bauweise des Tankerrumpfes, können sich indes nur sehr langsam durchsetzen. Zum einen fehlen immer noch international einheitliche Richtlinien und zum anderen werden die relativ langen Betriebsdauern einzelner Schiffe neuen Technologien erst in Jahrzehnten zum Durchbruch verhelfen. Eher denkbar wäre daher beispielsweise ein Verbot des Anlaufens Europäischer Häfen mit Tankern die eine bestimmte Größe überschreiten durch die Europäische Union. Ein entsprechendes Verbot des Anlaufens europäischer Häfen durch so genannte Einhüllentanker wurde bereits für das Jahr 2015 beschlossen. Davon abgesehen gibt es aber auch noch andere Restriktionen bei der Verwendung immer größerer Tankschiffe. Auf Grund der analog zunehmenden Breite sowie des Tiefganges können diese Schiffe beispielsweise Kanäle wie den Panamakanal oder den Suezkanal nicht mehr passieren und darüber hinaus nur noch wenige Ölhäfen anlaufen. Eine entsprechende Kostenrechung bei der die Transportkosten eines kleineren Tankers, der das Produkt relativ nah an die Zielraffinerie bringen kann, gegenüber einem Supertanker, dessen Inhalt zunächst in einem geeigneten Hafen auf andere Transportmittel umgeladen werden müsste, bietet sich hier also an.
Auf Grund der hohen Energiedichte ist der Anteil der Transportkosten am transportieren Energieaufkommen bei Öl übrigens deutlich geringer als beispielsweise bei Gas oder Steinkohle – sicherlich auch ein Grund für die Bedeutung des Energieträgers Öl in der Weltwirtschaft.
Lagerung von Rohöl
Nachdem das Rohöl im entsprechenden Ölhafen entladen wurde, wird es bis zum Weitertransport vorübergehend zwischengelagert. Die Zwischenlagerung ist notwendig, weil selbst bei sofortigem Weitertransport, beispielsweise mittels einer Pipeline, diese nicht das gesamte Ladevolumen eines Tankers innerhalb des Entladezeitraums bewältigen könnte. Darüber hinaus werden in den großen Rohölhafen auch Regelvorräte gelagert für den Fall, dass eine Rohöllieferung beispielsweise verspätet eintrifft und der Rohölzufluss einer Raffinerieanlage abzureißen droht.
Die Lagerung des Rohöls erfolgt in großen Tankbehältern wobei die einzelnen Rohölsorten in jeweils separaten Tanks gelagert werden müssen. Da Rohöl als solches nicht für den Verbrauch geeignet ist, kann es seitens des Gesetzgebers stets steuerfrei gelagert werden, was die Bestandsführung deutlich erleichtert. Weitere Details zur Lagerung von Mineralöl können dem Kapitel Lagerhaltung entnommen werden.
Rohöltransport zur Verarbeitung in der Raffinerie
Der Transport des zwischengelagerten Rohöls zur verarbeitenden Raffinerie erfolgt in Abhängigkeit von der geografischen Lage der Raffinerie und den zur Verfügung stehenden Transportmitteln. An der Küste gelegene Raffineriestandorte werden beispielsweise über kleinere Tankschiffe mit einem Ladevolumen von maximal 100.000 Tonnen beliefert. Existiert eine Pipelineverbindung zur Zielraffinerie wird diese aus Kostengründen das Transportmittel der Wahl sein. Im Landesinneren gelegene Raffineriestandorte werden häufig auch über Binnenschiffe, beispielsweise entlang der Rhein-Donauschiene, mit Rohöl versorgt, wobei diese in der Praxis meist lediglich die Bedarfsspitzen einer Raffinerie bzw. Engpässe anderer Transportmittel abdecken. Bei einer maximalen Ladekapazität von ca. 30.000 Tonnen wäre eine dauerhafte Versorgung vor dem Hintergrund der benötigten Rohölmengen nicht wirtschaftlich. Das Schaubild im Kapitel „Mineralölmarkt Deutschland“ zeigt denn auch deutlich, dass alle sich heute in Deutschland in Betrieb befindlichen Raffinerien über eine Rohölpipelineanbindung verfügen und über diese hauptsächlich mit Rohöl versorgt werden.
Lagerung von Fertigprodukten in der Raffinerie
Nachdem das Rohöl in der Raffinerie zu verkaufsfertigen Mineralölprodukten verarbeitet wurde, wird es vor der weiteren Verteilung in der Raffinerie zwischengelagert. Der Verarbeitungsprozess innerhalb einer Ölraffinerie ist im Kapitel „Mineralölverarbeitung“ ausführlich beschrieben. Vielen Raffinerien ist direkt ein Treibstoffdepot angeschlossen. Für diesen Fall wird das fertige Produkt dann direkt im Anschluss an den Verarbeitungsprozess in das entsprechende Tanklager gepumpt. Raffineriegelände in Deutschland haben üblicherweise einen steuerfreien Status, sodass Lagerhaltung und Bestandsführung auch hier vereinfacht sind. Weil jedoch aus wenigen Rohölsorten meist mehrere Produkte raffiniert werden können, sind auf Grund der größeren Produktvielfalt auf der Fertigwarenseite deutlich mehr Tankbehälter notwendig als bei der Lagerung von Rohöl. Darüber hinaus gehören die meisten Fertigprodukte wie beispielsweise Benzin oder Dieselkraftstoff höheren Gefahrenklassen an als Rohöl, welches in seiner Ursprungsform in der Praxis nur sehr schwer entflammbar ist.
Transport von Fertigprodukten zur weiteren Lagerung
Weil die Versorgung von Tankstellennetzen und Großkunden direkt vom Raffineriestandort aus, auf Grund der großen Entfernungen nicht wirtschaftlich ist, gibt es duzende über das Land verteilte Treibstoffdepots von denen aus die regionale Kunden- bzw. Tankstellenversorgung vorgenommen wird. Auch hier spielen wirtschaftliche Aspekte eine große Rolle. Weil Tankstellen nur mit Hilfe von LKW über die Straße versorgt werden können, müssten diese entsprechend große Entfernungen zurücklegen. Können Treibstoffdepots dagegen mit Hilfe von Pipelines oder Binnenschiffen mit großen Mengen versorgt werden, so sind diese Transporte inklusive der Lagerhaltung in den Depots, sowie der Tankstellenversorgung über kürzere Distanzen mit Hilfe von Tanklastzügen, unterm Strich günstiger als wenn diese direkt von der Raffinerie aus versorgt würden. Ein weiterer Grund für die Errichtung von Treibstoffdepots ist aber auch die geographische Verteilung von Lagerkapazitäten, weil ansonsten riesige Kapazitäten in direkter Nachbarschaft der Raffineriestandorte aufgebaut werden müssten. Darüber hinaus bieten regionale Lagerstätten eine höhere Flexibilität gegenüber kurzfristigen Bedarfsschwankungen.
Für eine Betrachtung aus Sicht der Supply Chain Planung sollte auch berücksichtigt werden, dass Mineralölprodukte sehr kurzfristig bestellt und abgerufen werden. Es existieren also kaum verbindliche längerfristige Bestellungen, welche eine vorausschauende Planung und Lagerhaltung auf Basis gesicherter Kundenbedarfe ermöglichen würde. Diese Situation wird bei der Tankstellenversorgung über in der Praxis übliche Tauschbeziehungen mit Wettbewerbern noch weiter verschärft. In deren Rahmen können Wettbewerber an den eigenen Treibstoffdepots Produkte beziehen. Der Fahrer eines Tanklastzuges fährt dazu lediglich zu einem Depot und identifiziert sich mit Hilfe einer speziellen ID-Karte vor dem Beladen. Eine vorherige Anmeldung oder Bestellung erfolgt dabei nicht, weshalb eine entsprechende Vorausplanung ebenfalls nicht möglich ist.
Die im Depot gelagerten Produktmengen und Sorten sollten deshalb entsprechend gut prognostiziert und vorgeplant sein. Damit bietet sich ein sehr komplexes Potential für Optimierungen und Einsparungen. Werden ausschließlich die Lager- und Transportkosten betrachtet, so sind im Rahmen der Optimierung fixe und variable Lagerkosten im Zusammenhang mit Transportkosten unterschiedlicher Transportmittel bei jeweils unterschiedlichen Transportkapazitäten und Reaktionszeiten zu optimieren. Für ein Gesamtkostenoptimum sind jedoch auch fixe und variable Raffineriekosten sowie der Flexibilitätsgrad einer Raffinerie zu berücksichtigen. Schließlich können bei kurzfristigen Bedarfsschwankungen nicht beliebig Destillationsanlagen hoch- bzw. heruntergefahren werden. Da es sich bei der Raffination um einen petrochemischen Prozess handelt, sind jeweils komplexe und entsprechende Kosten verursachende An- und Auslaufprozesse zu starten. Darüber hinaus müsste bei steigender bzw. fallender Nachfrage die Rohölversorgung entsprechend angepasst werden. Die Rohölterminbörse in Rotterdam würde dabei nur sehr begrenzt helfen, da es sich bei den dort gehandelten Volumina um so genanntes „trockenes“, also virtuelles Öl handelt, welches weitestgehend der Risikoabsicherung dient und nicht physikalisch im Hafen von Rotterdam gelagert sein muss.
Verfügt ein Mineralölunternehmen über mehrere Raffineriestandorte, möglicherweise neben Deutschland auch in angrenzenden Ländern mit Produktpipelineverbindung nach Deutschland, so wird eine Optimierungsrechnung nochmals komplizierter, weil die Vernetzung und somit die Komplexität weiter zunimmt. Aus diesem Grund bietet sich für eine integrierte Supply Chain Planung in der Praxis u.U. die Nutzung entsprechender Softwaretools an, wobei der fachlichen Konzeption auf Grund der hohen Komplexität ein größeres Gewicht zufallen sollte, als der softwaretechnischen Umsetzung.
Belieferung von Tankstellen und Endkunden
Der Produkttransport zum Endkunden markiert weitestgehend den letzten Schritt in der Ölversorgungskette. Dabei sind grundsätzlich die direkte Belieferung von Privat- und Industriekunden, sowie die Versorgung des Tankstellennetzes zu unterscheiden. Der Transport von Fertigprodukten zu großen Industriekunden – beispielsweise Chemieunternehmen – unterscheidet sich von der Tankstellenversorgung bzw. der Versorgung von Privatkunden hauptsächlich in der zu bewegenden Produktmenge sowie in der Auswahl geeigneter Transportmittel. Je nach geographischer Lage des Großkunden bzw. seiner individuellen verkehrstechnischen Anbindung werden größere Mengen vorzugsweise mit Binnenschiffen oder mit Hilfe von Zügen transportiert. In seltenen Fällen verfügen Abnehmer besonders großer Mengen über eine eigene Produktpipelineanbindung. Der Straßentransport bietet sich auf Grund der vergleichsweise hohen Transportkosten nur in Ausnahmefällen an. Die Belieferung von Privatkunden, beispielsweise mit Heizöl, sowie die Versorgung des eigenen Tankstellennetzes erfolgt dagegen in der Regel immer mit Hilfe entsprechender Tanklastzüge.
Tankstellenlagerhaltung
Bei der Lagerhaltung von Kraftstoffen in Tankstellen können mit Bezug auf die Bestandsführung grundsätzlich zwei Verfahrensweisen unterschieden werden. Beim „Sales-Out“ Verfahren werden die in den Tankstellen gelagerten Mengen nicht auf Unternehmensebene bestandsgeführt. Lieferungen an Tankstellen mindern entsprechend den Gesamtlagerbestand um die gelieferte Menge. Lediglich im Rahmen von Inventuren werden die in den Tankstellen gelagerten Mengen erfasst und in der Bilanz ausgewiesen. Im Gegensatz dazu werden beim „Sales-In“ Verfahren sämtliche in den Tankstellen gelagerten Kraftstoffmengen auf Unternehmensebene mit ausgewiesen. Im Rahmen der Bestandsführung sind entsprechend alle Tankstellen als individuelle Lagerorte zu führen. Die in den Tankstellen jeweils vorhandenen Produktmengen müssen zusätzlich zyklisch gemessen und an das Unternehmen gemeldet. Es liegt auf der Hand, dass die Tankstellenlagerhaltung auf Basis des „Sales-In“ Verfahrens einen wesentlich höheren Aufwand nach sich zieht. Insbesondere bei großen Mineralölunternehmen mit zum Teil mehr als 2.000 Tankstellen allein in Deutschland, fallen so erhebliche Prozesskosten oder alternativ Investitionen in notwendige technische Infrastrukturen an. Auf der anderen Seite werden die Gesamtbestände eines Unternehmens nach dem Sales-In-Verfahren genauer ausgewiesen, was insbesondere im Zusammenhang mit der Verwendung von Software gestützten Supply-Chain-Planungstools von Vorteil sein kann.
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