West Texas Intermediate

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West Texas Intermediate (abgekürzt WTI) ist eine leichte, schwefel­arme („süße“) Rohöl­sorte aus den USA. Aufgrund dieser Eigenschaften kann es mit relativ geringem technischen Aufwand raffiniert und zu leichten Mineralölen, beispielsweise Benzin, verarbeitet werden. Seiner Farbe und seiner Herkunftsregion verdankt es die scherzhafte Bezeichnung Texas tea (‚Texas-Tee‘). Der Preis pro Barrel (159 Liter) WTI gilt als wichtiger Indikator für Angebot und Nachfrage von Rohöl auf dem Weltmarkt sowie als Richtwert für die Preisfestsetzung anderer in den USA geförderter Ölsorten. Er bewegt sich in der Regel im gleichen Bereich wie der Preis der leichten Nordseesorte Brent, einer weiteren „Standardsorte“, kann aber geringfügig von diesem abweichen.

Förderregionen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Typusregion der Rohölsorte West Texas Intermediate sind die konventionellen Ölfelder des Permian Basin, eines fossilen Sedimentbeckens, das sich über weite Teile des Untergrundes der Westhälfte von Texas und angrenzender Gebiete im Südosten von New Mexico erstreckt. Es gehört zu den bedeutendsten Ölfördergebieten der Welt. Zwischen 2000 und 2011 kamen rund 70 % des texanischen und mehr als 10 % der US-amerikanischen Rohöls aus dem Permian Basin.[1] Daneben wird zumindest auch das in der Küstenebene des Golfs von Mexiko geförderte Öl als WTI klassifiziert.[2]

Physikalische Eigenschaften und Zusammensetzung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Frisches, „unverwittertes“ WTI ist durchscheinend und von goldgelber bis mittelbrauner Farbe. Es hat einen Schwefelgehalt von teils deutlich unter 1 Gew.-%A und einen Wassergehalt von weniger als 0,1 Gew.-%. Der Flammpunkt liegt bei -10 bis -20 °CB, der Pourpoint bei -20 bis -30 °CC. Die Dichte bei 15 °C beträgt 0,82 bis 0,85 g/mlD, das entspricht einem API-Grad von ca. 35 bis 40E. Die Viskosität bei 15 °C liegt im Bereich von 7 bis 9 mPa·sF. Der Gehalt an gesättigten Kohlenwasserstoffen beläuft sich auf 65 bis 80 Gew.-%G und der Gehalt an Aromaten liegt bei 15 bis 25 Gew.-%H. Die übrigen organischen Bestandteile sind Harze (6 Gew.-%), Wachse (3 bis 4 Gew.-%) und Asphaltene (rund 1 Gew.-%). Der Gesamtanteil flüchtiger organischer Verbindungen (engl. volatile organic compounds, VOC) liegt bei 1,5 %, bei einem BTEX-Anteil von knapp 1 % (0,14 % Benzol, 0,29 % Toluol, 0,11 % Ethylbenzol, 0,43 % Xylol).J Die am stärksten vertretenen Metalle sind Kalzium (100 ppm), Magnesium (25 ppm), Eisen (23 ppm) und Nickel (19 ppm).J

Preisentwicklung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

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Ölpreis für WTI und Brent im Vergleich

Ende April 2011 erreichten die Preise für WTI den höchsten Stand seit September 2008, als der Preis infolge der Banken- und Wirtschaftskrise einbrach. WTI schloss am 29. April mit 113,93$. Seit dem Einsetzen des Winters 2010/2011 stieg der Preis für die Nordseesorte Brent teilweise deutlich höher an als der Preis für Öl der Sorte WTI, was sehr ungewöhnlich ist (siehe Grafik). Der Preisunterschied weitete sich bis Juni 2011 auf bis zu 22 $ aus und im November 2012 lag er bei 23 $.

Wie andere Ölpreise auch ist der Preis von WTI/Brent ein maßgeblicher Anhaltspunkt für die Entwicklung der Benzinpreise und hat einen großen Einfluss auf die Weltwirtschaft. Wobei die Bedeutung beider Sorten schwindend ist, zum einen wegen der stark sinkenden Fördermenge und politischen Motiven, vor allem aufgrund von Erklärungen einiger OPEC-Mitglieder sich zukünftig wegen der starken Preisschwankungen weniger am Preis von WTI/Brent orientieren zu wollen. Die Folgen eines Erdölengpasses wären, dass sich die Erdölpreise, für die Teile die betroffen sind, drastisch erhöhen würden.

Anmerkungen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

A 0,86 % in einer Probe aus Galveston, Texas, analysiert im Jahre 2002;[2] 0,34 bzw. 0,48 % nach aus zwei verschiedenen Quellen stammenden Angaben in der Oil Properties Database des Environmental Technology Centre der kanadischen Umweltbehörde,[3] und das Finanznewsportal Texas Energy & Capital gibt den Schwefelgehalt mit rund 0,24 % an.[1]
B -10 °C bei der Probe aus Galveston;[2] -17 °C nach Angaben in der Oil Properties Database[3]
C -22 °C bei der Probe aus Galveston;[2] -23 bzw. -29 °C nach aus zwei verschiedenen Quellen stammenden Angaben in der Oil Properties Database[3]
D 0,847 g/ml bei der Probe aus Galveston;[2] 0,842 bzw. 0,8212 g/ml nach aus zwei verschiedenen Quellen stammenden Angaben in der Oil Properties Database[3]
E 34,38 bei der Probe aus Galveston;[2] 36,4 bzw. 40,8 nach aus zwei verschiedenen Quellen stammenden Angaben in der Oil Properties Database[3], 39.6 nach Texas Energy & Capital[1]
F 8,6 mPa·s bei der Probe aus Galveston;[2] 7 mPa·s nach Angaben in der Oil Properties Database[3]
G 78,5 % bei der Probe aus Galveston;[2] 66 % bei nach Angaben in der Oil Properties Database[3]
H 14,8 % bei der Probe aus Galveston;[2] 26 % bei nach Angaben in der Oil Properties Database[3]
J alle Werte gemäß Angaben in der Oil Properties Database[3]

Einzelnachweise[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  1. a b c Brent vs. WTI. Nicht näher datierter Beitrag auf Texas Energy & Capital aus dem Jahr 2012, abgerufen am 29. September 2015
  2. a b c d e f g h i Bruce Hollebone: The Oil Properties Data Appendix. In: Merv Fingas (Hrsg.): Handbook of Oil Spill Science and Technology. John Wiley & Sons, Hoboken (NJ) 2015, ISBN 978-0-470-45551-7, S. 679
  3. a b c d e f g h i Oil Properties Database. Environmental Technology Centre, Environment Canada (entspr. Datensatz muss händisch angewählt werden)