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Ölpreise überverkauft: Gründe für den Absturz der Öl-Notierungen



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Ein derartiger Kursrutsch bei den Ölpreisen, wie wir ihn aktuell gesehen haben, ist fundamental eigentlich kaum zu begründen, auch wenn die Internationale Energie Agentur (IEA) in ihrem Ölmarktbericht für den Oktober, der am Dienstag herauskam, …

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Rohölförderung kostet durchschnittlich 7,70 Dollar pro Barrel

Nach Berechnung der Deutschen Bank könnte der Ölpreis unter 20 Dollar je Barrel fallen, bevor die Ölproduktion in Ländern außerhalb der OPEC in großem Stil nachlassen würde. Die Deutsche Bank hat eine Analyse durchgeführt, um festzustellen, wie sich die Wirtschaftskrise kurz und mittelfristig auf das Ölangebot auswirken könnte. Die Analysten berechneten, bei welchem Rohölpreis neue Projekte, zum Beispiel in großen Wassertiefen vor Angola, Brasilien, Nigeria und im Golf von Mexiko, noch wirtschaftlich sein könnten. Das Ergebnis war erstaunlich: Die reinen Förderkosten (ohne staatliche Förderabgaben an die Förderländer) sind auch in solchen Gebieten relativ gering.

In Russland, der Nordsee und Alaska bewegen sich die Förderkosten um die 15 Dollar je Barrel und liegen damit noch deutlich unter den gegenwärtigen Ölpreisen. Nur bei den kanadischen Ölsanden kam die Deutsche Bank auf Förderkosten von 28 Dollar je Barrel. Sinkt der Ölpreis unter 30 Dollar je Barrel, würde die Förderung von 35 Millionen Tonnen Rohöl unwirtschaftlich, wobei von dieser Menge fast 60 Prozent auf Kanadas Ölsande entfallen würden. Erst bei 20 Dollar je Barrel Förderkosten würden 175 Millionen Tonnen Ölproduktion im Jahr in die roten Zahlen geraten. Nach Berechnungen der Deutschen Bank betragen die durchschnittlichen, reinen Förderkosten, ohne Verzinsung des eingesetzten Kapitals und der staatlichen Abgaben, in den Förderländern 7,70 Dollar je Barrel. Unter diesem Wert liegen die Länder in Nahost, wie die Vereinigten Emirate, Kuwait, Saudi Arabien, Iran, Libyen, Algerien, Irak und Venezuela. Am höchsten sind die Förderkosten in der Nordsee, Alaska, Russland, China und bei den Ölsanden in Kanada.
Antwort auf Beitrag Nr.: 48.120.896 von conny220 am 24.10.14 09:14:10kannst Du einen Link zu der Quelle geben?
Antwort auf Beitrag Nr.: 48.148.796 von R-BgO am 28.10.14 09:44:52http://www.ed-info.de/edplus/ArtikelAnsichtArc.php?newsId=15…

ps:
Der Artikel ist von 2009 und summiert sich dann womöglich sogar aus noch etwas älteren Daten.
Antwort auf Beitrag Nr.: 48.149.447 von Ruehrwerk am 28.10.14 10:38:10Danke, den hatte ich auch gefunden...

Zumindest eine gute Gelegenheit, mal über die Kosten-Struktur nachzudenken.
DON'T EXPECT A SIGNIFICANT REDUCTION IN US SHALE PRODUCTION GROWTH
http://www.rystadenergy.com/AboutUs/NewsCenter/PressReleases…



October 15, 2014

Author: Bjornar Tonhaugen, VP Oil & Gas Markets

As oil prices are plummeting, the oil market is looking for clues about how low prices can go before we see a response on the supply side. The market’s attention is naturally turning towards OPEC and North American (NAm) shale production, but Rystad Energy’s latest analysis shows that a significant reduction in shale volumes at current prices should not be expected. NAm shale oil output will respond very slowly to a drop in oil prices. Recent history, such as outages in Libya, shows that supply shocks of up to 500 kbbld could be needed to move global oil prices 10 USD/bbl. Rystad Energy’s well-by-well database shows that even if the Brent price drops to 50 USD/bbl, it could take up to 12 months before NAm shale output would drop as much as 500 kbbld. In order to maintain production levels in 2015 at expected exit-2014 levels of 6.4m b/d, Brent-equivalent oil prices can fall to as low as USD 60-65 per barrel (Exhibit 1).


The most robust plays are Eagle Ford and Bakken with no significant volumes at risk with current levels of realized prices. In the Permian however, where supply growth has been the strongest this year, we see that merely about 100 kbbld could be at risk over the next 12 months at current WTI Midland prices (Exhibit 2). The Permian oil-price-spread to Cushing and Brent/LLS has narrowed to -7 USD/bbl with the recent opening of the BridgeTex pipeline. The BridgeTex moves 300 kbbld from Mitchell County to Houston and additional take-away capacity is expected to come online next year. Our analysis shows that NAm shale liquids output has passed 6 MMbbld (including 1.5MMbbld of NGLs) during the third quarter of this year and it grows with a staggering rate of 1.5 MMbbld year-on-year in 2014 and 2015. This growth rate is surprisingly insensitive to oil price fluctuations at current price levels.


In today’s IEA Oil Market Report for October, the call-on-OPEC crude production to theoretically balance the oil market next year was lowered to 29.3 MMbbld vs. September 2014 OPEC crude production of 30.6 MMbbld. Downwards revised world oil demand growth of 1.1 MMbbld year-on-year compares with the UCube supply growth of 1.8 MMbbld for 2015 (Exhibit 3). In other words, markets may be even more oversupplied next year than previously thought. Either oil prices will come down further or a significant cut in supplies to the market has to be made, with the ball now firmly in OPEC’s court.






von Rystad kommt auch die cost-curve, die im Moment von allen präsentiert wird:
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GLOBAL LIQUIDS COST CURVE: SHALE IS PUSHING OUT OIL SANDS AND ARCTIC, OFFSHORE IS STILL IN THE RACE June 12, 2014
Rystad Energy estimates that oil sands and the Arctic continue to be the most expensive resources, with an average breakeven price of 75-80 $/boe. The attractiveness of the resources has declined over the past years, mainly as a result of the introduction of North American shale. The break-even price of NA shale is estimated at an average of 60-70 $/boe.

Offshore is still in the race with lower break-even prices than U.S. and Canadian shale developments (ultra-deepwater at 55-60 $/boe; deepwater at 50-55 $/boe and offshore shelf at 40-45$/boe).

“Though offshore projects have recently experienced a slowdown in investment levels, this decline is part of a natural cycle, and activity levels are expected to increase again. Both Deepwater and Ultradeepwater are necessary to develop in order to meet our demand outlook of around 100 million boe/d in 2020,” says Espen Erlingsen, Senior Analyst at Rystad Energy.

Rystad Energy’s demand outlook is just above IEA’s demand outlook of 98 million boe/d in 2020.

OIL MARKETS: INCREASING RISK OF OVERSUPPLY DESPITE SUSTAINED ISSUES AROUND OPEC SUPPLY June 18, 2014
IEA on June 17 released its Medium-Term Oil Market Report. Rystad Energy has compared the revised IEA demand outlook with own supply estimates deriving from its global upstream database UCube. The estimates are based on Rystad Energy’s bottom-up analysis of 30,000 fields and 2,500 oil companies in 150 countries.

Analysis shows that oil markets have gradually been tightening over the last two years while the outlook indicates a possible inflection point early 2015 and an increasing downward pressure on oil prices for the coming two-three years. The recent geopolitical outages of oil production from the Middle East and North Africa has until now been perfectly balanced by the increased supply of unconventional tight oil from the United States. This predicted easing of the oil markets is partly driven by an assumption of gradual return over the next two years of oil from Libya, Iran, Iraq and Sudan, while US drillers are continuing their activities with unchanged intensity and increased efficiency.

Rystad Energy now forecasts North American tight liquids production to pass 10 million barrels before 2020 making North America a net exporter of seaborne crude and petroleum products within three years from now.

Wenn man die Rystad-Berichte zeitnah gelesen und danach gehandelt hätte, wäre man recht gut gefahren...
es ist nicht einfach, was über cash-costs zu finden, aber so langsam gelingt es:

z.B. bei Tullow Oil
http://www.tullowoil.com/index.asp?pageid=113

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