DAX-0,18 % EUR/USD-0,11 % Gold-0,08 % Öl (Brent)-0,34 %

Peak Oil und die Folgen (Seite 1308)


AnzeigeAdvertisement

Begriffe und/oder Benutzer

 

Antwort auf Beitrag Nr.: 51.673.975 von SLGramann am 06.02.16 10:28:52Hallo SLG,
Du triffst den Nagel auf den Kopf.
Die IEA hat in ihrem letzten WEO ja sehr eindringlich darauf hingewiesen, wie wichtig beständig hohe Investitionen in die Ölinfrastruktur und in die Entwicklung neuer Projekte sind, um die Ölversorgung in der Zukunft abzusichern.
Und damals, zum Zeitpunkt der Veröffentlichnung des WEO, war die Ölwelt mit Preisen über 100 Dollar noch in Ordnung. Wohl kaum jemand hatte zu dem Zeitpunkt einen solch starken und mittlerweile auch schon länger andauernden Ölpreisverfall auf dem Schirm. Trotzdem sah sich die IEA damals zu dieser Mahnung veranlasst. Völlig zu recht, wie ich meine.

Wie geht es nun weiter? Die Erfahrung der letzten Monate zeigt: niemand! In einem Jahr kann der Ölpreis bei 120 Dollar stehen, wenn die Angebotszerstörung sich plötzlich massiv verstärken sollte und die Weltwirtschaft einen Wachstumspush bekommen sollte. Was ich derzeit nicht glaube.
Der Ölpreis könnte aber auch eine längere Zeit (2 bis 3 Jahre) noch auf heutigem Niveau bleiben, wenn - was ich eher vermute - die nächste zyklische Krise ausbricht.
Die möglichen Ursachen sind zahlreich: angefangen vom völlig heißgelaufenen Anleihenmarkt (Mutter aller Blasen), insbesondere bei den Schrottanleihen, die ja heute bewertet werden die risikoarme Anleihen in früheren Zeiten, über den Immobilienhype in Metropolregionen, bis hin zu der besorgniserregenden Verschuldung etlicher Schwellen- und Entwicklungsländer in Dollar. Brasilien könnte derzeit andeuten, was der Weltwirtschaft im Großen bevorsteht. In Brasilien kann man ja schon von einem Wirtschaftskollaps sprechen. Das düften spannende olympische Spiele werden dies Jahr.
Und auch die Überkapazitäten in verschiedenen Branchen nehmen immer mehr zu, wie das in der Endphase eines Konjunkturzyklus immer der Fall ist. Man beachte nur den Baltic dry-Index. Mit unter 300 Punkten sind das nie vorher gesehene Überkapazitäten z.B. in der Weltfrachtschifffahrt. Der Welthandel schrumpft derzeit merklich.
Das alles lässt also eine zyklische (diesmal weltweite) Krise mit weiter niedrigen Ölpreisen als das wahrscheinlichste Szenario erscheinen.
Je länger aber die niedrigen Ölpreise Bestand haben und je länger und ausgeprägter die Investitionsbaisse im Ölsektor ist, desto gravierender die nachfolgende Angebotszerstörung. Die sich dann bemerkbar machen würde, wenn die Weltwirtschaft in den nächsten Konjunkturaufschwung übergeht. Für die 20er Jahre sehe ich erhebliche Turbulenzen am Ölmarkt voraus. Insbesondere dann, wenn zunehmende geopolitische Risiken hinzukommen. Das Verhältnis zwischen den arabischen Golfstaaten und dem Iran ist ja zerrüttet wie selten.

Warum tritt nun keiner der großen Ölförderstaaten auf die Bremse beim Fördern? Ich vermute, es handelt sich um eine geopolitisches Pokerspiel. Der Bärenmarkt ist dermaßen ausgeprägt und die Lager so voll, dass es schon beachtlicher Reduktionen des Output bedürfte, um den Preis wieder in eine akzeptable Größenordnung von mindestens 80 Dollar zu heben. Keiner will aus Angst vor Marginalisierung am Ölmarkt den ersten Schritt tun. Die Aussicht auf einen weltweiten Marktanteil von ca 25% oder weniger erscheint der OPEC als Schreckgespenst, würde sie doch das letzte bisschen Macht auf dem Gebiet der Ölversorgung einbüßen.
Die westlichen Ölkonzerne (indbesondere die US-Konzerne) würden einen Kurscrash ihrer Aktien riskieren, würden sie die Produktion drosseln. Dann würden die wie die Verlierer dastehen. Keiner will der der Verlierer in diesem Pokerspiel sein.

Nicht nur die kommende Angebotszerstörung bei weiter andauernder Ölpreisbaisse würde die Situation in einigen Jahren verschärfen, sondern auch der durch die niedrigen Preise begünstigte strukturelle Ölmehrverbrauch. Man stelle sich vor: im Dezember wurden in China 2,4 Millionen PKW verkauft. Davon 700000 ind der SUV-/Light-truck-Klasse. In den USA liegt der Anteil dieser Fahrzeugklasse schon bei 60%. Vor dem Ölpreisrückgang lag dort der Anteil unter 50%. Die Ölpreise pushen logischerweise den Verbrauch. Nicht prlötzlich, aber nachhaltig, wenn der Preisverfall andauert.

Das werden spannende 20er Jahre. Peak Oil könnte wesentlich mehr ökonomisch als geologisch bestimmt sein.
2 Antworten?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
Antwort auf Beitrag Nr.: 51.677.593 von extriakel am 07.02.16 10:19:18Zweiter Satz im zweiten Absatz sollte lauten: "...niemand weiß es!"
Antwort auf Beitrag Nr.: 51.677.593 von extriakel am 07.02.16 10:19:18"Der Bärenmarkt ist dermaßen ausgeprägt und die Lager so voll, dass es schon beachtlicher Reduktionen des Output bedürfte, um den Preis wieder in eine akzeptable Größenordnung von mindestens 80 Dollar zu heben. Keiner will aus Angst vor Marginalisierung am Ölmarkt den ersten Schritt tun."

Das sehe ich genauso. Diese Schritte müssen erzwungen werden.

Ich denke, dass die US-Produktion die erste sein wird, die in den Sinkflug übergehen wird.

Zum einen fällt der Rig-Count kontinuierlich und stark:



Das ist seit Anfang 2015 recht ausgeprägt, wie man hier besser erkennen kann:



Zum anderen sind die Decline-Rates der FRacker eben wirklich hoch. 50% im Jahr sind es bestimmt. Bei allen Produktivitätsgewinnen, gehen die Neuprojekte doch so rapide zurück, dass es in absehbarer Zeit zu einem Sinken der US-Förderung kommen wird. Da bin ich eigentlich recht sicher.
Boom an bust im Frackingbusiness:

Hier die Aktie des Gas-Frackers Chesapeake (CHK) in den letzten 10 Jahren:



Heute Insolvenzgerüchte bei Chesapeake, die dementiert worden sind. Vermutlich werden sie bald wieder aufflammen und sich eines Tages auch bewahrheiten.

Klar, die Gas-Fracker sind im Sterbeprozess einfach weiter fortgeschritten, als die Öl-Fracker, weil es bei denen mit dem Preisverfall viel früher los ging.
Aber die Öl-Fracker werden wohl denselben Weg gehen.
3 Antworten?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
Antwort auf Beitrag Nr.: 51.690.838 von SLGramann am 08.02.16 21:16:30Ja, das Gemetzel bei den US-Shalegasförderern ist unabwendbar bei diesen Gaspreisen weit unter 3 Dollar für 1000 Kubikfuß.
Für Haynesville wird z.B. ein durchschnittlicher break-even-Preis von 6,5 Dollar errechnet, das 3-fache des heutigen Preises. Kein Wunder also, dass in diesem Shale die Förderung in den letzten 4 Jahren schon um 50% zurückgegangen ist.
Barnett ist ebenfalls schon 32% unter dem Peak. Und selbst bei Eagle Ford und dem großen Hoffnungsträger Marcellus ist mit - 6% und -3% bereits der Höhepunkt überschritten (Zahlen 4. Quartal 2015).
Enorm ist auch die Heterogenität der Vorkommen. Im Fayetteville-Shale lag z.B. 2014 die Fördermenge pro Sonde in den ersten 6 Monaten zwischen 50 mio Kubikmetern (beste Sonde) bis nahe Null (schlechteste Sonden).
Marcellus wird ja mit 95000 Quadratkilometer Fläche angegeben. Klingt natürlich gigantisch. Aber die produktivsten Sonden konzentrieren sich gerade mal auf 6 Counties. 4 weitere Counties sind so lala, alles andere unter ferner liefen, also in Durchschnitt weit unproduktiver. Zumal man ja sagen muss, dass ohnehin erst in den gashöffigsten Bereichen gebohrt wurde. Ein Großteil des riesigen Shales dürfte wohl selbst bei wesentlich höheren Gaspreisen nicht profitabel auszubeuten sein.
Eine Vorstellung von der geologischen Heterogenität vermitteln auch folgende Zahlen:
Die produktivste Sonde im Marcellus-Shale lieferte enorme 136 mio Kubikmeter im ersten Halbjahr. Die 40 besten Sonden (= 1% der Gesamtanzahl) lieferten 7% der gesamten Fördermenge des Shales, also die 7-fache Menge des Durchschnitts von 9,8 mio Kubikmetern. Diese besten Sonden würden vermutlich sogar mit Gaspreisen von permanent unter 2 Dollar noch profitabel sein.
Aber nur 25% aller Sonden lagen über dieser Durchschnittsmenge von 9,8 mio Kubikmetern, 75% lagen darunter. Bis hin zu Sonden mit einer Fördermenge nahe Null. Die weitaus meisten Sonden dürften bei heutigen Gaspreisen die Kosten für Bohrung/Verrohrung, Fracking und laufende Betriebskosten also während der gesamten Förderzeit nicht einspielen. Von den späteren Kosten für Rückbau, Renaturierung und Dekontaminierung ganz zu schweigen.

Da nun in den ergiebigsten Bereichen, die einen kleinen prozentualen Anteil der Gesamtshalefläche ausmachen, schon solche Spreizungen in der Fördermenge pro Sonde vorhanden sind, kann sich jeder ausmalen, welch hohe break-even-Preise erforderlich sind, wenn diese mit Abstand produktivsten Bereiche erst einmal ausgebeutet sind.
Shaleflächen oder zu erwartende technisch förderbare Gesamtmengen sagen also überhaupt nichts aus. Das Fracking-Zeitalter würde schon zu Ende gehen, wenn größere Bereiche der Shales noch garnicht ausgebeutet wurden.
Ganz unabhängig von den jetzigen preisgeschuldeten Problemen der Frackingfirmen, die schon jetzt einen Rückgang der Aktivitäten auslösen.
Das Fracking-Geschäft hat enorme, auch von mir vorher nicht für möglich gehaltene Mengenanstiege bei Öl und Gas in den USA erbracht. Aber das Frackingzeitalter wird kürzer sein, als viele vermuten. Obama mit seinen 100 Jahren lag jedenfalls extrem über der Realität. Ich vermute, in den 30er Jahren wird Fracking in den USA nicht mehr von Bedeutung sein. 2 bis 3 Jahrzehnte wird dann dieser Boom maximal angedauert haben. Selbst, wenn die Preise für Öl und Gas wieder steigen sollten.

Übrigens lag der Preis für die Ölsorte North Dakota Sour vor einigen Tagen bei gerade mal 1,50 Dollar. Man könnte auch sagen: unverkäuflich.
2 Antworten?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
Antwort auf Beitrag Nr.: 51.696.571 von extriakel am 09.02.16 13:59:36"wenn diese mit Abstand produktivsten Bereiche erst einmal ausgebeutet sind."

Das ist aber die rein geologische, statische Betrachtung. Da fehlt die technologische Komponente. Insgesamt liegen gegenläufige Einflüsse vor. Einerseits Best First, wie überall in der Ressourcenindustrie. Andererseits aber eine sich verbesserende Fördermethode und natürlich auch Neufunde zu einem gewissen Grad. Insbesondere die Verbesserung bei der Technologie sollte nicht ignoriert werden. Was heute bei einem fixierten Preis nicht rentabel ist, kann in 10 Jahren beim gleichen Preis hochprofitabel sein.

Dazu frage ich mich, wo sich der US-Erdgaspreis hinentwickeln wird. Lange waren in Europa Preise von 10 $ normal. Bei solchen Preisen wären auch schlechte Shalegebiete hochprofitabel. Wenn also die Fördermenge stark sinken sollte, weil die Geologie bei den Preisen zu minderwertig ist, dann steigt der Preis wieder und weitere Gebiete werden wieder profitabel. Auch Shalegasproduktion kann kurzfristig gestartet werden, sie ist sehr flexibel. Innerhalb eines Jahres kann die Produktion bei hohen Preisen deutlich erhöht werden. Die Reichweite verändert sich also mit dem Preis und wenn die Reichweite sink, kompensiert der Preis sofort wieder ein Stück weit. Ich würde die Shaleformationen in den USA nicht unterschätzen, insbesondere bei Gas.

Dass die Unternehmen mit dem derzeitigen Preis nicht klar kommen, unterschreibe ich aber natürlich. Dass es Pleiten geben wird, ebenso. Vielleicht gibt es starke Dellen, falls die Konzerne Pleite gehen, Öl aber noch tief steht und die Majors die Assets nicht pflegen wollen, obwohl sie sich wieder rechnen (Preisreaktion), weil sie das Geld zusammenhalten müssen.
1 Antwort?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
Antwort auf Beitrag Nr.: 51.697.108 von TME90 am 09.02.16 14:37:22Hallo TME,
ich will gerne zugeben, dass ich in der Vergangenheit den technologischen Fortschritt etwas unterschätzt habe, der seit 2008 erreicht wurde.
Es kann aber auch gut sein, dass Du nun, basierend auf den Verbesserungen der letzten Jahre, den zukünftigen technologischen Fortschritt überschätzt.
Man kann die horizontalen Multilateralbohrschächte eben nicht beliebig weiter verlängern, ohne dass der Druck beim Fracking zu sehr abnimmt. Da ist man heute wohl schon bei einem Maximum. Ebenso wie beim Abstand der Horizontalbohrungen, der nicht beliebig vermindert werden kann.

Man kann auch die Öffnungen, durch die die Fracking-Flüssigkeit verpresst wird, nicht unendlich optimieren. Die sind heute auf Grund der massenhaften Erfahrungen halt auch schon weitgehend optimiert.
Ebenso ist auch die Zusammensetzung de Fracking Fluid ständig verbessert worden, so dass weitere wesentliche Verbesserungen eher unwahrscheinlich sind.
Und optimaler Bohren als mit Maximum Reservoir Contact geht auch nicht.

Bedeutende Verbesserungen scheinen mir kaum noch möglich.
Knapp für CHK und die Fracker
Aus einem Post bei Ron P.:

Petro: Do not pay attention to links above, for they don’t know how the stock market works (with regard to a listed company: i.e. chesapeake CHK)

CHK is the second largest gas producer and the 12th largest oil producer (if I’m not mistaken).
CHK stock closed at $3.06 on Friday. At one point it reached $1.50 today before closing at $2.04.
That is more than 50% decline (even though it closed with 33.33% decline)
Per NYSE/ARCA/NASDAQ/NYMEX rules (…that’s what people posting links above do not know…among other things!), if it would have closed below %50, it would have AUTOMATICALLY triggered margin calls (unavoidable and immediate insolvency! That is why you heard : “it hired Attorneys…” calls only when CHK reached $1.50) and – judging from the size of the company and its significance for the LTO revolution (read: junk bonds!), heaven help us all involved in the oil/energy business what would have come next (with regard to other LTO/high yield financed companies) .
Do not listen to fundamentals and people who post links they saw on Bloomberg/CNBC and know little to what they mean.

Be happy “somebody” bought CHK in the last hour of trading and took it to $2.04, otherwise….well, I do not want to say it…
It is coming, but hopefuly not today or tomorrow…but unfortunately it is coming.


Ich interpretiere es so: CHK ist gaaaanz knapp an der Pleite vorbeigeschliddert. Hätte es CHK erwischt, wären alle LTO - Produzenten dran gewesen. Irgendwer hat CHK im letzten Moment gekauft und damit den Zusammenbruch verhindert. Aufgeschoben ist nicht aufgehoben...
Wir haben Peak Oil, und die Diskussion schläft ein
ETP Kurzfassung in 13 Kernsätzen

1. Aus dem Globalen Bruttoinlandsprodukt, geteilt durch die Weltenergieproduktion, ergibt sich 2016 ein mittlerer Umrechnungsfaktor von ca. 6,5$ pro 12,97 kWh, d.h. pro der Energie eines kg Rohöl. (Aufteilen in 60% billige Energie aus Kohle und 40% aus Öl, die etwa 4,5 mal teurer ist, macht für die Berechnung dann Sinn, wenn die Verteilung bei einem Vorgang sich deutlich vom mittleren Weltmix 60:40 unterscheidet und der Unterschied bekannt ist. Ölförderung verwendet beide Energiequellen).
2. 6,5$ pro kg Rohöl ist der maximale Preis, den der mittlere Energieverbraucher zahlen kann, wenn er seinen gesamten Verdienst für Energie ausgibt. (ohne Reduktion seines Verbrauchs).
3. Ca. 62% der Energie eines Barrels Rohöl kann man in der Praxis nutzen (die Exergie), der Rest geht als Abwärme verloren. (ähnlich wie Brutto und Netto vom Gehalt).
4. Mit der Thermodynamik kann man den mittleren gesamten Energieaufwand (ETP) für konventionelle Ölförderung berechnen. (aus Bohrlochtiefe, Wasseranteil).
5. 2016 beträgt der mittlere gesamte Energieaufwand pro gefördertem kg Rohöl etwa 54,6% der Energieinhalts pro kg Rohöl. (mit zeitlich steigender Tendenz)
6. Da die Energie durch Exergie bereitzustellen ist, werden sogar 88,1% des Energieinhalts benötigt.
7. Ca. ein Fünftel (18% von 88,1%) des gesamten Energieaufwands ETP müssen die Förderfirmen aufbringen und bezahlen, wofür im Jahr 2016 etwa 160 $/Barrel notwendig sind. (Gilt, wenn das vor 2012 gültige Wirtschaftsmodell der Förderer weiter verfolgt wird, incl. Exploration, Investitionen, Dividendenzahlungen usw.)
8. Der Rest von ETP (70,1% des Energieinhalts) ist aufzubringen für Raffinieren, Transport, Strassenbau, Fahrzeugbau usw.
9. Ein Rohölverbraucher erhält vom kg gefördertem Rohöl im Jahr 2016 nur 100%-88,1%=11,9%, womit er selbst Einkommen erzielen kann. (zeitlich fallende Tendenz)
10. Da der Verbraucher nur 11,9% der Energie des Barrels erhält, kann er im Jahr 2016 nur 0,119*0,62*6,5 $ = 0,482 $ pro kg Rohöl bezahlen, das sind pro Barrel 137 kg *0,482 $ = 66 $. (Der Verbraucher bzw. seine Ausrüstung haben auch einen Wirkungsgrad).
11. Da die Ölförderer mehr Geld pro Barrel brauchen, als die Verbraucher zahlen können, müssen sie auf Exploration und Investitionen verzichten, um überleben zu können, und soviel Öl wie möglich auf den Markt bringen (siehe heutiger Ölmarkt)
12. Förderung von unkonventionellem Öl ist energetisch noch ungünstiger; es kann nicht wirtschaftlich gefördert werden. (Ausnahme: Insellösungen für die Superreichen, z.B. kann man auch aus 7 to Kohle eine to Benzin herstellen).
13. Der gesamte Prozess ist unumkehrbar, das bedeutet, Peak Oil wurde im Jahr 2015 erreicht; ein steiler Abfall der Ölförderung in der Zukunft ist unvermeidbar. (Seneca-Cliff)
9 Antworten?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
Antwort auf Beitrag Nr.: 51.724.216 von keepitcool am 11.02.16 18:53:56keepitcool,

durch ständiges Wiederholen weltfremder Thesen werden sie leider auch nicht zutreffender :rolleyes:

Eine Diskussion macht wenig Sinn, du wirst die Irrtümer der HG erst dann erkennen, wenn der Ölpreis das nächste Mal durch die Decke geht (was etwas dauern kann).

Inhaltlich als Denkanstoß nur nochmal Folgendes:
Zahlenfetischismus + Physik sind kein Ersatz für Logik

Beispiel "Globales Bruttoinlandsprodukt", meinst du, das wäre ein verlässlicher Wert?
Wie wird das in jedem Land berechnet, was fließt da alles ein?

Wer ist der "mittlere" Energieverbraucher, dessen Kaufkraft hängt von zahllosen Faktoren ab , in China z.B. (1,3 Milliarden Einwohner) STEIGEN die Löhne, auch bei uns ist die Kaufkraft gestiegen (u.a. wegen der gesunkenen Energiekosten), wie kann man auf die Idee kommen, rein physikalisch einen Maximalpreis zu bestimmen, wenn für jeden Erdenbürger und jedes Öl gänzlich unterschiedliche Bedingungen gelten, es Quersubventionen der verschiedenen Energieträger gibt (übrigens nicht nur Kohle, sondern auch Gas, Atomkraft, Wasser usw.), wenn Innovationen einwirken?
Wie kann man zahlenfixiert verallgemeinern, wenn alles im Fluss ist und es nicht entwirrbare Wechselwirkungen und Rückkoppelungen gibt?
Wie kann man vom "Peak" reden, wenn es nachweislich zusätzliches Angebot gibt (Fracking, Iran, Saudis), überwiegend sogar billiger, als das vorher Verfügbare (Tiefsee)?
Usw.usw.

@ Andere

Zum Thema "vermeintliche Lösungen" der Gesamtproblematik, im vorletzten Spiegel war zu lesen, dass ein Elektroauto bei der PRODUKTION die Umwelt rd. 60% mehr belastet, als ein Benziner (vor allem wegen der Batterie).
Selbst in Deutschland mit dem hohen Anteil "Erneuerbarer" bei der Stromerzeugung, muss ein E-Fahrzeug erst rd. 100000 km fahren, bevor gegenüber dem Benziner Entlastungen der Umwelt zu verzeichnen sind...
Wieder Mal so eine typische Augenwischerei, denn niemand traut sich dem Bürger/Wähler zu vermitteln, dass eine echte Lösung des Problems (u.a. Klimawandel) nur dann möglich ist, wenn er ganz auf individuelle Mobilität verzichtet.
Oder noch brutaler auf den Punkt gebracht, mit so vielen Erdenbürgern und solchen Ansprüchen wird es grundsätzlich nicht funktionieren...
2 Antworten?Die Baumansicht ist in diesem Thread nicht möglich.
 Durchsuchen


Beitrag zu dieser Diskussion schreiben