Peak Oil und die Folgen (Seite 151)

[TME90]

EOG mit Free Cashflow trotz Wachstumskurs. Dazu positve EPS. In den 3 Monaten hat sich das "Premium"-Well-Inventar (min. 30 % Zinsfuß bei 40$) um 1200 erhöht. Im Februar stand dieses Inventar bei 3200, jetzt bei 7200. Bei höheren Preisen als 40 $ ist das Inventar entsprechend höher. Der Jahresplan sieht nur vor, 480 Wells anzubohren (und damit zu wachsen). Das Inventar entwickelt sich weiter. Die Kosten fielen gegenüber 2016 weiter.

Eine sehr gute Entwicklung, vor allem ein FCF bei Wachstumskurs und den Ölpreisen aufzuweisen ist schon ein sehr gutes Zeichen. Das zeigt, wie günstig neue Wells wurden und wie wenig CapEx für Wachstum im Vergleich zu früher nötig sind. Und es zeigt natürlich auch, dass ein hoher operativer Cashflow vorliegt (> 800 Mio. $ in 3 Monaten).

[TME90]

Ich glaube nicht daran, dass sich die Entwicklung linear fortsetzt.

[keepitcool]

Shale profitabel bei 20$ pro Barrel

Shale wird deutlich schneller profitabel als die Affordability Kurve den Ölpreis nach unten drückt.



http://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/Shells-New-Permian-Play…

Shell’s New Permian Play Profitable At $20 A Barrel

Ich steige 2018 ins Fracking ein. Nach TMEs Kurve (ein wenig extrapoliert) ist Ende 2017 Shale bei ~10$/Barrel profitabel, ab 2018 kommen außer Öl auch Dollars aus den Wells.

[TME90]

http://www.scandoil.com/moxie-bm2/news/bp-takes-leap-forward…

Neue technologische Möglichkeiten für Deepwater mit erstem kleinen Erfolg.

[TME90]

Öl-Sande und LNG bzw. GTL weisen allerdings sehr lange Plateau-Phasen auf und dort gibt es sehr hohe Reserven. Große Erdgasfelder werden weiterhin regelmäßig gefunden. Dazu haben Iran und Irak massive ungenutzte Outputpotentiale bei großen Feldern. Und ich gehe weiter davon aus, dass sich Fracking stärker internationalisieren wird. Die Vorkommen sind da. Wird Öl knapper, wie du es sagst, werden sich diese Felder rentieren.

Aber insgesamt stimmt das natürlich: die Felder werden dezentraler, wobei das Problem ja schon länger besteht. Darum sind die Kosten ja seit 2000 auch deutlich gestiegen.

[extriakel]

Antwort auf Beitrag Nr.: 54.823.516 von TME90 am 27.04.17 21:29:15

Die HSBC-Bank sieht ja die Entwicklung der Ölversorgung in der weiteren Zukunft alles andere als rosig.

http://aspo-deutschland.blogspot.de/

https://drive.google.com/file/d/0B9AZj5ZYb55NWkZLcWZLUm9yR2c…

Ich halte die Einschätzung für realistisch. Die neuen Felder, die in Betrieb gehen, werden immer kleiner (nur noch durchschnittlich ein Zehntel der Größe wie vor einigen Jahrzehnten), und diese Entwicklung zu immer kleineren Feldern wird sich wohl weiter fortsetzen. Was dann für die neuen Felder bedeutet: schnelleres Überschreiten des Peaks des Feldes und schnellerer Decline post-Peak.
Tight-Oil mit 5% Anteil an der Gesamtölförderung hat sich zwar in den letzten Jahren segensreich für das Ölangebot entwickelt, wird aber zukünftig die erstgenannten Entwicklungen nicht mehr überkompensieren können.
Ich denke, dass bis spätestens 2025 Peak Oil (im Sinne von all liquids) definitiv überschritten wird und dass danach insbesondere bei der weltweiten Exportölmenge (also die für uns ausschließlich relevante Größe) ein zügiger Rückgang einsetzt. Bei der weltweiten Exportölmenge (gegenwärtig etwa 45 mb/d) rechne ich dann mit jährlichen Rückgängen von über 1 mb/d, während das "Binnenöl" der Förderländer zunächst kaum absinken dürfte und erst mit mehrjähriger Verzögerung vom Rückgang betroffen sein wird.

[TME90]

Nope, es hat was mit Grenzkosten und Grenzerlösen zu tun.

[keepitcool]

Antwort auf Beitrag Nr.: 54.819.202 von extriakel am 27.04.17 14:03:08

Hess hat als erster den Report Q1 2017 veröffentlicht.

324 Mill $ Verlust in Q1.
311 Tausend BOE pro Tag produziert.
sind total 27090000 BOE im Quartal.
also 11,9 $ pro BOE Verlust.

In Q1 2017 war WTI etwa 52 $/Barrel im Mittel.
Also könnte Hess bei 64 $/BOE mit plus/minus Null rauskommen : Wenn die Ölförderung nicht so energieaufwändig wäre. Wenn der Ölpreis steigt, steigen auch die Förderkosten.

Für echten Gewinn braucht Hess etwa 70$/Barrel. Nix mit profitabel.

Das derzeit soviel Geld ins Fracking gesteckt wird, hat weniger mit tatsächlichem Gewinn zu tun, sondern viel mit Trump und seinen Beratern aus der Ölindustrie, die die Werbetrommel rühren.

[extriakel]

Antwort auf Beitrag Nr.: 54.818.965 von TME90 am 27.04.17 13:33:45

Jetzt ist die US-Förderung nur noch 0,345 mb/d vom Hoch vor 2 Jahren entfernt. Es ist also wahrscheinlich, dass diese Höchstmarke noch in diesem Jahr erreicht oder überschritten wird. Sogar das vorübergehende Überschreiten der Allzeit-Höchstmenge aus dem Jahr 1971 ist auf Sicht der nächsten 3 Jahre nicht auszuschließen. Die Ölförderung in den sweet spots der tight-oil-Felder ist also ganz offensichtlich derzeit profitabel.
Beim Gas scheint die Entwicklung anders zu sein. Dort ist seit einigen Monaten ein Fördermengenrückgang zu verzeichnen. Vor wenigen Monaten gab es eine kurze Zeitspanne, in der die US-Gasförderung 100% des Eigenbedarfs abdeckte. Seither ist die Fördermenge gesunken und der Gasverbrauch weiter angestiegen. Ich rechne in den nächsten 2 Jahren mit einer steigenden Gas-Importmenge in den USA.

[TME90]

Der neue US-Report:

"Meanwhile, U.S. crude oil production continued its relentless rise, and is now up 10% since mid-2016 at 9.27 million barrels per day, at comparable levels to the peak oil glut between late 2014 and early 2016."

"The increase in U.S. shale output has overshadowed pledged output cuts by major producers. In November last year, OPEC and other producers, including Russia agreed to cut output by about 1.8 million barrels per day between January and June"

Ich hoffe, die Kürzung der OPEC-Allianz wird verlängert, am besten noch erweitert, aber das glaube ich nicht.