Ölpreis - Erdöl - Öl - Rohöl: Infos, Fakten, Analysen, Charts und Ausblick (Seite 1775)

[miwi2]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.522.415 von miwi2 am 09.04.15 08:10:53

Kleine Korrektur

short heißt CB0NR2

[miwi2]

CR938N/CR0NR2

Die se beiden Zertis (je 6x long/short) eröffnen heute beide negativ!
-3% bzw -1,3%
Kann mir jemand sagen, wie das sein kann? Daß Long- und Shortzertifikat gleichzeitig
negativ performen, obwohl sie sich auf denselben Index beziehen und dieselben Handelszeiten haben?
Für Erklärungsversuche wäre ich sehr dankbar.

Einen schönen Tag allen!

[CC22]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.522.034 von Bargast am 09.04.15 02:38:02

Zitat von Bargast: na gut dann mache ich mich eben doch selbst auf die Suche ... so schwer ist es ja nicht

trotzdem Danke für den Hinweis

@Bargast
Was er meint sind Optionsscheine mit einem Fälligkeitsdatum 12/2016. Zumindest macht nur dort ein Strike sinn. Mit Ziel 75$ und 85$, mehr würde ich persönlich nicht spekulieren.

Mit HSBC ist nun der nächste auf den Faktor-Zug aufgesprungen.
http://www.godmode-trader.de/rohstoffe/wti-oel-preis,133999/…

@Japan12
Faktorzertifikate sind bei seitwärts Sägezahnkursen mathematisch immer unterlegen, der Anbieter ist völlig egal. Wirklich erstaunlich, dass hier noch immer so viele damit werkeln wollen, trotz der vielen negativen Erfahrungen im Thread.

@mx5184
Bin auf den Rest der Woche gespannt, irgendwann muss eine finale Reaktion kommen. Da die aber noch immer auf sich warten lässt, denke ich schon über klassische ETC-Tracker + kleine Mengen an Optionsscheine nach.

[Robert_Reichschwein]

http://en.wikipedia.org/wiki/Pearl_GTL

ist schon in Betrieb

[Robert_Reichschwein]

mittelfristig könnte es sein dass auch noch die Gas to Liquid (GtL) Synthese auf die Treibstoffpreis drückt

Shell hat da Erfahrung drin und bei den niedrigen Gaspreisen derzeit bietet es sich ja auch an

Das dürfte auch der Grund sein dass Shell jetzt British Gas kaufen will

wen es interessiert:

140.000 Barrels per day fertige Treibstoffe aus Gas nur aus Pearl in Katar

was hindert Shell weitere Anlagen zu bauen wenn sie irgendwo genügend Gas haben?

[mx5184]

Hier ist ein aktueller Artikel über die momentane Lage. Von wegen alle müssen um die Wette fördern um Schulden zu bedienen.
Hier werden sogar Beispiele genannt. EOG Resources, Apache und Chesapeake. Das sind echte Big Player mit täglicher Produktion von weit über 100.000 Barrel pro Tag, nicht kleine Buden wie Sabine oder Samson mit einer Produktion von unter 10.000 Barrel pro Tag.
Die drillen einfach nur Wells und lassen die liegen. Man completed nicht sondern wartet auf höhere Ölpreise. Wenn's denen so dreckig gehen würde, dann könnten die sich sowas gar nicht erlauben.
Die 3 sind auch genau diejenigen, die nur darauf warten bis so ein Samson oder Sabine seine Wells zum halben Preis anbietet.

http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/137985/DouglasWestwood…

Douglas-Westwood (DW), UK's energy business strategy, reserach and commercial due-diligence services provider, commented on "U.S. Shale - Gearing up for a price recovery" in its latest edition of DW Monday.

OPEC members (predominately Saudi Arabia) have traditionally been the only countries with the ability to ramp-up production through spare oil supply capacity. Nowadays, however, following the shale revolution, the U.S. onshore market is widely being touted as the industry’s new "swing" producer.

DW expects significantly reduced oil field services (OFS) activity in the U.S. in 2015, with 30 percent fewer wells drilled, and expenditure down 36 percent relative to 2014. In the current low price environment, there is a growing trend amongst operators to drill wells, but defer completion. Motivation for these wells – commonly referred to as "WOCs" (waiting on completion) or "DUCs" (drilled but uncompleted) – is multi-faceted, but fundamentally producers are holding out for a commodity price recovery, or an OFS cost reduction (or a combination of both). Whilst sinking capital in uncompleted wells is not a sustainable long-term strategy, the growing backlog of DUCs demonstrates an acknowledgement amongst U.S. shale players of the importance of being "first past the post" upon price recovery. EOG Resources, Apache and Chesapeake Energy are among those that have chosen to widely adopt this strategy.


As the proportion of DUCs grows, the resilience shown by U.S. production may falter sooner than expected. When it does, and the underlying commodity recovers, the extent to which the nascent and fragmented U.S. onshore industry can provide the sort of coordinated "swing" response required to stabilize price, remains to be seen.

Whilst the oil industry has always been intrinsically cyclical, the control dials are now in the hands of a new market player. The rapid introduction of new supply in the volumes seen from the U.S. onshore industry is unprecedented. Whilst DW believes that prices must recover in the long-term to support required activity, the market is still calibrating. Forecasting prices is more difficult than ever, but continued short-term volatility seems very likely as the market struggles to find balance.

[Bargast]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.521.890 von charliebraun am 09.04.15 00:26:37

na gut dann mache ich mich eben doch selbst auf die Suche ... so schwer ist es ja nicht

trotzdem Danke für den Hinweis

[mx5184]

Dieser Artikel erklärt wieso die Eisenabahnen bereits viel weniger Öl transportieren als vor paar Monaten, obwohl der Output laut EIA noch nicht sonderlich gesunken ist. Wir könnten zwar schon am Peak sein, aber aufgrund von Berichtsdelays von bis zu 3 Monaten, wird man es in der EIA Statistik unter Umständen noch nicht sehen. Ziemlich intressant.

http://www.rigzone.com/news/oil_gas/a/138031/Kemp_US_Oil_Pro…

LONDON, April 8 (Reuters) - U.S. crude production will peak this month, according to revised forecasts published by the country's Energy Information Administration (EIA). Output will average 9.37 million barrels per day (bpd) in April and the same in May before falling to 9.33 million bpd in June and 9.04 million bpd by September, the EIA predicted in the April edition of its Short-Term Energy Outlook (STEO). Production is expected to peak a month earlier and 10,000 bpd lower than the EIA forecast in the January STEO, reflecting continued low wellhead prices and a sharper-than-expected slowdown in new well drilling. Production is forecast not to exceed this month's level for another 18 months. The EIA has cut its forecast for the end of 2016 by 230,000 bpd compared with three months ago .

It is unlikely a halving of the rig count can be completely offset by greater target selectivity and other efficiency improvements such as employing only the most powerful rigs, drilling longer laterals and reaching target depth faster.

Drilling data points to a strong probability that production from new wells will soon start to fall - if it is not falling already. Given the rapid declines in output from wells drilled in 2013 and 2014, total output from new and legacy wells should start to fall soon.

Data Delays
The most common question I am asked at the moment is: if the rig count has fallen by 50 percent, why is output still rising?

The simple answer: there is a delay of six months or more between changes in the number of new wells being drilled and reported changes in production.

It can take 20-30 days for a rig to drill a new well and then another 60 days or more for the well to be fractured and all the above-ground equipment put in place before the well flows its first oil.

Most major oil-producing states require well operators to submit a monthly report on the amount of oil and gas produced, but the first report is not usually due for up to two or three months after a new well has begun flowing.

Even then, the first report may not be representative of a full month's production because the well may have started flowing part way through the month in question.

Rig counts are a leading indicator of future production trends (albeit a very imperfect one), while production reports are a lagging indicator. Trying to predict future production based on current production reports is like attempting to drive by looking in the rear-view mirror. Even if production peaks this month or next, it will not be visible in the statistics until at least July or August, and maybe later. But by the time the production peak becomes visible, output will likely have been falling for several months.

[charliebraun]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.521.854 von Bargast am 09.04.15 00:18:08

ich geb hier keine WKN, sonst hab ich gleich wieder eine meute halb-experten am hals, die furchtbar klug sind.

aber nimm calls auf den 12/2016-future auf wti oder brent und such dir einen strike aus. die sind durch die bank auf low, was ich gesehen hab. ich bevorzuge strikes weit aus dem geld und zeitlich kürzer würde ich nicht gehen.
wie gesagt, ist in erster linie ein vola-spiel.

[Bargast]

Antwort auf Beitrag Nr.: 49.521.827 von charliebraun am 09.04.15 00:06:51

kannst du dazu bitte ein paar Beispiele nennen (WKN) ?