+ + Wir haben ÖL Peak + +

der Privatfahrzeuge..

trifft nicht auf GANZ China zu, jedenfalls aber auf Peking.  

World oil exports: despite surging prices, fresh data from the U.S. Department of Energy show the amount of petroleum products shipped by the world's top oil exporters fell 2.5 percent in 2007, despite a 57 percent increase in prices, a trend that appears to hold true this year as well.

Wäre dies unter fallenden Preisen passiert, hätte man meinen können, weil die Nachfrage gesunken ist. Ist aber nicht so. Die Kausalkette sieht so aus:

1) Nachfrage wuchs in 2007 weiter deutlich, Angebot (aussagekräftiger in "global exports" als in "global production" an crude bleib aber konstant bzw. fiel in "petroleum products".).

2) der Preis stieg deutlich, das Angebot an Crude reagiert nicht auf den hohen Preis.

3) Konsumen und Wirtschaften werden geschädigt - besonders dort wo am empfindlichsten (USA), Nachfrage sinkt.

Die Situation wird bis auf weiteres "ANGESPANNT und KRITISCH" bleiben, und das auf längere Sicht (bis 2011; spätest dann wird es meiner Meinung nach "dramatisch".
 
 

http://www.bp.com/iframe.do?categoryId=9024230&contentId=7044938

In Tijuana, Mexico, about 40% of the gas stations in the southern and eastern parts of the city ran out of gasoline last Friday. At least 60 percent of the region's gas stations were expected to close after they too run out. Part of the 30% increase in demand for fuel comes from U.S. motorists who fill up on cheaper gasoline south of the border.  

Auch wenns viele nicht glauben, es wird steigen, fragt sich über es den Rückgang "alter" Öllieferanten ausgleichen (Mexiko usw.) kann. Aber es werden neue Ölförderstaaten auf der Weltkarte erscheinen: http://www.faz.net/s/...16A2AA311F912910E4~ATpl~Ecommon~Scontent.html Die Investitionen legen parallel zum Ölpreis zu

Oder in Aserbaidschan: Dort fördert BP schon seit einigen Jahren im Feld Azeri-Chirag-Guneshli, das vor der Küste von Aserbaidschan liegt. Früher kamen dort pro Tag im Durchschnitt 140.000 Barrel Öl aus dem Boden. Nun wird die Förderung ständig erhöht: Bald sollen es knapp eine Million Barrel Rohöl sein, die durch die Rohre im Bohrturm an die Oberfläche schießen.

Es kann Jahre dauern, bis das Öl auf dem Markt ist“

Rohstoffexperte Weinberg sagt: „Weil schon viel erschlossen ist, geht man nun immer stärker an die Grenzen des Machbaren: etwa die Ölvorräte unter dem Polareis am Nordpol. Oder die Ölfirmen erhitzen und waschen Ölsand in Kanada, um das Öl herauszubekommen.“

 

Der Start des Projekts verzögert sich ständig

Wenn es denn überhaupt mit dem Ölfördern losgehen kann: In Kasachstan zum Beispiel liegt das Feld Kashagan, eines der weltweit größten Vorkommen mit 15 Milliarden Barrel Öl. Ein Konsortium westlicher privater Ölfirmen (darunter sind Exxon, Eni, Shell, Conoco, Total) hat dort in den vergangenen Jahren bereits 17 Milliarden Dollar investiert. Doch Öl ist immer noch nicht geflossen. Obwohl das Feld bis zu 1,5 Millionen Barrel pro Tag fördern könnte. Doch der Start des Projekts verzögert sich ständig. Statt wie ursprünglich geplant im Jahr 2005, soll es nun erst im Jahr 2012 losgehen.

 

Auch nochmal zum Thema Vorlaufzeiten:

Ölplattformen sind kaum erhältlich

Doch bei allen politischen Problemen: Die Ölkonzerne haben es auch selbst zu verantworten, dass nicht mehr Öl auf den Markt kommt. „Das Problem ist, dass die großen Ölfirmen zu spät investiert haben. Sie hatten nicht damit gerechnet, dass der Ölpreis so stark steigt“, sagt Analyst Weinberg. „Nun gibt es Verzögerungen.“

Hinzu kommen Nachschubprobleme: Vor der Küste Brasiliens, wo das Tupi-Feld mit 8 Milliarden Barrel Öl gefunden wurde, ist an eine große Förderung so schnell nicht zu denken. Denn die Ölplattformen, die auf dem Wasser schwimmen, sind kaum erhältlich. BP-Mann Rühl klagt: „Die Brasilianer, die die großen Ölvorkommen vor ihrer Küste entdeckt haben, können sich nicht genügend Schiffsplattformen sichern.“ Der Markt für diese Art von Spezialschiffen und Plattformen ist bis zum Jahr 2012 leergefegt

 

Es dauert nunmla bis das Angebot wieder zunimmt, einen so schnellen Preis und Nachfrageanstieg kann der Ölsektor nicht so schnell ausgleich.

in 2012 oder später werden wir endgältig erst wissen ob Peak Oil Realität ist oder erst in zig späteren Jahren stattfinden wird.

 

für jemanden wie mich sind solche Aussagen wie erst seit wenigen Monaten von der IEA kommen - geradezu "SENSATIONELL", galt doch gerade die IEA für lange Zeit als Beschwichtiger das Ölangebot sei noch auf Jahr(zehnte gesichert). Die Position der IEA hat sich zuletzt um 180° geändert. Bravo, endlich hat sie es kapiert. Dies hängt für mich ohne Zweifel mit dem kommenden WEO outlook 2008 zusammen, für den ERSTMALIG (!) for die IEA Prognosen, konkrete Projekte in Planung und Konstruktion für den zukünftigen Supply berücksichtigt werden. Man geht davon aus, das neues Angebot, den starken Decline aus den grossen Ölregionen NICHT kompensieren wird können (wie denn auch, WO sollte den der decline der Nordsee, Golf von Mexico, Alaska kompensiert werden ???):

Supply hätte beim hohen Ölpreis durch Reservekapazität kommen können - ist aber nicht (weil kaum mehr vorhanden - ein weiteres Zeichen für peak oil). Das zeigt, dass der "Markt" (crude) nicht mehr Richtung Supply funktioniert, wie einige erwartet haben.

__________________________________________________
http://business.timesonline.co.uk/tol/business/.../article4368523.ece

From The TimesJuly 21, 2008

IEA warns non-Opec oil could peak in two years
Robin Pagnamenta
Oil production in non-Opec countries is set to peak within the next two years, leaving the world increasingly dependent on supplies from the cartel of exporting nations, according to one of the world's leading energy experts.

Fatih Birol, chief economist of the International Energy Agency (IEA), said that falling production from key regions such as the North Sea and the Gulf of Mexico would leave international oil companies such as Shell and BP increasingly sidelined at the expense of national oil companies, such as Saudi Aramco.

The North Sea is one of the fastest-declining energy-rich regions in the world, with output falling by an average of 7.5 per cent a year since 2002.

“The days of the international oil companies are coming to a glorious end because their reserves are declining and they will have difficulty accessing new reserves,” Dr Birol told The Times. “In future we expect most of the new oil to come from a very small number of national oil companies.”

Dr Birol, who is leading an investigation into the condition of the world's largest oilfields, said that the world was entering a “new oil order”.

“Demand growth is no longer coming from the US and Europe but from China, India and the Middle East,” he said. “Because their disposable incomes are growing so fast and because of subsidies, high oil prices will not have a major impact on demand growth.” This meant that prices would remain extremely high for the foreseeable future and that the fundamental dynamics of the global oil market increasingly were outside of the control of Western countries.

Dr Birol sidestepped questions over how close he thought Opec oil production could be to a peak. “Oil will peak one day, but we don't know when,” he said. “There is a lot of oil in Opec countries and also unconventional oil ... I don't think oil will peak because of the geology ... but conventional, non-Opec oil is going to peak very soon.”

He said it was imperative that governments acted urgently to reduce their dependency on oil and to address the issue of climate change. He said that the IEA would publish the results of its study of the world's oilfields in November.



 

dass gerade JENE Regionen wie ALASKA, Nordsee, Golf of Mexico eher zu den Regionen gehören wo der "MARKT" doch eigentlich "funktionieren" sollte (sprich höhere Preis > höheres Angebot.

Auch "neueste Technik" sollte doch gerade in diesen Regionen zur Anwendung kommen (wo, wenn nicht in USA, Norwegen , UK....?)

und TROTZ "hoher preis", "Markt" und "neueste Technik" sind diese regionen im unwiderruflichen (und sogar starken decline). Das zeigt einmal mehr: ist peak oil einmal erreicht, hilft kann auch die neueste Technik und nicht der höchste Preis zu neuen Förderhochs bringen.

Was für ein Land und für eine Ölregion zutrifft, trifft auch auf die globale Produktion zu, denn die globale Ölproduktion ist nichts anderes als die Summe der Produktion aller Länder, aller Ölreagionen.
 

OPEC und Weltmarkt
Die OPEC rechnet aufgrund der abflauenden Weltkonjunktur mit einem geringeren Anstieg der Ölnachfrage. Der OPEC-Generalsekretär El-Badri sieht eine ausreichende Ölversorgung auf absehbare Zukunft gesichert. Die OPEC-Länder investieren in über 120 Projekte bis 2012 etwa 160 Mrd. Dollar.
Chinas Wirtschaftswachstum hat sind im 2. Quartal verlangsamt.
Die USA vermuten sehr große Ölvorkommen unter dem Arktik-Eis.

http://www.tecson.de/pheizoel.htm  

http://www.esyoil.com/...Investitionen_Schluessel_fuer_Ausweitung.php
Auszug
Ein großer Teil der zusätzlichen Ölgewinnung werde laut CERA aus der besseren Entölung bekannter Vorkommen stammen. Der Anteil unkonventionellen Öls am Ölaufkommen dürfte sich auf 20% erhöhen. CERA sieht zusätzliche Fördermengen in Südamerika, West- und Nordafrika, Russland, der Region um das kaspische Meer und im Nahen Osten. Diese zusätzlichen Mengen würden den Rückgang in Nordamerika, Europa und Ostasien mehr als kompensieren.
 

"Was für ein Land und für eine Ölregion zutrifft, trifft auch auf die globale Produktion zu, denn die globale Ölproduktion ist nichts anderes als die Summe der Produktion aller Länder, aller Ölreagionen"

Denn die Faktoren sind nciht überall die gleichen....

So darfst du die Technischen unterschiede
zwischen Hochseeöl und Landgewinnung nicht
ausßer Acht lassen....

Wenn du die technischen Umstände einer Bohrinsel mit denen
auf dem Festland vergleichst, dann ist das wie die
Story mit den Äpfeln und Birnen.

Das gleiche gilt für die geologischen Unterschiede
der Regionen, Boden, Gesteinsschichten, Verunreinigung
etc.


Alles über einen Kamm scheren funktioniert hier imho nicht!

bin ich allerdings immmer etwas vorsichtig ob die glaubwürdig sind.

http://www.spiegel.de/wirtschaft/0,1518,567479,00.html
Auszug
Allen voran steckt Saudi-Arabien dem Bericht zufolge Geld in den Ausbau der bestehenden Kapazitäten. Derzeit gebe das Land rund 14 Milliarden Dollar im Jahr aus, um die Fördermenge von 10,4 auf 12,5 Millionen Fass am Tag zu steigern. Bis 2030 erwartet die Internationale Energieagentur Kapazitäten von 18,2 Millionen Barrel in dem Königreich.

 

Das ist bei vielen innerhalb der Ölbranche (incl.LEONARDO MAUGERI) das was an der Hubbertkurve kritisiert wird.
Daten der USA, Mexico, Norwegen etc. wurden für einen globalen Peak Oil zugrundegeleg. Gerade bei den genannten Staaten handelt es sich um gut geologische untersuchte Regionen.  

Ein zweifaches Hoch auf teures Öl
Von Leonardo Maugeri, Group Senior Vice President, Corporate Strategies, Eni
Spa, Rom
Foreign Affairs – März/April, 2006
Der Markt funktioniert
Die weit verbreitete Angst vor schwindenden Ölreserven verschleiert die wahren
Gründe für die aktuellen Rohölpreise. Die Wahrheit, die hinter den hohen Preisen
steckt, ist eher banal: Sie sind das Ergebnis von extremen ökonomischen Prozessen
und nicht von geologischen Beschränkungen. Der gegenwärtigen 'Krise' liegen die
niedrigere Verfügbarkeit von Rohöl auf dem Weltmarkt sowie die unzureichende
Verarbeitungskapazität der Ölindustrie zugrunde. Beides wurde durch die jahrelang
tiefen Ölpreise, durch unzureichende Investitionen in Infrastruktur und durch die
Furcht der Ölproduzenten vor Überschüssen verursacht. Seit 2003 wurde die
Situation durch einen unerwarteten Anstieg des globalen Rohölverbrauchs noch
verschärft.
Jetzt haben die Marktkräfte Wirkung gezeigt, und aufgrund der hohen Preise wurden
bereits mehr Investitionen generiert, die künftig sowohl die Förderung als auch die
Verarbeitungskapazität erhöhen werden. Mit anderen Worten: Die hohen Ölpreise
sind ein schmerzliches aber notwendiges Heilmittel gegen die Krankheit, die den
Ölmarkt seit ungefähr 20 Jahren beeinträchtigt.
 

Die Gefahr ist jedoch noch nicht gebannt, dass die Preise zu lange auf diesem hohen
Niveau bleiben und damit einen Rückgang der Nachfrage auslösen könnten, und
zwar just zu der Zeit, wenn neue Förder- und Verarbeitungskapazitäten in Betrieb
gehen. Dies wiederum könnte zu einem Preissturz führen und dem aktuellen Trend
hin zu größeren Investitionen ein Ende setzen. In diesem Fall blieben die
grundlegenden Probleme am Ölmarkt wohl ungelöst. Eine solche Entwicklung würde
die notwendigen Veränderungen in den Verbrauchsgewohnheiten der Industrieländer
hinauszögern und die Grundlage für eine weitere Krise in der Zukunft schaffen.
Noch nicht ausgetrocknet
Trotz aller Vorhersagen, dass katastrophale Knappheiten bevorstehen, verfügt die
Welt immer noch über riesige Ölreserven. Die nachgewiesenen Reserven alleine –
mehr als 1,1 Billionen Barrel – würden auch bei den heutigen Verbrauchsraten noch
38 Jahre lang als Treibstoff für die Weltwirtschaft ausreichen. Und diese Zahl
schließt nicht die gesamte potenzielle Förderung ein, denn zu der gängigen
Definition von nachgewiesenen Reserven gehören nur die Reserven, die mit der
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 1
heute zur Verfügung stehenden Technologie zu konservativ berechneten Preisen
erschlossen werden können. Weitere zwei Billionen Barrel förderbarer Reserven sind
zurzeit zwar nicht als nachgewiesen eingestuft, sie werden aber wohl in einigen
Jahren so bezeichnet werden, wenn technische Verbesserungen, bessere
Bodenkenntnisse und wirtschaftliche Anreize durch höhere Ölpreise bzw. niedrigere
Förderkosten dazukommen. Immerhin können bis heute nur 35 Prozent (1980: 22
Prozent) des Rohöls in den bekannten Feldern mit bestehenden Technologien
wirtschaftlich gefördert werden. Die aktuellen Schätzungen zu förderbaren Reserven
lassen außerdem die großen Vorkommen an so genanntem unkonventionellem Öl
außer Acht, wie zum Beispiel schweres venezolanisches Öl sowie das Öl, das aus
dem kanadischen Teersand gewonnen werden kann. Darüber hinaus müssen riesige
Gebiete der Erde noch gründlich untersucht werden.
Das heißt mit anderen Worten, dass eine positive Sicht der Zukunft gerechtfertigt ist,
obwohl wir nur wenig über die Ölressourcen unter der Erde wissen. Die
Schreckensvision der großen Ölpessimisten ist dagegen nicht gerechtfertigt. Diese
Pessimisten unterstellen, dass die Welt bereits vollständig nach Ölreserven
abgesucht wurde, dass sich weder die Dynamik der Rohölpreise noch der technische
Fortschritt auf die Endlichkeit der Ölressourcen auswirkt, und dass der Verbrauch
zwangsläufig immer weiter steigen wird und somit die bestehenden Ölvorräte
unaufhaltsam erschöpft werden. Ihr pseudowissenschaftlicher Fatalismus – hinter
nur scheinbar gut durchdachten Modellen getarnt – hat sich in der Vergangenheit
immer wieder als falsch herausgestellt. Es ist unwahrscheinlich, dass er sich
irgendwann als richtig erweist.
Die begrenzten Reservekapazitäten im Bereich der Förderung sind das Ergebnis von
unzureichenden Investitionen im Explorationsbereich in den letzten 20 Jahren, vor
allem seitens der ölreichsten Länder. Die Gründe für diese schleppende Entwicklung
sind komplex und stammen vom Anfang der 1980er Jahre, als die OPEC-Länder und
deren staatliche Ölunternehmen – die fast 80 Prozent der Ölreserven der Welt
kontrollieren – sich allmählich Sorgen wegen Überproduktion machten. Die
Anpassungen, die die Ölindustrie infolge der Krisen der 1970er Jahre vorgenommen
hatte, stellten sich als exzessiv heraus, und die daraus resultierenden Überschüsse
führten dazu, dass der Rohölpreis 1986 abstürzte. Danach machten es sich mehrere
OPEC-Länder zum Prinzip, nur die Felder weiter zu entwickeln, in denen bereits
gefördert wurde und keine neuen Felder über diejenigen hinaus zu erschließen, die
zur Aufrechterhaltung einer konstanten Förderung erforderlich waren. In den 1990er
Jahren haben niedrige Preise, eine nur begrenzt steigende Nachfrage sowie ein
weiterer, durch Überproduktion ausgelöster Absturz der Ölpreise 1998/99 die Öl
fördernden Länder in ihrer Entschlossenheit bestärkt, überschüssige Kapazitäten auf
einem Minimum zu halten.
Zunächst merkte niemand die potenziellen Risiken dieser Strategie. Die Reaktion der
Produzenten war – so zahlreiche Wirtschafts-Handbücher – rational, vielleicht sogar
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 2
optimal. Demnach machte es nämlich keinen Sinn, Geld für den Ausbau von
Kapazitäten für Produkte auszugeben, die keinen Absatz finden dürften. Die meisten
Meinungsmacher hielten den Preiskollaps in den Jahren 1998/99 für schlecht für die
Öl fördernden Länder aber sonst gut für alle anderen. Auch Anfang des neuen
Jahrtausends hatte keines der wichtigsten Öl fördernden Länder seine Angst vor
einer Überproduktion verloren. Sie alle hielten die Ausgaben für die Entwicklung
neuer Kapazitäten sehr knapp.
 

aber ganz sicher wurde in keinem Bericht
der technische Fortschritt, in Zusammenhang
mit den jeweilig voherrschenden Eigenarten
der Regionen berücksichtigt.

Aus einem ganz einfachen Grund....

Niemand weiß, wie (und ob) sich die Technik in
den nächsten, 5-10 Entwicklet.

Und selbst wenn die zugrundegelegten Staaten
geologisch gut untersucht worden sind, lässt
sich aus 'ner norwegischen Bodenprobe aus 2500
Metern tiefe keinesfalls zuverlässig auf
eine Arabische in Mitten einer Sandwüste schließen...

Das wäre so als würde man Windparks auf der Ostsee
bauen, nur weil man weiß, dass am Mittelmeer
ein starker Wind weht....kannst mir folgen!?

Und ein Decline mexikanischer Löchern seit 2008, hat
nicht zwingend auch einen solchen bei Arabischen
Quellen in 2009 zur Folge....

Das ist schiere Augenwischerei!

Das wäre so, als würde man über die Fangquoten der
Buntbarsche in der Ostsee auf das Welsvorkommen
im Südlichen Pazifik schließen....zumal Welse
Süßwasserfische sind!

Die internationalen Mineralölunternehmen waren genauso risikoscheu. Obwohl der
Einfluss dieser Ölmultis auf den Weltölmarkt nur gering war und ist – ihre Verträge
mit den Förderländern brachten ihnen den Zugang zu kaum mehr als 20 Prozent der
globalen Erdölreserven und die Kontrolle über lediglich 7 bis 8 Prozent dieser
Reserven – ist ihr Verhalten lehrreich. Angesichts niedriger Preise und eines nur
schwachen Verbrauchswachstums – und unter der Annahme, dass die Ölindustrie
mittlerweile ihren Höhepunkt überschritten hätte – quetschten sie so viel Produktion
aus ihren Anlagen wie nur möglich und beschränkten ihre Investitionen auf neue
Explorationsvorhaben. Die traditionellen Energieunternehmen wurden allmählich –
insbesondere in den 1990er Jahren – als Dinosaurier bezeichnet, während Enron
und andere Multis, die jegliche Investition in Industrieanlagen ablehnten, als die
Energieunternehmen der Zukunft gepriesen wurden. Zwischen 1986 und 2005 fiel
die Reservekapazität in der Ölverarbeitung weltweit von ca. 15 auf nur zwei bis drei
Prozent der globalen Nachfrage.
Da wo es herkommt gibt’s noch mehr
Die OPEC- und Nicht-OPEC-Länder stehen nicht vor einer Rohölknappheit. Im
Gegenteil: Viele von ihnen, vor allem am Persischen Golf, verfügen nach wie vor
über ein riesiges Ölförderungspotenzial. Die Ölreserven im Iran und Irak, in Kuwait,
Oman, Qatar, Saudi-Arabien und den Vereinigten Arabischen Emiraten sind noch
relativ unterentwickelt und wenig erschlossen – und das, obwohl in diesen Ländern
Öl bereits seit vielen Jahren gefördert wird.
Die relative wenig entwickelte Förderung in den Ländern am Persischen Golf geht
auf eine Zeit zurück, die lange vor den 1980er Jahren liegt. Von den 1920er bis zu
den 1970er Jahren wurde die Industrie in der Region von den wichtigsten
Ölunternehmen – den so genannten Sieben Schwestern (Exxon, Shell, BP, Mobil,
Chevron, Gulf, und Texaco) – dominiert, die ihre Exploration und Produktion
drastisch zurückschraubte, um so eine Überschwemmung des Marktes mit
überschüssigem Rohöl zu vermeiden. Dann wurden die westlichen Ölunternehmen
infolge einer Welle der Verstaatlichung in den 1970er Jahren aus den meisten
Ländern im Nahen Osten hinausgeworfen. In der Folge ging der Zugang zu
technischem Know how in der Region stark zurück – und damit auch die
Entwicklungsmöglichkeiten für die Zukunft. Im Irak zum Beispiel sind 3D-Seismik,
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 3
Tief- und Horizontalbohrungen sowie hoch entwickelte Fördertechniken nie
eingesetzt worden, obwohl diese Verfahren die Ölindustrie im Rest der Welt seit den
1980er Jahren revolutioniert haben.
Auch im Vergleich zu anderen Regionen der Welt liegt der Persische Golf unter dem
Explorationsstandard. Bislang wurden dort lediglich ca. 2.000 Probebohrungen in
neuen Feldern abgeteuft – verglichen mit über einer Million in den USA. In den
letzten 20 Jahren fanden mehr als 70 Prozent aller Explorationsaktivitäten der Welt in
den USA und Kanada statt, d.h. in zwei Ländern, die als ältere Ölproduzenten gelten,
ihre besten Jahre hinter sich haben und zusammen über weniger als drei Prozent der
nachgewiesenen Reserven weltweit verfügen. Nur drei Prozent aller
Explorationsaktivitäten fanden bis jetzt im Nahen Osten statt, obwohl die Region über
ca. 70 Prozent der nachgewiesenen Reserven verfügt. Zwischen 1995 und 2004
wurden im Persischen Golf weniger als 100 Probebohrungen in neuen Feldern
abgeteuft. Zum Vergleich: In den USA waren es 15.700. Im selben Zeitraum wurden
im Persischen Golf nur ca. 150 Bohrungen zur Untersuchung der Förderkapazität
eines Ölfeldes und weniger als 5.000 Bohrungen zur Vorbereitung eines Ölfeldes auf
die eigentliche Förderung abgeteuft. In den USA hingegen waren es 12.300 bzw.
250.000. Lediglich 2.500 Bohrungen überhaupt wurden bislang im Irak abgeteuft. Im
US-Bundesstaat Texas allein beträgt die Zahl eine Million.
Der größte Ölproduzent der Welt, Saudi-Arabien, verfügt immer noch über ein
riesiges Potenzial, um seine Ölförderung zu steigern – trotz der in der letzter Zeit laut
gewordenen Behauptungen, das Land werde bald die Spitze seiner Ölförderung
erreichen. Diese düsteren Prognosen basieren auf Übertreibungen und dem
Verkennen der Entwicklung im saudi-arabischen Ölbereich. Hierzu gehört vor allem
die vermeintliche Erschöpfung des Ghawar-Feldes. Aus diesem größten Ölfeld der
Welt stammt mehr als die Hälfte des saudi-arabischen Rohöls. Dass Ghawar
„ausgetrocknet“ sei, ist angeblich durch die große Wassermenge bewiesen, die
während des Bohrens mit dem Öl an die Erdoberfläche kommt. Zwar steigen solche
Wassermengen in der Tat mit fortschreitendem Alter des Feldes – und im Falle von
Ghawar betrug die Wassermenge im Jahre 2000 37 Prozent gegenüber einem Wert
von 25 Prozent für die gesamte Ölindustrie. (Das heißt, pro 100 in Ghawar geförderte
Barrel wurden gleichzeitig 37 Barrel Wasser mitgefördert.) Aber auch andere
Faktoren als die Erschöpfung des Feldes können zu einer erhöhten Wassermenge
führen. Hierzu gehören z.B. unzulängliche Bohrsysteme, schlechtes
Feldmanagement, das Fehlen moderner Techniken zur Verbesserung der
Ölförderung sowie die Übernutzung bestimmter Teile eines Feldes. Außerdem haben
ein verbessertes Lagerstättenmanagement sowie die Einführung neuer Technologien
zur effizienteren Ölgewinnung diese Wassermenge bereits auf ca. 30 Prozent
gesenkt.
Wichtiger noch ist, dass die riesigen Ölvorkommen Saudi-Arabiens untererschlossen
sind. Die 260 Mrd. Barrel nachgewiesener Vorkommen des Landes, die ca. 25
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 4
Prozent der Gesamtvorkommen der Welt betragen, machen nur ein Drittel der
Gesamtmenge des Öls aus, das erwiesenermaßen dort unter der Erde liegt. Und es
kann sein, dass sich noch mehr Öl dort befindet, denn seit dem Beginn der
Bohrtätigkeiten in Saudi-Arabien Anfang der 1930er Jahre wurden weniger als 300
Probebohrungen in neuen Feldern abgeteuft. Zwischen 1995 und 2004 waren es
weniger als 30. Das ist die Erklärung dafür, warum das Königreich – trotz der
Vorhersagen der Schwarzseher, dass das Land seinen Zenit bereits erreicht hätte –
vor kurzem bekannt gegeben hat, dass es seine Produktion um ca. zwei Mio. Barrel
auf etwa 12 Mio. Barrel pro Tag erhöhen will.
Das Potenzial Russlands, das zurzeit der zweitgrößte Ölproduzent der Welt ist, wird
ebenfalls oft unterschätzt. Nach Meinung von DeGolyer and McNaughton, dem
führenden Unternehmen der Welt für die Schätzung von Ölreserven, sind die
potenziellen russischen Reserven drei Mal so groß wie die 50 Mrd. Barrel bereits
nachgewiesener Reserven des Landes.
Seit 1965 wurden in Russland lediglich etwa 8.500 Probebohrungen in neuen
Feldern abgeteuft (etwa so viele, wie in den letzten fünf Jahren in den USA). Die
russische Ölindustrie hat auch mit zwei Konsequenzen aus der Sowjet-Ära zu
kämpfen – mit unzulänglichem technischem Know how und schlechtem
Feldmanagement. Diese Faktoren haben die Menge an Rohöl, das die russische
Ölindustrie fördert, begrenzt. In der Regel werden weniger als 20 Prozent des Inhalts
eines Feldes gewonnen, das entspricht etwa der Hälfte des Weltdurchschnitts.
Auch andere Gebiete sind viel versprechend. In der gesamten Kaspischen Region
steckt die Erschließung von Ölfeldern noch in den Kinderschuhen. Die
nachgewiesenen Reserven in Aserbaidschan und Kasachstan liegen bei etwa 18
Mrd. Barrel. Die Gesamtmenge förderbarer Reserven in diesen Ländern wird jedoch
auf 70 bis 80 Mrd. Barrel geschätzt. Auch in lange übersehenen Gegenden Afrikas
wurde erst vor einigen Jahren mit Explorations- und Erschließungsarbeiten
begonnen, und zwar ungefähr zu der Zeit, als die riesigen Teersande in Kanada
begannen, größere Investitionen anzuziehen. Aber nur hohe Preise schaffen die
Anreize für Produzenten, die riesigen Ölvorkommen anzuzapfen, die auf Förderung
warten. In den letzten Jahren haben höhere Preise die Ölindustrie sowie die Öl
fördernden Länder dazu veranlasst, neue Investitionen zu tätigen. Seit 2002 sind die
Investitionen in Exploration und Produktion real gestiegen, und zwar –
inflationsbereinigt – um mehr als 10 Prozent. Es hat schon immer etwas gedauert,
ehe sich die Ergebnisse gestiegener Investitionen in die Ölförderung zeigten.
Durchschnittlich verstreichen in der Regel sechs bis acht Jahre zwischen der
Entdeckung eines neuen Ölvorkommens in einem Feld mittlerer Größe und dem
Beginn der Ölförderung. Sobald die Förderung jedoch begonnen hat, kann sie nur
schwer gestoppt werden.
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 5
Neuere Schätzungen der Cambridge Energy Research Associates (CERA) auf der
Basis individueller Felder lassen die Annahme zu, dass die weltweite
Produktionskapazität bis 2010 100 Mio. Barrel pro Tag übersteigen wird. Heute liegt
sie bei knapp unter 86 Mio. Barrel pro Tag. CERA zufolge wird ein Großteil der
gestiegenen Produktion aus Nicht-OPEC-Ländern wie Angola, Aserbaidschan und
Kasachstan kommen. Man geht davon aus, dass es der OPEC (mit Ausnahme von
Saudi-Arabien) in naher Zukunft schwer fallen wird, die für ihre Mitglieder geeigneten
Marktanteile zu finden. Längerfristig müsste die OPEC jedoch Marktanteile
zurückgewinnen können, solange sie die weniger konventionellen Lieferquellen (d.h.
neue Lieferanten in Afrika und Asien bzw. venezolanische Schweröle und
kanadische Teersande) sowie neue Technologien (wie z. B. diejenigen, die eine
verbesserte Ölgewinnung bzw. die Konversion von Erdgas in leichter zu
transportierende Flüssigprodukte ermöglichen) berücksichtigt. Ganz einfach
ausgedrückt: Die Welt wird weiterhin über genug Öl verfügen.
Nadelöhr Raffinerie
Eine beträchtliche Erhöhung der Produktion allein kann jedoch die aktuellen hohen
Preise nicht senken. Rohöl gibt es in sehr vielen verschiedenen Qualitäten, und
Ölsorten, die eine schlechte Qualität haben, können nur in sehr komplexen
Raffineriesystemen verarbeitet werden. Rohöl mit guter Qualität – wie z.B. die Sorten
West Texas oder Brent, das wenig Schwefel enthält und leicht ist bzw. eine niedrige
Dichte hat – liefert mehr Benzin und andere Produkte mit hohem Mehrwert und
weniger Rückstandsöl und andere ungewollte Produkte als Ölsorten mit niedriger
Qualität wie z.B. die Sorten Mexican Maya oder Iranian Heavy. (Der Anteil an
umweltfreundlichen Raffinerieprodukten mit hohem Mehrwert steigt ebenfalls
merklich, wenn Rohölsorten mit schlechter Qualität in komplexen Raffineriesystemen
verarbeitet werden, die über hoch entwickelte Konversionsanlagen verfügen.) Die
Entwicklung von mehr Verarbeitungskapazität reicht daher alleine nicht aus; solche
neuen Kapazitäten müssen in der Lage sein, unterschiedliche Rohölqualitäten in
diejenigen Raffinerieprodukte, wie Benzin und Diesel, zu verwandeln, die benötigt
werden. Ohne eine solche Flexibilität werden auch überschüssige Rohöllieferungen
die Nachfrage auf den Märkten nicht stillen können.
Seit 20 Jahren schon ist die Verarbeitung das schwache Glied in der Kette. In den
1970er Jahren, als man schätzte, dass der Mineralölverbrauch jährlich um mehr als
fünf Prozent steigen würde – und das noch mindestens 25 Jahre lang – wurde sehr
viel investiert. Aber der Mineralölverbrauch stieg nicht ständig, sondern stagnierte
Anfang der 1980er Jahre auf der Höhe von 64 Mio. Barrel pro Tag. In den
Folgejahren ging der Verbrauch sogar etwas zurück. Im selben Zeitraum stieg die
Verarbeitungskapazität auf 80 Mio. Barrel pro Tag. Das hieß, dass das
Hauptproblem für die Branche zwischen 1980 und 2000 darin bestand, diese
überschüssige Kapazität zu absorbieren. Der Überhang blieb auch bestehen,
nachdem die Nachfrage wieder gestiegen war, denn diese Nachfrage stieg dann
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 6
wesentlich langsamer (um weniger als zwei Prozent pro Jahr) als in den so
genannten goldenen Jahren zwischen 1950 und 1970, als sie jährlich um sage und
schreibe sieben Prozent stieg. In der zweiten Hälfte der 1980er Jahre wurde die
Situation durch neue Umweltbestimmungen erschwert, die die bestehenden
Raffinerien mit strengen Auflagen belasteten. Außerdem widersetzten sich lokale
Gruppen, die nach dem Sankt-Florians-Prinzip handelten, vehement dem Bau neuer
Anlagen. Anfang des neuen Jahrtausends kamen viele Faktoren zusammen, die die
Probleme im Verarbeitungsbereich noch weiter verschärften. Immer strengere
Umweltbestimmungen bei Kraftstoffqualitäten und Emissionen führten zu einer
deutlich höheren Nachfrage (und damit zu deutlich höheren Preisen) nach
Rohölsorten mit besserer Qualität und hohen Ausbeuten. Unzureichende
Investitionen in neue bzw. verbesserte Verarbeitungskapazitäten führten zu weiteren
Problemen. Aufgrund der Tatsache, dass nur etwa 20 Prozent der Rohölsorten in die
Kategorie leicht bzw. schwefelarm fallen, führte die fehlende Verarbeitungskapazität
für Rohölsorten mit niedriger Qualität zu Knappheiten bei den Produkten.
In der Folge gibt es heute spürbare Ungleichgewichte in jedem regionalen Markt. In
Europa ist der Lieblingskraftstoff Diesel knapp, während es Benzin in Hülle und Fülle
gibt, das jedoch nicht in die USA exportiert werden kann, weil es die dortigen
Qualitätsstandards nicht erfüllt. Der Ölmarkt in Asien ist weitgehend ineffizient, weil
die Raffinerien in der Region technisch auf nur mittlerem Niveau sind and daher mit
mittelschweren und schweren Rohölsorten nicht gut fertig werden können.
In den USA ist die Situation besonders gravierend. Und weil das Land fast 25
Prozent des Öls in der Welt verbraucht, machen sich seine Probleme auch im
globalen Markt bemerkbar. In den letzten 30 Jahren wurde keine einzige neue
Raffinerie gebaut; außerdem haben die an bestehenden Anlagen vorgenommenen
Verbesserungen mit der wachsenden Nachfrage bzw. mit immer strengeren
Umweltbestimmungen nicht Schritt gehalten. Die USA ist jetzt der einzige Markt
weltweit mit einem Nettodefizit an Verarbeitungskapazität (die etwa 20 Prozent der
Inlandsnachfrage ausmacht).  

Dass die Regulierungsbehörden dezentral aufgestellt
sind, macht das Problem nur noch komplizierter. Jeder Bundesstaat legt seine
eigenen Qualitätskriterien für Benzin und andere Mineralölprodukte fest. So entsteht
ein Patchwork von nicht aufeinander abgestimmten Bestimmungen – mit
merkwürdigen Ergebnissen. Beispielsweise darf eine in einem Bundesstaat
produzierte Benzinsorte in einem anderen Bundesstaat nicht verkauft werden.
Zurzeit gibt es in den USA 18 unterschiedliche Benzinsorten.
Vielleicht verändert sich jedoch die Situation gerade. Die Preissteigerungen der
letzten Zeit haben der Ölindustrie größere Gewinnmargen beschert und eine neue
Welle der Investitionstätigkeit im Verarbeitungsbereich ausgelöst. Zwischen 2004
und 2005 stieg die weltweite Verarbeitungskapazität um 2,7 Mio. Barrel pro Tag. Das
war der größte Anstieg dieser Art seit Anfang der 1990er Jahre. Beim Ausbau alter
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 7
Raffinerien bzw. beim Bau neuer Anlagen hat Asien die Nase vorn. Die wichtigsten
Öl fördernden Länder – allen voran Saudi-Arabien und der Iran – beginnen gerade
mit riesigen Projekten zum Bau von Raffinerien, in denen ihr eigenes Rohöl, das eine
niedrigere Qualität ausweist, verarbeitet werden kann. Viele afrikanische Länder
wollen ebenfalls neue Raffinerien bauen bzw. bestehende aufrüsten, um die lokale
Förderung zu steigern und – weil sie den Vorteil aus ihrer Nähe zu Europa und den
USA nutzen wollen – Ölprodukte in diese Schlüsselmärkte zu exportieren.
Zusätzliche Kapazität aus kleineren neuen Investitionen in bestehende Raffinerien
könnte bis 2010 die weltweite Förderung um etwa vier Mio. Barrel pro Tag erhöhen.
Außerdem werden neue Technologien eingeführt, mit denen zusätzliche hochwertige
Produkte aus Rohölsorten mit niedrigerer Qualität gewonnen werden können. Hierzu
gehören Techniken zur Verarbeitung von Schwerstölen und Teersanden. Das alles
sollte zu einem bedeutenden Sprung nach vorne führen – denn heute schätzt man
die Differenz zwischen der Menge an Rohöl, die in die Verarbeitungssysteme geleitet
wird, und der Menge an verwertbaren Produkten, die aus den Raffinerien stammen,
auf zehn Prozent der 85 Mio. Barrel Rohöl, die weltweit täglich gefördert werden. Das
heißt im Grunde genommen, dass jeden Tag mehr als acht Mio. Barrel, die der
durchschnittlichen Tagesförderung in Saudi-Arabien entsprechen, verloren gehen.
Ferner lässt sich aus einer sorgfältigen Analyse der geschätzten Förderungen
individueller Felder schließen, dass bis zum Jahre 2010 die heutige Produktion von
leichten Rohölsorten von 17 Mio. auf 25 Mio. Barrel steigen könnte. Das wird das
globale Ungleichgewicht im Verarbeitungsbereich entlasten. All diese Entwicklungen
lassen den Schluss zu, dass das Ungleichgewicht zwischen Verarbeitungskapazität
und Marktnachfrage lange vor 2010 überwunden werden könnte.
Nachhaltige Entwicklung
In diesem relativ optimistischen Szenario muss jedoch noch ein letztes Thema
berücksichtigt werden, und zwar der unerwartete Anstieg der globalen Nachfrage, die
in den letzten Jahren zu verzeichnen war. Nachdem die globale Nachfrage nach
Rohöl zwischen 1986 und 2002 bei niedrigen Wachstumsraten von weniger als zwei
Prozent pro Jahr lag, stieg sie zwischen 2003 und 2004 um mehr als drei Prozent.
Haupttreiber hierfür war die Nachfrage in China und den USA. Das schnelle
Wachstum der Nachfrage in China – 40 Prozent zwischen 2000 und 2004 – gibt
international besonderen Anlass zur Sorge. Die strukturellen Merkmale der
chinesischen Volkswirtschaft lassen vermuten, dass diese Nachfrage weiterhin
wachsen wird. Der durchschnittliche Pro-Kopf-Verbrauch an Rohöl in China beträgt
immer noch magere zwei Barrel pro Jahr – verglichen mit 12,5 Barrel pro Jahr in
Europa und 26 Barrel in den USA. So bleibt in China viel Raum für weiteres
Wachstum. Obwohl es noch Jahrzehnte dauern wird, bis die große Mehrheit der
Chinesen ein Auto besitzt, wird der Pro-Kopf-Verbrauch an Rohöl im Lande in dem
Maße wachsen, wie die Verfügbarkeit von Autos steigt.
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 8
Man sollte jedoch den Wald nicht vor lauter Bäumen aus den Augen verlieren. Zum
einen ist der neuerliche gewaltige Anstieg der Rohölnachfrage in China das Ergebnis
außergewöhnlicher Umstände, die möglicherweise nicht von Dauer sein werden.
Zum anderen sind die Auswirkungen begrenzter als oft erkannt wird. Die gestiegene
Nachfrage der letzten Jahre war hauptsächlich auf eine Anpassung zurückzuführen,
die auf die Stagnation der Jahre zuvor folgte. Getrieben wurde die Nachfrage
während dieser Aufholjagd im Lande zum Teil von einer Intensivierung der
Industrieproduktion und von der Notwendigkeit, einmalige Themen zu lösen wie z.B.
Stromausfälle aufgrund der Probleme in Kohle- und Kernkraftwerken. Auch nach
dem kürzlich erfolgten Großeinkauf der Chinesen macht die Nachfrage in China
immer noch lediglich acht Prozent der weltweiten Nachfrage aus, und auch ein
nachhaltiger Anstieg des chinesischen Verbrauchs hätte kurz- bzw. mittelfristig nur
marginale Auswirkungen auf einen sonst normalen Weltölmarkt. (Dagegen hat der
Bauboom in China weit bedeutendere Auswirkungen auf die weltweiten Zementbzw.
Stahlmärkte: Heute verbraucht China 50 Prozent des Zements und fast 30
Prozent des Stahls, die weltweit hergestellt werden. Auch wenn die Rohölnachfrage
in China weiter steigen sollte, wird der Ölpreis nicht Schritt halten, denn der heutige
Ölpreis spiegelt den erwarteten Anstieg des Wachstums von morgen wider.
Ölexperten haben in der Regel das Angebot unterschätzt und die Nachfrage
überschätzt. Sie gehen davon aus, dass das Öl nicht zu ersetzen sei und die
Nachfrage frei von allen Hemmnissen ewig steigen werde. Jahrelang waren sie der
Meinung, dass der Ölverbrauch unflexibel und von Preisschwankungen unbeeinflusst
sei. Später mussten sie die Erfahrung machen, dass das nicht stimmte. Es ist in der
Tat so, dass der Preis die Nachfrage immer beeinflusst – auch wenn sich die
Verbindung zwischen den beiden erst nach einiger Zeit manifestiert, weil die
Verbraucher versuchen, ihren gewohnten Lebensstil solange wie möglich
aufrechtzuerhalten. Diese Unbeweglichkeit der Verbraucher erschwert die Erstellung
schneller, direkter Korrelationen zwischen Ölnachfrage, Ölpreis und Wirtschaftsbzw.
demografischem Wachstum – aber diese Verbindungen gibt es trotzdem.
Es wäre daher etwas übertrieben, wenn man den hohen Verbrauch der letzten zwei
Jahre als Beweis dafür anführen wollte, dass die Verbraucher gegenüber Kosten
gleichgültig sind, zumal die Preise der meisten Rohölprodukte in vielen Teilen Asiens
– einschließlich China – schon seit langem durch riesige Subventionen und andere
Formen staatlichen Eingriffs in Schach gehalten werden. Außerdem haben die ersten
Daten für 2005 gezeigt, dass die sehr hohen Preise, die im Laufe des Jahres erreicht
wurden, die Nachfrage nach Ölprodukten beträchtlich reduziert haben. Der Anstieg
der Nachfrage fiel von drei Mio. Barrel pro Tag in 2004 auf etwa 1,2 Mio. Barrel im
Jahr 2005.
Im Gegensatz zu der landläufigen Meinung geht die dominante Stellung des Öls als
Energiequelle seit vielen Jahren zurück. 1980 machte das Öl 45 Prozent des
globalen Energieverbrauchs aus. Heute sind es nur noch 34 Prozent, wobei Öl
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 9
zugunsten von Erdgas, Kohle und Kernkraft an Boden verloren hat.  

In vielen
Industrieländern – aber hier bilden die USA eine bemerkenswerte Ausnahme – hat
der Ölverbrauch während des letzten Jahrzehnts anscheinend seinen Höhepunkt
erreicht. Jetzt steht ein langfristiger Rückgang bevor.
Man kann jedoch mit einiger Sicherheit davon ausgehen, dass in den
Entwicklungsländern – auch in China – die Gesamtnachfrage nach Rohöl weiterhin
beträchtlich steigen wird. In diesen Ländern dürfte sich der Verbrauch in dem einen
Bereich konzentrieren – Transport – in dem Öl auf Jahre hinaus keine
ernstzunehmende Konkurrenz haben wird, was Preis und Effizienz betrifft. In den
Entwicklungsländern wird Öl mittlerweile primär für den Transport verbraucht. In den
USA finden beispielsweise mehr als 70 Prozent des Ölverbrauchs im
Transportbereich statt. In China sind es zurzeit etwa 35 Prozent. So sind wesentliche
Veränderungen in der Allokation möglich.
Die USA sollte man im Blick behalten, denn sie verbrauchen Öl im großen Stil. Dort
haben eine niedrige Besteuerung von Kraftstoffen, eine Missachtung jeglicher
Energieeffizienz seitens der Verbraucher sowie das demografische Wachstum zu
einem gestiegenen Ölverbrauch geführt. Die USA müssen eine mutige neue Politik in
Angriff nehmen, um den gefährlich hohen Verbrauch zu begrenzen – wie damals in
den 1970er Jahren. Obwohl der Ölverbrauch in den USA etwas zurückgegangen ist
– von durchschnittlich 32 Barrel pro Kopf im Jahre 1978 auf 26 Barrel heute – ist er
nach wie vor höher als in allen anderen Ländern der Welt. Um ihn noch weiter zu
senken, werden die Amerikaner ihn klüger gestalten müssen. Die Lebensqualität in
Europa ist mit der in den USA vergleichbar, Europäer jedoch konsumieren etwa halb
soviel Öl wie die Amerikaner – obwohl sie selbst beträchtliche Mengen
verschwenden. Es macht wenig Sinn, die Öl fördernden Länder wegen sehr hoher
Preise zu kritisieren, wenn mehr als die Hälfte der 17 Mio. Autos, die jedes Jahr
zwischen 2000 und 2004 in den USA verkauft wurden, Sprit fressende
Geländewagen waren. Keine Politik, die die Energieunabhängigkeit fördern soll, wird
gelingen, wenn der Gesetzgeber nicht den politischen Mut fasst, die Gewohnheiten
der amerikanischen Verbraucher zu verändern.
Hohe Ölpreise können helfen. In Zukunft wird die steigende Nachfrage durch
mehrere starke Kräfte tendenziell gemäßigt, und zwar durch den Ölverbrauch in den
Industrieländern, durch den ständigen Trend weg vom Öl in anderen Bereichen als
Transport sowie durch neue Fahrzeuge, vor allem Hybrid-Fahrzeuge, die einen
niedrigeren Kraftstoffverbrauch haben. Es werden aber vor allem die Sorgen um die
Umwelt und Umweltbelastungen sein, die die Regierungen dazu zwingen werden,
sich mit der Notwendigkeit auseinanderzusetzen, den Ölverbrauch zu senken – auch
wenn wichtige internationale Bemühungen wie z.B. das Kyoto-Protokoll bis jetzt noch
nicht zu überzeugenden Ergebnissen geführt haben.
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 10
Das richtige Gleichgewicht
So widersprüchlich es auch klingen mag, das einzige Heilmittel gegen die „Ölkrise“
heute besteht darin, dass der Ölpreis für längere Zeit deutlich über dem vor 2000
existierenden Durchschnittsniveau von 18 bis 20 US-Dollar pro Barrel bleibt. Nur
hohe Preise können nach zwei Jahrzehnten schleppender Investitionen in die
Exploration und Produktion sowie in die Verarbeitungskapazität eine Wende
schaffen. Nur hohe Preise können sowohl den Einsatz von weniger
energieintensiven Fahrzeugen wie Hybrid-Autos als auch eine – noch so marginale –
Entwicklung von alternativen Energiequellen für den Transportbereich fördern. Nur
hohe Preise können den unverantwortlichen Verbrauch in vielen Teilen der Welt
reduzieren und Regierungen dazu bewegen, die zur Senkung dieses Verbrauchs
notwendigen Maßnahmen einzuführen.
Trotz gegenwärtiger Vorhersagen, dass die Erhöhung der Ölpreise von Dauer sein
wird, gibt es jedoch keine einzige Marktkraft, welche Preise auf irgendeinem
festgelegten Niveau halten kann. Es sind politische Spannungen, psychologische
Faktoren, schlechte Daten, fehlerhafte Analysen, unberechenbare Trends bei
Nachfrage oder Förderung, sogar ungewöhnliche Wetterverhältnisse und andere
Formen von höherer Gewalt, die in jedem beliebigen Moment den Preis für ein Barrel
Rohöl mit beeinflussen. Auf dem Ölmarkt befinden sich zu viele Akteure mit zu vielen
widerstreitenden Interessen, als dass der Ölpreis jemals vor Schwankungen
geschützt sein könnte.
In den klassischen Lehrbüchern der Volkswirtschaftslehre steht, dass der Weltölpreis
sich nach dem Preis des teuersten, so genannten marginalen Barrels richtet, d.h.
nach dem Preis des letzten zur Befriedigung der Nachfrage notwendigen Barrel.
Heute würde der Preis des letzten Barrels zwischen 30 und 32 US-Dollar liegen –
soviel kostet die Gewinnung und Vermarktung des Rohöls aus den kanadischen
Teersanden, zuzüglich einer Gewinnmarge für die Produzenten (es kostet weniger
als 4 US-Dollar, ein Barrel im Persischen Golf zu fördern). Wenn der Weltölpreis zu
weit unter das Niveau des „marginalen Barrels“ fallen sollte, hätten die Produzenten
keinen Anreiz mehr, adäquate Investitionen zu tätigen, und es gäbe schon wieder ein
Risiko von mittel- bzw. langfristigen Knappheiten. Wenn jedoch der Preis zu weit und
zu lange über diesem Niveau liegen würde, würde die Nachfrage fallen und zu einer
vorübergehenden Überschwemmung auf dem Ölmarkt führen, die der gegenwärtigen
Welle neuer Investitionen ein Ende setzen würde. Das wäre das Worst Case
Scenario – das schlimmste Szenario, das man sich vorstellen könnte – weil es die
Branche in die risikoscheue, psychologische Denkweise der vergangenen 20 Jahre
zurückwerfen würde.
Kurzfristig dürfte der Ölpreis nicht wesentlich billiger werden – ja, er könnte sogar
neue Höchststände erreichen, insbesondere dann, wenn Störungen mit politischem
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 11
Hintergrund stattfinden. Je länger die gegenwärtige Welle der Investitionen jedoch
anhält, desto größer ist die Wahrscheinlichkeit, dass der Rohölpreis irgendwann
deutlich billiger wird. Mit anderen Worten: Der erste Preissprung beim Öl in 21.
Jahrhundert reiht sich in die Höhenflüge und Talfahrten ein, die den Ölmarkt seit
seinen Anfängen charakterisieren. Die Hoffnung bleibt, dass die Größenordnung
einer Preiswende so gering sein wird, dass der gegenwärtige Investitionszyklus nicht
gestört wird, und dass eine solche Preiswende erst dann kommt, wenn die meisten
neuen Produktions- und Verarbeitungskapazitäten bereits stehen. Wenn es um Öl
geht, werden Hoffnungen jedoch oft zu Wunschdenken.
Leonardo Maugeri – Ein zweifaches Hoch auf teures Öl 12

 

Stimmt und da macht es sich Bio etwas zu einfach.  

und ohne jemandem zu nahe treten zu wollen...

Einfach das like copy & Paste in die Welt posten
was andere auf anderen Seiten und Zeitungen schreiben
mündete bisher immer zuerst in Euphorie (Panik an den Märkten)
und dann im Crash und im Ärger für alle Beteiligten!
Das war in meinen groben 11 Jahren Börsenzeit nicht
nur einmal der Fall!

Sicher sprechen die Zahlen keine undeutliche Sprache,
doch sollte man, ob seiner Meinung seinen Kopf doch
trotzdem seine Arbeit tun lassen und nicht einfach
nur das weitersagen, was man irgendwo gehört hat,
ohne drüber nachzudenken!

Sind die typischen Verhaltensmerkmale eines Lemmings!

Am Ende glaubt man einfach Blind das, was auf den 1,2,3,10
Internetseiten geschrieben wird, die man regelmäßig besucht
ohne es zu hinterfragen! Es kommen einem Dinge plausibel
vor, die nach keinen 3 Minuten Nachdenken absurder sind
als das uneheliche Kind vom Papst!
Am Ende funktioniert es wie bei einer Sekte....
Bestes Beispiel für derartige Abläufe....Markus Frick....
Guru...und alle sprangen, weil er sagte: Spring!
Sie hatten wenig Ahnung, und verliesen sich Blind auf
das was ihnen mundgerecht, vorgekaut und mit hübschen
Charts verziert aufgetischt wurde!!

Stimmt die zweite.
Allerdings wenn mann keine Grafiken oder ähnliches zur Verfügung hat sondern auch mal mit Logik und normalen mennschlichen Verstand argumentiert dann zählt das nicht.
Ölfeld hung kung fu usw welchen im delide steht ist wichtiger.
Ich bin ehrlich und mir nicht sicher ob ein Peak in absehbarer Zeit zu erwarten ist.
Was Ölpreisen von 100 $ +/- X auf das Angebot für auswirkungen hat kann heut noch niemand sagen weil wir es noch nie hatten.  

so schlimm wäre, wäre es doch am besten bei den haushaltsdefiziten
http://biz.yahoo.com/ap/080728/budget_deficit.html
eine großteil der öllagerbestände zu verkaufen. oder
die ganzen commodity investoren zahlen doch noch absolute phantasie preise dafür.
http://www.goldseiten.de/content/diverses/artikel.php?storyid=7886
wären immerhin schlappe 100 mrd. us$

navigator

 

 

Bravo, der mehrheitlich "demokratisch" dominierte US Kongress scheint verstanden zu haben, dass Bush Forderung eher eine Wahlkampfunterstützung für den republikanischen Kandidaten ist als eine taugliche Massnahme den US-Output bald und spürbar zu erhöhen.

Meine Anmerkung: aktuell fällt die US-produktion (trotz "Markt", "hoher Preise" und "modernster Technik" ;0) mit etwa 2,2 %. - SELBST WENN man das Moratorium (Drillingverbot) in/an allen US Küsten inkl. Naturschutzgebieten aufgeben würde - bis hier nennenswertes zusätzliches Angebot käme (einige ! Jahre) - wäre die US-produktion bereits auf einem deutlich niedrigeren Level.

PEAK OIL USA ist unwiderruflich - trotz moderster technik und hoher Preise. Das gleiche gilt für die WELT: ist hier einmal PEAK OIL erreicht - weren neue Projekte den decline verlangsamen können, aber keine neuen Förderhochs mehr bringen.

Die Grundsätze, die für einzelne Länder und Ölregionen gelten, gelten auch für die globale Produktion, denn die globale Förderung ist nichts anderes als die SUMME der Ölförderung aller Länder. Ist hier einmal PEAK erreicht - dann gibt es keine neuen Förderhochs mehr. Alles andere ist naive Träumerei ;0)

__________________________________________________
Commentary: Lifting Drilling Moratoriums--One Important Step to Control Oil Imports By Tom Standing

On July 14 President Bush lifted the executive order that banned drilling in U.S. offshore areas. His action left Congress to renew its own ban on offshore drilling on a year-to-year basis.

Congressional members reacted swiftly and negatively, arguing that lifting the moratorium would neither lower gasoline prices in the short term, nor free the U.S. from imported oil. House Speaker Nancy Pelosi referred to the president as “the oilman in the White House” and called his plan “a hoax.” Congressional members urged conservation and improved energy efficiency, development of alternative energy sources, and to release oil from the Strategic Petroleum Reserve. Democratic members repeated previous arguments that oil companies must explore on and produce from unused leases they already hold, and drill in areas that are not under moratorium.

Stepping aside from this debate, we must first recognize that the U.S. cannot break free from foreign oil in the foreseeable future. There simply is not enough domestic oil to do such a big job. The key point is that any oil we can discover and produce will back out an equal volume of oil that otherwise would be imported. Lifting drilling moratoriums is one part of a multifaceted program to rein in oil imports.
Short-term relief from high gasoline prices is not remotely achievable by lifting drilling moratoriums. Early oil might not be realized for ten years. But some anxiety in the oil market might dissipate to stabilize prices if the U.S. begins the lengthy process to open areas that have long been under moratorium. For long-term stability, the market will want to see government and industry progress toward exploration, discoveries, development, and new production.

Congressional Opposition to Lifting Moratoriums
A battle is shaping up in Congress over oil leasing in moratorium areas. On June 4, Democrats of the House Committee on Natural Resources promulgated their special report, “The Truth about America’s Energy: Big Oil Stockpiles Supplies and Pockets

Profits.”http://www.resourcescommittee.house.gov/images/...americas_energy.pdf

The title summarizes their conclusion: the oil industry is sitting on thousands of drilling permits and leases that could be producing oil and gas, while Americans pay more at the pump. Some highlights are:
•
“…there is no justification to open additional federal lands because oil and gas companies have shown that they cannot keep pace with the rate of drilling permits that the federal government is handing out.”
•
“…companies hold leases to nearly 68 million acres of federal land and waters that they are not producing oil and gas (from). (They) would not buy leases to this land without believing oil and gas can be produced there, yet these same companies are not producing oil and gas from these areas already under their control.”
•
“If we extrapolate from today’s production rates on federal land and waters, we can estimate that the 68 million acres of leased but currently inactive federal land and waters could produce an additional 4.8 million barrels of oil and 44.7 billion cubic feet of natural gas each day.”
•
“That would nearly double total U.S. oil production… (to) cut U.S. imports of oil by one-third.”
The Committee report led directly to proposed legislation compelling oil and gas companies to drill on leases they already hold before they can obtain new leases. But the Committee simplistically projected oil production rates from active leases onto non-producing leases. Such primitive “extrapolation,” and their conclusion that oil production would “nearly double,” contradicts the reality that oil and gas are highly concentrated in accumulations, frequently clustered, and always unevenly distributed. Reasons for rendering leases inactive are that initial drilling may have yielded poor results, or local lawsuits may have blocked drilling despite federal permits.
How the Leasing and Exploration Process Works
When a company decides to take the financial risk on a promising subsurface structure, they usually bid on a cluster of blocks to include the entire structure and its periphery. But if the first couple of exploratory wells are unsuccessful, the company may judge the remaining blocks as too risky for further drilling, and allow the leases to expire.
Much of the 68 million non-producing acres may be in the “risky” category. Legislation to force companies to drill on all leases is superfluous because those leases will eventually expire. The US Minerals Management Service (MMS) can then reoffer expired blocks to see if another company is willing to take the financial risk.
In order to discover major oil fields, the industry needs access to extensive areas where exploratory drilling has been minimal. Most such areas are offshore, currently under moratorium. With access to extensive areas, major companies capable of taking big financial risks can conduct and share geophysical surveys, from which they decipher geologic structures. They drill off-structure core holes to analyze sediments for oil-prone organic material. Companies assemble the data to develop hypotheses about the conversion of organic material into oil in source rock, and its migration and accumulation in commercial concentrations in postulated geologic structures.
MMS then issues a “call for nominations,” asking companies what areas their studies show are prospective. MMS compiles nominations and selects areas that comply with political and environmental issues. Companies bid competitively on blocks that are mapped in a 3-mile by 3-mile grid. High bid wins the right to drill on each block. MMS sets minimum bids for blocks based on prospective attractiveness, timetables for drilling the first well and subsequent wells, and expiration dates.
The “sweaty palms” stage is when a company drills its first well, the ultimate test of their hypothesis for the generation, migration, and accumulation of oil. To maximize data from the well, they conduct detailed seismic surveys to determine the most advantageous path for the well, and to locate depths for capturing samples of rock and fluids. All this takes time and money, but physical information from the subsurface is critical for developing a 3-D geologic picture, to determine subsequent drilling. If the well is a non-producer, the company may recompile all data, revise their hypothesis, and decide that nearby structures are worth testing. But if the sediments do not show promising features, the company may see the weakness of their hypothesis, and decide to abandon the area.
No Quick Fixes
Congressional leaders use the sound bite, “We can’t drill our way out of this oil mess.” Of course; who ever claimed we could? But we can’t conserve our way out either. Reducing demand is a long-term process; “evolution” may be a more accurate term. Tightening CAFE standards will ease demand, but the benefit would be spread over many years. For long-term reduction, we would have to overhaul our daily travel patterns through societal lifestyle changes while we restructure our cities and suburbs. Such fundamental changes will take a human generation or longer. It took decades for the car culture to evolve in the U.S. It will take that long to reverse it.
The popular alternatives (biofuels, wind, solar) could be the subject of another paper, but they have minimal potential to substitute for transportation fuels. We need to recognize the unique nature of liquid fuels, that the US will depend heavily on oil imports for decades, and that “energy independence” is a fanciful hope.
Opening prospective areas under moratorium would allow fresh exploration where little previous work has been done. It will offer us the best chance for significant discoveries that could stabilize domestic production. Every barrel of oil we produce domestically is one less barrel that we must import. And while they’re at it, Congress should approve leasing for the coastal plane of ANWR so we can learn what resources are really there.
Tom Standing began his career as a chemical engineer in refinery operations and later shifted to work as an engineer for the San Francisco water system. He is self-taught in the sciences of petroleum production, geology and geochemistry.  

verstehen

"Die Grundsätze, die für einzelne Länder und Ölregionen gelten, gelten auch für die globale Produktion, denn die globale Förderung ist nichts anderes als die SUMME der Ölförderung aller Länder. "

Das stimmt eben nicht, wenn, wie du so schön sagst,
die Daten, Zahlen und Fakten der USA, Kanada, Mexiko
und Nordsee nur auf die anderen Regionen übertragen
werden und daraus Rückschlüsse gezogen werden...

Ein Bericht der auf die Weise erstellt wurde
ist nicht mehr Wert als all die anderen
"extrapolierten" Berichte der verschiedenen Organisationen
in den den vergangenen Jahren!

Auch diese folgende Aussage ist formal falsch
"PEAK OIL USA ist unwiderruflich - trotz moderster technik und hoher Preise. Das gleiche gilt für die WELT"

Es gilt eben nicht für die Welt.... wie kommst darauf??

Nur weil die USA im decline stehen, müssen eben nicht
zwanghaft auch die anderen dementsprechend ausssehen
Zumal die USA z.b. im Prudhoe-bay ölfeld bereits seit 1988
im decline sind!