+ + Wir haben ÖL Peak + +

nächsten Tagen gefunden sein.

Von 145 auf 60 ist schon sehr heftig. Meiner Meinung nach wird jetzt nach unten übertrieben.

Erwarte mir so um die 80 - 85 Dollar in nächster Zeit, deshalb bin ich in einen ÖL-KO 51,75 gegangen  (DE000SG3FYV0).  

Die Freude über den tiefen Ölpreis ist sehr kurzsichtig.
Und das vollkommen egal, ob man an Ölpeak glaubt oder auch nicht...

- keine Neuinvestitionen im Ölbereich
- kein Druck Alternativen aufzubauen
- kein Druck von Spritschluckmonstern wegzukommen

Hoffen wir, dass sich der Preis normalisiert.
Was meint Ihr ist ein akzeptabler Preis, der Innovationen nicht absterben lässt?

- 80 bis 90
- um die 100
- etwas über 100
- signifikant über 100?


Hyronimus Perpf  

keine Sorge, der Ölpreis wird langfristig bei einer sich wieder erholenden Wirtschaft steigen MÜSSEN, ganz einfach deshalb weil bei einer funktionierenden Weltwirtschat ein zunehmendes relatives Defizit beim Angebot über den (steigenden) Preis ausgeglichen werden muss. Daher werden Investitionen mittel- und längerfristig auch weiter in den alternativen Energiebereich fließen.

Die Frage "Was ist ein akzeptabler Preis, der Innovationen nicht absterben lässt?" wird daher meiner Meinung nur mittelfristig relevant sein, es sei denn man geht davon aus, dass die Weltwirtschaft und Nachfrage nach Öl schneller in den Keller laufen als das Angebot (Weltwirtschaftskrise vergleichbar wie 1929 ff). Aber dann haben wir ohnehin ein NOCH grösseres Problem als peak oil.
 

Ein kurzer Auszug aus dem Artikel "Die globale Ölförderung sinkt" des Querschuss-Blogs, ich stell's hier einfach mal ein. Link dazu weiter unten.

.....Die durchschnittlichen Gesamtförderkosten je Barrel beim kanadischen Ölsand mit einer täglichen Fördermenge von 1,2 Millionen Barrel in 2007 lagen bei 60 Dollar (Förderkosten inkl. der Umwandlung des aus dem Ölsand gewonnenen Bitumen in synthetisches Rohöl). Für neue Ölsand-Projekte ab 2009 werden sogar Kosten von 75-90 Dollar erwartet! Auch die Kosten der Tiefseeölförderung explodieren, sie sollen 2009 bei um die 80-95 Dollar pro Barrel liegen! In der Projektion bis 2030 der IEA sind gewaltige 8,8 m/bd an unkonventionellen Ölen eingeplant (2007 insgesamt weltweit 1,7 m/bd), allein 4 m/bd aus kanadischem Ölsand! Die Kosten der Ölgewinnung aus dem Ölsand spiegeln sich auch im EROEI (Energy Returned on Energy Invested) wieder, Das EROEI bei der unkonventionellen Ölförderung verschlechtert sich zunehmend, der Energieaufwand bei der Förderung steigt....

Beim aktuellen Kostenaufwand und dem am Weltmarkt zu erzielenden Preis eine kühne Annahme!

http://wirtschaftquerschuss.blogspot.com/2008/10/...derung-sinkt.html

eine künftige wachsende Weltwirtschaft muss entweder weiter mit überproportional steigenden Ölpreisen leben lernen und/oder die Abhängigkeit vom Öl verringern

Wer meint, die letzten Monaten wären nur eine spekulative Ölblase gewesen, und dass der Spuk nun vorbei sein, wird beim nächsten wirtschaftlichen Aufschwung eines Besseren belehrt werden. Aber selbst bei stagnierendem Ölverbrauch, würde man global binnen weniger Jahre an die globale Kapazitätsgrenze kommen.

Wenn man es nicht schafft, die Abhängigkeit entsprechend zu verringern, dann wird man wohl oder (eher) übel in wenigen Jahren auch für 80 und 90 USD kanadsiche Teersande abbauen..  

 

bei diversen Companies, ich weiß gar nicht, wo ich zuerst greifen soll ;-)))
Aktuell ist Gazprom noch bei mir im Depot gelandet,  zu 13,89€, schaun mer mal ;-)))

Kostentreiber Nr.1 bei der Ölförderung ist logischer weise die Rohstoffe allg an sich.
Sprich mit fallenden Rohstoffpreisen sinken auch die Kosten für die Rohölförderung.
 

Zwei interessante Artikel von Brad Zigler / HardAssetInvestor zur aktuellen Situation des Ölmarkts

The Politics of Oil

…..The election business isn't nearly as predictable. There's uncertainty that goes beyond mere head scratching over the probable victor. Traders are also looking ahead to the victor's energy policy. The murkiness in campaign platforms has forced many to look back at recent elections for clues. Does it matter if a Republican or a Democrat is elected?

Lately? Nope, not much. At least not in the short term.

The last five election cycles have been characterized by a fair degree of volatility in crude oil prices between the time the campaigns begin in earnest and the arrival of moving vans at 1600 Pennsylvania Avenue.
Crude prices are especially volatile between Election and Inauguration Days. By and large, though, oil prices have ended higher for the entire cycle in four of the last five elections….

http://www.hardassetsinvestor.com/component/...-of-oil.html?Itemid=39

Falling Oil = Rising Refining Margins

…..Traders are now focused on fund liquidations in the crude oil market. Over the past two weeks, the proportion of net long open interest held by large speculators - hedge and managed futures funds - has dipped to levels from which this year's dizzying price run-up was launched. A break below those levels would be especially bearish for the oil complex…..

http://www.hardassetsinvestor.com/component/...margins.html?Itemid=39

sind in den letzten Jahren stark gestiegen, weil Energiepreise, Stahlpreise und andere Rohstoffpreise deutlich anzogen (deshalb sind die Förderkosten bei Gold auch auf wahnsinnige 500 Dollar pro Feinunze gestiegen). Außerdem sind die Löhne für Arbeiter und Ingenieure im Ölsektor stark gestiegen, weil es wegen der langjährigen Öl-Flaute von 1982-2003 nicht genug Facharbeiter gibt/gab. Wegen der jetzigen Rezession sollten die Förderkosten fallen, allerdings dürften die Grenzkosten für die teuersten der großen Ölprojekte (Tiefseeöl und Teersand) bei über 60 Dollar pro Barrel bleiben. Wenn die Menschheit von heute auf morgen auf einen Großteil der weltweiten Ölförderung verzichten kann (wegen Depression und Hungersnöten in USA, Europa und China wie 1930 oder weil Automotoren mit Meerwasser statt Benzin laufen), dann kann der Ölpreis auf das niedrigste Förderkostenniveau von ca. 5-10 Dollar pro Barrel fallen (Kosten für saudisches Wüsten-Öl). Ölpreisrückgänge im Bereich von 10 Dollar bis 70 Dollar bedeuten automatisch, dass die weltweite Ölförderung sinkt, auch ohne OPEC-Beschluß. Ölpreisrückgänge im Bereich von 70 Dollar bis 147 Dollar hatten nur geringere Gewinne für die Ölkonzerne und Ölförderstaaten zur Folge, es wurde trotzdem an der Kapazitätsgrenze gefördert. Wir sind jetzt also im kritischen Bereich.  

http://www.rohstoff-welt.de/druckversion.php?sid=7233
Ein sehr sachlicher Bericht über die Ölförderung, die im wesentlichen mit meiner Ansicht übereinstimmt.
Das weniger die begrenzten Reserven sondern die Frage der Investitionen der Vergangenheit und in der Zukunft das Problem auf der Angebotsseite ist.
Dazu gepaart hängt es vom markt ab, sprich dem preis inwiefern die Ölförderung von konventionellen und unkonventionellen Ölen sowie auch alternativen die Angebots und Nachfrageseite beeinflussen.
Abschliessend bleib ich dabei, der Markt wird es regeln.  

und schuldet bis heute Antworten, woher denn das Rohöl kommen soll, welches die fallenden Förderquoten der alternden Gigantenfelder, die vor 40,60 und 70 Jahren gefunden wurden, ersetzten soll.

Diese alternden Felder des mittleren 20.Jahrhunderst stellen noch immer den Grossteil der aktuellen Ölproduktion dar.  Alle kleineren Felder die zB in den 80er und 90er gefunden wurden reichen eher schlecht als recht dazu aus, die fallenden Mengen der alten grossen Felder zu kompensieren.

Und wer sich ein bisschen auskennt mit dem Förderprofil eines Ölfeldes und den alternden Gigantenfelder etwas kennt, der weiss, dass dich der decline der aktuell produzierenden Gigantenfelder NOCH nicht im steilen Teil des Decline ist, sondern erst bei etwa 4-5 %. Diese Declinerate wird in den nächsten Jahren grösser werden (wenn sich der WEO 2008 draft report bewahrheitet wird demnach in den nächsten Jahren diese Decline rate auf minus 9 % fallen.

Natürlich kann dann wieder einer daher kommen sagen: "Alles nur eine Frage der Investionen". Klar, wenn die Welt etwa 30 Mrd pro Jahr verbraucht - und noch etwa 1 Billion förderbar sind - haben wir rechnerisch noch für mindest 30 Jahre Öl beim aktuellen Verbrauch. Klar kann ich dann "MATHEMATISCH" richtig sagen: "alles nur eine Frage der investitionen".

Aber in der Realität ist das QUATSCH mit SOSSE, denn wenn schon von Mai 2005 bis Sommer 2008 die globale Rohölförderung (trotz massiver Gelder in den Rohstoffbereich; trotz stetig steigender Preise) nicht erhöht werden konnte, was erwartet man dann in den nächsten Jahren?  

Um eine wie im WEO 2008 draft report zitierte Declinerate der aktuellen Ölfelder von 9 % auszugleichen, müsste man die Investionen in den nächsten Jahren gegenüber den Investitionen von 2007/2008  VERDOPPELN - tendenz steigend.

Aber alleine um die Rohsölfördermenge von Mai 2005 - 2008 aufrecht zuhalten (und unter der OPTIMISTISCHEN Annahme, dass die decline rate der bestehenden Felder sich NICHT erhöht !), müsste man die Investitionenmenge von 2007/2008 etwa aufrecht erhalten. Genau das Gegenteil passiert.

Der Standpunkt von 3386 mag daher mathematisch korrekt sein, hat aber mit der Realität NICHTS zu tun.







 

steigen zudem NICHT linear an (einige "Analysten" in diesem Bereich rechnen nur linear), sondern leicht exponentiell an ! Warum ?

SELBST, wen man die TEUERUNG (metalle, Energie, löhne) rausrechnet (!):    Um 1 Mio oder Mrd NEUE Barrel (aus neuen Quellen) heute zu fördern, brauche ich  eine deutlich GRÖSSERE ANZAHL an Ölfeldern als es nötig war für eine 1 Mio/Mrd Ölfelder in den 80 oder 90 er Jahren. Warum: weil die neuen Ölfelder im Trend IMMER kleiner werden, tiefer liegen, schwieriger zu finden, zu explorieren und zu entwickeln sind.

Mit 1 Mio USD konnte man in den 90er Jahren viel MEHR Öl finden & fördern als heute (auch UNTER HERAUSRECHNUNG der ALLGEMEINEN TEUERUNG).  

Das ist eine Frage der GEOLOGIE, die Frage der INVESTITIONEN ist nur logische Folge. Da diese Investionen im WIRKUNGSGRAD auf unserer Zeitachse immer geringer werden (weniger Barrel/investiertem USD), müssten die Investitionen in den nächsten EXPONENTIELL WEITER STEIGEN, und das in einem Umfang, der in der Realität nicht möglich ist.  

Das darausresultierende Angebotsdefizit wird daher langfristig nur über einen weiter steigenden Ölpreis ausgeglichen werden können. Dies wird begleitet werden, von schwankenden Nachfragehemmungen (wegen hohem preis) und dem weiteren (hoffentlich irgendwann ausreichender) Zuwendung zu alternativen Energien.  

alleine in TEXAS (!) stehen heute mehr Bohrtürme als auf der ganzen restlichen Welt zusammen.

Die Anzahl der Bohrtürme (und damit auch die KOSTEN !)  steigen in den 60er jahren in den USA stark an, Nachkriegszeit, die Wirtschaft boomte. 1971 kam es wie vom Shell Geologen Hubbert schon einige Jahre vorrausberechnet -  zum PEAK OIL USA (leicht modifizierte Hubbert Methodologie ist auch Grundlage für die Berecnung des globalen PEAK OILs).

In Folge dessen stieg die Anzahl der Bohrtürme in den 70er Jahren NOCHMAL stark an, um die Fördermenge in den USA aufrecht zu erhalten (erste Ölkrise 1972/1973).

Was ist also passiert:  die Anzahl der Bohrtürme und die Investitions/Förderkosten stiegen stark an - ABER, die Fördermenge in Texas (und USA) fiel DENNOCH weiter. Man hätte vielleicht THEORETISCH die Fördermenge noch für wenige Jahre vielleicht erhöhen können - wenn das ganze Land  in EXPLORATION und FÖRDERUNG investiert hätte  - theoretisch möglich - praktisch UNMÖGLICH - die dafür nötige Investitionsmenge hätte alle Rahmen gesprengt und einige Jahre mit neuen Förderhochs später, wäre der decline umso rascher weitergegangen.

Die Summen, die nötig wären, um noch auf 10 Jahre steigende oder auch nur "stagnierende" globale Ölproduktions zu gewährleisten, WIRD NICHT AUFGEWENDET WERDEN !  Nicht in notwendigen Zeitraum und nicht in den Ölbereich.

Diese Summen würde nur dann ökonomisch Sinn machen, wenn der Ölpreis weiter hoch bleibt (steigt) - aber dann werden langfristig auch alternativen wettbewerbsfähiger - und diese Investitionsgelder werden dann vom Bereich ÖL teilweise in die alternativen Energien gehen.

Die aktuell hohen Summen an notwendigen Investitionen in den Ölbreich um den zukünftigen Beadrf zu decken, die zur Zeit herumgereicht werden (und von der IEA auch bestätigt), sind daher eher theoretischer Natur. In der Realität wird ein erheblicher Teil davon - zunehmend mit dem Ölpreis - in alternativen fließen.

Die Berücksichtigung dieser Punkte (Investitionen in Theorie und Praxis) und dem Zustand der alternden Gigantenfelder aus dem 20 jahrhundert, denen keinen potentiellen Ersatzfelder gegenüberstehen, lassen das Szenario "wir haben Peak oil" immer wahrscheinlicher erscheinen.

Der WEO 2008 wird uns nicht alle, aber einige Antworten geben !





 

Brent von 61 auf über 66 Dollar innerhalb von ein paar Minuten!!  

habe ich mir auch gerade estellt. würde mich auch brennend interessieren.  

 

Kaum steigt der Ölpreis, kommen auch schon wieder die Marktschreier daher. Es wird kein peak oil geben in den nächsten 100 Jahren nicht und danach braucht niemand mehr Öl.  

http://online.wsj.com/article/...76381697.html?mod=todays_us_page_one

BUSINESS OCTOBER 30, 2008 Chevron Project Offers Glimpse Of Future: More Work, Less Oil
By RUSSELL GOLDArticle
-- Chevron Corp. executive Ali Moshiri spent the past seven years scouring the globe for hard-to-get equipment, schmoozing foreign officials and taking billion-dollar risks to fast-track a new oil prospect off the coast of Brazil.
Despite the full-out effort, Mr. Moshiri concedes Chevron's $3 billion Frade (pronounced Frah-jay) project is a mediocre prospect compared with the huge pools of easy-to-get oil the company has tapped in the past. Even if it fulfills its greatest promise, the deep-water oil field will contribute only a trickle to the global river of petroleum. And Frade, whose first well is now being drilled, could still fail to deliver enough oil to make all the effort worthwhile.
But Mr. Moshiri remained dedicated to the project for a simple reason: It's about as good as it gets these days. For oil companies seeking to reverse years of falling production, the consuming and expensive birthing of Frade has become the norm.
Big Western oil companies such as Chevron once had the run of the world's biggest oil fields, known in the industry as elephants. Not anymore. Today, they are locked out of the best prospects by uncooperative governments. "If you're only going after elephants, you'll never hunt," says Mr. Moshiri, sitting in his wood-paneled office in a downtown Houston skyscraper.
What does all the effort buy? Chevron believes it can extract about 270 million barrels out of Frade over the next 18 years. The world guzzles that much every three days.
The global economic slowdown is shrinking demand for crude oil and has caused oil prices to plummet since this summer. Pressure on the global oil industry to find new sources of crude is receding, but the daily struggle of replacing production declines in aging fields is a problem that isn't going away. And cuts to capital budgets to cope with the downturn in prices could hobble the industry's ability to ramp up supply when demand returns. The result could be "a serious supply crunch" in as little as two years, says Paul Horsnell, commodities research head for Barclays Capital.
The Oil of the Future
2:11
WSJ's Russell Gold looks at offshore drilling in Brazil where future crude may come from. (Oct. 29)
Companies in oil-rich exporting nations, of course, don't face as bad a squeeze, because they usually get first shot at fields on their home turf. Brazil, for instance, has announced a series of vast offshore discoveries this year, which the government may open to home-grown giant Petróleo Brasileiro SA or a new national oil operator. But in general, even oil superpowers such as Saudi Arabia have fewer giant fields to tap than in the past, making large increases in output costlier and tougher to achieve.
Next month, the Paris-based International Energy Agency is expected to release its first-ever assessment of the condition of the world's 400 largest oil fields. It is expected to conclude that future crude supplies will be far tighter than previously believed.
The five largest Western oil companies produced 3.2% less oil and natural gas last year than they did five years earlier, despite spending billions of dollars a year on the effort. UBS AG, the Swiss financial giant, expects these companies to eke out a 2% annual increase in production through 2011, as years of investment bear fruit. For this, the industry can credit the work of executives such as the 56-year-old Mr. Moshiri. The Iranian-born engineer heads Chevron's exploration effort in Africa and Latin America. His job is to take marginal projects and make them profitable in order to keep production growing.
Publicly traded energy companies are being criticized for not increasing production fast enough. Mr. Moshiri doubts the industry can shift to a higher gear. "Can we do more than what we are doing today? I don't think so. I really don't," he says.
Frade's long road from idea to oil production shows the daunting obstacles oil executives face. Projects are more complex and costly, but oil prices -- a huge factor in returns -- are harder than ever to predict. Oil prices this year have been volatile, rising from $86.99 a barrel in January to $145.29 in July before falling as low as $62.73 on Tuesday. Oil closed at $67.50 on Wednesday.
In this environment, Mr. Moshiri believes his approach for making Frade work could become a template for the future. He vetoed conventional approaches, pushed for solutions to drill fewer wells and recycled nearly derelict equipment in order to save time and money. Still, Frade's budget more than doubled over the past four years.
Calculating Risks
Mr. Moshiri became involved with developing Frade in October 2001, when he was promoted to lead the Latin American exploration and production unit of the newly merged Chevron and Texaco. He concluded the oil reservoir was still too poorly understood to calculate the risks or the costs. In one of his first moves as Latin America chief, he sent the Frade team back to the drawing board.
Texaco's plan to build a large floating platform was scrapped. It was too expensive, he decided. The economics of Frade were fragile, in part because the oil was heavy -- or viscous -- which produces less gasoline and diesel fuel, and therefore sells for less than light oil found in Louisiana. "This was a project that was challenged from day one," says Mr. Moshiri.
As Chevron struggled with designing a lower-cost development plan, it caught a break. Well data suggested the oil wasn't trapped in a honeycomb of compartments, a situation that could have made it prohibitively expensive to develop.
The Frade team wanted to drill more wells to better understand the oil chamber. Mr. Moshiri put his foot down. The plan was too expensive and time-consuming. He backed a plan to drill fewer, simpler and less-expensive wells.
Many of the project engineers had spent decades in the business and were accustomed to attacking bigger and easier-to-develop fields. An engineer assigned to Frade, who had spent 16 years in Saudi Arabia working with the world's largest oil deposits, wrote that Frade was a "marginally economic asset," in a 2007 Society of Professional Engineers paper.
Ali Moshiri
Mr. Moshiri had to remind the team that the days of cherry picking fields with huge reserves are over. "If we do that, we will create huge problems for our industry and the supply picture," he said.
But coming up with an economic plan to develop Frade was tough. In August 2004, a top official at the Brazilian agency that oversees offshore oil production criticized the company. "There has not been enough done to get it ready," Newton Reis Monteiro, the official, told an industry publication.
To counter that impression, Mr. Moshiri and a team of Chevron engineers and geophysicists flew to Rio de Janeiro for a series of meetings with officials. They presented technical data to impress on them that Chevron was seriously studying Frade, not idling. It worked, and pressure from the Brazilian government abated, according to Mr. Moshiri. Efforts to reach Mr. Monteiro were unsuccessful. A government spokesperson declined to comment.
Chevron's original plan was to drill about half of the planned 19 wells, begin producing oil, then study production data for 18 months before drilling the remaining wells. It was a conservative approach. If the first wells didn't look good, the company could forgo drilling more and cut its losses.
But as Chevron geologists counseled moving slowly, Mr. Moshiri decided in the middle of 2005 to place a big bet on Frade. They would drill all the wells, one after another without a break. It was the oil industry equivalent of going all in with a poker hand. "That is our job, to take risks and push the envelope," he says.
All indications were that costs were about to rise, amid growing demand for oil-field equipment. Mr. Moshiri realized Frade's window of opportunity was closing. Wait too long, and the project economics would fizzle out.
Rush for a Rig
This set off a rush to line up a rig capable of drilling in deep water. The daily rates for rigs -- giant floating machinery that are part ship and part island -- were rising swiftly.
Mike Mileo, the project manager, couldn't find an available rig. So, in November 2005, he cut a deal to create one. The Sedco 706 was a 30-year-old rig designed for an earlier generation of shallower exploration. But it was battle tested. In 1982, it was drilling off Canada's Newfoundland coast in bad weather when a nearby rig was felled in a winter storm, killing all 84 people on board. The Sedco 706 was unscathed.
But it wasn't suited for modern deep-water drilling. It wasn't even being used to drill anymore. It was moored in the North Sea, attached to another rig by a walkway. It was a floating sleeping quarters for oil workers, a marine motel of sorts.
A year earlier, Chevron would have had its choice of rigs sitting idle around the world, but those had been snapped up amid rising prices. Chevron proposed a three-year contract at $315,000 a day if owner Transocean Inc. upgraded Sedco to operate in deeper water. Transocean agreed.
But Mr. Moshiri had a problem. Transocean needed a $345 million commitment within a week. If not, there were other suitors. Mr. Moshiri called his boss in California. "How sure are you about this project?" asked executive vice president George Kirkland. Mr. Moshiri wasn't sure about Frade and dodged his boss's question. "What I am sure about is that we'll keep this rig busy throughout the contract," he recalls saying, if not drilling Frade, then some other Chevron well.
If rig prices dropped and Mr. Moshiri had needlessly locked Chevron into a contract for an expensive piece of equipment, it would be a career black mark. But it was a necessary gamble, he thought. Three days after asking, Chevron's executive committee voted by email and gave Mr. Moshiri the go ahead. After finishing its North Sea contract, the rig was towed to a Singapore shipyard to be readied for Frade, before heading to Brazil.
To get the other critical piece of hardware, Chevron had to recycle another aging piece of equipment. The development plan requires the oil to be carried up to an enormous ship that is moored in place above the wells. But global shipyards were full, and building such a ship would push back oil production by 18 months.
A contractor found two oil tankers that could be reconditioned to do the job. But Exxon Mobil Corp. snatched them up before Chevron could sign a contract.
The contractor located another tanker: the 30-year-old Lu San, which had begun life as the Aristotle S. Onassis, part of the Greek shipping magnate's famed fleet. The ship had seen better days. It didn't even have a working engine. In 2006, it was towed from Singapore to Dubai where a small army of Indian and Pakistani pipe fitters and sand blasters installed an engine, a new steel underbelly and stripped away asbestos.
Mr. Moshiri tapped a supply chain that spanned five continents. The order for "umbilicals" -- pipes to send chemicals and electronic signals to the wells -- was so large the supplier couldn't move the finished 200-ton spool from its factory, even with its heavy equipment. It took three days for the pipe to be guided foot by foot across to the dock where it was wound onto a new spool.
Split With Partners
The most likely outcome is that 85,000 barrels a day will flow from Frade at its peak -- less than half of 1% of current U.S. consumption. Chevron must split this with its partners, Petróleo Brasileiro and a Japanese consortium. Its share, 44,000 barrels, isn't even 2% of the company's current production.
In June, two years after Chevron approved the project, the installation of the subsea pumps and valves on the seafloor began. Doing this before drilling wells was not ideal, say Chevron officials, but necessary in this case. Chevron had a brief nine-month contract to use a specialized boat called the Polar Queen for the installation. There are only a handful of vessels capable of this work, and they are booked years in advance.
The Polar Queen arrived from Angola in June and started lowering hundreds of millions of dollars of equipment to the seafloor beneath several thousand feet of Atlantic Ocean water.
Even as work on Frade continues today, questions remain. Despite years of computer modeling, Chevron doesn't know how much oil the rocks contain or the exact location of the reservoir. The first wells drilled will either confirm, or confound, expectations.
—Antonio Regalado contributed to this article.Write to Russell Gold at russell.gold@wsj.com
 

Analysen - Branchen
31.10.2008
Ölpreis dürfte bald ansteigen
Jaindl & Mautz

www.fondscheck.de

Graz (aktiencheck.de AG) - Noch vor einigen Wochen standen die Prognosen für den weiteren Verlauf des Ölpreises fest, so die Experten von Jaindl & Mautz.

Von Kursen hin zu 200 und sogar 300 US-Dollar sei die Rede gewesen. Die Lage sei für Analysten anscheinend klar gewesen. Der Peak der Öllieferungen weltweit sei erreicht gewesen. Dies sei der Zeitpunkt, an dem nicht mehr Öl pro Tag geliefert werden könne, als die Nachfrageseite verlange.

Doch nach dem Hoch vom Juli bei über 145 US-Dollar sei es entgegen der allgemeinen Schätzungen rasch bergab gegangen. Mit einem Rückgang von über 50% pendle der Ölpreis nun nur noch bei knapp über 60 US-Dollar. "Doch wie ist das möglich", fragen die Experten von Jaindl & Mautz.

Der Hauptgrund für die rasante Talfahrt sei nicht, dass sich der Ölverbrauch von einem auf den nächsten Monat so stark geändert habe. Zum einen sei der US-Dollar gegenüber dem Euro stark gestiegen, was sich wiederum negativ auf sämtliche Rohstoffe auswirke. Zum anderen hätten viele Investoren, welche noch mit Rohstoffen gute Gewinne erzielt hätten, beim jetzigen Marktumfeld Gewinne einfahren müssen, um Ihre Liquidität zu verbessern.

Doch am generellen Problem habe sich nichts geändert. Die Nachfrage nach Öl werde weltweit weiter steigen, denn der Hauptverantwortliche, China, immerhin zweitgrößter Ölverbraucher, besitze nach wie vor ein sehr hohes Wirtschaftswachstum von über 9%. Die globale Wirtschaft schwächle zwar, doch dies werde lediglich zu einer Stagnation oder zu einer Verringerung des Wachstums im Ölverbrauch führen.

Was sich auf der anderen Seite sehr wohl geändert habe, sei die Produktionsseite. Ölbohrinseln und andere Einrichtungen, welche nur bei einem Preis von über 100 US-Dollar rentabel laufen würden, müssten nun ihre Produktion wieder einstellen, was zu einer geringerem Angebot führen werde.

Die Experten von Jaindl & Mautz gehen daher davon aus, dass sobald sich der Preis wieder stabilisiert und erste Kaufsignale generiert, der breite Markt wieder rasch auf den Ölzug aufspringen wird und somit ein Preis von über 100 US-Dollar schon bald wieder zu sehen sein wird. (31.10.2008/ac/a/m)


© 1998 - 2008, fondscheck.de

Mann kann auch versuchen einen Wert hoch zu reden.
Les das mal
http://www.tecson.de/pheizoel.htm

Aufgrund der rezessiven Konjunkturaussichten wird der Weltölbedarf in 2009 wahrscheinlich erstmals in der Geschichte rückläufig sein. Vor diesem Hintergrund dürften sich die Ölpreise gedämpft weiter entwickeln.
In den USA ist der Ölverbrauch auf den niedrigsten Wert seit sieben Jahren abgesunken.
 

so schnell wieder richtung 150 USD.

-  der USD hat seit dem Tief 25 % zuglegt
-  die Nachfrage ist in den letzten Monaten - besonders in den USA eingebrochen  
-  wir erleben gerade (vermutlich nur kurz- bis mittelfristig) eine stark deflationäre phase.

Mittel und langfristig kann es aber nur aufwärts gehen, es sei denn, man rechnet mit einer WW-Krise wie 1929. Die aktuell stark inflationären Massnahmen dürften ein solches Szenario aber vermutlich verhindern.

Notfalls wird die OPEC über 1-2 Jahre durch die Kürzungen wieder ein paar Mio Barrel Reservekapazität aufbauen. Non-Opec Rohöl Angebot ist bereits fallend. Der Aufbau an Reservekapazitäten wird sich aber in Grenzen halten, eben weil wie oben beschrieben, weitere Investitionen bei den aktuellen Preisen STARK heruntergefahren werden. Deshalb und vor dem Hintergrund des wegen Peak Oil (declinerate der alternden Felder) fallendes längerfristigen Angebots, ist längerfristig damit zu rechnen, dass der Ölbullenmarkt weitergeht - wenn auch kurz- und mittelfristig sicherlich gebremst.

Das verzwickte dabei - auch die Investionen in alternative Energien werden sich nur "gedämpft" weiter entwickelt. Zum einen fehlt es Wirtschaft und Konsument an Geld, zum anderen fehlt es an Anreizen bei den aktuellen Öl-preisen und die Unsicherheit bezüglich der Rentabilität von Alternatieven Energien sind gestiegen.



 

Investitionen in der Ölbranche und in Alternativ Energie sind Millardenprogramme und auf Zeiträume von bis 10 jahre gedacht.
Bei den alternativen Energieträgern spielt zu dem auch die Politik eine grosse Rolle.
Da wird nicht eben weil der Ölpreis auf 60 $ fällt ein Programm welches schon die ersten millarden gekostet hat wieder eingestellt.
Ab 2010 z.B. soll von vielen Automarken ein E-Car in Serie auf den Markt gebracht werden, meinst du dieses wird nun eingestellt?
In der USA steigen die Leuten von Spritschluckern auf sparsame Autos um, denkst du nun kaufen alle wieder einen Hummer als Zweitwagen?
Ihr denkt viel zu kurzfristig.
Schau dir die Zahlen von 1980 ff an.
 

das Problem nämlich liegt schon mal darin, dass es die von Dir angesprochenen "Milliardenprogramme für 10 Jahreszeiträume" , die es im notwendigen Ausmass ja noch gar nicht gibt.  Es muss also nichts "EINGESTELLT" werden - sondern was passiert (passiert ja JETZT schon), dass Venzuela, Nigeria u.a. OPEC und Nicht-OPEC staaten, ihre  Planungen für zukünftige Investitionen runterschrauben.

Es gibt also gar keine fixen "10-Jahres Milliardeninvestitionsprogramme" wie von dir suggeriert. Hier wird jedes Jahr aufs neue adaptiert (Budgets erstellt, von Firmen wie von Ölförderländern) und wenn der Öpreis deutlich runtergeht wie jetzt eben, dann werden die teuren noch nicht begonnen möglichen Projekte einfach aufs nächste Jahr - und wann auch immer verschoeben. Keine Firma und kein Staat wird 2009 ein neues Ölprojekt beginnen, wo das barrel 90 USD kosten wird, wenn der Ölpreis bei 60-65 steht. Das ist doch naiv anzunehmen der aktuelle Ölpreis hätte keinen Einfluss auf die längerfristigen Planungen ;0).

Sieh Dir an die Zahlen, die die IEA für notwendig hält, um nur den aktuellen Decline der bestehenden Felder auzugleichen

Wir sehen das nicht zu kurzfristig, sondern du sieht es durch die rosarote Brille und hoffst einfach, dass "Milliardenprogrogramm" offenbar in kanadische Teersande, Tiefseeprojekte und Schweröle (Orinoco) getätigt werden.  Da gibt (gab) es bestenfalls Lippenbekenntnisse dazu als der Ölpreis bei 100, 120 und darüber stand.  Ich rate dir dringends, eingehends den WEO 2008 zu studieren. Dann wirst Du sehen, was tatsächlich an neuen Projketen in den nächsten geplant ist. Deine rosarote Brille wird dir dabei runterfallen. Ehrlich weiss ich nicht, warum ich dir schon wieder geantwortet habe. Dein Wissen über die aktuellen Investitionen und Projekte in Planung ist einfach sehr defizitär. Diskussion daher schwach und unbefriediend. Ich lasse daher wieder bis auf weiteres. Du handelst mit Öl, hast aber aber von der globalen Ölwirtschaft wenig Ahnung, schade.

Wir reden zudem nicht von der "Wiederkehr der Hummer", sondern vom 2,2 Mrd Markt  alleine von Indern und Chinesen, die Autofahren wollen.

1980 ff dummes Beispiel; einiges aus 1980 kann man extrapolieren, einiges nicht. Habe ich eh schon 100 erklärt warum, müßig....

bezüglich alternativen energien - auch hier ist es naiv anzunehmen, dass alternative Energien keinen Rückschlag erleiden, wenn der Ölpreis mittelfristig bei 65 steht (oder eben bei 120 und höher).

e-cars an 2010  ;0)))   sorry - das hatten wir schon.
dann kannst Du ja schon mal Batterien kaufen gehen..  die Nachfrage wird überwältigend sein für e-cars. Kannst Du getrost vergessen mit den aktuellen Leistungen, Preisen und Rentabilität. Die Entwirklung wird von e-cars wird natürlich weitergehen. Aber auch hier gilt, naiv, wer glaubt die aktuellen Preise hätten keinen Einfluss auf die Rentabilität und Markt von und für e-cars.

genug geschwätzt, Hartmut, du trittst nachwievor auf der stelle. dein bemühen in ehren, aber schlussfolgerungen sind erbärmlich.


 

Hier sieht mann mal die tatsächlichen Kosten von Ölfeldern.
Besonders zu beachten, das die Explorations und Erschließungskosten deutlich höher sind als  die Förderkosten.
Sprich alle Projekte die bereits begonnen wurden, werden auch durchgeführt.
Dabei ist zu beachten das Ölprojekte vom Beginn bis zum Zeitpunkt bis das Öl tatsächlich auf dem Markt fliesst eine Zeitspanne von 5 bis 8 jahre umfasst.
Du solltest dir noch mal in Ruhe den Bericht
http://www.rohstoff-welt.de/druckversion.php?sid=7233
durchlesen.
er wiederspricht der Peak Oil Theorie nicht, sondern sieht dieses nur erst in späteren Jahren für real.
Für die nahe Zukunft wird auch hier die Frage gestellt, ob Investitionen ausreichend erfolgen um eine ev. wieder steigende Nachfrage gerecht zu werden, oder ob ein regelmässig starker Anstieg des Ölpreises nötig ist um den Markt immer wieder ins Gleichgewicht zu bringen.