+ + Wir haben ÖL Peak + +

über 8 Mio Barrel zurückgegangen sind, ist rätselhaft (Analysten erwarteten ein plus von 1 Mio Barrel). Einer der Gründe dürften die geringeren Ölimporte von 9,2 Mio b/d sein, zuvor waren es knapp 9,5 Mio b/d. Der crude oil input to refineries war mit 14,478 Mio b/d wie gewohnt niedrig (Vorjahr: 15,112 Mio b/d), die Ölproduktnachfrage war insgesamt schwach, außer bei Benzin.
http://www.eia.doe.gov/pub/oil_gas/petroleum/...urrent/txt/table1.txt

"Shanghai (BoerseGo.de) – Laut einem heute veröffentlichten Statement des Energieinformationsanbieters Platts stieg die Nachfrage nach Rohöl in China um 4,2% im Juli. Die chinesischen Raffinerien steigerten ihr Verarbeitungsvolumen auf ein neues Rekordhoch von 7,83 Mio. Barrel pro Tag. Damit steigt die Nachfrage in China jetzt vier Monate in Folge gegenüber dem Vorjahr, wobei die Zahlen auch die Ölmenge berücksichtigt, die als Reserve gelagert werden. „Die gegenwärtige stabile Nachfrage nach Rohöl in China kommt etwas überraschen, wenn man bedenkt, dass die Exporte, die die Grundlage der Wirtschaft Chinas bilden, im Juli zurückgegangen sind,“ sagte Vandana Hari, Asiens neuer Direktor von Platts, in einem Statement."

http://www.boerse-go.de/nachricht/...-steigt-42-im-Juli,a1868263.html  

Ich bin der Meinung, dass es mit dem Ölpreis genauso wieder verrückt nach oben gehen wird, wie wir es 2007 und 2008 gesehen haben. Ich kann das auch begründen: Denn die große Gefahr, die von geringen Investitionen in die Exploration ausgeht, liegt darin, dass zu wenig Öl da ist, wenn der Bedarf wieder steigt. Man darf die stark sinkende Produktion der bestehenden Felder nicht übersehen. Es gehen teilweise zwischen 8% und 10% pro Jahr aus bestehenden Feldern an Produktion verloren. Momentan fällt das nicht stark ins Gewicht. Aber in dem Moment, in dem die Konjunktur wieder anspringt, können diese Mengen nicht kompensiert werden. Zudem sind die Zeiten des leicht erreichbaren Öls vorbei. Die Vorlaufzeiten sind wesentlicher länger.

Verbrauch sinkt

http://auto-presse.de/news-auto.php?action=view&newsid=38233

ist der aktuelle Ölpreis höher als zu Zeiten des Hurrikans Katharina im wirtschaftlichen Boomjahr 2005.
Ich stimme dir natürlich voll zu Helios, je tiefer und länger die aktuelle Krise dauert umso länger kann dein geschildertes Szenario noch hinausgeschoben werden.

Langsam fängt ein Umdenken an, selbst jene, die Peak Oil bisher gerne ins Land der Märchen verbannt hätten reden nun auch schon von e-cars. Die werden kommen, aber zu spät und zu langsam (und vermutlich zu teuer, was ebenfalls zur Verzögerung beitragen wird) um schwerwiegende Folgen zu vermeiden. Eine massive Nachfrage nach e-cars wird erst dann einsetzen, wenn der Ölpreis neue ATHs erreicht hat. Dann werden auch Lebensmittel, Heizen und viele andere sehr teuern geworden sein. Wenn zu spät auf e-cars umgestiegen werden wird (und ich fürchte), dann werden es sich viele gar nicht mehr leisten können, weil die das Geld für andere - lebenswichtigere - Dinge benötigen werden.

Wieder einmal muss ich auf den ("Insidern" bekannten) Robert Hirsch Report, im Aufrag der US Regierung noch unter Bush verfasst, verweisen: wenn nicht mindest 10 VOR dem tatsächlichen Peak Oil mit einschneidenen und umfassenden Massnahmen begonnen wird, um sich von der massiven Abhängigkeit von Öl zu lösen, dann wird dies schwerst wiegenden wirtschaftliche und soziale Umstände nach sich ziehen, an denen das Land (USA) gut 10 Jahre leiden wird.

Wir haben keine 10 Jahre mehr. Die aktuelle schwer Krise mit dem etwas geringeren Verbrauch MASKIERT (besser gesagt: verschiebt) die Offensichtlichwerden von Peak Oil in diesen Jahren.  

Elektroauto – Im Rahmen der Studie wurde erstmals ein Meinungsbild zum Elektroauto erhoben. Derzeit wird der Batterieantrieb von der Automobil-Industrie als Hoffnungsträger gehandelt, doch dem Elektroauto droht ein klassischer Fehlstart und unter Umständen sogar ein längerfristiges Nischendasein: Die Studie belegt eindeutig, dass potenzielle Käufer keinerlei Einschränkungen bei der Alltagstauglichkeit akzeptieren. Die Anschaffung eines Elektroautos können sich nur 36 Prozent der Befragten vorstellen. 77 Prozent wollen nur einen kleinen Aufpreis (bis 2.000 Euro) im Vergleich zu konventionellen Antrieben zahlen. Gegen einen raschen Durchbruch der neuen Technologie sprechen auch die Ansprüche an die Mindestreichweite: Für fast drei Viertel der Kaufinteressenten sind 300 Kilometer oder mehr pro Ladevorgang eine Mindestvoraussetzung. Somit droht dem Elektroauto ein ähnliches Schicksal wie Erdgasfahrzeugen: Ihr Potenzial zur Vermeidung von Emissionen ist ebenfalls unbestritten, doch Einbußen bei der Reichweite und ein dünnes Tankstellennetz haben den Durchbruch von Erdgasautos bislang verhindert.

http://www.aral.de/aral/...o?categoryId=4001111&contentId=7055542

ich bin auch sehr skeptisch gegenüber Meinungen und Berichten, die einen allzu schnelle Umstieg auf e-cars verkünden.

Allerdings bei einem Benzinpreis von 1.6 €, 2 und mehr € wird sich die Statistik (wieviel % können sich einen Umstieg auf e-cars vorstellen) bedeutend verschieben. Dann werden die Leute auch EInschränkungen bei der gewohnten Alltagstauglichkeit akzeptieren, bzw. in Kauf nehmen.  

Von Verbraucherumfragen halte ich herzlich wenig. Der Verbraucher urteilt nur aus seiner heutigen Sicht: Benzin gibt es an der Tankstelle.

Wenn bei gleichen Löhnen der Benzinpreis auf 3 oder 4 € steigt, ergibt sich ein anderes Bild. Für mich sind zwei Faktoren entscheidend:
1. Das Angebot an Alternativen. Erst wenn die Industrie Elektroautos entwickelt hat, welche die Konsumentenwünsche erfüllen (Reichweite, Anschaffungspreis und Betriebskosten) ist das eine wirkliche Alternative. Diese Entwicklungsanstrengungen werden erst dann forciert, wenn
2. der Markt dazu zwingt, weil Benzin knapp und teuer ist. Was heute an Entwicklung geschieht, ist ein Feigenblatt. "Schaut mal, wir machen auch etwas". Wir haben es doch in der USA gesehen. Solange das Benzin billig war. fuhr jeder mit seinem Truck los, um einen Sixpack zu kaufen. Erst als das Benzin etwas teurer wurde, wurden auch spritsparende Autos eine Alternative.
3. Die Politik: Das ist der wichtigste Faktor. Die Steuerbelastung von Benzin und Heizöl in Europa hat dafür gesorgt, dass die Preise hoch sind und der Verbraucher nach energiesparenden Alternativen Ausschau hielt. Wer traut sich denn vorherzusagen, dass die Mineralölsteuer in der nächsten Legislaturperiode unangetastet bleibt?
Bei den Heizungsanlagen haben wir doch auch schon erlebt, dass der Gesetzgeber eingegriffen hat und Normen gesetzt hat, die dazu führten, dass energiesparende Investitionen getätigt werden mussten.

Hier der Vorschlag für eine Schlagzeile aus dem Jahre 2013 (nach der Bundestagswahl): Neue Regierung beabsichtigt Verbot für mehr als zwei Benzinautomobilie pro Haushalt. Übergangsregelung für vorhandene Autos nur bis zum Jahr 2016!  

Oil May Pass 2009 High as Contract Expires: Technical Analysis

By Alexander Kwiatkowski

Aug. 20 (Bloomberg) -- Crude oil futures in New York may rise to the highest this year after the September contract expires today, setting a platform for further gains, according to technical analysis from Petromatrix GmbH.

October futures will become the front-month contract on the New York Mercantile Exchange from tomorrow after September futures expire. If October closes at its current level of around $73.52 a barrel, it will take oil for the month nearest delivery above this year’s highest closing and intra-day prices

“WTI is now at a very critical level,” said Olivier Jakob, managing director of Zug, Switzerland-base Petromatrix. “The WTI September contract expires today and one needs to totally take it out of the radar screen as the continuous charts will move tomorrow to the October front line.”

October futures closed yesterday at $73.83 a barrel, up $2.74, or 3.9 percent, according to Bloomberg data. Front-month futures closed at a year-to-date high of $72.68 a barrel on June 11 and traded at an intra-day high of $73.38 on June 30.

“If October WTI is not bought back lower than $72.68 a barrel by the close of tonight then we are looking at a break of recent highs on the continuous charts,” Jakob said.

Oil has risen 62 percent this year on record OPEC production cuts and speculation that a recovery in the global economy will spur a rebound in fuel demand.

To contact the reporter on this story: Alexander Kwiatkowski in London at akwiatkowsk2@bloomberg.net

Last Updated: August 20, 2009 06:30 EDT  

selbst für einen e-car visionäre wären 30 % e-cars Marktdurchdringung im Jahre 2030 "sehr früh", weil man es mit einer organisch gewachsenen Industrie (aktuelle Autos) und Infrastruktur zu tun haben, die kann man nicht so schnell verändern kann.

Wer sich mit den Weltrohölreserven und Förderdaten eingehender beschäftigt hat, der weiss: 2030 ist viel (!) zu spät. Ein hoher und sehr hoher Ölpreis wird die Weltwirtschaft über viele Jahre (jahrzehnte) begleiten, zu Änderungen und Anpassungen zwingen und erhebliche wirtschaftliche, soziale, politische und hoffentlich nicht auch militäre Folgen haben. Hoffentlich geht wenigstens die Umwelt (und damit letztlich noch alle) als Gewinner aus der anstehenden Zeit hervor.


Von swen123  schon in einem anderem Thread gepostet, passt aber auch hier:
quelle http://kurier.at/karrieren/uni/1930784.php

Das Elektroauto als Jobmotor Zum Hauptartikel
TU-Professor Günther Brauner will Visionen umsetzen: Die Idee des Elektroautos soll auch die Jobwelt verändern.
Visionär: Professor Günther Brauner will die Zukunft der Mobilität planen: "Der Markt für Elektroautos öffnet sich rasant. Und schafft neue Jobs." DruckenSendenLeserbrief
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Energie ist etwas, an dem es Günther Brauner nicht mangelt. Schon gar nicht, wenn der Professor und Vorstand des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der Technischen Universität in Wien über seine Arbeit spricht. Denn darin geht es um nicht weniger, als die Revolutionierung der Verkehrswelt. Doch "sein" Elektroauto wird auch auf die Arbeitswelt Einfluss haben und neue Berufsfelder entstehen lassen. Der KURIER traf den Forscher an seinem Arbeitsplatz.

KURIER: Ein heißer Sommertag und Sie sind in Ihrem Büro an der Uni: Denken Sie bei Sonne berufsbedingt statt an Urlaub an Energie?
Günther Brauner: An Energie denke ich immer. Aber derzeit viel an Kühlung, denn die bereitet mehr Probleme. Auch bei den Batterien, die Elektroautos betreiben.

Stromfresser: Schon 1900 baute man in Wien Elektroautos.Ein großes Wirtschaftsmagazin kündigte "die elektrische Autorevolution" an. Für 2030 wird ein Anteil von 30 Prozent prognostiziert. Was ist Ihre Einschätzung?

2030, das ist sehr früh. Wir dürfen nicht vergessen, dass wir es im Zusammenhang mit Auto und Verkehr mit einer organisch gewachsenen Industrie zu tun haben. Die kann man nicht so schnell verändern. Kommt das Elektroauto für alle, dann haben etwa Menschen, die Getriebe oder Zündkerzen herstellen, keine Arbeit mehr. Also gibt es auch eine Lobby dagegen. Ich glaube ohnehin, dass es in Zukunft ein Nebeneinander von Benzin-, Hybrid- und Elektroautos geben wird.


Heute forscht die TU-Wien daran, wie man Elektroautos im Alltag einsetzen kann.Würde das neue Arbeitsfelder schaffen?
Der Beruf des Kfz-Mechanikers würde sich sehr verändern. In Richtung Energie-Auto-Elektriker, der für die Arbeit an der Batterie das Sicherheitsverständnis eines Elektromonteurs bräuchte. Auch die vielen Solaranlagen, die man zum Laden der Autos braucht, werden neue, nachhaltige Jobs liefern: Denn sie müssen gebaut, montiert und gewartet werden. Vor Ort.

Könnte das Elektroauto zu einem Aufschwung der Autoindustrie in Österreich führen?
Wäre möglich. Übrigens machte man in Österreich bereits im Jahr 1900 mit einem Elektroauto Furore: Dem Lohner Porsche. Über einhundert Jahre später ist es Zeit, Mobilität neu zu begreifen. Ich etwa bin ein großer Fan autonomen Fahrens, also von eigenständig fahrenden Autos. Es ist die Aufgabe der TU, Visionen zu haben und die Leute anzustacheln. Der Markt muss dann damit das Geschäft machen.

Jemand wird mit Elektroautos viel Geld verdienen?
Ja.  

http://www.salzburg.com/online/rubrikenmaerkte/...amp;text=&mode=

(link wurde von Hartmut1967 in einem Goldthread gepostet)

Wenn manche (wie Hartmut) aber meinen, dass e-cars auf Sicht von 5-10 Jahren wieder die Wirtschaft vorranbringen würden oder gar meinten, e-cars könnten so schnell wie Handys den Markt erobern, dann sollte er sich erst einmal die Fakten ansehen und diese Zahl (1 Mio e-cars) in Relation setzen, zur Anzahl der zugelassenen Autos in Deutschland (bevor man sich allzu optimistisch-naiven Hoffnungen hingibt):

In D sind heute 55 Mio Autos zugelassen. 1 Mio entspräche daher nicht einmal einer Marktdurchdringung von 2 % !

http://www.faz.net/s/...ECB0AEDC6D09B375A7~ATpl~Ecommon~Scontent.html

Die Marktdurchdringung ist daher unmöglich mit jener der Handys zu vergleichen, solche Vergleiche zeugen nur von beschämender Naivität. Der Siegeszug der e-cars wird in allererster Linie vom Ölpreis abhängen, dann auch von der weiteren technischen Entwicklung. Wie oben gesagt - wenn der Benzinpreis bei 2 Euro und höher steht - wird man als Konsument auch schneller bereit sein, Nachteile (Reichweite, Preis) bei e-cars zu akzeptieren.

Ich halte den Siegeszug der e-cars für unausweichlich - WEGEN Peak Oil und dessen Konsequenzen auf den Ölpreis, ansonsten wären die Konsumenten in der Masse erst dann zum Umstieg auf e-cars bereit, wenn e-cars in der Summe besser (Reichweite, Zeit für das Aufladen), comfortabler, mindest ebenso sicher und mindest ebenso Fahrspass bereiten wie Öl getriebene Autos. Und dabei nicht teurer wären.

Die technische Entwiclung bei den e-cars (Batterie) wird (langsam) weiter voranschreiten, der Ölpreis wird über die nächsten Jahre langfristig steigen > irgendwann werden e-cars im Gesamtpaket zunehmend kompetitiv. Genaue zeitliche Prognosen sind unmöglich zu erstellen, aber vor allzugrosser Euphorie und naiven Hoffnungen (5-10 Jahre) ist zu warnen.  

die Herausforderungen beim Produktionswechsel von Öl getriebenen Autos und natürlich auch der notwendigen Infrastrukture und Stromerzeugung, sind ebenfalls ungleich höher als bei der Einführung der handys oder eines i pods.

Da e-cars im Gesamtpaket: Batteriereichweite, Aufladen, hoher Preis, etc  wohl erst IN VIELEN JAHREN vollständig kompetitiv gegenüber öl-getriebenen Autos sein werden, würden die Konsumenten nur dann VORZEITIG auf e-cars umsteigen, WENN ein hoher Ölpreis die laufenden Kosten der e-cars die technischen Nachteile überkompensiert. Und warum sollte denn langfristig ein hoher und höherer Ölpreis kommen ?? (wegen peak oil!)

Daher finde  es amüsant wie manche bis auf die Knochen Peak Oil als Märchen halten, und gleichzeitig mit dem Argument "e-cars" dagegen argumentieren wollen. Das ist ein Widerspruch insich.

Denn es wird keine e-cars in nennenswertem Ausmass geben nicht in 10 und nicht 20 Jahren, wenn der Ölpreis sich wieder auf Levels von 30, 50 (or auch beim aktuellen) langfristig bliebe. Ein Siegeszug der e-cars (der noch viele Jahre in Anspruch nehmen wird), ist direkt abhängig von Peak Oil und dem damit verbundenen langfristig hohen und steigenden Ölpreis.

Und wenn wir "Pech" haben, wird das Leben in einigen Jahren so teuer geworden sein, dass sich viele gar kein e-car mehr leisten können und vielleicht ganz auf ein Auto verzichten müssen (was in Grosstädten ohneallzugrosse EInbussen bei der Lebensqualität ohnehin leicht möglich wäre).  

Da e-cars im Gesamtpaket: Batteriereichweite, Aufladen, hoher Preis, etc  wohl erst in vielen Jahren vollständig kompetitiv gegenüber öl-getriebenen Autos sein werden, würden die Konsumenten nur dann vorzeitig auf e-cars umsteigen, wenn ein hoher Ölpreis UND DIE DAMIT VERBUNDENN HOHEN KOSTEN öl-betriebener Fahrzeuge die höheren Anschaffungskosten der e-cars und deren technischen Nachteile (Reichweite) "überkompensieren".

Und warum sollte denn langfristig ein hoher und höherer Ölpreis kommen ?? Nur wegen peak oil, oder um es etwas "neutraler" zu formulieren, wenn die Nachfrage der nächsten Jahre das Angebot übersteigt.  

Aus der Vancouver Sun:

What energy crisis? Despite what you may be hearing about a global peak in oil production, waning reserves, and $100-plus oil prices, North America is suddenly awash in fossil fuel.

Sophisticated new drilling methods and a shared epiphany among exploration companies about the vast potential for new natural gas production from deep underground shale deposits have overturned decades of gloom about waning gas supplies.

“Natural gas will displace coal. It will displace oil,” said Mike Graham, Canadian foothills division president for Calgary-based gas giant EnCana. “There is no reason North America shouldn’t be energy self-sufficient if we can displace a lot of the oil with natural gas.”

British Columbia is emerging as a major player in this new enterprise.

Gas exploration and development companies, all the way from obscure juniors to global giants like ExxonMobil, have scrambled into northeast B.C. in the past three years, desperate to reserve a piece of the Horn River and Montney shale plays (or underground geologic formations) that are perceived as two of the most lucrative on the continent.

Since 2006, at least 19 companies have paid B.C. $3.65 billion to lock up large land positions in one or both of those areas, and the price per hectare has climbed three- to five-fold.

The total estimated volume of shale gas in B.C. is as much as 1,000 trillion cubic feet — enough to supply all of North America for 40 years, although the volume of gas that can be economically extracted is likely to be substantially lower.

“These plays rank up there with the best in North America. The more holes that are punched, and the more information we have, the better people are feeling about these plays,” Energy Minister Blair Lekstrom said in an interview.

“This definitely allows us the opportunity to become an energy powerhouse in British Columbia. Most importantly, it generates revenue to invest into health care and education, programs that are pretty tight as we look at the economic situation.”

Most of the focus has been upon Horn River, but Lekstrom noted that Montney, which is located near Dawson Creek and encompasses both shale gas and tight sandstone gas formations, could be even bigger.

Indeed for B.C., the only energy crisis is that there is suddenly too much of the stuff on the market. There is several months’ worth of gas already in storage. “I’ve seen it a few times in my career where storage gets very full, and you can get some brutal pricing in late summer and fall. This is going to be one of those years,” EnCana’s Graham said.

Across North America, companies are slashing production as prices tumble below the level at which it is economic to produce the gas — thanks to booming production from about 20 shale and “tight” gas fields scattered across the U.S.

Gas generates royalty income for B.C. and an ongoing decline in gas prices is cutting hundreds of millions of dollars out of revenue projections — $500 million this year alone.

This week, the trading price for natural gas reached its lowest point in seven years on the New York Mercantile Exchange, and analysts think it will creep even lower before making a modest recovery this winter.

On Friday, gas was trading as low as $2.80 US per unit for September delivery, and the February 2010 price was $5.35 — both numbers are well below the estimated price the B.C. government assumed when it released its deficit-destined budget last February.

Gas was $13.30 in July 2008.

“Industrial demand for natural gas has declined, Scotiabank Economics commodity analyst Patricia Mohr said in an interview. “It certainly declined in the first half of this year because of the recession and also because of the development of new, quite low-cost natural gas shales and what are called tight sands basins, in the U.S.

“Supplies have become much more ample in the United States and the cost curve has also dropped. Some of these shales are fairly low cost to produce.”

You can’t get this gas out of the ground with a conventional drilling rig. The gas is locked tight into the surrounding rock, which must be fractured, or ‘fraced’ in the industry vernacular, with high pressure injections of a sand-water compound.

Wet sand forcing its way into the rock causes fractures that open up a route for trapped gas to escape to the surface, often at high pressure.

The other key technique is to drill a conventional hole down into the deposit and then veer the well off at a series of right angles, like spokes on a wheel. These horizontal spokes allow for a wider distribution of mud, and the capture of gas from a bigger underground area than a single vertical well could reach.

Calgary-based EnCana, the biggest gas producer in B.C., has been lethally effective with these techniques in the Montney over the past five years, developing productive wells with the precision of an industrial assembly line. The company expects to apply the same techniques in Horn River as well.

It’s worth noting that EnCana got in early at both Montney and Horn River, and occupies central positions on both of those resources.

“We can drill thousands of wells in the Montney, and it’s similar in the Horn River. So we have decades of drilling out in front of us,” EnCana’s Graham said.

EnCana’s production cost at Montney is $3.50 US per unit of gas (a Terasen residential customer is currently paying $5.96 Cdn for approximately the same volume) and expects Horn River will be the same when fully developed over the next four or five years.

The break-even cost for a conventional, shallow, vertical well in Alberta, by contrast, is $7.50 according to a recent analysis by BMO Capital Markets.

Graham noted that the B.C. government has made the province “more competitive” with royalty schemes that exact lower payments upon companies willing to invest in unconventional resources. EnCana, he added, is exclusively focused on unconventional plays.



“To be successful in the natural gas industry you’ve definitely got to think long term.”

EnCana’s success in the Montney sandstone region has fuelled optimism about the shale portion of the basin, whereas expectations for Horn River come from spectacular gas flows from just 81 wells spread over 11,500 square kilometres.

The nearest town is Fort Nelson, which is preparing for a surge in activity by opening up new industrial land.

“We anticipate increased growth and we are experiencing moderate impact right now,” said Tyler Mattheis, Fort Nelson community development officer. Mattheis said “nothing explosive” is happening right now, but he noted that there’s more activity than might reasonably be expected to accompany depressed gas prices. “We haven’t seen really seen the dip that we expected.”

Nexen Inc., one of the Canadian participants at Horn River, said companies jumped into the area as they sensed a boom was coming, in order to lock up contiguous land blocks that would help keep exploration costs down.

“We’re at a stage where we’ve proved the resource is there. We’ve proved we can produce it out of the ground. Now the focus is, can we do it in a cost-effective manner,” said Tim Chatten, a Nexen’s investor relations analyst.

ssimpson@vancouversun.com  

Sinopec, Shenhua Energy Officials Plan Canada Visit (Update1)
 

Aug. 24 (Bloomberg) -- Some of China’s largest companies, including China Petroleum & Chemical Corp. and China Shenhua Energy Co., plan to send top executives to an investment forum in Canada next month, a business lobby group said.

“Decision-makers” from the companies’ finance units will attend the 3rd Canada China Business Forum on Sept. 15, Sarah Kutulakos, the Canada China Business Council’s executive director, said today in Toronto. The meeting is being organized by the group and the Beijing-based China Council for the Promotion of International Trade.

Canada, the second-biggest exporter to the U.S. after China, wants to strengthen trade ties with the Asian country as part of efforts to reduce its dependence on the slumping U.S. economy. China’s energy companies have agreed to buy at least $13 billion in overseas assets since December, looking to take advantage of lower valuations amid the global recession.

“These are decision-makers that are coming to this forum, and many of them have capital to invest and the means with which to collaborate with Canadian companies,” Kutulakos said. “Once government relations start going well, there will be a big influx of business activity, so we see the timing of this delegation, which is coming at a point of warmer relations, as being very timely.”

Executives from the finance arms of companies including Aviation Industry Corp. of China, Datang International Power Generation Co. and Shenergy Co. will also join the delegation to Canada next month, Kutulakos said.

Overseas Investments

Beijing-based China Petroleum, known as Sinopec, plans “rapid” overseas expansion to secure oil supplies after first- half profit reached a record, Chairman Su Shulin told reporters today in Hong Kong. The company, Asia’s biggest refiner, plans to buy overseas assets, Su said.

China, the world’s largest producer and consumer of coal, imported a record 48 million tons of the material in the first six months of this year, according to customs data. Demand from China, which uses coal to generate about 80 percent of its electricity, helped ease a global supply glut that sent U.S. inventories to an 18-year high.

The Canada China Business Council, whose members include Manulife Financial Corp., Research In Motion Ltd., Bombardier Inc., helps companies invest in China and lobbies both governments on behalf of its members.

China and Canada agreed in 2005 to jointly develop uranium mines and oil reserves to expand trade between the two countries.

Flaherty’s Trip

Canadian Finance Minister Jim Flaherty met his counterpart Xie Xuren, Vice Premier Li Keqiang, Chinese central bank Governor Zhou Xiaochuan as well as financial industry regulators and municipal government officials this month in China. Flaherty, traveling with Manulife Chief Executive Officer Donald Guloien, sought to win more business for Canadian companies by improving strained bilateral ties.

Canadian Prime Minister Stephen Harper’s Conservative Party has criticized China’s human-rights record. When Harper met with the Dalai Lama in 2007, China warned the move would have a “grave” impact on relations between the two countries.

To contact the reporter on this story: Rob Delaney in Toronto at robdelaney@bloomberg.net.

Last Updated: August 24, 2009 16:44 EDT
 

 

Aus der FAZ von heute:

Die Ölindustrie hat Chávez schon früh unter seine Kontrolle gebracht: Nach einem monatelangen Machtkampf mit Managern und Gewerkschaften hatte er Anfang 2003 die bis dahin weitgehend unabhängig agierende staatliche Ölgesellschaft Pdvsa verstaatlicht. Die Hälfte der 40 000 Mitarbeiter wurde damals aus politischen Gründen entlassen; danach brachte Chávez seine Anhänger in die Gesellschaft. Heute beschäftigt die Pdvsa 86 000 Leute. Dennoch fehlt es an Fachkräften, um die Anlagen ordentlich zu warten, sagen Experten. Trotz des Ölbooms der vergangenen Jahre werde zu wenig investiert.

Nach und nach übernahm der Staatskonzern von 2007 an auch die Kontrolle über die bis dahin privaten Förderunternehmen samt ihrer Zulieferer. Venezuelas Gesamtförderung ist nach Schätzung ausländischer Fachleute heute um etwa ein Fünftel niedriger als zu Beginn des Jahrzehnts. Laut Pdvsa ist das Volumen freilich leicht gestiegen. Nachdem er Ölmultis wie Exxon und ConocoPhillips vergrault hat, sucht Chávez nun in Ländern wie China, Russland und Iran nach neuen Partnern für die Erschließung der venezolanischen Reserven, die unter Einschluss des schwer zu verarbeitenden Ölteers aus dem Orinoko-Gürtel die größten der Welt sein könnten. An vollmundigen Investitionszusagen fehlt es nicht. Allein russische Unternehmen wie Gasprom, Rosneft, Lukoil, TNK-BP und Surgutneftegaz sollen Investitionen von 30 Milliarden Dollar im Orinoko-Gebiet planen. Entsprechende Abkommen will Chávez im September in Moskau unter Dach und Fach bringen...

Im Ölboom hatte die Regierung beachtliche finanzielle Reserven angehäuft, die nun jedoch rasch dahinschmelzen. Seit September hat die Regierung mehr als ein Drittel ihrer Rücklagen einsetzen müssen, um Haushaltslöcher zu stopfen. Vor dem Verfassungsreferendum im Februar, mit dem Chávez die Möglichkeit einer unbegrenzten Wiederwahl für sich und andere Amtsträger durchsetzen konnte, hatte der Präsident die Staatsausgaben noch einmal kräftig ausgeweitet - obwohl die Erdölpreise längst eingebrochen waren. Nun müssen die Gürtel enger geschnallt werden.

 

26.08.2009 16:47
USA: Lagerbestände für Rohöl gestiegen
Washington (BoerseGo.de) – Das Departement of Energy meldet einen um 129.000 Barrel höheren Lagerbestand an Rohöl, Analysten hatten mit einem Rückgang von 1,1 Mio. Barrel gerechnet. Die Benzinbestände gingen um 1,7 Mio. Barrel zurück (Erwartung: -800.000 Barrel) und Destillate stiegen 767.000 Barrel (Erwartung 400.000 Barrel.)

Der Rohölkurs reagiert kaum und liegt bei 71,50 $/Barrel.
(© BörseGo AG 2007 - http://www.boerse-go.de, Autor: Kern Ralf, Redakteur)


© 2009 BörseGo

Henry Hub Gas hat die 3-Dollar-Marke unterschritten. Offenbar ist die Energienachfrage in den USA recht flau, wil die Wirtschaft so schlecht läuft.

Natural Gas  

Die aktuelle Entwicklung beim Gas lohnt, einmal einen tieferen Blick auf die Gründe dafür zu werfen und darüber zu spekulieren, was weiter geschehen wird. Analysten in Nordamerika raten schon seit Monaten, sich den vermeintlich billigen Gaserzeuger Aktien zuzuwenden, da deren Bewertung sich nach einem Anstieg des Gaspreises deutlich verbessern werde und damit dem vorausschauenden Investor gute Gewinnchancen bieten würde. Und ich muss gestehen, dass auch ich dieser Empfehlung vor drei Monaten gefolgt bin. Grund genug sich mit der Materie auseinander zu setzen.

Es ist noch nicht allzulange her, dass die Aussage, Gas bestehe aus einer Vielzahl von regionalen Märkten richtig war. Als der Ölpreis im Jahre 2008 seinen Höchststand von rund 150$ erreicht hatte, lag der Gaspreis in Nordamerika in der Spitze bei über 12$. Zur gleichen Zeit wurde in Australien rund 3$ verlangt. Es gab/gibt eben keine Pipeline von Australien oder Iran nach USA. Doch das ist keine statische Situation. Die Lösung zur Vernetzung der regionalen Märkte heißt Flüssiggas! Zwar beträgt weltweit der Anteil von Flüssiggas nur 7%; doch ist der im Steigen begriffen. Im Jahr 2007 nahm der klassische Gashandel über Pipelines um 0,4% gegenüber dem Vorjahr zu. Die Wachstumsrate beim Flüssiggas hingegen betrug 7,3%. Und sie wird weiter steigen.

Der derzeit größte Produzent von Flüssiggas (LNG) ist Katar. Dort werden derzeit jährlich 30 Mio Tonnen Flüssiggas produziert. Bis 2011 soll die Produktion auf 77 Mio Tonnen gesteigert werden. Also mehr als eine Verdoppelung. 17% aller Gasvorkommen der Welt liegen im Iran. Der Anteil an der Förderung liegt aber nur bei 7%. Es gibt also reichlich Aufholbedarf. Wegen der bekannten politischen "Sympathien" wollen die Iraner nach Möglichkeit nicht mit den USA bzw amerikanischen Firmen zusammenarbeiten. Kein Wunder also, dass ein chinesisches Konsortium im März mit dem Iran Lieferverträge für LNG aus dem großen South Pars Feld abgeschlossen hat. Größere Mengen werden aber erst ab 2014 für den Export bereit stehen.

Bereits im Februar hat Russland mit dem Export von LNG aus dem Sachalin Feld begonnen. Hauptabnehmer - mit 65% - ist Japan. Der Rest geht nach USA und Südkorea. 2010 werden dort 9,6 Mio Tonnen produziert. Pläne, die Kapazität auf 14,4 Mio Tonnen zu steigern werden noch geprüft.

In dieser Woche wurde gemeldet, dass die australische Regierung das Flüssiggas Projekt Gorgon genehmigt habe. Dort sollen ab 2014 jährlich jährlich 15 Mio Tonnen LNG erzeugt werden. Betrieben wird dieses Projekt von Chevron, Shell und Exxon. Bekannte Abnehmer sind China und Indien für ca 20% der Produktion. Gorgon ist zwar das größte der 13 LNG Projekte vor der australischen Küste; es ist zugleich Bestandteil des Planes die Flüssiggasproduktion in den Kommenden Jahren auf das Fünffache zu steigern: 100 Mio Tonnen. In dieser australischen Rechnung fehlen dann aber noch die auf dem Festland geplanten und im Bau befindlichen Anlagen.

Wichtig zu wissen ist, dass für LNG Lieferverträge auf 25 Jahre abgeschlossen werden und dass diese im allgemeinen fast die gesamte Produktion umfassen.

Fazit: Die regionalen Gasmärkte, sind dabei sich in einen globalen Gasmarkt zu wandeln. Und es ist spannend, sich einmal damit auseinander zu setzen wie sich das auf den Gaspreis auswirken wird.  

Von den Volkswirten haben wir gelernt, dass die Preisentwicklung von der Nachfrage und der Verfügbarkeit abhängen. In der Vergangenheit – und das haben uns die deutschen Versorger immer vorgerechnet – gab es eine Koppelung zwischen Öl- und Gaspreis. Im langjährigen Durchschnitt galt ein Ratio von 8,3. Darauf sind auch die Businessmodelle der Analysten aufgebaut, die mit dem Begriff BOE (Barrel of Oil Equivalent) rechnen. Natürlich lag dieses Verhältnis nicht immer genau bei 8,3. Vielmehr gab es Schwankungen nach oben und unten. Von 1998 bis 2006 bewegte sich das Verhältnis meistens in einem Korridor zwischen dem 6 und dem 10 fachen. Danach jedoch lag die Schwankungsbreite meist zwischen dem 8 und dem 13 fachen. Seit der Ölpreis wieder angezogen ist, erfolgte ein Ausbruch nach oben, und aktuell sind wir fast bei einem Ratio von 25! Für die Zukunft stellt sich also die Frage, ob hier eine Entkoppelung zwischen Öl- und Gaspreis stattfindet, die möglicherweise damit zusammenhängt, dass durch die wachsende Bedeutung von LNG ein Überangebot auf den Märkten mit stabilen Preisen entsteht. Allerdings gibt es da auch einige Unsicherheitsfaktoren. Katar, Russland und Iran habe sich zu einer Gas OPEC zusammengeschlossen. Dort hat Russland keinen Zweifel daran gelassen, dass man es nicht als wünschenswert ansähe, wenn Flüssiggas aus dem Iran den russischen Pipeline-Gaslieferungen nach Europa Konkurrenz machen würde. Des weiteren muss man sehen, dass ein solch großes Ansteigen der Flüssiggasmengen auch an den Transportbereich besondere Herausforderungen stellen wird.  

Wegen der langfristigen Lieferverträge für LNG wird ein immer größer werdender Anteil der weltweit nachgefragten Gasmengen zu festen Konditionen vergeben, was zur Folge hat, dass die „freien“ Fördermengen und die nicht gedeckte Nachfrage die Preisbildung maßgeblich bestimmen werden.

Fazit: Preisbildungsfaktoren für den Gaspreis sind möglicherweise im Begriff sich zu ändern. Eine Entkoppelung zwischen Öl und Gas liegt im Bereich des möglichen, wenn der Knappheitsgrad und damit die Verfügbarkeit beider Rohstoffe sich unterschiedlich entwickelt und eine Substituierbarkeit nur eingeschränkt möglich ist. Daher scheint es sinnvoll, sich einmal mit den Angebots- und Nachfragemärkten auseinanderzusetzen.  

Im Jahre 2008 betrug der weltweite Gasverbrauch 106,2 tcf (das sind 106.200 Milliarden Kubikfuss). Über 20% hiervon wurden alleine in den USA verbraucht (23 tcf). Der größte Teil davon wurde auch in den USA gefördert: 20,5 tcf. Im ersten Quartal 2009 stieg die Produktion in den USA auf 21,1 tcf. Und dies geschah, ohne dass die bekannten Reserven angekratzt wurden. Diese betrugen Ende 2005 noch 204,3 tcf. Ende 2008 lagen sie hingegen bei 237,6 tcf. Grund hierfür waren bedeutende Gasfunde und ein Fortschreiten in der Fördertechnik. An der Spitze der bekannten Vorkommen liegen Barnett, Fayetteville, Haynesville und Marcellus, die zusammen nach neusten Schätzungen 2596 tcf bergen, von denen aber nur 599 tcf „recoverable“ – also förderbar sind. Das stellt aber noch immer eine erhebliche Differenz zu den 237,7 dar. Diese enthalten nämlich nur gesicherte abbaubare Vorkommen, während die höhere Zahl auch auf Schätzungen und Hochrechnungen fußt. Gleichwohl halte ich die 599 tcf für eine verlässliche Aussage: und sie umfasst nur die 4 größten Gebiete! Aber auch bei dem nördlichen Nachbarn Kanada sind riesige Vorkommen entdeckt worden, wo man sich erst jetzt intensiver mit der Exploration und Förderung beschäftigt. Am bekanntesten sind die Gebiete Montney mit 50-414 tcf und Horn River mit 250-500 tcf. Zur Erinnerung: 500 tcf sind fast das 5 fache des globalen Verbrauchs von 2008! Daneben gibt es noch viele andere Gebiete, die in der Erkundung noch nicht so weit fortgeschritten sind. Am bekanntesten ist sicher das Uttica shale, das Spekulanten auch in Deutschland nicht unbekannt ist (Questerre Aktie). Die dortigen Vorkommen sollen denen im Barnett Gebiet ähnlich sein.

Trotz dieser gewaltigen Vorkommen in Nordamerika wurden langfristige Verträge auf Lieferung von Flüssiggas abgeschlossen. Dies bedeutet, dass auf dem amerikanischen Markt in den kommenden Jahren mit einem großen Überangebot zu rechnen ist.

Fazit: Die USA sind global der größte Gasmarkt. Das zu erwartende Überangebot an Gas wird zu einem erheblichen Preisdruck führen.  

Eine mir vorliegende Studie eines großen kanadischen Investmenthauses hat gerade eine Neubewertung zum Thema Gasproduzenten vorgenommen und geht darin von einem Öl- Gaspreisverhältnis in einem Korridor zwischen 10 – 15:1 aus. Bei einem prognostizierten Ölpreis von $70 für 2010 errechnet sich danach bei einem Faktor von 10,8 ein Gaspreis von $6,50, der bei der längerfristigen (geschätzten) Preisgestaltung von $75 einem Faktor von 12,5 entsprechen würde. Der längerfristige Ausblick für den Gaspreis liegt bei $6.

Ich persönlich teile diese Auffassung nicht. Grund hierfür sind die folgenden Überlegungen. Öl ist in meinen Augen ein knapperes Gut als Gas. Es sind zwar noch viele unerschlossene Vorkommen bekannt. Diese haben jedoch gemein, dass eine Produktion sich nur bei einem Ölpreis oberhalb von $70 lohnt und zum Teil erhebliche Umweltbelastungen zur Folge hätte. Ich rechne daher eher mit einem höheren Ölpreis. Im Bereich Gas hingegen prognostiziere ich auf die nächsten Jahre eher eine Überproduktion. Gas kann schwerer als Öl gelagert werden. Wenn ein Vorkommen erschlossen wurde, dann muss die Produktion auch verkauft werden. Theoretisch könnte man zwar eine Quelle stilllegen; jedoch kostet eine Bohrung zwischen 3 und 5 Mio Dollar (bei den neuen horizontalen Multifrac Verfahren) und eine still gelegte Quelle kostet Zinsen. Natürlich könnte man auch ganz darauf verzichten, die Vorkommen anzubohren und in die Produktion zu nehmen. Oder erst später. Allerdings tun sich die CEO der Gasproduzenten schwer, ihren Aktionären zu erklären, warum sie ihre Gehälter beziehen, ohne Produktionssteigerungen oder zumindest ein Nullwachstum mit Ausgleich von erschöpften Vorkommen anzustreben. Ein Investor, der Aktien eines Unternehmens kauft, das über vielversprechende Explorationsmöglichkeiten verfügt, hat eben kein Verständnis dafür, dass diese nicht realisiert werden. Hinzu kommt, dass dies auch von Seiten der Politik gefordert oder gefördert wird. Grund dafür sind die sogenannten Royalties – Lizenzabgaben – die für die staatlichen Haushalte eingeplant sind. Und schließlich gibt es auch noch andere Zwänge wie zeitliche Begrenzung für Explorationsrechte und Joint Ventures, die es erforderlich machen, dass innerhalb eines bestimmten Zeitrahmens Investitionen in einem vereinbarten Umfang zu leisten sind, weil ansonsten Strafzahlungen und/oder der Verlust von Rechten drohen.

Interessant ist auch die Beispielrechnung von Ian Craig, dem CEO des russischen Sachalin LNG Produzenten. Er rechnet mit $200 für 1000 Kubikmeter. Dies entspricht einem Preis von $5,66 für 1000 Kubikfuß.

Fazit: Mittelfristig rechne ich mit einem Überangebot auf den Gasmärkten, das einen niedrigeren Gaspreis zur Folge haben wird und die Rentabilität der Gasproduzenten belasten könnte. Meine mittel- und längerfristige Prognose liegt daher eher in dem Bereich 5 – 6 Dollar.  

In den letzten Monaten hat sich im Bereich der Gasförderung eine kleine technische Revolution abgespielt. Während man früher hauptsächlich vertikal (senkrecht) gebohrt hat, setzt man jetzt auf das horizontale multifrac Verfahren. Dabei wird zunächst senkrecht gebohrt bis die gasführende Schicht erreicht wird. Dann bewegt man sich bis zu 1000 m horizontal. Das gab es auch schon etwas früher. Das Neue ist, dass man die gasführenden Schichten bricht, um den Gasfluß zu stimulieren. Mit der Packer Plus Technik hat man neuerdings 20 Stimulatoren in einer Bohrung eingesetzt. Dieses Verfahren hat eine mehrfache Bedeutung: 1. Es kann wesentlich mehr Gas gefördert werden als bisher. 2. Die Anfangsproduktion ist wesentlich höher und das Absinken der Fördermenge geht langsamer. Obwohl diese Technik teurer ist als das herkömmliche Verfahren bringt sie einen wesentlich höheren Ertrag und rechnet sich. Aber damit nicht genug: Auf Sektoren, wo früher nur zwei Produktionsbohrungen aufgebracht wurden, experimentiert man jetzt mit bis zu 10 Bohrungen. Die ersten Ergebnisse mit der größeren Bohrdichte sind ermutigend.

Die technische Entwicklung geht aber noch weiter. Zur Zeit versucht man durch Betoneinfassungen im horizontalen Bereich eine noch größere Ausbeute zu ermöglichen. Diese Technik ist übrigens auch für die Ölgewinnung vielversprechend.

Der Klarstelllung möchte ich hinzufügen, dass ich nicht weiss, ob diese Techniken auf alle geologischen Formationen anwendbar sind und überall den gleichen Nutzen zur Folge haben.

Fazit: neue Techniken werden die Produktionskosten positiv beeinflussen und es daher auch erlauben, Gas zu günstigeren Preisen zu produzieren.  

Analysen - Rohstoffe
28.08.2009
Ölpreis, zu großer Widerstand
HSH Nordbank

www.derivatecheck.de

Frankfurt a. M. (derivatecheck.de) - Die Experten bei der HSH Nordbank analysieren die gegenwärtige Lage am Ölmarkt und geben einen Ausblick.

Die Ölpreise konnten nach Angaben der Marktbeobachter in den vergangenen Wochen ihr höheres Niveau verteidigen und bewegten sich derzeit oberhalb von 70 US-Dollar je Barrel. Damit sei eine deutliche Korrektur bislang ausgeblieben. Die Preisentwicklung verlaufe im Gegenteil in relativ engen Bahnen. Auch das weitere Aufwärtspotenzial der Ölpreise scheine vorerst noch begrenzt zu sein, 75 US-Dollar/Barrel erweise sich momentan als zu großer Widerstand. Zwar habe sich die Stimmung der Anleger aufgrund freundlicherer Konjunkturdaten insgesamt verbessert, wovon die Ölnotierungen hätten profitieren können. Denn damit verbinde sich die Hoffnung auf eine wieder steigende Ölnachfrage. Die Unsicherheit sei jedoch weiterhin hoch, wie schnell die Konjunkturbelebung tatsächlich ablaufe bzw. wie nachhaltig diese schon sei. Dies hemme momentan einen weiteren Ölpreisanstieg.

http://www.derivatecheck.de/news/...Analysen-Rohstoffe&id=1957798

Kraftstoff zu tun haben wir
genug und finden keine Fahrer, die für den Stundenlohn arbeiten!!!

Konjunkturskepsis(das ist gut) setzt Ölpreise unter Druck

12:58 31.08.09

NEW YORK/LONDON/WIEN (dpa-AFX) - Eine wieder wachsende Konjunkturskepsis hat die Ölpreise am Montag unter Druck gesetzt. Am Mittag kostete ein Barrel (159 Liter) Rohöl der US-Referenzsorte West Texas Intermediate (WTI) zur Oktober-Auslieferung 71,22 US-Dollar. Das waren 1,52 Dollar weniger als am Freitag. In London ergab sich ein ähnliches Bild: Hier sank der Preis für ein Fass der Nordseesorte Brent um 1,63 Dollar auf 71,16 Dollar. Insbesondere der neuerliche Einbruch am chinesischen Aktienmarkt habe wieder Zweifel an einer raschen Konjunkturerholung aufkommen lassen, hieß es am Markt.

"Der chinesische Aktienmarkt mahnt zur Vorsicht", heißt es bei den Rohstoffexperten der Commerzbank. Positive Daten zur Industrieproduktion aus Japan seien durch deutliche Verluste am chinesischen Aktienmarkt konterkariert worden. Die Fundamentaldaten rechtfertigten das derzeitige Ölpreisniveau unterdessen weiterhin nicht. So habe der größte Ölkonzern der Vereinigten Arabischen Emirate angekündigt, den Abnehmern in Asien ab Oktober mehr Rohöl zu liefern als im September.

Der Preis für Rohöl der Organisation Erdöl exportierender Länder (OPEC) ist unterdessen noch kräftig gestiegen. Nach Berechnungen des OPEC-Sekretariats vom Montag kostete ein Barrel am Freitag im Durchschnitt 71,72 Dollar. Das waren 1,36 Dollar mehr als am Donnerstag. Die OPEC berechnet ihren Korbpreis täglich auf Basis von zwölf wichtigen Sorten des Kartells./jha/js
Quelle: dpa-AFX

kann mir mal jemand erklären, weshalb der kurs von öl sinkt, obwohl die nachfrage aus china und den USA steigen??? das gibt es doch eigentlich nicht, oder? was verstehe ich hier nicht?
dabke schon mal für potenzielle erklärungsansätze ;-)