Aktiencrash

Rohöl - Brent

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vor 5 Stunden schrieb BenGunn:

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/This-Alliance-Could-Mark-A-New-Era-For-Oil.html

https://www.zerohedge.com/news/2018-10-23/crude-crashes-2-mo-lows-after-saudiopec-promise

SA und RUS nähern sich nun in Sachen Ölpolitik an (versuchen den Schulterschluss zu üben) und es wäre überraschend, sollten die Iran-Sanktionen zu höheren Preisen führen. Vertraut man den Verlautbarungen ist Öl z.Zt als Invest mE ein 'toter Hund'.

Komisch - oder auch nicht - dass die OPEC+- Geschichte bei uns so wenig publizistische Resonaz erfährt.

 

Ich zitiere mal aus dem oilprice Artikel:

 

Zitat

Al-Falih wants to put together an official governing structure that would preside over oil market coordination going forward. “[W]e want to sign a new cooperation agreement that is open-ended. That does not expire after 2020 or 2021. We will leave it open,” al-Falih told TASS. He said that the purpose of OPEC+ would not be aimed at a fixed production target, but to coordinate production levels as they see fit.

 

--> keine Produktionslimits mehr, aber:

 

Zitat

The rest of OPEC, or OPEC+ for that matter, no longer carries the weight they once did. Several OPEC members suffer from instability and volatile production levels, some are presiding over declining output. Aside from Kuwait and the UAE, no one else has the ability to add or subtract supply from the market based on strategic or political calculations. Just about every other member is trying to produce as much as possible.

 

--> bis auf Saudia Arabien, Kuwait und die UAE kann wohl kein weiteres OPEC Mitglied die Förderung steigern

 

Zitat

 

Saudi Arabia seems keen on forgoing the struggle of working with more than a dozen countries to build consensus, preferring a co-presidency of sorts with Russia.

 

“I think, Russia will have to take the leadership,” al-Falih said when asked about who will be the driving force behind establishing a formalized OPEC+ Secretariat. “Russia is a heavy weight both in terms of production and in terms of political influence. So Russia’s leadership for OPEC+ is indisputable. That’s why I expect Russia would play a key role.”

 

He said the new OPEC+ would still nominally adhere to the “one country, one voice” philosophy, but he also seemed to suggest that the group’s two largest producers would really be in charge.

 

Translation: Saudi Arabia and Russia will set the agenda, and the rest of OPEC+ will follow their lead.

 

--> im Endeffekt werden Russland und Saudi Arabien in Zukunft darüber entscheiden, ob und wann der Ölpreis steigt oder fällt

 

Ob das jetzt für den Ölpreis gut oder schlecht ist, mag jeder für sich selbst beurteilen.

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Die US Ölproduktion der letzten 6 Monate nach API Graden

 

API Grade.jpg

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Posted · Edited by Trauerschwan

US-Shale-Oil-Monthly-Decline-Rate-AUG-2018.png

 

 

September:  Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-51k) / Permian (-233k) --> - 526,000 Decline Rate -->  + 79,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Oktober:      Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-235k) --> - 528,000 Decline Rate -->  + 98,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

November:   Anardako (-50k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-115k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-236k) --> - 529,000 Decline Rate --> + 113,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Dezember:   Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-114k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-236k) --> - 528,000 Decline Rate --> + 134,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Quelle: EIA’s Drilling Productivity Reports September - Dezember

 

Man sieht hier ganz deutlich, dass die US Shale Oil Monthly Decline Rate der bekannten Basins seit vier Monaten konstant bleibt, während die Produktion weiter steigt. Eine spontane Erlärung habe ich dafür leider nicht, aber ich bin mir sicher, es wird eine vernünftige geben.

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vor 21 Stunden schrieb Trauerschwan:

 

Man sieht hier ganz deutlich, dass die US Shale Oil Monthly Decline Rate der bekannten Basins seit vier Monaten konstant bleibt, während die Produktion weiter steigt. Eine spontane Erlärung habe ich dafür leider nicht, aber ich bin mir sicher, es wird eine vernünftige geben.

Bessere Technologie = mehr Ausbeute

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Posted · Edited by Trauerschwan

vor 11 Stunden schrieb Marfir:

Bessere Technologie = mehr Ausbeute

 

Vielleicht habe ich mich unglücklich ausgedrückt: Der Produktionsanstieg aufgrund besserer Technologie steht nicht zur Debatte. Wir sind uns da einig.

 

Die konstante US Shale Oil Monthly Decline Rate verwundert mich, da Shale Oil Wells prinzipiell - unabhängig von neuer Technologie (zumindest dachte ich das bisher so) - schnell versiegen, ergo die Decline Rate mit der Produktion ansteigen müsste (bisher war das auch der Fall).

 

Folgende Graphik sollte die Theorie unterstützen, obwohl von Februar 2016:

 

main.png

 

Für Eagle Ford sieht das sehr ähnlich aus.

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Dazu noch die Graphiken zum Permian vom letzten Drilling Productivity Report (Dezember 2018):

 

Decline Rate 1.jpg

Decline Rate 2.jpg

 

Das letzte Mal, bei dem die Decline Rate konstant geblieben ist, war nach dem starken Ölpreisrückgang, der 2014 begann. Erkennbar ab 2015.

 

Man könnte (fälschlicherweise?) daraus schließen, dass die Produktion momentan auch stagnieren könnte. EIA und andere Quellen widersprechen dem allerdings.

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Posted · Edited by Marfir

vor 18 Stunden schrieb Trauerschwan:

 

Vielleicht habe ich mich unglücklich ausgedrückt: Der Produktionsanstieg aufgrund besserer Technologie steht nicht zur Debatte. Wir sind uns da einig.

 

Die konstante US Shale Oil Monthly Decline Rate verwundert mich, da Shale Oil Wells prinzipiell - unabhängig von neuer Technologie (zumindest dachte ich das bisher so) - schnell versiegen, ergo die Decline Rate mit der Produktion ansteigen müsste (bisher war das auch der Fall).

 

Die hohe decline rate ist mir auch genau so im Gedächtnis. Etwas verwunderlich ist es. Zusammen mit den Aussagen aus den NOV earings calls interpretiere ich die Daten so:

  • die Löcher werden tiefer und auch horizontal gebohrt, anstatt wie früher nur vertikal (deshalb hat jetzt 1 well eine höhere Ausbeute bevor es versiegt)
  • aus der fracking Brühe lässt sich mehr Öl extrahieren als früher (noch ein Punkt für mehr Ausbeute je well)
  • mit den neuen motor configurations, verbesserter Software u.a. von NOV lassen sich wells 20% schneller bohren (also werden weniger rigs für den gleichen well count benötigt)
  • einige wells wurden gedrilled aber erst 2016/17 herum ausgebeutet (deshalb der gap um 2016 herum)

Ähnliches kann man auch bei Helmrich&Payne, Schlumberger u.a. nachlesen.

 

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vor 21 Minuten schrieb Marfir:

Die hohe decline rate ist mir auch genau so im Gedächtnis. Etwas verwunderlich ist es. Zusammen mit den Aussagen aus den NOV earings calls interpretiere ich die Daten so:

  • die Löcher werden tiefer und auch horizontal gebohrt, anstatt wie früher nur vertikal (deshalb hat jetzt 1 well eine höhere Ausbeute bevor es versiegt)
  • aus der fracking Brühe lässt sich mehr Öl extrahieren als früher (noch ein Punkt für mehr Ausbeute je well)
  • mit den neuen motor configurations, verbesserter Software u.a. von NOV lassen sich wells 20% schneller bohren (also werden weniger rigs für den gleichen well count benötigt)
  • einige wells wurden gedrilled aber erst 2016/17 herum ausgebeutet (deshalb der gap um 2016 herum)

Ähnliches kann man auch bei Helmrich&Payne, Schlumberger u.a. nachlesen.

 

 

Vielen Dank für die Infos. Teils bekannt, teils neu :thumbsup:

 

...und die Decline Rate behalten wir mal im Auge ;)

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M.E. sind die Möglichkeiten der US-Fracking-Fraktion zur Preisgestaltung begrenzt. Technisch können sie zwar die Fördermengen erhöhen, doch stecken sie im Korsett der Rentabilität fest, sind auf das 'good-will' der anderen angewiesen und können höchstens für 'Schweinezyklen' sorgen.

https://oilprice.com/Energy/Oil-Prices/Oil-Below-50-May-Spark-New-Debt-Crisis.html 

Siehe auch: https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/Revenues-For-Canadas-Oil-Towns-Dwindle-As-Firms-Stop-Paying-Taxes.html

Letztlich sind sie Trittbrettfahrer der OPEC+ -Politik. - Keine Ahnung wie sich die (Welt-)Konjuktur entwickeln und die OPEC+ - Politik aussehen wird. Einen Wiedereinstieg - sicherlich wie immer zu früh - habe ich heute gewagt.

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vor 2 Stunden schrieb BenGunn:

M.E. sind die Möglichkeiten der US-Fracking-Fraktion zur Preisgestaltung begrenzt. Technisch können sie zwar die Fördermengen erhöhen, doch stecken sie im Korsett der Rentabilität fest, sind auf das 'good-will' der anderen angewiesen und können höchstens für 'Schweinezyklen' sorgen.

https://oilprice.com/Energy/Oil-Prices/Oil-Below-50-May-Spark-New-Debt-Crisis.html 

Siehe auch: https://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/Revenues-For-Canadas-Oil-Towns-Dwindle-As-Firms-Stop-Paying-Taxes.html

Letztlich sind sie Trittbrettfahrer der OPEC+ -Politik. - Keine Ahnung wie sich die (Welt-)Konjuktur entwickeln und die OPEC+ - Politik aussehen wird. Einen Wiedereinstieg - sicherlich wie immer zu früh - habe ich heute gewagt.

Die Fördermenge zu erhöhen bringt diesmal nichts, weil es dafür auch genug Pipeline Kapazitäten bräuchte. Die lassen aber noch auf sich warten. Ohne günstige Transportmöglichkeit zur Ostküste wäre das ein Schuss ins eigene Knie.

Im Gegensatz zum ersten Einbruch sind die Förderkosten jetzt niedrig genug um länger durchzuhalten. Außerdem gibt es Produktionskürzungen in Kanada.

Meiner Ansicht nach wird die OPEC+ durch Förderbeschränkungen die Preise weiter stützen. Die haben doch keine Wahl. Indirekt kommt dass den oft überschuldeten frackern zu gute.

 

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Auf langfristige Sicht befindet sich der Rohölpreis (Brent) in einem stabilen Abwärtstrend (rot).

Die Abwärtsdynamik ist seit 2008 relativ hoch. Die erste dynamische Abwärtsphase setzte 2008 bis 2009 ein. Die nächste Abwärtsphase setzte verlief von 2014 bis 2017.
Am Zeitraum dieser Phasen erkennt man bereits die verringerung der Abwärtsdynamik. Bestand diese 2008/09 noch aus 6 Monaten, so hat sich die 2 Phase auf ca 1,5 Jahre (2014 bis 2017) verlängert.

Mittelfristig sind beim Brent bereis alle Dämme nach unten gebrochen (grüne Aufwärtstrend).

Betrachtet man die Sache kurzfristig, dann ist Brent mit unterschreiten der 70 $ Marke bereits völlig überverkauft.
Seit dem Top 2018 hat sich hier eine hohe Eigendynamik in Richtung Süden ausgebildet, die sich jetzt aber im Bereich 50 $ abbauen wird (horiz. Linie grün).
Dieser Damm wird noch einmal Käufer an den Markt locken um den schnellen Profit einzufahren, was den Preis für´s Brent noch einmal kurzfristig nach oben befördern wird.
Indikatoren wie der Macd bauen für diese kurze Aufwärtsphase bereits pos. Divergenzen auf. Jetzt muß man nur noch abwarten bis nach erfolgter Bodenbildung sich ein Aufwärtstrend bildet und schauen wie lange dieser Aufwärtstrend Bestand hat. Mit viel Glück könnte Brent schon Ende 2019 bis Mitte 2020 den langfristigen Abwärtend (rot) erreichen.




 

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Tolle Chartanalyse :thumbsup:

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Am 12/24/2018 um 14:53 schrieb Trauerschwan:

 September:  Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-51k) / Permian (-233k) --> - 526,000 Decline Rate -->  + 79,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Oktober:      Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-235k) --> - 528,000 Decline Rate -->  + 98,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

November:   Anardako (-50k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-115k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-236k) --> - 529,000 Decline Rate --> + 113,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Dezember:   Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-114k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-236k) --> - 528,000 Decline Rate --> + 134,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Quelle: EIA’s Drilling Productivity Reports September - Dezember 2018

 

Januar 2019:   Anardako (-48k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-246k) --> - 541,000 Decline Rate --> + 62,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Quelle: EIA’s Drilling Productivity Report Januar 2019

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Posted · Edited by Trauerschwan

Gestern wurde wieder der EIA 914 Monthly Production Report veröffentlicht:

 

U.S. - Oktober 2018: 11,555 - November 2018: 11,900  (+ 345k barrels/day)

 

Das sieht nicht nur viel aus, sondern ist es auch. Aber, es gibt natürlich einige interessante Details:

 

Federal Offshore Gulf of Mexico - Oktober: 1,734 - November: 1,922  (+ 188k barrels/day)

 

Texas - Oktober: 4,720 - November: 4,835  (+ 115k barrels/day)

New Mexico - Oktober: 771 - November: 803  (+ 32k barrels/day)

 

North Dakota - Oktober: 1,375 - November: 1,364  (- 11k barrels/day)

Montana - Oktober: 60 - November: 63  (+ 3k barrels/day)

 

- Der größte "Zuwachs" ist im Golf von Mexiko zu verzeichnen (Offshore), weil Anlagen im Oktober wegen Hurricane Harvey (2017) Michael runtergefahren wurden.

- Das Shale-Gebiet "Permian" liegt in Texas und New Mexico und die Produktion dort ist auch im November ordentlich gewachsen.

- Das Shale-Gebiet "Bakken" befindet sich in den US-Bundesstaaten North Dakota und Montana. Die Produktion konnte dort nicht gesteigert werden bzw. ist sogar leicht gefallen.

- In allen anderen US-Bundesstaaten gibt es mMn nur leichte Veränderungen.

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Die entsprechende Forward-Kurve für Brent ist hier zu finden.

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vor 9 Minuten schrieb Hican1958:

Die entsprechende Forward-Kurve für Brent ist hier zu finden.

Kann es sein das da ein Link fehlt? ;)

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Am 1/22/2019 um 23:59 schrieb Trauerschwan:

September 2018:  Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-51k) / Permian (-233k) --> - 526,000 Decline Rate -->  + 79,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Oktober 2018:      Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-235k) --> - 528,000 Decline Rate -->  + 98,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

November 2018:   Anardako (-50k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-115k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-236k) --> - 529,000 Decline Rate --> + 113,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Dezember 2018:   Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-114k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-236k) --> - 528,000 Decline Rate --> + 134,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Januar 2019:        Anardako (-48k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-246k) --> - 541,000 Decline Rate --> + 62,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Quelle: EIA’s Drilling Productivity Report Januar 2019

 

February 2019:   Anardako (-49k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-117k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-249) --> - 546,000 Decline Rate (Legacy Wells)

February 2019:   Anardako (+0k) / Appalachia (+3k) / Bakken (+13k) / Eagle Ford (+9k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+16k) / Permian (+43) --> + 84,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

 

Quelle: EIA’s Drilling Productivity Report February 2019

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Am 14.1.2019 um 18:28 schrieb Aktiencrash:

Auf langfristige Sicht befindet sich der Rohölpreis (Brent) in einem stabilen Abwärtstrend (rot).

Die Abwärtsdynamik ist seit 2008 relativ hoch. Die erste dynamische Abwärtsphase setzte 2008 bis 2009 ein. Die nächste Abwärtsphase setzte verlief von 2014 bis 2017.
Am Zeitraum dieser Phasen erkennt man bereits die verringerung der Abwärtsdynamik. Bestand diese 2008/09 noch aus 6 Monaten, so hat sich die 2 Phase auf ca 1,5 Jahre (2014 bis 2017) verlängert.

Mittelfristig sind beim Brent bereis alle Dämme nach unten gebrochen (grüne Aufwärtstrend).

Betrachtet man die Sache kurzfristig, dann ist Brent mit unterschreiten der 70 $ Marke bereits völlig überverkauft.
Seit dem Top 2018 hat sich hier eine hohe Eigendynamik in Richtung Süden ausgebildet, die sich jetzt aber im Bereich 50 $ abbauen wird (horiz. Linie grün).
Dieser Damm wird noch einmal Käufer an den Markt locken um den schnellen Profit einzufahren, was den Preis für´s Brent noch einmal kurzfristig nach oben befördern wird.
Indikatoren wie der Macd bauen für diese kurze Aufwärtsphase bereits pos. Divergenzen auf. Jetzt muß man nur noch abwarten bis nach erfolgter Bodenbildung sich ein Aufwärtstrend bildet und schauen wie lange dieser Aufwärtstrend Bestand hat. Mit viel Glück könnte Brent schon Ende 2019 bis Mitte 2020 den langfristigen Abwärtend (rot) erreichen.

Öl ist da wohl sogar recht stark zur Zeit und vermutlich auch die nächsten Monate nicht so sehr vom Spotmarkt, sondern insbesondere von den Futures, sprich der makroökonomischen Entwicklung abhängig.

Die Befürchtung einer Rezession dürfte den Abverkauf ausgelöst haben, und nach den teilweise miserablen Dezemberdaten werden die Daten für Januar und Februar sehr interessant sein. 

Eine solch schnelle und starke Erholung sehe ich beim Öl eher nicht. (mit dieser rechne ich nicht)

Ich halte das Erreichen von 70$ schon für sportlich

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Monatesende = EIA 914er Zahlen!

 

Leider sieht man nur die Daten vom Vormonat und den Zusatz: "The crude oil production data in the table and graph below will be updated with December data on March 8. Until then, updated data is available in the Additional data and methodology section to the right."

 

Auf jeden Fall kann man die Zahlen echt anschauen und siehe da: Nov-18 mit 11,905 b/d und Dec-18 mit 11,849 b/d --> ein Rückgang um 0,5%

 

Am 2/1/2019 um 19:27 schrieb Trauerschwan:

Gestern wurde wieder der EIA 914 Monthly Production Report veröffentlicht:

 

U.S. - Oktober 2018: 11,555 - November 2018: 11,900  (+ 345k barrels/day)

 

Federal Offshore Gulf of Mexico - Oktober: 1,734 - November: 1,922  (+ 188k barrels/day)

 

Texas - Oktober: 4,720 - November: 4,835  (+ 115k barrels/day)

New Mexico - Oktober: 771 - November: 803  (+ 32k barrels/day)

 

North Dakota - Oktober: 1,375 - November: 1,364  (- 11k barrels/day)

Montana - Oktober: 60 - November: 63  (+ 3k barrels/day)

 

Diesen Monat sieht es folgendermaßen aus:

 

U.S. - November 2018: 11,905  - Dezember 2018: 11,849 (- 56k barrels/day)

 

Federal Offshore Gulf of Mexico - November: 1,922 - Dezember: 1,802  (- 120k barrels/day)

 

Texas - November: 4,835 - Dezember: 4,877 (+ 42k barrels/day)

New Mexico - November: 803 - Dezember: 816  (+ 13k barrels/day)

 

North Dakota - November: 1,364  - Dezember: 1,373 (+ 9k barrels/day)

Montana - November: 63 - Dezember: 63 (+ 3k barrels/day)

 

Wenig Wachstum zum Jahresende, weil die Pipelines noch nicht fertig waren. Es könnte also bald wieder etwas stärker steigen, wenn es nur an der Logistik lag.

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Am 28/02/2019 um 19:34 schrieb Trauerschwan:

Wenig Wachstum zum Jahresende, weil die Pipelines noch nicht fertig waren. Es könnte also bald wieder etwas stärker steigen, wenn es nur an der Logistik lag.

Warum diese Obsession für die US shale Produktion? Es ist vollkommen egal ob die USA in einem Monat 100k Barrels mehr oder weniger produziert haben. Es gibt so viele andere, wichtige Faktoren die den Ölpreis beeinflussen.

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vor 3 Stunden schrieb Marfir:

Warum diese Obsession für die US shale Produktion? Es ist vollkommen egal ob die USA in einem Monat 100k Barrels mehr oder weniger produziert haben. Es gibt so viele andere, wichtige Faktoren die den Ölpreis beeinflussen.

 

Zuerst einmal ist es das Sammeln von Statistiken. Jeder kann die Zahlen dann interpretieren wie er/sie will.

 

"Meine Obsession" für US Shale beruht darauf, dass es momentan die einzige nennenswerte Region der Welt ist, in der die Ölproduktion signifikant steigt - und zwar ungefähr so schnell wie die Nachfrage nach Öl. Sollte also Shale doch nicht so schnell steigen wie gedacht, dann hätten wir sehr wahrscheinlich steigende Ölpreise und dadurch auch steigende Kurse bei Aktien der Ölbranche. Würde aber die Nachfrage einbrechen und Shale weiterhin stark wachsen, dann gehen vermutlich einige Driller bankrott. Trauerschwan wäre dann etwas unglücklich :P

 

EIA 914 gibt die "echten" Produktionszahlen an und man kann die API Grade vergleichen. 

EIA Weeklys sind nur geschätzt, aber sind größtenteils in Ordnung. Bestätigung dann nach zwei Monaten durch EIA 914.

DPR zeigt die Decline Rate und das Wachstum der Shale Regionen an.

 

Ich finde, dass man sich mit diesen Zahlen einen kleinen, aber feinen Überblick verschaffen kann.

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vor 7 Stunden schrieb Trauerschwan:

"Meine Obsession" für US Shale beruht darauf, dass es momentan die einzige nennenswerte Region der Welt ist, in der die Ölproduktion signifikant steigt - und zwar ungefähr so schnell wie die Nachfrage nach Öl.

Das Problem ist, dass beim Leichtöl so getan wird als wäre es mit den anderen Ölsorten äquivalent. Dabei importiert die US nach wie vor große Mengen Schweröl. Und der heimische Markt ist wegen der Massen an billigem Gas und Leichtöl über-versorgt. Gäbe es noch ein Exportverbot, so wären schon viele fracker Pleite. So viel zum Thema Nachfrage.

 

In anderen Regionen der Welt würde die Ölproduktion auch steigen, wenn man sich nicht zu einer Preis-vor-Menge Strategie entschlossen hätte. Die fracker aber müssen pumpen was das Zeug hält, um ihre Schulden bedienen zu können. Shale oil ist für die meisten Firmen ein looser game, die nur dank billigem Geld am Leben gehalten werden. @Trauerschwan hat hoffentlich sehr genau seine Investition(en) ausgewählt.

 

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vor 2 Stunden schrieb Marfir:

Das Problem ist, dass beim Leichtöl so getan wird als wäre es mit den anderen Ölsorten äquivalent. Dabei importiert die US nach wie vor große Mengen Schweröl. Und der heimische Markt ist wegen der Massen an billigem Gas und Leichtöl über-versorgt. Gäbe es noch ein Exportverbot, so wären schon viele fracker Pleite. So viel zum Thema Nachfrage.

 

In anderen Regionen der Welt würde die Ölproduktion auch steigen, wenn man sich nicht zu einer Preis-vor-Menge Strategie entschlossen hätte. Die fracker aber müssen pumpen was das Zeug hält, um ihre Schulden bedienen zu können. Shale oil ist für die meisten Firmen ein looser game, die nur dank billigem Geld am Leben gehalten werden. @Trauerschwan hat hoffentlich sehr genau seine Investition(en) ausgewählt.

 

"Natürlich" sehr bewusst ausgewählt bzw. es ist auf jeden Fall kein Shale Oil Unternehmen dabei ^_^

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@Marfir et al: Schon den Call von Centennial (CEO ist Mark Papa) gelsen? Q & A reicht eigentlich aus, der Anfang ist überflüssig :lol:

 

Hier ist der Link zum Call

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vor 35 Minuten schrieb Trauerschwan:

@Marfir et al: Schon den Call von Centennial (CEO ist Mark Papa) gelsen? Q & A reicht eigentlich aus, der Anfang ist überflüssig :lol:

 

Hier ist der Link zum Call

Nein, kenne das Unternehmen auch nicht. Ich habe nur die erste Antwort gelesen:

Zitat

First and let me just make it clear that, the original plan was to grow to 65,000 barrels of oil a day in 2020 and to have free cash flow neutrality by year end 2020. That was assuming a $70 WTI world.

And clearly that plan is out the window. So that plan is just gone. So, what we're looking at now is that my macro view is that I think there's a reasonable chance that we may reach $70 WTI by year-end and then hopefully we see a stable $70 dollar WTI price for next year, which would be 2020.

Kein Wunder also dass die US Regierung Europa drängt Nordstream 2 nicht zu bauen. "Kaufe nicht beim Russen, sondern bei Verbündeten". Jaja die Banken müssen ihr in Löchern gestecktes Kapital abschreiben und einige Buden dicht machen. Weniger Player mit mehr Investment-Disziplin wären gut.

2020+ dürfte mehr Pipelinekapazität zur verfügung stehen, was den Frackern auch noch mal zu gute kommen dürfte. Abnehmer in Fern-Ost gibt es genug. Trotzdem wirds nicht leichter noch sweet spots zu finden die in einer 55$ WTI Welt noch FCF positiv sind.

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