DER US-MARKT FÜR ÖL- UND GASLAND LEASES

LEASES ALS WERTSCHÖPFUNGSFAKTOR

 

Als Lease wird in den USA ein zeitlich begrenztes, gebietsbezogenes Ausbeutungsrecht bezeichnet. Der Markt für Öl- und Gas-Land Leases hat in den USA in den letzten zwei Jahren eine enorme Dynamik entwickelt: bedingt durch die Strategie der US-Politik, über eine Verbesserung des inländischen Öl- und Erdgasangebots zu Preisentlastungen zu kommen, sowie durch die ständig steigende Nachfrage nach Rohstoffen.

 

Heute werden die „Claims“ für die Erschließung und Förderung von morgen abgesteckt. Der frühzeitige Einstieg in das richtige Gebiet sichert und verbessert die Rentabilität eines jeden Öl/Gasprojektes erheblich. Leases können als eigenständige Vermögensgegenstände verstanden werden. Sie werden gehandelt und ihr Wert entwickelt sich entsprechend der Rohstoffnachfrage und der zum Lease gehörenden Öl/Gasreserven.

 

Steigerungen von zum Beispiel 300 USD/acre auf 30.000 USD/acre binnen 24 Monaten wie im „Haynesville Shale“ im Süden der USA sind die Spitzen eines allgmeinen Trends (1 acre = ca. 63,61 m x 63,61 m = ca. 4.000 qm). Mit den Rohstoff kosten steigen auch die Leasekosten, die die Rohstoffreserven im Boden beinhalten beziehungsweise verkörpern. Tausende von selbstständigen oder angestellten Agenten sind damit beschäftigt, für Firmen oder Privatpersonen möglichst frühzeitig Leases mit Wertsteigerungspotenzial zu erwerben und zu sichern.

 

Der Leasegeber – der Inhaber der Bodenrechte („mineral rights“) – erhält nicht nur eine einmalige Kompensation beim Vergeben von Leaserechten. Er profitiert auch dauerhaft von den Erträgen der Quellen der von ihm vergebenen Leases. Diese Ertragsbeteiligungen werden als „Royal ties“ bezeichnet und sind vorrangig zu bedienen. Die Höhe der Royalties differiert erheblich je nach Wert der Leases und wird in vielen Fällen direkt mit den Land eigentümern verhandelt. Sie reicht von ca. 10% aller Bruttoerträge bis hin zu30%in sehr attraktiven Gebieten. Normalerweise handelt es sich dabei um feste Prozentzahlen, die nicht an die Rohstoffpreise gekoppelt sind.

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EIGENTUMSRECHTE: „SURFACE RIGHTS“ UND „MINERAL RIGHTS“

 

Die Eigentumsrechte in den USA trennen zwischen den Oberflächenrechten („surface rights“) und den Bodenrechten unterhalb der Oberfläche bis zum Erdmittelpunkt. Die Eigentümer der Öberflache sind nicht unbedingt die Eigentümer des Untergrunds („mineral rights“).

 

Das „mineral right“ am Untergrund ist ein eigenständig eingetragenes und vererbbares Recht. Die unterschiedlichen Eigentumsrechte müssen manchmal aufwändig recherchiert werden, um die Eigentumsverhältnisse zu klären.

 

Der Eigentümer des mineral rights hat das Recht, ein in der Regel zeitlich begrenztes Lease für die Ausbeutung des Bodens an Dritte zu vergeben. Neben Kanada gehören die USA zu den wenigen Länder in der Welt, in denen nicht-staatliche Institutionen, insbesondere auch private Personen und Körperschaften, umfangreiche Ausbeutungsrechte der mineralischen Vorkommen unterhalb der Grundstücke bzw. Oberfläche besitzen.

 

 

VOM „MINERAL RIGHT“ ZUR VERGABE VON LEASES

 

Da die Erschließung von Bodenschätzen in der Regel hochgradig kapital- und know-how-intensiv ist, fehlen den Eigentümern der mineral rights oft das Geld und das Wissen für eine eigenständige Erschließung der Bodenschätze. Der Eigentümer der mineral rights kann daher beispielsweise einem Erschließungsunternehmen ein zeitlich und räumlich (auch in der Tiefe) begrenztes Recht zu Bodenuntersuchung für Öl- und Gasvorkommen erteilen.

 

Wird ein Vorkommen identifiziert, kann ein finanzkräftiges Erschließungsunternehmen mit der entsprechenden Sachausstattung einen Leasevertrag mit dem Eigentümer der mineral rights verhandeln und abschließen.

Leaseverträge können formlos sein oder Standardverträgen folgen. Der Leasevertrag definiert alle relevanten Leasebedingungen wie die Phasen der Erschließung, der Entwicklung und der Ausbeutung sowie die Verantwortlichkeiten von Leasenehmer und Leasegeber.
 
 
DIE VERGÜTUNG DER LEASES

 

Die Vergütung der Leases erfolgt in zwei Stufen: Eine erste Anzahlung (Upfront-Payment) ist bei Erwerb des Leases zu entrichten. Die zeitlich begrenzten Leaserechte werden in der Regel für drei bis zehn Jahre vergeben, in dieser Zeit muss Erdöl oder Erdgas gefunden werden, ansonsten verfällt das Recht des Leasenehmers zur Ausbeutung. Ist eine Öl- und Gasproduktion etabliert, verlängert sich das Leaserecht bis die Ausbeutung eingestellt wird.

 

In der Ausbeutungsphase erhält der Eigentümer des mineral rights dann die Royalties als Vergütung in Höhe von ca. 10% bis 30% der Erträge, ohne sich an den Bohrkosten beteiligen zu müssen. Darüber hinaus wird der Eigentümer der surface rights für entstehende Schäden und den Flächenverbrauch entschädigt. Zum Ende der Produktion muss der alte Zustand wiederhergestellt werden.

 

 

 

LEASEKOSTEN JE NACH QUALITÄT

 

Die Kosten der Leases richten sich nach der Qualität der Öl- und Gasvorkommen unter dem jeweiligen Lease. Bei einem „jungfräulichen“ Lease ohne Bohrungen in der näheren Umgebung liegen die Kosten bei ca. 1 bis 10 USD/acre. Bei Leases über geologischen Formationen, die als öl- und gasführend bekannt sind, liegen die Kosten bei 50 bis 200 USD/acre.

 

Bei Leases, die sich in der Nähe produzierender Quelle befinden, liegen die Kosten bei 500 bis 40.000 USD/acre. Diese Bandbreite zeigt das attraktive Wertsteigerungspotenzial, das Erschließungsunternehmen wie der Cypress Gruppe offen steht, die aufgrund ihrer Erfahrungen, ihres geologischen Wissens und ihren Analyse- und Forschungsmöglichkeiten frühzeitig das Potenzial eines Gebietes erkennen und durch den Erwerb der entsprechenden Leases nutzen.

 

DER US-MARKT FÜR ERDOEL UND ERDGAS

ENERGIEVERBRAUCH IN DEN USA

 

Nach Hochrechnungen des US-amerikanischen nationalen Statistikamtes US Census Bureau überschritt die Einwohner zahl der USA bereits im September 2006 die Marke von 300 Mio. Alle elf Sekunden wird im drittgrößten Staat der Welt ein Kind geboren, auf das Jahr gerechnet bedeutet dies ein Anstieg von rund 2,8 Mio. Einwohnern. Während sich Europa wegen niedriger Geburtenraten auf demografische Umwälzungen vorbereiten muss, erhöhten die USA in nur 39 Jahren ihre Bevölkerungszahl von 200 Mio. auf 300 Mio.

 

 Der Energieverbrauch in den USA ist hoch und der Pro-Kopf-Verbrauch steigt an. Während die Bevölkerungszahl seit 1967 um die Hälfte gestiegen ist, hat sich im gleichen Zeitraum die Zahl der Fahrzeuge mehr als verdoppelt, die der gefahrenen Kilometer sogar verdreifacht. Zudem gibt es heute in den USA fast doppelt so viele Haushalte wie vor 39Jahren. Durchschnittlich leben nur noch 2,6 Amerikaner in jedem Haushalt (1967 waren es noch 3,3) und der Anteil der Single-Haushalte stieg von knapp 16 auf 27%. Die USA verbrauchen pro Kopf das meiste Öl weltweit – mehr als ein Viertel der Weltproduktion. Das Öl kommt mehrheitlich aus Kanada und Mexiko, aber auch aus Saudi-Arabien.

 

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ÜBERSICHT ÜBER DEN ENERGIEVERBRAUCH UND TRENDS DER USA

 

In den USA sind Öl und Gas mit Abstand die Hauptlieferanten für Primärenergie, gefolgt von Kohle. Alle Energiesektoren weisen in den USA einen dauerhaft steigenden Verbrauch auf. Während die USA beim Öl auf Importe angewiesen sind, kann beim Gas momentan noch weitgehend auf Importe verzichtet werden. Aufgrund der um fangreichen Gasreserven und der guten Versorgungssituation wird Gas in absehbarer Zeit eine immer wichtigere Rolle in der nationalen Energieversorgung spielen.

 

 

DIE ÖL-INLANDSPRODUKTION IN DEN USA

 

Die US-Inlandsproduktion – einschließlich Alaska – für Öl und Kondensate war in den letzten zwölf Monaten mit ca. 150 bis 160 Mio. Barrels pro Monat relativ stabil. Etwa die doppelte Menge, ca. 300 Mio. Barrels/Monat, müssen die USA einführen. Die steigende Inlandsnachfrage bewegt die USA energiepolitisch immer mehr dazu, das maximal Mögliche aus den inländischen Reserven für den eigenen Verbrauch zu fördern.

 

So spielen Exporte von Energie aus den USA keine nennenswerte Rolle, da die Energie vollständig zur Deckung des wachsenden eigenen Bedarfs im Lande benötigt wird. In den USA werden deshalb vermehrt Anstrengungen unternommen  u.a. durch steuerliche Vergünstigungen – die Ölförderung im eigenen Lande zu stärken, um von Energieimporten unabhängiger zu werden.

 

 

„PEAK OIL“ UND SEINE BEDEUTUNG FÜR DIE USA

 

Peak Oil bezeichnet den Zeitpunkt, ab dem die Gesamtförderung von Öl ihr Maximum erreicht hat, um anschließend stetig abzunehmen. Die grundsätzliche Frage, ob der „Peak Oil“ in der gesamten Welt bereits erreicht ist, kann aufgrund sich unterscheidender Statistiken nicht eindeutig beantwortet werden. Die Peak-Oil-Grundannahme der Nachfragesteigerung bei gleichzeitig langfristiger Angebotsverknappung scheint in vielen Bereichen des amerikanischen Alltags zu greifen.

 

So sind die US-Behörden mittlerweile gezwungen, auch konservative langfristige Schätzungen über die Preisentwicklung der Energierohstoffe der zukünftigen Jahre regelmäßig nach oben anzupassen. Peak Oil und seine um wälzenden Konsequenzen auf das Leben der US-Amerikaner werden zunehmend in der Öffentlichkeit diskutiert. Eine Studie von Trendlines Research geht davon aus, dass der Peak von konventionellem Rohöl bereits 2005 er reicht worden ist und wir seither eine Abnahme von ca. 1,1% der weltweiten Reserven erleben.

 

Trotz erheblicher Anstrengungen der US-Regierung, die Abhängigkeit von importiertem Öl und Gas zu reduzieren, ist in den USA mit weiterhin steigenden Energiepreisen und insgesamt zunehmendem Verbrauch zu rechnen. Bedingt wird diese Tendenz durch das konstante Bevölkerungswachstum und den erhöhten Pro-Kopf-Verbrauch der USA.

 

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DIE GAS-INLANDSPRODUKTION IN DEN USA

 

Die USA waren im Jahr 2007 mit 22,6% weltweit der größte Erdgasverbraucher. Große Mengen des Erdgases werden in den USA von Kraftwerken zur Erzeugung elektrischer Energie benötigt. Gleichzeitig gehören die USA neben Russland und Kanada zu den bedeutendsten Netto-Förderern von Erdgas. Im Jahr 2007 wurden in den USA 565,91 Mrd. m3 Erdgas gefördert. Die nachgewiesenen Erdgasreserven belaufen sich in den USA auf 5,98 Billionen m3.

 

Die Erdgaspreise in den USA sind durch inneramerikanische Faktoren und Witterungseinflüsse bedingt. Viele amerikanische Großstädte liegen in extremen Klimazonen, so können die Temperaturen in der Mitte Nordamerikas im Sommer auf +45° steigen, während am selben Ort im Winter -45° Celsius herrschen. Durch das hohe Bevölkerungswachstum der USA wird auch der Gasverbrauch wachsen, da mehr Gas für Heizung und Kühlung verbraucht wird. Denn nach wie vor sind viele Gebäude in den USA schlecht gegen Hitze und Kälte isoliert und meist fehlt das Geld für aufwändige Sanierungen.

 

 

DIE STRATEGIEN ZUR AUSBEUTUNG INLÄNDISCHER VORKOMMEN

 

Die Wahrscheinlichkeit ist hoch, dass die US-Regierung sowohl die Ausbeutung bestehender als auch die Erschließung neuer Öl- und Gasquellen weiterhin massiv fördern wird, um die zu erwartende Preisspirale zumindest zu dämpfen und um Zeit für die Suche nach Alternativen zu gewinnen. Der US-Markt für regional gefördertes Öl und Gas darf in seinen Dimensionen nicht unterschätzt werden. Es bestehen Hunderttausende von Produktions- und Fundstellen entlang der großen öl- und gasführenden Schichten.

 

Aufgrund verbesserter Analyse, Erschließungs- und Fördertechniken können bereits bekannte und teilweise vor vielen Jahren eingestellte Förderstellen gewinnbringend „reaktiviert“ werden. Der US-Markt bietet auch im weltweiten Vergleich sehr wettbewerbsfähige Investitionsmöglichkeiten in der Öl und Gas-Erschließung, wie es eine Studie der UBS vom September 2008 belegt: Neben den etablierten Fördergebieten wie dem Barnett Shale in Texas gibt es eine Vielzahl von weniger bekannten Gebieten, die jetzt erst umfangreich erschlossen oder wiederentdeckt werden.

 

In diesen „Unconventional Ressources“ (nicht konventionelle Vorkommen) schlummern nicht nur erhebliche Reserven, sie bieten u.a. durch die noch niedrigeren Kosten für Förderrechte auch die höchsten Renditen. Das Kalenderjahr 2008 zeichnet sich als herausragendes Jahr bei der Neuerschließung von Öl- und Gasquellen ab. Die USRegierung unterstützt die Erschließung dieser Gebiete u.a. durch eine vorteilhafte Steuergesetzgebung.

 

 Im Gegensatz zum auf der Angebotsseite teilweise intransparenten Weltmarkt, der in zahlreichen Förderstaaten zudem durch Korruption und autokratische Strukturen geprägt ist, zeichnet sich der US-Markt für Öl und Gas durch eine hohe Transparenz unter strenger staatlicher Kontrolle aus.

 

Die Förderergebnisse für Quellen/Land-leases müssen in Abhängigkeit von den Regularien des jeweiligen US-Bundesstaates veröffentlicht werden. Auf der offiziellen Seite der Energy Information Administration des US Departments of Energy finden sich hierzu viele Hintergrundinformationen, Trendanaly sen und Abschätzungen von Nachfrage und Angebot (http://www.eia.doe.gov).

 

 

 

 

 

 

 


 

 

 

 

 

DER WELTMARKT FÜR ERDGAS

DIE GESCHICHTE DES ERDGASES

 

Seit Ende des 18.Jahrhunderts wird Gas als Energiequelle benutzt. Zunächst wurde aus Holz und Kohle Stadtgas hergestellt, das zur Beleuchtung oder zum Kochen verwendet wurde. In größerem Umfang wurde fossiles Erdgas zuerst in den Haushalten Nordamerikas verwendet, später aber oft durch Elektrizität ersetzt. Erst mit dem Preis schock der siebziger Jahre gewann es wieder an Bedeutung. Bis Anfang der 1980er Jahre wurde die Gasversorgung der meisten westdeutschen Städte von Stadtgas, das wegen des hohen Anteils von Kohlenstoffmonoxid giftig ist, auf Erdgas umgestellt.

 

Der Erdgaskonsum ist noch immer weitgehend auf Regionen beschränkt, die mit festen Zuliefer-Pipelines bedient werden. Seit ein paar Jahren gewinnt die Verschiffung in Form von Flüssiggas (Liquified Natural Gas, LNG) an Bedeutung. Es handelt sich dabei um Gas, das bis zur Kondensationstemperatur gekühlt, in speziellen Tankschiffen transportiert und in Empfangsterminals wieder verdampft wird. Während der weltweite Schiffstransport von Erdöl die Regel ist, stellt der Transport von Flüssiggas in Schiffen noch eine Ausnahme dar, sodass die Verteilung von Gas auch in den folgenden Jahren hauptsächlich an die regionalen Pipelinenetze gebunden sein wird.

 

 

ERDGASVORKOMMEN

 

Die größten Erdgasreserven befinden sich im Nahen Osten und in Russland, das durch die staatlich dominierte Gazprom auch über das umfangreichste Pipeline-System verfügt. Die wichtigsten Konsumenten von Erdgas sind die USA, Kanada, Russland und die EU. Die Golfstaaten sind dabei, Exportkapazitäten für Flüssiggas einzurichten.

 

 

ERDGAS AUF DEM WELTMARKT

 

Die NYMEX ist zur Clearingstelle für den Gashandel in ganz Nordamerika geworden. Kontinentaleuropa bezieht das Gas hauptsächlich aus den Staaten der Gemeinschaft Unabhängiger Staaten (GUS), den Niederlanden, Norwegen und Libyen, wobei die Lieferpreise aber vertraglich fixiert werden.

 

 

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ERDGASVERBRAUCH

 

Erdgas ist mit einem Anteil von knapp einem Viertel am Welt-Primärenergieverbrauch hinter Erdöl und Kohle der drittwichtigste Primärenergieträger. Bis Ende 2006 wurden weltweit insgesamt fast 84 Billionen Kubikmeter Erdgas gewonnen, die Hälfte davon innerhalb der letzten 17 Jahre. Damit sind knapp 31% der bisher entdeckten Erdgasreserven gefördert. Rechnet man das bei der Produktion aus Erdölfeldern ohne Nutzwert abgefackelte Erdgas („Gas Flaring“) hinzu, so wurde bisher mehr als ein Drittel der ursprünglichen Reserven den Lagerstätten entnommen.

 

Insbesondere die relativ günstig zu errichtenden Gasturbinenkraftwerke gelten bei der Stromerzeugung als besonders effektiv, zumal sie schnell ihre Leistung steigern und drosseln können, um Bedarfsspitzen in den Stromnetzen auszugleichen. Mit der steigenden Einspeisung vor allem von Wind- und Sonnenenergie in die Stromnetze wird auch der Bedarf an solchen flexiblen Gasturbinenkraftwerken wachsen, um immer dann kurzfristig Strom liefern zu können, wenn gerade keine Wind- oder Sonnenenergie verfügbar ist.

 

 

Der Erdgasverbrauch erreichte 2006 mit knapp 2,9 Billionen Kubikmeter ebenfalls einen historischen Höchstwert. Größte Erdgasverbraucher waren die USA, gefolgt von Russland, Deutschland, Großbritannien, Kanada, Iran und Japan. Im Jahr 2006 wurden ca. 855 Milliarden Kubikmeter Erdgas (gut 29% der Weltförderung) grenzüberschreitend (ohne Transithandel) gehandelt. Der Erdgasverbrauch weist in den letzten Jahren hohe Steigerungsraten auf. Dieser Trend dürfte sich auch in Zukunft fortsetzen.

 

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ERDGASRESERVEN

 

Wie beim Erdöl ist auch das Gesamtpotenzial an Erdgas, unterteilt nach Fördermengen, Reserven und Ressourcen, regional sehr ungleichmäßig verteilt. Die GUS, insbesondere Russland, verfügt über das bedeutendste Erdgas potenzial. Von großer Bedeutung ist auch der Nahe Osten. Obwohl Nordamerika ein großes Gesamtpotenzial aufweist, ist es hinsichtlich seiner verbleibenden Reserven von etwas geringerer Bedeutung, da in den USA bereits etwa die Hälfte des gesamten bekannten Erdgases gefördert ist. Die Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe schätzt die Welt-Erdgasreserven Ende 2006 auf ca. 181 Billionen Kubikmeter. Über die Hälfte der Erdgasreserven konzentrieren sich auf die drei Länder Russland, Iran und Katar. Das Potenzial Europas ist mit knapp 5% am Welterdgas-Gesamtpotenzial eher unbedeutend. Betrachtet man hin gegen die Erdgasmärkte, so hat der europäische Markt – dank Russland und Nordafrika– Zugang zu ca. 45% des weltweiten Gesamtpotenzials.

 

Rechnet man den Nahen Osten als potenzielles Liefergebiet hinzu, ergibt sich sogar ein Zugang zu ca. 69% des Welt-Gesamtpotenzials für konventionelles Erdgas. Damit verfügt der europäische Erdgasmarkt über eine komfortable

Position im Vergleich zu anderen Märkten, insbesondere dem nordamerikanischen Markt.

 

 

AUSSICHTEN

 

Aus geologischer Sicht ist Erdgas in ausreichender Menge vorhanden, um noch über Jahrzehnte die absehbare Versorgung der Verbraucher zu gewährleisten. Ein moderat steigender Erdgasbedarf wird somit vermutlich für die meisten Erdgasmärkte durch zusätzliche Lieferungen gedeckt werden können. Voraussichtliche Engpässe auf dem nordamerikanischen Erdgasmarkt müssten über LNGLieferungen aus anderen Märkten gedeckt werden. Der Erdgaspreis wird durch die Transportkosten beeinflusst.

 

Sie sind deutlich höher als bei Erdöl und Kohle. Der Transport von Erdgas wird auch zukünftig zum größten Teil per Pipeline erfolgen. Durch die ungleiche Verteilung der Gasressourcen auf der Welt ist deshalb mit einem langfristigen Anstieg des LNG-Transports und mit der Etablierung eines Spotmarktes für Erdgas zu rechnen. Mittelfristig wird der nordamerikanische Erdgaspreis weiterhin auch stark auf inneramerikanische Faktoren und Witterungseinflüsse reagieren. Hier kann es, wie sich in der Vergangenheit gezeigt hat, zu deutlichen Preisschwankungen bei Erdgas durch Überkapazitäten oder Verknappungen kommen. Ursache können kalte Winter (Heizbedarf) oder heiße Sommer (Kühlung u.a. mit Erdgas) sein.

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Der Weltmarkt für Erdöl


DER INVESTITIONSBEREICH UND SEINE CHANCEN

 

Neben Kohle werden Erdöl und Erdgas noch viele Jahre weltweit die wichtigsten Energieträger bleiben. Während Kohle noch für lange Zeit ausreichend verfügbar sein wird, sind die weltweiten Öl- und Gasvorräte begrenzt. Der „Depletion Midpoint“, der Zeitpunkt, an dem die Hälfte des weltweit vermuteten Erdöls gefördert ist, wird Schätzungen von Experten zufolge bereits innerhalb der nächsten Jahre erreicht sein. Regenerative Energien sind noch kein gleichwertiger Ersatz, vor allem was petrochemische Erzeugnisse wie Treibstoffe, Düngemittel oder den weiten Bereich der Kunststoffe angeht.

 

Durch die seit Jahrzehnten stark wachsende Nachfrage haben sich sowohl Erdöl als auch Erdgas trotz aller Krisen und Preisschwankungen immer weiter verteuert. So ist in den vergangenen zehn Jahren der Rohölpreis um ein Vielfaches gestiegen. Diese Preisentwicklung wird sich nach Meinung vieler Experten weiter fortsetzen, und auch der drastische Rückgang der Rohstoffpreise in der zweiten Hälfte 2008 wird eher als vorübergehender Effekt gesehen.

 

Denn nicht nur Chinas Wirtschaftswachstum hält an, auch Indien und weitere bevölkerungsstarke Länder sind dabei sich zu Industrienationen zu entwickeln. Zusätzliche Preisausschläge nach oben bewirkt die Tatsache, dass viele Ölfördergebiete in politisch instabilen Regionen liegen (Irak, Iran u.a. arabische Staaten, Nigeria, Sudan).

 

Neben der Erforschung von Alternativen zu Erdöl und Erdgas ist die Erschließung neuer Öl- und Gasquellen ein wichtiger Faktor, um den Energiemarkt zu entspannen. Vor allem in den USA werden vermehrt Anstrengungen unternommen, die Ölförderung im eigenen Lande zu stärken und von Energieimporten unabhängiger zu werden. In diesem positiven Marktumfeld bietet der Pylon Performance Fonds I deutschen Privatinvestoren die Möglichkeit, sich in den USA an dem aussichtsreichen Markt der Öl- und Gasförderung zu beteiligen.

 

Für die USA als Fördergebiet sprechen die politische und rechtliche Stabilität sowie die hohe Transparenz der Öl- und Gasproduktion, die in den USA durch staatliche Kontrolle öffentlich zugänglich und überprüfbar ist. Hinzu kommt, dass die USA als großes Flächenland nach wie vor über hohe Reserven und einen hervorragend funktionierenden Abnahmemarkt verfügen. Gerade in den USA lassen sich auch bei höheren Förderkosten pro Barrel als z.B. in Saudi-Arabien mit entsprechendem geophysikalischem Know-how und geschickter Strategie beim Erwerb der benötigten Förderrechte attraktive Renditen erwirtschaften.

 

 

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DIE GESCHICHTE DES ERDÖLS

 

Erdöl wird seit Tausenden von Jahren genutzt: Mit Hilfe von Erdöl dichteten die Babylonier ihre Schiffe ab, die Ägypter verwendeten es bei der Einbalsamierung der Toten und im byzantinischen Reich wurde Erdöl als Brandmittel für Flammenwerfer eingesetzt. Mit Erfindung der Kerosinlampe Mitte des 19. Jahrhunderts beginnt die Nutzung von Rohöl als Energiequelle, die ersten Öllagerstätten wurden erschlossen. Elektrizität ersetzte zwar bald die Kerosinlampen, aber mit dem Siegeszug des Automobils stieg die Nachfrage nach Erdöl stetig an.

 

 

ERDÖLVORKOMMEN

 

Bei Erdöl wird zwischen konventionellem und nicht-konventionellem Erdöl unterschieden. Konventionelles Erdöl liegt in flüssiger Form vor und kann ohne weitere Verarbeitungsschritte an die Oberfläche gepumpt werden. Etwa 71 % der konventionellen Erdölreserven befinden sich in einem relativ eng begrenzten Gebiet, das vom Nahen Osten über den Kaspischen Raum bis nach Nordwest- Sibirien reicht. Nicht-konventionelle Erdöle liegen in Form von Schweröl, Schwerstöl, Ölsanden oder Ölschiefer vor.

 

Der finanzielle Aufwand für die Förderung von nicht-konventionellem Erdöl ist höher. Besonders große Vorkommen finden sich zum Beispiel in Venezuela (Schwerstöle) und Kanada (Ölsande). Inwieweit hier gefördert werden wird, hängt von der Entwicklung des Ölpreises ab.

 

 

ERDÖL AUF DEM WELTMARKT

 

Je nach Lagerstätte weist Erdöl unterschiedliche, charakteristische Zusammensetzungen auf. Im Erdölhandel hat man sich auf bestimmte Erdölsorten als Referenzöle geeinigt. Die Preise aller anderen Sorten werden dann als Abschlag oder Zuschlag auf das Referenzöl ermittelt. Man spricht von „Light Sweet Crude Oil“, wenn Erdöl einen geringen Schwefelgehalt (0,42%) enthält. West Texas Intermediate (WTI) fällt beispielsweise in diese Kategorie.

 

Es wird an der New York Mercantile Exchange (NYMEX) gehandelt und bringt eine hohe Ausbeute hochwertiger End- und Zwischenprodukte wie Benzin, Diesel und Kerosin. Light Sweet Crude Oil ist eine internationale Preisreferenz. Erdölsorten mit einem geringeren Schwefelgehalt sind billiger, schwefelreichere Sorten teurer.

 

Der Preis für Brent-Nordseeöl, das in London gehandelt und meist über Rotterdam ausgeliefert wird, liegt üblicherweise um 30 Dollarcents unter der NYMEX-Notierung. Norwegisches Oseberg wird mit einem Abschlag von 55 Cents gehandelt, der Preis für nigerianisches Bonny Light liegt 15 Cents über der New Yorker Referenz.

 

Der Erdölpreis der Organisation Erdöl exportierender Länder, kurz OPEC, berechnet sich aus den Preisen der Erdölsorten Saharan Blend (Algerien), Girassol (Angola), Minas (Indonesien), Iran Heavy (Iran), Basra Light (Irak), Kuwait Export (Kuwait), Es Sider (Libyen), Bonny Light (Nigeria), Qatar Marine (Katar), Arab Light (Saudiarabien), Murban (Vereinigte Arabische Emirate) und BCF 17 (Venezuela).

 

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ERDÖLVERBRAUCH

 

Nach Angaben der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe erreichte der Ölpreis Mitte 2008 ein neues Rekordhoch von etwa 147 US-$ pro Barrel. Als weltweit wichtigster Energieträger werden rund 36% des Primärenergiebedarfs über Erdöl abgedeckt. Im Jahr 2006 er reichte der Erdölverbrauch mit 3,9 Milliarden Tonnen einen historischen Höchstwert, davon verbrauchten die Mitgliedsstaaten der Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung OECD allein etwa 2,2 Milliarden Tonnen. Gebiete mit besonders hohem Erdöl-Verbrauch sind Australien, Asien, Nordamerika und Europa.

 

 

ERDÖLRESERVEN

 

Wie lange die weltweiten Ölvorräte der Welt die steigende Nachfrage noch befriedigen können, lässt sich nicht genau vorhersehen. Die Entwicklung der Weltwirtschaft lässt aber erwarten, dass Öl weiterhin begehrt bleibt: Im Jahr 2007 fiel die Welt-Erdölförderung erstmals auf 3,89 Milliarden Tonnen (Vorjahr: 3,92 Milliarden Tonnen). Seit Beginn der industriellen Erdölförderung bis Ende 2006 wurden weltweit insgesamt ca. 151 Milliarden Tonnen Erdöl gewonnen, die Hälfte davon innerhalb der letzten 22 Jahre.

 

Damit wurde fast soviel Erdöl gefördert wie Reserven an konventionellem Erdöl ausgewiesen werden. Der „Depletion Midpoint“ – der Zeitpunkt, an dem die Hälfte des vermuteten Erdöls gefördert ist – dürfte damit innerhalb der nächsten Jahre erreicht werden. Ab diesem Zeitpunkt wird mit einem Rückgang der Förderung gerechnet. Das Gesamtpotenzial an konventionellem Erdöl, untergliedert in Förderung, Reserven und Ressourcen, ist regional sehr ungleichmäßig verteilt.

 

Der Nahe Osten verfügt über das größte Gesamtpotenzial, gefolgt von Nordamerika und der GUS. Während in Nordamerika jedoch bereits fast zwei Drittel des erwarteten Gesamtpotenzials gefördert sind, liegt der Anteil in der Gemeinschaft Unabhängiger Staaten (GUS) bei gut einem Drittel und im Nahen Osten nur bei einem knappen Viertel. Damit verfügt die OPEC über fast 77% der Ölreserven (davon 61% in der Golfregion), die OECD nur über gut 6%.

 

Der Mineralölverbrauch (Erdölprodukte) erreichte mit ca. 3,9 Milliarden Tonnen ebenfalls einen historischen Höchstwert. Der Welt-Mineralölverbrauch verteilt sich sehr ungleichmäßig. Während die OECD-Staaten mit ca. 2,3 Milliarden Tonnen etwa 59% des Mineralöls verbrauchen, entfallen auf die OPEC nur ca. 9%. Regional konzentrierte sich der Verbrauch auf vier Zentren: Australien, Asien, Nordamerika und Europa.

 

 

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AUSSICHTEN

 

Die Entwicklung des Ölpreises wird voraussichtlich von folgenden Einflussfaktoren abhängen: dem Verhalten der OPEC und der Bereitstellung ausreichender Förder- und Raffineriekapazitäten, dem politischen Verhältnis zwischen den OPEC- und den erdölimportierenden Staaten sowie der Entwicklung der Weltwirtschaft. Angesichts der hohen spekulativen Anteile am Ölmarktgeschehen sind Schwankungen von einigen USD pro Barrel im Tagesabstand auch in Zukunft wahrscheinlich.

 

 

Der Marktanteil an nicht-konventionellem Erdöl wird bei einem hohen Ölpreisniveau in den nächsten Jahren zunehmen, aber bis zum Jahr 2020 wahrscheinlich einen Anteil von 5 bis 10% an der Gesamtförderung nicht übersteigen. Die Energy Information Administration des US-Energieministeriums (DOE) geht in ihrem „International Energy Outlook 2006“ (EIA 2006a) von aus einem Anteil des nicht-konventionellen Erdöls von 9,7% für 2030 , wobei sie synthetische Kraftstoffe aus Erdgas, Kohle und Biomasse einbezieht.

 

Zahlreiche Faktoren können die Verfügbarkeit von Erdöl beeinflussen. So kann die Höhe der OPEC-Reserven wegen der intransparenten Angaben angezweifelt werden. Auch beinhalten die Reservenzahlen in der Regel nicht die wahrscheinlichen und die möglichen Reserven. Die Erfahrungen der zurückliegenden Jahre zeigen, dass Prognosen der Förderentwicklung von Erdölfeldern auf Basis der ursprünglich ausgewiesenen Reserven oftmals zu niedrig angesetzt wurden.

 

Die Diskussion zum Klimawandel und speziell zur Rolle der CO2-Emissionen aus der Verbrennung fossiler Energieträger wird zu Konsequenzen bei der zukünftigen Nutzung nicht-erneuerbarer Energierohstoffe führen. Wann klimaschonende, erneuerbare Energien fossile Energieträger ersetzen können, ist nicht absehbar.

 

Obwohl vor allem die höher entwickelten OECD-Staaten der Pazifik-Region und Westeuropas durch gezielte Energiesparmaßnahmen bis 2025 vermutlich weniger Erdöl brauchen werden, rechnet eine OPEC-Studie von 2004 mit etwa gleichbleibendem Erdölbedarf in Nordamerika und einer weiter stark wachsenden Nachfrage in den Entwicklungsländern, sodass die Studie eine Zunahme des weltweiten Rohölbedarfs prognostiziert. Die aktuelle WEO-Studie der Internationalen Weltenergieagentur IEA vom November 2008 untermauert diesen Trend.

 

Langfristig entscheidend ist dabei nach Angaben der Studie nicht unbedingt der Nachfragezuwachs, der unter dem Einfluss der aktuellen Krise um beeindruckende 50% auf jährlich 1% zurückgenommen wurde, sondern die globale Abnahme der Produktion (Global Decline) um geschätzte 6,7% pro Jahr. Dieser Wert ist der eigentliche Treiber der globalen Nachfragesteigerung. Die jährliche Zunahme der gesamten „Angebotslücke“ der Weltproduktion gegenüber der globalen Nachfrage würde sich somit um ca. 8% pro Jahr verschärfen.

 

Aufgrund dieses kontinuierlichen Schwunds an globaler Produktion rechnet die Studie bereits in wenigen Jahren wieder mit Barrelpreisen zwischen 100,00 und 120,00 USD und prognostiziert ein baldiges Ende des billigen Öls schon ab dem Kalenderjahr 2010. Auf dem US-Markt sind – bedingt durch den aktuellen Preisverfall für Energierohstoffe – die Projekte wieder deutlich kostengünstiger abzuwickeln, als dies noch Mitte 2008 der Fall war.

 

So passen viele Dienstleister (z.B. Gesellschaften zur Vermietung von Bohrtürmen und Bohrmannschaften oder von geologischen Bohrauswertungen während der Bohrphase) ihre Tagessätze an das Marktpreisniveau von Erdöl und Erdgas an. Der hierdurch momentan günstigere Einstieg in viele Bohrprojekte kann sich natürlich mit steigenden Energiepreisen auch wieder nach oben verändern.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

14% jährliche Ausschüttung mit neuem Öl-und Gasfonds

Cypress Drilling legt einen Fonds auf, der mit 30-50 Öl-und Gasquellen hinterlegt ist.

Hinter diesem Fonds werden ca. 30 – 50 Öl-/Gasquellen stehen, dadurch hat der Fonds eine hohe Risikostreuung. Es gibt eine hohe Investitionsgeschwindigkeit, da Cypress Drilling umfangreiche Reserven besitzt. Der Investitionszeitraum wird 11 Jahre betragen und ist somit eine Kapitalanlage auf mittelfristige Sicht zu sehen. Es ist eine vorrangige Auszahlung in Höhe der Zeichnungssumme in 4 Jahren geplant. Das bedeutet, bevor der Ingenieur Cypress Drilling Geld bekommt steht als erstes die Ausschüttung an den Kunden.

In Phase 3 werden vorrangige Aussschüttungen in Höhe von 14 % p.A. sowie Zusatzausschüttung und Reinvestments aus Überschüssen getätigt.

In Phase 4 werden 50 % der Gewinne nochmals an die Anleger (im 11 Jahr) ausgezahlt. Der Operator Cypress Drilling profitiert erst überproportional, wenn der Anleger über 350 % ihrer Zeichnungssumme erhalten hat.

Somit wird der Operator erfolgsabhängig vergütet und bieten dadurch Ausschüttungssicherheit für die Kunden. Cypress Drilling blick auf eine jahrelange Erfahrung im Öl-und Gasgeschäft zurück. Gemeinsam kommen die handelnden 7 Geologen und Geophysiker auf eine 300 Jahre Erfahrung in diesem Markt.

Bisher war es in Deutschland nur möglich eine Privatplatzierung zu erwerben. Hier wurden 5-7 Anlagen zusammengefaßt. Dafür mussten aber mindestens 30.000 US-$ investiert werden.

Bei dem Fonds haben Sie bereits die Möglichkeit ab 10.000 US-$ einzusteigen und erzielen Jahr für Jahr eine Sachwertrendite von ca. 14% pro Jahr.

Neben Öl-und Gasanlagen ist auch die Investition in Gold und Silber eine sinnvolle Sachwertanlage.

Eine Auswahl finden Sie hier:

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