Energiewende Schieferproduktion Trading SelMcKenzie Selzer-McKenzie

Energiewende Schieferproduktion Trading SelMcKenzie Selzer-McKenzie

Author D.Selzer-McKenzie

Video: http://youtu.be/b0geSOED1VU

ie weltweite Energiewende ist voll im Gang, auch wenn nicht ganz so, wie es sich manch ein Umweltschützer wünscht. Anhand neuer Fördertechniken bei Erdgas und Rohöl wird vor allem in den USA inzwischen fleißig „gefrackt", um an tief schlummernde Reserven in Schie-fergesteinen heranzukommen (siehe Kasten ,Yom Fracken zur Rendite").

Dabei wird das Ganze von einem wei-teren Punkt angefeuert: Dank einer Weiterentwicklung der Technologien kann inzwischen auch horizontal und nicht nur vertikal an Land — also on-shore — gebohrt werden. „So kann man jetzt an die Schiefergas- und -öl-Reserven gelangen", erklärt Norman McDonald, Fondsmanager des Invesco Energy Fund. Denn die herkömmliche

Technologie des vertikalen Bohrens ist zwar praktisch, um leicht zugäng¬liche Ölfelder zu erschließen. Doch um einzelne Öl- und Gasblasen tief in den Schiefergesteinen zu erschließen, würden sich mehrere vertikale Boh-rungen, die dann notwendig wären, nicht auszahlen. Stattdessen werden diese Blasen horizontal „aufgefädelt".

AUTARKIE IN SICHT

McDonald von Invesco wittert bei der US-Fracking-Revolution insbesondere einen betriebswirtschaftlichen Effekt: Viele Explorations- und Produktions-unternehmen können nun viel steti¬ger ihre Einnahmen kalkulieren. Frü¬her, als konventionelles Öl etwa aus geopolitisch heiklen Regionen eine größere Rolle spielte, waren auch die Preise wesentlich volatiler." Zu sei-

nen E&P-Favoriten zählt McDonald deshalb etwa Occidental Petroleum, Apache Corp und Marathon Oil, sie alle produzieren unter anderem soge-nanntes unkonventionelles Öl, allen voran aber Gas in den US-Schieferre-gionen. Aufgrund des Frackings im-portieren die USA inzwischen kaum noch letzteren Energieträger, bis 2017 sollen sie auf diesem Gebiet komplett autark sein.

Auch beim Rohöl gibt es immer mehr Nachschub „made in USA". Die US-amerikanische EIA (Energy Informa-tion Agency) hat jüngst Zahlen veröf-fentlicht, sie zeigen, dass das Land mit 7,6 Millionen Fass pro Tag nun soviel Rohöl fördert wie seit rund einem Vierteljahrhundert nicht mehr, dank des Fracking-Boom

gov/forecasts/steo/). Noch liegt der US-Ölverbrauch von täglich 19 Mil-lionen Fass aber ein gutes Stück über der Eigenproduktion. Zum Vergleich: Der weltweite Ölkonsum lag 2012 bei rund 90 Millionen Fass.

Noch größer ist der Energiehunger Chinas, das Land überholte 2010 die USA als weltweit größten Verbrau¬cher, wenngleich es beim Ölkonsum

mit elf Millionen Fass pro Tag noch an 2. Stelle liegt. Das könnte sich bald ändern. Denn der Großteil von Rohöl landet im Transportsektor. Und kein Automarkt wächst so rasant wie jener im Reich der Mitte. Carlos Gomez von der Scotiabank rechnet 2013 mit ei¬nem Rekordabsatzjahr, in China dürf¬ten rund 15 Millionen neue Boliden einen Besitzer finden, damit erstmals mehr als in den USA. Das wäre ein be-achtlicher Anteil am global geschätz-ten Absatz von 68 Millidnen Stück.

CHINAS WIRTSCHAFT PRÄGT

DEN ÖLPREIS

Kein Wunder, dass China schon im Oktober die USA als größten Netto-ölimporteur überholen wird, prognos-tiziert die EIA (http://www.eia.gov/ todayinenergy/detail.cfm?id=12471). Ein wesentlicher Grund, weshalb der Ölpreis zunehmend auf Meldungen aus dem Fernen Osten reagiert (wenn auch kurzfristig die geopolitischen Spannungen ihr Übriges tun). Beein-flusst wird vor allem jener der europäi-schen Nordseemarke Brent. Die US-amerikanische Marke WTI (West Texas Intermediate) wird primär von den US-Geschehnissen vorangetrieben, da WTI praktisch nicht im Export landet. Das erklärt auch zum Teil die Preisun¬terschiede zwischen den zwei Marken

Wesentlich größer ist das globale Preisdifferenzial bei Erdgas. Alastair Bishop, Energie-Fondsmanager im Rohstoffteam bei BlackRock: „Erdgas wird sehr regional gehandelt. Damit variiert auch die Preisgestaltung nach Regionen." Das liege vor allem daran, dass der Energieträger nur schwer über weite Distanzen transportiert werden kann, im Gegensatz zu Rohöl, erklärt der BlackRock-Experte. Wer es auf der Börse handeln will, muss sich dabei an die New Yorker NYMEX wenden. Dort wird der Henry Hub Gaspreis gehan¬delt, wobei die Bezeichnung von der gleichnamigen Gas-Pipeline in Loui¬siana stammt.

Dessen Preis ist seit dem Schiefergas-Boom aber im Sinkflug, im Schnitt lag er im Vorjahr bei 2,75 Dollar pro „mil-lion British thermal units" (MMBtu) — einen Preisvergleich zu Rohöl fin-den Sie in der Grafik „Energiematch". Fr&läric van Parijs, Fondsmanager des ING (L) Invest Energy: „Wir glauben zwar an die Schieferrevolution. Aber der tiefe Erdgaspreis trifft derzeit vor allem die reinen Gasproduzenten." Deshalb habe man im Fonds jüngst die großen etablierten Ölkonzerne bevorzugt, etwa Exxon und Royal Dutch, so van Parijs, „bis das größte Chaos ein wenig ausgestanden ist". Von dem Mangel an Infrastruktur, um das Erdgas auch durch die Region zu transportieren, profitiert wiederum

die Pipelineindustrie. Van Parijs: „Transcanada zählt zu den großen Ge-winnern." Allerdings sollten Anleger beachten, dass viele dieser Unterneh-men lukrative Dividenden zahlen, gibt Daniel Würmli vom Swisscanto Equity Fund Selection Energy zu bedenken: „Das machte sie angesichts der allge-mein tiefen Zinslandschaft besonders begehrt, deren Kurse sind 2012 kräf¬tig gestiegen."

US-GAS BLEIBT GÜNSTIG

Noch dürfte das tiefe Preisniveau bei US-Erdgas eine Weile anhalten. Im laufenden Jahr wird der Durchschnitt laut EIA auf 3,71 Dollar klettern, 2014 bei 3,95 Dollar liegen. Anders in Euro-

pa, hier erreicht der Preis rund neun Dollar, in Asien knackt der Preis sogar die Marke von 16 Dollar. Gleichzeitig werden immer mehr Erdgas-Kraft-werke, allen voran in den Schwellen-ländern, gebaut, hebt ING-Experte van Parijs hervor: „Und bestehende Kohlekraftwerke werden allmählich ersetzt. Denn Erdgas ist nicht nur günstig, sondern auch wesentlich um-weltfreundlicher." Warum dann nicht Angebot und Nachfrage zusammen-bringen? Tatsächlich möchte Russ¬land neue Leitungen gen Asien verle¬gen, nach dem Iran hat es die weltweit zweitgrößten nachgewiesenen Reser-ven mit 33 Billionen Kubikmeter. Den USA bleibt hingegen die Möglichkeit,

den Energieträger zu verschiffen. So macht es ja auch seit Jahren der weltweit größte Exporteur, Katar.

Dabei wird Erdgas in Exportterminals auf minus 161 Grad Celsius gekühlt und verflüssigt - so entsteht LNG (Liquified Natural Gas). Weil sich das Volumen auf ein Sechshundertstel verkleinert, kann es leich¬ter verschifft werden. In den USA werden bereits die ersten LNG-Exportterminals gebaut, zeigt Bishop von BlackRock auf: „Als Erstes hat der Sabine Pass LNG-Importterminal in Louisiana die Erlaubnis vom Energieministerium erhalten, Erdgas zu expor¬tieren." Insgesamt sind bereits drei Terminals mit grünem Licht vom Ministerium ausgestattet, „ab Ende 2017 dürften die ersten bereits startklar sein". Dann dürfte auch mit billigem US-Gas allmählich Schluss sein.

Doch LNG liefert nicht nur „Nachschub" für Kraft-werke. Edith Southammakosane von ETF Securities: „Auch im Transport wird Gas zunehmend eingesetzt werden." Schon jetzt erprobt etwa Lkw-Hersteller Iveco den Einsatz von LNG-Motoren. Selbst Schif¬fe könnten künftig mit LNG angetrieben werden, es werde aber noch Jahre dauern, bis sich Gasmo¬toren etablieren, so Southhammakosane. Was sich hingegen schon jetzt munter weiterentwickelt, sind Atomkraftwerke. Auch sie sollen zum Teil Kohle-kraftwerke ersetzen, hier greift man ebenso auf das CO2-Argument. Würmli liebäugelt deshalb gerade mit dem weltweit größten Uranproduzenten, der ka-nadischen Cameco: „Langfristig sind die Aussichten für den Uranpreis besser als jene etwa für Kohle."

Die Energiewende gewinnt jedenfalls zunehmend an Fahrt, wenngleich in eine Richtung, die noch vor wenigen Jahren kaum denkbar war. In der Tabelle vis-a-vis finden Sie einen Überblick über die bran-chenbesten Energieaktienfonds - kurzfristig ma¬chen sich freilich die Nachwehen der Finanzkrise von 2008 sowie der tiefe Gaspreis bemerkbar.