Die fehlerhafte Erdöl-Terminpreiskurve

Die Entwicklung der Ölmärkte im letzten Jahrzehnt bestätigt die Theorie: der Terminmarkt ermöglicht keine Preisvorhersagen, sondern spiegelt regelmäßig aktualisierte Punktbetrachtungen von Marktschätzungen für Preise von Erdöl zu verschiedenen Lieferterminen wieder. Determinierende Einflussfaktoren sind von Liefertermin zu Liefertermin jeweils unterschiedlich.

Energy Funds Advisors glaubt, dass die Inkohärenz der Preisinformationen der Terminmärkte (Brent) mit den Fundamentaldaten seit einigen Monatenund heute immer noch maximal ist.


Starke Verzerrung der Terminkurve von Brentöl



Anfang September 2013 betrugt der Spread (in Backwardation) zwischen sofortiger Lieferung (spot) und Lieferung am Ende des Jahrzehnts mehr als USD 25 (siehe obige Graphik). Dieser historisch große Unterschied kommt nicht aufgrund einer fehlerhaften Bewertung von Spot-Preisen zustande, welche die aktuelle Marktsituation abbilden und ständig multipler Arbitrage ausgesetzt sind, sondern aufgrund der Preise für Lieferung in der Zukunft. Trotz der Anonymität von Geschäften auf organisierten Märkten und der Undurchsichtigkeit des außerbörslichen Handels gibt es übereinstimmende Hinweise von Sekundärquellen, welchefolgende Diagnose aus der erfolgten Preissenkung und anschließender Stabilisierung des Brent-Preises bei 90 USD für Lieferungen von 2017 bis 2019 ziehen: diese Entwicklung ist hauptsächlich das Ergebnis einer massiven Strategie der Kursabsicherung von Schieferölproduzenten in den USA, welche den Großteil ihrer Produktion auf Termin verkaufen, um die Finanzierung ihrer Unternehmensentwicklung zu ermöglichen.

Wir stellen hier nicht den Sinn dieser ungewöhnlich ausgeprägten Absicherungsstrategie im Vergleich zu Usancen in anderen Industriezweigen in Frage, weisen aber auf die dadurch verursachte starke Verzerrung des Ölpreises hin. Den ständigen Verkäufen auf Termin stehen, bisher, keine entsprechenden Käufer gegenüber, weder von Marktteilnehmern mit Risiken bei steigenden Ölpreisen (Schwerindustrie, Luftfahrt, Chemie), noch von Finanzinvestoren. Der aus dieser Situation entstehende Terminpreis von USD 90 steht im Widerspruch zu drei Sachverhalten, die im Wesentlichen bullish sind: Angebotsfaktoren, Nachfragesteigerungspotential und geopolitisches Umfeld.


Die drei Faktoren, welche erklären, warum der mittelfristigeBrentpreis stark unterbewertet ist

Erstens wird der über die nächsten 5 Jahre erwartete Anstieg von Produktionskosten unterschätzt. Ölpreisvorhersagen werden meistens auf der Basis von Angebotskurven gemacht, welche die ultimativen Reserven (maximal förderbares Volumen), abhängig von Kosten, darstellen. An dieser Stelle ist es nützlich an die Schlussfolgerungen und Preisvorhersagenzu erinnern, welche aus der entsprechenden Angebotskurve in 2005 (siehe folgende Graphik) gezogen wurden: ultimative Reserven von mehr als 3 Trillionen Fässern bei Produktionskosten von weniger als USD 40. Es wurde angenommen, dass die globale Produktion die Nachfrage abdecken können würde und dass der Ölpreis einem nur leicht ansteigenden Pfad folgen würde. Jegliche mittelfristige Spannung, welche zu Marktpreisen oberhalb dieser Tendenz führe, würde die Förderung von neuen Ressourcen ermöglichen, was wiederumeine Preiskorrektur zur Folge hätte.



Wie wir wissen, ist der Ölpreis seit 2005 aus 2 Gründen, welche nicht aus der statischen Betrachtung der Angebotskurve hervorgehen, stark gestiegen: Kostenexplosion in Teilbereichen der Technologieaufwendungen (Stahl, Gehälter von Ingenieuren und Arbeitern) sowie enttäuschende Ergebnisse bei der Entdeckung von neuen Reserven in den letzten Jahren. Die Entdeckung von neuen Reserven an flüssigen Kohlenwasserstoffen belief sich zwischen 10 und 15 Milliarden Barrels/Jahr, was erheblich niedriger war, als die jährliche Produktion von ungefähr 27 Milliarden Fässern. Diese Ergebnisse decken sich mit dem Trend, der erstmals Anfang der 1990 Jahre auftauchte.

Die Analyse der verschiedenen Segmente des Ölsektors erlaubt die These, dass die zuletzt publizierte Angebotskurve (in 2013, siehe folgende Graphik) die gleichen Fehler wie in 2005 wiederholt. Hier wird von statischen Kosten ausgegangen; tatsächlich steigen diese ständig, insbesondere im Offshore-Bereich, obwohl der Kostenanstieg langsamer, als im letzten Jahrzehnt verläuft. Weiter ist es sehr fraglich, ob ultimative Reserven (in diesem Fall die Summer der bereits geförderten und in der Zukunft zu fördernden Volumen) von 3500 auf 4000 Milliarden Fässer korrigiert werden können, wenn man die bereits erwähnten enttäuschenden Ergebnisse bei der Entdeckung von neuen Reserven berücksichtigt.