Die Ölproduktion in den USA hat durch den verstärkten Einsatz der Fördermethode Fracking in den letzten Jahren einen regelrechten Boom erlebt. In diesem Artikel möchte ich versuchen, einige fundamentale Zusammenhänge für die US-amerikanische Ölproduktion herauszuarbeiten. Abgesehen von kurz- und mittelfristigen politischen Einflüssen wird das Preisniveau des Rohstoffes natürlich von Angebot und Nachfrage bestimmt. Die US-amerikanische Ölproduktionskapazität ist ein wesentlicher Faktor auf eben dieser Angebotsseite.

Einflussfaktoren auf die Ölproduktion

Zwischen dem Ölpreis und der Ölproduktion besteht wie auf praktisch jedem Markt eine wechselseitige Beziehung. Je höher der Preis steigt, desto mehr Produktionskapazitäten werden eröffnet. Je mehr Produktionskapazitäten auf eine verhältnismäßig stabile Nachfragebasis treffen, desto größer wird der Druck auf den Preis. Das gilt natürlich auch vice versa. Je tiefer der Preis fällt, desto mehr Kapazität wird vom Markt genommen und umso stärker wird dadurch wiederum die Unterstützung für den Preis. Hinsichtlich der Nachfragebasis kann man tatsächlich davon ausgehen, dass diese auch bei sehr hohen Preisschwankungen relativ unelastisch ist. Innerhalb der letzten Dekaden ist diese trotz enormer Ölpreisschwankungen und wirtschaftlichen Unsicherheiten graduell langsam gestiegen. Über die weitere mögliche Entwicklung der gesamten Nachfrage ließe sich natürlich ebenfalls ausführlich diskutieren. Es lässt sich beispielsweise nicht sagen, wie schnell alternative Antriebssysteme flächendeckend den Verbrennungsmotor zu Lande, zu Wasser und in der Luft ersetzen können. Das ist eine Unsicherheit, mit der man leben muss.

Öl wird durch Bohrungen gewonnen. Bei diesen Bohrungen kommen sogenannte „rigs“ zum Einsatz. Das sind überblicksartig formuliert Bohrvorrichtungen bzw. Bohrmechanismen, die entweder zu Lande (onshore) oder zu Wasser (offshore) eingesetzt werden können. So liegt die Vermutung nahe, dass die momentan im Einsatz befindliche Anzahl an rigs als Indikator für die zukünftig mögliche Ölproduktionskapazität dienen kann. Diese Zahl, der sogenannte „rig count“ wird unter anderem von Baker Hughes veröffentlicht. Auf dieser Seite gibt es auch wöchentlich aktualisierte Excel-Sheets mit verschiedenen Daten. Ich habe aus Interesse für die USA jeweils den Mittelwert an im Einsatz befindlichen rigs pro Jahr seit 1988 herangezogen und mir in Relation dazu die von der EIA veröffentlichte Ölproduktion der USA angesehen. Daraus ist folgende Grafik entstanden:

Diese Grafik zeigt für mich einen Zusammenhang ganz klar und legt außerdem zwei weitere Schlussfolgerungen zumindest nahe. Der klar ersichtliche Zusammenhang ist die bereits vermutete grundsätzliche Korrelation zwischen rig count und Produktionslevel. Befindet sich der rig count in rückläufigem Zustand, geht auch das Produktionslevel zurück. Steigt der rig count, steigt auch das Produktionslevel. Von 2014 auf 2015 gab es einen gewaltigen Rückgang des rig counts (von über 1400 auf unter 800). Derzeit halten wir bei gar nur mehr 413 oil rigs.

Wenn man genauer hinsieht, könnte man weiters die Vermutung anstellen, dass es eine gewisse Verzögerung in der Wechselwirkung gibt, wobei der rig count meist früher die Richtung ändert, bevor auch das Produktionslevel wirklich nachzieht. Wenn man sich beispielsweise die Jahre 2002 bis 2008 ansieht, so gab es dort bereits einen Anstieg beim rig count, die Produktion ist aber weiter gesunken. Auch von 2014 auf 2015 lässt sich das beobachten: während die Anzahl der rigs schon stark gefallen ist, stieg die Produktion noch weiter an. Diese Vermutung wird dadurch untermauert, dass logischerweise zuerst rigs auf- oder abgebaut und Probebohrungen durchgeführt werden müssen, bevor sich das jeweilige Produktionslevel verändern kann. Mittlerweile ist aber auch im Produktionsniveau eine leichte Rückläufigkeit erkennbar. Die Forecasts der EIA rechnen mit einem weiteren Rückgang auf 8,7 Mio. Barrel/Tag in 2016.

Die dritte Implikation, auf die ich eingehen möchte, ist Folgende: Ab 2010 gab es über einige Jahre hinweg eine Explosion des rig counts bis auf über 1400. Das ist mehr als das Doppelte der früheren Höchststände aus dem Ende der Achtziger Jahre und markiert wenig überraschend den bereits genannten Fracking-Boom. Trotzdem ist das erreichte Produktionslevel bei weitem nicht mehr als doppelt so hoch wie damals. Anders formuliert: um ein absolutes Produktionslevel zu erreichen das ungefähr 20 Prozent höher war als jenes Ende der Achtziger Jahre, waren mehr als doppelt soviele Bohrvorrichtungen erforderlich. Daraus ist meines Erachtens abzuleiten, dass die Aufwendigkeit der heutigen Bohrungen zugenommen und/oder die Ergiebigkeit dieser Bohrungen abgenommen hat. Mögliche weitere Effizienzsteigerungen können hier aber logischerweise entgegenwirken.

Der Zusammenhang von rig count und dem Ölpreis

Wie bereits erwähnt spielt der Ölpreis eine große Rolle für die Anzahl der Bohraktivitäten. Ich habe zu diesem Zweck noch eine zweite Grafik erstellt, die den Zusammenhang von rig count und WTI-Ölpreis in US-Dollar zeigt.

Es ist ersichtlich, dass Preisbewegungen – wenngleich wieder mit etwas Zeitverzögerung – auf das Produktionsniveau durchschlagen. Je stärker diese Preisbewegungen sind, umso heftiger fällt auch die Änderung der Ölproduktionskapazität aus. Bei den Preisbewegungen in den Jahren 2007 bis 2009 haben aber mit Sicherheit auch noch andere Faktoren eine Rolle gespielt.

Eine weitere Frage hat mich in diesem Zusammenhang noch beschäftigt, nämlich ab welchem Preisniveau der rig count in den USA richtig zu fallen begonnen hat. Die Spitze im rig count wurde am 10.10.2014 mit 1609 oil rigs verzeichnet. Die nächste Grafik zeigt den Verlauf des rig counts ab Oktober 2014 bis jetzt:

Mehr als die Hälfte der rigs wurde auf einem wesentlich höheren Preisniveau, als es jetzt vorherrscht, stillgelegt. Die erste große Stilllegungswelle sah man sozusagen als Reaktion auf den ersten großen Preisverfall von 90 auf 50 im Schlussquartal 2014. Eine weitere größere Stilllegungswelle liegt nun hinter uns, als der Preis für ein Barrel WTI in die 30er-Regionen durchgebrochen ist.

Schlussfolgerungen

Was lässt sich aus dem bisher Niedergeschriebenen folgern?

Es ist aus meiner Sicht sehr wahrscheinlich, dass die Ölproduktion der USA in den nächsten ein bis zwei Jahren deutlich zurückgeht. Das hat zwei Gründe: erstens gibt es wesentlich weniger Produktions- und Bohrstätten im Einsatz. Zweitens gibt es das Phänomen der „depletion“. Bereits erschlossene Felder nehmen ja bekanntlich im Zeitverlauf in ihrer Ergiebigkeit ab. Wie groß dieser Produktionsrückgang sein wird, lässt sich nicht verlässlich sagen. Aus den historischen Daten vor dem Fracking-Boom könnte man aber folgern, dass auch mit einer sehr geringen rig-Zahl (zwischen 200 und 400) ein Produktionslevel zwischen 5 und 6 Mio. Barrel/Tag aufrechterhaltbar sein könnte. Auf der einen Seite ist zwar davon auszugehen, dass diese leichter zugänglichen Reserven mit der Zeit niedriger werden und neue Felder ganz offensichtlich nicht mehr so leicht zugänglich sind (sonst hätte man auch zu niedrigeren Preisen deutlich mehr konventionelles Öl produzieren können). Auf der anderen Seite muss man ziemlich sicher eine gewisse Effizienzsteigerung in der Fracking-Technologie einkalkulieren. Es wird aber wahrscheinlich nicht übertrieben sein, wenn man davon ausgeht, dass zumindest 1,5 bis 2 Mio. Barrel/Tag innerhalb der nächsten Jahre hier wegfallen, sofern nicht wieder ein signifikanter Anstieg im rig count beobachtbar wird. Laut den Daten aus dem Q3-Bericht der SBO AG betrug das Überangebot am Ölmarkt im dritten Quartal 2015 übrigens rund 1,6 Mio. Barrel/Tag.

Dann stellt sich noch die Frage, mit welcher Rate die Nachfrage wächst und wie viel zusätzliches Öl auf diesem Preisniveau eventuell von anderen Quellen (OPEC/Iran sowie Russland) wirklich nachhaltig beigesteuert werden kann. Meine Vermutung aufgrund der derzeitigen Informationslage ist aber, dass sowohl die OPEC als auch Russland derzeit mehr oder weniger am Anschlag produzieren und bestehende bereits erschlossene Felder auspumpen. Die OPEC, insbesondere die Saudis, tun dies um mit aller Gewalt den Frackern zu schaden und Russland, um den maroden Staatshaushalt zumindest irgendwie zu füttern. Auch der weltweite rig count zeigt ein ähnliches, wenngleich nicht ein so drastisches Bild, wie der hier erörterte US-amerikanische. Der „international rig count“ laut Baker Hughes lag per Jänner 2016 um 17% unter dem Vorjahreswert. Auch hier ist also nicht davon auszugehen, dass mit fast einem Fünftel weniger Bohrstellen die Produktion noch nachhaltig weiter gesteigert werden kann. Aus diesen Daten wage ich nun zumindest die Vermutung, dass in absehbarer Zeit (innerhalb der nächsten ein bis zwei Jahre) das Produktionslevel mit der Nachfrage soweit in Einklang gebracht wird, dass die mittlerweile angehäuften Lagerbestände graduell abgebaut werden können.

Vergangenheitsbewältigung

In einem meiner früheren Artikel habe ich mir selbst übrigens auferlegt, noch einmal tiefgehend über die erste Phase meiner Ölwette nachzudenken und eine Fehlersuche zu betreiben. Dieser Prozess ist noch im Gange, einige Dinge kann ich aber zwischenzeitlich schon anmerken.

Fakt ist zunächst, dass ich die ersten Ölwerte damals gekauft habe, weil sie aufgrund ihres historischen Ertragsniveaus billig ausgesehen haben. Wie immer, wenn ein Unternehmen aufgrund seines aktuellen Ertragsniveaus sehr günstig wirkt, heißt das, dass der Markt einen Rückgang dieses Ertragsniveaus erwartet. Mit dem Kauf habe ich gegen diese Markterwartung gewettet und bin daneben gelegen. Da Ölpreise und Ertragsmöglichkeiten der Ölunternehmen in weiterer Folge noch tiefer gefallen sind, als zum Zeitpunkt meines ersten Einstieges eingepreist war, hat sich sogar die ursprüngliche Erwartung des Marktes zeitweilig noch als zu optimistisch herausgestellt. In diesem Zusammenhang habe ich bereits wiederholt die Frage aufgeworfen, ob ich den Ölpreisverfall überhaupt oder gar in dieser Ausprägung vorhersehen hätte können. Die Antwort auf diese Frage ist noch immer, dass ich das nicht mit Sicherheit weiß. Wenn man sich das Investitionsverhalten der Ölkonzerne ansieht, kann man aber daraus ableiten, dass auch die Brancheninsider von der Heftigkeit des Preisverfalles überrascht worden sind. Fakt ist aber, dass der Marktkonsens schon damals zumindest eine Abschwächung des Preises erwartet hat. Da der Marktkonsens im Normalfall aufgrund von leichter zugänglichen bzw. bei sorgfältiger Recherche erhebbaren Informationen beruht, muss ich daraus eine zu schlechte Recherche meinerseits ableiten. Einfacher gesagt wusste der Markt damals mehr als ich und somit war ich diesbezüglich der Fisch am Pokertisch.

War der Ölmarkt damals in einer Blase? Das weiß ich auch nicht. Es wäre meines Erachtens aber eine zu voreilige Schlussfolgerung (gerade bei sehr stark zyklischen Märkten), bei heftigen Preisverfällen automatisch davon auszugehen, dass der Hochpunkt eine Blase im urtümlichen Sinne des Begriffes – vergleichbar mit der DotCom-Zeit oder den NiftyFifty – war. Natürlich lässt sich über diesen Punkt diskutieren. Eines kann man aber definitiv sagen, wenn man das Problem bzw. die Fragestellung invertiert: Ganz egal ob es nun eine Blase war oder einfach nur ein zyklisches Hoch, es hat mit Sicherheit keine Panik am Ölmarkt geherrscht. Von diesem Standpunkt aus betrachtet muss man die Entscheidung, bereits damals einen so großen Anteil des Portfolios in Ölwerte zu investieren, auch als krassen Fehler sehen. Freilich kann man – wie ich es in Diskussionen immer wieder eingewendet habe – diesen Fehler dadurch abgemildert sehen, dass gewisse andere Teile des Portfolios (insbesondere die beträchtliche Do&Co-Position) überproportional von fallenden Ölpreisen profitiert haben und somit das Netto-Exposure auf Portfoliobasis gegenüber dem Ölpreis deutlich geringer war. Am Grundsatz ändert es aber nichts, Fehler bleibt Fehler.

Der großartige Seth Klarman bringt in seinem Buch „Margin of Safety“ eine Analogie, die sich ungefähr wie folgt nacherzählen lässt: Wenn man auf der Suche nach einem Haus ist und man findet in einer tollen Lage, wo vergleichbare Häuser um die 300.000 Dollar kosten, ein Haus um 150.000 Dollar, dann ist die erste gedankliche Reaktion nicht „Wow, was für ein tolles Schnäppchen!“, sondern „Hmm, was stimmt mit dem Haus nicht?“. Auf diese Art und Weise muss ich meinen Investmentprozess verfeinern. Nicht nur bei der Ölwette, sondern auch bei anderen Engagements in der Vergangenheit habe ich mich zu sehr von der offensichtlichen Unterbewertung (bezogen auf Substanzwert oder aktuellen Ertragswert) blenden lassen. Die Frage nach dem „Warum“ ist zu oft stiefmütterlich behandelt worden.

Aus den hier erörterten Fehlern meiner eigenen Investmentpraxis muss ich einerseits lernen, dass der Frage, warum ein Unternehmen unterbewertet und ob dieses Warum gerechtfertigt ist, viel stärkeres Gewicht beizumessen ist, als ich das bisher getan habe. Andererseits ergibt sich aus diesen Fehlern eine weitere Gedankenaufgabe, die in den nächsten Wochen gelöst werden soll. Es ist tiefgreifend über Positionsgrößen und meine bisher angewandte Diversifikationsstrategie nachzudenken.

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Daniel Koinegg

Der Praktikant.

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