-->Hallo,

weiß hier jemand wann der Abbau von Ã-lsand profitabel wird? Ich glaube mich erinnern zu können daß das so bei ca. 50$ lag.

Frage 2: Welche (kanadischen) Firmen sind hier führend?

lg,
Plutarch

P.S.
Ich fange gerade an mich in die Materie einzuarbeiten. Darum möge man mir meine dummen Fragen verzeihen...

-->letzte Zahlen, die ich kenne, sagen, dass Suncor`s Förderkosten pro Barrel
bei um die 12 USD liegen, mit sinkender Tendenz bei sich entwickelnder Technologie.

Allerdings sind nicht die gesamten Ã-lschiefervorkommen in Kanada förderbar.

-->>Hallo,
>weiß hier jemand wann der Abbau von Ã-lsand profitabel wird? Ich glaube mich erinnern zu können daß das so bei ca. 50$ lag.
>Frage 2: Welche (kanadischen) Firmen sind hier führend?
>lg,
>Plutarch
>P.S.
>Ich fange gerade an mich in die Materie einzuarbeiten. Darum möge man mir meine dummen Fragen verzeihen...

Hallo,

also zu dem Thema gibt hier einen AFAIK schönen Einstieg:

http://www.energiekrise.de/news/haupt04-1.html
und
http://www.energiekrise.de/oel/artikel/oilcanada.html


Suche in dem Text mal nach"Syncrude", SunCor(die beiden größten Produzenten) und"Ã-lsand". Hauptproblem bei dem"lohnenswert ab 50USD" ist, dass man davon ausgeht, dass nur das Ã-l so teuer ist und den Gaspreis (wird in Unmengen für die Förderung benötigt) dabei festhält. Dumm nur, dass die beiden Preise stark miteinander korrelieren [img][/img]

Als Prozessenergie wird in Kanada fast nur Erdgas eingesetzt, dies ist in Nordamerika aber bereits derart knapp, dass in den nächsten JAhren mehrere Dutzend Terminals für den Import des sehr teuren Flüssiggas (LNG) gebaut werden müssen.

Ach ja, ein Wort der Warnung noch zu den Reservezahlen: natürlich werden zuerst die am leichtesten abzubauenden Lager angegangen, hier werden in Kanada 1,5 bis 3 Barrel Ã-l gefördert für jeden Barrel, den man zur Förderung einsetzt. Dieses Verhältnis wird zunehmend immer schlechter- solange, bis ich nur noch 1 Barrel erhalte und dann stellt dieses Ã-l aus Sand keine Energiequelle mehr dar, unabhängig davon, wie hoch der Ã-lpreis sein wird. Diese Reserven sind also nicht mehr förderungswürdig!

Daher würde ich die Reservenzahlen dieser Firmen stark hinterfragen.


Gruss,
Sorrento

-->http://www.cos-trust.com/
<ul> ~ http://www.cos-trust.com/</ul>

-->>Hallo,
>weiß hier jemand wann der Abbau von Ã-lsand profitabel wird? Ich glaube mich erinnern zu können daß das so bei ca. 50$ lag.

### Gemäss untenstehendem Artikel aus der aktuellen Finanz&Wirtschaft sind es etwa 27 USD. - Scheint mir aber etwas knapp berechnet.


>Frage 2: Welche (kanadischen) Firmen sind hier führend?

### Suncor Energy auf jeden Fall, genannt wird auch Western Oil Sands.


>lg,
>Plutarch
>P.S.
>Ich fange gerade an mich in die Materie einzuarbeiten. Darum möge man mir meine dummen Fragen verzeihen...

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Kanadas Ã-lgewinnung aus Sand wird konkurrenzfähig
Aufbereitungsprozess ist kosten- und energieintensiv - Engpassfaktor Gas - Etablierte Gesellschaften favorisieren

Von Beatrice Brenner

Je länger der Ã-lpreis auf hohem Niveau verharrt, desto besser wird die Stimmung in der westkanadischen Provinz Alberta. Grund dafür ist, dass sich für Ã-lgesellschaften der Abbau der grossen Teersandvorkommen dieser Region ab einem Rohölpreis von rund 27$ pro Fass lohnt. Liegt die Notierung langfristig darüber (vgl. Seite 29), werden alle grossen Ã-lkonzerne versuchen, in Kanada Fuss zu fassen. Weil in den vergangenen Jahren mehr Ã-l gefördert wurde, als neue Energiequellen dazukamen, stehen die Ã-lmultis unter Druck, ihre Reserven zu erweitern. Die Höhe der Vorräte gilt als wichtige Messgrösse für den künftigen Erfolg.


Grosse Ã-lsandvorkommen


Gemäss einer Statistik von Exxon Mobil zur Weltenergieversorgung verfügt Kanada mit 24,1 Mrd. Tonnen hinter Saudi-Arabien über die zweitgrössten Ã-lreserven (vgl. Tabelle). Dabei werden nur gesicherte Vorräte, durch Bohrungen bestätigte und mit heutiger Technik wirtschaftlich förderbare Reserven berücksichtigt.

Mit dem Abbau von Teersanden wurde in Kanada in den Sechzigerjahren begonnen. Obwohl in den vergangenen Jahren dank technischer Verbesserung die Produktionskosten erheblich sanken, können Kanadas Erdöllieferanten nicht mit der Konkurrenz aus dem Mittleren Osten mithalten. Die grosse Differenz der Herstellkosten erklärt sich damit, dass Ã-l aus Sand nur mit aufwendigen Verfahren aufbereitet werden kann. In Ländern wie Saudi-Arabien sprudelt das Ã-l dagegen fast von selbst aus dem Boden.

Kanadas Ã-lsande befinden sich rund 400 Kilometer nördlich von Albertas Hauptstadt Edmonton und verteilen sich über eine Fläche von der Grösse der Schweiz (vgl. Karte). Unter der Erdoberfläche lagert eine durchschnittlich 60 Meter dicke Schicht aus Sand, Wasser, Lehm und wertvollem Bitumen, aus dem dann Rohöl gewonnen wird.

Gefördert wird im Tagbau und im so genannten In-situ-Verfahren. Im Tagbau wird die ölhaltige Schicht mit Baggern abgebaut. Für eine Tonne Bitumen müssen rund zwölf Tonnen Ã-lsand bewegt werden. Der Sand wird mit heissem Wasser vermischt und anschliessend per Pipeline zur Aufbereitungsanlage gepumpt, wo das Bitumen von den übrigen Bestandteilen des Sandgemischs getrennt wird. Ã-lsandvorkommen, die sich tiefer als 50 Meter unter der Erdoberfläche befinden - dazu zählen rund 80% der Teersandreserven -, werden im In-situ-Verfahren behandelt. Das Gestein bleibt an Ort. Durch Bohrungen wird heisser Wasserdampf in die Ã-lsandschicht injiziert, der das Bitumen verdünnt und fliessfähig macht, sodass es durch Rohrstränge zu Tage gefördert werden kann. Das mit diesen beiden Verfahren gewonnene Bitumen wird dann in speziellen Aufbereitungsanlagen in Rohöl umgewandelt.

Seit drei Jahren übersteigt in Alberta die Förderung von Bitumen die von konventionellem Ã-l (vgl. Grafik). Gemäss dem Alberta Energy and Utility Board wird das Fördervolumen 2012 130 Mio. Tonnen betragen, was einem Anteil von 80% an Albertas Rohölvorkommen und einem Weltanteil von 3% entspricht.

Für die Gewinnung von Ã-l aus Sand wird viel Erdgas benötigt. Sofern die Ã-lförderung aus Sand im geplanten Ausmass zunimmt, wird Kanada gezwungen sein, seine Erdgasexportquote zu reduzieren. Inwieweit das auf Verständnis des grössten Gaskunden, der USA, stossen wird, bleibt abzuwarten. Für die Vereinigten Staaten wird ein weiterhin hoher Erdgasbedarf prognostiziert. Was die Bereitstellung von Gaskondensat angeht, könnte bereits für 2006 ein Engpass drohen. Das Kondensat verwendet man im Rahmen des In-situ-Verfahrens für die Verdünnung von Bitumen, um dieses transportfähig zu machen. Hier ist die Industrie gefordert, Ersatzstoffe zu entwickeln.


Gegner werden zahlreicher


Die Gewinnung von Ã-l aus Teersanden hat auch Gegner. Für den Aufbereitungsprozess werden grosse Mengen von Trinkwasser benötigt, wobei in neuen Anlagen bereits bis zu 80% des Wassers wiederaufbereitet werden können. Zudem stösst die Zerstörung der Landschaft auf immer grösseren öffentlichen Widerstand, auch wenn die Ã-lkonzerne versichern, nach Abschluss des Abbaus die Region zu renaturalisieren.

Für Investoren gibt es zahlreiche Möglichkeiten, sich an Unternehmen zu beteiligen, die ihre Tätigkeit auf die Gewinnung von Ã-l aus Sand ausgerichtet haben (vgl. Tabelle). Weil nicht davon auszugehen ist, dass der Ã-lpreis erneut unter die Rentabilitätsschwelle für Teersande fällt, spricht vieles für ein Engagement. Anleger profitieren am meisten, wenn sie Titel von reinen Ã-lsandförderern kaufen. Für konservativ orientierte Investoren eigenen sich Aktien von Unternehmen mit langjähriger Erfahrung wie Suncor Energy, Western Oil Sands und Shell Canada. In den kommenden Jahren werden sie sich darauf konzentrieren, ihre Förderstätten auf Vollproduktion zu fahren. Im Vergleich dazu sind junge Gesellschaften wie Deer Creek Energy, OPTI Canada und UTS Energy, die beginnen, neue Felder zu erschliessen, wesentlich grösseren Risiken ausgesetzt.
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-->Hier der link zu einem ausführlichen Bericht der National Energy Commission in Canada zur pdf-Datei ganz unten; da wirst Du wohl fündig.
<ul> ~ http://www.neb-one.gc.ca/newsroom/releases/nr2004/nr0413_e.htm</ul>

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-->ISIN: CA13642L1004