Ontvang nu dagelijks onze kooptips!

word abonnee
IEX 25 jaar
Uitgebreid zoeken

Beurscodes, betekenis en hulp bij zoeken

Europa

AEX
Euronext Amsterdam
BRU
Euronext Brussels
PSE
Euronext Paris
LIS
Euronext Lissabon
CHX
CBOE Europe, grote(re) EU aandelen
NAV
Investment Funds (NAV)

Noord-Amerika

NYS
New York Stock Exchange
OTC
CBOE BZX Exchange (US)
TSE
Toronto Stock Exchange

Kunt u een instrument niet vinden?

Zoek dan via de zogenaamde ISIN code. Elk instrument, aandeel etc. heeft een unieke code.

Kies vervolgens - wanneer er meerdere resultaten zijn - de notering op de beurs van uw keuze.

Waar vind ik die ISIN code?

Google de naam van het instrument, aandeel etc. met de toevoeging 'ISIN'.

Als zoeken op ISIN code geen resultaten oplevert hebben wij het instrument of aandeel niet in onze koersendatabase.

desktop iconMarkt Monitor
Markt vandaag Koersen Forum Premium IEX Expert
Home  /   Forum   /   Beursspel   /   Wordt fracken ooit winstgevend?

Beursspel« Terug naar discussie overzicht

Wordt fracken ooit winstgevend?

Volgen
27 Posts
Pagina: 1 2 »» | Laatste | Omlaag ↓
  4. [verwijderd] 11 januari 2017 13:12
    "De frackers hebben veel gemeen met de Tesla's van deze wereld"
    Dat klopt: het grote publiek blijft in beide gevallen verstoken van de complete feiten. Het publiek wordt voorgelicht met presentaties die slechts enkele aspecten belichten. Zouden alle aspecten worden gepresenteerd, dan zou men weten dat fracken en Tesla's direct in de ban kunnen.

    Nee, echt toekomstperspectief had het werk van Nicola Tesla. Hij reed in 1905 in een elektrische auto zonder accu die de naam Tesla waardig was. Prima prestaties, geen oplaadtijd enz.

    zaplog.nl/zaplog/article/in_1899_kwam...

    Helaas is zijn werk toen in de ban gegaan en is men verder gegaan met energiebronnen en technieken waarmee het grote publiek wel aan een schuldenberg kon worden geholpen.

  5. info_124 11 januari 2017 13:43
    Denk eens, waar WEL de winst zit: beduidend lagere olie-betalingen aan Putin, de Sheiks en Ayatolla's: veel goedkoper de fracking-oliewinnaars te ondersteunden als investeringen in onze defensie. Daarnaast: Maduro-Venezuela, en andere corrupte regimes in Lybie, Brunei, Nigeria, Angola. Beter daar de olie in de grond te laten zitten in de hoop op rechtvaardigere regimes. Denk aan uw ontwikkelingshulp.
  6. forum rang 6 ttroo 11 januari 2017 14:34
    Tijdelijke gedachte. Schalie olie is slechts voor een bepaalde periode. Het 'verdampt' heel snel. En dan is het hek van de dam. Duurder olie blijft liggen en wordt niet gewonnen. Verder wordt er niet gezocht naar nieuwe olievelden. En dan krijg je vanzelf een zware piek in de olieprijs. De Saoedie's hebben het beste verwoord. Olie Producers moeten zich als een groep gedragen. Ondanks dit neigt naar kartelvorming. Is het wel het beste voor iedereen. Zowel voor de bedrijven als voor de consumenten.
  8. [verwijderd] 11 januari 2017 15:50
    Er is veel discussie over fracking in verband met vervuiling van het grondwater. De term olie produceren is ook een verdraaiing van de werkelijkheid, er wordt alleen maar olie uit de grond gehaald of gewonnen.
    CO2 neutraal is het zeker niet, en als alle nakomende milieukosten meegerekend worden lijkt het mij een blijvende tijdbom.
  10. [verwijderd] 12 januari 2017 07:07
    Wat een goed idee.
    Dus geen biologische moestuin maar lekker schalieboren in de achtertuin. Wat zal mijn water er lekker van smaken. Ik tril er helemaal van. En dan kan ik weer op mijn motor rijden, donder op fietsknuffellaars. Ik zeg doen.
    Dat zal ze leren die boze mensen uit de woestijn, maar vooral Poetin. /sarc off
    Tesla's (het idee) vergelijken met frackers is dag vergelijken met nacht.
  11. [verwijderd] 12 januari 2017 11:37
    Het geschrevene lijkt achterhaald. De Amerikanen hebben niet stilgezeten.
    Zie hieronder:

    When Global Oil Prices Tanked, Shale Oil Production Didn't. Here's Why.

    Aug 31, 2016 @ 09:45 AM
    Operating oil and gas well profiled on sunset sky

    As global oil prices fell from more than $100 a barrel in July of 2014 to less than $30 a barrel in January of 2016, industry observers expected to see a precipitous drop in U.S. shale oil production. At the time, these forecasts seemed sensible. Shale wells were definitely not the cheapest source of new crude oil production. In fact, the break-even costs for North American shale producers were thought to be about three times higher than for similar costs for Middle Eastern producers. Shale wells also deplete faster than conventional wells, with production rates falling about 70% after the first year. On top of this, many shale producers used inflexible debt financing to fund their operations, making a drop in operating cash flow potentially catastrophic for ongoing development efforts.

    To the surprise of many, shale production actually increased during that drop in prices. Total production peaked in March of 2015, and has only fallen by 17% since then. Meanwhile, production in some basins, like the Permian in Texas and New Mexico, is within spitting distance of peak levels. While offshore rig workers around the world are packing up and heading home, oil companies are still drilling new wells in every major U.S. shale play. With this shift in oil resources, it’s no wonder major energy companies like BP are seriously examining how to best tap shale resources.

    Why has U.S. shale production proven to be so resilient to low oil prices? I can think of (at least) three reasons. All three come down to costs. (Learn more in my "Off the Charts" podcast.)

    First, as oil prices fell, so did the costs of drilling and completion services—more than 30% from the last quarter of 2014 to the first quarter of 2016. Because of this steep drop in costs, wells that would have been only marginally profitable in late 2014 could still be profitable in early 2016. Much of this decline in the price of drilling and completion services can be rationalized simply by supply and demand. When oil prices fell, shale producers had the ability to drive a harder bargain with their suppliers. After all, there was less of a “pie” to share in those negotiations, and there were fewer customers for oilfield service contractors to negotiate with. Thus, even without changing operating procedures or drilling locations, shale producers were partially insured against lower oil prices by a fall in the costs they faced.

    Second, the engineering properties of shale wells mean that “breakeven” price calculations can be misleading about the profitability of new wells in a different oil price environment. While the development costs of conventional oil wells are mostly fixed in the form of drilling an expensive hole in the right place, more than half of the cost of developing a shale well lies in the complicated hydraulic fracturing treatment that producers must employ to make these wells productive. There is now long-standing evidence that more aggressive treatments generate more oil production. But since more aggressive treatments are more expensive, shale producers must solve a cost-benefit tradeoff: how much “fracking” maximizes the profits of a given well?

    As we learn in Economics 101, the solution depends on both the price of output (oil) and the price of inputs (completion services). As oil prices fall, it is economically rational for shale producers to reduce the scale of their hydraulic fracturing treatments, because the marginal amount of oil generated by a marginal increase in the scale of the fracking treatment is less valuable than the cost of the treatment. Similarly, as service costs fall, it is rational to increase the scale of fracking treatments. Thus, a “break-even” price, often calculated as yesterday’s costs per well divided by yesterday’s expected production per well, will overstate the true price at which a shale producer would prefer to stop drilling completely.

    Finally, shale producers are learning how to get greater bang for their buck out of drilling operations. As my colleague Sam Ori pointed out in an earlier post, producers have substantially increased the of total oil recovered in a typical well—from about 5% of the original oil in place to more than 12%. BP’s Chief Economist Spencer Dale predicts a 25% recovery factor might even be conservative five years from now. My research about the technical progress of hydraulic fracturing in the Bakken Shale of North Dakota shows that this is mostly explained by learning.
  14. [verwijderd] 13 januari 2017 08:42
    quote:

    Ritageld schreef op 12 januari 2017 11:37:

    Het geschrevene lijkt achterhaald. De Amerikanen hebben niet stilgezeten.
    Zie hieronder:

    When Global Oil Prices Tanked, Shale Oil Production Didn't. Here's Why.

    Aug 31, 2016 @ 09:45 AM
    Operating oil and gas well profiled on sunset sky

    As global oil prices fell from more than $100 a barrel in July of 2014 to less than $30 a barrel in January of 2016, industry observers expected to see a precipitous drop in U.S. shale oil production. At the time, these forecasts seemed sensible. Shale wells were definitely not the cheapest source of new crude oil production. In fact, the break-even costs for North American shale producers were thought to be about three times higher than for similar costs for Middle Eastern producers. Shale wells also deplete faster than conventional wells, with production rates falling about 70% after the first year. On top of this, many shale producers used inflexible debt financing to fund their operations, making a drop in operating cash flow potentially catastrophic for ongoing development efforts.

    To the surprise of many, shale production actually increased during that drop in prices. Total production peaked in March of 2015, and has only fallen by 17% since then. Meanwhile, production in some basins, like the Permian in Texas and New Mexico, is within spitting distance of peak levels. While offshore rig workers around the world are packing up and heading home, oil companies are still drilling new wells in every major U.S. shale play. With this shift in oil resources, it’s no wonder major energy companies like BP are seriously examining how to best tap shale resources.

    Why has U.S. shale production proven to be so resilient to low oil prices? I can think of (at least) three reasons. All three come down to costs. (Learn more in my "Off the Charts" podcast.)

    First, as oil prices fell, so did the costs of drilling and completion services—more than 30% from the last quarter of 2014 to the first quarter of 2016. Because of this steep drop in costs, wells that would have been only marginally profitable in late 2014 could still be profitable in early 2016. Much of this decline in the price of drilling and completion services can be rationalized simply by supply and demand. When oil prices fell, shale producers had the ability to drive a harder bargain with their suppliers. After all, there was less of a “pie” to share in those negotiations, and there were fewer customers for oilfield service contractors to negotiate with. Thus, even without changing operating procedures or drilling locations, shale producers were partially insured against lower oil prices by a fall in the costs they faced.

    Second, the engineering properties of shale wells mean that “breakeven” price calculations can be misleading about the profitability of new wells in a different oil price environment. While the development costs of conventional oil wells are mostly fixed in the form of drilling an expensive hole in the right place, more than half of the cost of developing a shale well lies in the complicated hydraulic fracturing treatment that producers must employ to make these wells productive. There is now long-standing evidence that more aggressive treatments generate more oil production. But since more aggressive treatments are more expensive, shale producers must solve a cost-benefit tradeoff: how much “fracking” maximizes the profits of a given well?

    As we learn in Economics 101, the solution depends on both the price of output (oil) and the price of inputs (completion services). As oil prices fall, it is economically rational for shale producers to reduce the scale of their hydraulic fracturing treatments, because the marginal amount of oil generated by a marginal increase in the scale of the fracking treatment is less valuable than the cost of the treatment. Similarly, as service costs fall, it is rational to increase the scale of fracking treatments. Thus, a “break-even” price, often calculated as yesterday’s costs per well divided by yesterday’s expected production per well, will overstate the true price at which a shale producer would prefer to stop drilling completely.

    Finally, shale producers are learning how to get greater bang for their buck out of drilling operations. As my colleague Sam Ori pointed out in an earlier post, producers have substantially increased the of total oil recovered in a typical well—from about 5% of the original oil in place to more than 12%. BP’s Chief Economist Spencer Dale predicts a 25% recovery factor might even be conservative five years from now. My research about the technical progress of hydraulic fracturing in the Bakken Shale of North Dakota shows that this is mostly explained by learning.
    Productie niet willen en niet kunnen stil leggen heeft daar meer mee te maken.
    Je kan niet miljarden lenen van banken, convenanten afspreken dat je minimaal een bepaalde EBITDA moet draaien en dan vanwege de lage olieprijs stoppen met pompen.
    Je zal door moeten, dat er dan na EBITDA en EBIT aan E een dikke min overblijft en dat de meeste bedrijven zijn gaan bedelen bij de aandeelhouders voor meer geld, tja...
    Er zijn zelfs een paar hele grote nog maar net overeind gehouden op die manier omdat het ook voor een hoop geldverstrekkers not done was dat de toko om zou vallen en ze dus met zijn allen aandeelhouders hebben overtuigd dat zij er nog meer geld in moesten steken.

    Gelukkig gaat het nu weer wat beter en dus kunnen een hoop van die aandeelhouders mogelijk weer wat van hun geld terug zien, maar de risk reward op dat moment was gewoon belachelijk, maja, rug tegen de muur, alles kwijt of hoop tegen grotendeels beter weten in...
  15. [verwijderd] 13 januari 2017 08:48
    Ik zou zelf graag meer informatie willen hebben over de mate van vervuiling van shalie vs de vervuiling van normale methodes.

    Ik heb het idee dat die shalie winning enorm vervuilend is en vaak veel dichter in de buurt van bewoonde gebieden.

    Je leest wel eens van die extreme verhalen maar weet iemand echt, en dan echt weten en niet zelf ergens ook iets gelezen van iemand die meende dat....., wat de vervuiling is van Shalie vs normale vervuilende olie winning. Vervuilend is het altijd.
  18. Jilles van den Beukel 13 januari 2017 15:46
    De auteur van deze column waardeert uw comments - met name ook als U het niet met hem eens bent.

    Misschien komt er nog eens meer informatie naar buiten over de manier waarop sommige schalieolie bedrijven hebben overleefd. Duidelijk is dat het voor de financiers beter was om te wachten op betere tijden dan een in wezen failliet bedrijf ook failliet te laten gaan. Dat daarbij alle convenanten de prullenbak in moesten nam men voor lief.

    Er is in een aantal comments gerefereerd aan de discussie over de milieu effecten van fracking.

    Wat betreft de CO2 uitstoot: die is er natuurlijk. Niet minder maar ook niet meer dan voor het verbruik van een vat conventionele olie. Klimaatverandering is een serieus probleem dat gelukkig nu ook serieus wordt aangepakt.

    Wat betreft de grondwatervervuiling: men frackt op dieptes van pakweg 2 of 3 km. Een single frack zal een dimensie hebben van enige tientallen meters. Misschien 100 m als men echt zijn best doet. Dat men helemaal naar het grondwater dicht bij het oppervlak frackt lijkt me uitgesloten.

    Daarnaast boort men op weg naar de oliehoudende laag door de grondwaterlagen heen. Wat dat betreft is er geen verschil met een put voor conventionele olie. Van belang is dat de put goed wordt afgecased, maw dat er goede barrières zijn (cement, staal) tussen de put en de lagen er om heen.

    Dat er in de VS heel sporadisch dingen mis gaan ligt naar mijn mening aan een soms meer beperkt toezicht en aan een klein gedeelte van de operators die meer bereid zijn om short cuts te nemen.

    In principe kan dit veilig en schoon, mits men zich aan een aantal basisregels houdt. Desondanks zie ik dit in Nederland niet op grote schaal gebeuren:
    - de kans dat dit commercieel is lijkt me heel klein, met name ook gezien het hogere kosten niveau van de Nederlandse service industry.
    - fracken is een behoorlijk grote industriële operatie, veel vrachtverkeer, die ik in een dichtbevolkt land als het onze niet gauw op grote schaal van de grond zie komen.

    Amerikaanse geologen hebben regelmatig verzucht: wij hebben duizenden putten gefrackt in de US, op een schone en veilige manier, waarom kan dat niet in Europa. Maar dat is nu juist de issue: in Europa wil men helemaal geen duizenden putten die geboord en gefracked worden; ook niet als dat schoon en veilig gebeurd.
  19. Falcone 13 januari 2017 16:06
    Schalieolie is gewoon te duur.Klein putje, smerig chemicaliën en maximaal 2 tot 3 jaar opbrengst. Torenhoge schulden en US banken die pa vanaf 60 dollar willen financieren.
    Bijna alle Europese landen zijn dicht bevolkt, zeker Nederland.Te grote risico's bv.bij waterbeheersing.
    Schalie is dus een hersenschim, goed voor onnozele beursanalisten.
  20. [verwijderd] 14 januari 2017 12:17
    @ Falcone, goede post.

    De schalie business is wat mij betreft te vergelijken met religies.

    Neem bv. het christendom. Iedereen die zich een klein beetje verdiept in het Vaticaan, weet dat de boel daar zwaar fout zit ofwel de spirituele groei van gelovigen wordt vanuit het Vaticaan bewust op alle mogelijke manieren tegengewerkt ten faveure van eigen glorie.

    Maar de gemiddelde pastoor in den kerke in zijne gemeente heeft er geen enkele notie van. Hoe ga je de pastoor die zo stevig geïndoctrineerd is tijdens zijn universitaire theologie studie nog van zijn geloof brengen? Schier onmogelijk.

    Hetzelfde geldt voor andere geïndoctrineerden, met name universitair opgeleiden: economen, natuurkundigen, doktoren, teveel om op te noemen. De predikanten die deze studies voortbrengen zijn ook niet meer van hun geloof af te brengen.

    Wie hierin voor zichzelf verbetering wil aanbrengen, zou eens wat lessen kunnen nemen op deze site.

    www.pateo.nl/

27 Posts
Pagina: 1 2 »» | Laatste |Omhoog ↑

Meedoen aan de discussie?

Word nu gratis lid of log in met je emailadres en wachtwoord.

Direct naar Forum

Markt Vandaag

Stijgers

instrument koers absoluut verschil relatief verschil
ASR Nederland 45,370 +1,80 +4,13%
ForFarmers 3,405 +0,13 +3,97%
HEIJMANS KON 25,700 +0,95 +3,84%
BESI 101,100 +3,16 +3,23%
THEON INTERNAT 9,040 +0,25 +2,84%
RELX 43,520 +0,90 +2,11%
TomTom 5,115 +0,10 +1,99%
RENEWI 7,370 +0,14 +1,94%
Wolters Kluwer 157,400 +2,70 +1,75%
Philips Koninklijke 24,530 +0,41 +1,70%
Arcadis 64,700 +1,05 +1,65%
UMG 23,450 +0,37 +1,60%
Sif Holding 14,020 +0,22 +1,59%
PROSUS 39,330 +0,59 +1,51%
BAM 4,304 +0,06 +1,41%
ALLFUNDS GROUP 5,700 +0,08 +1,33%
NN Group 45,790 +0,60 +1,33%
ASMI 518,400 +6,20 +1,21%
FASTNED 22,100 +0,25 +1,14%
SBM Offshore 16,960 +0,19 +1,13%
Ahold Delhaize 30,650 +0,34 +1,12%
Aegon 5,870 +0,06 +1,10%
Kendrion 11,040 +0,12 +1,10%
AEX 883,62 +9,44 +1,08%
Eurocommercial Properties 23,600 +0,25 +1,07%
Akzo Nobel 59,100 +0,62 +1,06%
SHELL PLC 31,140 +0,32 +1,05%
UNILEVER PLC 56,800 +0,58 +1,03%
KPN 3,628 +0,04 +0,97%
JUST EAT TAKEAWAY 10,575 +0,10 +0,95%
ASML 627,100 +5,90 +0,95%
AALBERTS NV 33,460 +0,30 +0,90%
ASCX 1.218,49 +10,81 +0,90%
RANDSTAD NV 42,720 +0,37 +0,87%
Avantium 2,405 +0,02 +0,84%
Corbion 23,200 +0,18 +0,78%
ABN AMRO BANK N.V. 15,290 +0,10 +0,66%
Alfen N.V. 12,335 +0,08 +0,65%
CTP 15,400 +0,08 +0,52%
EXOR NV 97,700 +0,50 +0,51%
ACOMO 17,480 +0,08 +0,46%
SIGNIFY NV 22,620 +0,10 +0,44%
IMCD 146,600 +0,55 +0,38%
ING 15,732 +0,06 +0,37%
Wereldhave 14,200 +0,04 +0,28%
Fagron 18,580 +0,04 +0,22%
Vastned 24,700 +0,05 +0,20%
Sligro 11,480 +0,02 +0,17%
WDP 21,840 +0,02 +0,09%
Pharming 0,770 +0,00 +0,07%
ADYEN NV 1.406,400 0,00 0,00%
ArcelorMittal 22,680 0,00 0,00%

Dalers

instrument koers absoluut verschil relatief verschil
Fugro 17,640 -3,42 -16,24%
Accsys 0,574 -0,03 -4,17%
JDE PEET'S 19,870 -0,83 -4,01%
EBUSCO HOLDING 2,115 -0,07 -3,42%
NX FILTRATION 4,775 -0,15 -3,14%
OCI 10,855 -0,31 -2,78%
Air France-KLM 8,810 -0,22 -2,41%
Flow Traders 20,560 -0,48 -2,28%
B&S Group SA 4,545 -0,09 -1,84%
Basic-Fit 22,360 -0,28 -1,24%
AMG Critical Materials N.V. 15,400 -0,17 -1,09%
Nedap N.V. 54,400 -0,60 -1,09%
TKH 37,000 -0,30 -0,80%
AMX 871,90 -6,01 -0,68%
Brunel 8,800 -0,06 -0,68%
Vopak 41,980 -0,26 -0,62%
DSM FIRMENICH AG 108,550 -0,55 -0,50%
Aperam 24,820 -0,12 -0,48%
AZERION 1,294 -0,01 -0,46%
PostNL 1,098 0,00 -0,45%
NSI 19,740 -0,06 -0,30%
Heineken 75,320 -0,18 -0,24%
Galapagos 24,780 -0,04 -0,16%
CM.COM 6,490 -0,01 -0,15%
Van Lanschot Kempen NV 42,000 -0,05 -0,12%
INPOST 17,910 -0,02 -0,11%
vlag naam koers verschil relatief verschil
AEX 883,62 +9,44 +1,08%
AEX GR 3.455,32 +36,90 +1,08%
Germany40^ 19.231,10 +153,56 +0,80%
FTSE 100 8.177,15 +67,05 +0,83%
EURO50 4.864,00 0,00 0,00%
US30^ 42.058,10 0,00 0,00%
Nasd100^ 20.054,20 0,00 0,00%
US500^ 5.731,28 0,00 0,00%
Japan225^ 38.571,70 0,00 0,00%
VD-NEW 19,24 -0,50 -2,52%
#/^ Index indications calculated real time, zie disclaimer