Boom na wydobycie ropy z łupków, który zakończył się w marcu 2020 r., gdy pełne skutki pandemii uderzyły w gospodarkę, przyczynił się do nadwyżki ropy w magazynach, która utrzymywała ceny na niskim poziomie. Rynek został obficie zaopatrzony zarówno w Stanach Zjednoczonych, jak i na całym świecie, co obniżyło ceny natychmiastowej dostawy do bezprecedensowych poziomów. W kwietniu 2020 r. cena spot po raz pierwszy stała się ujemna.
Wraz z ożywieniem gospodarczym poziomy zapasów spadły, osiągając najniższy poziom w marcu tego roku, na poziomie około 415 mm baryłek we wszystkich obszarach PADD.
Nie tylko spadło magazynowanie, ale w tym okresie produkcja w USA gwałtownie spadła, ponieważ niskie ceny sprawiły, że wiercenie było w dużej mierze nieopłacalne. Koparki są ułożone jak sztruks na przedmieściach Midland, a liczba aktywnych platform spadnie do 252 do czerwca 2020 r. W trzecim kwartale ceny WTI przekraczają 40 USD i zaczynają wracać do akcji. W ciągu 2021/22 dodano ponad 500 dodatkowych platform, z czego około 40% tego roku zostało przeniesionych, gdy platformy przeniosły się, aby skorzystać z niższych stawek i cen WTI w przedziale od 80 do 120 USD. Połączenie, które często się nie prezentuje.
Rosyjska inwazja na Ukrainę doprowadziła do wzrostu ceny ropy do ponad 100 dolarów za baryłkę, powodując gwałtowny wzrost cen benzyny i oleju napędowego, a konsumenci cierpieli przy dystrybutorze. Jednocześnie ożywienie gospodarcze i złagodzenie ograniczeń Covid doprowadziły do wzrostu liczby podróży, zarówno na drogach otwartych, jak iw powietrzu. Organizatorzy oczekiwali i Politycy, że firmy naftowe Zabiorą swoje zwiększone dochody i zatrudnią więcej platform po niższych cenach. Praktyka, która pasuje do ich poprzedniego modelu CAGR-CAGR, wykorzystując pożyczony kapitał i prawie zrujnowała wiele z nich w latach poprzedzających 2020 rok.
Zamiast tego, wiertacze łupków, którzy są teraz mądrzejsi, przyjęli praktykę ograniczania kapitału, mającą na celu utrzymanie produkcji na obecnym poziomie z lekkim spadkiem wzrostu. Uczestnicząc w konferencji JP Morgan Energy w Houston w czerwcu ubiegłego roku, dyrektor generalny Pioneer Natural Resources (NYSE: PXD) był cytowany jako zajmujący się tym problemem w Artykuł w magazynie naftowo-gazowym.
„byli [Pioneer] Będzie rósł tylko o 5% rocznie; Byłem o to proszony na każdym dzisiejszym spotkaniu” – powiedział Sheffield uczestnikom wydarzenia 22 czerwca. „Nie zamierzamy rosnąć o 7, 8, 9, 10, 12%” – powiedział, zauważając, że firma to samo, gdy poproszono ją o zwiększenie produkcji. Powiedzieliśmy im również, że nie” – kontynuował Sheffield. „Staramy się, aby zrozumieli model i powody jego zmiany” – powiedział, omawiając poprzedni model cykle koniunktury i załamania, w których przemysł naftowy i gazowy odpowiedział zwiększeniem produkcji, które zakończyło się nadpodażą”.
Inni prezesi wypowiadali się podobnie, podkreślając, że ich priorytetem w alokacji kapitału nie jest wzrost produkcji, ale zwrot kapitału akcjonariuszom. Inny duży wiertacz łupków, Devon Energy, (NYSE: DVN) podjął takie samo zobowiązanie. Rick Moncrieff, dyrektor generalny Devon, zauważył w Wywiad Bloomberga Firma będzie nadal dyscyplinować swoją alokację kapitału z celem wzrostu na 2022 r. na poziomie około 5%.
Nie poświęcono wiele uwagi istnieniu zewnętrznej i naturalnej granicy wzrostu wydobycia łupków bitumicznych. W złych czasach wiertacze łupków decydowali się rozwijać swoje najlepsze lokalizacje, aby zapewnić wypłaty, które przyniosłyby większe dochody niż koszty odwiertów. (Omawiałem ten trend wcześniej Artykuł o cenie oleju w maju ubiegłego roku). Branża nazywa te nazwy witryny pierwszego poziomu. Powiązany artykuł Rystad zawiera następujące informacje dotyczące pozostałych witryn pierwszego poziomu.
„Jeśli zsumujemy wielkość zapasów, wielkość zapasów odpowiada 18-25 latom wierceń w oczekiwanym tempie w 2020 roku. Jeśli aktywność na poziomie 1 powróci do rekordowego poziomu w 2019 roku, możemy mieć sześć lub osiem lat zdolności wiertniczych w Eagle Ford i Bakken oraz 11-15 lat w DJ Basin i Permian.W Perm Basin całkowita wielkość pozostałych zasobów poziomu 1 wynosi około 33 000 miejsc, przy założeniu braku zmian w istniejących strategiach rozmieszczania otworów.
Chociaż pozostała znaczna część areału I poziomu, istnieją oznaki, że obecnie budowane studnie zawierają wyższą mieszankę skał o niższej jakości. Poniższy wykres, skompilowany na podstawie opublikowanych danych EIA-DPR, ujawnia niepokojący trend w ogólnej aktywności skał, ze szczególnym uwzględnieniem basenu permskiego. Basen permski odpowiada za ponad połowę produkcji łupków w Stanach Zjednoczonych.
Miesięczny wskaźnik DPR dokonuje prostego obliczenia indywidualnej wydajności odwiertu dla każdej platformy, dzieląc produkcję za ten miesiąc (pokazany z dwumiesięcznym opóźnieniem) przez liczbę aktywnych platform. Dane są inspirowane następującymi względami.
Niebieska linia, która reprezentuje wszystkie osiem basenów uwzględnionych w raporcie, wykazywała tendencję spadkową w ciągu ostatniego roku, podczas gdy ogólna liczba platform wiertniczych podana w raporcie wykazuje tendencję spadkową. Piekarz Hughes gwałtownie wzrosnąć. Pomarańczowa linia, reprezentująca basen permski, podąża tą samą ścieżką, a dzienna produkcja na odwiert spadła w tym czasie o około 120 baryłek dziennie.
Na uwagę zasługuje również spadek produkcji, ponieważ platformy dodają – nieco sprzeczne z intuicją – miesięczne stawki. DUC- Studnie wywiercone, ale niekompletne Wypłaty również spadają. Wskazuje to, że dzienna wydajność każdej platformy wiertniczej, już znajdującej się na niższym zboczu, została sztucznie zwiększona przez operatorów szczelinowania już wywierconego odwiertu w celu wywrócenia go prosto.
Następnie zwróciłem się do EIA-914, miesięcznego raportu agencji dla wszystkich krajów produkujących. Raport 914 zawiera również dane z dwumiesięcznym opóźnieniem, w tym przypadku pokazujące dane do maja. Wziąłem wszystkie stany, które wyprodukowały ponad 400 000 BOEPD i śledziłem ich produkcję.
Uwaga – linia sumaryczna US jest wykreślona na prawej osi Y
Pokazuje to, że we wszystkich głównych basenach produkcja była stosunkowo niska przez większość ostatniego roku, szczególnie w 2022 roku. Ponieważ w tej sumie uwzględniono Zatokę Meksykańską, istnieją pewne anomalie pogodowe, które mogą tymczasowo zniekształcić ogólne dane, tak samo jest w przypadku produkcji Wild w zimie.
Twoje wynos
Do końca przyszłego roku możemy dodać kolejne 800 tys. BOOPD, ponieważ Krótkoterminowa prognoza energetyczna EIA – STEO sugeruje, że możemy. Nigdy nie chcesz mówić nigdy, dopóki nie minie czas. Dane, które sprawdziłem, mówią inaczej.
Co to oznacza dla cen ropy nie jest jeszcze jasne w krótkim okresie, obawy o możliwą recesję w ciągu ostatnich sześciu tygodni obniżyły o prawie 20 USD za baryłkę ceny WTI i Brent. W dłuższej perspektywie, jeśli tendencja do niższej produktywności odwiertów będzie zła, możemy zauważyć gwałtowne odwrócenie trendu wzrostowego, ponieważ produkcja łupków spada.
wiele Firmy analityczne Utrzymana cena docelowa wyjścia na rok YE-2022 powyżej obecnych poziomów, Goldman Sachs była rekordowym trendem, osiągając 135 USD dla Brent. Jeśli wszystkie te rzeczy się połączą, konsumenci mogą odczuwać większy ból w kieszeni, ponieważ niedobory podaży podnoszą ceny.
Autor: David Messler dla Oilprice.com
Więcej najlepszych czytań z Oilprice.com:
„Analityk. Nieuleczalny nerd z bekonu. Przedsiębiorca. Oddany pisarz. Wielokrotnie nagradzany alkoholowy ninja. Subtelnie czarujący czytelnik.”
