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Produzione shale giù, futures su

La produzione di shale oil negli Stati Uniti ha probabilmente piccato in marzo 2015. I sette giacimenti maggiori hanno insieme prodotto 5.5mln di barili al giorno quel mese.

Per febbraio 2016 il dato è di 5 mln tondi, con proiezioni  di 4.0 mln per marzo e 4.8 mln per aprile. -11% dal picco.

produzione shale fino a apr 16

 

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Bancarotte shale, nuova leva?

Fino al 31 dicembre erano 42 aziende americane e canadesi in bancarotta tipo chapter 7 e chapter 11. Fino al 7 febbraio 2016 altre sei aziende si sono aggiunte alla lista, con 109 mln di dollari complessivi, di cui solo 15mln di debito garantito da asset del debitore.

Sono arrivati a complessivamente 17.2 miliardi di debito complessivo di cui 54% non garantito:

shale bancarotte agg febb 16

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Bancarotte shale, esploratori sopravalutati?

old rigSecondo il sito eaglefordshale.com che segue lo sviluppo dell’industria shale negli Stati Uniti, fino a novembre 2015 più di 36 imprese shale hanno dichiarato bancarotta.

L’articolo.  L’ultima vittima, una delle 18 imprese texane fallite, deve decine di milioni ai suoi creditori.

Gli analisti del settore dicono che è molto probabile che il 2016 vedrà più bancarotte rispetto al 2015:

Analysts are warning that this is just the tip of the iceberg and many are forecasting bankruptcies will likely increase in the new year.

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Shale in California, un’altro -96%

Il miracolo shale in California, la formazione Monterey nel San Joaquin Basin, si è appena preso un’altra batosta dopo il downgrade del 96% dellanno scorso.

In maggio 2014 ho scritto che le “recoverable resources” sono state diminuite del 96% da 13.7 miliardi di barili a soli 600 milioni.

E ora arriva la notizia che l’USGS riduce ancora le aspettative a 21 milioni di barili di petrolio, o di altri -96%.

Mentre prima si diceva che il petrolio ci fosse, ed era solo questione di tecnologia immatura (non di livello del prezzo), ora invece pare che hanno cambiato idea proprio sulla geologia. Il petrolio non c’é più, è migrato via dalla roccia madre, e qualsiasi pozzo esplorativo non troverebbe nulla.

Insomma, il caso non tanto insolito di stime stellari al momento della ricerca di finanziamenti. Che poi vengono ridemensionate – le stime, non i finanziamenti.

Brent: Contango meno ripido su equilibrio domanda/offerta

brent curve forward e spot aprile 15Un altro indicatore per un ritorno a un equilibrio sui mercati petroliferi sono le curve forward. In dicembre ho scritto che già si vedeva la fine dello shale boom.

Ho detto:

E così da settembre in poi le curve non erano più in backwardation, ma in contango. Cioè vedono prezzi futuri più alti di quelli di oggi, proprio perché i prezzi bassi avrebbero fatto fuori tutta la sovrapproduzione troppo costosa.

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Produzione shale ha piccato in marzo 2015

In gennaio mi sono chiesta come sarebbe stata la situazione rig in maggio, basato sul fatto che la volta precedente tra picco e basso dei numeri di rig ci sono voluti 7 mesi.

US rig count and weekly change

Oil rig count statunitense, e cambiamento settimanale

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Non ci saranno poi tutte queste bancarotte nel business shale

high yield bonds vs wtiLe migliaia di imprese operanti nel settore E&P americano, lato shale, sono estremamente indebitati e vicini alle bancarotte. Almeno secondo tutta la blogosfera me inclusa, FT, IlSole e quant’altro. Ma a volte guardando un grafico ci si può ricredere.

Per indebitati s’intende che hanno emesso obbligazioni con yield molto alti, visto il rating basso di quelle aziende.

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Rig count vs WTI

Prima era tutto facile

Prima era tutto facile

Vediamo il rig count.

Il numero di oil rig americani ha un’alta correlazione con il prezzo del WTI, e guardando il prezzo si può effettivamente esprimere una idea sul numero di rig futuro.

Nota: Purtroppo non funziona al contrario. Per dire qualcosa sul prezzo del petrolio basandosi su dei modelli quantitavivi servono sistemi di equazioni differenziali con molte variabili come stagionalità, stoccaggio, domanda, offerta, e indicatori macro-economici. e poi anche cose molto specifiche come il livello occupazionale nel settore petrolifero stesso. Alcuni laggano, altri leadano. Ed è per quello che nessuno riesce mai a prevederne l’andamento.

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Non avremo gas americano e non avremo neanche SouthStream

Gail Tverberg dice in un articolo che il problema della Russia è che l’Ucraina non paga il gas. La Russia ha qualche problemino in più di quello, ma è certamente vero che se compri una cosa, la devi pagare.

E tutta l’Europa lì a parlare di sicurezza energetica e puntare il dito. Vorrei vedere cosa farebbe la Francia se Inghilterra non gli paga più il grano, dicendo che è loro diritto pagarlo 40% in meno e cioè molto sotto il costo di produzione.

Si da il caso che il prezzo del gas in Europa è molto più alto che negli Stati Uniti. Il motivo principale sono i contratti a lunghissimo termine con Gazprom che hanno permesso a loro di costruire e mantenere una infrastruttura molto complessa e vasta. Sono 30 anni o giù di li che ininterrottamente forniscono Europa con la parte del leone di gas naturale. Ma il fatto che non vorrebbero darlo più a chi non paga ha tirato fuori il discorso della sicurezza energetica e si parla soprattutto di esportazione di LNG dagli Stati Uniti.

Per vedere come potrà iniziare o finire la questione esportazione, si usa preferibilmente il report BP, completato con dati EIA e IEA, quando disponibili. Oltre al vecchio BP 2012 (di solito esce in giugno), ho trovato dati consumo statunitensi (+2% rispetto al 2012) e produzione (+1%) qua.

In effetti l’aumento di produzione gas dal 2005 è stato impressionante.

Ma come si vede, gli USA sono solo quasi autosufficienti.

L’autosufficienza c’è comunque, ma solo a livello nordamericano. È infatti gas canadese che per ora assicura l’abbondanza:

La differenza tra consumo e produzione canadese viene esportata negli Stati Uniti, che ne consuma quello che gli manca. Il resto viene rivenduto al Messico.

Visto che poche cose si possono prevedere, e tra quelli non c’è certamente il futuro, pochi anni fa gli States si prepararono a una massiccia importazione di gas naturale, costruendo alcuni grandissimi impianti di rigassificazione. In questo momento gli impianti, mai presi in produzione, vengono convertiti in impianti di liquefazione al costo di miliardi di dollari. Tutto in attesa dell’esportazione che verrà.

La IEA nel WEO2013 prevede nel suo New Policies Scenario che la domanda statunitense aumenti di 47% sul periodo 1990 – 2035, e cioè da 438 Mtoe annui a 646. Il grando aumento è già alle spalle, ma sono da aggiungere altri 13% dal livello del 2011:

Stima WEO per la domanda gas statunitense

Questo nonostante la produzione nazionale non regga un’evento così banale come un inverno di quelli che erano normali solo 15-20 anni fa.

I stoccaggi di gas naturale negli Stati Uniti sono al 50% del minimo della media degli ultimi 5 anni.

Il problema della produzione a tenere il passo con la domanda questo inverno/primavera ha quadruplicato la volatilità giornaliera al Henry Hub.

Gli Stati Uniti non possono rischiare di rimanere senza gas nei stoccaggi e quindi per tutta la stagione estiva deve soddisfare la domanda interna e anche riempire gli stoccaggi. Il prezzo a questo punto dovrebbe stabilirsi permanentemente sopra i $4 /MMbtu che è il breakeven dello shale gas. In febbraio è andato ben oltre i 6$.

Gli Stati Uniti potranno forse cominciare a esportare nel 2016, ma saranno sempre quantità irrisorie. Contrapposta la produzione alla domanda, la differenza è così piccola che entrambi i numeri potrebbero facilmente cadere vittima di qualche naturale margine di errore, ed essere invertiti.

Nel 2020 la differenza è di 25 Mtoe, o 30 miliardi di metri cubi. Neanche la metà del consumo annuo italiano del 2012.

Aggiungiamo eventuali 50 miliardi di metri cubi canadesi e America del Nord potrà effettivamente esportare 80 bcm.

La Russia nel 2012 ha prodotto ca 600 miliardi di metri cubi e consumato ca 400. La differenza sono 200 miliardi di metri cubi, di cui 130 sono andati via pipeline in Europa. Più i 30 all’Ucraina e sono 160 miliardi di metri cubi che noi europei compriamo dalla Russia. Un record storico. Quei 80 bcm nordamericano sono il 50%, e affidabilità o no del fornitore principale, sarebbe comunque bene diversificare. Peccato che abbiamo inventato il mercato libero.

Perché diciamo che gli Stati Uniti riuscissero a esportare.

Tanto per cominciare il prezzo riservato a noi europei non saranno quei 4$ di prima. Bisogna aggiungere il trasporto all’impianto di gassificazione (0.2$), la liquifazione (ca 1.5$),  e trasporto (0.6$) e rigassificazione (1.5$) e siamo a 7.8$/ MMbtu e quindi ca 6€. Convertendo in Mwh siamo a ca 20€/MWh per il LNG statunitense.

Oggi domenica il prezzo al PSV è di 18€/Mwh, cioè meno del prezzo che dovremmo pagare agli americani, anche se normalmente è di ca 25€. Gli italiani per motivi infrastrutturali pagano uno dei prezzi più alti in europa, ma il differenziale con il LNG americano non è sufficiente per portare il gas qua, visto che farà anche abbassare lo spread ulteriormente.

Non vi è ombra del dubbio che gli americani esporteranno in Asia, dove oggi pagano dai 14$ ai 17$/MMbtu, dandogli un margine di 50-100%.

Ah, è così abbiamo anche risolto il problema SouthStream. Non verrà mai costruita, perché nel frattempo abbiamo accettato di pagare il gas ucraino noi, eliminando il problema dell’inaffidabilità dell’Ucraina.