Ölmarkt und Rohölpreise

[Trauerschwan]

vor 6 Stunden schrieb Marfir:

Nein, kenne das Unternehmen auch nicht. Ich habe nur die erste Antwort gelesen:

 

Weiterlesen - Mark Papa ist ein Shale Veteran und hat EOG mitgegründet. Außerdem soll er eher direkter / ehrlicher(?) antworten. Centennial ist mir übrigens egal. Der Bezug auf das Shale-Umfeld finde ich im Call spannend.

 

Bzgl.: Flaring (evtl. doch ein Problem bei dem einen oder anderen Fracker)

Zitat

 

Paul Grigel

Okay. That makes sense. Yes. And then, I guess, turning to flaring, you guys are somewhat uniquely positioned. Is there any discussion or talk with any other either the, call the government agency or out in the field just on any sort of concerns that may come up from regulatory scrutiny or anything along those lines from increased flaring that we're seeing in the basin?

 

Mark Papa

Sean, George, you want to fill that one?

 

Sean Smith

Well, as I said in the earlier comments, I think we've done a fantastic job of getting in front of that. We have not come across any regulatory agencies wanting to discuss with us the amount that we flare. What we are trying to do is make sure that we don't have those conversations. And I think that securing our FT for all of our volumes and as we showed on the slide deck, we're one of the lowest flaring companies out there, certainly among our peers but maybe even among the E&Ps in the basin. So I think we just want to stay in front of that to make sure that that we don't ever receive that call from any of the regulatory agencies.

 

Bzgl. Wachstum bei 55 USD WTI

Zitat

 

Mark Papa

So that the ultimate goal is to get to free cash flow. But I got to be honest with you, its $55 oil. That's a real stretch for any midcap to get to free cash flow, who's a pure shale producer and to have any kind of production growth concomitant with that. So that's the real trick.

 

 

Bzgl. Child Wells

Zitat

 

Mark Papa

So that's it. If there's an issue there, I'll relate you back to the comment I made on last quarter's earnings call in November. The issue for the entire Permian Basin relates to parent-child wells. Every year, every company is drilling a higher percentage of child wells and those wells are simply not as powerful as the parent wells.

And the reason that you analysts may not have picked that up from the people who have reported earnings so far from the pure Permian companies is that most of the pure Permian companies have engaged in M&A activity, and so the results that come out are really difficult to analyze, because you've got M&As mixed up in all those companies. And you really don't have an apples-and-apples comparison. But I – we have some of the best acreage in the Delaware Basin and what we are seeing is the increasing impact of the child wells.

And we are typical of what every single Permian company is seeing and that impact is clouded by M&As that most companies have engaged in, but that is just what I have been talking about really for a couple of years is that although the whole shale revolution appears to be quite powerful. If you look just under the hood, you see that every company has to run faster and faster to achieve growth because you're seeing the effect of geology and well interference that is taking a toll.

 

Scott Hanold

So based on your – the data that you all see, which we can appreciate conservatively better than obviously, what we have available. What would you suggest that when we model kind of child wells, how much – what is sort of that productivity delta between sort of a parent and a child well that kind of help us with this modeling?

 

Mark Papa

Yes. I think last quarter, I gave a number just on reserves of about 80% – reserves are about 80% child well versus a parent well. I mean, 80% to 85% is approximate ratio there, so that's just a rule of thumb number that we've seen. And again, we're in the heart of the Southern Delaware Basin. So I think, we are typical, I believe we've got some of the better acreage, so that would be a good ratio to use.

 

... ... ...

 

Derrick Whitfield

Hey, Mark, and I agree with your parent/child industry comments as we certainly see the data as well. Perhaps for yourself or Sean regarding your 2019 guidance, did your percentage of parent wells in 2019 materially decrease relative to 2018?

 

Mark Papa

Well, I wouldn't say materially, but – yes, the percentage of – yes, either way you look at the percentage of child wells every year goes up. So the percentage of parent wells every year goes down, it's not a material change, but it's kind of a – erosional change, if you want to think of it that way. So it's not a dramatic change, but every year it just the percentage does go up of child wells.

 

Sean Smith

Yes. I would think so, ish. Obviously, if we are drilling more child wells, you have a little bit less efficient use of capital there. But as Mark just said, it's not meaningful the percentage that goes up on an annual basis. So I think if you're using that ish number going forward, you're probably in the right ballpark.

 

 

Bzgl. Decline Rates

Zitat

 

Subhasish Chandra

Got it. Okay. So that's the math of what would have been. Could you hazard a guess on what your base decline rates are?

Mark Papa

Subash, we don't disclose decline rates. That's kind of one of those things, a kind of an entrapment question. So that's just, obviously, really don't want to talk about.

 

 

[Marfir]

Peinlich. Gut das die meisten Aktionäre das nicht lesen werden. Passives Investieren ist ja so populär...

[Marfir]

Am 02/03/2019 um 01:19 schrieb Trauerschwan:

"Meine Obsession" für US Shale beruht darauf, dass es momentan die einzige nennenswerte Region der Welt ist, in der die Ölproduktion signifikant steigt - und zwar ungefähr so schnell wie die Nachfrage nach Öl. Sollte also Shale doch nicht so schnell steigen wie gedacht, dann hätten wir sehr wahrscheinlich steigende Ölpreise und dadurch auch steigende Kurse bei Aktien der Ölbranche. Würde aber die Nachfrage einbrechen und Shale weiterhin stark wachsen, dann gehen vermutlich einige Driller bankrott. Trauerschwan wäre dann etwas unglücklich

Kennt Trauerschwan denn die IMO 2020 Regulierung?

IMO 2020 to boost demand for U.S. shale, Valero COO says

 

Zitat

Marpol treaty signatories representing more than 96pc of global shipping have agreed through the International Maritime Organization (IMO) to reduce sulfur emissions beginning 1 January 2020 to 0.5pc sulfur fuel, down from today's 3.5pc. The change, known as IMO 2020, slashes demand for higher-sulfur, less-processed distillates sold today into the marine fuel fleet.

 

Zusammen mit den neuen Pipelines wird also vermutlich erst mal die Produktion und Nachfrage steigen. Die OSD sollten aber trotzdem so langsam von neuen Projekten profitieren, dank vieler Jahre von zu wenig Investitionen.

[reko]

vor 49 Minuten schrieb Marfir:

Kennt Trauerschwan denn die IMO 2020 Regulierung?

IMO 2020 to boost demand for U.S. shale, Valero COO says

 

Erdöl kann man aber auch entschwefeln. Niedriger Schwefelgehalt ist nur ein keiner Kostenvorteil oder für Raffinerie ohne entsprechende Anlagen.

aral.de/de/forschung/wissen/raffinerie-verfahren/entschwefelung

Da arabisches, russisches und südamerikanisches Öl schwelfelreich (sauer) ist, dürfte es reichlich Entschwefelungsanlagen geben.

 

gerade gefunden: The-Light-Sweet-Medium-Sour-Crude-Imbalance-and-the-Dynamics-of-Price-Differentials.pdf (März 2019)

Zitat

 Since most of the supply losses are concentrated in the medium/heavy sour category, while most of the supply gains are concentrated in the light sweet category in big part due to the strong growth in US shale, the light sweet-medium sour crude spread, represented in this paper by the Brent-Dubai price differential, has collapsed and at certain instances was trading at negative values.

..  Few months ago, the conventional wisdom was that the Brent-Dubai spread would widen as IMO rules start taking their effect and the shipping industry shifts towards consuming cleaner fuels

Medium Sour ist jetzt manchmal teuerer als Light Sweet. Die Raffinerien können wohl nicht so einfach die Rohöl Qualität wechseln.

[Marfir]

vor 42 Minuten schrieb reko:

 

Erdöl kann man aber auch entschwefeln. Niedriger Schwefelgehalt ist nur ein keiner Kostenvorteil oder für Raffinerie ohne entsprechende Anlagen.

aral.de/de/forschung/wissen/raffinerie-verfahren/entschwefelung

Da arabisches, russisches und südamerikanisches Öl schwelfelreich (sauer) ist, dürfte es reichlich Entschwefelungsanlagen geben.

 

gerade gefunden: The-Light-Sweet-Medium-Sour-Crude-Imbalance-and-the-Dynamics-of-Price-Differentials.pdf (März 2019)

Medium Sour ist jetzt manchmal teuerer als Light Sweet. Die Raffinerien können wohl nicht so einfach die Rohöl Qualität wechseln.

Die Raffinerien von Valero sind oft komplex. Soll heißen man hat viele Input- und Output Variablen. Natürlich kauft Valero auch heavy crude oil aus z. B. Venezuela (zumindest vor dem Export-Verbot) und hat Entschwefelungsanlagen integriert. Aber die Anlagen laufen nicht mit nur einer Ölsorte. Das wäre auch schlecht, weil man sonst von einem Lieferanten abhängig wäre.

Phillips 66 macht das nicht anders. Ob die Raffinerien in Europa spezialisierter sind kann ich nicht sagen.

[reko]

vor 19 Minuten schrieb Marfir:

Die Raffinerien von Valero sind oft komplex. Soll heißen man hat viele Input- und Output Variablen. Natürlich kauft Valero auch heavy crude oil aus z. B. Venezuela (zumindest vor dem Export-Verbot) und hat Entschwefelungsanlagen integriert. Aber die Anlagen laufen nicht mit nur einer Ölsorte. Das wäre auch schlecht, weil man sonst von einem Lieferanten abhängig wäre.

Für Light Sweet (z.B. US Shale) braucht man aber eigentlich keine teueren komplexe Raffinerien. Kann auch sein, dass Valero beides verarbeiten kann. Das passt auch zur Aussage, dass der Markt jetzt kaum mehr wie früher einen Aufpreis für Light Sweet bezahlt.

Damit hat Valero den bisherigen Vorteil günstigeren Rohöls verloren, die höheren Abschreibungen und laufende Kosten bleiben aber.

[Cai Shen]

So weit ich mich erinnere, ist der Nelson Complexity Index als Kennzahl der Flexibilität der Raffinerie im europäischen Durchschnitt nicht geringer als die US amerikanische Konkurrenz.

Ich wollte es gerne mit Fakten untermauern, in diesem ziemlich gut gemachten paper sind neben vielen technischen Angaben leider auch nur detailierte US Zahlen.
https://www.researchgate.net/publication/312080971_A_review_of_refinery_complexity_applications

 

Hier könnte man auf der Grafik Seite 11 vermuten, dass es in Europa eher gegen NCI 6-7 geht, also weniger komplexe Raffinerien als in den USA stehen (8,7).

https://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=9&ved=2ahUKEwii0si86fDgAhUOZFAKHVCwBHUQFjAIegQIBRAC&url=http%3A%2F%2Fopportune.com%2Fcontent%2Fuploads%2F2016%2F12%2F2016-12-05-EU-Refining_Part-1_Historical-Perspective-3.pdf&usg=AOvVaw230UolOON792VrBnFFyTBt

[Marfir]

vor 21 Minuten schrieb reko:

Für Light Sweet (z.B. US Shale) braucht man aber eigentlich keine teueren komplexe Raffinerien. Kann auch sein, dass Valero beides verarbeiten kann. Das passt auch zur Aussage, dass der Markt jetzt kaum mehr wie früher einen Aufpreis für Light Sweet bezahlt.

Damit hat Valero den bisherigen Vorteil günstigeren Rohöls verloren, die höheren Abschreibungen und laufende Kosten bleiben aber.

Wie schon geschrieben nutzen die US Raffinerien verschiedene Input-Quellen. Da kommt Öl aus Kanada, dem GoM, Venezuela und zusätzlich nutzt man noch Preisdifferenzen zwischen verschiedenen US Produktionsstandorten aus. WTI mag am bekanntesten sein, ist aber nicht das einzige. Es gibt z. B. noch Light Louisiana Sweet (LLS).

Die Preis-Unterschiede zwischen verschiedenen Ölsorten verschwinden nicht. Es gibt keinen Grund so negativ zu sein. Die Raffinerien werden weiterhin profitabel laufen.

[reko]

vor 13 Minuten schrieb Cai Shen:

Hier könnte man auf der Grafik Seite 11 vermuten, dass es in Europa eher gegen NCI 6-7 geht, also weniger komplexe Raffinerien als in den USA stehen (8,7).

Kann ich mir gut vorstellen, da in USA vor Fracking sehr viel Venezuela Extra Heavy verarbeitet wurde und in Europa mehr Brent Sweet Light.

[Marfir]

vor 10 Minuten schrieb Cai Shen:

So weit ich mich erinnere, ist der Nelson Complexity Index als Kennzahl der Flexibilität der Raffinerie im europäischen Durchschnitt nicht geringer als die US amerikanische Konkurrenz.

Ich wollte es gerne mit Fakten untermauern, in diesem ziemlich gut gemachten paper sind neben vielen technischen Angaben leider auch nur detailierte US Zahlen.
https://www.researchgate.net/publication/312080971_A_review_of_refinery_complexity_applications

 

Hier könnte man auf der Grafik Seite 11 vermuten, dass es in Europa eher gegen NCI 6-7 geht, also weniger komplexe Raffinerien als in den USA stehen (8,7).

https://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=9&ved=2ahUKEwii0si86fDgAhUOZFAKHVCwBHUQFjAIegQIBRAC&url=http%3A%2F%2Fopportune.com%2Fcontent%2Fuploads%2F2016%2F12%2F2016-12-05-EU-Refining_Part-1_Historical-Perspective-3.pdf&usg=AOvVaw230UolOON792VrBnFFyTBt

Danke dir! Im letzten Artikel steht allerdings auch, dass die europäischen Raffinerien wegen des Marktes nur durch Spezialisierung überleben können.

[Cai Shen]

Zum Thema Diversität des europäischen Raffineriemarktes hatte ich noch dieses spannende Werk gefunden, da müßte so ziemlich jede Bude auf dem Kontinent namentlich genannt sein

https://www.google.com/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=12&ved=2ahUKEwii0si86fDgAhUOZFAKHVCwBHUQFjALegQIARAC&url=https%3A%2F%2Fwww.clingendaelenergy.com%2Finc%2Fupload%2Ffiles%2FCIEP_paper_2017-02_web.pdf&usg=AOvVaw3EjYcW2g3ym8pS4gMUPlyK

[Trauerschwan]

 

Am 2/20/2019 um 00:30 schrieb Trauerschwan:

September 2018:  Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-51k) / Permian (-233k) --> - 526,000 Decline Rate -->  + 79,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Oktober 2018:      Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-235k) --> - 528,000 Decline Rate -->  + 98,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

November 2018:   Anardako (-50k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-115k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-236k) --> - 529,000 Decline Rate --> + 113,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Dezember 2018:   Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-114k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-236k) --> - 528,000 Decline Rate --> + 134,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Januar 2019:        Anardako (-48k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-246k) --> - 541,000 Decline Rate --> + 62,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

February 2019:   Anardako (-49k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-117k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-249) --> - 546,000 Decline Rate (Legacy Wells)

February 2019:   Anardako (+0k) / Appalachia (+3k) / Bakken (+13k) / Eagle Ford (+9k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+16k) / Permian (+43) --> + 84,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

 

Quelle: EIA’s Drilling Productivity Report February 2019

 

März 2019: Anardako (-49k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-118k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-254) --> - 551,000 Decline Rate (Legacy Wells)

März 2019: Anardako (-5k) / Appalachia (+4k) / Bakken (+17k) / Eagle Ford (+8k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+21k) / Permian (+40) --> + 85,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

 

Quelle: EIA’s Drilling Productivity Report March 2019

[Shong09]

OPEC hat durch Venezuela die Fördermenge effektiv laut secondary sources seit Jahresanfang um 1,55 Mio Barrels per day, im März um ca. 550.000 gekürzt. Wohlgemerkt ohne +, also Russland usw.

Ende des Jahres war beschlossen, OPEC 800.000 und Russland und Co 400.000.

Opec hat also das Soll mehr als übererfüllt, wobei Venezuela ca. 600-700.000 dazu beitragen dürfte, aber mehr oder weniger konnte man das voraussehen. Vermutlich von Saudi Arabien herbeigesehnt, die brauchen dringend Cash, und versuchen ihre 80$ zu bekommen.

Das einzige was da intervenieren könnte, ist denke ich eine Baisse an sich. Die 70$ hatte ich nicht erwartet, durch diese große Kürzung aber erklärbar.

 

https://finanzmarktwelt.de/opec-mit-gigantischer-foerdermengenkuerzung-im-maerz-123069/

[Trauerschwan]

Bei oilprice.com habe ich folgende Übersicht zu den US-Blends gefunden:

 

Dazu als Richtwert:   WTI bei 63.89 USD und Brent bei 71.55 USD

 

Texas: Permian - Eagle Ford - Haynesville - Anadarko

 

North Dakota: Bakken  |  Colorado: Niobrara

 

Louisiana: Haynesville  |  Oklahoma: Anadarko  |  Wyoming: Niobrara

 

[Trauerschwan]

September 2018:  Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-51k) / Permian (-233k) --> - 526,000 Decline Rate -->  + 79,000 Net Change (inkl. New Wells)

Oktober 2018:      Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-235k) --> - 528,000 Decline Rate -->  + 98,000 Net Change (inkl. New Wells)

November 2018:   Anardako (-50k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-115k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-236k) --> - 529,000 Decline Rate --> + 113,000 Net Change (inkl. New Wells)

Dezember 2018:   Anardako (-49k) / Appalachia (-7k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-114k) / Haynesville (-1k) / Niobrara (-52k) / Permian (-236k) --> - 528,000 Decline Rate --> + 134,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

Januar 2019:        Anardako (-48k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-116k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-246k) --> - 541,000 Decline Rate --> + 62,000 Net Change (inkl. New Wells)

 

February 2019:   Anardako (-49k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-69k) / Eagle Ford (-117k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-249) --> - 546,000 Decline Rate (Legacy Wells)

February 2019:   Anardako (+0k) / Appalachia (+3k) / Bakken (+13k) / Eagle Ford (+9k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+16k) / Permian (+43) --> + 84,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

 

March 2019: Anardako (-49k) / Appalachia (-8k) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-118k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-254) --> - 551,000 Decline Rate (Legacy Wells)

March 2019: Anardako (-5k) / Appalachia (+4k) / Bakken (+17k) / Eagle Ford (+8k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+21k) / Permian (+40) --> + 85,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

 

April 2019:   Anardako (-49k?) / Appalachia (-8k?) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-118k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-258) --> - 555,000 Decline Rate (Legacy Wells)

April 2019:   Anardako (-6k) / Appalachia (+4k) / Bakken (+11k) / Eagle Ford (+7k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+22k) / Permian (+42) --> + 80,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

 

Quelle: EIA’s Drilling Productivity Reports

 

Beim heutigen DPR wurden Anardako und Appalachia nicht aktualisiert. Vielleicht passiert das noch später. Der Net Change lässt sich unter "Product by Region" finden, die Decline Rate aber leider nicht. Habe daher mit den alten Zahlen gerechnet.

[Maciej]

@Trauerschwan Lässt sich aus den Daten deiner letzten beiden Beiträge etwas ableiten? Eine Menge Zahlen, aber ich habe keine Ahnung, wie die zu interpretieren sind.

[Trauerschwan]

vor 56 Minuten von Maciej:

@Trauerschwan Lässt sich aus den Daten deiner letzten beiden Beiträge etwas ableiten? Eine Menge Zahlen, aber ich habe keine Ahnung, wie die zu interpretieren sind.

 

Ja, ich denke schon.

 

1. Die US-Produktion in den bekannten Shale-Gebieten steigt insgesamt weiter an

2. Die Decline-Rate steigt auch weiter an

 

Daraus folgt, dass immer mehr gedrillt werden muss, um die Produktionsmenge konstant zu halten bzw. überhaupt zu erhöhen

 

Bsp.: Laut DPR sind im letzten Monat sind ca. 258.000 Barrel pro Tag im Permian aus bestehenden Quellen "versiegt". Durch neue Bohrungen / Fracks konnten nicht nur die 258.000 Barrel pro Tag ausgeglichen, sondern weitere 42.000 Barrels pro Tag gefördert werden.

[Marfir]

vor 13 Stunden von Trauerschwan:

Daraus folgt, dass immer mehr gedrillt werden muss, um die Produktionsmenge konstant zu halten bzw. überhaupt zu erhöhen

 

Wobei das nichts neues ist. Jeder der sich mit dem Thema kritisch auseinander setzt kann erkennen, dass diese stetigen (exponentiellen?) Steigerungsraten nicht auf Dauer durchzuhalten sind.

Drilling bis die Banken den Saft abdrehen.

Die Blase ist weltweit einzigartig.

 

Da fällt mir der große showdown ein...

[Trauerschwan]

No more waivers: The United States will try to force Iranian oil exports to zero

 

U.S. prepares to end Iran oil waivers, triggering price spike

 

Brent heute Morgen bei 74 USD

[Schildkröte]

China und die Türkei kritisieren die USA für ihre Maßnahmen gegen den Iran.

 

Der Ölpreis hat derweil heute um gut drei Prozent zugelegt.

[Marfir]

Etwas gewöhnungsbedürftiger Schreibstil, aber es kommt auf den Inhalt an:

Schlumberger's Predicted Shale Slowdown Is Now A Bust - Baker Hughes Offshore Rig Count Is Now Up 35%

[Trauerschwan]

vor 10 Stunden von Marfir:

Etwas gewöhnungsbedürftiger Schreibstil, aber es kommt auf den Inhalt an:

Schlumberger's Predicted Shale Slowdown Is Now A Bust - Baker Hughes Offshore Rig Count Is Now Up 35%

 

Vielen Dank für den Artikel. Sehr interessant! 

 

Ich lese eigentlich fast alles, was mit Öl zu tun hat, aber der ist mir einfach entgangen.

[Maciej]

Am 28.4.2019 um 13:20 von Marfir:

Etwas gewöhnungsbedürftiger Schreibstil, aber es kommt auf den Inhalt an:

Schlumberger's Predicted Shale Slowdown Is Now A Bust - Baker Hughes Offshore Rig Count Is Now Up 35%

Hab gestern mal versucht, mich durch den Artikel zu ackern, aber leider reicht mein Englisch nicht aus, um überhaupt zu verstehen, worauf der Artikel hinaus will. Oder mir fehlen Hintergrundinformationen. (Was ist bspw. ein "legacy loss"?)

 

Könntest du die Kernaussage mal kurz zusammenfassen?

[Trauerschwan]

vor 8 Stunden von Maciej:

Hab gestern mal versucht, mich durch den Artikel zu ackern, aber leider reicht mein Englisch nicht aus, um überhaupt zu verstehen, worauf der Artikel hinaus will. Oder mir fehlen Hintergrundinformationen. (Was ist bspw. ein "legacy loss"?)

 

Könntest du die Kernaussage mal kurz zusammenfassen?

 

Ganz vereinfacht: "Legacy Loss" ist der Produktionsrückgang der "alten" Ölquellen --> Es wird gebohrt und die Ölquelle angezapft, aber nach und nach versiegt die Ölquelle. Beim Fracken geht das besonders schnell, daher sind die "Decline Rates" auch deutlich höher als bei den normalen Ölfeldern. Der "Legacy Loss" wird durch neues Öl aus neuen Bohrungen ausgeglichen und übersteigt diesen momentan. Deswegen steigt die Ölforderung in den US-Shale Gebieten.

 

Der Schreiberling meint, dass man sich die EIA Drilling Reports genauer anschauen sollte, um die Zukunft von Shale besser einschätzen zu können. Ich poste die Zahlen hier regelmäßig im Thread: #2640 z.B.

 

April 2019:   Anardako (-49k?) / Appalachia (-8k?) / Bakken (-68k) / Eagle Ford (-118k) / Haynesville (-2k) / Niobrara (-52k) / Permian (-258) --> - 555,000 Decline Rate (Legacy Wells)

April 2019:   Anardako (-6k) / Appalachia (+4k) / Bakken (+11k) / Eagle Ford (+7k) / Haynesville (+0k) / Niobrara (+22k) / Permian (+42) --> + 80,000 Net Change (-Legacy Wells / +New Wells)

 

--> ohne neue Bohrungen wäre die US Ölforderung in den großen Shale Gebieten um 555,000 bpd zurückgegangen, und zwar nur bezogen auf den vergangenen Monat! Aber durch die neuen Bohrungen ist die Förderung stattdessen um 80,000 bpd gestiegen --> 635,000 bpd durch neue Shale Bohrungen im vergangenen Monat - 555,000 bpd "Legacy Loss" = 80,000 bpd "Net Change"

 

Seiner Meinung nach wurde der Shale-Boom nur durch billiges Geld ("Helicopter Money") ausgelöst. Wenn bemerkt wird, dass Shale ohne weiteres billiges Geld nicht so stark weiter wachsen wird, dann wird auch wieder mehr Geld in Offshore investiert. Und deswegen ist der Autor des Artikels "Long RIG" (Transocean).

 

Meiner Meinung nach hat Transocean das mieseste Management der ganzen Branche, aber die These unterstütze ich. Es ist alles nur eine Frage des "Wann?"

[Cai Shen]

Mal eine Frage in die Runde:

 

Zur Zeit ist die Produktion der zur Referenz  Brent an den Terminbörsen abgerechneten Ölsorten rückläufig, während WTI wieder zunehmend die amerikanischen Lager füllt. 

Da die Lage derzeit so uneinheitlich ist und ich keine Lust auf "politische Börse" habe, wurden all meine angesammelten WTI Termingeschäfte sicherheitshalber mit leichtem Gewinn verkauft.

 

Müsste in der allgemeinen Lage nicht der Brent-WTI Spread steigen? 

Sicher gibt es dann einen größeren Anreiz WTI zu exportieren, die Kapazitäten sind meiner Meinung nach jedoch noch nicht so weit entwickelt, dass dadurch ein globales Ungleichgewicht mengrnmäßig signifikant beeinflusst wird. 

Weitere Effekte kämen ja noch hinzu, dass beispielsweise wegbrechende schwere Ölsorten nicht unbegrenzt durch superleichtes Shale oil substituiert werden können.