Olje - vil kvalitet bli skiferens endelikt?

gunnarius
OLJE 22.12.2018 kl 14:50 4075

Det skrives mye her på forumet om respektivt energiselskap, men diskusjonen kunne med fordel bli vinklet på en tematikk som spesifiserte skiferoljens fremtid og omfang. Det generelle omkved er utbredt og egentlig akseptert: Shale oil er kommet for å bli og ikke minst - i vesentlig større omfang.

Spørsmålet fremover for olje vil være: Hva betyr oljekvalitet og hvordan kan den påvirke etterspørsel, forbruks - og raffineringsbehov?

Håper at forumet har så mange kvalifiserte og kompetente personer som er samlet på ett sted, slik at debatten kan gi oss bedre svar på i hvilken grad oljekvalitet vil kunne påvirke fremtiden og prissettingen hva angår shale oil.

I hvilken grad vil IMO 2020 reguleringene slå ut i produksjon, økt forventet etterspørsel, pris etc. Og vil shale oil kunne matche IMO 2020 reguleringene?

En påstand fremsatt på twitter:

What changed is "crude quality", as US refineries are not setup to refine shale oil which is lighter, US refineries setup to refine heavy crude from Venezuela, usually.

Dvs. USA tvinges til å eksportere mer av sin shale oil.

Skiferens enorme vekst har blitt nevnt som nøkkel til å møte olje-etterspørselen i de kommende tiårene. Men ved å fokusere på volum snarere enn kvalitet, bommer man på målet.

Skiferolje er ikke den type og kvalitet som egner seg til særlig mer enn f.eks. transportsektoren eller hva mener forumdebattantene?
Redigert 19.01.2021 kl 11:54 Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
23.12.2018 kl 16:06 3893

Gunnarius

Liten respons ser jeg. Skiferolje varierer mye som også konvensjonell gjør. Skiferolje er imidlert som regel ekstremt lett med API gjerne helt opp i over 50 . Dette er så lett at den faktisk er uegnet til å bli raffinert til f. eks. diesel og flybensin. Den kan modifiseres, men det koster pæng. Et bra ting med denne oljen er imidlertid den at den gjerne ofte er temmelig søt (inneholder lite svovel).

Som du er inne på over er kanskje det største problemet med skiferolje at raffineriene i USA sliter enormt med så tynn olje. Disse er konstruert for medium og tungolje fordi det i fortiden jo ble benyttet mest olje fra Saudiarabia og mange andre land. Disse er jo fra tiden før skiferoljen og det var gjerne tungolje og middel olje. Jeg vil tro at det er store lagre av skiferolje i USA. Mulig de eksporterer en god del skiferolje, men det kan jeg lite om.

Edit. Skiferolje inneholder ofte mye voks (parafin) og det er ikke bra. Ved transport i rørledninger kan dette feste seg på innersiden på rørene og de gror til slik at de kan frakte mindre olje over tid. Akkurat som oss med avleiringer av kolestrol i blodårene .

God jul til alle her!
Redigert 23.12.2018 kl 16:39 Du må logge inn for å svare
Empire
23.12.2018 kl 16:28 3852

Hva som menes med riktig kvalitet, er avhengig av hvilke produkter man skal raffineres og hvilke innsatsfaktorer som brukes. Er man på utkikk etter å lage asfalt, så er det vel få olje typer som kanskje er bedre egnet enn «Faja heavy» og hvis man skal raffinere drivstoff (bensin og diesel) så er f.eks «Bonny light» en meget god type. Jeg tror ordet kvalitet blir helt feil å bruke i denne sammenhengen. Ihvertfall når man vet at forskjellige raffinerier er laget forskjellig, med tanke på crude input og ønsket output.

Se for deg at etterspørselen etter ulike typer olje er formet som en pære. Bunnen av pæren er stor og dette representere raffinerienes etterspørsel etter «heavy and sour». På toppen er etterspørselen etter «sweet and light».
Hvis du da ser for deg produksjonen i verden, så er den formet mer som et timeglass. Bunnen her er også «heavy and sour», mens toppen er «light and sweet». Midten av timeglasset er Opec produksjonen. Grunnen til timeglass formen er «eldre produksjon» av heavy and sour, midten er minst pga opec kutt avtalen og toppen øker pga. amerikansk shale.

Grunnen til at mye av verdens raffineri kapasitet er laget for "heavy and sour" finner du blant annet i historien om spread mellom de forskjellige typer olje, samt sikkerhetspolitiske hensyn. Siden «light and sweet» f.eks gir en høyere andel drivstoff (bensin/diesel), så ble også denne type olje priset høyere eller hadde en større premium i «gamle dager». En høyere innput-pris for raffineriene betyr også svakere marginer og nye metoder å raffinere olje på, gjorde det mulig for raffineriene å bruke en større andel av «heavy and sour». En annen grunn var at verdens reservekapasitet/påviste olje forekomster var i stor grad av den tyngre og sure typen. Raffineriene, både i US og Asia, ble dermed bygget i forhold til økonomiske hensyn, dvs pris på innsatsfaktorene (olje) og sikkerheten i fremtidige leveringer. Siden investeringer i f.eks crackere er sunkost, vil pris på innsatsfaktorer være det viktigste hensyn å ta for raffineriene også i fremtiden.

Så kom amerikansk shale, som er lignende i type og kvalitet som f.eks "bonny light". Hvis du ser på utviklingen på premiumen til f.eks «bonny light», en olje type som ble fremhevet både i kvalitet og pris i «gamle dager», så har tilbudet av shale ført til at denne har mistet mye av sin premium. Sagt på en annen måte, verdens oljemarked har fått en større tilgang på «light and sweet» i de siste årene som en følge av US shale. I «gamle dager» ble f.eks WTI priset med en premium over brent, noe som er omvendt nå. En av grunnen f.eks til at amerikanske lagre har økt, er at det produseres mer shale enn det amerikanske raffinerier etterspør. Da har amerikanske shale produsenter to valg i fremtiden, hvis de skal fortsette å øke kapasiteten. Enten å prise sin olje til en rabatt, som gjør at raffineriene etterspør mer eller eksportere mer ut på verdensmarkedet. Hvis man ser på andel «tung og lett» olje som nå lagres i US, så er andelen «light and sweet» økende, noe som kanskje betyr at amerikansk shale ikke er så etterspurt i verden som mange kanskje har trodd.

Spørsmålet er da om det er en missmatch mellom verdens oljeproduksjon(typer input olje) og verdens etterspørsel(typer output produkter) eller mellom pæren og timeglasset om man vil? EIA foventer f.eks at verdens etterspørsel etter drivstoff (diesel/bensin) skal øke med ca. 7% frem mot 2020, mens dagens etterspørsel etter f.eks bunkers olje til skip vil minke med ca.15% i samme periode. En høyere andel raffinert drivstoff burde vel bety en høyere etterspørsel etter light and sweet? Men igjen, pris på innsatsfaktorene er det som bestemmer, da de fleste raffinerier kan endre sin input og output i forhold til ønsket output og marginer på disse ferdig raffinerte produktene. Med andre ord vil spread mellom typer olje fortsatt være det som bestemmer hva som etterspørres og ikke nødvendigvis hva som produseres av olje rundt omkring i verden. Det er heller ikke sånn at raffineriene bare har en type olje som innsatsfaktor, men gjerne en kombinasjon av flere typer, da de ulike typer olje gir ulike typer produkter.

Nå er dette en forenkling av virkeligheten og ment som et innspill i en diskusjon som er enormt stor. Da må kan gjerne forenkle og sammenligne, selv om sammenligningene kanskje ikke er helt korrekt :)
Redigert 23.12.2018 kl 16:33 Du må logge inn for å svare
Empire
23.12.2018 kl 16:37 3837

Hvis da Kjus har rett om sine 2020 spådommer, om økt diesel etterspørsel og dermed økte priser på diesel, så burde vel kanskje den/de typer olje som gir en høyere andel/yield diesel, omsettes på verdensmarkedet med en premium?

Hvis det over stemmer, så skal da kanskje olje som inneholder en stor andel sulfur(sour), omsettes til en rabatt i fremtiden?

Og det siste spørsmålet blir i retning av den storstilte utbyggingen inne petrokjemiske anlegg i verden. Hvilke type oljer vil bli etterspurt her og hvordan vil dette påvirke prisingen av forskjellige typer olje i tiden fremover?

Spørsmålene er kanskje flere enn svarene :)
Redigert 23.12.2018 kl 16:59 Du må logge inn for å svare
gunnarius
23.12.2018 kl 16:59 3799

Takk for gode innlegg av både Fluefiskeren og Empire!

Ingen av ekspertene eller analytikerne synes ha evne til å treffe riktig oljeprisutvikling. Det svinger hit og dit.

Når jeg nå uttaler meg er det for å forsvare egen investering i et O&G selskap. For årsaken til den plutselige endringen og nedgangen i oljeprisen skyldes i stor grad Trumps stunt ved å innvilge waivers til 8 land (inkl. de største som India og Kina) vedrørende Iran-oljesanksjonene. Det var faktisk dette som tok meg og de fleste andre på sengen. For president Trump hadde ikke gitt entydige signaler om at oljeprisen skulle ned, med unntak av å be saudiene holde den lav til mellomvalget i USA var unnagjort. I ettertid har markedet erfart at Trump på generelt grunnlag ønsker oljen marginalisert i bl.a. en geopolitisk setting. En slik agenda vil neppe vare lenge, for nå revner USAs engasjement og innflytelse i Midt-Østen. Saudia Arabia kan like gjerne vende seg til Russland om senatet i USA eller Trump forsøker seg på en fornærmelse eller stigmatisering.

Nå har vel Trump strengt tatt nok med seg og sine. Shutdown vil i alle fall drøye til torsdag i neste uke, trolig lengre også. Helt bemerkelsesverdig at presidenten evner å holde hodet over vannet - slik det stormer rundt ham.

Trump er i ferd med å kjøre Wall Street på dunken, O&G industrien i USA melder allerede om lavere investering i skiferen for 2019 inkl. lavere produksjon, bryte/løsne bånd med Nato, beskyldninger om samkvem med Putin & Co. under valgkampen, proteksjonismens nye mor, ref. USA vs. Kina og handelskrigen, sparke ministre og øvrig topp-personell. Og nå sist ut shutdown pga. valgflesk om grensemur. Om ikke noen treffer innertier med anklage og utfall, vil denne mannen før eller siden bli stilt til veggs. Trump kan ikke oppføre seg som en furten 5-åring i det uendelige. Derfor vil trolig noe av det han har hausset opp, bringes ned til bakken rimelig kjapt.

OPEC+ vil både pga. Trumps oljestunt og fordi OPEX+ har bestemt seg for at oljeprisen skal opp, så vil man lykkes på sikt. Ser til og med at det antydes ekstraordinært møte gitt oljeprisen ikke øker. Er således ikke så bekymret for oljeprisens stigning, men trolig vil romjulen og tidlig januar gå med til å stagge all uro som nå råder på børsene og ifm. handelskrigen med Kina.

Tross alt blir ikke OPEC+ (OPEC og Russland m/flere) kutt satt ut i live før i januar. Virkningen kommer deretter og når markedet får inn rapporter om kutt og endringene. OPEX+ må bevise i markedet at det bli kutt og kvotene er meldt vil bli offentliggjort meget snart, slik at tilliten i markedet kan gjenopprettes.

Anbefaler de som satser på O&G aksjer å lese følgende artikkel, samt tenke gjennom IMO 2020 reguleringenes betydning for oljeprisen:

An energy crisis looms as forecasts ignore US shale oil quality

Anas Alhajji is an advisor to oil companies, financial institutions, and oil-producing countries.

https://www.anasalhajji.com/publications/oil-market-general/energy-crisis-looms-forecasts-ignore-us-shale-oil-quality
Redigert 23.12.2018 kl 17:05 Du må logge inn for å svare
Fluefiskeren
23.12.2018 kl 17:15 3770

Empire

Enig i mye av det, men du må ha misforstått at sur olje er spesielt etterspurt. Altså olje med høyt svovelinnhold. Dette er en oljetype som i mange land rett og slett er forbudt grunnet store utslipp av sure svovelforbindelser som hører fortiden til uten kostbar rensing.

Fra Wiky

«The impurities need to be removed before this lower-quality crude can be refined into petrol, thereby increasing the cost of processing. This results in a higher-priced gasoline than that made from sweet crude oil.[1]

Current environmental regulations in the United States strictly limit the sulfur content in refined fuels such as diesel and gasoline.»
Empire
23.12.2018 kl 17:22 3753

Hehe, ser poenget ditt, men jeg har ikke misforstått, men ofte er heavy også sour, mens light ofte også er sweet.

Ser at jeg skulle skrevet "heavy" og ikke "heavy og sour" for US, men i Asia er det fortsatt en litt annen tilnærming til olje med høyt svovel innhold. Jeg snakker om verdens markedet under ett og da blir "Heavy and sour" noe mer riktig for å få frem poenget om "pæren og timeglasset". Ble litt langt det innlegget og da stokker det seg for å prøve å holde den røde tråd om likheter og ulikheter for olje.

Dette er også gjerne grunnen til at flere ulike typer olje blandes nå enn før. Ulike egenskaper for oljen fører til ulike sluttprodukter og kostnader for raffineriene
Redigert 23.12.2018 kl 17:28 Du må logge inn for å svare
Empire
23.12.2018 kl 18:34 3693

Fluefisker

Hvis du har en bedre grov inndeling av verdens etterspørselen, så er den hjertelig velkommen. Jeg tror ikke jeg vet alt eller kan alt når det kommer til verdens oljemarked. Det er gjerne en holdning som jeg tror flere analytikere burde hatt og er nok også hovedgrunnen til at de bommer grovt gang på gang i sine prognoser. Markedet er meget dynamisk og til tider uoversiktlig. Som jeg sa i det første innlegget så er dette en forenkling av virkeligheten for å få frem noen poenger. Om poengene er feil eller riktig er vel det som er interessant?

"Alle" sier Trump var mannen som senket oljeprisen, med sine fritak fra Iran sanksjonene, men sannheten er kanskje noe mer komplisert? F.eks før og igjennom sommeren ble det hegdet MYE Us shale med levering 6 måneder frem i tid. Alle vet hva som skjedde som en følge av dette i høst. Mon tro om dette også er en viktig faktor for å forklare prisnedgangen vi har sett mot slutten av H2 2018? EIA sine prognoser har vel bommet på produksjonstall ganske lenge og nå melder de 2M bøtter ekstra i 2019. Om amerikansk shale produksjon øker eller synker er kanskje mindre avhengig av dagens spot pris for olje, men mer om amerikanske produsenter får hedget sin produksjon i 2019. Akkurat nå er veldig lite av det og resultatet tror jeg vil vi se iløpet av H1 2019. Kanskje en lavere produksjon enn forventet, samt en høyere eksport, vil føre til trekk i amerikanske lagre?
gunnarius
23.12.2018 kl 21:19 3597

Empire, er helt enig med deg angående hedging - bra innspill.

Videre har man også Fed´s siste renteøkning og rentebanen for 2019. Ikke sikkert at ledig kapital vil være like lett for 2019, som tidligere. Som Hermanrud og andre har belyst, flere shale selskap som sliter med positiv avkastning og krever høyere oljepris enn dagens. Bedre blir det ikke ettersom oljeprisen er vesentlig lavere nå enn på samme tid i fjor, ref. WTI og breakeven.

Poenget er at - ja, det blir trolig mye olje som tilbys fra USA i 2019, men ikke sikkert at prognosene behøver bli riktig. Dvs. det kan bli lavere produksjon og export enn hva som er antatt.

Nå er det juleferie og God Jul til alle!
really
24.12.2018 kl 14:37 3438

Vi skal ikke glemme at for et shale selskap med kjøpte lisenser og investeringer i utstyr og infrastruktur er cash BE vesentlig lavere enn det Hermanrud så på. Det tar tid før redusert kapitaltilgang resuserer produksjonen. Tvert imot kan de måtte bore alt de makter for å holde hodet over vannet, payback pr hull er rask siden så mye som 70% pumpes ut første året.

En annen sak, når så mye olje er heavy & sour og storforbrukeren shipping forsvinner, hvor blir den da av? Eventuelt, hvor blir det av svovelen som er et avfallsprodukt om de bruker denne oljen til å produsere IMO olje etter 2020?
Empire
25.12.2018 kl 14:43 3273

Det er fryktelig mange break-even mål som surrer rundt i forhold til amerikansk shale. Cash-break-even, break-even for ferdigstilte brønner, break-even for nye brønner, break-even for nye brønner i nye områder, osv.

Noem av de høyeste targets (70-80 dollar) stammer fra "dinosaurene" eller 2014. Da var det dyrt, fryktelig dyrt. Men ser man på rig count opp imot produksjon, så virker det som mange av dinosaurene helt har glemt teknologien eller drilling efficiency som man ganske enkelt kan finne hos f.eks EIA.

For Permian(midland), så er break-even for en fullført brønn(shut-in) ca. 25 dollar WTI. For å borre en ny brønn trenger man ca.47 dollar WTI for å gå break-even. Hvis man i tillegg må kjøpe land, kjøpe dyr infrastruktur, osv, så kan man ihvertfall legge på noen dollar til (avhengig av område) og kommer ut på ca. 53 dollar break-even WTI.

For Permian(delaware) så er break-even for en fullført brønn(Shut-in) ca. 27 dollar. For å borre en ny brønn trenger man ca. 49 dollar. Hvis man i tillegg må kjøpe land, infrastruktur, etc, så gjelder samme som for midland og man kommer ut på ca. 55 dollar.

For bakken så ligger shut-in på ca. 38 dollar, mens nye brønner ligger rundt ca.55 dollar.

Å si at Amerikansk shale trenger en snittpris på 70-80 dollar, er dermed bare tull. Da har man tatt de dyreste og dårligste områdene, med den dårligste/dyreste infrastrukturen og den laveste produksjonen og sagt at dette er fasit.

Hvis man da f.eks vet at det i Permian er ca 4000 uferdige brønner som en følge av infrastruktur problemer og man trenger en WTI i underkant av ca.30 for å dekke såkalte "shut-inn" kostnader, hvordan ser regnestykket ut da, når infrastruktur problemene løsner utover i 2019 og det da i utgangspunktet skal bli billigere å kjøpe plass til olje i rør?

Mange norske eksperter har ikke den fjerneste anelse om hva break-even for amerikansk shale har vært, er og kanskje kommer til å bli i fremtiden. Dette er også grunnen til at mange aldri trodde på det amerikanske shale eventyret.

PS. Regnestykkene er hentet fra Q3 2018 rapporter og amerikansk shale har ikke stått stille siden den gang. At break-even nivåene har blitt høyere siden den gang, overlater jeg til ekspertisen å mene noe om.
Redigert 25.12.2018 kl 14:43 Du må logge inn for å svare
Empire
25.12.2018 kl 15:09 3235

Sammenhengen mellom en høyere oljepris i sommer, økt hedging av amerikanske produsenter og ulike break-even kostnader, er dermed relativt åpenbar? Det resulterte vel i flere "uferdige brønner? For disse brønnene er en større andel av kostnaden allerede er tatt (ca. 20-25 dollar) som følge av økt tilgang på kapital gjennom en høyere oljepris.

Hva skjer så når oljeprisen har falt og hedgingen kanskje fortsetter å synke inn H1 2019? Mange tror på minkende produksjon som følge av lavere oljepris, men hvis man skal følge logikken over, så burde kanskje en større andel av disse "ikke-ferdige" brønnene settes i produksjon, da en stor del av kostnaden allerede er tatt?

En mulighet er at vi vil se en nedgang i "ikke-ferdige" brønner, mens produksjon og antall brønner i produksjon vil holde seg relativt stabil. Hvor lenge dette scenarioet pågår, bør da være avhengig av oljepris og hedge muligheter for amerikanske produsenter på kort sikt (3-6 måneder). På lengre sikt bør vel "faktisk break-even" eller oppstart av en helt ny brønn på ny mark, være førende for hvor mye som produseres, sett i forhold til hva produsentene kan tjene på å selge det sorte gull?

Ps. Kan Ts legge inn en ticker til tråden? Livet blir kanskje noe enklere da :)
Redigert 25.12.2018 kl 15:21 Du må logge inn for å svare
really
26.12.2018 kl 10:27 3032

Interessant sammenstilling, Empire. Siden disse BE tallene gjelder enkeltbrønner går jeg ut fra at de ikke dekker overhead og finanskostnader. Det kan de ikke gjøre om analysen på selskapsnivå stemmer. Og de bekrefter at shale er deep in the red nå, oljeprisen dekker ikke kostnaden for å bore en eneste ny brønn.

Likevel kommer selskapene til å bore og koble til brønner så lenge de har penger. Delvis på grunn av at marginalkost for å få oljen på markedet er lavere enn oljeprisen. Og delvis for å gjøre seg klar for å utnytte bedre priser fremover. Det er bare pengemangel som kan stoppe dette.

Men det betyr også for bransjen som helhet er det sannsynlig at veksten stopper nå og at et fall er sannsynlig på disse prisnivåene.
Empire
26.12.2018 kl 20:16 2826

Amerikansk Shale har vært i særklasse i å bruke high-yield markedet for finansiering. Nå har det stoppet opp pga. likviditet, så det blir spennende å se hvor lenge dette varer og om det vil føre til full stopp. Shale selskapene har frem til nå vært mange og små, der en større strukturell endring (fusjoner, oppkjøp og konkurs) kanskje burde finne sted? Conoco og Anadarko har f.eks vist positiv takter i 2018, men mange av de mindre selskapene har relativt store renteforpliktelser og vi burde nok se en endring fra "vekst" til "harvest" i tiden fremover.

https://www.spglobal.com/platts/en/market-insights/latest-news/oil/092318-imo-2020-to-cause-one-off-oil-demand-surge-before-market-adjusts-opec

Hvis vi ser på spread IFO0380/MGO/Brent så er det interessant. IFO har hatt en rabatt på nøyaktig 35% i snitt de siste 6 år. Fra og med i sommer har snittet ligget på 15% og den siste nedgang i oljepris har påvirket bunker selskapene. For MGO har Premium mot Brent vært 30% i snitt de siste 6 år og det snittet har holdt seg siden sommeren. Hvis jeg da sier at IFO0380 i hovedsak kommer fra Heavy&sour, så bør vel Light&Sweet snart prises til en premium på verdensmarkedet og ikke en rabatt som vi har sett i de seinere år? Det trengs som sagt to bøtter med light&sweet for å lage en med MGO. Et av spørsmålene for amerikansk shale er da kanskje i hvor stor grad vil rederne bruke scrubbere(HFO), fremfor alternativt dyrere drivstoff(MGO)?
Empire
14.09.2019 kl 10:24 1814

En morsom gammel tråd og på tross av alle domedagsspådommer om amerikansk shale, så er svaret på ett av spørsmålene om vi vil se en "nedgang i ducs med en økning i produksjon", et ganske rungende ja?

Det har kommet flere rørledninger og havner har blitt oppgradert. De store oljeselskapene har også befestet sin posisjon i det amerikanske shale eventyret gjennom 2019.

Us eksport har også økt tildels kraftig i år, samt spread mellom de ulike typer innsats olje og ulike produkter som raffineriene lager, som f.eks ulike drivstoff til skip, har økt.

Hva tenker herrene de neste 6 mnd vil bringe?