Du er her: Forside > In the pit - Oslo Børs > Oljepris VI
Oljepris VI
highlander
19.08.2017 07:03
#7367

Swedbank har sett på antatt produksjonsfall (decline) på 3,5% per år opp mot forventet oljeetterspørsel i 2020 og konkluderer med at det frem til 2020 må sanksjoneres utbygginger som kan gi 12 millioner fat per dag for å tilfredsstille etterspørselen. Det tilsvarer 20 ganger antatt platåproduksjon fra Johan Sverdrup. Antatt break-even fra slike nye felt antas være USD 60/fat.

Swedbank ser tre muligheter: Oljeprisen må stige, oljeselskapene sanksjonerer ulønnsomme prosjekt til dagens oljepris, man får et etterspørselsoverskudd fra 2020. (Kilde: Xi)
OldNick
19.08.2017 13:53
#19430

While hedge funds or other speculators tend to use futures or options contracts to make bets on the direction of prices in the coming months or years, physical differentials say more about the state of the global market right now. Narrowing discounts, or growing premiums, for particular grades of crude are a positive sign.

The U.S. physical, or cash, market has been particularly strong due to high local consumption in the refining corridor of the Gulf of Mexico and purchases of crude destined for export. The price of barrels of WTI delivered to the Magellan East Houston terminal surged on Thursday to a one-year high of $3.15 a barrel above the benchmark price of the grade, which is set at Cushing, Oklahoma. The premium was just $1.60 at the beginning of the month.

WTI is also trading at an unusual premium in Midland, Texas, where the grade originates and therefore is usually cheaper. Light Louisiana Sweet crude is changing hands at $3.15 a barrel above WTI, the strongest premium since February 2016 and up from $2.30 at the beginning of the month.

Lower-quality U.S. supplies have also strengthened. Alaska North Slope crude, which is relatively scarce over the summer as producers take advantage of good weather to perform maintenance, is trading at $3.44 a barrel over WTI, a two-year high. West Texas Sour has risen to a premium over the benchmark for the first time in a year.



mer på link
______

Gårsdagens nord-Amerikanske riggstatistikk fra Baker Hughes

Nord-American Rotary Rig Count Summary, Aug. 18, 2017 (PDF)

I gårsdagens rapport fra Baker Hughes falt antall rigger i nord-Amerika med -9 enheter i uke 33-2017, av disse falt antallet med -3 i USA og falt med -6 i Canada.

I USA falt antall landrigger med -1 enhet, mens antall offshore-rigger falt med -2 enheter.

I USA falt antall oljerigger med -5 enheter, mens antall gassrigger steg med +1. Antall horisontale rigger falt med -2 enheter, mens antall vertikale rigger falt med -6. Antall oljerigger i USA er nå 763 enheter, mens antall gassrigger er 182. Antall landrigger er 927 enheter, mens antall rigger offshore er 16 i USA.

I Canada falt antall oljerigger med -6 enheter, mens antall gassrigger var uendret. Antall rigger offshore er 1.

Av stater i USA utmerket California seg med en stigning på +2 rigger, mens N.Dakota så et fall på -2. For de andre var det ingen eller (+/-) 1 rigg endring. Av felt i USA stegbCana Woodford med +4 rigger, Bakken så et fall på -2 rigger, mens Eagle Ford og Permian var uendret.

Denne rigg-rapporten var nokså nøytral. Da rigg-rapporten kom, hadde dog oljeprisene sett et skarp økning på ca. $1.50, uvisst helt hvorfor.

Vi ser fortsatt utflating i de viktige skifer-feltene selv om Bakken viste et lite fall.
______

BMO: Rotary Rig Count charts per 18Aug2017 (PDF)
______

Månedens internasjonale riggstatistikk fra Baker Hughes

World-wide Rotary Rig Count Summary, July-2017 (PDF)

I Juli steg antall rigger i drift i verden med +69 enheter sammenlignet med måneden før, drevet av en økning på +22 i USA og +48 i Canada.

I resten av verden falt riggantallet med -1 enhet. Latin Am., Afrika og Asia steg, mens Europa falt og Midt-Østen var uendret.

Siste 12 mnd. er rigg-antallet opp +629 enheter (+42%), hovedsakelig drevet av USA (+112%) og Canada (+111%), ...

Endret 19.08.2017 13:53 av OldNick
teo
20.08.2017 11:04
#11500

Dette tror de om oljeprisen i 2018

Store deler av det norske analytikerkorpset drar ned anslagene sine for oljeprisen i år og neste år. Noe av årsaken ligger i USA.

Før sommeren kuttet flere oljeanalytikere sine anslag for oljeprisen i år og neste år. Både Nordea Markets, Danske Bank og Fearnley justerte ned anslagene i juni. Denne måneden har blant andre DNB og Pareto fulgt etter.

Mange norske analytikere tror nå at oljeprisen blir på mellom 55 og 60 dollar fatet neste år. Det viser estimater E24 har hentet inn hos åtte norske meglerhus og banker. Jeg vil gjerne si til DNB og Pareto: Velkommen etter, sier Anders Torgrim Holte i Danske Bank Markets til E24. Danske Bank reduserte sine estimater på oljeprisen allerede i juni. Denne måneden bet DNB Markets-analytiker Torbjørn Kjus i det sure eplet og nedjusterte sine anslag. For 2018 er anslaget hans ned hele ti dollar fatet til 60 dollar fatet.

Det er en kombinasjon av forskjellige faktorer. Libya og Nigeria kanskje de viktigste, sa Kjus til E24. Det er ikke bare norske analytikere som har nedjustert sine anslag. Da nyhetsbyrået Reuters nylig gjorde en rundspørring blant internasjonale analytikere ventet de i snitt en oljepris på 54,51 dollar fatet neste år, ned fra et snitt på 57,37 dollar fatet i en rundspørring bare én måned tidligere.

Artikkel

Endret 20.08.2017 11:13 av teo
teo
22.08.2017 19:47
#11501

Permian shale to lead rise in U.S. crude oil output, supported by Gulf of Mexico, Eagle Ford, Niobrara, says Barclays









Endret 22.08.2017 19:48 av teo
teo
22.08.2017 19:55
#11502

U.S. crude oil output to reach 10.7 million bpd by end-2018, barring a big fall in prices, says Barclays




Endret 22.08.2017 19:55 av teo
OldNick
23.08.2017 00:19
#19431

Allan Glimer, styreformann i 'Drillinginfo': "Permian kan nesten (= for alle praktiske formål) sees på som en "evigvarende ressurs". Bullshit selvsagt.

http://www.aei.org/publication/we-should-view-americas-most-prolific-oil-field-the-permian-basin-as-a-permanent-near-infinite-resource/
______

"Energy Transfer", selskapet bak rørledninger Dakota Access Pipeline, har saksøkt Greenpeace for "eco-terrorisne" i Nord-Dakota ifm. byggingen. De spesifiserte intet tak på erstatningskravet. La oss håpe de kan saksøke terroristene "inni evigheten".

https://www.bloomberg.com/news/articles/2017-08-22/energy-transfer-sues-greenpeace-claims-it-incites-eco-terrorism
______

Grustak for å ta ut fracke-sand blir nå etablert flere steder i Texas/Permian-området. Det hevdes her at prod.kostnadene vil kunne synke c. 10%, og breakeven til under $40/fat.

https://www.google.no/amp/www.houstonchronicle.com/business/amp/To-lower-costs-drillers-adding-West-Texas-sand-11946016.php?espv=1
______

Jeg tror denne artikkelforfatteren tar feil. Canadisk oljeindustri er mer robust enn skiferindustrien og noen andre land som nå leverer de marginale fatene.

https://finance.yahoo.com/news/canada-oil-industry-doomed-prices-230000081.html

Endret 23.08.2017 00:27 av OldNick
olejoerg
23.08.2017 19:40
#5102

OldNick

Jeg er helt enig med deg, oljeskifer i Canada har muligheten til å avvente markedet med hensyn på investeringer da produksjonen er stabil.
Shale har ikke denne muligheten, de må investere uavhengig av oljepris, hvis ikke faller produksjonen som et barometer i storm.

Det er et ordtak som sier at med enhver stor fordel følger som regel en et par store bakdeler, he he. Det som lenge har blitt fokusert på som shales fordeler er evnen til å øke produksjonen raskt. Bakdelene er selvfølgelig at uten kontinuerlige investeringer faller produksjonen raskt samtidig som selskapene har stor gjeld. Relativt risikabelt i min verden.
Eid
24.08.2017 13:28
#303

Oljemarkedet er helt definitivt inne i et skifte vil jeg tro. 3 år på rad med lave oljepriser er mye, og det er også mye man ikke kan analysere seg til som er forsømt av vedlikehold, redusert antall infill brønner og ikke minst manglende investeringer i infrastruktur. Dette, i tillegg til manglende nye prosjekter sanskjonert fra okt 2014, taler for en utflatning av produksjonsveksten fremover. Den magiske 3 års grensen for når man begynner å merke effektene av oljeprisnedgangen gjelder fremdeles antar jeg. Og, ettehvert som tiden går, blir det ikke en bedret situasjon snarere en værre en. Samtidig bidrar den økonomiske veksten rundt om i verden til at oljeetterspørselen til slutt driver oljeprisene oppover, uansett hvilke nasjoner som måtte ha som mål å holde prisen nede for tiden (EU, USA, Saudi Arabia).

Den tiltakende backwardation for Brent som var merkbar etter siste OPEC møte, tyder på at sesongmessig ligger vi på et oljeunderskudd i verden. Lagertrekkene er nærmest et resultat av dette fenomenet, i USA som i resten av verden. Testen er om det vedvarer utover høsten og om lageroppbyggingen denne vinteren blir skuffende. Men resultatet er egentlig gitt. OPEC inkludert SA er lei av å vente, og ikke trenger de det heller, ettersom 3 år med lave investeringer holder i massevis for å legge grunnlaget for en massiv oppgang i oljeprisene. Selv ikke Merkels politiske utspill om mulig bensinmotor/dieselmotor forbud i Tyskland kan legge en demper for etterspørselen (det kan vel umulig ha falt i god jord overalt i Tyskland?). Men det understreker vel mellom linjene at vestlige demokratier ser på oljemangel som markant trussel i fremtiden?

Når det gjelder shale oil taler så mye i mot selve business modellen, at kun en moderat vekst i oljeproduksjon er sannsynlig. Nå vil oljeproduksjonen skuffe grunnet lav komplementeringsrate ut 2017. Det er en direkte konsekvens av at antall kompletterte brønner tro det eller ei er ned 30-40% hittil i år i Texas sammenlignet med tillsvarende periode i 2016. I tillegg vil konvensjonell produksjon og GOM Mexico produksjon gå ned grunnet det åpenbare (lave investeringer). Så er spørsmålet om shale vil reise seg igjen om oljeprisen stiger igjen, og til det er svaret tja.

De fire aspektene som arbeider mot det er at:

1.Man går tom for sweet spots i eksiterende felter (eller trender som de kaller det). Og man har ikke hatt penger til å investere i infrastruktur andre steder Idaho/Montana/Colorado/Oklahoma

2. Decline ratene er vanskelige å motarbeide. Høy upfront produksjon ledsages ofte av høy decline rate. Tett brønn "spacing" som gir kostnadsfordeler gir kanskje mer interkonnektivitet og lavere produksjon enn ellers. 100-200 meter mellom brønnene er ikke mye.

3. Renteutgiftene blir tunge og bære og har en litt økende trend, selv om Yellen holder tilbake ift renteoppgang for øyeblikket.

4. Oljeservicekostnader blir høyere, primært fordi komplementeringskapasistet allerede er ganske sprengt. I tillegg er det kostnader forbundet med uerfarne nyansettelser og vedlikehold/investeringer i nytt utstyr som kommer inn veldig hvis oppskalering av aktiveten er scenarioet. Break-even for shale oil selskapene blir veldig fort snarere 70 dollar fatet enn 50 dollar fatet i et slikt scenario.

Som motvekt til dette er det kun et godt kort shale har for hånden. Tilgang til kapital. Mest fordi mange er børsnoterte, dividende utbetalende Wall street selskaper. Og noen har sopet til seg så mye kapital at de kan vente 4-5 år til markedet bedrer seg. Og de vil overleve glatt. (Gjelder EOG, Pioneer, Andarko og sikkert mange flere selskaper).

Endret 24.08.2017 13:39 av Eid
Eid
25.08.2017 14:38
#305



Nå er det like før EIA må kapitulere og innrømme at har overestimert amerikansk oljeproduksjon kraftig så langt i 2017. Dean Fantazzini har laget noen av de mest troverdige estimatene på oljeproduksjon i Texas i en årrekke, og nå flater produksjonen ut og går til og med noe ned i følge hans estimater (corrected last 3 months vintage er den grafen de fleste forholder seg til).

I tillegg er antall komplementerte brønner kraftig ned for Texas i juli, kun 437 brønner totalt. Svart på hvitt er statistikken at antall komplementerte brønner i staten er ned 30-40% i 1H2017 i forhold til tilsvarende periode i fjor. Selv med superproduktive nye brønner skal det godt gjøres at produksjonen øker totalt sett fremover.

Statistikk Texas juli
OldNick
27.08.2017 17:15
#19437

Data for the week ending Aug. 18, 2017

Estimater fra Platts, Reuters, WSJ:
Crude: +x.x, +x.x, +x.x
Gasoline: +x.x, +x.x, +x.x
Distillates: +x.x, +x.x, +x.x
______

API Aug. 22, 2017

Crude: -3.60 mb
Gasoline: +1.40 mb
Distillates: +2.05 mb
Cushing: +0.46 mb
______

EIA Aug. 23, 2017

EIA: Summary of Weekly Petroleum Data for the Week Ending Aug. 18, 2017

EIA: Details of Weekly Petroleum Data for the Week Ending Aug. 18, 2017
______

Crude: -3.30 mb
Gasoline: -1.20 mb
Distillate: +0.00 mb
Total petroleum: +0.0 mb
______

Stockpiles: Crude, Gasoline, Distillate, Total (mb)

06/02/2017: 513.2, 240.3, 151.1, 1346.5
06/09/2017: 511.5, 242.4, 151.4, 1353.3
06/16/2017: 509.1, 241.9, 152.5, 1351.4
06/23/2017: 509.2, 241.0, 152.3, 1352.2
06/30/2017: 502.9, 237.3, 150.4, 1338.8
07/07/2017: 495.4, 235.7, 153.6, 1334.9
07/14/2017: 490.6, 231.2, 151.4, 1324.7
07/21/2017: 483.4, 230.2, 149.6, 1315.3
07/28/2017: 481.9, 227.7, 149.4, 1316.4
08/04/2017: 475.4, 231.1, 147.7, 1311.8
08/11/2017: 466.5, 231.1, 148.4, 1304.5
08/18/2017: 463.2, 229.9, 148.4, 1304.5
______

Total products, gasoline and distillate supplied (4-week running average, mb/d, % y-o-y change)

06/02/2017: 20.1, -1.2%, 9.6, -0.7%
06/09/2017: 20.1, -1.2%, 9.5, -1.2%
06/16/2017: 20.2, -0.4%, 9.6, -1.6%
06/23/2017: 19.9, -2.7%, 9.5, -2.4%
06/30/2017: 20.6, +0.5%, 9.6, -1.8%
07/07/2017: 20.7, +2.8%, 9.7, -0.3%
07/14/2017: 20.8, +2.1%, 9.7, -0.8%
07/21/2017: 21.2, +4.8%, 9.7, -0.3%
07/28/2017: 20.8, +1.4%, 9.8, +0.1%
08/04/2017: 21.2, +2.3%, 9.8, -0.1%
08/11/2017: 21.2, +2.0%, 9.7, -0.3%
08/18/2017: 21.0, +1.4%, 9.7, -0.4%, 4.2, +14.4%
______

Cushing Storage (mb, w-o-w)

06/02/2017: 63.4, -1.4
06/09/2017: 62.2, -1.2
06/16/2017: 61.1, -1.1
06/23/2017: 60.8, -0.3
06/30/2017: 59.5, -1.3
07/07/2017: 57.6, -1.9
07/14/2017: 57.5, -0.1
07/21/2017: 55.8, -1.7
07/28/2017: 55.8, +0.0
08/04/2017: 56.4, +0.6
08/11/2017: 57.0, +0.6
08/18/2017: 56.5, -0.5
______

Domestic crude production (mb/d Lower-48, Alaska, total, w-o-w total)

06/02/2017: 8.815, 0.503, 9.318, -0.024
06/09/2017: 8.840, 0.490, 9.330, +0.012
06/16/2017: 8.865, 0.485, 9.350, +0.020
06/23/2017: 8.810, 0.440, 9.250, -0.100
06/30/2017: 8.915, 0.423, 9.338, +0.088
07/07/2017: 8.940, 0.457, 9.397, +0.059
07/14/2017: 8.970, 0.459, 9.429, +0.032
07/21/2017: 9.005, 0.405, 9.410, -0.019
07/28/2017: 9.030, 0.400, 9.430, +0.020
08/04/2017: 9.045, 0.378, 9.423, -0.007
08/11/2017: 9.070, 0.432, 9.502, +0.079
08/18/2017: 9.082, 0.446, 9.528, +0.026
______

Crude Oil Input to Refineries (mb/d, w-o-w), refinery utilization (%)

06/02/2017: 17.227, -0.283, 94.1%
06/09/2017: 17.256, +0.029, 94.4%
06/16/2017: 17.152, -0.104, 94.0%
06/23/2017: 16.890, -0.262, 92.5%
06/30/2017: 17.141, +0.251, 93.6%
07/07/2017: 17.244, +0.103, 94.5%
07/14/2017: 17.119, -0.125, 94.0%
07/21/2017: 17.285, +0.166, 94.3%
07/28/2017: 17.408, +0.123, 95.4%
08/04/2017: 17.574, +0.166, 96.3%
08/11/2017: 17.565, -0.009, 96.1%
08/18/2017: 17.461, -0.104, 95.4%
______

Net Imports, Imports, Exports of Crude (mb/d, w-o-w, mb/d, w-o-w, mb/d, w-o-w)

06/02/2017: 7.784, +1.102
06/09/2017: 7.303, -0.481
06/16/2017: 7.359, +0.056
06/23/2017: 7.488, +0.129
06/30/2017: 6.974, -0.514
07/07/2017: 6.692, -0.282
07/14/2017: 7.268, +0.576
07/21/2017: 7.014, -0.254
07/28/2017: 7.551, +0.537
08/04/2017: 7.055, -0.496, 7.662, -0.491, 0.707, +0.005
08/11/2017: 7.249, +0.194, 8.126, +0.364, 0.877, +0.170
08/18/2017: 7.854, +0.605, 8.790, +0.664, 0.936, +0.059

Endret 27.08.2017 17:15 av OldNick
OldNick
27.08.2017 17:16
#19438

Net Imports of Crude and Petroleum Products (mb/d, w-o-w)

06/02/2017: 5.516, +1.527
06/09/2017: 4.646, -0.870
06/16/2017: 5.245, +0.599
06/23/2017: 4.233, -1.012
06/30/2017: 4.917, +0.684
07/07/2017: 3.701, -1.116
07/14/2017: 4.435, +0.634
07/21/2017: 4.588, +0.153
07/28/2017: 5.000, +0.412
08/04/2017: 5.478, +0.478
08/11/2017: 4.633, -0.845
08/18/2017: 5.323, +0.690
______

Råolje- (-3.3m fat) og bensin-lagrene (-1.2m fat) falt, mens bensin- (+0.0m fat) og totale petroleums-lagre (+0.0m fat) var uendret. Cushing-lagrene (-0.5m fat) falt forrige uke. OK overenstemmelse mellom API og EIA's tall denne gangen.

Fallet i rå-olje lagre forrige er litt vanskelig å forklare, siden netto-importen og produksjonen innenlands økte og råolje-inntak til raffineriene sank svakt. Ingen endring i SPR-lager forrige uke.

Produktlagrene sank også noe. Oppsummert så var sum av rå-olje, bensin og destillat-lagrene ned med -4.5m fat ift. uken før (inkludert SPR).

EIA's produksjonsestimat var forrige uke opp (+26k f/d). "Lower-48" steg (+12k f/d) mens Alaska steg (+14k f/d).

Forrige uke var etterspørselen etter totale petr.produkter litt ned, mens bensin var litt opp. 4 ukers snitt y-o-y er positivt for totale petr.produkter, svakt negativ for bensin.

Forrige uke var råolje-importen fra OPEC opp fra uken før, +0.4m f/d (til 3.5m f/d summert). Venezuela (+0.34m f/d), S.Arabia, Nigeria og Equador var alle opp, mens Iraq, Kuwait og Angola var ned. Importen fra "non-OPEC" var svakt opp. Import av ukjent opprinnelse var betydelig opp forrige uke.

Rapporten var bearish, men markedet sendte allikevel oljeprisene opp. Siste uke har det vært kraftige svingninger i prisene som har vært vanskelig å forklare.

Nå leser jeg at mange operatører har stengt ned en del brønner i Eagle Ford (og ikke bare offshore GoM) pga. orkanen "Harvey". Det kan bli en utfordring til EIA produksjons-tallene neste onsdag (eller onsdag om 11 dager). Samtidig er også en del raffineri-kapasitet stengt ned, og vi har fått nye sanksjonen fra Trump-adm. som også vil påvirke både olje- og produktmarkedene i USA fremover. Det vil bety at vi må forvente fortsatt kraftige utslag i prisene.

Et par fenomen det er verdt å merke seg:

1. Spread mellom Brent og WTI øker. Selv om lagrene globalt er på vei ned, og særlig nå i USA, så har nok dette med økende lettolje-produksjon fra skifer-feltene å gjøre, og nødvendigheten av å øke eksporten, og da trenger man økonomisk insentiv, som økt spread gir. USA trenger en råolje-mix til sine raffinerier som er betydelig "tyngre" (dvs. har lavere API-gravitet) enn hva skifer-feltene produserer, et betydelig praktisk problem for raffineriene.

2. US$ fortsetter å svekke seg mot andre verdensvalutaer, og mot Euro har den svekket seg 15% siden årskiftet (fra 1.04 til 1.19). Regnet mot valutaindeksen som betegnes DXY har US$ svekket seg ca. 10% (fra ca. 103 til 92.74, DXY på 103 er vel høyeste på 15 år?) i samme periode.

Det betyr i realiteten at en Brent-pris på $52 idag var verdt ca. $47 ved årskiftet i internasjonal valuta, dvs. oljeprisene internasjonalt har svekket seg, noe som åpenbart svekker bransjen.

3. Futures-strip for Brent er nesten flat 1 år ut, og har kun $5 premium i 2024. De nære kontraktene er i backwardation, 1 års kontrakt hat $0.09 premium til Oct-2017 kontrakten. For WTI er strip-kurven i contango, med $1.50 i premium 1 år ut.







______

BMO: Crude and Refined Petroleum Storage Charts (PDF)

Endret 27.08.2017 17:17 av OldNick
OldNick
27.08.2017 17:19
#19439

EIA: Weekly Natural Gas Storage Report for week ending Aug. 18, 2017

Aug. 24, 2017

Totalt US-lager: 3 125Bscf
Endring w-o-w: +43Bscf



Stocks were 223Bscf less than last year at this time and 45Bscf above the five-year average of 3 080Bscf.




______

BMO: US Natural Gas Storage Charts (PDF)
______

Gårsdagens nord-Amerikanske riggstatistikk fra Baker Hughes

Nord-American Rotary Rig Count Summary, Aug. 25, 2017 (XLS)

I gårsdagens rapport fra Baker Hughes falt antall rigger i nord-Amerika med -3 enheter i uke 34-2017, av disse falt antallet med -6 i USA og steg med +3 i Canada.

I USA falt antall landrigger med -7 enheter, mens antall offshore-rigger steg med +1 enhet.

I USA falt antall oljerigger med -4 enheter, mens antall gassrigger falt med -2. Antall horisontale rigger falt med -3 enheter, mens antall vertikale rigger falt med -2. Antall oljerigger i USA er nå 759 enheter, mens antall gassrigger er 180. Antall landrigger er 920 enheter, mens antall rigger offshore er 17 i USA.

I Canada falt antall oljerigger med -6 enheter, mens antall gassrigger steg med +9. Antall rigger offshore er 1.

Av stater i USA utmerket Texas og Pennsylvania seg med et fall på -3 rigger hver. For de andre var det ingen eller (+/-) 1 rigg endring. Av felt i USA steg Bakken med +1 rigg, Eagle Ford så et fall på -1 rigg, mens Permian var uendret.

Denne rigg-rapporten var nokså nøytral. Vi ser fortsatt utflating i de viktige skifer-feltene, men intet markert fall.
______

BMO: Rotary Rig Count charts per 25Aug2017 (PDF)
______



Antall dager råolje-lagrene dekker i USA. Chartet var oppdatert ut uken som sluttet 11 Aug.
Snart på 5-års snitt
______

Amid The Hunger And Riots, Only Bad News For Venezuela's Oil Industry

Ellen R. Wald, Forbes contributor
Aug. 17, 2017

As a member of OPEC, Venezuela has committed to OPEC's current production quotas, and since the start of 2017 it has been limited to producing an average of 1.972 barrels of oil per day (called its allocation number). As recently as the beginning of the year, Venezuela was capable of producing in excess of this limit, and it did so for the first two months. However, it seems that since March Venezuela has not been able to produce even at its OPEC allocation number . Venezuelan oil production is at a 27 year low.



Data from Platts shows Venezuela's declining oil production.

mer på link
______

TROUBLE FINANCING ITS DEBT

Massive Decline Rates Push U.S. Shale Oil Industry Closer Towards Bankruptcy.

SRSROCCO, SRSRoccoreport
Aug. 24, 2017


Endret 27.08.2017 17:22 av OldNick
olejoerg
27.08.2017 17:47
#5109

Godt å se at flere nå etter hvert begynner å stille spørsmål om shale. Sånne decline-rates er drepen for økonomien da økende decline-rates enkelt og greit betyr at man produserer mindre olje enn man trodde fra hver brønn.
OldNick
30.08.2017 18:37
#19443

Data for the week ending Aug. 25, 2017

Estimater fra Platts, Reuters, WSJ:
Crude: +x.x, +x.x, +x.x
Gasoline: +x.x, +x.x, +x.x
Distillates: +x.x, +x.x, +x.x
______

API Aug. 29, 2017

Crude: -5.80 mb
Gasoline: +0.50 mb
Distillates: -0.50 mb
Cushing: +0.60 mb
______

EIA Aug. 30, 2017

EIA: Summary of Weekly Petroleum Data for the Week Ending Aug. 25, 2017

EIA: Details of Weekly Petroleum Data for the Week Ending Aug. 25, 2017
______

Crude: -5.40 mb
Gasoline: +0.00 mb
Distillate: +0.70 mb
Total petroleum: -1.1 mb
______

Stockpiles: Crude, Gasoline, Distillate, Total (mb)

06/09/2017: 511.5, 242.4, 151.4, 1353.3
06/16/2017: 509.1, 241.9, 152.5, 1351.4
06/23/2017: 509.2, 241.0, 152.3, 1352.2
06/30/2017: 502.9, 237.3, 150.4, 1338.8
07/07/2017: 495.4, 235.7, 153.6, 1334.9
07/14/2017: 490.6, 231.2, 151.4, 1324.7
07/21/2017: 483.4, 230.2, 149.6, 1315.3
07/28/2017: 481.9, 227.7, 149.4, 1316.4
08/04/2017: 475.4, 231.1, 147.7, 1311.8
08/11/2017: 466.5, 231.1, 148.4, 1304.5
08/18/2017: 463.2, 229.9, 148.4, 1304.5
08/25/2017: 457.8, 229.9, 149.2, 1303.4
______

Total products, gasoline and distillate supplied (4-week running average, mb/d, % y-o-y change)

06/09/2017: 20.1, -1.2%, 9.5, -1.2%
06/16/2017: 20.2, -0.4%, 9.6, -1.6%
06/23/2017: 19.9, -2.7%, 9.5, -2.4%
06/30/2017: 20.6, +0.5%, 9.6, -1.8%
07/07/2017: 20.7, +2.8%, 9.7, -0.3%
07/14/2017: 20.8, +2.1%, 9.7, -0.8%
07/21/2017: 21.2, +4.8%, 9.7, -0.3%
07/28/2017: 20.8, +1.4%, 9.8, +0.1%
08/04/2017: 21.2, +2.3%, 9.8, -0.1%
08/11/2017: 21.2, +2.0%, 9.7, -0.3%
08/18/2017: 21.0, +1.4%, 9.7, -0.4%, 4.2, +14.4%
08/25/2017: 21.2, +3.4%, 9.7, +0.2%, 4.2, +11.1%
______

Cushing Storage (mb, w-o-w)

06/09/2017: 62.2, -1.2
06/16/2017: 61.1, -1.1
06/23/2017: 60.8, -0.3
06/30/2017: 59.5, -1.3
07/07/2017: 57.6, -1.9
07/14/2017: 57.5, -0.1
07/21/2017: 55.8, -1.7
07/28/2017: 55.8, +0.0
08/04/2017: 56.4, +0.6
08/11/2017: 57.0, +0.6
08/18/2017: 56.5, -0.5
08/25/2017: 57.2, +0.7
______

Domestic crude production (mb/d Lower-48, Alaska, total, w-o-w total)

06/09/2017: 8.840, 0.490, 9.330, +0.012
06/16/2017: 8.865, 0.485, 9.350, +0.020
06/23/2017: 8.810, 0.440, 9.250, -0.100
06/30/2017: 8.915, 0.423, 9.338, +0.088
07/07/2017: 8.940, 0.457, 9.397, +0.059
07/14/2017: 8.970, 0.459, 9.429, +0.032
07/21/2017: 9.005, 0.405, 9.410, -0.019
07/28/2017: 9.030, 0.400, 9.430, +0.020
08/04/2017: 9.045, 0.378, 9.423, -0.007
08/11/2017: 9.070, 0.432, 9.502, +0.079
08/18/2017: 9.082, 0.446, 9.528, +0.026
08/25/2017: 9.070, 0.460, 9.530, +0.002
______

Crude Oil Input to Refineries (mb/d, w-o-w), refinery utilization (%)

06/09/2017: 17.256, +0.029, 94.4%
06/16/2017: 17.152, -0.104, 94.0%
06/23/2017: 16.890, -0.262, 92.5%
06/30/2017: 17.141, +0.251, 93.6%
07/07/2017: 17.244, +0.103, 94.5%
07/14/2017: 17.119, -0.125, 94.0%
07/21/2017: 17.285, +0.166, 94.3%
07/28/2017: 17.408, +0.123, 95.4%
08/04/2017: 17.574, +0.166, 96.3%
08/11/2017: 17.565, -0.009, 96.1%
08/18/2017: 17.461, -0.104, 95.4%
08/25/2017: 17.725, +0.264, 96.6%
______

Net Imports, Imports, Exports of Crude (mb/d, w-o-w, mb/d, w-o-w, mb/d, w-o-w)

06/09/2017: 7.303, -0.481
06/16/2017: 7.359, +0.056
06/23/2017: 7.488, +0.129
06/30/2017: 6.974, -0.514
07/07/2017: 6.692, -0.282
07/14/2017: 7.268, +0.576
07/21/2017: 7.014, -0.254
07/28/2017: 7.551, +0.537
08/04/2017: 7.055, -0.496, 7.662, -0.491, 0.707, +0.005
08/11/2017: 7.249, +0.194, 8.126, +0.364, 0.877, +0.170
08/18/2017: 7.854, +0.605, 8.790, +0.664, 0.936, +0.059
08/25/2017: 7.003, -0.851, 7.905, -0.885, 0.902, -0.034

Endret 30.08.2017 18:37 av OldNick
OldNick
30.08.2017 18:38
#19444

Imports from OPEC, S.Arbia, Iraq, Iran, Kuwait, UAE, Angola, Equador, Nigeria, Venezuela, Other OPEC, Sum OPEC (mb/d)

07/07/2017: 0.851, 0.428, 0, 0.251, 0, 0.159, 0.046, 0.081, 0.823, 0, 2.693
07/14/2017: 0.524, 0.493, 0, 0.556, 0, 0.019, 0.176, 0.241, 0.624, 0, 2.633
07/21/2017: 0.932, 0.823, 0, 0.056, 0, 0.275, 0.143, 0.319, 0.669, 0, 3.217
07/28/2017: 1.174, 1.096, 0, 0.000, 0, 0.200, 0.235, 0.093, 0.820, 0, 3.618
08/04/2017: 0.554, 0.524, 0, 0.191, 0, 0.334, 0.109, 0.586, 0.507, 0, 2.805
08/11/2017: 0.813, 0.716, 0, 0.226, 0, 0.390, 0.145, 0.214, 0.648, 0, 3.152
08/18/2017: 0.987, 0.685, 0, 0.066, 0, 0.192, 0.256, 0.400, 0.987, 0, 3.530
08/25/2017: 0.785, 0.458, 0, 0.012, 0, 0.116, 0.244, 0.072, 0.572, 0, 2.259
______

Net Imports of Crude and Petroleum Products (mb/d, w-o-w)

06/09/2017: 4.646, -0.870
06/16/2017: 5.245, +0.599
06/23/2017: 4.233, -1.012
06/30/2017: 4.917, +0.684
07/07/2017: 3.701, -1.116
07/14/2017: 4.435, +0.634
07/21/2017: 4.588, +0.153
07/28/2017: 5.000, +0.412
08/04/2017: 5.478, +0.478
08/11/2017: 4.633, -0.845
08/18/2017: 5.323, +0.690
08/25/2017: 5.085, -0.238
______

Råolje- (-5.4m fat) og totale petroleums-lagre (-1.1m fat) falt, mens destillat-lagrene (+0.7m fat) steg mens bensin-lagrene (+0.0m fat) var uendret. Cushing-lagrene (+0.7m fat) steg forrige uke. OK overenstemmelse mellom API og EIA's tall denne gangen.

Fallet i rå-olje lagre er enkelt å forklare, men størrelsen på det er verre. Netto-importen sank kraftig og betydelig mer enn raffineriene økte inntaket av rå-olje, mens produksjonen innenlands var omtrent uendret. EIA endret justeringsfaktoren kraftig for å få regnestykkene til å gå opp. Ingen endring i SPR-lager forrige uke.

Produktlagrene økte noe, hovedsakelig pga. redusert netto-eksport, men også fordi raffieriene økte produksjonen (til rekord-nivåer, heldigvis rett før "Harvey" slo til), motvirket av økte leveranser til markedet. Oppsummert så var sum av rå-olje, bensin og destillat-lagrene ned med -4.7m fat ift. uken før (inkludert SPR).

EIA's produksjonsestimat var forrige uke opp (+2k f/d). "Lower-48" falt (-12k f/d) mens Alaska steg (+14k f/d).

Forrige uke var etterspørselen etter totale petr.produkter kraftig opp, mens bensin var litt opp. 4 ukers snitt y-o-y er positivt både for totale petr.produkter, bensin og destillat.

Forrige uke var råolje-importen fra OPEC betydelig ned fra uken før, -1.2m f/d (til 2.3m f/d summert). Dataene er gitt i tabellen over. Importen fra "non-OPEC" var svakt ned (pga. Columbia). Import av ukjent opprinnelse var betydelig opp forrige uke.

Det er ikke lett å karakterisere dagens rapporten, men markedet holdt oljeprisene relativt uendret etter publiseringen, nå ser vi en svak styrling i etterkant.

Ødeleggelse fra orkanen "Harvey" fortsetter å dominere nyhetene, og og effektene er fortsatt vanskelig å evaluere. Men markedet har sendt WTI-prisen ned kraftig før dagens rapport (og holdt Brent relativt sterk). Spread'en mellom de to har derfor utvidet seg kraftig, og har vært over $5.50 tidligere idag. Man må også ta inn svekkelsen av US$ i dette bildet, og da ser verdensmarkedsprisene relativt svake ut allerede.




______

BMO: Crude and Refined Petroleum Storage Charts (PDF)
______

The Agony of Venezuela

Pierpaolo Barbieri, National Review
Aug. 25, 2017


Endret 30.08.2017 18:40 av OldNick
OldNick
30.08.2017 18:49
#19445

Ang. vurdering av orknan "Harvey" ødeleggelser og påvirkning på olje- og NG-produksjonen i GoM, E.Ford/Permian, Texas etc.

Fra BofA-ML: Summary of Harvey impacts

Aug. 29, 2017

Key takeaways

The full impact of Harvey is starting to emerge with 3.6 - 5.0mmb/d of crude capacity and 1mmbd of production affected The storm's unprecedented effect is also being felt onshore with the most immediate impact on the Eagle Ford Here we summarize Harvey's impact on the Gulf Coast including refining outages, port closures, and key pipeline disruptions.

Full impact of Harvey emerging

This is our 3rd Harvey update since last Thursday. The full impact is starting to emerge, with >3.6mm b/d of refining capacity currently shut-in, and at least a further 1.4mm b/d operating at reduced rates. All of Houston's key liquids cargo ports are closed to inbound and outbound traffic, limiting feedstock availability for operable refineries and constraining product output. Note we estimate this will account for ~2.0mm b/d of oil imports and 800mb/d of crude oil exports. At Mont Belvieu, the key NGL processing hub on the Gulf Coast, 4 out of 8 fractionators are operable after flood damage. Petrochemical ethane crackers, like refineries, have also been shut due to flood risk, and staff safety. The net event is boosting downstream margins at the expense of upstream and being captured by a spike in refining margins versus widening WTI/Brent spreads.

No reprieve for US onshore

The storm's unprecedented effect is also being felt onshore, with the most immediate impact in the Eagle Ford Shale - where we estimate 300,000 - 500,000 mbd of crude oil production, and >1bcfd to be off line. While producers shut-down field operations ahead of the storm, laying down rigs and completion crews, this activity is not difficult to restore. The difficulty is inertia in restoring infrastructure outages at natural gas compressor stations and pipelines in the field, where the timeline to recovery is less clear. With the downstream industry on the GC paralyzed due to rains, flooding, loss of power, limited staff, etc - the emerging risk is that this extends to the Permian Basin - where some pipeline connect directly to GC refining centers.

Additional disruptions lie ahead

So far, the storm has dumped between 30-50 inches of rain on Houston neighborhoods, with Cedar Bayou receiving the worst of it (52") according to local reports. Critically, it is these eastern areas of the city that contain the bulk of the downstream infrastructure. Local reports indicate that several plants are under water. While the storm has cleared Corpus Christi and Houston, Port Arthur is not out of the woods yet.

What's the impact?

While the combination of Eagle Ford and GoM account for almost 1mmb/d of crude oil production, the impact to supply pales in comparison to the impact on refinery demand (3.6 - 5.0mmbd), creating the prospect for net crude builds over the affected period, which is already weighing on oil prices. The wild card is the net impact on crude imports and exports, which had been running at ~3mmb/d and 800mb/d respectively. In our view, the math is close enough to build a case for a wash. However, the GC has the capacity to ramp imports, while it does not have the capacity to ramp exports, suggesting that following the storm, vessels backing up in the GoM waiting to port could result in higher net imports, adding to the supply glut: crude tankers waiting to unload have now increased to 22 from 14 since last Wednesday (15.2mmb). In practice, the impact will not show up until next week's report (given that the data closes on Friday), setting up a noisy transition into the shoulder season demand period. This will provide a short term boost to refining margins at the expense of E&Ps. But at this stage, we continue to see the residual impacts as transitory.

Endret 30.08.2017 18:49 av OldNick
Beins
31.08.2017 19:43
#11085

USA: Månedproduksjonen for juni lagt fram.

Tallene viser en mindre nedgang fra mai på ca 70 000 fat/døgn. Samlet gir det inntrykk av en flat utvikling i samlet US produksjon fra februar t.o.m juni måned. Den ligger rundt 9,1 mill fat.

Dermed skal det holde hardt å nå de høye produksjonsmålene som ligger inn i mange prognoser, og for så vidt i EIAs ukentlige tall, som konsekvent revideres ned i den månedsrapporten.

Det er bra for konvensjonell olje!

Endret 31.08.2017 19:43 av Beins
teo
01.09.2017 16:56
#11503

Dagens oljedikt :

Oil - A world of plenty for a little longer
but in 2019 we could see it stronger

Shale flushed through the market door
Sending the oil price crashing to the floor

Historical investments continued to deliver high
Lifting inventories directly to the sky

Consumers thought lower prices were great
Gobbling up oil at a higher rate

Conventional producers cut investments deep
Eventually there will not be much oil to reap

In addition they found out that shale could be impacted by flood
While investors' returns remained red as blood

In 2019 we may have come to the end
When 5 years of deep conventional investment cuts will change the trend

For all its greatness - shale oil only accounts for 6%
With conventional' 94 counting way, way more
OldNick
03.09.2017 10:43
#19457

re. beins #11085,

Sjekk link'en din ved bruk av "avansert innlegg" (les: rediger innlegget og legg inn det manglende :).
Som mange vet, er det en feil i software'n her på ST.
Det mangler et : i linken.

Kommentar til rapporten:

De statene som bidro til fallet i produksjon:

Alaska: -44k f/d
GoM (Fed): -23k f/d
N.Mexico: -22k f/d
N.Dakota: -8k f/d

Texas steg derimot +13k f/d

alt m-o-m
______



Chartet er oppdatert med de siste ukes-dataene og den siste månedsrapporten fra EIA (se beins #11085 over).

Vi ser en stadig økende divergens mellom ukes-tallene (som hovedsakelig er modell-estimater), og månedstallene (som hovedsakelig er data-basert), og dette er indikert i chartet med de 2 grønne strekene.

Pr. Juni-2017 er divergensen ca. 0.22m f/d (9.317/se ukestallene i mine tabeller lenge tilbake i topic - 9.097), mens ukestallene nå sent i Aug. er økt til over 9.5m f/d sum oljeprod. i USA, så det blir spennende å se hvordan EIA skal lukke dette gapet?
______

EIA: Weekly Natural Gas Storage Report for week ending Aug. 25, 2017

Aug. 31, 2017

Totalt US-lager: 3 155Bscf
Endring w-o-w: +30Bscf



Stocks were 239Bscf less than last year at this time and 8Bscf above the five-year average of 3 147Bscf.




______

BMO: US Natural Gas Storage Charts (PDF)
______

Fredagens nord-Amerikanske riggstatistikk fra Baker Hughes

Nord-American Rotary Rig Count Summary, Sep. 01, 2017 (PDF)

I fredagens rapport fra Baker Hughes falt antall rigger i nord-Amerika med -13 enheter i uke 35-2017, av disse steg antallet med +3 i USA og falt med -16 i Canada.

I USA steg antall landrigger med +3 enheter, mens antall offshore-rigger falt med -1 enhet.

I USA var antall oljerigger uendret, mens antall gassrigger steg med +3. Antall horisontale rigger falt med -2 enheter, mens antall vertikale rigger steg med +4. Antall oljerigger i USA er nå 759 enheter, mens antall gassrigger er 183. Antall landrigger er 923 enheter, mens antall rigger offshore er 16 i USA.

I Canada falt antall oljerigger med -13 enheter, mens antall gassrigger falt med -3. Antall rigger offshore er 1.

Av stater i USA utmerket N.Mexico og Alaska seg med en økning på +3 og +2 rigger hver. For de andre var det ingen eller (+/-) 1 rigg endring. Av felt i USA steg Permian med 3 rigger, Eagle Ford så et fall på -1 rigg, mens Bakken var uendret.

Denne rigg-rapporten ser nokså usannsynlig ut. Ingen endring i E.Ford er helt usannsynlig, så kan man spørre seg om hvorfor. De mangler sikkert data/rapporter fra selskapene.
______

BMO: Rotary Rig Count charts per 01Sep2017 (PDF)
______

Bloomberg har lagt ut en interaktiv side hvor man kan finne bensinprisene verden rundt.

Eksempler:

USA

Norge

Endret 03.09.2017 10:45 av OldNick
yemaya 2
03.09.2017 11:20
#8667

Mer om Harvey og Eagle Ford
OldNick
03.09.2017 13:02
#19458

Status etter orkanen "Harvey" pr. 1.Sep. 2017

(Grafisk oversikt lagt inn på Test-forum pga. stort format)
______

IEA: Ingen behov p.d. for koordinert uttak fra OECD SPR-lager

IEA continues to monitor impact of Hurricane Harvey on oil and gas markets

PR IEA
Sep. 01, 2017

______

"Crack spread" (differansen mellom sum bensin- og destillat-prisen fratrukket råolje-prisen) har økt dramatisk pga. "Harvey".

Raffineriene kan leve på ca. $5, nå ser de over $25, og (de som fortsatt opererer) ser superprofitt disse ukene.

Og nå kommer vedlikeholds-sesongen, og det kan holde produkt-prisene høye en god stund.


______

Grafikk som viser utfall av raffineri- og rørlednings-kapasitet i Texas (fra BofA-ML).






______




Storm Harvey opens up rare jet fuel exports from Europe to U.S.

Ron Bousso, Ahmad Ghaddar, Reuters
Sept. 01, 2017

______

Goldman Sachs prøver å få svekket oljeprisen.
Forlenget stans i raffineriene i Texas vil sikkert skje, og etterspørselen har forsvunnet i en periode, men nå ting kommer igang igjen, starter også opprensingen og gjenoppbyggingen som vil kreve ekstra drivstoff. Dessuten ekonstrueres det mye raffinerikapasitet rundt om i verden, spesielt i Sør-øst Asia, og den ekstra kapasiteten vil bli benytte. De økte drivstoffprisene vil medføre økt import av drivstoff (etterhvert, det tar noe tid). Det er også slikt at tap kapasitet i råolje-rørledninger kan føre til at brønner og felt må redusere, antageligvis mer enn tapt etterspørsel i Houston-området.

Orkanen "Harvey" vil gi en positiv effekt i olje- og fuel-markedet i USA og dermed for den globale markeds-situasjonen.

Hurricane Harvey Is A Disaster For OPEC

Nick Cunningham, Oilprice.com
Aug. 30, 2017

______

33m fat råolje på tankere i GoM venter på å få losset.

Oil Tanker Logjam Grows To 54 Ships As Gulf Ports Remain Closed

Zerohedge
Sep. 2, 2017

On Tuesday, just as Hurricane Harvey was peaking, we reported that according to ship-tracking data compiled by Bloomberg, as well as MarineTraffic real-time tracking, at least 25 tankers carrying almost 17 million barrels of imported crude oil were drifting near Texas and Louisiana ports, unable to offload because of closures from Tropical Storm Harvey.

Since then the situation has deteriorated by more than double, and as of Friday evening, Bloomberg reports that 54 tankers with capacity more than 33 million barrels either to deliver imported crude from Latin America, Europe, Caribbean, Africa and Middle East or receive U.S. supplies are drifting off U.S. Gulf Coast as several key ports remain closed while others are open with restrictions.

The historic "tanker traffic jam", last observed nearly two years ago as traders scrambled to store crude tankers in the same region in hopes of contango, can be seen on the...

Endret 03.09.2017 13:05 av OldNick
OldNick
03.09.2017 13:06
#19459

Marine Traffic map below, only this time it has little to do with the shape of the oil strip, and everything to do with the logistical complications following Harvey:



According to Bloomberg, as of Sept. 1, 37 Aframaxes, 3 VLCCs, 8 Suezmaxes, 6 Panamax tankers are currently waiting off ports of Corpus Christi, Houston, Galveston, Freeport, Texas City, Beaumont, Nederland, Port Arthur, Port Neches, Sabine and Lake Charles, La. This is 8 more then the 29 tankers carrying 18.6mm bbl as of Aug. 31.

That said, the situation is slowly but surely getting resolved as more ports are starting to let traffic sneak through. On Friday, the port of Corpus Christi reopened to ship traffic, making way for seven refineries in the area to go back online. The Texas Gulf Coast supplies one-fourth of the nation's oil and gas. Hurricane Harvey caused a severe hiccup in the gasoline supply chain over the last week, creating consumer panic and long lines at gas stations.

mer på link
______

China ønsker å bryte USD's monopol på olje-prising, ved at olje også skal kunne handles i kinesiske Yuan.

Eksportører som selger til China (og andre land), og får betalt, skal kunne kjøpe gull for pengene på børsene i Shanghai eller Hong Kong.

De har allerede en Gull-kontrakt i Yuan. Ikke så rart siden China er største marked også for gull (i tillegg til å være største produsent-land også).

Dette kan bli interessant fremover.

China sees new world order with oil benchmark backed by gold

Nikkei Asian Review
Sept. 01, 2017

Denpasar, Indonesia - China is expected shortly to launch a crude oil futures contract priced in yuan and convertible into gold in what analysts say could be a game-changer for the industry.

The contract could become the most important Asia-based crude oil benchmark, given that China is the world's biggest oil importer. Crude oil is usually priced in relation to Brent or West Texas Intermediate futures, both denominated in U.S. dollars.

China's move will allow exporters such as Russia and Iran to circumvent U.S. sanctions by trading in yuan. To further entice trade, China says the yuan will be fully convertible into gold on exchanges in Shanghai and Hong Kong.



"The rules of the global oil game may begin to change enormously," said Luke Gromen, founder of U.S.-based macroeconomic research company FFTT.

The Shanghai International Energy Exchange has started to train potential users and is carrying out systems tests following substantial preparations in June and July. This will be China's first commodities futures contract open to foreign companies such as investment funds, trading houses and petroleum companies.

Most of China's crude imports, which averaged around 7.6 million barrels a day in 2016, are bought on long-term contracts between China's major oil companies and foreign national oil companies. Deals also take place between Chinese majors and independent Chinese refiners, and between foreign oil majors and global trading companies.

Alan Bannister, Asia director of S&P Global Platts, an energy information provider, said that the active involvement of Chinese independent refiners over the last few years "has created a more diverse marketplace of participants domestically in China, creating an environment in which a crude futures contract is more likely to succeed."

mer på link

Endret 03.09.2017 13:08 av OldNick
OldNick
05.09.2017 11:10
#19464

China has long wanted to reduce the dominance of the U.S. dollar in the commodities markets. Yuan-denominated gold futures have been traded on the Shanghai Gold Exchange since April 2016, and the exchange is planning to launch the product in Budapest later this year.

Yuan-denominated gold contracts were also launched in Hong Kong in July -- after two unsuccessful earlier attempts -- as China seeks to internationalize its currency. The contracts have been moderately successful.

The existence of yuan-backed oil and gold futures means that users will have the option of being paid in physical gold, said Alasdair Macleod, head of research at Goldmoney, a gold-based financial services company based in Toronto. "It is a mechanism which is likely to appeal to oil producers that prefer to avoid using dollars, and are not ready to accept that being paid in yuan for oil sales to China is a good idea either," Macleod said.
______

Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE) oppdatering ang. orkanen "Harvey" viser at GoM-anleggene og produksjonen ser grei ut.

Kun 5.5% - eller ca. 100k f/d fortsatt ute av produksjon.

Tropical Storm Harvey Activity Statistics Update

BSEE PR
Sept. 03, 2017

______

Trump To Block Russian Ownership Of Venezuelan Subsidiary In US

Zainab Calcuttawala, Oilprice.com
Sep. 01, 2017

______

SPR har hittil gitt ordre om å frigi 5.3m fat fra lagre.


______

U.K. North Sea Oil Field Startups Surge to Highest in 10 Years

- New fields will pump as much as 230,000 b/d at peak in 2018
- Longer-term outlook clouded by lack of investment amid slump

Abigail Morris, Bloomberg
04.09.2017






______

Hedge funds anticipate hurricane disruption to U.S. refineries

John Kemp, Reuters
Sept. 04, 2017


KEMP's chartbook (PDF)
______

Ca. 50 tommer regnvann (ca. 125 cm) falt i løpet av noen dager over Gulf-kyst områdene.

50 mennesker rapportert omkommet hittil, og Texas-guvernøren har anslått at oppryddingaarbeidet kan komme til å koste opptil US$180 mrd.

Pipeline reopens, evacuation order lifted as Texas recovers from Harvey

Daniel Trotta, Reuters
Sept. 04, 2017


Endret 05.09.2017 11:14 av OldNick
blåball
05.09.2017 15:13
#3608

Stigende trend i oljen , shale oil har flat produksjons utvikling siste halvår ( selv med økt riggtall siste halvår ) .

Estimater har vært for høge innen shale , bevist manipulering , eller for dårlige resultater / for rask decline ?

Decline på 3 til 6 % årlig på konvensjonell olje , gir investeringer på det jevne fremover . ( Rigg og Supply og Seismikk har fremdeles lave rater ).

Oljen mot 60 Dollar fatet , og 5 års oljelagersnitt før Nyttår .

Moderat Bull .

Endret 05.09.2017 15:14 av blåball
olejoerg
05.09.2017 15:43
#5111

Det er nok decline som tar dem, det er gjerne sånn at den sure svie kommer etter den søte kløe.

Jeg regner med at en betydelig del av de såkalte kostnadsreduksjonene innen shale kommer fra å skvise underleverandører. Der ser vi nå at disse etter hvert reverseres og bidrar til høyere kostnader.

Men en annen betydelig del av den høyt flaggede kostnadsreduksjonen tror jeg kommer av satsing på kjerneområdene, det vil si de områdene der infrastrukturen allerede var klar. Det var selvfølgelig mye billigere å fortette brønner i disse områdene (som også var rosinen i pølsa) for å øke produksjonen enn å space det ut gitt at man på den måten sparte kostnader på infrastruktur. Dessverre er det som regel sånn at med enhver fordel så kommer det gjerne en stor bakdel på kjøpet. Den kommer nå da fortettingen øker decline rate på brønnene i kjerneområdet utover det man hadde før. Tidligere snakket man om en decline rate year-on-year på 50%, i senere tid har jeg sett anslag på bortimot 70%. En dramatisk økning.

Dette kan fort bli en dobbel whammy for shale-selskapene, ikke bare sliter de med å opprettholde produksjonen, nå må de også bevege seg lenger ut i periferien og dermed investere betydelige summer i infrastruktur. I tillegg kan de områdene de skal bevege seg ut i være av en dårligere kvalitet enn de man hittil har hatt.

Enhver business som bærer kjennetegnene til et hamsterhjul bør man holde en sunn avstand til. Business modellen innen shale har for meg alltid fremstått som nettopp et slikt case. Etter som decline øker må man drille mer og mer og pådra seg mer og mer kostnader uten å tjene penger. Man kan ikke bremse heller for da faller produksjonen med den konsekvens at man ikke klarer å betjene gjeld, og da er konkurs neste. En ond sirkel kalles dette, det er vanskelig å se noen vei ut når man sliter fra dag til dag med å overleve.
Varsling på tema     Varsling på stikkord




StockTalk er en tjeneste levert av Kreateam Consult AS. Orgnr. 911 839 806 MVA
Adresse: Postboks 39 Holmlia, 1201 Oslo. Email: st@stocktalk.no Tlf. 40 07 31 70
Kontakt oss | Hjelp | Regler | Sett som startside | Legg til favoritter