Du er her: Forside > In the pit - Oslo Børs > Oljepris VI
Oljepris VI
OldNick
21:44 28.02.2018
#19932

Råolje- (+3.0m fat), bensin- (+2.5m fat) og totale petroleums-lagre (+3.7m fat) steg, mens destillat-lagrene (-1.0m fat) falt. Cushing-lagrene (-1.2m fat) falt også forrige uke. OK overenstemmelse mellom API og EIA's tall denne gangen.

Reduksjonen i rå-olje lagrene skyldes en kombinasjon av økt import og redusert eksport. SPR-lagrene (+0.4m fat) økte forrige uke.

Produktlagrene steg svakt forrige uke, noe som skyldtes en kombinasjon av redusert netto-eksport og redusert leveranse til markedene. Oppsummert så var sum av rå-olje, bensin og destillat-lagrene opp med +4.9m fat ift. uken før (inkludert SPR).

EIA's produksjonsestimat var svakt opp forrige uke (+13k f/d). Produksjonen fra både "Lower-48" (+10k f/d) og Alaska (+3k f/d) steg.

I forrige uke falt etterspørselen både etter totale petr.produkter, bensin og destillater. 4 ukers snitt y-o-y er positiv for alle tre kategorier, men mindre enn de foregående ukene.

Forrige uke var råolje-importen fra OPEC betydelig ned fra uken før, -0.48m f/d (1.9m f/d summert). Importen fra "non-OPEC" var betydelig opp fra uken før (+0.75m f/d, mens import fra andre, mindre eksportører (av "ikke-rapportert opprinnelse") også var svakt opp. Dataene er gitt i tabellen over.

Rapporten var svakt bearish, hovedsakelig pga. lavere etterspørsel. Markedet reagerte negativt og sendte spotprisene innledningsvis ned ca. $1.50. Senere har de falt litt mer, men det må sees på bakgrunn av at prisene har steget noe de siste dagene.

Etterspørsels-tallene er fortsatt positive, men mindre enn de har vært tidligere i vinter. Det kan være en abnormal pga. en fridag eller ukentlige variasjoner som forekommer. Bygging av rå-olje- og bensinlager er det normale i denne perioden som er en "skulder-sesong" (det er de foregående ukene som har vært unormale pga. OPEC's eksport-kutt. Importen fra OPEC var forrige uke rekord-lav, disiplinen fortsetter altså. Cushing-lagrene fortsetter å tømmes, dette må snart slakke av, skal de ha operatible volumer til å holde rørledningstransporten ved like.

Vi ser også at spread Brent - WTI spot har økt litt igjen, nå ca. $4.2/fat.




______

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

US investorer i skifer-baserte E&P-selskap har ikke sett særlig avkastning siste året.
Mange selskap har tapt seg betydelig i verdi - på tross av at spot-prisene på WTI og Brent er $10-15 høyere enn de var ved årskiftet 2016-17, ja noen aksjer er nær nivåene3 de så da WTI kollapset helt ned til $20 Jan-Feb 2016.

Det kan skyldes flere ting,

- mangel på tillit til at selskapene lar øket cashflow komme investorene til gode, og ikke bare "borer seg tilbake til fattighuset"
- Futures-strip priser er betydelig lavere enn spot-prisene.
- Sentimentet mot fossil-energi selskaper er rett og slett fiendtlig i MSM (ihvertfall mye liberale vestlige media)

Men, det tror jeg kan være i ferd med å endre seg.
Selskapsresultatene har bedret seg betydelig for mange, og de ser ut til å bli belønnet av markedet også.

Eks. Whiting (NYSE:WLL) som leverte tall forrige onsdag.

- De øker produksjon (deres Bakken-brønner er veldig produktive)
- prisen de får på råoljen sin er betydelig redusert differanse vs. WTI (kun -$4.20 i Q4, tidligere har de sett $8-10 diskontering)
- Og cash cost synker også, slik at de nå har betydelig fri cashflow til å betale ned gjeld med.
- Og de foreslår å endre ledelsen insentiv-program, og linke det mer mot selskapets resultater.

Det jublet markedet over, og sendte aksjen opp 25% torsdag.

Ellers er det kanadiske energi-aksjer som er lavest priset, noe som hovedsakelig skyldes at tungoljen (+bitumen) som må sendes ut at Alberta og Saskatchewan, representert med referanse-oljen Western Canadian Select (WCS) som er er diskontert med over $25 vs. WTI. Når dette ender og går tilbake til mer normale $10-15, vil mange aksjer der få seg en real reprising. Vær imidlertid klar over at mange investorer skyr kanadiske oljeaksjer pga. det "giftige", politiske klimaet mot oljesand-industrien og nye rørledninger som kan bringe ubehandlet bitumen til vest-kysten for eksport til Asia, eller kan pumpes østover ("line 9") eller sørover (Keystone XL). Det kan gjøre at det kan ta litt tid før de ser en real reprising, men når markedet kan se at Kinder Morgan's Transmountain pipeline (utvidelse) fra Edmonton til Vancouver blir bygget, vil nok dette presset lett noe.

Av de store, kanadiske selskapene er Cenovus Energy (TSX:CVE, NYSE:CVS) kraftig underpriset. Dette er blitt et stort selskap (ca. 0.5m f/d) etter kjøp av mye av ConocoPhillips kanadiske felt (som CVE var i JV-samarbeid med). En flerdoblingskandidat på 2-3 års sikt.

Crescent Point Energy (TSX:CPG, NYSE:CPG) er noe mindre enn CVE, men betaler i tillegg utbytte pr.idag. Synes også veldig underpriset. De 2 store i Canada, Suncor og CNRL synes høyere priset, men de nyter godt av "blueships status" som energi-aksjer på Toronto-børsen (som institusjonelle investorer eier).

U.S. shale investors still waiting on payoff from oil boom

Ernest Scheyder, Reuters
Feb. 22, 2018

______

Trøbbel med bio-etanol subsidier i "Trump-land".

Exclusive: Trump calls meeting on biofuels policy after refiner bankruptcy

Jarrett Renshaw, Reuters
Feb. 23, 2018

______

At den indiske regjeringen for et år siden utbasunerte at i India skulle bare elektriske biler (EV's) kunne selges etter 2030 var nok bare en ønskedrøm.

Nå begynner "kjøligere hoder" å se på realitetene, og den er fortsatt fossil. Det er bare anderledes-land som Norge som har (tar seg) råd til å gi bort mrd. av kroner og dollar til EV-kjøpere.

For andre (land) må de la innbyggerne kjøpe billige og anvendbare kjøretøy de har råd til for å transportere seg selv om familien.

Here’s why Road min took U-turn on Electric Vehicles' policy

Centre’s unforeseen U-turn on bringing a separate policy for electric fleet in India could be based on economics of cost and price as government feels the segment is nothing but “uncertain”.

Nikita Vashisht, Moneycontrol.com, @nikita_vashisht
Feb. 26, 2018

______

Det er ikke lett å være "miljøvennlig" :-)
Til pass for dem...

German Tornado fleet grounded due to ‘too much bio-diesel’ in fuel

George Allison, UK Defence Journal
February 20, 2018

______

BP har kommet med sitt årlige Energy Outlook 2018, hvor de forecaster utviklingen ca. 20-25 år frem i tid, i denne utgaven til 2040.

Rå-olje vil fortsette å holde stillingen som dominerende drivstoff for transportsektoren.

BP Energy Outlook: Crude products continue transportation-fuel dominance

Nick Snow, OGJ Washington Editor
Feb. 26, 2018

______

En tysk delstatsrett har gitt saksøkerne rett i at det vil være lovlig å innføre dieselforbud i 2 tyske byer begrunnet i nødvendigheten av å få redusert luftforurensingen.

Vedtaket gjelder Stuttgart og Dusseldorf.
Ironisk nok vil dette virke positivt på olje-etterspørselen, siden mange av disse bilistene nå må gå over til bensinbiler, og disse bruker med drivstoff pr. km ift. diesel-biler.

Dieseldom senker bilaksjer på Frankfurt-børsen

En tysk domstol har avgjort at byer i Tyskland kan innføre forbud mot dieselbiler i sentrum.

André Haugen, Hans Henrik Torgersen, David Bach, E24.no
27.02.2018

______

China's rå-olje import var rekordhøy i Jan-2018.

Vi ser at det er betydelig endringer i eksport-land, hvor USA er det landet som har økt mest. Det er nok lett skifer-olje som de ikke kan raffinere selv, som vi har sett av EIA's statistikk fra de siste månedene.

Blir interessant å se om det fortsetter utover i 2018.

China Crude Oil Imports January 2018

Feb. 27, 2018

China’s crude oil imports in January were significantly higher than a year ago (+1.6 myn b/d y/y).



mer på link
______

OPEC senker fortsatt produksjonen, iflg. Reuters undersøkelser.

OPEC February oil output falls as UAE over-delivers on cut - survey

Alex Lawler, Rania El Gamal, Reuters
Feb. 28, 2018


Endret 28.02.2018 21:49 av OldNick
Eid
20:21 02.03.2018
#331

Litt dypdykk når det gjelder utviklingen i Brasil, oljebalanse og utsikter.

Brasil produksjon råolje

Brazil had a fairly uneventful 2017 for C&C production. Overall production was up 4.5% at 957 mmbbls (114 kbpd average), but the December exit rate was down 4.5%, or 124 kbpd, at 2612 kbpd. There were only two new platforms with significant ramp-ups, and one of those went off line for a couple of months late in the year. The Libra (now Mero) extended test FPSO came on line in November but had achieved only 11 kbpd.

Pre-salt production exceeded 50% for the first time. It was 1356 kbpd, or 52%, in December compared to 1262, or 46%, for December 2016. There were 85 pre-salt wells up from 68, but average production for each had fallen from 19 kbpd to 16, which is as expected as they were drilled mostly on producing platforms.

Petrobras owned 94% of December production, with Statoil at 2.4% (63 kbpd) and Shell, from their BG purchase at 2.1% (57 kbpd); for 2016 the numbers were 94%, 2.1% and 2.0%.

Santos platforms increased overall, but some of the older ones may be showing signs of coming off plateau. Campos platforms declined and the rate may be increasing as the water cut growth is accelerating.

This year will be a bit different as over 1 mmbpd of nameplate capacity is due to come on line, but it will be interesting to see how efficiently that amount of work is handled, and how far the ramp-up times might be limited by drill rig availability. If they add only another 20 odd wells then there is likely to be less than 400 kbpd new production. In addition reserve numbers for 2017 will come out in early April and the estimated Mero numbers will be important.

In 2016 Brazil had switched to a net exporter of petroleum in overall value as crude production grew; but in the second half of 2017 it looks like demand growth has taken over again and they are back to being a net importer.

Mer på peakoilbarrel.com Brazil summary

Min kommentar der:

"The most interesting thing right now is how much the projections for Brazil oil production will be stalling compared to their amboutious targets for 2018 (1 mill bpd nameplate). Just thinking out loud it would take 15-20 rigs to drill 40 new deepwater wells averaging 15 kbpd to give let us say 600 kbpd. Some rigs could probably be used to different tasks than drilling new wells in the Santos basin also e.g. in the Campos basin as well, so let’s say 15 rigs for 40 new wells in the Santos basin. Right now, there is only 8 active offshore rigs according to Baker Hughes…not enough, so we can expect this number to go up. Some of the wells connected to the new flow of FPSO’s could have been drilled well ahead of startup time, I don’t have the knowledge to estimate how many. But I do know that many FPSO’s in the past have been hampered by local content requirements that Brazilian shipyards could not deliver. So some sort of dealys would not be of surprise, even if much of the work is done in China these days. The brazilian economy is doing much better lately, 2% growth (gdp) and vehicle sales are up in the double digit percent. So as a rough estimate 600 kbpd growth will cover 200 kdpb decline, 200 kbpb domestic growth and give room to 200 kbpd export growth. And that is the most generous scenario I could think of. Petrobras is most likely not eager to invest too much before oil prices are even higher."

Endret 02.03.2018 20:25 av Eid
Eid
22:30 02.03.2018
#332

Oldnick

Takk for linkene angående China. Changqing har komplekse reservoirer, mest gass, men logisk at de kan bruke teknologi til å stimulere produksjonen. Mer enn halvparten av Kinas produksjon er overmodne felt ser det ut til (med vannkutt langt over 90%), så noen økning av oljeproduksjon for Kinas del tror jeg ikke realistisk. Tror det tar lang tid før ressurser i Vest Kina kan settes online (Sør- Kina havet er vel fremdeles for betent).
OldNick
10:36 04.03.2018
#19940

EIA kom også med sin månedsrapport over olje- og naturgass produksjonen.

Denne rapporten ligger et pa måneder på etterskudd, men har mye bedre data enn ukes-rapportene, som vi ofte har påpekt.

De forteller oss at råolje-produksjonen falt med -108k f/d i Des-2017 vs. måneden før.

Vi har jo blitt vant med kraftig vekst i de siste månedsrapportene, noe som hovedsakelig skyldes veksten i borrede brønner i H2-2016 og H1-2017 (maks produksjon kommer gjerne 1 år eller mer etterat riggene er hyret).

Det var GoM-produksjonen som utgjorde mer enn det totale fallet, da skiferfeltene i Texas, N.Dakota, Colorado og andre stater stort sett steg, men relativt beskjedent ift. hva vi har blitt vant til. Det skyldtes nok vær-påvirkning og nedstengning av brønner i perioder med kaldt vær.

Usikkert hva som har skjedd i GoM, men periodevis svekkelse av produksjonen skyldes normalt nedstengning av plattformer for vedlikehold.

Monthly Crude Oil and Natural Gas Production

EIA PR
Feb. 28, 2018

______

EIA: Weekly Natural Gas Storage Report for week ending Feb. 23, 2018

Mar. 01, 2018

Totalt US-lager: 1 682Bscf
Endring w-o-w: -78Bscf



Stocks were 680Bscf less than last year at this time and 372Bscf below the five-year average of 2 054Bscf.




______

BMO: US Natural Gas Storage Charts (PDF)
______

Forrige fredags nord-Amerikanske riggstatistikk fra Baker Hughes

Nord-American Rotary Rig Count Summary, Feb. 23, 2018 (PDF)

I forrige fredags rapport fra Baker Hughes falt antall rigger i nord-Amerika med -9 enheter i uke 8-2018, av disse steg antallet i USA med +3 enheter og falt med -12 enheter i Canada.

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

I USA steg antall oljerigger med +1 enhet, mens antall gassrigger steg med +2 enheter. Antall horisontale rigger steg med +3 enheter, mens antall vertikale rigger steg med +2 enheter. Antall oljerigger i USA er nå 799 enheter, mens antall gassrigger er 179. Antall landrigger er 959, mens antall rigger offshore er 17 i USA.

I Canada falt antall oljerigger med -9 enheter mens antall gassrigger falt med -3 enheter. Antall rigger offshore er 1.

Av stater i USA utmerket Texas, Oklahoma og N.Mexico seg med en endring på +3, -2 og +2 rigger hver respektive. For de andre var det ingen eller (+/-) 1 rigg endring. Av felt i USA steg antall rigger i Permian og Bakken med +2 og +1 enhet hver respektive, mens E.Ford var uendret.
______

BMO: Rotary Rig Count charts per 23Feb2018 (PDF)
______

Fredags nord-Amerikanske riggstatistikk fra Baker Hughes

Nord-American Rotary Rig Count Summary, Mar. 02, 2018 (PDF)

I fredagens rapport fra Baker Hughes falt antall rigger i nord-Amerika med -9 enheter i uke 8-2018, av disse steg antallet i USA med +3 enheter og falt med -12 enheter i Canada.

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

I USA steg antall oljerigger med +1 enhet, mens antall gassrigger steg med +2 enheter. Antall horisontale rigger steg med +3 enheter, mens antall vertikale rigger steg med +2 enheter. Antall oljerigger i USA er nå 799 enheter, mens antall gassrigger er 179. Antall landrigger er 959, mens antall rigger offshore er 17 i USA.

I Canada falt antall oljerigger med -9 enheter mens antall gassrigger falt med -3 enheter. Antall rigger offshore er 1.

Av stater i USA utmerket Texas, Oklahoma og N.Mexico seg med en endring på +3, -2 og +2 rigger hver respektive. For de andre var det ingen eller (+/-) 1 rigg endring. Av felt i USA steg antall rigger i Permian og Bakken med +2 og +1 enhet hver respektive, mens E.Ford var uendret.
______

BMO: Rotary Rig Count charts per 02Mar2018 (PDF)
______

Canada First Nationa (innfødte indianer-stammer) vil delta i fossil energi-industrien i vestre Canada (Alberta og BC).

Canada's First Nations seek bigger stakes, profits from oil sector

Rod Nickel, Nia Williams, Reuters
Mar. 02, 2018


Endret 04.03.2018 10:37 av OldNick
OldNick
09:00 12.03.2018
#19942

Energistatistikk fra uke-9, 2018

Data for the week ending Mar. 02, 2018

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 Feb. 27, 2018

Crude: +5.66 mb
Gasoline: -4.54 mb
Distillates: +1.49 mb
Cushing: -0.79 mb
______

EIA Mar. 02, 2018

EIA: Summary of Weekly Petroleum Data for the Week Ending Mar. 02, 2018

EIA: Details of Weekly Petroleum Data for the Week Ending Mar. 02, 2018
______

Crude: +2.40 mb
Gasoline: -0.80 mb
Distillate: -0.60 mb
Total petroleum: +0.0 mb
______

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

12/15/2017: 436.5, 227.8, 128.8, 1232.9
12/22/2017: 431.9, 228.4, 129.9, 1224.1
12/29/2017: 425.4, 233.2, 138.8, 1225.3
01/05/2018: 419.5, 237.3, 143.1, 1219.7
01/12/2018: 412.7, 240.9, 139.2, 1205.9
01/19/2018: 411.6, 244.4, 139.8, 1203.0
01/26/2018: 418.4, 242.1, 137.9, 1205.1
02/02/2018: 420.3, 245.5, 141.8, 1209.5
02/09/2018: 422.1, 249.1, 141.4, 1206.8
02/16/2018: 420.5, 249.3, 138.9, 1198.9
02/23/2018: 423.5, 251.8, 138.0, 1202.7
03/02/2018: 425.9, 251.0, 137.4, 1202.6
______

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

12/15/2017: 20.3, +2.6%, 9.0, +0.4%, 4.0, -1.2%
12/22/2017: 20.6, +3.5%, 9.2, +2.0%, 4.1, +0.7%
12/29/2017: 20.6, +5.0%, 9.2, +2.1%, 4.1, +5.8%
01/05/2018: 20.6, +5.6%, 9.1, +2.5%, 3.9, +6.8%
01/12/2018: 20.5, +6.2%, 8.9, +3.9%, 4.1, +16.0%
01/19/2018: 20.5, +8.1%, 8.7, +5.4%, 4.0, +15.3%
01/26/2018: 20.8, +7.6%, 8.8, +7.1%, 4.2, +13.3%
02/02/2018: 20.8, +4.8%, 8.9, +6.5%, 4.2, +8.9%
02/09/2018: 20.7, +6.9%, 9.0, +6.5%, 4.0, +6.3%
02/16/2018: 20.6, +4.3%, 9.1, +5.4%, 4.1, +4.3%
02/23/2018: 20.4, +2.7%, 9.0, +3.8%, 4.0, +0.9%
03/02/2018: 20.3, +3.4%, 9.0, +3.3%, 4.0, +0.6%
______

Cushing Storage (mb, w-o-w)

12/15/2017: 53.0, +0.8
12/22/2017: 51.4, -1.6
12/29/2017: 49.0, -2.6
01/05/2018: 46.6, -2.4
01/12/2018: 42.4, -4.2
01/19/2018: 39.2, -3.2
01/26/2018: 37.0, -2.2
02/02/2018: 36.3, -0.7
02/09/2018: 32.7, -3.6
02/16/2018: 30.0, -2.7
02/23/2018: 28.8, -1.2
03/02/2018: 28.2, -0.6
______

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

12/15/2017: 9.271, 0.518, 09.789, +0.009
12/22/2017: 9.247, 0.507, 09.754, -0.035
12/29/2017: 9.272, 0.510, 09.782, +0.028
01/05/2018: 8.979, 0.513, 09.492, -0.290
01/12/2018: 9.246, 0.504, 09.750, +0.258
01/19/2018: 9.372, 0.506, 09.878, +0.128
01/26/2018: 9.412, 0.507, 09.919, +0.041
02/02/2018: 9.727, 0.524, 10.251, +0.332
02/09/2018: 9.752, 0.519, 10.271, +0.020
02/16/2018: 9.762, 0.508, 10.270, -0.001
02/23/2018: 9.772, 0.511, 10.283, +0.013
03/02/2018: 9.852, 0.517, 10.369, +0.086
______

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

12/15/2017: 17.063, +0.111, 94.1%
12/22/2017: 17.398, +0.335, 95.7%
12/29/2017: 17.608, +0.210, 96.7%
01/05/2018: 17.323, -0.285, 95.3%
01/12/2018: 16.875, -0.448, 93.0%
01/19/2018: 16.483, -0.392, 90.9%
01/26/2018: 16.013, -0.470, 88.1%
02/02/2018: 16.797, +0.784, 92.5%
02/09/2018: 16.162, -0.635, 89.8%
02/16/2018: 15.833, -0.329, 88.1%
02/23/2018: 15.882, +0.049, 87.8%
03/02/2018: 15.935, +0.053, 88.0%
______

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

12/15/2017: 5.976, -0.301, 7.834, +0.471, 1.858, +0.772
12/22/2017: 6.783, +0.807, 7.993, +0.159, 1.210, -0.648
12/29/2017: 6.491, -0.292, 7.966, -0.027, 1.475, +0.265
01/05/2018: 6.643, +0.152, 7.658, -0.308, 1.015, -0.460
01/12/2018: 6.701, +0.058, 7.950, +0.292, 1.249, +0.234
01/19/2018: 6.630, -0.071, 8.041, +0.091, 1.411, +0.162
01/26/2018: 6.665, +0.035, 8.430, +0.389, 1.765, +0.354
02/02/2018: 6.605, -0.060, 7.892, -0.538, 1.287, -0.478
02/09/2018: 6.566, -0.039, 7.888, -0.004, 1.322, +0.035
02/16/2018: 4.977, -1.589, 7.021, -0.867, 2.044, +0.722
02/23/2018: 5.837, +0.860, 7.282, +0.261, 1.445, -0.599
03/02/2018: 6.505, +0.668, 8.003, +0.721, 1.498, +0.053
______

Imports from OPEC and non-OPEC, S.Arabia, Iraq, Iran, Kuwait, UAE, Angola, Equador, Nigeria, Venezuela, Other OPEC, Sum OPEC, Canada, Mexico, Colombia, Sum non-OPEC, annen import (mb/d)

12/15/2017: 0.512, 0.706, 0, 0.063, 0, 0.084, 0.146, 0.195, 0.514, 0, 2.220
12/22/2017: 1.002, 0.682, 0, 0.047, 0, 0.254, 0.217, 0.116, 0.664, 0, 2.982
12/29/2017: 0.766, 0.746, 0, 0.089, 0, 0.120, 0.386, 0.164, 0.416, 0, 2.687
01/05/2018: 0.613, 0.634, 0, 0.019, 0, 0.035, 0.291, 0.205, 0.392, 0, 2.189
01/12/2018: 0.614, 0.864, 0, 0.076, 0, 0.086, 0.121, 0.165, 0.365, 0, 2.291
01/19/2018: 0.682, 0.586, 0, 0.156, 0, 0.129, 0.151, 0.333, 0.426, 0, 2.463, 3.045, 0.703, 0.552, 4.300, 1.278
01/26/2018: 0.843, 0.786, 0, 0.058, 0, 0.089, 0.220, 0.450, 0.323, 0, 2.769, 3.481, 0.681, 0.545, 4.707, 0.954
02/02/2018: 0.795, 0.655, 0, 0.116, 0, 0.027, 0.253, 0.267, 0.651, 0, 2.764, 3.618, 0.557, 0.357, 4.532, 0.596
02/09/2018: 0.700, 0.560, 0, 0.119, 0, 0.000, 0.121, 0.312, 0.497, 0, 2.309, 3.523, 0.712, 0.548, 4.783, 0.796
02/16/2018: 0.517, 0.743, 0, 0.234, 0, 0.137, 0.155, 0.380, 0.174, 0, 2.340, 3.219, 0.395, 0.182, 3.796, 0.885
02/23/2018: 0.537, 0.299, 0, 0.286, 0, 0.000, 0.029, 0.274, 0.439, 0, 1.864, 3.419, 0.780, 0.348, 4.547, 0.871
03/02/2018: 0.779, 0.782, 0, 0.080, 0, 0.000, 0.189, 0.306, 0.570, 0, 2.706, 3.442, 0.750, 0.486, 4.428, 0.869
______

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

12/15/2017: 2.762, -1.229
12/22/2017: 3.360, +0.598
12/29/2017: 3.898, +0.538
01/05/2018: 3.447, -0.451
01/12/2018: 3.179, -0.268
01/19/2018: 4.077, +0.898
01/26/2018: 4.596, +0.519
02/02/2018: 4.441, -0.155
02/09/2018: 3.560, -0.881
02/16/2018: 2.185, -1.375
02/23/2018: 3.436, +1.251
03/02/2018: 4.184, +0.748
______

Råolje-lagrene (+2.4m fat) var opp, bensin- (-0.8m fat) og destillat-lagrene (-0.6m fat) falt mens totale petroleums-lagre (+0.0m fat) var uendret. Cushing-lagrene (-0.6m fat) falt også forrige uke. OK- overenstemmelse mellom API og EIA's tall denne gangen.

Økningen i rå-olje lagrene skyldes en kombinasjon av økt netto-import og økt innenlandsk produksjon, noe motvirket av høyere leveranser til raffineriene. SPR-lagrene (+0.2m fat) økte forrige uke.

Produktlagrene falt forrige uke, noe som hovedsakelig skyldtes økt leveranse til markedene. Oppsummert så var sum av rå-olje, bensin og destillat-lagrene opp med +1.2m fat ift. uken før (inkludert SPR).

EIA's produksjonsestimat var betydelig opp forrige uke (+86k f/d). Produksjonen fra både "Lower-48" (+80k f/d) og Alaska (+6k f/d) steg.

I forrige uke steg etterspørselen både etter totale petr.produkter, bensin og destillater. 4 ukers snitt y-o-y er positiv for alle tre kategorier.

Forrige uke var råolje-importen fra OPEC betydelig opp fra uken før, +0.84m f/d (2.7m f/d summert). Importen fra "non-OPEC" var betydelig ned fra uken før (-0.12m f/d), mens import fra andre, mindre eksportører (av "ikke-rapportert opprinnelse") var uendret. Dataene er gitt i tabellen over.

Rapporten var i sum nøytral, hovedsakelig drevet av den gode etterspørselen. Økende oljelagre er det normale i en "skuldersesong" som vi er inne i, men i vinter har dette vært unntaket, og et positivt lagertall endrer ikke den negative lager-trenden.

Markedet reagerte negativt innledningsvis, og det var flere angrep på WTI $60, men det var sterk støtte her - denne gangen, og markedet sendte etterhvert prisen oppover igjen.

Usikkert hva de høye produksjonstallene forrige uke betyr, kan det ha vært igangsetting av brønner som har frosset?

Vi ser også at spread Brent - WTI spot fortsetter å trende nedover, nå ca. $3.5/fat.







______

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

EIA: Weekly Natural Gas Storage Report for week ending Mar. 02, 2018

Mar. 08, 2018

Totalt US-lager: 1 625Bscf
Endring w-o-w: -57Bscf






______

BMO: US Natural Gas Storage Charts (PDF)
______

Fredagens nord-Amerikanske riggstatistikk fra Baker Hughes

Nord-American Rotary Rig Count Summary, Mar. 09, 2018 (PDF)

I fredagens rapport fra Baker Hughes falt antall rigger i nord-Amerika med -26 enheter i uke 9-2018, av disse steg antallet i USA med +3 enheter og falt med -29 enheter i Canada.

I USA steg antall landrigger med +4 enheter, mens antall offshore-rigger falt med -1 enhet.

I USA falt antall oljerigger med -4 enheter, mens antall gassrigger steg med +7 enheter. Antall horisontale rigger steg med +1 enhet, mens antall vertikale rigger steg med +2 enheter. Antall oljerigger i USA er nå 796 enheter, mens antall gassrigger er 188. Antall landrigger er 967, mens antall rigger offshore er 13 i USA.

I Canada falt antall oljerigger med -15 enheter mens antall gassrigger falt med -14 enheter. Antall rigger offshore er 1.

Av stater i USA utmerket Texas, Oklahoma, N.Dakota og Alaska seg med en endring på +7, -4, +3 og -2 rigger hver respektive. For de andre var det ingen eller (+/-) 1 rigg endring. Av felt i USA steg antall rigger i Bakken og Permian med +3 og +2 enheter hver respektive, mens E.Ford var uendret.
______

BMO: Rotary Rig Count charts per 09Mar2018 (PDF)
______

Månedens internasjonale riggstatistikk fra Baker Hughes

World-wide Rotary Rig Count Summary, Feb-2018 (PDF)

I Februar steg antall rigger i drift i verden med +96 enheter sammenlignet med måneden før, drevet av et stigning i Canada og USA med +45 og +32 enheter hver.

I verden utenfor N.Amerika steg riggantallet med +19 enheter. Det var Midt-Østen (+13), Afrika (+10) og Latin Amerika (+8) som så stigning, mens Europa var uendret og Asia (-12 enheter) så fall.

Siste 12 mnd. er rigg-antallet opp +244 enheter (+12%), hovedsakelig drevet av USA (+225 rigger, +30%), L.Amerika (+20 rigger, +11%), Asia (+14 rigger, +7%), Midt-østen (+14 rigger, +4% og Afrika (+13 rigger, +17%)), mens Europa så et fall på -23 rigger (-21%).

Vi er nå +866 rigger (ca. +62%) over bunnen i Mai-2016.

Endret 12.03.2018 09:08 av OldNick
OldNick
09:02 12.03.2018
#19943

Federal court will hold first-ever hearing on climate change science

Stuart Leavenworth, McClathy, sleavenworth@mcclatchydc.com
Mar. 07, 2018

______

Verdensøkonomien "fyrer" på nesten alle sylindre, og olje-etterspørselen følger etter.

Planes, Trains and Trucks: Global Trade Boom Fires Up Oil Demand

- Economic resurgence spurs consumption of petroleum fuels
- Demand strength seen propelling oil-price boom in early 2020s
- For clues on accelerating oil demand, look to the seas and skies.

Alaric Nightingale, Grant Smith, Bloomberg
Mar. 07, 2018













______

Mark Papa på forrige ukes CERA-week:

Shale Trailblazer Turns Skeptic on Soaring U.S. Oil Production

Former EOG CEO questions growth forecasts, says U.S. oil isn’t ‘big bad wolf’ disrupting energy markets


Bradley Olson, WSJ.com
Mar. 05, 2018

Houston — One of the pioneers of the U.S. shale boom plans to deliver a surprising message at a major energy conference here this week: U.S. oil production won’t keep growing as fast as the market seems to think.

Mark Papa, the former chief executive of industry bellwether EOG Resources Inc., EOG 0.35% said in an interview he is eager to tell the assemblage of oil chieftains that a widely held view that shale-oil producers can quickly ramp up production, and sustain those levels if needed, is wrong.

“The oil market is in a state of misdirection now,” said Mr. Papa, now head of smaller shale company Centennial Resource Development Inc., CDEV 0.65% suggesting future supplies might be more constrained than experts believe. “Someone needs to speak out.”

mer på link
______

Teknisk artikkel fra J. of Petroleum Technology.
Denne fortjener å limes inn i sin hele. Viktig å forstå funnene fra Schlumberger-studien som er bakgrunnen for artikkelen.

Konsekvensene er at skifer-olje fra disse relativ modne feltene kommer bare tilå bli dyrere og dyrere å produsere.


They Are Not Drilling Shale Wells Like They Used To

Stephen Rassenfoss, JPT Emerging Technology Editor
Jan. 25, 2018




In the Eagle Ford, denser development means that in the future the number of child wells is likely to exceed the number of higher-producing parent wells. Source: SPE 189875.


Maintaining production in the shale business is getting increasingly costly because new wells in major US shale plays are falling short of output from the parent wells.

A study of 10 major US basins by Schlumberger (SPE 189875) found that while the parent and child wells looked comparable at first glance—about half of new wells outperform the older wells and vice a versa—the picture changes when the results are adjusted for the higher cost of drilling and fracturing new wells.

This is a pressing issue in the shale sector where constant drilling is required to replace short-lived older wells, which is leading to increasingly dense development.

When the results remove the benefit of the longer laterals and bigger loads of sand pumped now, the parent wells outperform the next generation about 70% of the time, according to the study discussed at the SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference this week. It defined a child well as one drilled at least 1 year after the parent well.

The results fall far short of the expectations of a few years ago when the industry assumed that ever-improving fracturing technology would mean ever-rising output. Instead, operators are spending more and more just to stay even.

“They are pumping way bigger frac jobs in child wells to help compensate” for the problems created by parent well production, said Garrett Lindsay, a senior production reservoir engineering for Schlumberger, who delivered the paper. While the geology of these formations varies, the older-well advantage remains fairly consistent, ranging from a high of near 80% in the Wolfcamp and Haynesville to 60% in the Bone Springs, after normalization.

The problem is that the older wells are depleting the hydrocarbons and the reservoir pressure required to get them out of this ultratight rock. Fracturing plans aim to stimulate a limited area around a well, but the reality shown in multiple presentations at the fracturing conference show fractures regularly extending out thousands of feet.

New wells inevitably end up competing with older wells for oil and gas as fractures extend into the depleted pressure zone around that well.



Even when new shale wells are widely spaced, older wells outperform them when the results are adjusted according to a study by Schlumberger. Source: SPE 189875.


Time is not on the side of the younger generation of wells. When they compared the relation between well generations, where there is a 3-year gap, “there is still a significant chance a child well completion will perform better.” After 6 years, the completion for the child well “will need to be larger to perform on par with the parent well.”

This will become an increasingly important problem as dense development means more tightly spaced production. In the Eagle Ford, those lines already have crossed and a wide gaps has developed.

Limited Options

The paper considered a variety of ways to reduce this advantage, but there is no fixing the big problem: the depletion caused by older wells.

Lindsay cautioned that, in some cases, operators will need to focus on a “calibration of expectations” in line with what the available technology can deliver.

Wider well spacing reduces the parent well edge, but not hugely. When wells spaced 1,000 ft or less apart, Bakken parent wells outperform the child wells 74% of the time, when production is normalized. When they are 2,000–2,500 ft apart, 71% perform better.

In retrospect, it would have been favorable if early developers concentrated development, leaving significant undeveloped sections for later drilling. But companies rushing to lock up leases by drilling wells had other priorities.

Improved completion designs could help, but unconventional recovery rates remain stubbornly low. Adding customized designs and incremental improvements might help, but they are hard to deploy in operations built to mass produce wells using standardized plans.

Tightly controlling fracturing using diversion, which is supposed to block off dominant fractures to allow more equal growth and effective stimulation, might be helping. But comments by engineers at the conference offered mixed reviews.

Given the fact that the industry is still producing less than 10% of the oil in the ground indicates that there is a lot of room for improvement.

Production-extending methods, such as refracturing older wells or adding chemicals able to enhance production, could push up ultimate recovery rates, but the discussion at the conference indicates the industry is still trying to find the right formula to consistently apply these approaches.

Experience shows they can deliver significantly more production in some wells, but not all wells, and the cost can sometimes be too high to justify the added output, Lindsay said.
______

BP CEO Bob Dudley says oil prices will range between $50-$65 'fairway'

- BP CEO Bob Dudley correctly called the 'lower for longer' oil prices of recent years.
- Now the BP CEO says oil prices have settled into a 'fairway' for a few years.

Patti Domm, CNBC.com, @pattidomm
Mar. 06, 2018

______

OPEC's Barkindo on lost $1 trillion energy investment: 'Sowing seeds for future global energy crisis'

- OPEC Secretary General Mohammad Barkindo told CNBC on Tuesday that the recent lack of investment in the energy industry could lead to a global energy crisis.
- The contraction in investment from oil investors and creditors during the 2015–2016 oil downturn reached $1 trillion and needs to be reversed.

Eric Rosenbaum, CNBC.com, @erprose
Mar. 06, 2018


Endret 12.03.2018 09:03 av OldNick
highlander
10:54 12.03.2018
#8556

Ser at britiske byråkrater skal ha blitt varslet av sine saudi-arabiske likemenn om at Saudi-Aramcos IPO vil bli forsinket og neppe gjennomført i 2018.

IPO’en vil bli verdens største og var forventet i år.

Saudiske myndigheter ønsker å selge 5 % av selskapet i IPO’en og forsinkelsen kommer som følge av at man sliter med å oppnå verdisettingen som de saudiske myndighetene ønsker.

Ergo tror jeg at Saudi-Arabia (og OPEC) vil bidra så godt de kan med å holde oljeproduksjonen nede = høyere oljepris (= lettere å få en høy IPO-pris) i hvert fall ut 2018 og frem til IPO-en er i boks.
OldNick
10:10 14.03.2018
#19951

IEA v/Fatih Birol: Forventer at olje-etterspørselen skal vokse 6.9m f/d i løpet av de neste 5 årene, tilsvarende ca. 1.2m f/d (oj, hvor svake er IEA i enkel aritmetikk?)

En betydelig andel av dette kommer fra petrokjemi, hvor de lette fraksjonene fra USA's skifer-felt kan finne gode markeder(?)

Oil demand growth to shift to petrochemicals away from motor fuels - IEA

- Petrochemicals to account for a quarter of growth
- Fuel efficiency drive to slow motor fuel growth
- Rising middle class hikes consumer product demand


Libby George, Reuters
Mar. 05, 2018

London - Strong global demand for oil and gas will shift in the next five years towards petrochemicals and away from motor fuels gasoline and diesel, the International Energy Agency (IEA) said on Monday.

Demand for products ranging from fertilisers to plastics and beauty products would drive roughly a quarter of the expected oil demand growth to 2023, the IEA said in its five-year outlook.

This would bolster more anaemic growth in gasoline and diesel, also known as gasoil, as fuel efficiency and declining developed world consumption takes its toll, it said.

World oil demand is expected to rise by 6.9 million barrels per day (bpd) to 2023, or 1.2 million bpd per year, it said, with a quarter of this growth, or 1.7 million bpd, coming from demand for petrochemical feedstocks ethane and naphtha.

"Global economic growth is lifting more people into the middle class in developing countries and higher incomes mean sharply rising demand for consumer goods and services," the IEA said.

"A large group of chemicals derived from oil and natural gas are crucial to the manufacture of many products that satisfy this rising demand," it added.

mer på link
______

Mer fra Mr. Birol:

- i 2023 vil USA kunne produsere mer enn 12m f/d råolje, og 17m f/d inkluderes kondensat og LPG i tillegg.
- de vil også eksportere en god del av dette, opptil 5m f/d iflg. IEA.
- Og i samme år vil China ha en oljeimport som USA så for 10 år siden.

The United States will dominate the oil industry for the next 5 years, International Energy Agency forecasts

- The United States will supply much of the world's growing demand for oil over the next five years, the International Energy Agency forecasts.
- Growing production from the United States and a handful of other countries will meet demand through 2020, but lack of investment could lead to tight supply after that.
- The United States will be prepared to export 5 million barrels a day around the world by 2023.

Tom DiChristopher, CNBC.com/@tdichristopher
Mar. 06, 2018

______

Olje- og energi-minister Søviknes deltok på CERA-week i Houston.

Første gang i USA, mye som nok imponerte "vår mann i oljen".

Oljeministeren besøkte skifer-konkurrentene i Texas

Skiferoljen har klart å holde seg konkurransedyktig på langt lavere priser enn mange andre oljeprodusenter håpet på. Etter besøket sitt i Texas opplever samtidig Norges olje- og energiminister at interessen for offshore er økende.

Marius Lorentzzen, E24.no
12.03.2018

______

B.Schieldrop, SEB ser lavere oljepris de nærmeste ukene (Brent <$60), men høyere på sikt, da SEB ser lagertrekk på 100-150m fat ut året (forutsatt OPEC opprettholder kuttene).

SEB ser mer nedside i oljeprisen

Analysesjef øyner god kjøpsmulighet.

Odd S. Parr, Hegnar.no
12.03.2018

______

Nok en Mark Papa-artikkel fra CERA-week.

Omtrent samme innhold som den linket inn fra WSJ i tidligere innlegg (OldNick #19943).

Men, vi ser også at Mark Papa reflekterte over investorenes 180° vending i synet på E&P-selskapenes kapital-displin. Nå forlanges det avkastning som pri. 1!
Vekst bare dersom de kan vise profitabilitet.

Pioneering oilman Mark Papa warns that US shale oil forecasts are too optimistic

- Shale oil pioneer Mark Papa warns that forecasts for U.S. production growth are overly optimistic
- Papa says drillers in two major shale regions have burned through their best assets, and shareholders are pressuring companies to spend less money
- The burden of meeting growing oil demand will fall on the Permian Basin in Texas and New Mexico, and Papa is not sure the region is up to the task


Tom DiChristopher, CNBC.com/@tdichristopher
Mar. 07, 2018

Utdrag:
Shareholders were once more lenient as drillers put capital to work to raise production, allowing drillers to destroy capital by pursuing growth for growth's sake, Papa said.

"Now when I talk to those same investors, they basically say if you outspend cash flow on stupid investments and destroy capital, I'm not just going to be mad at you, I will punish you and I will destroy your equity valuation, and I will never ever own your stock again," he said.

"They are coming back and sending that message with a vengeance now."
______

Nå henger stadig flere analytikere og forståsegpåere seg på OPEC advarsler om konsekvensene av de ca $1 000 mrd. underinvesteringer i olje-sektoren siden oljepriskollapsen i 2014/15.

Glut Or Deficit: Where Are Oil Markets Headed?

Nick Cunningham, OilPrice.com
Mar. 11, 2018

______

OPEC Deal In Jeopardy As Iran And Saudi Arabia Square Off

Nick Cunningham, OilPrice.com
Mar. 12, 2018

______

Saudi Aramco international listing looks increasingly difficult: sources

Rania El Gamal, Saeed Azhar, Alex Lawler, Reuters
Mar. 13, 2018

Dubai/London - Saudi Arabia is increasingly looking to just float oil giant Saudi Aramco locally as plans for an initial public offering (IPO) on an international exchange such as London or New York hang in the balance, sources close to the process said.

The kingdom is counting on being awarded emerging market status by index complier MSCI in June to help Saudi Aramco attract Western funds, in addition to cornerstone investors from China, Japan and South Korea, the sources said.

“I would guess it is about evens that there will be no international IPO,” said a high-level source familiar with the preparations, saying they were proving to be a disappointment.

Saudi Arabia is planning to list up to 5 percent of Saudi Aramco in an initial public offering that could value it at up to $2 trillion and make it the world’s biggest oil company by market capitalization.

Saudi Energy Minister Khalid al-Falih said last week that Aramco was too important to risk listing in the United States because of litigation concerns, such as existing lawsuits against rival oil companies for their role in climate change.

British officials have been told by Saudi counterparts London has a chance to secure the listing but only in 2019 at the earliest, according to the Financial Times, and sources told Reuters the kingdom was now focusing on a listing on the local exchange, or Tadawul.

“The only thing we know today is that Tadawul will be the key listing location as our national exchange,” Falih told CNN.

“We are waiting for the reforms to be in place and to join MSCI and Aramco listing in Tadawul will be catalytic for that capital market as we bring international capital to the kingdom,” he told the U.S. channel last week.

Også video på link
______

Har alle steroidene Arnold har knasket i seg gjennom livet endelig angrepet hjernen hans?

Schwarzenegger says he wants to sue global oil companies for first-degree murder

David Carrig, CNBC.com
Mar. 13, 2018

______

Tidligere finansminister under Steven Harper og de konservative i Canada skriver om utenlandsk NGO-finansiering og organisert sabotasje av rørlednings-prosjekter i Canada.

Joe Oliver: Yet more proof foreign radicals (yes, radicals) are sabotaging Canada’s economy

We've reached a crisis resulting from unrelenting opposition to pipeline construction, abetted by foreign funding and a federal government obsessed with green ideology

Kronikk i Financial Post, Calgary
Mar 13, 2018


Endret 14.03.2018 10:10 av OldNick
eshuse
15:51 14.03.2018
#2654

https://www.eia.gov/petroleum/supply/weekly/

Totale lagre ned 4,5 millioner fat. Sterke produksjonstall og meget sterke forbrukstall (4 ukers snitt over 3% høyere enn i fjor)
OldNick
23:15 14.03.2018
#19954

Data for the week ending Mar. 09, 2018

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 Mar. 09, 2018

Crude: +1.16 mb
Gasoline: -1.26 mb
Distillates: -4.26 mb
Cushing: -0.16 mb
______

EIA Mar. 09, 2018

EIA: Summary of Weekly Petroleum Data for the Week Ending Mar. 09, 2018

EIA: Details of Weekly Petroleum Data for the Week Ending Mar. 09, 2018
______

Crude: +5.00 mb
Gasoline: -6.30 mb
Distillate: -4.40 mb
Total petroleum: -4.5 mb
______

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

12/22/2017: 431.9, 228.4, 129.9, 1224.1
12/29/2017: 425.4, 233.2, 138.8, 1225.3
01/05/2018: 419.5, 237.3, 143.1, 1219.7
01/12/2018: 412.7, 240.9, 139.2, 1205.9
01/19/2018: 411.6, 244.4, 139.8, 1203.0
01/26/2018: 418.4, 242.1, 137.9, 1205.1
02/02/2018: 420.3, 245.5, 141.8, 1209.5
02/09/2018: 422.1, 249.1, 141.4, 1206.8
02/16/2018: 420.5, 249.3, 138.9, 1198.9
02/23/2018: 423.5, 251.8, 138.0, 1202.7
03/02/2018: 425.9, 251.0, 137.4, 1202.6
03/09/2018: 430.9, 244.8, 133.1, 1198.1
______

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

12/22/2017: 20.6, +3.5%, 9.2, +2.0%, 4.1, +0.7%
12/29/2017: 20.6, +5.0%, 9.2, +2.1%, 4.1, +5.8%
01/05/2018: 20.6, +5.6%, 9.1, +2.5%, 3.9, +6.8%
01/12/2018: 20.5, +6.2%, 8.9, +3.9%, 4.1, +16.0%
01/19/2018: 20.5, +8.1%, 8.7, +5.4%, 4.0, +15.3%
01/26/2018: 20.8, +7.6%, 8.8, +7.1%, 4.2, +13.3%
02/02/2018: 20.8, +4.8%, 8.9, +6.5%, 4.2, +8.9%
02/09/2018: 20.7, +6.9%, 9.0, +6.5%, 4.0, +6.3%
02/16/2018: 20.6, +4.3%, 9.1, +5.4%, 4.1, +4.3%
02/23/2018: 20.4, +2.7%, 9.0, +3.8%, 4.0, +0.9%
03/02/2018: 20.3, +3.4%, 9.0, +3.3%, 4.0, +0.6%
03/09/2018: 20.4, +3.2%, 9.2, +2.5%, 4.0, -4.2%
______

Cushing Storage (mb, w-o-w)

12/22/2017: 51.4, -1.6
12/29/2017: 49.0, -2.6
01/05/2018: 46.6, -2.4
01/12/2018: 42.4, -4.2
01/19/2018: 39.2, -3.2
01/26/2018: 37.0, -2.2
02/02/2018: 36.3, -0.7
02/09/2018: 32.7, -3.6
02/16/2018: 30.0, -2.7
02/23/2018: 28.8, -1.2
03/02/2018: 28.2, -0.6
03/09/2018: 28.5, +0.3
______

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

12/22/2017: 9.247, 0.507, 09.754, -0.035
12/29/2017: 9.272, 0.510, 09.782, +0.028
01/05/2018: 8.979, 0.513, 09.492, -0.290
01/12/2018: 9.246, 0.504, 09.750, +0.258
01/19/2018: 9.372, 0.506, 09.878, +0.128
01/26/2018: 9.412, 0.507, 09.919, +0.041
02/02/2018: 9.727, 0.524, 10.251, +0.332
02/09/2018: 9.752, 0.519, 10.271, +0.020
02/16/2018: 9.762, 0.508, 10.270, -0.001
02/23/2018: 9.772, 0.511, 10.283, +0.013
03/02/2018: 9.852, 0.517, 10.369, +0.086
03/09/2018: 9.872, 0.509, 10.381, +0.012
______

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

12/22/2017: 17.398, +0.335, 95.7%
12/29/2017: 17.608, +0.210, 96.7%
01/05/2018: 17.323, -0.285, 95.3%
01/12/2018: 16.875, -0.448, 93.0%
01/19/2018: 16.483, -0.392, 90.9%
01/26/2018: 16.013, -0.470, 88.1%
02/02/2018: 16.797, +0.784, 92.5%
02/09/2018: 16.162, -0.635, 89.8%
02/16/2018: 15.833, -0.329, 88.1%
02/23/2018: 15.882, +0.049, 87.8%
03/02/2018: 15.935, +0.053, 88.0%
03/09/2018: 16.367, +0.432, 90.0%
______

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

12/22/2017: 6.783, +0.807, 7.993, +0.159, 1.210, -0.648
12/29/2017: 6.491, -0.292, 7.966, -0.027, 1.475, +0.265
01/05/2018: 6.643, +0.152, 7.658, -0.308, 1.015, -0.460
01/12/2018: 6.701, +0.058, 7.950, +0.292, 1.249, +0.234
01/19/2018: 6.630, -0.071, 8.041, +0.091, 1.411, +0.162
01/26/2018: 6.665, +0.035, 8.430, +0.389, 1.765, +0.354
02/02/2018: 6.605, -0.060, 7.892, -0.538, 1.287, -0.478
02/09/2018: 6.566, -0.039, 7.888, -0.004, 1.322, +0.035
02/16/2018: 4.977, -1.589, 7.021, -0.867, 2.044, +0.722
02/23/2018: 5.837, +0.860, 7.282, +0.261, 1.445, -0.599
03/02/2018: 6.505, +0.668, 8.003, +0.721, 1.498, +0.053
03/09/2018: 6.098, -0.407, 7.585, -0.418, 1.487, -0.011
______

Imports from OPEC and non-OPEC, S.Arabia, Iraq, Iran, Kuwait, UAE, Angola, Equador, Nigeria, Venezuela, Other OPEC, Sum OPEC, Canada, Mexico, Colombia, Sum non-OPEC, annen import (mb/d)

12/22/2017: 1.002, 0.682, 0, 0.047, 0, 0.254, 0.217, 0.116, 0.664, 0, 2.982
12/29/2017: 0.766, 0.746, 0, 0.089, 0, 0.120, 0.386, 0.164, 0.416, 0, 2.687
01/05/2018: 0.613, 0.634, 0, 0.019, 0, 0.035, 0.291, 0.205, 0.392, 0, 2.189
01/12/2018: 0.614, 0.864, 0, 0.076, 0, 0.086, 0.121, 0.165, 0.365, 0, 2.291
01/19/2018: 0.682, 0.586, 0, 0.156, 0, 0.129, 0.151, 0.333, 0.426, 0, 2.463, 3.045, 0.703, 0.552, 4.300, 1.278
01/26/2018: 0.843, 0.786, 0, 0.058, 0, 0.089, 0.220, 0.450, 0.323, 0, 2.769, 3.481, 0.681, 0.545, 4.707, 0.954
02/02/2018: 0.795, 0.655, 0, 0.116, 0, 0.027, 0.253, 0.267, 0.651, 0, 2.764, 3.618, 0.557, 0.357, 4.532, 0.596
02/09/2018: 0.700, 0.560, 0, 0.119, 0, 0.000, 0.121, 0.312, 0.497, 0, 2.309, 3.523, 0.712, 0.548, 4.783, 0.796
02/16/2018: 0.517, 0.743, 0, 0.234, 0, 0.137, 0.155, 0.380, 0.174, 0, 2.340, 3.219, 0.395, 0.182, 3.796, 0.885
02/23/2018: 0.537, 0.299, 0, 0.286, 0, 0.000, 0.029, 0.274, 0.439, 0, 1.864, 3.419, 0.780, 0.348, 4.547, 0.871
03/02/2018: 0.779, 0.782, 0, 0.080, 0, 0.000, 0.189, 0.306, 0.570, 0, 2.706, 3.442, 0.750, 0.486, 4.428, 0.869
03/09/2018: 0.672, 0.476, 0, 0.101, 0, 0.000, 0.139, 0.119, 0.658, 0, 2.165, 3.098, 0.874, 0.423, 4.395, 1.025
______

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

12/22/2017: 3.360, +0.598
12/29/2017: 3.898, +0.538
01/05/2018: 3.447, -0.451
01/12/2018: 3.179, -0.268
01/19/2018: 4.077, +0.898
01/26/2018: 4.596, +0.519
02/02/2018: 4.441, -0.155
02/09/2018: 3.560, -0.881
02/16/2018: 2.185, -1.375
02/23/2018: 3.436, +1.251
03/02/2018: 4.184, +0.748
03/09/2018: 2.933, -1.251
______

Råolje-lagrene (+5.0m fat) var opp, mens bensin- (-6.3m fat), destillat- (-4.4m fat) falt og totale petroleums-lagre (-4.5m fat) var ned. Cushing-lagrene (+0.3m fat) steg forrige uke, første stigning siden begynnelsen av Nov-2017. OK- overenstemmelse mellom API og EIA's tall denne gangen.

Økningen i rå-olje lagrene er denne gangen vanskelig å forklare, siden netto-importen falt sammen med at leveransene til raffineriene steg, noe hjulpet av økt, innenlands råolje-produksjon. For å få balansene til å gå opp, endret EIA justeringsfaktoren sin mer enn rapportert lager-endring. SPR-lagrene (+0.0m fat) var uendret forrige uke.

Produktlagrene falt forrige uke, noe som skyldtes en kombinasjon av økt netto-eksport av produktersammen med økt leveranse til markedene, noe motvirket av høyere produksjon fra raffineriene. Oppsummert så var sum av rå-olje, bensin og destillat-lagrene opp med -5.7m fat ift. uken før (inkludert SPR).

EIA's produksjonsestimat var svakt opp forrige uke (+11k f/d). Produksjonen fra "Lower-48" (+20k f/d) steg mens den falt fra Alaska (-8k f/d).

I forrige uke steg etterspørselen etter totale petr.produkter og bensin, mens den falt forg destillater. 4 ukers snitt y-o-y er positiv for totale og bensin, mens den er negativ for destillater.

Forrige uke var råolje-importen fra OPEC betydelig ned fra uken før, -0.54m f/d (2.2m f/d summert). Importen fra "non-OPEC" var svakt ned fra uken før (-0.03m f/d), mens import fra andre, mindre eksportører (av "ikke-rapportert opprinnelse") var betydelig opp. Dataene er gitt i tabellen over.

Rapporten var i sum svakt bullish, igjen hovedsakelig drevet av den gode etterspørselen, som eshuse #2654 også stadfester.

Markedet reagerte innledningsvis positivt, men er nå nokså uendret.

Vi ser spread'en Brent - WTI spot litt opp de siste dagene, nå ca. +$3.9/fat.




______

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

Underperformed This Bad, They Went On To A Multi-Year Bull Market

- The last time energy stocks underperformed WTI to this degree (following a bullish oil market backdrop), energy stocks went into a multi-year bull market.

- According to Warren Pies, energy stocks as a percent of the market are now at 5%, or lower than the level they were at when WTI was at $26.

- Comparing the contrast between 2002 and today, we found that approximately 9 months after oil prices started to rise, energy stocks followed.

- We continue to hold the very contrarian view that energy stocks are in the makings of a multi-year bull market.

HFIR, SeekingAlpha.com
Mar. 13, 2018

______

China’s January-February crude oil output matches record low

Hellenic Shipping News
14/03/2018

______

OPEC har kommet med sin månedsrapport for mars-2018.

Der oppjusterer de både global etterspørsel og produksjon for 2018, men den siste mer enn den første.

Og det er USA som bidrar mest, nesten 1.2m f/d forventes


Hodepinen blir bare verre og verre

OPEC jekker opp USA-produksjon.

Odd S. Parr, Hegnar.no
14.03.2018


Endret 14.03.2018 23:19 av OldNick
Beins
06:03 17.03.2018
#11763

Kjus slutter som oljeanalytiker i DnB. Synd, for han var den beste vi hadde på området. Tina har og forsvunnet, så nå er det bare Rystad og Omdal igjen. Pluss han pessimistiske dansken, Schelderop.
OldNick
20:37 18.03.2018
#19962

re. beins #11763,

Kjus har utvilsomt en stor tillit i markedet, et resultat av de spådommenen har har kommet med gjennom oljepriskollapsen, hvor han ganske bra spådde kollapsen, og oppgangen, selv om den kom litt seienere enn hva han opprinnelig spådde. Men, argumentasjonen var solid.

Så er det noe selsomt å se hva han går til.

"Energi-trading" gjennom et Spetalen-selskap (Vistin Pharma - VISTIN.OAX). Og med energi her så er det naturlig å tenke på fossil energi, siden det er det Kjus er ekspert på.

- Skal de handle på papir-markedet (futures),
- Skal de handle i det fysiske markedet, eller
- begge deler?

Det er vel naturlig å tro de primært skal jobbe i papirmarkedet.

Det er jo mulighet å ta større risikoer (posisjoner) dersom man har kunnskapen til Kjus, det er vel kanskje ideen.

Synd for aksjemarkedet dog, nå er det få tilbake. Men, det finnes jo nok av analytikere utenfor Norge, heldigvis.
______

EIA: Weekly Natural Gas Storage Report for week ending Mar. 09, 2018

Mar. 15, 2018

Totalt US-lager: 1 532Bscf
Endring w-o-w: -93Bscf



Stocks were 718Bscf less than last year at this time and 296Bscf below the five-year average of 1 828Bscf.




______

BMO: US Natural Gas Storage Charts (PDF)
______

Fredagens nord-Amerikanske riggstatistikk fra Baker Hughes

Nord-American Rotary Rig Count Summary, Mar. 16, 2018 (PDF)

I fredagens rapport fra Baker Hughes falt antall rigger i nord-Amerika med -48 enheter i uke 10-2018, av disse steg antallet i USA med +6 enheter og falt med -54 enheter i Canada.

I USA steg antall landrigger med +6 enheter, mens antall offshore-rigger var uendret.

I USA steg antall oljerigger med +4 enheter, mens antall gassrigger steg med +1 enhet. Antall horisontale rigger steg med +17 enheter, mens antall vertikale rigger falt med -4 enheter. Antall oljerigger i USA er nå 800 enheter, mens antall gassrigger er 189. Antall landrigger er 973, mens antall rigger offshore er 13 i USA.

I Canada falt antall oljerigger med -52 enheter mens antall gassrigger falt med -2 enheter. Antall rigger offshore er 4.

Av stater i USA utmerket Oklahoma, N.Dakota, Texas, Alaska, Colorado og Pennsylvania seg med en endring på +4, +3, +3 -2, -2 og -2 rigger hver respektive. For de andre var det ingen eller (+/-) 1 rigg endring. Av felt i USA steg antall rigger i Bakken, E.Ford og Permian med +3, +1 og +1 enheter hver respektive.

Ingen påvirkning på oljeprisene (slik det har vært lenge nå), som dog steg kraftig rett før rapporten kom. Det er forklart som enten en respons på nyheten om at Mohammed bin Salman (MbS) skal intervjues på DBC' 60 Minutes i morgen, eller en teknisk reaksjon på brudd opp av en kile som har utviklet seg i WTI-spotpris chartet de siste ukene, evt. en kombinasjon (høna og egget).
______

BMO: Rotary Rig Count charts per 09Mar2018 (PDF)
______

Shell and Blackstone are working together on a joint bid for BHP's onshore US shale assets, Sky News can reveal

Mark Kleinman, City Editor, Sky News
Mar. 08, 2018

______

OPEC sees oil supply surge from rivals, countering its cuts

Alex Lawler, Reuters
Mar. 14, 2018

______

Frontene hardner til i rørledningskrigen mellom Alberta og BC, Canada.

En Sylvi Listhaug #2?

Alberta minister apologizes for calling B.C. government 'a bunch of shitheads'

Economic Development Minister Deron Bilous says he was frustrated over Trans Mountain pipeline delays.

Justin McElroy, CBC.ca
Mar. 14, 2018





______

The Collapse og the Venezuelan Oil Industry and its Global Consequences

Francisco Monaldi, Atlantic Council
Mar-2018


16 siders PDF
______

Kampen om klimarettsakene i USA ruller videre.

Chevron, Oil Giants Lose Latest Fight Over Climate Jurisdiction

Kartikay Mehrotra, Bloomberg
Mar. 17, 2018

______

EIA's Drilling Productivity Report kom forrige mandag.

For mars-2018 (måneden vi er inne i), forecaster de +131k f/d økt råolje-produksjon.
Det er opp fra det de forecastet for Feb-2018 i forrige DPR på +110k f/d. Dette ser ut til å være en trend, noe vi også har sett igjen i EIA's ukes- og måneds-rapporter. Vi ser en forsinket effekt av økningen i rigg-antall på - kanskje mellom 6-12 mnd.

Ca. 60% av ækningen forventes i Permian-området.

Vi ser også at antall DUC's fortsatt øker, spesielt for Permian, som jo har høyeste rigg-antall i operasjon.

En annet forhold som går igjen, er at initiell produktivitet (IP - for råolje) i Bakken og E.Ford er over dobbelt så høy som for Permian (gj.snitt). Dette er ikke noe nytt, men det indikerer at i Permian er det mer NGL's og NG.

Hvis man ser på noen av regionene, ser man følgende:

For Permian:

- Ny råolje-produksjon i Mars-2018 forventes å være +275k f/d
- Men decline-raten fra eksisterende produksjon er -195k f/d, slik at
- Netto produksjons-økning blir differansen: +275 - 195 = +80 kf/d.
- Decline-ratene ser ut til å aksellerere.


For Bakken:

- Ny råolje-produksjon i Mars-2018 forventes å være +71k f/d
- Men decline-raten fra eksisterende produksjon er -59k f/d, slik at
- Netto produksjons-økning blir differansen: +71 - 59 = +12 kf/d.
- Decline-ratene ser mer stabil ut.

For Eagle Ford:

- Ny råolje-produksjon i Mars-2018 forventes å være +114k f/d
- Men decline-raten fra eksisterende produksjon er -91k f/d, slik at
- Netto produksjons-økning blir differansen: +114 - 91 = +23 kf/d.
- Decline-ratene ser nokså stabil ut.
______

IEA's månedsrapport kom torsdag.

Det var lite (endringer fra forrige måned) "å melde hjem om".

Monthly Oil Market Report

IEA
Mar. 14, 2018

Demand is expected to increase by 1.5 mb/d in 2018 to 99.3 mb/d, a 0.1 mb/d upward revision compared to last month's forecast. Global oil demand is estimated at 97.8 mb/d in 2017, unchanged from last month.

Strong early data contributed to an upward revision of 240 kb/d in our outlook for OECD growth in 2018. The switch to natural gas in Pakistan and Iraq's power sectors is responsible for a downward revision of 150 kb/d to non-OECD demand.

Global oil supply in February eased to 97.9 mb/d and was up by 0.7 mb/d on a year earlier due to higher non-OPEC output. Strong growth in the US is expected to boost this year's non-OPEC expansion to 1.8 mb/d compared to 760 kb/d in 2017.

OPEC crude oil production edged lower in February to 32.1 mb/d, led by losses in Venezuela and the UAE. The call on OPEC crude rises steadily to 32.6 mb/d in 2H18, 480 kb/d higher than current output.

OECD commercial stocks rose in January for the first time in seven months to reach 2 871 mb. However, the 18 mb increase was only half the usual level. The surplus to the five-year averaged fell to 53 mb. Cushing crude stocks reached their lowest level in three years.

Global crude oil prices fell in the first half of February, before stabilising later in the month. The ICE Brent futures curve remains in backwardation. However, spreads are narrowing. Brent prices have averaged close to $67/bbl this year.

Global refining throughput in 1Q18 slowed from 4Q17's record levels by 0.9 mb/d. It will ramp up to a new record in 2Q18 at 81.8 mb/d. We assume refining throughput will only partially meet the seasonal demand increase, with inventories filling the gap.



mer på link
______

Argentinske Vaca Muerte skifer-felt ser foreløpig til å være et prosjekt for gigantene i bransjen.

Is The Argentinian Shale Boom Finally Taking Off?

Irina Slav, OilPrice.com
Mar. 07, 2018

______

Goldman Sachs bull.
WTI $80 om 6 måneder, skal vi tro dem.

Goldman Gives The Greenlight

Jody Chudly, Daily Reckoning
Mar. 15, 2018

Endret 18.03.2018 20:51 av OldNick
highlander
10:05 20.03.2018
#8653

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
OldNick
07:49 21.03.2018
#19967

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
highlander
10:33 21.03.2018
#8669

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
OldNick
17:43 21.03.2018
#19971

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
OldNick
00:19 24.03.2018
#19980

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
OldNick
17:16 28.03.2018
#19991

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
OldNick
17:18 28.03.2018
#19992

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
OldNick
17:37 04.04.2018
#19999

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
highlander
09:43 05.04.2018
#8833

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
OldNick
17:37 07.04.2018
#20006

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
highlander
11:07 11.04.2018
#8986

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
Beins
13:40 11.04.2018
#11818

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
highlander
13:47 11.04.2018
#8988

[Beklager! Nye innlegg er bare tilgjengelig for abonnenter! Allerede registrert? Logg inn eller Gå til registrering og kjøp abonnement!]
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