Importante, desde Abril 2020, el shale oil puede disminuir 100.000 b/d por mes

45

Por ir cerrando las cosas que tenía pendientes, actualizo el post con los datos recién salidos. 29/05/2020

 

En el post de Diciembre, trataba de establecer si era posible realizar un cálculo aproximado de la producción de shale oil en base a los equipos de frac y el decline esperado, ignorando el recuento de las plataformas petrolíferas (rigs), el número de DUC´s y el error relativo que se comete promediando la efectividad de cada frac, sin saber a que cuenca pertenece.

A partir de los datos de Diciembre era posible calcular la producción de Marzo-Abril, por el desfase entre la perforación y la puesta en producción.

El detallado cálculo que se puede ver en el post, concluía que la producción en Marzo-Abril caería 100.000 b/d de la producción que hubiera en Diciembre, sin contar con la producción del golfo de México.

Hoy se han publicado los datos oficiales.

https://www.eia.gov/petroleum/production/

En el gráfico interactivo se puede ver que la producción en Diciembre fue de 12.813 millones de b/d y la producción de Marzo ha sido 12.716 millones de b/d. Perfecto.

Además entrando en los PDF que facilitan se puede ver que la producción del golfo de México en Diciembre era de 1.933 millones de b/d en Diciembre frente a una producción de  1.932 millones de b/d en Marzo, con lo que no hay variación y no tiene influencia en las previsiones.

Las estimaciones del semanal que publica la AIE americana estaban entre 13.000 millones y 13.100 millones b/d y la publicación del informe mensual estimaba una producción para Marzo de 12.926 millones b/d hace solo tres días, con lo que mi cálculo es el más aproximado, con diferencia. La estimación está en la página 69 del PDF.

  https://www.eia.gov/totalenergy/data/monthly/pdf/mer.pdf

Esta aproximación necesitaba verificarse los próximos meses (un solo mes no es suficiente y puede ser un acierto por pura casualidad ), para ver el grado de aproximación que nos daba, pero desgraciadamente a corto plazo es inútil, ante los cortes por el coronavirus, pero se puede aprovechar en el futuro, cuando pase la epidemia y se normalice la situación.

Lo dejo por si alguien le interesa y quiere seguir el desarrollo.

Saludos.

PD. La importancia del post que publiqué en Diciembre se basaba en que veía un cambio de tendencia en la producción de shale oil, como consecuencia de la caída de los equipos de frac, mientras que la EIA americana seguía pronosticando un incremento en la producción.  
 

                                                                  *    *    *

El artículo de hoy contiene dos partes. En la primera , explico como el shale oil está a punto de caer en su producción. En la segunda traigo un interesante análisis de la situación en el mundo del petróleo y del refino, con importantes consecuencias, que comento brevemente.

 

 Con los datos que disponemos en este momento y un sencillo cálculo es posible inferir la producción de shale oil en los próximos meses, haciendo la simulación de congelar la imagen de los equipos de fracking y los rigs (plataformas de perforación), utilizados en este momento, 28-Diciembre de 2019.

1º). Cálculo del número de pozos puestos en explotación desde Agosto de 2017, hasta Agosto de 2019, siguiendo los datos facilitados por Enno Peters en su web, Shaleprofile.

https://shaleprofile.com/2019/12/03/us-update-through-august-2019/

Año 2017, periodo Agosto Diciembre

 9.397 pozos a final de Diciembre - 5.654 a final de Agosto = 3.743

Año 2018  periodo Enero Diciembre, total pozos  11.928

Año 2019 periodo Enero-Agosto        total pozos    7.258

Total pozos 3.743 + 11.928 + 7.258 =  22.929

2º). Productividad por pozo.

Se trata de la producción por pozo en el segundo mes de producción, que es cuando alcanza la mayor producción el pozo de shale oil y se utiliza para calcular cuanta producción de petróleo de shale, se añade cada mes, si multiplicamos el número de pozos por la producción media de cada uno.

Según el propio Enno Peters, la producción promedio de cada pozo en USA 48, ha ido creciendo con el tiempo, año a año, hasta casi estabilizarse. En el segundo trimestre de 2019, la producción alcanzo los 690 b/d.

3º) Número de pozos que se terminarán en 2020.

Aunque el número de rigs es importante, no nos dice cuantos pozos se terminan cada mes, porque influye también el número de DUC´s que finalizan, no solo los pozos perforados.

Para ello es importante conocer el número de equipos fracs que hay en funcionamiento. Cada equipo lleva sus operarios, camiones, equipos de inyección de arena y agua y es el indicador base de la terminación de pozos.

https://www.fracspreadcount.com/learn

Primero una imagen de como crecían los equipos en el periodo Q1 2016- Q1-2018.
 




Ahora la imagen actualizada.


 

   

Como se puede ver, el número de equipos ha oscilado entre 400- 480, desde finales de 2017, hasta Agosto de 2019, observando una vertiginosa caída en los últimos meses de 2019.

El dato de ayer nos da una caída desde 320 hasta 290. Puede indicar, que el número de DUC´s está acabando y como los rigs han caído en picado, el número de terminaciones está a punto de desplomarse, que es lo que queremos calcular. También, en Invierno se paralizan los trabajos en algunas zonas como consecuencia del mal tiempo. Por eso es importante monitorizar el dato de los equipos de frac.

En el periodo Agosto 2017- Agosto 2019 supongo una cantidad promedio de equipos frac de 440.


4º). Número de pozos terminados por cada unidad frac por mes.

Entre Agosto de 2017 y Agosto de 2019 se terminaron 22.929 pozos   , es decir 11.465 anuales.

Por mes, 11.465 / 12 = 955.

Como había 440 cuadrillas, el número de pozos terminados por cuadrilla y mes es de 955/440=2,17.


5º) Cálculo de la producción esperada para Marzo-Abril 2020 (por el retraso entre la terminación del pozo y la entrada en producción).

290 cuadrillas x 2,17 pozos = 629 pozos por mes.

Producción mensual.  Número de pozos 629 x producción petróleo por pozo 690 b/d = 434.010 b/mes

Por lo tanto el número de barriles que se añadirán cada mes serán 434.010.

6º). Decline de los pozos.

Para calcular la adicción neta a la producción total de shale oil, debemos restar el decline de los pozos a la nueva capacidad añadida.

En el informe DPR de la EIA, nos dan los datos necesarios por cuencas.

 https://www.eia.gov/petroleum/drilling/pdf/dpr-full.PDF

En el informe nos dicen que el decline por mes es de 577.000 barriles de petróleo sumando todas las cuencas de shale oil.

El decline de la cuenca de Anadarko es de 45.000 barriles mes, que corresponde a Oklahoma.

7º). Antes del dato final hay que decir que en los datos de Enno Peters no se incluye Oklahoma, por lo que descontaré el decline de esa cuenca para el calculo final.

577.000 - 45.000 = 532.000.

El cálculo de la nueva producción a partir de Marzo-Abril, si suponemos los mismo equipos, sería

nueva producción 434.000 (sin Oklahoma) - decline (sin Oklahoma) 532.000 = -98.000 barriles mes.

Por lo tanto la conclusión final es que a partir de Marzo-Abril, la producción de shale oil mensual, caerá alrededor de 100.000 barriles mes, si suponemos constantes los equipos de producción.

https://rigcount.bakerhughes.com/static-files/e5035cf0-e7d6-4190-8d2b-2a6c8635639e

[Como se puede ver, en Oklahoma, la caída de rigs ha sido brutal, pasando de 150 plataformas a solo 52 en la última semana. Es debido a que la cuenca ha evolucionado mal y casi todos los pozos producen mucho más gas que petróleo.]



Dada la fuerte caída de los equipos de fracking en los últimos meses, es posible que incluso en Diciembre-Enero 2020 ya veamos caídas en la producción de shale oil.

Todavía faltaría estimar  la producción de petróleo del golfo de México, Alaska y resto de producción convencional, para obtener las cifras totales para EE.UU., pero viendo como la producción convencional cae y asumiendo un mantenimiento de las cifras del golfo de México en torno a 2.000.000 b/d, es posible estimar que la caída no variará mucho de los 100.000 barriles mensuales.

Recordar que este cálculo, supone que el número de equipos frac no varía. Las diferencias oscilarán entre un aumento o disminución en función de los equipos frac.

En el informe STEO, la EIA predice un mantenimiento de la producción a partir del segundo trimestre de 2020.

https://www.eia.gov/outlooks/steo/pdf/steo_full.pdf

 Los pozos del Pérmico cada vez sacan más gas y menos petróleo.

https://oilprice.com/Energy/Energy-General/A-Problem-In-The-Permian.HTML

Mencionar que las previsiones de los analistas siguen incidiendo en el incremento de 1 millón de b/d procedentes del shale oil para 2020.

https://seekingalpha.com/article/4313573-oil-glut-is-real-and-to-stay


                                                                             *      *     *     *

Dejo un análisis global de Primary Vision del 16 Diciembre.

El resumen sería, exceso de condensados, márgenes de refinación bajo mínimos, demanda decreciente, cortes de la OPEP enmascarados con producción de condensados, presión sobre el exceso de shale oil, y cierta estabilidad en los precios del petróleo como consecuencia de todo ello.

Por mi parte, decir que veo déficit de petróleo "normal" y exceso de líquidos que no son petróleo. Pero la configuración de los precios del petróleo para 2020, depende sobre todo de la demanda. En la oferta, creo que todos sacan todo lo que tienen. Incluso Arabia saudí acaba de llegar a un acuerdo con Kuwait para extraer el petróleo del campo que tienen en disputa sobre sus límites, demostrando que Arabia ( y también Kuwait) están en el límite.

https://blogs.pvmic.com/tag/frac-spread-count/

Por Mark Rossano para Primary Vision.
 

Doméstico
El recuento de la dispersión frac se reanudó su tendencia a la baja con el pronóstico nacional llegando a 335 vs 340 la semana pasada. La tendencia sigue en un camino más bajo liderado por el Pérmico, con el único aumento sostenido que es el Mid-Con. La mayoría de las regiones se han mantenido relativamente planas con pequeñas ganancias en las últimas semanas en Utica, Mid-Con y Eagle Ford, mientras que el Pérmico ha disminuido cada semana. La decisión de la OPEP + (más sobre eso a continuación) hará poco para detener la caída hacia fin de año. Las cargas de apuntalante actualmente se ubican en mínimos de 5 años, con poca indicación de que estos aumentarán hasta el final del año. La curva WTI ayuda a resaltar que los comentarios de la OPEP + sobre la producción han hecho poco para ajustar los últimos meses, lo que también se ve presionado ya que cualquier aumento de precios se está utilizando para cubrir la producción estadounidense. La OPEP + entregó un regalo al permitir setos mejor ubicados,
El cuadro a continuación ayuda a llevar a casa el movimiento muy metódico a partir de junio de este año. La actividad seguirá una tendencia similar, pero verá una cierta mejora en 2020 a medida que se renueven los presupuestos y las coberturas ayuden a proteger algunas terminaciones. El recuento de DUC sigue en una senda descendente a medida que las plataformas continúan rodando con poco para detener la disminución en el corto plazo.
Extensión nacional de fractales ajustada estacionalmente
El cambio de datos apropiado en el Pérmico respalda la disminución de los equipos de finalización y muestra el alcance de la desaceleración. El hecho de que los equipos de terminación en el área continúen siendo liberados significa que las cargas de apuntalante se desplazarán hacia el final del año. Esto mantendrá la presión sobre los precios y seguirá siendo un obstáculo hasta mediados del próximo año.
Proppante Pérmico Ajustado Estacionalmente
La curva de crudo WTI ayuda a resaltar que el aumento de la oferta y la demanda blanda siguen siendo un problema en los próximos años. La curva está lejos de ser predictiva, pero ayuda a las empresas estadounidenses de exploración y producción a cubrir la producción, y después de la reunión de la OPEP, pudieron fijar precios ligeramente mejores.
Este es el tipo de actividades que mantendrán la producción estadounidense en 13 millones de barriles por día con un aumento de las exportaciones impulsado por la nueva infraestructura y la demanda limitada de los EE. Las refinerías estadounidenses solo pueden manejar una cantidad de crudo dulce ligero, lo que significa que una gran parte del petróleo se envía al mercado global. El hecho de que Rusia (y Nigeria) ahora ha excluido el condensado de los nuevos "recortes" de la OPEP + permitirá que más petróleo liviano ingrese al mercado y compita directamente con las exportaciones estadounidenses. Esto se complica aún más ya que los activos químicos y de refinación que enfrentan márgenes terribles comienzan a desplegar recortes económicos.
Curva de crudo WTI

 

A medida que aumentan los precios del crudo, ejerce más presión sobre la refinación y los márgenes químicos a menos que puedan trasladar los aumentos de precios para cubrir el aumento de los costos de las materias primas. En función de la disminución de la demanda en el mercado global, habrá pocas posibilidades de un ajuste en el mercado descendente. En cambio, los márgenes se verán sometidos a una mayor presión, lo que generará un riesgo adicional a la baja en la demanda de petróleo a medida que los recortes económicos disminuyan el rendimiento del petróleo. Los márgenes de la gasolina han sido negativos durante cerca de seis meses, lo que significa que el destilado ha llevado la grieta, pero a medida que las economías luchan, ha ejercido presión sobre la grieta del destilado. Se ha estado equilibrando en márgenes muy delgados, que han comenzado a caer en territorio negativo.
La presión también aumenta en las plantas químicas por razones similares, pero las nuevas instalaciones continúan en línea y muchas ahora están volviendo del mantenimiento. Entonces, si bien el aumento de los precios en el papel se ve bien, acelerará la pesadilla aguas abajo mientras se pierde participación de mercado y se adoptan alternativas.
Los datos más recientes sobre China ayudan a resaltar el cambio en su mercado y el problema de las cuentas corrientes que se desarrolla en su sistema a medida que aumentan las importaciones y las exportaciones disminuyen, lo que limita su acceso a dólares estadounidenses. Muchos de los problemas de margen en Asia comenzaron cuando las dos principales refinerías chinas comenzaron a funcionar a medida que se introducía más producto en el mercado.
La construcción de activos de refinación y químicos a escala mundial ha cambiado las rutas comerciales a medida que se exportan productos más refinados. China solía ser el comprador de último recurso, pero a medida que se completa la construcción de activos industriales avanzados, los productos están siendo empujados nuevamente al mercado abierto. Esto está reduciendo los márgenes y creando un exceso de oferta en muchos productos en diferentes partes del mundo. Las razones de China para mantener la producción son dobles:
  1. Ser autosuficiente en productos con un mayor margen en la cadena de hidrocarburos
  2. Exportar productos con precios globales elevados
  3. Emplear grandes grupos de personas altamente capacitadas.
El último punto es clave, porque en un mercado con exceso de oferta, muchas instalaciones iniciarán "recortes económicos", lo que solo significa que una instalación operará por debajo de su tasa de utilización estacional normal. Esto ayuda a reducir el exceso de oferta en el mercado y el margen del producto. La visión en China es que "otros" pueden reducir, y ya han estado operando con márgenes negativos para obligar a los competidores a bajar las tasas. El hecho de que las industrias chinas operen históricamente fuera de la teoría económica normal ejercerá una presión creciente sobre el espacio de refinación y química. "Creo que a nivel mundial es cada vez más un entorno competitivo para los combustibles de carretera. China ya es un exportador neto de más de 1 millón de barriles diarios combinados de gasolina, diesel y jet. Es el exportador de esos combustibles de más rápido crecimiento en el mundo. Pero el exceso de oferta también se está filtrando en el mercado marítimo: las exportaciones indias de diesel están aumentando; todos están tratando desesperadamente de buscar regiones cortas netas y tienen que enviar productos cada vez más al extranjero. Y estamos viendo surgir una situación ahora en China, donde estas refinerías están importando crudo quizás de América Latina y están exportando productos terminados a los mismos mercados de los que tomaron el crudo. Es un arbitraje complicado, uno se imagina ". [1]
El corte de la OPEP que nunca sucedió
Entonces, como todo esto se desarrolla, será interesante ver si la OPEP + se mantiene estable en sus proyecciones.
La OPEP ha destacado "oficialmente" lo que hemos sabido todo el tiempo ... la desaceleración de la demanda. El panorama general se describirá en un próximo informe sobre el exceso de oferta de Asia y la disminución de la demanda. Los “nuevos” recortes se establecen fuera de la línea de base de la OCT 31 de st, 2018. Entonces, aclaremos: qué hicieron la OPEP y Rusia en octubre de 2018. Para mantener las cosas consistentes, utilizaré los números autoinformados de las naciones de la OPEP. En 2018, la OPEP estaba produciendo 33.1 millones de barriles por día (y otras fuentes como Energy Intelligence lo tienen a 32.2 millones). Se suponía que el corte inicial de 1.2M reduciría la producción dentro de la OPEP en 800k barriles con Rusia cortando en 280k barriles. Esto significa que la OPEP se estableció para reducir la producción a 32.3 millones de barriles por día, y si somos amables y decimos que nadie hizo trampa, nos acerca aún más a los 31.9 millones de barriles. Así que ahora estamos AGREGANDO 500k barriles por día en recortes, lo que lleva a la OPEP (suponiendo que eliminen todos los recortes) a 31.4M de barriles por día. A partir de noviembre de 2019, la OPEP está produciendo 29.7 millones de barriles por día, por lo que el "nuevo" corte en realidad se bloquea en algo que está por encima de los niveles de producción actuales. Para compensarlo aún más, Arabia Saudita se ha comprometido a mantener los recortes voluntarios de 400k barriles por día. Esto lleva el total de 31.4 millones a 31 millones, mientras que la OPEP está bombeando a 29.7 millones de barriles por día. El problema sigue siendo trampa porque Arabia Saudita ha dicho que solo mantendrán los 400k barriles adicionales por día, siempre y cuando todos dejen de hacerlo.
Los mayores tramposos han sido Irak y Nigeria, que se han comprometido a ajustar su producción para cumplir con los nuevos objetivos. El siguiente cuadro pone en contexto cuál fue la diferencia entre todos los países. Algo que he resaltado en el pasado, la única razón por la cual los "recortes" de la OPEP + tuvieron una apariencia de beneficio fue impulsado por las sanciones contra Venezuela e Irán. Los "nuevos recortes" aún no han entrado en vigencia y Rusia / Nigeria están discutiendo por qué los números estaban "equivocados", y cómo los ajustes para condensar los mantendrán en conformidad mientras siguen bombeando a niveles más altos. La OPEP normalmente excluye la producción de condensado, que es algo en lo que Nigeria está tratando de capitalizar alegando que Egina no es petróleo. Nigeria está produciendo alrededor de 2,2 millones de barriles por día, de los cuales aproximadamente 1,8 millones se consideran petróleo. El condensado suele ser un nivel de API que oscila entre 45 y 70, lo que hace que esta próxima cita sea muy interesante: “El país está probando la producción de Egina en el mercado hasta fin de año; las pruebas incluyen la clasificación de la producción de Egina como crudo o condensado; "Nuestros socios son optimistas de que el aceite de Egina entrará en la categoría de condensado". NOTA: Egina tiene una gravedad API de 27.3 grados, bajo contenido de azufre de 0.165%, según Total ".
Egina comenzó a producir el año pasado, y produce alrededor de 200 mil barriles por día, lo que sería quitado de su cuota de "petróleo" y los pondría en cumplimiento con los recortes sin reducir nada. Al excluir Rusia el condensado, el aumento de la tubería de ESPO de 1.2M a 1.6M puede excluirse de su cálculo, ya que se clasifica de manera diferente. Con la rampa de Siberia Oriental y los campos de gas aumentando para llenar el Poder de Siberia, se espera que la cantidad de condensado de Rusia crezca en aproximadamente 1 millón de barriles por día.
Producción de la OPEP 2019 vs 2018

 

Ahora pasemos a Rusia, que bombeaba 11,5 millones de barriles por día en octubre de 2018. Se suponía que se reducirían en 280 mil barriles a 11,22 millones de barriles por día. Este total solo se alcanzó UNA VEZ en 2019, y fue causado por paradas de producción de una tubería con el crudo especificado incorrecto cerrando en 1.1M barriles por día. Incluso si se requiere que Rusia tome 100k barriles del "Nuevo" corte de 500K, simplemente los devolvería a donde deberían estar.
Producción de petróleo de Rusia
Irak es una situación interesante ya que las protestas se intensifican en todo el país y condujeron a la renuncia del Primer Ministro y a una sacudida dentro del gobierno. El problema sigue siendo el desempleo, la falta de programas de bienestar social y el fin de la influencia iraní. El hecho de que los manifestantes en Irak protesten contra los chiítas (y no los sunitas) contra la participación de Irán en el gobierno local. Las protestas han provocado cientos de muertes, la quema de consulados de Irán y disturbios en todo el sur de Irak. La escasez de efectivo en el país se ha visto favorecida por el reparto de su asignación, que ha traído efectivo adicional al gobierno. Irán también utiliza los campos compartidos como una forma de obtener petróleo en el mercado bajo la bandera iraquí y recibir sobornos. El ministro de petróleo de Iraq, Jabbar Alluaibi declaró que Kurdistán ha reducido la producción para cumplir con los objetivos de producción. El problema sigue siendo el déficit de efectivo en Irak, y si están dispuestos a seguir cumpliendo con la esperanza de desplazar el volumen perdido con ingresos adicionales por barril. Las nuevas restricciones también presionarán a Irán para que le paguen por el petróleo extraído de los campos compartidos, y podría muy bien ser una forma de apretar los tornillos de las finanzas iraníes.
El país se ha enfrentado a una presión creciente en la misma línea que Iraq en lo que respecta a la presión política impulsada por el desempleo y la ira por la corrupción. Estos problemas permanecen localizados, pero el manejo agresivo de los manifestantes solo está provocando más resentimiento y llama a abordar la corrupción desenfrenada en ambos países.
Los nuevos números son simplemente ridículos porque también requiere "no más trampas" para que funcione. Lo único en lo que todos podemos estar de acuerdo es que los tramposos van a hacer trampa. Iraq y Nigeria han superado constantemente su asignación de 150k a 250k barriles cada mes. Lo mismo puede decirse de Rusia, dejando a Arabia Saudita atrapada llevando la mayor parte de los recortes. Arabia Saudita también ha estado produciendo ABAJO su asignación, y en los "nuevos" recortes todavía tienen la capacidad de producir 10 millones de barriles por día. El mayor problema sigue siendo la demanda de productos refinados, y como he estado subrayando, todo está en todos los ámbitos. Echemos un vistazo a los diferenciales de crack de EE. UU. Para llevar los problemas a casa.
La nueva estructura de permitir que se excluya el condensado en los cortes de producción le da un nuevo giro al "corte", ya que proporciona a Rusia la capacidad de producir 400k barriles adicionales, Nigeria 300k de Abo y Akpo, así como de Omán, Kazajstán, y las naciones del CCG. La libertad de bombear y clasificar las cosas como condensado ayudará a los países a evitar los recortes de producción. Algunos otros desarrollos clave del reciente ciclo de noticias:
  1. Depende de países que ya NO hacen trampa y sabemos: "los tramposos van a hacer trampa". Arabia Saudita ha nivelado la amenaza de que si la gente sigue haciendo trampa, bombeará a niveles para aplastar a los competidores.
  2. Arabia Saudita ahora ha fijado el precio de su OPI en $ 8,53 en la parte superior del rango: "Las acciones tienen un precio de 32 riales ($ 8,53), con un anuncio formal previsto más tarde el jueves, según la agencia de noticias. Esto significa que está destinado a recaudar $ 25.6 mil millones y probablemente superará a Alibaba para ser la mayor flotación del mercado de valores del mundo ".
  3. Brasil se ha negado formalmente a unirse a la OPEP permitiéndoles crecer sin ninguna limitación a los recortes.
  4. Rusia está introduciendo nuevos campos de gas y se centra en exportar el nuevo flujo de condensado que presionará los precios y reducirá aún más los márgenes de etileno de América del Norte.
Los problemas siguen siendo globales, ya que el "acuerdo" deja el flujo de crudo sin cambios con el crecimiento en aumento en las entidades no pertenecientes a la OPEP, y más condensado que ingresa al mercado desde las naciones de la OPEP +. Rusia ha traído nuevos campos para suministrar gas, así como nuevos campos petroleros en Siberia Oriental. El crecimiento se puede ver en total, ya que Rusia ha ganado alrededor de 1,5 millones de barriles por día de producción (incluso con los recortes), mientras que Arabia Saudita ha perdido entre 250k y 500k.
Un proxy para el margen de HollyFrontier

 

Un proxy para el margen de Valero en la costa del golfo
Un proxy para el margen de Valero en la costa oeste
Los márgenes de las refinerías seguirán bajo una presión significativa a medida que persistan los problemas en el mercado de la caída de la demanda y la desaceleración de las exportaciones de los Estados Unidos. un corte. Los problemas reverberan a través del sistema y también permanecen en el nivel químico.
La producción desenfrenada de condensado (nafta), que ahora está excluida del cálculo del corte de la OPEP, significa que habrá una creciente disponibilidad de materia prima. La presión está aumentando en la cadena de suministro de productos químicos a medida que golpea en Asia, específicamente en Corea del Sur, un elemento clave. El siguiente cuadro resalta la presión sobre el HDPE, que se supone que es un producto de mayor valor. A medida que las nuevas instalaciones entren en línea y la capacidad química que se redujo para las rampas de mantenimiento vuelva a aumentar, aumentará la presión sobre los precios / margen. El problema también sigue siendo el aumento de las nuevas instalaciones en China que están bombeando productos y productos químicos refinados a un ritmo rápido.
China ha sido el comprador de último recurso durante los últimos 20 años, pero a medida que su construcción de activos ha cambiado bajo el Made in China 2025 y la Iniciativa Belt and Road, la demanda de productos ha disminuido. La presión se mantendrá en todos los ámbitos a medida que la economía se debilite, y su incapacidad para estimular el mercado local se agrava.
India enfrenta un problema similar con una economía en desaceleración que reduce la demanda interna de productos refinados y petchem que ponen más en el agua. El otro problema (que enfrentan ambos países) es un problema con los saldos en cuenta corriente a medida que las exportaciones disminuyen (la entrada de USD) y las importaciones aumentan (y la salida de USD). El acceso limitado a las reservas extranjeras controla el tipo de estímulo y préstamos que se pueden generar para mantener el PIB respaldado. La tabla anterior resalta cuán malos son los márgenes con respecto a un petchem de alto valor de polietileno de alta densidad. El estímulo que China utilizó a fines de 2016 hasta principios de 2018 ayudó a estimular el mercado en su conjunto, pero el cuadro anterior (y los demás en los márgenes de las refinerías) demuestra cuánto empeoran las cosas en comparación con 2016. Esto se debe a los nuevos activos China ha puesto en línea, y han indicado que no están dispuestos a reducir las corridas, ya que las empresas estatales creen que otros deberían reducir las operaciones en Asia y Europa. El problema es que Corea del Sur también ha respondido con algo similar, lo que exacerbará una situación ya difícil. Los problemas mencionados anteriormente solo empeorarán a medida que la economía mundial continúe desacelerándose, como lo demuestran los recientes indicadores económicos de Alemania, Corea del Sur, Japón y China, mientras que Estados Unidos sigue una tendencia de desaceleración, pero sigue siendo la casa más atractiva en mal estado. bloquear.

 

Me temo que no podré ser tan prolífico en adelante y pido disculpas, si no contesto a todas las preguntas.

 

Saludos.

  1. en respuesta a steelman1234
    #20
    29/12/19 20:18

    Muchas gracias por una explicación tan completa.

    He leído en tu blog cada uno de los puntos que tocas y el tiempo te ha ido dando la razón, y a las conclusiones que llegas a futuro las veo con una lógica aplastante. Además, creo (y si no es así, corrígeme) que 2020 será el último año que las inversiones anteriores a 2014 llegan a mercado, con lo cual sólo quedaría disponible la capacidad ociosa de la OPEP.

    Por otro lado, Rystad, que pensaba que eran gente seria, o la AIE hacen unas previsiones que me parecen delirantes, eso sí, no explican como la tendencia actual se dará la vuelta en los próximos años. No encuentro explicación, la verdad, salvo lo que decía antes de la entrada de nuevos operadores y vuelta a empezar, pero como apuntas parece una opción con muy pocas posibilidades.

    Sobre la disminución de la demanda debido a los coches eléctricos, me quedo de piedra. Pensé que sería mucho mayor, teniendo en cuenta la tabarra que llevan dando desde hace años con el pico de la demanda.

  2. en respuesta a unopoleco
    #19
    29/12/19 19:53

    Este año , algo ha cambiado.

    La caída en los equipos en 2015-2016 fue debida al desplome de los precios del petróleo. En cambio este año, los precios están mas o menos estables y tanto los rigs como lo equipos de fracturación están cayendo en picado.

    Hay varias razones.

    Los bancos no prestan alegremente.

    Los pozos dulces casi se han agotado.

    Los pozos de petróleo sacan cada vez más gas y menos petróleo.

    Las empresas no generan flujo de caja positivo y los bancos no prestan, lo que implica una menor inversión.

    Las cotizaciones de las pequeñas están por los suelos y no pueden ampliar capital.

    Los laterales largos han llegado al limite y apenas hay mejora en la producción del pozo. Ademas, la presión cae rápidamente y a largo plazo la rentabilidad del pozo cae. Sucede algo parecido a los pozos en aguas ultraprofundas, al principio la producción del pozo es mayor, pero el decline aumenta rápidamente en comparación con los pozos de tierra. En el fracking y los laterales largos pasa lo mismo. Fuerte aumento de producción que causa una caída abrupta la cabo de varios años.

    Solo los grandes, Exxon, Chevron y alguno más están manteniendo la producción. Los DUC´s acumulados en la espera de la apertura de nuevos oleoductos, parece están terminando. Después de varios meses de reducir 220-225 pozos al mes, en el último mes solo han caído 130.

    Como digo en el artículo, en la primavera se verá una reducción de la producción de fracking.

    El problema de los pozos padre-hijo, también ha impedido rentabilizar las zonas dulces.

    Si el precio del petróleo sube, puede que hagan mas pozos en zonas menos productivas, pero la economía mundial, ya débil, no lo aguantará.

    Todo apunta al pico del fracking, pero siempre pueden subvencionar el fracking como la minería en España. Aun asi, la geología apunta dificultades serias.

    Por otro lado os pongo un comentario de la AIE donde habla sobre el ahorro de los coches electricos en 2040.

    https://www.reuters.com/article/us-oil-iea-demand/global-oil-demand-under-growing-threat-from-electric-cars-cleaner-fuel-idUSKCN1NI005

    Destaco.

    La AIE cree que habrá alrededor de 300 millones de vehículos eléctricos en la carretera para 2040, sin cambios en su estimación hace un año. Pero ahora espera que esos vehículos reduzcan la demanda en 3.3 millones de bpd, por encima de una pérdida estimada anterior de 2.5 millones de bpd en su última Perspectiva de Energía Mundial.

    Todavía es peor que mis cálculos.

    Saludos.

  3. en respuesta a steelman1234
    #18
    29/12/19 19:24

    ¿Cuándo crees que el fracking dejará de poder mantener la ilusión de que no alcanzamos el pico? ¿Por razones económicas o bien cuando la geología no dé más de sí?

    Lo digo porque parece que estamos inmersos en una nueva oleada de quiebras y, como en 2016, nuevos entrantes pueden comprar tierras y equipos a bajo precio financiándose con deuda barata. ¡Si hasta Chesapeake, que lleva muchísimos años siendo un completo desastre, fue capaz de colocar bonos el año pasado al 5,5%!. Sería una nueva vuelta de tuerca, como una hidra con nuevas cabezas, para mantener el "tinglado" todavía unos años más de pie.

    Saludos.

  4. en respuesta a Hariseldon522
    #17
    29/12/19 18:50

    Respecto a las mineras, Hecla ha subido mucho. Me comentaba 1755, que Hecla era una de las mineras con peores recomendaciones. Lo cierto es que casi he doblado en poco tiempo, lo que supone una buena satisfacción personal y otra demostración más, del rebaño que forman los analistas (con sus excepciones).

    Ahora Hecla está en precio y existen otras mejores (pero primero dejarme disfrutar un poco).

    Saludos.

  5. en respuesta a Hariseldon522
    #16
    29/12/19 18:43

    La cantidad de coches es de más de 1.200 millones. El cálculo se obtiene aplicando las cifras de la AIE (24-25 millones de barriles para coches) al total del mercado existente. Primero lo calculé y luego lo vi reflejado en las propias cifras de la AIE hará cosa de un año.

    Se sobrevalora la importancia del coche eléctrico hasta que alcance cifras relevantes, como 200-300 millones de coches eléctricos. Por eso no me ocupo mucho, porque llevará bastante tiempo llegar a esas cifras, si es que llegamos. China y EE.UU., los dos principales compradores de coches eléctricos, están teniendo un pésimo final de año.

    Saludos.

  6. en respuesta a unopoleco
    #15
    29/12/19 18:40

    Sobre los metales para batería, ahora mismo y poco a poco estoy aprendiendo sobre el sector.

    Yo distinguiría entre aquellos metales cuya demanda creciente futura depende en gran medida de los vehículos eléctricos (litio, cobalto, grafito) y aquellos que tienen otros usos y las baterías serían un plus (níquel, cobre y vanadio).

    En cuanto al litio, te preguntaba si habías profundizado porque, por más vueltas que le doy, no le encuentro ninguna pega a Neo Lithium, más allá de que el sector tenga que digerir un exceso temporal de oferta. El cobre también lo tengo cubierto con Excelsior Mining.

    Vendí Norilsk tras una fuerte subida y Cobalt 27 tras la OPA, así que estoy mirando con que reemplazarlas para níquel y cobalto respectivamente.

    También estoy mirando como tener exposición a grafito y vanadio (aunque son los metales que menos me gustan, llevan unas caídas considerables).

    Matt Bohlsen hace un gran trabajo en Seekingalpha. Está muy sesgado al alza, pero incluye noticias y estudios (y los comentarios de otros usuarios) más ponderados.

  7. en respuesta a Hariseldon522
    #14
    29/12/19 18:37

    Hariseldon522 y unopoleco, muchísimas gracias por vuestras palabras. Como llevo poco tiempo, es difícil condensar todo lo vivido en tantos años de bolsa.

    Hay cosas que no es posible explicar en los libros. Tienes la experiencia de cada momento o no la tienes, si no llevas suficiente tiempo.

    La evolución de la bolsa desde que empecé ha cambiado mucho. y la sensación que tengo es que desde 2008, los mercados no responden a fundamentales sino a los manejos de los bancos centrales. Las buenas empresas son buenas empresas siempre, pero la imagen de la economía real y los índices (sobre todo los amercianos9 no se corresponden. Hasta aquí hablamos de sobrevaloración, nada más.

    Luego, la actuación de los BC es muy clara, no puede dejar que los mercados pierdan la confianza. Y están en ello a costa de perder el control. Son los mercados los que marcan el rumbo de los tipos de interés y de las continuas inyecciones de dinero para no crear un problema de liquidez, que nos coloque ante el abismo.

    La deuda ha sido llevada hasta limites impagables. Solo se puede ganar tiempo, cubriendo con más inyecciones, los vencimientos de deuda.

    Los estados son irresponsables en sus presupuestos. No importa el déficit, ni la deuda, porque saben que los BC están detrás. Esto ha creado montañas de empresas y estados zombis.

    Los tipos negativos son imposibles. y sin embargo existen, lo que nos dice que todo es irreal.

    Las materias primas llevo mucho tiempo siguiéndolas. La caída de las concentraciones de la mayoría de los minerales, pasa desapercibida porque la energía abundante (el petróleo sobre todo) ha permitido mover cantidades cada vez más grandes de materiales. La ley de rendimientos decrecientes está presidiendo los proyectos y amenazando con una fuerte caída de la producción en cuanto caiga la inversión o falte el combustible.

    El petróleo es la sangre del sistema. El fracking ha conseguido disimular el pico del petróleo diez largos años, agotando a los seguidores del peak oil y haciendo pensar que todavía queda mas que suficiente.

    Lo cierto es que se acabó. El petróleo barato no existe y el petróleo caro no puede ser pagado por los consumidores, saturados de deudas.

    Todo esto más allá de una demostración científica es una sensación, de seguir la historia muchos años.

    Saludos.

  8. en respuesta a Hariseldon522
    #13
    29/12/19 18:19

    Hola Hariseldon522.

    Muy agradecido por tus amables palabras.

    A ver qué responde Steal, a mí tampoco me salen las cuentas. En 2017 y en la OCDE, que entiendo que al ser los países más ricos serán los primeros en adoptar los vehículos eléctricos (además de China), el transporte por carretera suponía el 50% del consumo de petróleo (claro que incluye camiones, buses...; pero, incluso así, 2 millones de barriles me parece muy poco). También es verdad que no se esperan 100 millones de vehículos hasta por lo menos dentro de 10 años, según las proyecciones de Bloomberg, y que las ventas del año pasado sólo redujeron la demanda en 35000 barriles, en opinión de Mark Gordon,a pesar de que ya hay más de 3 millones de eléctricos.

  9. en respuesta a steelman1234
    #12
    29/12/19 13:37

    Ah, sobre oro y plata. LLevo intentando pillar HL un tiempo, pero siempre se me escapa. Siempre intento aprovechar la volatilidad y comprar un poco por debajo del último precio, y claro, eso tiene sus riesgos, en este caso que se me escape... Curiosamente tuve relación con Hecla en el pasado, cuando durante un tiempo corto intenté (con horribles resultados), hacer Merger Arbitrage. Creo que Hecla fue una de las empresas que estuvo involucrada en un proceso de ese tipo, y fuí dueño de acciones suyas durante un pequeño periodo de tiempo.

  10. en respuesta a unopoleco
    #11
    29/12/19 13:30

    Hola Unopoleco...

    Te cuento, al final, como tengo de todo, resulta que ya tenía posiciones en ALB y SQM
    (por un artículo de Morningstar que leí a finales del año pasado), y a raíz de tu amable respuesta a mi pregunta, añadí una posición de la empresa que comentaste que tenía el mejor proyecto de litio (o el de más bajo coste, ahora no recuerdo).
    No he decidido tomar posiciones en cobalto o níquel, me descargué un informe de INN sobre Batery metals que ahora no consigo encontrar y no tuve tiempo de leer. Por otra parte soy largo en ByD, y corto en Tesla. Lo gracioso del caso es que yo no apuesto por el coche eléctrico (o al menos no apostaba hasta coger mi taxi ayer, yo sigo viendo siempre 36000 euros para el Kia Soul EV). Conclusión, ni lo he descartado ni he hecho un estudio serio del tema.
    Tú qué opinas e invertir en el resto de metales de baterías distintos al litio?
    Me preguntas a mí, pero yo tengo meridianamiente claro entre tú y yo quien sabe más de este tema y de casi todos de inversión y con mucha diferencia...
    Si te fijas en mis post, siempre pregunto, si yo aporto algo suele ser sólamente de dos temas, de temas relacionados con fiscalidad o de IB. De los temas realmente de dónde invertir, oir, ver y preguntar a los que saben más que yo, que son prácticamente todos. Muchas gracias unopoleco.

  11. en respuesta a steelman1234
    #10
    29/12/19 13:06

    Hola Steelman
    Has comentado en varias ocasiones que 100 millones de coches eléctricos ahorran solo 2 millones de b/d, ¿Estamos seguros de ese cálculo?, No tengo ni idea, pero estimo que habrá en el planeta como mucho 1000 millones de coches. ¿El transporte en automóvil sólo es responsable de menos del 20% de consumo de petróleo del planeta?. Es perfectamente posible que sea cierto, simplemente no lo sé. Si ese es el caso, la preocupación por el coche eléctrico en la futura demanda de petróleo parece claramente exagerada, independientemente de la rápidez con la que progrese su implantación.
    Gracias anticipadas.

  12. en respuesta a Hariseldon522
    #9
    29/12/19 12:54

    Claro que no es peloteo. Me uno a tus palabras. Es un lujo tenerlo también en Rankia.

    Por cierto, hablando de coches eléctricos, ¿le echaste un vistazo a los metales de las baterías o los descartaste completamente?

  13. en respuesta a Hariseldon522
    #8
    29/12/19 12:47

    Ah, también le pregunté por el precio de reposición de la batería, me dijo que 7 ó 8000 euros. Que garantía de 7 años, y que se la habían cambiado a otros compañeros porque se había degradado demasiado pronto. La suya tenía 85000 km y se había degradado un 15%, de ahí los 20 minutos de recarga, lo que se podía considerar normal. Y no le pregunté más, porque al llegar a casa de mi madre (yo vivo en Cádiz, no en Valladolid), se formó cola y no pude. Si llego a tener tiempo, le saco más datos...

  14. en respuesta a steelman1234
    #7
    29/12/19 12:44

    Muchas gracias Steelman, parece excesivo peloteo, pero te aseguro no lo es. Tus post son oro puro. Y gracias por tomarte el tiempo de contestar. Te aseguro que muchos te lo agradecemos. Un saludo

  15. en respuesta a Hariseldon522
    #6
    29/12/19 09:00

    Gracias Hariseldon522 por tu interesante exposición. No tengo ninguna duda que tienen que hacer accesible el coche eléctrico para la población.

    Pero... no olvidemos que 100 millones de coches eléctricos ahorran solo 2 millones de b/d. Y que en Europa y Japón gastamos 18 millones de barriles de los 100 millones del resto del mundo.

    Occidente no es el resto del mundo.

    Por otro lado no recomiendo petroleras por la presión a la que se van a ver sometidas. Impuestos , prohibiciones, caída de la demanda y si empieza la crisis, hundimiento del consumo de petróleo y de su precio. La ventana de incrementos del precio del petróleo puede ser pequeña y hay que estar muy agil. Los tiempos del largo plazo y olvidarse, se acabaron.

    En cuanto a Cenovus, me parece excelente, pero tampoco la recomiendo porque la subida de los precios del petróleo no se puede trasladar a su propio precio de venta. El diferencial WCS-WTI ha subido a 25$ (37$ WCS frente a 62$ WTI), por lo que no se beneficia. Tiene refino, pero hay que ver los resultados del cuarto trimestre para ver si las especiales características del mercado canadiense, se han visto afectadas por la debilidad en el sector.

    En bolsa, solo mineras de oro y plata y con mucha paciencia. En mi blog, he diseñado una cartera, que sin ser una recomendación, puede resultar interesante para diversificar oro y plata físicos.

    Saludos.

  16. en respuesta a steelman1234
    #5
    28/12/19 23:43

    Hola Steelman
    Lo primero muchas gracias por tu trabajo, es muy apreciado y por muchos de nosotros en la comunidad.
    Hoy precisamente me ha pasado algo que me ha hecho dudar de la demanda de petróleo (bueno, en concreto gasolina/diesel a corto/medio plazo).
    Hoy he montado en mi primer taxi eléctrico. Siempre he pensado que no era especialmente adecuado por el sector del taxi porque hacen con alguna frecuencia viajes largos y conocemos las limitaciones con el tema de recargas. Eso de decirle a tu cliente que tienes que pasar por un lugar que no está de paso y tenerle esperando una recarga como que no lo veo claro.
    Sorprendido, confirmé que el coche era eléctrico, ví que era un Kia y en el modelo ponía Soul. Y claro, le empiezo a preguntar, me cuenta que le ha costado 22000 euros, que recupera aproximadamente 4000 de IVA, y que ha recibido una ayuda del plan MOVEA de 8000 euros, vamos, que le ha salido por 11000. Que tiene un punto de recarga en su plaza de garaje comunitario que le ha costado 1200 euros, que tiene tarifa de discriminación horaria (la de 2 periodos, no la de 3, más adecuada para el coche eléctrico) y que le sale a 1 euros los 100 km, que se ahorra más de 300 euros al mes respecto a su antiguo taxi y que en 3 años recupera el coste del coche. Confirmo lo que sabía, que simplemente tienes que comunicar a tu comunidad de vecinos que pones el punto de recarga, es decir que no hay que pedir permiso ni nada. Que tiene una app que le dice donde hay puntos de recarga rápidos, que recarga rápidamente en 20 minutos, que ha hecho un par de viajes largos sin problemas (no viajes profesionales) y que no le suelen salir viajes largos profesionales (quizá ahí esté la clave). Me indica que va a salir (creo que ya ha salido) el Seat Mii, que se quedará en 14000 euros (unos 17000 menos la ayuda de Movea). Los 8000 de su ayuda de Movea era por ser autónomo, un particular al parecer sólo podía acceder a unos 3000. Que le hicieron un buen precio en el concesionario.
    Viendo sus condiciones, me dió la impresión de que el coche eléctrico está ya aquí, y que puede arrasar (bueno, si pueden construir los suficientes, lo que está por ver). Vengo a casa, busco el Kia Soul, y me encuentro un artículo que dice que con promociones puede salir desde 15990 euros)
    https://www.quadis.es/articulos/kia-soul-ev-un-perfecto-coche-electrico/167860
    No sé si creérmelo, sospecho que le han vendido a este taxista el coche barato como una forma de promocionar el modelo en Valladolid, porque el precio sin promociones es de más de 36000 euros, y para dejarlo en 15990, si ahí le aplicas promoción Movea, puede simplemente arrasar...
    No sé, es posible que el eléctrico ya esté aquí, y tengan razón los que creen que en el futuro no va a faltar petróleo, sino todo lo contrario... Nunca me imaginé ver tan pronto eléctricos a estos precios, para modelos así.
    Disclaimer: Largo en prácticamente todas las petroleras que se mueven(15 o 20 muchas para detallarlas una a una, mi mayor posición petrolera es CVE (gracias Steelman).
    Saludos.

  17. en respuesta a Hariseldon522
    #4
    28/12/19 20:45

    Hola Hariseldon522.

    Trataré de buscar tiempo, pero es difícil.

    Veo que el articulo pasa desapercibido a pesar de su importancia.

    Un "resumen" de sus peligrosas implicaciones.

    1º). Los datos de producción de petróleo de fracking que salen en estas fechas, llevan un retraso de dos o tres meses y otros tres meses mas sobre los equipos de fracking. La producción de Septiembre-Octubre corresponde a equipos de Junio-Julio, cuando eran alrededor de 400, en lugar de los 290 de esta semana. Multiplicado por 2,17 pozos mes, da idea del retraso que llevan los datos actuales. Los datos reales de Marzo-Abril de 2020, se conocerán en Junio 2020.

    2º). El margen de refino está muy débil, lo que implica que empresas como Exxon o Repsol tendrán menores ganancias en su negocio de refino. Y la perspectiva no es para mejorar.

    3º). Los campos de gas producen liquidos de gas natural que se computa como petróleo (entra dentro del apartado de todos los liquidos). El problema es que los LGN no sirven para producir gasolina o diésel, sino que entran en la industria petroquímica para producir plásticos. Por lo tanto, la producción de gasolina y diésel no va a subir porque utilicen LGN procedente de campos australianos o rusos de gas (aunque nos digan que la producción de "petróleo" está subiendo).

    4º). El shale oil esta llegando a su pico natural. Los conejos en la chistera se han acabado y solo queda una subvencion del gobierno americano para producir pozos no dulces o con gran cantidad de gas a un coste muy elevado que solo la maquina de imprimir de la FED se puede permitir. En cualquier caso no hay milagros, si los equipos de fracking no aumentan, la producción de shale oil caerá si o si. El truco de los DUC´s , también se les ha terminado y por eso la caída de los equipos de fracking.

    Saludos.

  18. en respuesta a steelman1234
    #3
    28/12/19 20:23

    Pues yo ya echo de menos tu artículo diario. Sin duda uno de los autores (sin desmerecer a ningún otro) más útiles de rankia. espero que tus asuntos internos se arreglen satisfactoriamente

  19. en respuesta a Fleischman
    #2
    28/12/19 14:06

    Hola Fleischman.

    No, solo son "asuntos internos", pero me quitan bastante tiempo.

    Saludos cordiales.

  20. #1
    28/12/19 13:09

    "Me temo que no podré ser tan prolífico en adelante y pido disculpas, si no contesto a todas las preguntas."

    Espero que no sea por nada malo y solo sea porque estás acondicionando el búnker... ;)

Cookies en rankia.com

Utilizamos cookies propias y de terceros con finalidades analíticas y para mostrarte publicidad relacionada con tus preferencias a partir de tus hábitos de navegación y tu perfil. Puedes configurar o rechazar las cookies haciendo click en “Configuración de cookies”. También puedes aceptar todas las cookies pulsando el botón “Aceptar”. Para más información puedes visitar nuestra política de cookies.

Aceptar