La production pétroliére des USA

[energy_isere]

Voilà un retournement de situation assez énorme, et je vois déjà des sceptiques ne pas y croire

La question est : est ce une bonne nouvelle pour les états unis ?

Certaines mauvaises langues diront qu'ils vont tomber un peu plus tard, et de plus haut.

[tita]

Les Etats-Unis ont consommé, dans la moyenne des 4 dernières semaines, un poil plus que 21 Mb/j de produits pétroliers. Dans la moyenne des 4 dernières semaines, ils ont produit 18.5 Mb/j (en incluant les NGL). Dans le jeu des exportations/importations qui varient fortement d'une semaine à l'autre, c'est donc assez normal que dans des circonstances un peu exceptionnelles ils soient exportateurs net de produits pétroliers.

S'ils continuent dans leur rythme d'augmentation tel qu'on l'a observé durant les 12 derniers mois, ils deviendront exportateurs net d'ici 12 mois de façon régulière, à moins d'une forte hausse de la consommation intérieure. C'est un fait, et c'est ce qu'on observe. Tout ça étant lié au second boom du schiste que j'ai évoqué dans mon observation de leurs données mensuelles.

On peut être sceptique sur le potentiel de hausse, en fonction de l'évolution du prix du baril ou du paramètre des pipelines, mais la tendance est là. Il faut aussi prendre en compte les différents types de pétrole (densité API) ainsi que l'inclusion des NGL dans les produits pétroliers. Même en étant exportateur net, les USA auront besoin d'importer le type de pétrole que leur raffineries ont besoin et d'exporter le pétrole qui ne leur sert à rien. C'est ce qui explique les $10 d'écart entre le Brent et le WTI.

[ni chaud ni froid]

Ce "boom" n'est pas volé.

J'ai passé quelque temps sur les données du permian jusqu'à août 2018 :
- La productivité par forage est au top, même si je ne crois pas qu'il y ait beaucoup de réserve pour l'amélioration de ce coté là.
- Sur l'année dernière, le déclin hors nouveaux forages mois à mois (m / m-1), est de l'ordre de 2.5 %, quand la production additionnelle liée aux nouveau forages est de 6 % environ.
- Tout tient sur les nouveaux forages, évidemment. Sans ces forages, la production se casserait la figure de 50% en un an environ.

[energy_isere]

Voilà un retournement de situation assez énorme, et je vois déjà des sceptiques ne pas y croire :

Etape symbolique, les Etats-Unis exportent plus de pétrole qu'ils n'en importent

AFP le 07 déc. 2018

Les Etats-Unis ont, pour la première fois depuis plusieurs décennies, exporté la semaine dernière plus de produits pétroliers qu'ils n'en ont importé, confortant ainsi leur influence grandissante sur le marché mondial.

...........

Il faut remonter à 1949 pour retrouver un USA exportateur net :

U.S. Becomes Net Oil Exporter For First Time In 75 Years

By Tsvetana Paraskova - Dec 06, 2018

The United States became a net oil exporter last week for the first time in 75 years, and even if it is likely to be for just one week, the achievement highlights the increasing global influence of the soaring U.S. crude oil production.

According to Bloomberg and data from the American Petroleum Institute, the United States had been a net oil importer since 1949.

In the week to November 30, however, the weekly U.S. net imports of crude oil and petroleum products were at minus 211,000 bpd—meaning that the U.S. was a net exporter of that amount, according to data from the EIA.

So far in 2018, the U.S. net oil imports have averaged around 2 million bpd, while the record net oil imports of 14.370 million bpd was set in November 2005.

In crude oil only, U.S. crude oil exports surged to a record high of 3.203 million bpd last week, as oil production also soars to record highs. According to weekly data from the EIA, U.S. crude oil production kept at a record 11.7 million bpd throughout November, although these numbers are likely to come off a bit in the monthly estimates. Production at 11.7 million bpd is more than what each of Russia and Saudi Arabia pumped in November, although the Saudis are also expected to have reached record highs in their production last month.

Saudi Arabia, as leader of OPEC, and Russia, its key partner in the production cut deal, are in the midst of deliberating new oil production cuts to rebalance an oversupplied market.

U.S. President Donald Trump continues to call on OPEC to keep oil prices low, because “The World does not want to see, or need, higher oil prices!”.

But a no-deal or an underwhelming agreement on Friday could send oil prices further down, potentially hurting production growth in the U.S. shale patch.

By Tsvetana Paraskova for Oilprice.com

https://oilprice.com/Energy/Crude-Oil/U ... Years.html

L'article ne se hasarde pas à dire que ça pourrait être vrai pour toute l'année 2019.
Ça va être tout à fait intéressant à suivre.

[energy_isere]

Les Etats-Unis en route vers l'indépendance énergétique

Nicolas Rauline |Le 09/12/2018 Les Echos

Le pays est devenu pour la première fois, sur une courte période, exportateur net de pétrole. Et l'administration Trump ne compte pas s'arrêter là.

Ce n'est que sur quelques jours mais le cap est symbolique : lors de la dernière semaine de novembre, les Etats-Unis sont devenus exportateurs nets de pétrole brut et raffiné. Les fluctuations de la production devraient faire repasser le pays dans le négatif dans les prochains jours, mais cela marque le changement d'ère du pays, déjà exportateur net de gaz , en matière énergétique et pourrait limiter l'influence de l'Opep , à l'avenir.

Sur l'ensemble de la semaine, les Etats-Unis ont exporté 3,2 millions de barils de brut et 5,8 millions de barils de produits raffinés. Un record historique qui dépasse pour la première fois les importations (8,8 millions de barils sur la semaine) depuis au moins 1973, date à laquelle le gouvernement fédéral a commencé à publier les données, et même depuis les années 1940 si l'on en croit les chercheurs indépendants.

Cette situation a été favorisée par la conjoncture des derniers jours, mais elle pourrait devenir permanente au cours de l'année 2020, selon certains experts. Impensable il y a encore dix ans, cette indépendance énergétique a été rendue possible par l'exploitation du pétrole de schiste, sur une large partie du territoire américain.

De nouvelles régions exploitées

Le Bassin permien, la plus large réserve de pétrole de schiste dans le pays, qui s'étend sur le Texas et le Nouveau-Mexique, a élevé sa production à son plus haut niveau. Et ce n'est pas terminé : la zone dite du Delaware, qui fait partie du Bassin permien, encore sous-exploitée, aurait deux fois plus de ressources que le Midland, d'où est extraite la majeure partie de la nouvelle production. Le Texas à lui seul extrait désormais plus de brut de son sous-sol que l'Irak, l'un des principaux contributeurs de l'Opep.

Des puits sont creusés un peu partout dans le pays et, jeudi dernier, l'administration Trump a dévoilé un plan qui pourrait encore accroître la production de schiste, à terme. Il s'agit de réduire la zone de protection d'une espèce menacée, la « sage grouse » (tétras des armoises), une sorte d'oiseau qui ressemble au paon et au poulet.

Conséquences écologiques

Les restrictions dans sa zone d'habitat, qui couvre une partie de l'Ouest américain, rendaient pour l'instant difficile l'exploitation du schiste dans plusieurs Etats (Wyoming, Utah, Idaho, Nevada, Colorado...). Avec ce nouveau plan, l'administration ouvrirait les vannes sur une région grande comme la Suisse, avec des conséquences écologiques importantes.

Des zones d'ombre subsistent sur le secteur. Les grosses entreprises continuent d'investir, comme Chevron qui a encore annoncé jeudi un plan d'investissement de 20 milliards de dollars, en grande partie dans le schiste. Mais certains redoutent une baisse globale des investissements l'an prochain, face à la chute des cours . Et la rentabilité, à terme , de certains gisements n'est pas assurée.

https://www.lesechos.fr/finance-marches ... 228414.php

[energy_isere]

14 dec 2018

Baker Hughes a annoncé une baisse du nombre de puits de
forage aux Etats-Unis pour la deuxième semaine d'affilée liée à
la rechute des cours du pétrole en octobre et novembre.

Le groupe parapétrolier a fait état de 4 puits de forage en
moins la semaine au 14 décembre, ce qui porte leur total à 873,
encore bien au-dessus des 747 puits actifs un an auparavant.

vu dans https://www.boursorama.com/bourse/actua ... ab9685b589

[tita]

Cette baisse du nombre de forage est encore très timide... En 2015, ça avait vraiment chuté brutalement en début d'année, après que le prix du baril avait franchi les $50. En deux mois, le nombre de forage avait baissé d'1/3.

[energy_isere]

Les tazus vont encore augmenter leurs exportations d'essence en 2019. Ces exportations vont essentiellement en Amérique latine.

U.S. Gasoline Exports Continue to Grow in 2019

in Freight News 20/12/2018


According to ESAI Energy’s recently released One-Year Global Fuels Outlook, the U.S. gasoline surplus will expand by roughly 80,000 b/d next year as demand continues to plateau and output keeps rising. Since first moving into surplus in 2016 the U.S. gasoline balance has risen steadily to roughly 350,000 b/d this year. As a result of a growing surplus, combined U.S. exports of finished gasoline and motor gasoline blending components will rise to over 1.0 million b/d next year.

However, at the same time, the gasoline deficit in Latin America, which receives most U.S. exports, will narrow slightly as regional gasoline output recovers. With total U.S. gasoline exports expected to rise and the deficit in the U.S.’ primary export market shrinking, exporters will look not only to capture greater market share in Latin America by replacing volumes from other exporters in Europe and Asia, but also look to increase exports to other markets.

But, as ESAI Energy analyst Ian Page states, “excess U.S. gasoline volumes will face stiff competition in an oversupplied global market.” Next year, the Asia-Pacific and FSU gasoline surpluses will both increase. Meanwhile the Middle East’s deficit will shrink dramatically from over 300,000 b/d to less than 150,000 b/d due to major supply growth in Saudi Arabia, Iran, and the UAE, where significant refining capacity is coming online. These developments in combination with rising U.S. exports will exert bearish pressure on global gasoline markets and gasoline spreads to crude will weaken even further in 2019.
Source: ESAI Energy

https://www.hellenicshippingnews.com/u- ... w-in-2019/

[phyvette]

L’industrie du schiste n'est rien d'autre qu'une bulle de crédit à faibles taux d'intérêt, basée sur une politique très accommodante de la Fed.
Cette situation exceptionnelle devrait prendre fin en 2019.
Bon ok, ce n'est plus un scoop pour nous autres ici, mais cette fois si ce n'est pas une déclaration du premier venu... C'est le prestigieux Financial Times qui nous explique que la production de schiste Américain n’a été rendue possible de planche à billets.

https://www.ft.com/content/b01442e6-06b ... db36967cfc

[energy_isere]

L’industrie du schiste n'est rien d'autre qu'une bulle de crédit à faibles taux d'intérêt, basée sur une politique très accommodante de la Fed.
Cette situation exceptionnelle devrait prendre fin en 2019.
Bon ok, ce n'est plus un scoop pour nous autres ici, mais cette fois si ce n'est pas une déclaration du premier venu... C'est le prestigieux Financial Times qui nous explique que la production de schiste Américain n’a été rendue possible de planche à billets.

https://www.ft.com/content/b01442e6-06b ... db36967cfc

Le lien est payant.

[phyvette]

Le lien est payant.

Le voilà en intégral, et gratos.

US shale’s financial blanket at risk of wearing thin in 2019
Model that dominates industry has been underpinned by low rates and quantitative easing.

Ed Crooks DECEMBER 23, 2018 Print this page20

All industrial revolutions need two things: technology and finance. The US shale revolution was made possible by the advances in horizontal drilling and hydraulic fracturing that allowed oil and gas to be released from previously unyielding rocks. But the industry’s financing was equally important in turning those innovations into a production boom that has shaken the world.

The financial model that has dominated the industry has been a highly competitive group of exploration and production companies using debt raised from bond markets and bank loans secured on oil and gas reserves. Often they use derivatives to hedge some or all of their revenues, giving lenders confidence in their ability to make interest payments if oil and gas prices fall.

For most of the shale boom, that financial infrastructure has been underpinned by the low interest rates and quantitative easing that followed the financial crisis. The surge in US oil production has been a result of monetary stimulus, just as much as the tech start-up boom and the rise in the S&P 500 have been.

As its output has grown, the US E&P industry has been unable to finance its drilling programmes from its operating cash flows, and a constant inflow of capital has been essential for keeping it afloat. With stock markets and oil prices falling, and while the Federal Reserve is still signalling its intention to keep raising interest rates, the financial conditions that have protected the shale industry like a warm blanket may next year start to wear thin.

One issue that has been highlighted by Philip Verleger, an energy economist, is the outlook for the hedging used by E&P companies to protect their revenues and reassure their lenders. Strategies vary, but the standard practice is for companies to put a floor under the effective price of some or all of their production by buying put options.

Mr Verleger argues that those options have been an important factor in the collapse of oil prices to a 15-month low since October. The investment banks and others that sold those put options have to hedge their own positions, typically by selling oil in the futures market. The more likely it is that the options will be exercised, the more oil the finance companies have to sell, in a practice known as “delta hedging”. That creates a positive feedback loop: as prices fall, financial companies that have sold puts need to sell more oil, which drives the price down further.

The scale of US E&P hedging programmes is large enough, Mr Verleger has calculated, to explain much of the fall in crude since October. Once oil started to fall, tipped lower by the Trump administration’s decision to ease off on blocking exports of Iranian oil, and concerns about global growth, the delta hedging effect kicked in, turning the retreat into a rout.

This dynamic does not go on forever. Eventually the banks and other traders who sold puts will have fully covered their positions, and the selling pressure eases. Most of the options bought by the listed E&Ps, as disclosed in their regulatory filings, had strike prices between $50 and $60 a barrel for US benchmark West Texas Intermediate crude, implying that prices are under pressure when they are inside or close to that range. Now WTI is at $45.59 a barrel, it may become more stable.

Goldman Sachs suggested last month that once the delta hedging effect had played out, oil prices could “snap back”.

Mr Verleger raises the possibility that there could be a sustained impact on US E&P companies, however, if they find it has become more difficult to hedge. Reduced hedging means reduced borrowing capacity, which means reduced drilling. He suggests US output could drop 5-10 per cent next year if that kicks in. That potential squeeze on hedging would add to the other pressures already accumulating for the US E&P groups as a result of the falling oil price, weak stock markets and rising interest rates.

Lower oil prices will hit the valuations of reserves used to secure bank lending, and the debt markets have become less welcoming for oil company borrowers. The plunge in E&P share prices, with the S&P oil and gas exploration and production industry index dropping 43 per cent since early October, makes it harder to raise equity finance, too.

The US Energy Information Administration noted recently that US E&Ps were in roughly the same financial position heading into the latest oil price fall as they were when prices slumped in 2014. If we are in for a rerun, that would be a reasonably encouraging prospect: most E&P companies survived the last downturn, and many thrived.

But as the EIA noted, “oil price volatility and uncertainty remain high”. US oil groups have overcome many challenges in the struggle to make shale viable for the long term. Next year, they can expect to face some more.

[tita]

L’industrie du schiste n'est rien d'autre qu'une bulle de crédit à faibles taux d'intérêt, basée sur une politique très accommodante de la Fed.
Cette situation exceptionnelle devrait prendre fin en 2019.
Bon ok, ce n'est plus un scoop pour nous autres ici, mais cette fois si ce n'est pas une déclaration du premier venu... C'est le prestigieux Financial Times qui nous explique que la production de schiste Américain n’a été rendue possible de planche à billets.

https://www.ft.com/content/b01442e6-06b ... db36967cfc

Mouais... Sauf que le QE des Etats-Unis a pris fin en 2014. La normalisation des taux a commencé fin 2017. Pourtant, on a assisté à un second boom du schiste. Les retombées de la politique de la FED durent quelques années, et il y avait encore le QE européen.

Mais les effets de ces politiques financières accommodantes touchent à leur fin. Pour le moment, c'est pas très visible, et c'est moins brutal qu'en début 2015, lorsque les forages chutaient drastiquement. On verra en 2019...

[GillesH38]

Il n'y a pas besoin de QE pour alimenter les investissements pétrolièrs, les profits réalisés sur la vente des 100 Mbl/jour suffit amplement

ça n'a pas l'air si évident pour tout le monde ...

http://www.cogencis.com/newssection/oil ... -improves/

State-owned upstream player Oil India Ltd has decided to exit a shale exploration and production project in the US due to lack of returns. The company is, however, waiting for the project's valuation to improve before selling its stake, a senior official with Oil India told Cogencis.

In 2012, Oil India acquired 20% stake in a shale project–Niobrara asset–in the DenverJulesburg basin in Colorado. The company then set up a wholly owned subsidiary–OIL USA–to manage this asset.

Oil India had acquired the stake from Carrizo Oil & Gas Inc, which currently owns 60% stake in the project and is also the asset operator. Apart from Oil India, Indian Oil Corp Ltd is other Indian investor in the project and owns 10%.

Oil India has invested over $100 mln in the project, including the cost of acquiring 20% stake in it, the official added.

"We want to exit because we are not getting any returns from the project…but we have put it hold for the time being because of low valuations," said the Oil India official, who did not want to be named.

[phyvette]

ça n'a pas l'air si évident pour tout le monde ...

En revanche pour Patrick Artus, il est évident pour lui que le boum du schiste Américain est un feu de paille non productible. Il explique tout, en 7 minutes pourquoi le pétrole va flamber en 2020 car le pétrole de schiste Américain va plafonner.

https://www.youtube.com/watch?v=MF5034Fbct4

[energy_isere]

The EIA’s estimates for US production for the week ending December 14 continues to weigh on prices, averaging 11.6 million bpd­—a drop off from the high of 11.7 million bpd a few weeks ago.
.......

https://oilprice.com/Energy/Energy-Gene ... inter.html