Oljeproduktion usa faller med 100.000 boepd per månad

oljeproduktion usa 2016 faller

Fallande oljeproduktion USA 2016

En uppdatering på oljeproduktion i usa från min senaste post som ni hittar här.

Produktion faller med ca 100.000 fat per månad.

Som vi kan utläsa av diagrammet ovan så kan vi se att sedan min senaste post har det gått ganska exakt en månad, och då (27:e maj) låg produktionen på 8735k boepd för att vid den senaste införda statistiken (24:e jun) ligga på 8622k boepd. Exakt 113.000 fat per dag mindre i produktion på ganska precis en månad.

Även om vi faktiskt hade en ökning en vecka denna månaden i produktion enligt statistiken så tror jag man ska ta detta med en skopa salt och i stället titta på trendlinjen, man ska även komma ihåg att ett antal projekt i GOM sattes i produktion under denna tidsperiod som faktiskt till viss del ”mörkar” hur illa ställt det är med shale produktionen. Som vi ser är fallet i produktion nu ganska konstant och man kan snarare ana en acceleration i fallet än att det skulle plana ut. Precis vad som bör ske med tanke på de höga decline rates som shale har där fall på 70% från initial brunn produktion inte hör till ovanligheterna inom de första 18 månadernas produktion.

Produktion olja USA per vecka 2016

Shale oljeproduktion i fritt fall.

Ny oljestat ute från EIA här och nedan ser vi utvecklingen av produktion per vecka. Kom ihåg att detta inkluderar all produktion konventionell, offshore, LTO, you name it.

Produktion olja USA per vecka 2016
Produktion olja USA per vecka 2016

 

Oljeproduktion i USA i fritt fall sedan januari 2016

Av diagrammet ovan kan vi utläsa att produktionen av olja i USA sedan den toppade i januari på en daglig produktion på ca 9.200.000 fat om dagen nu 5 månader senare tappat ganska exakt 500.000 fat per dag i produktion (beopd)

Det går även att utläsa att hastigheten på nedgången i produktion ser ut att accelerera vilket är extra anmärkningsvärt då GOM (Gulf of Mexico) produktion offshore faktiskt har ökat under motsvarande period (2016) detta på grund av att ett antal projekt som varit pågående och etablerade redan under perioden med högt oljepris nu kommit online och börjat producera vilket indikerar att produktionen i shale/LTO/fracking faller snabbare än ovanstående diagram visar.

Personligen räknar jag med fortsatt fall i produktion USA resten av året, minst och jag tror även att Peak world Oil redan inträffat och inföll 2015, den som lever får se.

Ska försöka ta mig tid o skriva en post om varför jag anser att saudi inte kan öka sin produktion över dagens nivåer och att vi eventuellt redan nått Peak Saudi Oil samt att vi där kan få se ett mycket mer dramatiskt fall i produktion an jag tror de flesta förväntar sig.

Seadrill total dayrate per day q3

Seadrill total dayrate per dag kvartal 3 2015

Seadrill total dayrate per day quarter 3 2015

Seadrill total dayrate per day quarter 3 2015

 

Så har Seadrill släppt sin q3 och jag har uppdaterat min översikt som visar total dayrate per dag för existerande kontrakt, där det finns optioner på förlängning på nuvarande kontrakt har jag valt att utelämna dessa då jag finner det föga troligt att dom optionerna kommer att utnyttjas under nuvarande marknadsläge och prisbild på oljan.

Som ni ser av ovanstående diagram så ligger den totala dayraten på ca 14 miljoner dollar per dag för Seadrill fram till och med nästa sommar för att sen trappa av något och hamna på ca 12 miljoner dollar runt årsskiftet 2016/2017 för att sedan vända brant nedåt vilket ju är helt naturligt i och med att fler riggar går av existerande kontrakt.

Till sommaren så gäller det nog att man får in nya kontrakt för 2017 samt att man även lyckas skjuta på eller kansellera existerande kontrakt på nybyggnationer av de nya riggarna man har i pipeline för leverans.

Övriga nyheter och kontrakt q3 2015

Seadrill rapporterar att man är i förhandlingar med varven som ska leverera nya enheter där man försöker enas om att få senare leveransdatum på enheterna än tidigare tänkt för att slippa hantera slutbetalningen för enheterna samtidigt som marknaden är dålig och kontrakt på de nya enheterna ännu saknas.

Husky Oil valde att utnyttja en option och ställa in ett för Seadrill mycket bra kontrakt på 5 år för nybyggnationen West Mira, detta kunde Husky göra på grund av att varvet levererade West Mira för sent vilket gav Husky möjligheten att utnyttja en option i kontraktet. Seadrill have även dom en option i sitt kontrakt med varvet i händelse av detta och har som resultat av detta valt att utnyttja den och avsluta kontraktet på enheten som man alltså inte kommer att ta mot eller betala för. Seadrill kommer kräva tillbaka tidigare delbetalningar på enheten inklusive ränta från varvet.

Ett nytt långtidskontrakt kunde man även annonsera, West Callisto fick ett 3 års kontrakt med Saudi Aramco vilket kanske inte är speciellt förvånande att kontraktet hamnar i den rigionen i och med att Saudiarabien borrar ca 9000 ”infill” brunnar nu per år för att hålla sin produktion på platå och är en av få regioner globalt som ökar antalet riggenheter.

 

Seadrill Dayrate per dag Q2 2015

Så har Seadrill haft rapport igen och jag har uppdaterat min översikt där jag tittat på Seadrills flottstatus rapport och bokfört dayrate per dag per enhet för att få en total överblick över Seadrills totala dayrate per dag och hur den ser ut framöver. Jag gjorde tidigare samma för Q1 och den posten hittar ni här.

Total dayrate per day seadrill

Total dayrate per dag Seadrill

Ovan ser ni en översikt på hur Seadrills förväntade Dayrate ser ut baserat på nuvarande kontrakt. Q3 för 2015 så hamnar total dayrate på ca 14,9 miljoner dollar per dag, detta att jämföra med Q2 där den låg på ca 16.7 miljoner dollar per dag. Man skall dock komma ihåg att detta är en ögonblicksbild och kan förändras löpande beroende på hur kontrakt faller ut. Jag har tex tagit bort West Mira helt i mina siffror då detta kontrakt nu är under omförhandling med Husky på grund av sen leverans från varvet och innan vi får nya siffror så väljer jag helt enkelt att inte ha med detta alls. Seadrill antydde även under presentationen att beroende på förhandlingen med Husky så kan dom välja att inte ta mot leverans av West Mira då varvet orsakat den sena leveransen och en eventuell förlust av ett bra kontrakt.

Den vaksamme ser även något märkligt med mina staplar, att dayrate för q2 2016 är högre än q1 2016. Det beror på att West Phoenix kommer gå på ett kontrakt september 2015 till mars 2016 med en dayrate på 75000 dollar för att från April 2016 gå på kontrakt med en dayrate på 285000 dollar per dag. Kund i samtliga fall är Total och under perioden med 75000 dollar per dag har Seadrill nu möjligheten att hyra ut riggen till annan kund efter omförhandling av tidigare kontrakt.

Så för att summera så sjunker nu dayraten mot tidigare kvartal men ser ut att stabiliseras på nuvarande nivå fram till sommaren 2016.

Fördelning Johan Sverdrup

Fördelning av Johan Sverdrup.

Johan Sverdrup Lundin Petroleum fördelning
Johan Sverdrup funnet av Lundin Petroleum

”Norwegian Ministry of Petroleum and Energy” tog det slutgiltiga beslutet om licensfördelningen i elefant (över 1 miljard fat = elefant) fältet Johan Sverdrup.

Anledningen till att ministeriet fick gå in och fälla det slutgiltiga beslutet var att DetNorske (detnor) vägrat skriva under tidigare unitiseringsavtal som Statoil lagt fram som en kompromiss mellan de olika licensägarna.

Men vi kanske ska börja med lite mer bakgrund, Lundin Petroleum var oljebolaget som fann fältet, en elefant som dessutom var placerad i anslutning till befintlig infrastruktur, på relativt grunt havsdjup och med en topp kvalitet på reservoaren. Det vill säga ett fynd som alla oljebolag drömmer om. Fältet visade sig vara av sådan storlek att det breder ut sig över 3 olika licenser och i varje licens finns ett antal olika ägare med olika andelar vilket nu inför utvecklingen ska ”unitiseras” det vill säga bestämmas hur de olika del andelarna skall värderas i förhållande till helheten för att varje delägare i en licens ska få en slutgiltig procent i det totala fältet.

För o göra en lång historia kort så var inte Detnor nöjda med Statoils första förslag och vägrade skriva under, regeringen blandades in för att inte detta bråk skulle dra ut på tiden och kosta skattemiljarder till Norge och ministeriet kom med den slutgiltiga (om Detnor inte går till civil domstol) beskedet där man alltså gav Detnor mindre andel än man fått om man accepterat det första förslaget från Statoil (surt sa räven) och Lundin Petroleum fick alltså en större del än man tidigare hade fått (Lundin hade accepterat Statoils ursprungliga fördelning av licensandelarna).

Fördelningen

Fördelningen föll enligt följande.

  • Statoil (Operatör) 40%
  • Lundin Petroleum 22.6%
  • Maersk Oil 8.44%
  • Petoro (Norska staten) 17.36%
  • Det Norske Oljeselskap 11.6%

 

Johan Sverdrup är uppskattat till mellan 1.9 och 3 miljarder fat olja i storlek, ett intervall som nu efter fördelningen garanterat kommer att bli mer specifikt men för argumentations skull antar jag storlek på fältet och utvinnbara resurser till 2.5 miljarder fat olja vilket ger.

  • Statoil 1000 miljoner fat
  • Lundin 565 miljoner fat
  • Det Norske Oljesälskap 290 miljoner fat.

Jag hoppar över Petoro och Maersk då jag inte tänkt resonera kring deras andelar.

Värde på tillgången Johan Sverdrup?

Statoil köpte tidigare in sig i Edvard Grieg Fältet där Lupe är Operatör och betalade då ca 9 dollar per fat i backen. Dvs i en ej producerande tillgång. Johans Sverdrup är en tillgång i särklass när det gäller kostnadsprofil och beräknas ha bra lönsamhet vid ett väldigt lågt oljepris, även om man får vikta lite för att produktionen i Johan Sverdrup först är tänkt att komma online i slutet av 2019. Jag räknar med att vi kommer se en försäljning av andelar i fältet kvalificerad gissning att det blir Det Norske som kommer sälja en andel av sitt ägande och jag gissar på 10-12 dollar per fat i backen.

Räknat på lupes andel får man då 565.000.000*10*8 (dagens dollarkurs 8.4 så lite marginal här med) = 45.2 Miljarder SEK

Dagens börsvärde på LUPE är 42.8 Miljarder SEK, dvs enligt ovan utgör ett försäljningsvärde på denna tillgång ett värde som matchar hela bolagets börsvärde. Så kan man kanske om man vill sänka dollarkursen lite ytterligare samt sätta ett lägre pris per fat än 10 dollar i backen även om det inte är speciellt troligt.

Samma beräkning för Detnor ger.

290.000.000*10*8 = 23.2 Miljarder SEK, Börsvärde på Detnor i skrivande stund 11.2 Miljarder NOK. NOK/SEK = 1.05 vilket ger 1.05*11,2 = 11.75 Miljarder SEK i börsvärde. Det vill säga kraftigt rabatt jämfört med värdet på denna tillgång förutsatt att mina antaganden inte är för positiva men det enda jag ser som realistiskt är att räkna med en annan dollarkurs för att få ett något lägre resultat på tillgångens värde men i helhet blir det ändå samma resultat där tillgången vid en försäljning utgör en stor del i lupes fall av hela bolagets värde och i detnors fall ett större värde än hela bolaget har idag.

Installation av topside Edvard Grieg

Installation av Edvard Grieg Topside för Lundin Petroleum.

Thialf lyfter Edvard Grieg på plats
Thialf lyfter topside på Edvard Grieg på plats för Lundin Petroleum.

Just nu pågår slutfasen i Lunding Petroleums Edvard Grieg projekt, där världens största flytande kran Thialf lyfter ”top side” på plats på understället som har stått och väntat sen 2014. En gigantisk operation och en oerhört viktig milstolpe för Lundin Petroleum (Ticker: LUPE) , Produktion för Edvard Grieg är tänkt att starta upp i år 2015 q4 och kommer att ta Lundins produktion från ca 30000 fat per dag direkt till 75000 fat per dag. Edvard Grieg fältet där Lundin har 50% ägande beräknas ligga på en platåproduktion om ca 100.000 fat per dag.

Produktionen kommer att bättra på LUPES produktion och kassaflöde och vara en gigantisk pusselbit i finansieringen av utbyggnaden av gigant fyndet Johan Sverdrup. Ledningen har även aviserat att det ökade kassaflödet från Edvard Grieg kommer att möjliggöra att Lundin börjar dela ut pengar till aktieägarna och man har även aviserat att detta kommer att vara möjligt redan 1år från denna tidspunkt och då handla om kontinuerlig utdelning, en utdelning man är säker på att man kommer kunna hålla konstant samtidigt som man kan finansiera utbyggnaden av Johan Sverdrup.

Själva lyftet är en gigantisk operation där redan nämda Thialf ingår som sköter själva lyftet som sker i 4 delar, plattformsdäck, processmodul, boendemodul samt flammtorn, i övrigt är en mängd lots och säkerhetbåtar även inblandade i transporter samt säkerhet runt själva lyftet. Det ser ut som att vädret har gjort att operationen tagit lite längre tid än planerat men förhoppningsvis får vi ett besked av LUPE i nästa vecka att allt är på plats.

Lundin borrar även för tillfället prospekt i närliggande licenser för att utvärdera eventuella närliggande fyndigheter och se om dessa kan knytas till produktionsplattformen för att på det sättet ytterliga bättra på livslängden samt ekonomin för projektet. Rakt söder om Edvard Grieg Ligger Luno 2 där man redan har hittat olja och nu borrar man Luno 2 North prospektet för att försöka addera ytterligare fyndighet i det direkta närområdet. Jag vågar mig på en inte alltför vågad gissning och säger att Luno 2 kommer att kopplas till Edvard Grieg i framtiden med en sub sea installation, dvs ingen egen plattform utan man utnyttjar befintlig plattform och ansluter närliggande fält med en undervattens installation för att spara pengar samt snabbare få ytterligare reserver i produktion.

 

Seadrill total dayrate för samtliga borriggar per kvartal

Seadrill

seadrill total dayrate per quarter 2015
Seadrills kommande totala dayrate per kvartal.

Roade mig med att kontrollera total Dayrate (det pris oljesällskapen får betala för att hyra en borrigg) för Seadrill baserat på kvartal med utgång i 2015 q1 och bestämde mig för att inte gå längre in i framtiden än till q4 2018 även om det i Seadrills riggrapport som finns här går att finna data ännu längre fram i tiden.

Dayrate i dollar per kvartal

Jag har alltså summerat ihop denna data för samtliga borriggar och valde att göra detta per kvartal i stället för månad för att minska ner jobbet något. Jag har i de fall en rigg går av datumet 1 månad eller mindre in o kommande kvartal rundat nedåt. En rigg som går av kontrakt i Juli bokförde jag enbart dayraten för q2 och alltså inte den ”skvätt” som kanske existerar in i q3 vilket jag heller inte kan få någon information om utan mer detaljer än vad jag har tillgängligt.

Till det intressanta.

Jag gjorde denna beräkning för ca 1 månad sen och nu under veckan så kommer Seadrill presentera sitt q2 resultat och uppdatera sin riggdata med vilken jag kan uppdatera min excel och jämföra hur det ser ut.

Dayrate minskar med 1 miljon dollar per kvartal.

Som man kan utläsa av diagrammet så låg den totala dayraten under q1 2015 på lite under 18 miljoner dollar per dag i rigghyra som Seadrill fick in. I q2 minskar detta till 16.6 miljoner dollar och förväntas minska ytterligare ner till 15.5 miljoner dollar per dag under q3 för att sen etablera sig på en platå på ca 15 miljoner dollar per dag som varar fram till q2 2016.

Om inga nya kontrakt till vettiga priser kan signeras så är det alltså ett bortfall i inkomst om i runda slängar 3 miljoner dollar per dag jämfört med utgången av 2014 vi tittar på.

Detta är alltså kontrakt som redan är bokade och nya kontrakt kan tillkomma som även ändrar dessa siffror till det bättre men om inga kontrakt omförhandlas eller termineras i förtid är detta alltså ”hyra per dag i dollar” som redan har ”hyresgäster”.

Framtiden för Seadrill?

Det jag kommer att titta på när Seadrill kommer ut med sin resultatrapport för q2 2015 är hur kontraktsituationen förändras och framförallt då om total dayrate per dag har ökat något för 2016.

Troligen kommer det presenteras några nya kontrakt men detta till helt andra priser än man haft historiskt vilket givetvis kommer dra ner snittet på rigghyran för hela bolaget.

Jag återkommer med en ny post angående Seadrill efter resultatrapporten.

 

En blogg om ekonomi, olja, oljebolag,oljeservice mm.