Importante, desde Abril 2020, el shale oil puede disminuir 100.000 b/d por mes
Autor
steelman1234
Actualizado:
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.
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.
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.
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.
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.
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.
[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.
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.
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:
Ser autosuficiente en productos con un mayor margen en la cadena de hidrocarburos
Exportar productos con precios globales elevados
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:
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.
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 ".
Brasil se ha negado formalmente a unirse a la OPEP permitiéndoles crecer sin ninguna limitación a los recortes.
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 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.
Muchas gracias Steelman
. Y a disfrutar el Año Nuevo!!!!!
en respuesta a
Hariseldon522
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#39
steelman1234
01/01/20 15:45
A corto plazo, mínimo 2022-2023 no hay solución, porque los proyectos de expansión de oleoductos están estancados y aunque se desbloquearan, los trámites y la propia construcción, nos llevarían a esas fechas.
El problema es que hubiera una crisis en ese periodo de espera. Si hay subida de los precios del petróleo en 2020, no se benefician de la misma forma que Enquest, por poner un ejemplo. En cambio, la crisis (2020-2021) les cogería sin ampliación de tuberías. Por eso no recomiendo petroleras canadienses (ya sabéis mi devoción por Cenovus), en esta ventana de precios del petróleo crecientes.
Alberta no tiene nada que ver. Depende de BC y la parte americana de la Keystone XL. También la tubería hacia los grandes lagos (una reconversión pendiente de gas a petróleo) está paralizada.
A largo plazo (si no hubiera crisis) serían mi primera apuesta.
Saludos.
en respuesta a
steelman1234
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#38
01/01/20 15:27
Muchas gracias Steelman. Que te tengo trabajando en Año Nuevo!!!
¿No crees que los problemas que están teniendo en el transporte son coyunturales?
Me refiero a rotura de tuberías, huelga de ferrocarriles. ¿No es razonable pensar que a corto plazo estos temas deben desaparecer, y que incluso, cuando los problemas de suministro de crudo se vayan haciendo más evidentes para la mayoría de la gente, la postura de Alberta se suavice y sea más sencillo todo el tema de construcción de nuevas tuberías? No sé si llegarán a tiempo pero, tenemos un activo valioso, petróleo, que fruto de la escasez, se hará más valioso, supongo que al final encontrarán la manera de soslayar los problemas que parecen encontrarse básicamente en el plano político (Alberta) y en las infraestructuras de transporte...
Gracias de nuevo por contestar en Año Nuevo....
en respuesta a
Hariseldon522
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#37
steelman1234
01/01/20 15:01
Completo.
El problema de los diferenciales llegó cuando la producción canadiense sobrepasó la capacidad de entrega a finales de 2018. El ajuste del gobierno , colocó por debajo ligeramente la producción, pero hubo una fuerte protesta de Suncor, Imperial oil y otros, que tienen refinerías y pueden aprovechar los diferenciales, comprando crudo barato para refinarlo y mejorar los márgenes, mientras ahogan a sus competidores sin refino.
Por eso, Alberta levantó la prohibición pronto, para evitar la presión de parte de sus productores que interpretaban que se estaba vulnerando el libre comercio.
Al levantar la restricción, volvemos a estar en problemas , ante el más mínimo contratiempo, además de ciertos proyectos que han ido saliendo por el camino. Han aumentado el transporte por ferrocarril, pero el aumento de la producción ha vuelto a llevar a los límites, la entrega.
En realidad, lo tienen fácil. Una salida al mar resuelve todos sus problemas, pero la salida es por BC, que casi no tiene petróleo frente a Alberta que no tiene costa.
Alberta ha amenazado con cortar el suministro a BC, incluso habla de independizarse (ridículo, porque siguen sin salir al mar).
Saludos.
en respuesta a
Hariseldon522
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#36
steelman1234
01/01/20 14:48
Como he comentado, el gobierno de Alberta ha permitido a lo largo del año incrementar la producción, sin llegar a los niveles anteriores al corte, pero casi. Los inventarios se han reducido, pero ha bastado un contratiempo para volver a subir los inventarios de nuevo, porque la producción sigue demasiado alta.
El "oil spill" de la Keystone y a continuación la huelga de los ferrocarriles canadienses, han vuelto a reducir durante un tiempo las entregas, aumentando de nuevo los inventarios. Luego, cuando se resuelven los problemas, los inventarios siguen altos. Ahora deberían bajar inventarios, pero estando al límite es difícil.
No pueden producir más y tampoco rebajan inventarios. Consecuencia, al no poder almacenar más producto, por estar casi al límite, cualquier contratiempo hunde los precios, independientemente de la subida del WTI.
Saludos.
en respuesta a
steelman1234
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#35
01/01/20 14:36
Discúlpame Steelman, pero no entiendo tu argumento de que el crudo canadiense no puede beneficiarse de la subida del WTI. Ceteris paribus, es decir, si asumimos la producción del crudo canadiense tal que mantenga los inventarios, se mantengan los costes de transporte por tuberías y sobre todo por ferrocarril, el diferencial debería quedarse igual, como comentas sobre 15$. ¿No querrás decir más bien, que, aunque suba el WTI, ellos no pueden aprovechar para subir la producción, ya que eso aumentaría el diferencial?. Pero para la misma producción, la que no aumenta el diferencial, ellos sí deberían beneficiarse de los mejores precios. Ya sabes que te lo pregunto desde la ignorancia, ¿Estoy equivocado?. Resumo mi idea. Aumentos del WTI, si permiten aumentos del WCS, quizá no en la misma medida por aumentos de producción/diferencial, pero desde luego no veo que se pierda totalmente esa mejora del precio. Como siempre gracias anticipadas y Feliz Año Nuevo!!!!!
en respuesta a
Francisco Llinares
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#34
steelman1234
01/01/20 10:03
Hola Francisco.
Primero debo confesar que si estoy en Rankia es gracias a tus artículos.
No me gusta lo políticamente correcto y es mejor decir lo que piensas, aunque no le guste a la gente.
Coincido contigo y asi lo he dicho otras veces, que no creo en el análisis técnico en medio de una bolsa manipulada. Quizás para valores pequeños, pero su poco volumen desvirtúa el análisis.
Aun asi, respeto suelo y techos de mercado de largo plazo, cuando se rompen y me fijo en las líneas de tendencia. Lo que no se suele cumplir son las figuras.
Y es cierto que observo una posición mayoritaria en Rankia sobre dejarse llevar por la tendencia alcista causada por la intervención de los bancos centrales, hasta el punto de ridiculizar cualquier mención a un desplome bursatil.
Debe ser que los tipos negativos, la deuda inmensa en todo el mundo ya no cuenta. La escasez de los recursos (sobre todo el petróleo, pero también los demás como la plata) no computa para la economía creciente de este Matrix en el que estamos envueltos.
La reflexión sobre los tipos negativos es especialmente importante. Si un gobierno puede pedir prestado y además cobrar por ello, quiere decir que la materia prima no vale nada, es decir, el dinero de papel no tiene valor cuando para prestarlo además debes pagar. La impresora de los bancos centrales ha puesto de manifiesto cual es el verdadero valor intrínseco del dinero de papel. Ahora solo falta que los inversores-consumidores sean conscientes de ello. Los gestores ya lo saben, pero piensan que serán muy listos y por una puerta muy,muy estrecha conseguirán salir los primeros, antes del colapso final.
Cuesta aceptar que un sistema que lleva funcionando casi cincuenta años, de repente deje de hacerlo. Las compras de oro de los bancos centrales indican la preparación de algunos para cuando llegue el reset definitivo.
La subida de los precios del oro y plata, para mi es la mejor señal del grado de inestabilidad y el peligro de que el proceso final se acerque. Este año el oro ha marcado máximos históricos frente a casi todas las monedas y en dólares casi ha subido un 20%. Puede ser la señal que deberá ser confirmada en este 2020.
Saludos.
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PNeoliberales
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#33
steelman1234
01/01/20 09:49
Hola PNeoliberales.
Si ves el resto de los post, quizás te asustes. Mi etapa de estudiar los valores por fundamentales, terminó después de la crisis de 2008. Los mercados están demasiado manipulados para entrar en consideraciones de buscar empresas "buenas, bonitas y baratas", cuando lo que suben son los índices, apoyados por los bancos centrales y las recompras de acciones.
Saludos.
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Hariseldon522
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#32
steelman1234
01/01/20 09:45
Gracias de nuevo Hariseldon522 y aprovecho el comentario para desearos a todos un feliz año.
Saludos.
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Bgaal
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#31
steelman1234
01/01/20 09:43
Hola Bgaal.
El spread del WCS-WTI se debe a la falta de oleoductos para trasladar la producción. Como la producción canadiense es superior a la cantidad que pueden vender, los inventarios se acumulan y los precios bajan.
El gobierno de Alberta para reducir el diferencial, redujo la capacidad máxima a principios de 2019, hasta que los inventarios se redujeran.
Esta medida consiguió reducir el diferencial hasta valores "normales" de 15$, durante gran parte del año, pero permitió durante el año, ir incrementando paulatinamente la producción. La rotura de un oleoducto principal y sobre todo la huelga de los trenes (por donde las productoras canadienses sacan parte de su producción), volvió a presionar los diferenciales.
No está previsto antes de 2022 la llegada de nuevos oleoductos, por lo que salvo nuevas medidas de reducción, el WCS no puede beneficiarse de la subida del crudo americano. No obstante si hay algún cambio, lo iré mencionando.
Saludos.
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steelman1234
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#30
30/12/19 20:42
Muchas gracias Steelman por este articulo tan completo, en especial todo lo referente al recuento de equipos de fracking, que pareve que siempre los ojos estan puestos en el recuento de rigs y DUCs y esta otra pata es fundamental.
Por otro lado, y ya que se ha hablado del diferencial WTI-WCS actual... podrias darnos tu opinion del por qué del spread actual? Sentimiento negativo sobre los proyectos de pipelines? La fuga en una tuberia de hace unos meses? No entiendo como puede haber esos diferenciales siendo el petroleo canadiense muy util (al ser pesado) para las refinerias USA que estan ahogadas con tanto petroleo superligero del shale...no te parece?
Repito, muchas gracias por tus exposiciones!
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Hariseldon522
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#29
30/12/19 15:02
Y creo que terminando con el tema de los taxis eléctricos, los problemas actuales para hacer viajes largos creo que son determinantes. No es casual que yo, usuario habitual, no me haya encontrado uno hasta ahora. Al parecer en Valladolid hay cuatrocientos y pico taxis, de los cuales tan sólo hay 3 eléctricos, dos Nissan Leaf y el Kia Soul EV en el que monté. Al parecer el impacto del eléctrico en el sector del taxi, al menos al día de hoy es testimonial. Saludos
Suscribo totalmente todos los puntos de tu comentario y añado uno más: debido a que los bancos centrales se han cargado la ley de oferta y demanda, el porcentaje de fiabilidad del análisis técnico ha bajado bastante.
El artículo es magnífico, pero, diciendo que el emperador está desnudo, no puedes esperar que haya mucha gente que valore el trabajo. Ten en cuenta que es más fácil engañar a la gente que convencerlos de que los han engañado.
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steelman1234
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#24
30/12/19 07:07
Mis disculpas Steelman, aunque estoy suscrito a tu blog externo a Rankia, por algún motivo no me llegan las alertas, y tu cartera allí estaba (estaba es la clave( sin actualizar hace mucho tiempo. Volviendo a tu blog, veo que mi consulta sobre mineras de oro y plata no tiene sentido, de hecho tú hiciste referencia expresa a tu blog y a ese apartado. Mis disculpas y gracias de nuevo. De cara a un futuro intentaré leerte más y preguntarte un poco menos...
Saludos
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unopoleco
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#23
29/12/19 20:36
Muchas gracias unopoleco. Efectivamente, la posición que hice a raíz de tu comentario fue Neo Lithium. He leído el trabajo de Bohlsen, lo que pasa es que suele publicar sus artículos en Seeking Alpha con bastante retraso respecto a cuando los redacta para su propio servicio de pago. Algo probablemente lógico, pero no habitual en SA.
En cobre tengo bastantes empresas pero investigaré Excelsior Mining, del resto de los metales simplemente no tengo nada. Como te dije, en el fondo no soy muy fan del coche eléctrico, aunque por otro lado que grafito y vanadio lleven caídas considerables me atrae, en lugar de desagradarme. Es cierto que lees a Bohlsen y todo parece ser la inversión de tu vida, pero en los comentarios uno puede encontrar puntos de vista menos bullish. Gracias de nuevo, unopoleco. Saludos.
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Hariseldon522
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#22
steelman1234
29/12/19 20:34
Gracias de nuevo a los dos. Sin recibir contestación se hace monótono y no tienes conocimiento si tus planteamientos llegan a la gente o no.
Esta semana no estaré, pero intentare buscar algún hueco para leer algo.
Saludos cordiales.
PD. Respecto a la inversión de 2014, si, la salida del presal brasileño afloja bastante después de 2020 y solo Liza en Guyana se puede considerar posterior a 2014. Siempre quedan las inversiones estatales en Oriente Medio y quizás Rusia, por la ventaja de un rublo débil. Aun asi recordar que el shale oil (y los LGN) han mantenido la oferta en los últimos diez años. Una barbaridad. (Canadá e Iraq han compensado los declines de Venezuela y México).
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steelman1234
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#21
29/12/19 20:22
Muchas gracias Steelman, un placer leerte. Pues nada, dada la subida dejaremos Hecla para mejor ocasión. Cuando hayas construido tu posición, o simplemente cuando lo consideres oportuno, aquí tienes a alguien encantado de conocer cuales son las mejores mineras de oro y plata en tu opinión. Gracias de nuevo. Saludos.
