Login
 

Wordt fracken ooit winstgevend?

Door Jilles van den Beukel op 11 jan 2017 om 09:30 | Views: 4.480 | Categorie: Grondstoffen | Onderwerpen: schaliegas

Wordt fracken ooit winstgevend?

Nieuw op IEX: geofysicus Jilles van den Beukel. Hij heeft jaren bij Royal Dutch Shell gewerkt en gaat om de week hier op IEX schrijven over de olie- en gasmarkt.

Welkom Jilles!


Schalie heeft de oliewereld op zijn kop gezet. De snelle toename van de productie van schalieolie in de Verenigde Staten, tot meer dan vijf miljoen barrel per dag in 2014, verstoorde het evenwicht tussen vraag en aanbod op de oliemarkt.

In 2014 trapten de Saoedi's op de rem en besloten om voorlopig marktaandeel in plaats van prijs te verdedigen. Het resulteerde in de lage olieprijzen van de afgelopen twee jaar.

De productie van schalieolie is een andere tak van sport dan van conventionele olie. Bij de laatste gaat het er om olie te vinden. Vervolgens wordt daar een op maat gemaakt productieplatform op gezet. De mate van standaardisatie is beperkt. 

Sweet spots

Bij schalieolie gaat het niet zozeer om olie te vinden (schalieolie onder de grond is er in ruime mate) maar om de sweet spots te vinden waar die olie het best geproduceerd kan worden. In die sweet spots worden heel veel putten geboord en gefracked, op welhaast fabrieksmatige wijze.

De opbrengst per put is relatief laag. In de Verenigde Staten zijn ze er echter heel goed in geworden om dat zo goedkoop en efficiënt mogelijk te doen. Hoe er vanuit een oogpunt van energietransitie hierover ook gedacht wordt: technisch en geologisch was dit een prestatie van formaat.

En mogelijk gemaakt door een misschien wel unieke combinatie van omstandigheden:

  • Een uitstekende kennis van de ondergrond (er zijn in de Verenigde Staten meer putten geboord dan in de rest van de wereld bij elkaar).

  • Een kundige service-industrie die voor de oliebedrijven tegen lage kosten kan boren en fracken.

  • Toezicht door de afzonderlijke staten die de schalieolie-industrie veelal steunen (misschien niet in New York of Californië maar wel vrijwel overal daar tussen).

  • En ten slotte: goedkoop geld - iets dat ook de olieindustrie wezenlijk veranderd heeft.

Geen financieel succes

Wat door alle opwinding soms uit het oog wordt verloren is dat schalieolie weliswaar een technisch succes is maar bepaald geen financieel succes. Als geheel heeft deze industrie tot nu toe alleen maar verlies geleden.

In het begin werd er veel geld uitgegeven aan het verwerven van licenties in de sweet spot-gebieden in Texas en Wyoming. Na 2014 duurde het één tot twee jaar voordat drastische besparingen leidden tot breakevenkosten die enigszins in de buurt kwamen van de huidige lage olieprijs.

De reden dat de majors (de Shell's en Exxon Mobil's van deze wereld) slechts beperkt actief zijn in schalieolie is niet alleen dat produceren tegen de allerlaagste kosten niet hun sterkste kant is, maar ook dat schalieolieprojecten simpelweg vaak de cut niet haalden in hun wereldwijde ranking van projecten.

Als er al geïnvesteerd werd in schalieolie was dat veelal uit strategisch oogpunt, via overnames van bestaande bedrijven die vervolgens op afstand bestuurd werden (zo nam Exxon Mobil XTO over).

Grote belofte

Dat er alleen maar geld de schalie-industrie in gaat lijkt nu te gaan veranderen. De figuur hieronder laat zien dat de industrie nu - voor het eerst sinds jaren - cashflowneutraal is. Koersen van schalieolieproducenten zijn het laatste half jaar omhoog geschoten.

Er is een ware run ontstaan op licenties voor de Permian in West Texas (het gebied dat nu de laagste kosten lijkt te hebben - ook omdat het geen restricties heeft qua pijpleidingcapaciteit).

En inderdaad: grote hoeveelheden olie onder de grond in combinatie met kosten die nu gedaald zijn tot 30 à 40 dollar per vat voor de allerbeste sweet spots lijken een grote belofte voor de toekomst in te houden.

Schalie-industrie is  voor het eerst sinds jaren cashflowneutraal.
Klik op de grafiek voor een grote versie, bron: OilPrice.com

 

Kostenverlagingen

Er is één maar: het huidige lage kostenniveau van de schalieolie-industrie valt niet te handhaven als activiteiten weer aantrekken. Boorbedrijven hadden een jaar geleden de keus tussen met verlies doorwerken of de operaties (tijdelijk) staken. Veelal kozen ze voor het eerste.

In 2017 zullen zij een betere onderhandelingspositie hebben. Rystad Energy, een Noorse olieanalist, schat dat van de kostenbesparingen van de laatste twee jaar slechts ongeveer 40% structureel is (een hogere opbrengst per put, sneller boren) en ongeveer 60% cyclisch.

Kosten voor de beste sweet spots zouden kunnen stijgen van 30 naar 50 dollar per vat; kosten in de minder goede sweet spots van zo'n 50 naar 75 dollar per vat. De hamvraag is hoeveel structurele kostenverlagingen er nog in het vat zitten voor de komende jaren.

De frackers hebben veel gemeen met de Tesla's van deze wereld - ook al staan ze diametraal tegenover elkaar qua energietransitie. Het is de grote belofte voor de toekomst die aan de basis ligt van hun hoge waarderingen. Alleen moet die belofte nog wel worden waargemaakt.


Jilles van den Beukel is geofysicus. De informatie in deze column is niet bedoeld als professioneel beleggingsadvies of als aanbeveling tot het doen van bepaalde beleggingen.
Volg Van den Beukel ook via Twitter: @JillesAppelscha

Gerelateerd

schaliegas

Volgen
 
Klik hier om dit onderwerp te volgen en automatisch op de hoogte gehouden te worden van het laatste nieuws.

Reacties

Volgen
 
Klik hier om dit forumtopic te volgen en automatisch op de hoogte gehouden te worden bij nieuwe berichten.
27 Posts, Pagina: 1 2 » | Laatste
Aantal posts per pagina:  20 50 100 | Omlaag ↓
ttroo
0
Het probleem met schalieolie is dat de olieproduktie per put in de tijd snel omlaag gaat. Vandaar dat je continue door moet gaan. Lage boringskosten per put is dan noodzakelijk. Noem het inderdaad Fabricage.
optimu
0
"De frackers hebben veel gemeen met de Tesla's van deze wereld"
Dat klopt: het grote publiek blijft in beide gevallen verstoken van de complete feiten. Het publiek wordt voorgelicht met presentaties die slechts enkele aspecten belichten. Zouden alle aspecten worden gepresenteerd, dan zou men weten dat fracken en Tesla's direct in de ban kunnen.

Nee, echt toekomstperspectief had het werk van Nicola Tesla. Hij reed in 1905 in een elektrische auto zonder accu die de naam Tesla waardig was. Prima prestaties, geen oplaadtijd enz.

zaplog.nl/zaplog/article/in_1899_kwam...

Helaas is zijn werk toen in de ban gegaan en is men verder gegaan met energiebronnen en technieken waarmee het grote publiek wel aan een schuldenberg kon worden geholpen.


info_124
2
Denk eens, waar WEL de winst zit: beduidend lagere olie-betalingen aan Putin, de Sheiks en Ayatolla's: veel goedkoper de fracking-oliewinnaars te ondersteunden als investeringen in onze defensie. Daarnaast: Maduro-Venezuela, en andere corrupte regimes in Lybie, Brunei, Nigeria, Angola. Beter daar de olie in de grond te laten zitten in de hoop op rechtvaardigere regimes. Denk aan uw ontwikkelingshulp.
ttroo
0
Tijdelijke gedachte. Schalie olie is slechts voor een bepaalde periode. Het 'verdampt' heel snel. En dan is het hek van de dam. Duurder olie blijft liggen en wordt niet gewonnen. Verder wordt er niet gezocht naar nieuwe olievelden. En dan krijg je vanzelf een zware piek in de olieprijs. De Saoedie's hebben het beste verwoord. Olie Producers moeten zich als een groep gedragen. Ondanks dit neigt naar kartelvorming. Is het wel het beste voor iedereen. Zowel voor de bedrijven als voor de consumenten.
Brogembank
3
Goed artikel!
En inderdaad, alles waarmee we de stroom van oliedollars richting islam en de neo-communisten kunnen drukken is winst.
nicofd
0
Er is veel discussie over fracking in verband met vervuiling van het grondwater. De term olie produceren is ook een verdraaiing van de werkelijkheid, er wordt alleen maar olie uit de grond gehaald of gewonnen.
CO2 neutraal is het zeker niet, en als alle nakomende milieukosten meegerekend worden lijkt het mij een blijvende tijdbom.
K. Bouter
0
Olie investeringen zijn sowieso geen goed idee. We kunnen CO2 technisch gezien al dat spul gewoonweg niet oppompen. Het is linksom of rechtsom een dead-end belegging.
RmBSoldier
0
Wat een goed idee.
Dus geen biologische moestuin maar lekker schalieboren in de achtertuin. Wat zal mijn water er lekker van smaken. Ik tril er helemaal van. En dan kan ik weer op mijn motor rijden, donder op fietsknuffellaars. Ik zeg doen.
Dat zal ze leren die boze mensen uit de woestijn, maar vooral Poetin. /sarc off
Tesla's (het idee) vergelijken met frackers is dag vergelijken met nacht.
Ritageld
0
Het geschrevene lijkt achterhaald. De Amerikanen hebben niet stilgezeten.
Zie hieronder:

When Global Oil Prices Tanked, Shale Oil Production Didn't. Here's Why.

Aug 31, 2016 @ 09:45 AM
Operating oil and gas well profiled on sunset sky

As global oil prices fell from more than $100 a barrel in July of 2014 to less than $30 a barrel in January of 2016, industry observers expected to see a precipitous drop in U.S. shale oil production. At the time, these forecasts seemed sensible. Shale wells were definitely not the cheapest source of new crude oil production. In fact, the break-even costs for North American shale producers were thought to be about three times higher than for similar costs for Middle Eastern producers. Shale wells also deplete faster than conventional wells, with production rates falling about 70% after the first year. On top of this, many shale producers used inflexible debt financing to fund their operations, making a drop in operating cash flow potentially catastrophic for ongoing development efforts.

To the surprise of many, shale production actually increased during that drop in prices. Total production peaked in March of 2015, and has only fallen by 17% since then. Meanwhile, production in some basins, like the Permian in Texas and New Mexico, is within spitting distance of peak levels. While offshore rig workers around the world are packing up and heading home, oil companies are still drilling new wells in every major U.S. shale play. With this shift in oil resources, it’s no wonder major energy companies like BP are seriously examining how to best tap shale resources.

Why has U.S. shale production proven to be so resilient to low oil prices? I can think of (at least) three reasons. All three come down to costs. (Learn more in my "Off the Charts" podcast.)

First, as oil prices fell, so did the costs of drilling and completion services—more than 30% from the last quarter of 2014 to the first quarter of 2016. Because of this steep drop in costs, wells that would have been only marginally profitable in late 2014 could still be profitable in early 2016. Much of this decline in the price of drilling and completion services can be rationalized simply by supply and demand. When oil prices fell, shale producers had the ability to drive a harder bargain with their suppliers. After all, there was less of a “pie” to share in those negotiations, and there were fewer customers for oilfield service contractors to negotiate with. Thus, even without changing operating procedures or drilling locations, shale producers were partially insured against lower oil prices by a fall in the costs they faced.

Second, the engineering properties of shale wells mean that “breakeven” price calculations can be misleading about the profitability of new wells in a different oil price environment. While the development costs of conventional oil wells are mostly fixed in the form of drilling an expensive hole in the right place, more than half of the cost of developing a shale well lies in the complicated hydraulic fracturing treatment that producers must employ to make these wells productive. There is now long-standing evidence that more aggressive treatments generate more oil production. But since more aggressive treatments are more expensive, shale producers must solve a cost-benefit tradeoff: how much “fracking” maximizes the profits of a given well?

As we learn in Economics 101, the solution depends on both the price of output (oil) and the price of inputs (completion services). As oil prices fall, it is economically rational for shale producers to reduce the scale of their hydraulic fracturing treatments, because the marginal amount of oil generated by a marginal increase in the scale of the fracking treatment is less valuable than the cost of the treatment. Similarly, as service costs fall, it is rational to increase the scale of fracking treatments. Thus, a “break-even” price, often calculated as yesterday’s costs per well divided by yesterday’s expected production per well, will overstate the true price at which a shale producer would prefer to stop drilling completely.

Finally, shale producers are learning how to get greater bang for their buck out of drilling operations. As my colleague Sam Ori pointed out in an earlier post, producers have substantially increased the of total oil recovered in a typical well—from about 5% of the original oil in place to more than 12%. BP’s Chief Economist Spencer Dale predicts a 25% recovery factor might even be conservative five years from now. My research about the technical progress of hydraulic fracturing in the Bakken Shale of North Dakota shows that this is mostly explained by learning.
R0ME0
0
quote:

Ritageld schreef op 12 jan 2017 om 11:37:


Het geschrevene lijkt achterhaald. De Amerikanen hebben niet stilgezeten.
Zie hieronder:

When Global Oil Prices Tanked, Shale Oil Production Didn't. Here's Why.

Aug 31, 2016 @ 09:45 AM
Operating oil and gas well profiled on sunset sky

As global oil prices fell from more than $100 a barrel in July of 2014 to less than $30 a barrel in January of 2016, industry observers expected to see a precipitous drop in U.S. shale oil production. At the time, these forecasts seemed sensible. Shale wells were definitely not the cheapest source of new crude oil production. In fact, the break-even costs for North American shale producers were thought to be about three times higher than for similar costs for Middle Eastern producers. Shale wells also deplete faster than conventional wells, with production rates falling about 70% after the first year. On top of this, many shale producers used inflexible debt financing to fund their operations, making a drop in operating cash flow potentially catastrophic for ongoing development efforts.

To the surprise of many, shale production actually increased during that drop in prices. Total production peaked in March of 2015, and has only fallen by 17% since then. Meanwhile, production in some basins, like the Permian in Texas and New Mexico, is within spitting distance of peak levels. While offshore rig workers around the world are packing up and heading home, oil companies are still drilling new wells in every major U.S. shale play. With this shift in oil resources, it’s no wonder major energy companies like BP are seriously examining how to best tap shale resources.

Why has U.S. shale production proven to be so resilient to low oil prices? I can think of (at least) three reasons. All three come down to costs. (Learn more in my "Off the Charts" podcast.)

First, as oil prices fell, so did the costs of drilling and completion services—more than 30% from the last quarter of 2014 to the first quarter of 2016. Because of this steep drop in costs, wells that would have been only marginally profitable in late 2014 could still be profitable in early 2016. Much of this decline in the price of drilling and completion services can be rationalized simply by supply and demand. When oil prices fell, shale producers had the ability to drive a harder bargain with their suppliers. After all, there was less of a “pie” to share in those negotiations, and there were fewer customers for oilfield service contractors to negotiate with. Thus, even without changing operating procedures or drilling locations, shale producers were partially insured against lower oil prices by a fall in the costs they faced.

Second, the engineering properties of shale wells mean that “breakeven” price calculations can be misleading about the profitability of new wells in a different oil price environment. While the development costs of conventional oil wells are mostly fixed in the form of drilling an expensive hole in the right place, more than half of the cost of developing a shale well lies in the complicated hydraulic fracturing treatment that producers must employ to make these wells productive. There is now long-standing evidence that more aggressive treatments generate more oil production. But since more aggressive treatments are more expensive, shale producers must solve a cost-benefit tradeoff: how much “fracking” maximizes the profits of a given well?

As we learn in Economics 101, the solution depends on both the price of output (oil) and the price of inputs (completion services). As oil prices fall, it is economically rational for shale producers to reduce the scale of their hydraulic fracturing treatments, because the marginal amount of oil generated by a marginal increase in the scale of the fracking treatment is less valuable than the cost of the treatment. Similarly, as service costs fall, it is rational to increase the scale of fracking treatments. Thus, a “break-even” price, often calculated as yesterday’s costs per well divided by yesterday’s expected production per well, will overstate the true price at which a shale producer would prefer to stop drilling completely.

Finally, shale producers are learning how to get greater bang for their buck out of drilling operations. As my colleague Sam Ori pointed out in an earlier post, producers have substantially increased the of total oil recovered in a typical well—from about 5% of the original oil in place to more than 12%. BP’s Chief Economist Spencer Dale predicts a 25% recovery factor might even be conservative five years from now. My research about the technical progress of hydraulic fracturing in the Bakken Shale of North Dakota shows that this is mostly explained by learning.


Productie niet willen en niet kunnen stil leggen heeft daar meer mee te maken.
Je kan niet miljarden lenen van banken, convenanten afspreken dat je minimaal een bepaalde EBITDA moet draaien en dan vanwege de lage olieprijs stoppen met pompen.
Je zal door moeten, dat er dan na EBITDA en EBIT aan E een dikke min overblijft en dat de meeste bedrijven zijn gaan bedelen bij de aandeelhouders voor meer geld, tja...
Er zijn zelfs een paar hele grote nog maar net overeind gehouden op die manier omdat het ook voor een hoop geldverstrekkers not done was dat de toko om zou vallen en ze dus met zijn allen aandeelhouders hebben overtuigd dat zij er nog meer geld in moesten steken.

Gelukkig gaat het nu weer wat beter en dus kunnen een hoop van die aandeelhouders mogelijk weer wat van hun geld terug zien, maar de risk reward op dat moment was gewoon belachelijk, maja, rug tegen de muur, alles kwijt of hoop tegen grotendeels beter weten in...
R0ME0
0
Ik zou zelf graag meer informatie willen hebben over de mate van vervuiling van shalie vs de vervuiling van normale methodes.

Ik heb het idee dat die shalie winning enorm vervuilend is en vaak veel dichter in de buurt van bewoonde gebieden.

Je leest wel eens van die extreme verhalen maar weet iemand echt, en dan echt weten en niet zelf ergens ook iets gelezen van iemand die meende dat....., wat de vervuiling is van Shalie vs normale vervuilende olie winning. Vervuilend is het altijd.
bdj
0
quote:

Ritageld schreef op 13 jan 2017 om 10:27:


Goed overzicht gebruikte chemicalien:

www.groenerekenkamer.nl/chemicalien/


Fijn om te zien dat de groene khmer ook vertegenwoordigd is op IEX
Jilles van den Beukel
0
De auteur van deze column waardeert uw comments - met name ook als U het niet met hem eens bent.

Misschien komt er nog eens meer informatie naar buiten over de manier waarop sommige schalieolie bedrijven hebben overleefd. Duidelijk is dat het voor de financiers beter was om te wachten op betere tijden dan een in wezen failliet bedrijf ook failliet te laten gaan. Dat daarbij alle convenanten de prullenbak in moesten nam men voor lief.

Er is in een aantal comments gerefereerd aan de discussie over de milieu effecten van fracking.

Wat betreft de CO2 uitstoot: die is er natuurlijk. Niet minder maar ook niet meer dan voor het verbruik van een vat conventionele olie. Klimaatverandering is een serieus probleem dat gelukkig nu ook serieus wordt aangepakt.

Wat betreft de grondwatervervuiling: men frackt op dieptes van pakweg 2 of 3 km. Een single frack zal een dimensie hebben van enige tientallen meters. Misschien 100 m als men echt zijn best doet. Dat men helemaal naar het grondwater dicht bij het oppervlak frackt lijkt me uitgesloten.

Daarnaast boort men op weg naar de oliehoudende laag door de grondwaterlagen heen. Wat dat betreft is er geen verschil met een put voor conventionele olie. Van belang is dat de put goed wordt afgecased, maw dat er goede barrières zijn (cement, staal) tussen de put en de lagen er om heen.

Dat er in de VS heel sporadisch dingen mis gaan ligt naar mijn mening aan een soms meer beperkt toezicht en aan een klein gedeelte van de operators die meer bereid zijn om short cuts te nemen.

In principe kan dit veilig en schoon, mits men zich aan een aantal basisregels houdt. Desondanks zie ik dit in Nederland niet op grote schaal gebeuren:
- de kans dat dit commercieel is lijkt me heel klein, met name ook gezien het hogere kosten niveau van de Nederlandse service industry.
- fracken is een behoorlijk grote industriële operatie, veel vrachtverkeer, die ik in een dichtbevolkt land als het onze niet gauw op grote schaal van de grond zie komen.

Amerikaanse geologen hebben regelmatig verzucht: wij hebben duizenden putten gefrackt in de US, op een schone en veilige manier, waarom kan dat niet in Europa. Maar dat is nu juist de issue: in Europa wil men helemaal geen duizenden putten die geboord en gefracked worden; ook niet als dat schoon en veilig gebeurd.
Falcone
1
Schalieolie is gewoon te duur.Klein putje, smerig chemicaliën en maximaal 2 tot 3 jaar opbrengst. Torenhoge schulden en US banken die pa vanaf 60 dollar willen financieren.
Bijna alle Europese landen zijn dicht bevolkt, zeker Nederland.Te grote risico's bv.bij waterbeheersing.
Schalie is dus een hersenschim, goed voor onnozele beursanalisten.
optimu
0
@ Falcone, goede post.

De schalie business is wat mij betreft te vergelijken met religies.

Neem bv. het christendom. Iedereen die zich een klein beetje verdiept in het Vaticaan, weet dat de boel daar zwaar fout zit ofwel de spirituele groei van gelovigen wordt vanuit het Vaticaan bewust op alle mogelijke manieren tegengewerkt ten faveure van eigen glorie.

Maar de gemiddelde pastoor in den kerke in zijne gemeente heeft er geen enkele notie van. Hoe ga je de pastoor die zo stevig geïndoctrineerd is tijdens zijn universitaire theologie studie nog van zijn geloof brengen? Schier onmogelijk.

Hetzelfde geldt voor andere geïndoctrineerden, met name universitair opgeleiden: economen, natuurkundigen, doktoren, teveel om op te noemen. De predikanten die deze studies voortbrengen zijn ook niet meer van hun geloof af te brengen.

Wie hierin voor zichzelf verbetering wil aanbrengen, zou eens wat lessen kunnen nemen op deze site.

www.pateo.nl/

27 Posts, Pagina: 1 2 » | Laatste
Aantal posts per pagina:  20 50 100 | Omhoog ↑

Plaats een reactie

Meedoen aan de discussie?

Word nu gratis lid of log in met je emailadres en wachtwoord

Auteur Meer»

Jilles van den Beukel

Jilles van den Beukel is geofysicus en werkte ruim 25 jaar voor Royal Dutch Shell. Sinds 2016 schrijft hij over de olie- en gasindustrie op zijn blog JillesonEnergy.

Recente columns van Jilles van den Beukel:

23 jun OPEC versus schalieolie 6
15 jun Schaliegas blijft groeien 11
01 jun Gas uit Groningen: veiligheid bo... 21
Gesponsorde links

Meer »

Declarant (Rotterdam)

Ben je een startende of al ervaren Declarant die op zoek is naar een nieuwe uitdaging binnen de transportsector? 23 jun - Samskip

23 jun Docent/onderzoeker Accountancy (Enschede)
23 jun Heftruckchauffeur/orderpicker (Wezep)
23 jun Beleidsmedewerker formatie en financiën (Haren)