Dette innlegget presenterer litt om skifergass i USA med noen utvalgte utsagn fra e-poster, intervjuer og presentasjoner om skifergass. Den omfattende dokumentasjonen som det er referert fra ble publisert av The New York Times 25. juni 2011.
Videre litt om nylig foretatte nedskrivninger hos noen av selskapene som opererer i USA med utvinning av gass fra skifer
EIA har en god introduksjon til skifergass.
OMRÅDER FOR UTVIKLING AV OLJE OG GASS FRA SKIFER
Alle skifergassområdene er ikke like, og normalt vil de beste områdene bli utviklet først (lavest hengende frukt). Siden vil områder som er mer krevende bli utviklet om forventet lønnsomhet tillater det.
Innenfor samme område kan det være store variasjoner i blant annet tykkelse av organiske soner, hvor dypt disse ligger og hva typer hydrokarboner som er tilstede.
Animasjonen over er fra EIA og viser utviklingen i brønnaktiviteten i Pennsylvania, der store deler av Marcellus formasjonen er. Animasjonen dekker perioden januar 2005 til april 2012.
GASSUTVINNING I USA
Utvinning av olje og gass fra skifer ble attraktivt med oljepriser over $50/fat og gasspriser i det amerikanske markedet (Henry Hub) over $5 – 6/Mcf (1 Mcf = 1 000 kubikkfot; 28,3 kubikkmeter) fra rundt 2004 (ref figur 03 som viser prisutviklingen på Henry Hub, og figur 02 fra EIA (EIA; Energy Information Administration) som også viser utviklingen i utvinningen av gass fra skifer.
Et nettsted med mye god informasjon om skifergass i Marcellus.
Figuren ovenfor illustrerer at gassutvinningen i USA hadde en fallende trend fra rundt 2000 og at prisene gjorde utvinning av gass fra skifer attraktivt. Dette utløste en massiv borekampanje som raskt økte tilbudet av gass og skapte en situasjon med overforsyning og priskollaps, ref også figur 03.
HISTORISK PRIS OG FORWARD KURVE
Den grønne stiplete linjen (ofte omtalt som forward kurven) viser prisene på fremtidskontraktene (futures) for gass på NYMEX for perioden september 2012 til desember 2024. Diagrammet viser fremtidspriser fra 3. august 2012.
(MMBTU = Million Btu (Btu, energienhet; 1 Btu = 1,055 kJ) tilsvarer rundt 1 Mcf; 1 000 kubikkfot; 28,3 kubikkmeter)
Historisk har det vært til dels store og normalt sesongbetingede svingninger i prisen på amerikansk naturgass. Det er også regionale prisforskjeller mellom omsettingspunkt for naturgass i Nord Amerika.
På denne siden viser EIA utviklingen i prisdifferensialet for gass levert TCO Appalachia (mye av gassen fra Marcellus omsettes her) og Henry Hub. Tidligere ble gass omsatt i det nordøstlige USA gitt en premie relativt Henry Hub på grunn av nærhet til markedet.
Nå, og for en tid fremover blir denne gassen omsatt lavere enn Henry Hub hovedsakelig på grunn av at veksten i produksjonen har vært raskere enn utviklingen av transportkapasitet.
Oppgangen i prisene vintrene 2000/2001 og 2002/2003 skyldtes en stram forsyningssituasjon (naturgassutvinningen i USA var da inne i en fallende trend, ref figur 02). Oppgangen i 2005 skyldtes orkanen Katrina og oppgangen i 2008 var primært en reaksjon på vekst i oljeprisene. Etter oljeprisen kollapset sommeren 2008 rev den med seg prisen på naturgass.
Prisoppgangen fra rundt 2004 gjorde utvinning av gass fra skifer attraktivt og prisveksten dro et voksende antall aktører inn i utvinningen av gass fra skifer. Gradvis førte denne aktiviteten til en sterk vekst i naturgassforsyningen som bidro til at prisene falt til under $2/Mcf våren 2012.
De lave prisene nå rettferdiggjør ikke kostnadene for brønner og selskapene startet å flytte riggene fra boring av gassbrønner til boring av brønner som hovedsakelig produserer væske som olje, kondensat og NGL (NGL markedet i USA opplever nå et ”blodbad”).
NGL, Natural Gas Liquids; hovedsakelig etan, propan og butan.
Lav pris medfører nå en sterk vekst i bruk av naturgass for elektrisitetsproduksjonen i USA på bekostning av kull. Flere analytikere oppgir nå at denne substitusjonen fra kull til naturgass finner sted med gasspriser (Henry Hub) rundt $2,50 – 3,00/Mcf.
Ettersom gassprisene vil vokse, på grunn av et forventet fall i forsyningen (noe som nå reflekteres i forward kurven), vil naturgass gradvis bli byttet med kull. Dette senker gassetterspørselen og bremser en eventuell prisvekst.
Generelt vil gassprisen måtte bevege seg rundt $5/Mcf før det igjen blir attraktivt å øke boringen etter gass i skifer. Nå synes dette å ligge 2 – 5 år frem i tid.
Mange operatører vil fortsette å bore en stor mengde brønner for gass da avtalene med grunneierne ofte inneholder klausuler om å bore innen en gitt periode.
Dette er ofte referert til som ”Drill it or lose it!” klausuler.
BERNSTEIN OM UTSIKTENE FOR GASSPRISEN I NORD AMERIKA
”We retain our assessment of Marcellus resources as capable of providing the entire US with 18 years of demand at sub-$5/mcf marginal cost.” mcf = Mcf = 1 000 kubikkfot
– Bernstein Research, February 6, 2012,”Dissecting and Disagreeing with the EIA/USGS Marcellus Resource Outlook”.
Bernstein gjentar sin konklusjon i rapporten ”Resource Play Oil & Gas Marginal Cost Curves and More” datert 22. mai 2012.
Bernstein sin konklusjon om prisnivået på gass i Nord Amerika er verdt å legge merke til.
Det er vel få som kjenner det amerikanske energimarkedet så godt som Bernstein og gjennom årene har Bernstein levert en rekke gode analyser om utviklingen i utvinningen av olje og gass fra skifer.
Flere andre estimater for hva gasspris som gir lønnsomhet for brønner for utvinning av gass fra skifer gir støtte til konklusjonene fra Bernstein. Dette inkluderer kostnader for rettigheter til land, boring, komplettering, flertrinns hydraulisk oppsprekking (multistage hydraulic fracking), oppkobling, drift, royalties og skatter.
Om Bernstein (og andre) er i nærheten på hva som blir riktig (noe det nå er liten grunn til å tvile på) så vil gassprisene i Nord Amerika på lang sikt kunne bli noe lavere enn hva som nå reflekteres i ”forward” kurven for gass (NYMEX Futures) vist i figur 03.
BRØNNKOSTNADER
Brønnkostnadene er påvirket av flere faktorer som type brønn (vertikal/horisontal), horisontal lengde, dybde, antall trinn med hydraulisk oppsprekking (multistaged hydraulic fracking), terreng (topografi), logistikk (god flyt mellom aktivitetene som kreves for å lage en produserende brønn) andre områdespesifikke forhold og som med mye annet, varierende doser med plunder og heft.
Artikkelen ”Pennsylvania: the ”ground zero” of the US shale gas drilling boom” fra engelske The Guardian fra april 2011 beskriver at i 2010 brukte selskapene totalt $17,9 milliarder på 1 415 brønner i Marcellus.
Dataene i denne artikkelen antyder at gjennomsnittlig brønnkostnad i Marcellus var rundt US$12 millioner i 2010.
En gjennomgang av data for 2011 fra flere aktører i området gir støtte for størrelsesordenen for brønnkostnaden. Kostnaden reflekterer klargjøring av område, boring og komplettering av en horisontal brønn med flertrinns hydraulisk oppsprekking og oppkobling til prosesserings og transportanlegg.
Generelt har utviklingen beveget seg i retning av mer avanserte og kostbare brønner som resulterer i høyere produksjon, lavere enhetskostnad og høyere forventet utvinnbart (EUR; Estimated Ultimate Recovery).
Disse brønnene, om de har et utvinningsprofil som vist i figur 05, krever en veid markedspris (avhengig av avkastningskrav og andel og type væske som produseres med gassen) over $4,50 – 5,00/Mcf for å bli lønnsomme.
Den refererte prisen inkluderer ikke bidrag for mineralrettighetene fra grunneierne, ytterligere oppsprekking senere i brønnens levetid og kapitalkostnader.
Gassen i Marcellus er generelt veldig tørr.
Så langt er det sparsomt med historiske data for disse ”superbrønnene” og det pågår en rekke diskusjoner om både økonomisk levetid, fremtidige fallrater og totalt utvinnbart for brønnene.
Her vil bare tiden vise hva som blir realiteten.
BRØNNPROFILER
Her vil det kort beskrives litt om produksjonsprofiler for brønner som utvinner gass fra skifer. Profilene for gass og olje fra skifer har mange likhetstrekk der det mest fremtredende er det bratte fallet tidlig i brønnenes levetid.
Pro forma brønnen vist i figur 05 har et produksjonsprofil og en EUR som er rundt 3 ganger høyere enn det som er vist for Marcellus i figur 04 i EIA sin Annual Energy Outlook 2012.
DYNAMIKK VED UTVIKLING AV ET OMRÅDE
De bratte fallratene skaper en interessant dynamikk både for å skape vekst i utvinningen, og for å opprettholde et produksjonsnivå.
Ved bygging av produksjonen vil et akselererende antall brønner måtte bringes inn for både å kompensere for fallet fra produserende brønner og sikre vekst i utvinningen.
I figuren er også vist resultatet fra en simulering der det er antatt at et platånivå per juni 2012 blir opprettholdt ut 2020 (transparente farger) med bruk av pro forma brønner som vist i figur 05.
Videre estimat for antall brønner som månedlig vil måtte fases inn for å opprettholde platået for å kompensere for fallet fra allerede produserende brønner.
Figuren kan også tjene som illustrasjon på at utvinning fra skifergass handler veldig mye om kontantstrøm. Chesapeake er tvunget til å likvidere verdier og ta opp dyre, kortsiktige lån for å sikre kapital for å finansiere videre boring av brønner.
Kontantstrøm har vært og er et viktig tema for aktørene som nå driver med utvinning av gass/olje fra skifer.
Det å skape vekst i produksjonen vil med de rådende og forventede gassprisene resultere i negativ kontantstrøm i noen år fremover.
Om ikke flere brønner bores og settes i utvinning resulterer det i et dramatisk fall i produksjonen og dermed inntektene.
Figur 06 illustrerer at uten nye brønner faller utvinningen ekstremt raskt. Den dynamiske simuleringen viser at om ikke nye brønner ble startet opp etter juni 2012 så ville utvinningen fra de brønnene som var i utvinning kunne falle med mer enn 40 % på et år, ref produksjonen i figur 06 representert ved de skarpe fargene.
Figuren illustrerer også at om det ble valgt å opprettholde et platå så faller behovet for nye brønner med tiden.
THE NEW YORK TIMES
Artikkelen ”Insiders Sound an Alarm Amid a Natural Gas Rush” i The New York Times
fra 25. juni 2011 inneholdt kopier av noe av den skriftlige kommunikasjonen fra en rekke aktive skifergass aktører. Artikkelen inneholder et omfattende materiale om gass fra skifer, og for de som skulle ha spesiell interesse kan denne dokumentasjonen lastes ned som pdf-fil (MERK, filen er 72 MB!).
NOEN UTVALG FRA DOKUMENTASJONEN TIL THE NEW YORK TIMES
Under sitatene er det lenker til hvor i dokumentasjonen til The New York Times sitatene er hentet fra.
“The word in the world of independents is that the shale plays are just giant Ponzi schemes and the economics just do not work”
Ponzi scheme; pyramidespill
“The herd mentality into the shale will eventually end possibly like the sub prime mortgage did.”
“The official compares the way that Wall Street is investing in shale gas projects in the major plays to Enron. He says that by using high and perhaps misleading estimates of how much gas the wells will produce — often called E.U.R., or estimated ultimate recovery — and misconstruing their profitability, companies have misled the investment community in much the same way Enron did.”
“As I think you would agree, we are looking at a bubble here with caveats. The caveats are how corporate hubris and bad science have caused a lot of folks to think gas is nearly too cheap to meter. And now these corporate giants are having an Enron moment, they want to bend the light to hide the truth. This bubble will burst; folks will get run over; reason will be restored, if only temporarily.”
From Chesapeake Energy Corporation (CHK) Q3 2008 Business Update Call October 15, 2008 2:30 pm ET
“In the call, Mr. McClendon describes the company’s business model, saying that producing gas is only half of its corporate strategy. He says that his company can profit more from selling leases to other companies than from simply producing shale gas. It is noteworthy because it shows how shale gas companies may be able to make money on the hype surrounding shale gas even if the price of natural gas remains low and even if wells under-perform.”
UTVIKLING DE SISTE UKENE
Flere selskaper har i forbindelse med fremleggelsene av resultatene for 2. kvartal 2012 tatt store nedskrivninger på sine engasjementer i skifergass i USA. Dette bør ses i sammenheng med innholdet i dokumentasjonen fra The New York Times.
Exxon CEO says low U.S. natgas prices not sustainable
“The cost of supply is not $2.50. We are all losing our shirts today,” Rex Tillerson, chief executive officer of Exxon Mobil, said in a presentation at the Council on Foreign Relations.”
Disse artiklene fra Bloomberg og Telegraph lister selskaper som BP, BHP Billiton, Encana og BG Group som alle nylig har tatt store nedskrivninger på sine engasjementer i skifergass.
I følge en amerikansk kollega var totale nedskrivninger for skifergass rundt $11 milliarder for 11 selskaper per fredag 3. august 2012, og noen selskaper vurderer nedskrivninger.
Fractional Flow 
You must be logged in to post a comment.