Se esta llegando al punto de equilibrio entre la Oferta y la Demanda de Petroleo-Agosto 2016

Resumen

Análisis continuación basa en estudios de EIA para los datos de Estados Unidos, semanas termina el 12 de agosto de 2016.

Una revisión importante de la producción de crudo de Estados Unidos.

Los inventarios totales alcanzó un nuevo récord.

tesis Bull amenazada.

Petróleo Crudo y Otros Suministro

Un aumento en la producción de EE.UU. subyacente por la Administración de Información de Energía (EIA) para agosto demuestra que las proyecciones de la EIA para la producción mucho más bajos eran demasiado optimistas. Esta revisión es una amenaza importante para la tesis toro que una gran caída en la producción fuera de la OPEP, encabezados por los EE.UU., ayudará a reequilibrar la oferta mundial de petróleo y la demanda pronto.

La producción de crudo

Como expliqué en mi anterior artículo , la EIA estima que la producción de crudo de Estados Unidos aumentó en 152 mil barriles por día (mbd) la semana pasada. La última estimación de la producción es 8.597 millones de barriles por día (mmbd). Con esta última estimación, la producción es cerca de 400.000 b / d más alta que la EIA había previsto para agosto, el mes pasado.

En la parte inferior 48, se estima que la producción aumentó en 100.000 b / d.Esta es una revisión del modelo, no un aumento real, ya que los números semanales son el producto de un modelo, no una encuesta.

He observado en un reciente artículo de cómo el "otro suministro" (líquidos de gas natural y las energías renovables) es parte integral de la oferta de petróleo. Con un aumento de 29.000 b / d estimado para la semana pasada, otros suministros son ahora de 5,741 mmbd, un 5,2% en los últimos cuatro semanas en comparación con la misma semana del año anterior, y un 5,5% en 2016 vs. 2015 YDT.

Las importaciones de crudo

Las importaciones de crudo netas cayeron 211.000 b / d la semana pasada.Pero durante las últimas cuatro semanas, que promediaron 7,766 mmbd, un 10,8% frente a la misma semana del año pasado.

Las entradas de crudo a las refinerías

La demanda de crudo en las refinerías aumentó en 268.000 b / d la semana pasada. Pero la tendencia de cuatro semanas parece estar superando a cabo y ahora es un 1,1% menor en las últimas cuatro semanas frente a las mismas semanas del año pasado.

Las existencias de crudo

Debido a la mayor demanda de las refinerías, las existencias de crudo cayeron en 2,5 millones de barriles (MMB) para cerrar en 521,1 MMB, un 65 MMB más que hace un año.

el suministro de petróleo crudo han superado a la demanda en las últimas cuatro semanas por 58.000 b / d, lo que resulta en un comienzo temprano de la temporada acumulación de existencias.

Productos derivados del petróleo

La tendencia general de los productos sigue siendo un exceso de oferta, aunque ha habido alguna mejora (es decir, la caída en el nivel de exceso de oferta sobre la demanda).

Demanda

La demanda total de petróleo promedió 20.625 MMbd la semana pasada y 21.397 mmbd en las últimas cuatro semanas, un 1,4% frente a la misma semana del año pasado. Esto está fuera de la tasa de crecimiento del 1,9% YTD.

La demanda de gasolina en el nivel de existencias primarias se ha reducido un 1,7% en los últimos cuatro semanas, sólo alrededor de la mitad de la tasa en el período de tiempo que va del año del 3,4%. A principios de la acumulación de existencias principal es probablemente la razón de la menor demanda ahora en lugar de un cambio de millas del vehículo accionado, que ha sido sólido (es decir, un 3,0%).

La demanda de combustible destilado, que incluye el combustible diesel y el combustible para calefacción, se redujo la semana pasada, causando la tendencia de cuatro semanas para que moje. Es sólo un 0,3% en los últimos cuatro semanas en comparación con la misma semana del año pasado. YTD, la demanda se ha reducido un 5,3% debido a la más cálida de invierno de América del Norte en el registro.

la demanda de combustible para aviones aumentó 6,0% en los últimos cuatro semanas frente a las mismas semanas en 2015. acumulado anual, la demanda fue del 3,7% frente a 2015.

Las existencias de productos

Las existencias totales de productos establecen un nuevo récord en 872 millones de barriles, 48 ​​millones de barriles más que el año pasado en este momento.

El equilibrio entre la oferta / demanda es actualmente un exceso de oferta en más de 249.000 b / d.

Las existencias de gasolina cayeron por otro 2,7 MMB. El excedente de existencias respecto al año anterior se mantiene en 19,9 MMB, que todavía es bastante alto.

Las existencias de destilados aumentaron en 1,9 MMB para terminar en 148,4 MMB. Lo que había sido un gran excedente se ha aliviado en gran medida y ahora se sitúa en sólo 4,7 MMB.

conclusiones

En total, los inventarios de petróleo y productos derivados del petróleo crudo establecieron un nuevo récord de 1.394 millones de barriles, a 113 millones de barriles más altos que hace un año. El exceso de Estados Unidos continuó la construcción.

By Robert Boslego

http://seekingalpha.com/article/4000398-bull-oil-thesis-supply-demand-balancing-soon-trouble?auth_param=1d4ui7:1br9uhi:a58fe1f3fa4943dbd9b62d32c38e6996&dr=1

La producción de petróleo de China en valores mínimos de 5 Años

Resumen

la producción de petróleo de China cae al nivel más bajo en 5 años.

La producción actual es de 3,95 millones de b / d.

Estimamos que corresponde a 3.8-3.85 millones de b / d para el final del año.

Mientras que todo el mundo tiene sus ojos en los recuentos de producción y equipos de perforación de Estados Unidos, la producción de petróleo de China (NYSEArca:OSU ) acaba de caer el 8,1% de lo que va del año a 3,95 millones de b / d.

China es actualmente el 6º mayor país productor de petróleo en el mundo. Este año el declive se transmitió al mundo a principios de este año, cuando todas las principales compañías de petróleo en China pronosticaron una caída drástica de gasto de capital. Orientado a la producción, así que esto no debería ser una sorpresa.A su vez, también estamos viendo las importaciones de petróleo de China pico a nuevos máximos a principios de este año, antes de estabilizarse recientemente.

¿Qué podemos esperar de China?

Si los precios del petróleo actuales persisten hasta el final del año, hay que ver otra ronda de recortes de gasto de capital anunciadas de las principales compañías de petróleo de China. Vemos la producción de petróleo de China terminando alrededor del 3,8 - 3.85 millones de b / d para el final del año, y se estima que la producción caerá otro 10% a 3,5 millones de b / d el próximo año.

Si los precios del petróleo incrementos de regreso a $ 60 a finales de año, vemos la producción de petróleo de China sólo una disminución de 100k de 3,7 millones de b / d el próximo año b / d o promedio. Nos probablemente no vamos a ver un aumento en el gasto de capital hasta que los precios del petróleo incrementos de regreso por encima de $ 70 + para estas empresas.

En la marca de $ 60, la producción de petróleo de China debe ser capaz de mantenerse plana en torno a  3,7 millones de b / d marca. No vemos ningún descensos más de 2017+.

Esto plantea una pregunta interesante. Los descensos del resto del mundo está empezando a aparecer, ¿por qué es el foco de todo el mundo todavía en los productos derivados del petróleo y las preocupaciones a corto plazo? no debe ser el foco de lo que suceda a los suministros en los años venideros?

Si se vuelve a visitar algunas de las presentaciones de la AIE y de otras firmas de predicción de energía efectuadas en 2013-2014, se dará cuenta de un marcado contraste en comentarios como: "Los precios del petróleo tendrá que x media para asegurar que haya suficiente suministro para el año 2020."

Ahora ves comentarios como, "Hay actualmente demasiado aceite en el almacenamiento, y la OPEP está aumentando la producción. Los precios del petróleo van a bajar más." ¿De dónde vino todo el foco en lo que el petróleo tiene que medio en el largo plazo para asegurar suministros suficientes? Es de US esquisto de producción realmente va a compensar el resto de disminución de la producción del mundo?

El reciente aumento de número de equipos no se detendrá de manera significativa la pérdida de la producción de los 48 este año, pero esperamos para ver el nivel de producción de Estados Unidos a mitad de 2017.

En cualquier ecuación oferta / demanda, también tenemos que prestar atención a los suministros. AIE prevé actualmente la demanda de petróleo aumentará en 1,2 millones de b / d por debajo de los 1,3 millones de b / d que anteriormente previsto. A pesar de la caída en las estimaciones de crecimiento, nuestra estimación es que el suministro mundial estará en déficit a la demanda global para finales de este año. A menos de que cualquier acuerdo congelación de la producción potencial de la OPEP (que lo dudo) o cualquier interrupción imprevista de las circunstancias, el mercado del petróleo comenzará a reequilibrar.

En general, pensamos que los participantes del mercado deben prestar más atención a los productores no OPEP

http://seekingalpha.com/article/3999298-chinas-oil-output-hits-5-year-lows-oil-market-daily?auth_param=1d4ui7:1bqsi2a:8e230ba12e8cf36f79520a862e546e71&dr=1

Producción de Petroleo de Venezuela cayo a su mínimo en 13 años-Julio 2016

Resumen

AIE informa de la producción de petróleo en Venezuela 2,18 millones de b / d.

JODI estima por debajo de 2,1 millones de b / d.

Creemos que es más cerca de 2 millones de b / d.

En primer lugar, si usted no sigue Ron Patterson , debería hacerlo. Él escribe los artículos muy interesantes y se puede obtener mucha información de sus artículos como resúmenes de producción de crudo, y las estimaciones. Él escribió una actualización aquí en la producción de la OPEP .

AIE dijo en su último informe de mercado de petróleo (OMR) que la producción de Venezuela cayó a mínimos de 13 años de 2,18 millones de b / d. Esto no es una sorpresa para nosotros, ya que escribió el 15 de junio que la producción de Venezuela es probablemente más cerca de 2 millones de b / d que el 2,37 millones de b / d se informó en mayo.

Los datos de JODI también confirma la reciente caída en la producción.

Actualizacion Agosto 2017

Fuente: JODI

Lo que es interesante es que los datos de exportación que estamos viendo de algunos de los informes de los agentes económicos. Los datos de exportación fuera de Venezuela se ha reducido un 30% año tras año. Los operadores que hablan con decir que la producción de Venezuela tuvo un éxito aún mayor recientemente, pero el día a día de la volatilidad de la producción sigue siendo en cuestión. Las cifras de producción no son perfectos y son en su mayoría cálculos aproximados, pero que están diciendo que están viendo en las cifras de exportación.

Eso es sin duda una buena noticia para los toros del petróleo como el consenso todavía sólo Venezuela espera que la producción caiga a 2,1 millones de b / d.Esperamos que la figura sea más cerca de 1,9 millones de b / d para mediados de 2017, pero podríamos estar sobrestimando las cifras de producción.

La falta de perforación de relleno y de inversiones de mantenimiento se traduce en campos sin presión, y los cortes de electricidad país ancha está resultando en algunos dolores de cabeza masivos para PDVSA. La inestabilidad política también está contribuyendo a la incertidumbre en Venezuela. A pesar de los precios del petróleo recuperarse un poco, la situación en Venezuela sólo ha empeorado. La caída en cascada hacia abajo probablemente se acelerará en los próximos 12-18 meses, y esto se produce en un momento en que la producción fuera de la OPEP están cayendo. Los aumentos de Irán probablemente la reducción de cualquier disminución experiencias de Venezuela, pero con la demanda crece a un ritmo moderado, el mundo podría estar en territorio undersupplied llegado a mediados de 2017.

El almacenamiento de los excedentes sigue siendo un problema para los mercados del petróleo en el corto plazo, pero el riesgo geopolítico en Venezuela desde luego, no es un buen augurio para los precios en el largo plazo. los picos de precios potenciales podrían ser perjudiciales para las economías globales.

http://seekingalpha.com/article/3989022-venezuela-fell-13-year-low-june-oil-markets-daily?auth_param=1d4ui7:1bop8cs:3021fda657e69899cdc5113922bab1bd&dr=1

Mercados Petrolero Junio 2016

La gran novedad en las cifras de producción de Mayo es Canadá hasta 620.000 bpd en la estela del fuego salvaje Fort McMurray, Nigeria hasta 250.000 barriles por día a raíz de los disturbios civiles en el Delta del Níger y Libia hasta 80.000 bpd debido a que ese país se desintegra en la estela de la intervención occidental en su guerra civil.

La producción mundial total de líquidos se redujo de 760.000 bpd en mayo, y mientras que el precio del petróleo era felices, consiguiendo por encima de $ 50 en principios de junio, que en realidad no ha respondido a ninguno de esos eventos.

Para empeorar las cosas para los productores, los perforadores están mostrando signos de volver al trabajo. La principal disminución en Canadá es reversible y es probable que explicar la debilidad del precio del petróleo en los próximos meses ya que la producción se lleva de nuevo. Brexit hechizos de la incertidumbre con la consecuencia más inmediata es el fortalecimiento de los EE.UU. $ empujando los precios de las materias primas más bajos.

Los siguientes totales comparan de mayo de 2016 y de abril de 2016:

• Mundiales totales líquidos en el estómago 760.000 barriles por día
• EE.UU. por una significativa 110.000 barriles por día
• América del Norte hasta 730.000 barriles por día (incluye EE.UU.)
• Canadá hasta 620.000 barriles por día
• La OPEP abajo 120.000 bpd
• Arabia Saudita hasta 40.000 barriles por día
• Irán hasta 80.000 barriles por día
• Nigeria hasta 250.000 barriles por día
• Libia hasta 80.000 barriles por día
• Rusia + FSU hasta 80.000 barriles por día
• Europa por 100.000 barriles por día (ia)
• Asia hasta 30.000 barriles por día

Y en el frente de perforación:

• plataforma de petróleo de EE.UU. contar hasta 25 desde el mínimo del 27 de mayo
• plataformas internacionales de hasta cinco desde el mes pasado

Estas son señales de que $ 50 es suficiente para estimular a los productores de vuelta al mercado de perforación que pueden producir un bucle de retroalimentación negativa para meses / años venideros.

Este artículo fue publicado por primera vez en materia de energía .

Los precios del petróleo EIA y Baker Hughes número de plataformas de tablas se actualizan al final de junio de 2016, las tablas de producción de petróleo restantes son actualizados a mayo el año 2016 el uso de las AIE OMR datos.

Figura 1 El pico a corto plazo en el precio del petróleo (WTI y Brent) fue el 8 de junio en $ 51 y, por tanto, es anterior a Brexit. La reacción del mercado a Brexit era bastante silenciado con la libra de caer agudamente mientras que el Footsie hizo ganancias significativas. El precio del petróleo puede haber caído marginalmente en la parte posterior de un fortalecimiento $. Por el momento es imposible predecir a partir de esta tabla, donde el precio del petróleo se dirige al lado. Al momento de escribir (5 de julio) Brent se negocia $ 49. Es difícil encontrar razones fundamentales para el precio del petróleo a la cabeza más alta en este momento.

Figura 2 En esta escala, el precio del petróleo está en tierra de nadie. Nunca llegó a los mínimos de la última derrota en 1998. pero se rompió a través de la tendencia creciente de los fondos en los que actualmente está en reposo. En el lado del oso, Brexit ha creado una enorme incertidumbre en el sistema político y económico mundial, la pérdida de producción significativa en Canadá tenía poco, o ningún impacto positivo en precio y rendimiento de esa producción puede pesar y precios turgentes están enviando los perforadores de nuevo a trabajo. En el lado Bull, todavía no hay mucho que hablar.

Figura 3 no se actualiza desde marzo.

Figura 4 Los recuentos de los equipos de perforación de petróleo y gas de Estados Unidos han aumentado ligeramente tanto. El petróleo es de hasta 25 equipos de perforación a 341 desde el mínimo de 316 visto el 27 de mayo. El gas es de hasta siete plataformas a 89 desde el mínimo del 82 visto el 3 de junio. En esto radica el dilema para el mercado del petróleo. Aumento del precio de Estados Unidos enviará los perforadores de vuelta al trabajo creando una barrera a precios más altos en el futuro previsible. Muchos observadores habrían previsto que más de $ 60 se necesitarían para hacer LTO rentable. Sería interesante saber dónde están los nuevos equipos se dirigen. Tal vez Arthur Berman puede responder a eso

Figura 5 El apilamiento de las líneas de la figura 4 muestra la pequeña inversión en total número de plataformas de Estados Unidos. Buenas noticias para la perforación de las tripulaciones y los consumidores, sino potencialmente malas noticias para el resto de la industria petrolera mundial. Yo no apostaría por esta siendo la parte inferior en la perforación de los Estados Unidos.

Figura 6 El corto plazo pico en la producción estadounidense era 13.24 mil bpd en abril de 2015. The May el año 2016 cifra fue de 12,53 mil bpd, por debajo de 710.000 bpd desde ese pico y abajo de una significativa 110.000 bpd desde el mes pasado que una vez más, en parte, refleja las revisiones de datos a la cifra del mes pasado. La disminución de la producción de Estados Unidos es lenta y puede revertirse si la perforación recoge de manera significativa en los próximos meses.

Figura 7 producción de la OPEP ha sido constante roca durante 12 meses (línea discontinua) y actualmente se sitúa en 31,87 mil bpd, por debajo de 120.000 barriles por día en el mes pasado. Motores notables de este mes fueron Irán hasta 80.000 bpd, a 3,64 mil bpd. Esto supera las estimaciones previas de la AIE de su capacidad de producción. Libia hasta 80.000 bpd a 270.000 bpd, que suena como más problema que elabora cerveza en ese país. Nigeria hasta 250.000 bpd, a 1,37 mil bpd en la parte posterior de insurgentes sabotear la producción en el delta del Níger.

Figura 8 La versión pública del informe completo de la AIE sobre la que esta tabla se basa no ha sido publicado. Por lo que el gráfico no se actualiza desde abril.

Figura 9 En mayo, la producción de Arabia se situó en 10,25 mil bpd, un alza de 40.000 barriles por día a partir de abril. NZ = zona neutral, que es territorio neutral que se encuentra entre Arabia Saudita y Kuwait, donde la producción del campo de petróleo pesado Wafra, ahora es prácticamente cero. Arabia Saudita está bombeando de manera efectiva a plena capacidad. Las legendarias 2 millones de barriles por día de capacidad de reserva es o bien un producto de la imaginación o el gasoil que no tiene mercado de refinación.

Figura 10 Irán produjo 3,64 mil bpd en mayo, hasta 80.000 barriles por día en el mes anterior y ahora está bombeando a un nivel más alto que las estimaciones de capacidad previos realizados por la AIE. Irán ha vuelto a los niveles de producción observados antes de la imposición de sanciones.

Figura 11 plataformas ME OPEP fuera por seis a 149 en mayo y la perforación en el ME se mantiene en un máximo cíclico. Irán e Irak no se muestran ya que la actividad en estos países se ve interrumpida por la guerra y sanciones.

Figura 12 El conteo internacional plataforma petrolera es de hasta cinco a 704 (no evidente a partir de esta tabla, la culpa XL). Europa y África son constantes, Oriente Medio y Asia han aumentado. Asia bruscamente por 12 equipos de perforación a 138. Sin embargo, América Latina sigue disminuyendo. Venezuela y Brasil un 10 por cuatro son los principales culpables.

Figura 14 Los ciclos en los datos de producción europeos han reducido a los programas de mantenimiento de verano en la provincia marítima en el Mar del Norte. Estamos llegando a la baja del ciclo como el mantenimiento del verano pone manera. Varios años de inversión de $ 100 de aceite y el registro ha impedido la disminución del Mar del Norte.

Para tener una idea de la tendencia, es necesario comparar la producción con el mismo mes del año anterior. La producción europea se ha reducido de 100.000 bpd, a 3,43 mil barriles en comparación con hace un año.

• Noruega Mayo el año 2015 = 1.90 mil bpd; De mayo de el año 2016 = 1,96 mil bpd; hasta 60.000 bpd Interanual
• Reino Unido podría el año 2015 = 1,08 mil bpd; De mayo de el año 2016 = 1,01 mil bpd; hasta 70.000 bpd Interanual
• Otro puede el año 2015 = 0,55 mil bpd; De mayo de el año 2016 = 0,46 mil bpd; hasta 90.000 bpd Interanual

Figura 15 Este grupo de S y E productores asiáticos ha mostrado una tendencia hacia los lados desde 2010, pero ha tenido una tendencia a bajar ahora más de un año. El grupo produjo 7,54 mil bpd en mayo, 30.000 bpd.Tenga en cuenta que Indonesia (un importador de petróleo) se ha reincorporado a la OPEP. Las cifras de producción de la OPEP se reportan ex NGL por la AIE y esto ha significado una caída de 170.000 barriles por día en la producción de Indonesia informó.

Figura 16 N America es donde gran parte de la acción es de este mes. El fuego Fort McMurray que estalló el 1 de mayo ha eliminado 620.000 bpd de producción de las arenas bituminosas de Canadá. N producción americana encabezó en abril de 2015 a las 20.12 mil bpd. La producción del Grupo asciende actualmente a 18,54 mil bpd, por debajo de 730.000 barriles por día en el mes pasado y un 1,58 mil bpd desde el pico de abril de de 2015.

Figura 17 Total de líquidos de petróleo crudo = + + condensado de gas natural ganancias líquidos + + refinería de biocombustibles. La producción de mayo fue de 95.36 mil bpd, por debajo de 760.000 barriles por día en el mes anterior y abajo 1,72 mil bpd desde el pico de julio de 2015. Caídas de producción en Canadá (620.000 bpd), Nigeria (250.000 bpd) y Libia (80.000 barriles por día) han hecho la mayor parte de los daños. Y sin embargo, la producción se mantiene por encima de la línea de tendencia a largo plazo y el precio del petróleo apenas se encogió y se dirige hacia abajo desde principios de junio. El peso de exceso de oferta está tomando un tiempo muy largo para disiparse.

http://seekingalpha.com/article/3986756-oil-production-vital-statistics-june-2016?auth_param=1d4ui7:1bnr9hv:2f2385566758dc68f9f8dc40bcd3f410&dr=1

Mercado Petrolero EEUU- Junio 2016

Hay discrepancias significativas entre los analistas del petróleo como para el precio del petróleo y sus inversores. Muchos están atrapados en "tierra de nadie" después de una carrera que casi ha visto el precio del WTI doble desde su baja en Febrero. Esto ha creado algunos bastante impresionantes logros en el aceite ETF de Estados Unidos ( USO ).

Contango ha humedecido algunas de las ganancias de la USO en comparación con el precio del WTI, pero todavía ha visto un movimiento saludable. Actualmente estamos muy por encima del promedio móvil de 200 días. Si usamos esto como nuestra guía, es posible ver una copia de tracción considerable. Si el precio vuelve a trazar, pudimos ver $ 40 / bbl de petróleo por lo menos durante un corto tiempo. Actualmente estamos siguiendo los toros, ya que este plazo continuará hasta que no lo hace. Esté preparado, como una retirada podría traducirse en un movimiento de 20% a la baja.

Hay una serie de razones para ser pesimista, pero se centran principalmente en los inventarios mundiales. Podría tomar un tiempo antes de que veamos niveles más normales, pero las interrupciones de suministro han sido positivos. Nigeria y Canadá han visto una disminución de la producción de manera significativa. Goldman (GS) cree que nos cambiamos a un déficit de la oferta en mayo. Esto no es sorprendente, teniendo en cuenta las disminuciones en los EE.UU., la OPEP y Brasil. Las principales cuestiones que rodean a la naturaleza transitoria de las interrupciones, y una estación de mantenimiento de la refinería del podrían causar que los inventarios aumentan substancialmente. Esto se parece a la producción de Nigeria podría tomar un tiempo para traer de vuelta en la línea, pero Canadá ya está empezando a recuperarse. La demanda para productos refinados ha sido mucho mejor de lo esperado, y seguimos creyendo estimaciones actuales están todavía por debajo realidad. 

El techo actual podría ser difícil de romper, como mercancías amantes de los números enteros. $ 50 / bbl podría ser importante por otras razones, ya que es un nivel que incentiva a los operadores para que encaje en ingresos, muchos operadores no pueden hacerlo a estos niveles. Desde muchos operadores no tienen un volumen decente para cubrir este año y en muchos casos cercanos a la nada en 2017, los productores de bajo coste que tendrán que luchar para protección. Los operadores reconocen los mercados estarán volátiles. Los operadores comprarán permutas, collares y tres vías collares en el suministro de corto plazo seguridad. Existe la posibilidad de una retirada a finales de este año, no pudimos encontrar operadores que buscan cubrir alrededor de 50 $ / bbl. Esto depende de la geología, como el punto de equilibrio pueden diferir significativamente de una sección a la siguiente. No sería insólito, ya que algunos operadores comenzaron cobertura de alrededor de $ 40 / bbl.

Geología puede ser uno de los factores más importantes que influyen si una exploración y sobrevivirán a los operadores en recesión. Algunos hacen un trabajo mucho mejor con respecto al diseño del pozo, pero en su mayor parte no hay una gran diferencia en los resultados si se mantuviera la geología. Esto es por eso que las valoraciones son bastante similares cuando se mira a los operadores con superficie similar. La superficie de la cuenca del Pérmico parece ofrecer la recuperación más rápida. Con precios de equilibrio más bajos, muchos operadores comenzaron cobertura en $ 40 a $ 50 / bbl . Esperamos que la cobertura para los jugadores centrales en diferentes cuencas se producirá a diferentes niveles. Si bien los operadores Pérmico y el SCOOP comenzaron a cubrir en primer lugar, ya que los precios suben vamos a empezar a ver Eagle Ford y Bakken jugadores entran también. Esto podría significar que vemos una entrada más escalonada, con énfasis en $ 50, pero los nombres adicionales que consiguen adentro en $ 55 y $ 60 / bbl. 

La diapositiva anterior proporciona los precios estimados de equilibrio para las regiones petroleras no tradicionales importante de Estados Unidos. Por lo general no gusta este tipo de diapositivas porque nunca se sabe lo que se utilizan los datos para crearlo. Por esta razón, hay varias diapositivas por ahí en cualquier momento a partir de diferentes analistas, y ninguno es idéntico. Esto no quiere decir que los analistas no están haciendo un buen trabajo. A pesar de las cuencas Delaware y parecían Midland en el lugar correcto en esta lista, el Eagle Ford para tener un punto de equilibrio mucho más bajo de lo esperado. El SCOOP y PILA parecía tener un mayor punto de equilibrio. Como he dicho, no van a ser diferentes opiniones sobre el juego economics. El juego principal es tan importante en un environment. Operadores de bajo precio que generalmente mover las plataformas y los equipos de terminación de sus mejores zonas. Una empresa como Matador ( MTDR ) ha cambiado de actividad de la cuenca de Delaware desde el Eagle Ford. Halcon ( HK ) se trasladó de dólares del Eaglebine a los core.This Bakken ha sido el caso para la mayoría de los nombres que tenían la capacidad de impulsar la actividad a mejores áreas. Algunos operadores como Esmeralda ( EOX ) no tienen la capacidad y se declaró en quiebra. 

Anadarko ( APC ) ha área cultivada en varios de los principales plays.The mayoría de su capital en tierra de Estados Unidos se gasta en el Delaware y DJ basins.It representa $ 1 mil millones de los $ 1.2 billón total.In 2016, que gastará $ 2.6 a $ 2.8 mil millones si internacionales y el Golfo de México está incluido. 

La mayoría de su superficie de cuenca de DJ se encuentra en el núcleo de Wattenberg Field. Although estos pozos no son grandes productores, que tiene algunos muy baja así costs.In 2016, APC estima que está en $ 2.4 millones por well.Its mejor superficie es probablemente en el Condado de Delaware Basin. Loving puede ser el núcleo de los play. Its superficie tiene mayores costos así, pero varios intervalos han mostrado promise. APC actualmente ha 83K barriles / d para cubrir este year.All son de tres vías collars.The promedio techo es $ 63.82 / bbl. El piso es $ 54.46 y $ subsuelo 42.77.  vías collares son una forma muy interesante para cubrir barrels. APC no puede asumir más de $ 63,82 intercambio / bbl.In para la venta al revés que mayor protección de los precios del petróleo por debajo de $ 54.46 / bbl.If esto era un cuello estándar sería bastante sencillo, pero el subsuelo de este collar de tres vías permite la baja por debajo de la diferencia piso price. Entre el suelo y el subsuelo agrega $ 11.69 / bbl al precio del petróleo se dio cuenta cuando esté por debajo los price.Esta planta significa si nos volvemos a probar los mínimos en aceite de aproximadamente $ 27 / bbl, APC seguirá recibiendo $ 38.69 / bbl. Esto parece apropiada como la Cuenca del DJ nuevas brocas de APC tienen un BTAX PV-10 del punto de equilibrio de $ 30 / bbl WTI. En la cuenca del Delaware, el promedio es de $ 35 / casquillo ex movimiento de bbl.APC fuera del Eagle Ford a la cuenca de Delaware y DJ parece mostrar el punto de equilibrio es mayor allí.Tenga en cuenta, APC ha estado en la cuenca del DJ desde hace un tiempo y tiene gran parte de la infraestructura ya en place.This es parte de la razón de su punto de equilibrio es menor.

Marathon ( MRO ) tiene la superficie en tres principales plays. Esto incluye la compra de Bakken, Eagle Ford, SCOOP y STACK. El de su foral Eagle Ford fue un hito deal.  A momento, se cree que algunos de los mejores en la geología el país. Las cosas han cambiado, ya han surgido las jugadas de recursos Pérmico y Oklahoma. Es por esto que adquirió la superficie cultivada en el SCOOP / PILA. Ahora es mejor superficie de MRO, pero gasta un poco más del 60% de su capitalización ex en el Águila Ford. Esta cuenta con 5 equipos de perforación en el Eagle Ford, 2 en el SCOOP y comparte una plataforma en el Bakken. El SCOOP ha proporcionado algunos de los mejores EURs en el inventario de MRO. Ubicaciones XL han modelado más de 3000 MBoe.This ha proporcionado una excelente alternativa a su foral Eagle Ford. 

En 2Q16, MRO tiene 74K barriles / d de producción cubierto. Company fue 388K Boe / d en Q1. 204K Boe. Se estima que la producción de petróleo Q2 será 171K a 179K Bo / d a partir de campos de esquistos de América del Norte. Maratón parece necesitar al menos $ 39.25 para cubrir sus obligaciones casquillo ex. Este es un nivel bastante bajo para una posición de intercambio, y podría haber sido una operación "miedo", dado el entorno de precios en febrero. Sus tres vías collares son los más evidentes. MRO piensa que los precios del petróleo no excederán $ 55,47 este trimestre, pero se estableció en $ 54.52 para 2H16. El suelo y el subsuelo tienen una diferencia de $ 9.89 / bbl en este trimestre. Esto cambia a $ 9,61 en 2H16. Dado que la mayoría cree que la parte inferior se encuentra, hay una buena probabilidad de MRO cree que puede colgar en algún lugar entre $ 37 y $ 40 / bbl. 

Carrizo ( CRZO ) es un bajo costo de Eagle Ford se centró productor. Se ha hecho un muy buen trabajo de crear muy buena economía en sus áreas específicas. CRZO ha podido disminuir así los costes en un área de bajo coste del Águila Ford. CRZO afirma que tiene un costo promedio de equilibrio Eagle Ford de $ 35 / bbl.

Tenga en cuenta, los costos del punto de equilibrio proporcionan un número inferior de la barrica. inversores de petróleo no están interesados ​​en el punto de equilibrio, pero proporciona una idea de la boca ya que los precios se normalizan.

posición de cobertura de CRZO es interesante, ya que respalda a los operadores de aserción cerco en $ 50 / bbl.Más importante aún, las posiciones de cobertura proporcionan la idea de un operador de posibles precios de cara al futuro. También puede conceptualizar el miedo del productor de petróleo. Durante el resto de 2016, CRZO tiene un precio medio ponderado de piso $ 62,25 y $ 63,36 / bbl. En 2017, este número se traslada a $ 51,77 y $ 50,13. Esto sin duda muestra CRZO tiene preocupaciones precios del petróleo podrían caer debajo de $ 50 el próximo año. A 12.000 BO / d, que representa aproximadamente la mitad de la producción. Es más que probable, CRZO se está posicionando para un peor de los casos, y se presta poco a su precio del petróleo promedio estimado para el próximo año. 

Sánchez ( SN ) se encuentra en una posición poco mejor de lo que muchos nombres de Eagle Ford. Más de 100% de la producción de 2016 está cubriendo.

Aproximadamente el 60% de la producción se cubre en $ 60 / bbl. El resto de sus posiciones de derivados oscilan entre $ 62,00 y $ 80,15 / bbl. Sánchez fue capaz de obtener posiciones en la primera, e hizo un excelente trabajo de planificación para un entorno de precios más bajos.

Aunque Clayton Williams ( CWEI ) no se encuentra en el Eagle Ford, yo he añadido aquí por Eaglebine exposure.It también tiene activos de la Cuenca de Delaware, que es probablemente la razón principal que tiene 2016 permutas entre $ 40.47 y $ 42.70 / bbl.In 2017, esto aumentó a $ 44.30 / bbl. Collares costo cero de CWEI tienen una baja promedio de $ 41.57 y el techo promedio de $ 50.81 / bbl. 

Cabot ( COG ) ha utilizado collares para cubrir su producción de aceite de 2016. La baja promedio es de $ 38.00 y el techo promedio de $ 47,28. Se centra en el Eagle Ford, sino también un jugador en el Marcelo. A pesar de que los ingresos del petróleo son importantes, también lo son sus activos del noreste que producen volúmenes importantes de gas natural.

Earthstone ( ESTE ) ha arrendamiento en varios de los principales plays.This Estados Unidos incluye el Eagle Ford, Bakken y Pérmico. Su superficie Pérmico está en la periferia y Bakken no es op.The Eagle Ford es actualmente su núcleo, y están situados en algunos de los más profundos de la ventana de petróleo. Se ha dirigido a los canjes por sus posiciones en derivados. En 2016, estos van desde $ 49,35 a $ 52,15 / bbl.In 2017, el promedio es de $ 47.87.2018 intercambia promedio de $ 50.78 / bbl.

Murphy Oil ( MUR ) ha cubierto 20.000 barriles / d de crudo en 2016. El año pasado fue capaz de añadir permutas en $ 52,01. Este año, un 5,000 barriles / d adicionales se añadieron a $ 45,30. 

En resumen, los operadores siguen para cubrir la producción a precios bajos del petróleo. Aunque a corto plazo, podría resistir altos precios del petróleo. Hemos visto muchos operadores de coberturas en los $ 40 bajas, y la participación continua ya que los precios han subido. Aunque las obras difieren significativamente de núcleo a zonas marginales, áreas centrales están en foco. Los operadores siguen vertiendo el grueso de la tapa ex en las jugadas básicas, con la esperanza de esperar a cabo este entorno de bajo precio. Las coberturas se centran también en la economía de estas zonas. E & P deben cubrir la producción con el fin de mantener a los bancos feliz. A medida que los precios del petróleo suben, vamos a seguir para ver las coberturas añaden. Aunque muchos empezaron cobertura en los $ 40 bajas, es motivador para agregar a medida que surgen oportunidades.Creemos que esto continuará hasta el 2016. No todo el mundo es en este campo.

Dado que muchos analistas tienen los precios del petróleo en el T4, es posible E & P se mantenga fuera. Aunque vemos los precios del petróleo este año, es posible que el temor a la volatilidad coaccionará de cobertura.Seguimos viendo un enorme voladizo en los inventarios mundiales de petróleo. Este es otro punto de controversia, pero vemos esto como un problema continuado este año. La próxima Brexit no puede mellar la demanda de manera significativa, pero podría hacer que el dólar para subir. La próxima temporada de mantenimiento de refinerías es siempre problemática, y este año podría ser más. Estamos viendo márgenes de crack se tensan, lo que podría motivar a las refinerías para disminuir el rendimiento. Podemos ver que la Fed apriete en julio (Brexit, probablemente, ha tomado junio fuera de la mesa). No estoy diciendo que todo o nada de esto ocurrirá, pero es importante tener en cuenta que hay un gran número de variables que se pueden mover este mercado de una manera grande.

Aunque pensamos que los precios del petróleo serán más altos en el Q4, la ruta en la que llegamos a ese punto puede ser un misterio. La situación de la oferta / demanda actual no es grave, pero hemos pasado un largo periodo de inventarios en tiempo de llenado. Los operadores se verá en todas estas oportunidades y problemas, y pueden decidir tomar un enfoque más conservador. A veces la supervivencia es más importante que tratar de hacer lo que parece ser el comercio más productivo obvio.

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