Za USA Shale Oil Boom and Bust
Dzięki wydobyciu ropy łupkowej spadła zależność od zagranicznego importu ropy. Amerykańska Agencja Informacji Energetycznej przewiduje, że zależność USA od zagranicznej ropy spadnie do poziomu 34 procent do 2019 roku.
To mniej niż 45 procent w 2011 r. I 60 procent w 2005 r. (Źródło: "Prognoza na 2015 r., Agencja ds. Informacji Energetycznych").
US Shale Boom and Bust
Dwa czynniki napędzały amerykański boom na łupkach. Po pierwsze, ceny ropy naftowej wynosiły średnio 90 USD za baryłkę przez trzy lata (2011-2014). To wystarczy, aby wydobycie i produkcja łupków były opłacalne.
Po drugie, niskie stopy procentowe dały bankom i inwestorom private equity silną zachętę do udzielania kredytów spółkom z łupków. Łączna kwota pożyczek wyniosła w 2014 r. Prawie 250 mld USD. (Źródło: "Debt and Alive", The Economist, 10 października 2015 r.)
Wzrost produkcji doprowadził do nadmiernej podaży, która spowodowała gwałtowny spadek cen. Ceny za West Texas Crude spadły z 106 USD / baryłkę w czerwcu 2014 r. Do 32,10 USD za baryłkę w dniu 7 stycznia 2016 r. To prawie tak niskie, jak dno podczas Wielkiej Recesji (30,28 USD 23 grudnia 2008 r.). Aby uzyskać więcej informacji, zobacz Ceny gazu w 2008 roku .
Czy produkcja łupków w USA naprawdę stworzyła tak dużą nadpodaż?
Nie. Zmienność cen została pogorszona przez podmioty handlujące towarami . Handlują kontraktami terminowymi na ropę na aukcji podobnej do rynku opcji . Ta mentalność może zmusić ich do podwyżki cen podczas niedoboru i zmusić ich do rezygnacji z nadwyżki. Zrobili to samo w 2008 r. Przed wysłaniem cen, stworzyli bańkę spekulacyjną , podnosząc ceny do 145 USD za baryłkę wcześniej w 2008 r.
Innym powodem, dla którego ceny były tak niskie, było to, że producenci oleju łupkowego kontynuowali wiercenie. Stały się lepsze w obniżaniu kosztów, im więcej wierciły. Ich bankowcy krążyli dalej po długach, dopóki stopy procentowe pozostały niskie. Wielu producentów sprzedawało już swoją ropę na rynku kontraktów terminowych, kiedy ceny były wyższe. To zabezpieczało ich dochody. Aby utrzymać udział w rynku, OPEC utrzymywał również pompowanie ropy. Zwykle obniżyłaby produkcję, ponieważ ceny ropy spadły. (Źródło: "W miarę jak olej spada, nikt nie mruga", The Wall Street Journal, 7 grudnia 2015 r.)
Cykl boomu i biustu dobiega końca. Po pierwsze, banki wykorzystują rezerwy ropy naftowej jako zabezpieczenie. Wraz ze spadkiem cen ropy, podobnie jak wartość zabezpieczenia. W rezultacie wielu wiertaczy stało się "do góry nogami". To samo stało się z wieloma właścicielami domów podczas kryzysu kredytów hipotecznych typu subprime . W rezultacie, wiertacze nie dodają zestawów tak szybko, jak wcześniej. (Źródło: "US Shale Juggernaut pokazuje oznaki zmęczenia", The Wall Street Journal, 5 października 2017 r.)
Po drugie, Fed podwyższa stopy procentowe . Kredytodawcy stali się mniej skłonni do przewalutowania długów. W rezultacie wiele firm musi pompować wystarczającą ilość ropy, aby wygenerować wystarczającą ilość gotówki, aby dokonać miesięcznych spłat długu. Zrobią to bez względu na niskie ceny, a nawet jeśli nie będą już opłacalne.
Mniejsze firmy, takie jak Sandridge Energy Inc., Energy XXI i Halcón Resources, wykorzystały 40 procent przychodów w ubiegłym roku do dokonywania płatności miesięcznych. (Źródło: "Oil Plunge Sparks Bankruptcy Concerns", The Wall Street Journal, 11 stycznia 2016 r.)
Po trzecie, kontrakty futures są obecnie wyceniane na tak niskim poziomie, że wielu frackerów nie może sobie pozwolić na dalsze wiercenie. Od października 2015 r. Około połowa siedziała bezczynnie. Dziesiątki już złożyły wniosek o upadłość, a 55 000 pracowników zostało zwolnionych. Ale EIA przewiduje, że ceny ropy ponownie wzrosną w czasie . (Źródło: "Frackers, którzy prowadzili boom walczą o przetrwanie", The Wall Street Journal, 24 września 2015 r.).
US Shale Oil Reserves
Pole Bakken w Północnej Dakocie i Montanie jest największym wydobywanym rezerwatem ropy łupkowej. Pole ma warstwy gęstej, roponośnej skały około dwóch mil pod ziemią.
Obszar ten jest mniej więcej wielkości Wirginii Zachodniej i wyprodukował 770 000 baryłek ropy dziennie (stan na grudzień 2012 r.). Chociaż produkcja rozpoczęła się w 2006 roku, poziomy podwoiły się w ciągu zaledwie dwóch ostatnich lat. W tym momencie 95 procent produkcji pochodzi z poziomych odwiertów. W rezultacie Dakota Północna wydobywa więcej ropy niż Alaska i zamyka dwa miliony baryłek dziennie produkowanych przez Teksas. W ciągu 20 lat liczba odwiertów może wzrosnąć z obecnych 8 000 do co najmniej 40 000. Częścią rozszerzenia jest to, że każda studzienka wysycha po około dwóch latach. To dlatego, że olej jest uwięziony w kieszeniach, które nie posiadają tyle oleju, co tradycyjne studnie. Jednak w sumie pole może zawierać blisko 4 miliardy baryłek ropy łupkowej. (Źródło: "Wydobycie ropy naftowej i gazu z formacji Bakken odzwierciedla rozwój w Barnett", EIA, 2 listopada 2011 r. "Bakken staje się pretendentem do amerykańskiej korony wiertniczej", CNBC, 23 marca 2013 r.)
Pole Eagle Ford w Teksasie wyprodukowało 750 000 baryłek dziennie od 2011 r., Prawie wszystkie z poziomych odwiertów. US Geological Survey szacuje, że w nieodkrytych rezerwach znajduje się 853 miliony baryłek. Drillers szukają ropy naftowej i gazu ziemnego. (Źródło: "Trendy w wierceniu Eagle Ford podkreślają poszukiwanie ropy naftowej i płynów z gazu ziemnego", EIS, listopad 2011 r.)
Pole Utica w Ohio ma od 1,3 do 5,5 miliarda baryłek ropy naftowej. Ohio produkuje obecnie 5 milionów baryłek ropy rocznie. Do tej pory rezerwy ropy naftowej są nadal badane. (Źródło: "Odwiert nafty i gazu ziemnego w Ohio rośnie", EIS, wrzesień 2011 r.)
Największym rezerwatem w USA jest formacja łupkowa Monterey w pobliżu Bakersfield w Kalifornii. Ma czterokrotność ropy naftowej jako pola Bakken w Północnej Dakocie. Jego powierzchnia wynosi 1 750 mil kwadratowych i zawiera 15,4 miliarda baryłek ropy - około 2/3 zasobów łupkowych całego kraju. Olej łupkowy z Kalifornii jest znacznie trudniejszy do wydobycia niż Bakken, a grupy ekologiczne są znacznie bardziej przeciwne. To dlatego, że jego formacja geologiczna wymaga intensywniejszego szczelinowania i głębszych wierceń poziomych. To niepokojące w stanie, które leży na uskoku San Andreas, a już dostaje więcej niż jego sprawiedliwy udział w trzęsieniach ziemi. (Źródło: T Vast Oil Reserve może być już w zasięgu, "New York Times, 4 lutego 2013 r.")
US Shale Oil Companies
Pięć największych firm naftowych z łupków - EOG Resources, Anadarko Petroleum, Apache Corp., Chesapeake Energy i Continental Resources - podniosło w 2014 r. 10 procent całkowitej produkcji ropy w USA. O ile mniejsze spółki naftowe z łupków, które zaciągnęły się na długi, mogą zbankrutować, tych pięciu prawdopodobnie przetrwa, jeśli nie prosperuje. (Źródło: "Amerykańska producenci gotowi na nową falę olejową", The Wall Street Journal, 14-15 marca 2015 r.)