Columns (in Dutch)

Van gas los?

IEX, 15-11-2017

Nederland gaat van gas los. De regering streeft er naar dat deze transitie in 2050 zal zijn voltooid.

Dat gaat veel NGO’s en lokale politici niet snel genoeg. Ze vallen dan ook over elkaar heen om te verkondigen hoe snel we wel niet van gas los kunnen zijn. Volgens NGO’s als Urgenda en Milieudefensie is 2030 goed haalbaar. Een kleine honderd gemeentes gaat er ondertussen van uit dat zij in of kort na 2030 geen woningen meer hebben die nog aardgas verbruiken. Dit tot verbazing van de Nederlandse energieproducenten die hen opriepen voorzichtig te zijn met dergelijke stoere taal die irreële verwachtingen wekt.

De track record van Nederlandse gemeentes op eerdere beloftes zou hen voorzichtig moeten stemmen. In 2007 sprak men in Rotterdam de ambitie uit in 2025 de emissies met 50 % gereduceerd te hebben. Intussen zijn ze ruim 30 % hoger. Het is maar één voorbeeld uit velen.

Gasconsumptie constant. Van gas los in 2030 betekent dat we van nu af aan elke week ongeveer 10000 woningen van het gas af zouden moeten halen. Dat halen we voorlopig in de verste verte niet.

De Nederlandse gasconsumptie – en ook die van de ons omringende landen – blijft ondertussen gewoon op peil. Er zijn jaarlijkse fluctuaties die gerelateerd zijn aan de strengheid van de winter. Op de langere termijn zijn er fluctuaties die gerelateerd zijn aan de kolen en gasprijzen. Van 2010 tot 2014 zorgden de relatief hoge gasprijzen en lage kolenprijzen ervoor dat gas vervangen werd door kolen. Die trend is nu gestopt en in 2015 en 2016 nam de gasconsumptie in Europa (EU-28) juist weer toe (met in totaal ongeveer 10%). Voor de komende 5 jaar wordt een constante vraag verwacht.

Gasproductie omlaag. Waar de van gas los voorstanders wel succesvol in zijn is het verminderen van de Nederlandse gasproductie. De productie uit kleine velden – lang van een vergelijkbaar niveau als die uit Groningen – gaat snel omlaag. Het zoeken naar, en in productie nemen van, nieuwe kleine velden (nodig om de productie op peil te houden) is op land nu een dermate moeizaam proces geworden dat veel producenten dat voor gezien houden.

Het liefst zouden zij ook de overgebleven Groningen productie nog eens halveren. Dat terwijl de productiemaatregelen van de afgelopen jaren goed hebben gewerkt. De jaarlijks vrijkomende hoeveelheid seismische energie is met meer dan een factor 10 verminderd. Er is een meet- en regelprotocol ingesteld dat er op gericht is dat ook zo te houden. Laat dit protocol nu verder zijn werk doen (of we er mee uitkomen op 18, 21 of 24 BcM (miljard kubieke meter) per jaar is bijzaak).

Zo ziet anno 2017 van gas los er uit. Het resultaat van een gelijkblijvende gasconsumptie en een afnemende gasproductie laat zich raden: een toename van de Europese import van gas. Met name in Duitsland wordt Nederlands gas nu vervangen door Russisch gas.

IMG_0285

Dat is voor Nederland geen goede zaak. Financieel omdat de aardgasbaten verder verminderen. Qua leveringszekerheid omdat het Europa meer afhankelijk maakt van Rusland. En qua milieu omdat Russisch gas een ongeveer 25 tot 30 % hogere footprint heeft dan Nederlands gas (ten gevolge van de methaan lekkages in het Russische netwerk en de grote hoeveelheid energie die nodig is om gas uit Rusland naar Europa te transporteren).

Meer import van VS schaliegas of Russisch gas?

De komende jaren zal zich deze trend verder voortzetten en zal de import van gas in Europa verder toenemen. Daarbij is er een nieuwe speler op de markt verschenen: schaliegas uit de VS dat als LNG naar Europa vervoerd kan worden. De eerste lading arriveerde eerder dit jaar in de haven van Rotterdam.

De exportcapaciteit van VS schaliegas zal de komende jaren toenemen. De Amerikaanse gasprijs is dermate laag dat LNG uit de VS een relatief lage kostprijs heeft in Europa. Die kostprijs is wel nog steeds hoger dan de kostprijs van pijpleiding gas uit Rusland. Europa staat dus voor de keus of men kiest voor meer gas uit Rusland of uit de VS. Dat een land als Duitsland hierbij voor Russisch gas kiest (daar valt naar alle waarschijnlijkheid een lagere prijs uit te onderhandelen; zeker nu er een nieuwe concurrent is) en Oost Europese landen als Polen voor VS gas (om zo onafhankelijk te blijven van Rusland) is niet verwonderlijk.

Heeft Europa wel een keus?

Nu is het nog maar de vraag in hoeverre Europa iets te kiezen heeft heeft. De vergroting van de Russische export capaciteit vereist het aanleggen van een nieuwe pijpleiding door de Baltische zee: Nord Stream 2. Voor Rusland een belangrijk item aangezien het ook de afhankelijkheid van doorvoerlanden als de Ukraïne op weg naar de Europese consument vermindert.

De recent door president Trump getekende sancties zullen de aanleg van Nord Stream 2 bemoeilijken. De partners van Gazprom (zoals Shell, met grote belangen in de VS) moeten deze sancties wel serieus nemen.

Met een verder verminderende Europese gasproductie en het vooruitzicht van VS sancties dreigt men in Europa steeds minder baas in eigen huis te zijn als het om de energievoorziening gaat.

Conclusie

Breng de Nederlandse gasconsumptie (en nog beter het verbruik van kolen) zo snel mogelijk omlaag. Maar wees realistisch over het tempo waarin dit gaat gebeuren. En loop met het verminderen van de Nederlandse gasproductie niet onnodig vooruit op het verminderen van de Nederlandse gasconsumptie. Dat is beter voor onze financiën en leveringszekerheid. En ook voor het klimaat.

 

 

Wat elke investeerder in olie moet weten

IEX, 18-10-2017

Eigenlijk wilde ik deze column de (te lange) titel geven “Waar elke investeerder in olie en gas over na zou moeten denken”. Of de 4 ontwikkelingen die ik hier schets ook echt uit gaan komen moeten we afwachten. Ik denk wel dat er goede gronden zijn om ze aan U voor te leggen.

Daarbij kunnen er altijd ontwikkelingen zijn (een politieke of economische crisis, ontwikkelingen binnen OPEC) die de markten tijdelijk uit het lood doen slaan. Een verandering in aanbod of vraag van slechts 2% is tenslotte ruim voldoende om het wankel evenwicht te verstoren.

  1. Het gasoverschot op de markten gaat langer duren dan het olieoverschot.

Gedurende de periode van hoge gasprijzen van 2009 tot 2014 werd wereldwijd een groot aantal nieuwe LNG projecten opgezet. Met de lange tijd die nodig is om deze reusachtige installaties te bouwen komt het vloeibare gas van deze projecten tussen 2015 en 2020 op de markt. Eerst kwamen de grote Australische projecten zoals Gorgon. Nu begint de LNG export uit de VS op gang te komen.

Dat een bedrijf in die tijd zo’n project opzette valt goed te begrijpen. Dat ze allemaal tegelijk het zelfde deden pakte minder goed uit. Daarbovenop kwam dat de vraag naar gas nu minder snel groeit dan toen werd verwacht.

Het overaanbod voor gas lijkt rond 2020 het grootst te worden. Voor olie daarentegen lijkt het dieptepunt nu voorbij te zijn. Wereldwijd is er nu sprake van een licht onderaanbod. De voorraden beginnen sinds een paar maanden sneller te zakken.

IEX201

De gasmarkt is nu een kopersmarkt is geworden. Er wordt een steeds groter deel van gas op de spot markten verhandeld. Investeerders moeten nu hopen dat de lange termijn contracten die zijn afgesloten afdoende zijn dichtgetimmerd en ook daadwerkelijk worden nageleefd. Dat is niet altijd het geval. Overal probeert men nu onder deze contracten uit te komen. Recent nog werden de prijzen voor de Indiase LNG leveringen van ExxonMobil naar beneden toe bijgesteld. Een prijsverlaging accepteren kan aantrekkelijker zijn dan een moeizame rechtsgang in een land als India.

  1. Op de korte termijn zit de olieprijs gevangen in de “shale band”

Na de OPEC beslissing in de zomer van 2014 om de olieprijs toen niet door productieverminderingen te steunen brak er een turbulente tijd aan voor de oliemarkten. Het duurde bijna 2 jaar voordat ze een nieuw evenwicht vonden.

Bij dat nieuwe evenwicht speelt de snelle respons van VS schalieolie op veranderingen van de olieprijs een grote rol. Valt de prijs te ver onder de kostprijs van VS schalieolie (gemiddeld ruim 50 dollar per vat) dan begint de productie daar na enige maanden snel af te nemen. Komt de prijs te ver boven dit niveau dan volgt een relatief snelle toename. Dat blijkt in de praktijk een ondergrens van ongeveer 45 en een bovengrens van 55 a 60 dollar per vat op te leveren (Brent). Men spreekt wel van de “shale band”. VS schalieolie heeft de volatiliteit van de olieprijs verminderd.

IEX202

Het niveau van 50 dollar per vat waaromheen zich de olieprijs beweegt hoeft niet constant te zijn. Verdere technologische vooruitgang zou kunnen leiden tot lagere break-even kosten voor VS schalieolie. Omgekeerd kunnen – met name als de activiteiten snel aantrekken tot een hoger niveau – de prijzen van boren en fracken daar ook omhoog gaan. Dat heeft ook plaatsgevonden het laatste jaar (zij het in lichte mate).

Mijn inschatting is dat op de korte termijn de “shale band” van kracht zal blijven maar zich geleidelijk aan naar een iets hoger niveau zal verplaatsen. De grote technologische doorbraken in VS schalieolie lijken nu achter de rug te zijn.

  1. Op de middellange termijn leiden de huidige lage investeringen tot een hogere prijs

Sinds 2014 staan de investeringen in conventionele olie op een laag pitje. De jaarlijkse vermindering van de productie uit bestaande conventionele velden (gemiddeld 8-10% als er niets geïnvesteerd wordt) is toegenomen. Het aantal nieuwe projecten waarvoor het groene licht is gegeven is substantieel verminderd. Het duurt echter nog een aantal jaren voordat dat effect ten volle wordt gevoeld.

IEX204

De komende jaren gaan we een experiment uitvoeren: hoe lang kan VS schalieolie blijven groeien in het huidige tempo (een jaarlijkse stijging van 1 mb/d)? Er komt een moment dat er minder ruimte komt voor nog meer putten in de beste sweet spots. Nu al is er op sommige plekken sprake van interferentie tussen putten en stijgende gas-olie ratio’s wat de opbrengst per put vermindert. De EIA ziet VS schalieolie doorstijgen tot een plateau van 10 mb/d in 2022. Sommige analisten zien dit punt al in 2019 bereikt worden op een lager niveau.

Hierbij spelen niet alleen technische aspecten een rol. Men lijkt ook voorzichtiger te worden met het investeren in VS schalieolie. Dat kan de hoeveelheid geld die geïnvesteerd wordt in deze – nog steeds niet winstgevende – manier van olie winnen doen verminderen. Een hogere rentestand kan hierbij ook een rol gaan spelen.

Met op de achtergrond een stug doorgroeiende vraag naar olie komt er een punt dat de verdere daling van conventionele olie en een minder grote groei van VS schalieolie kan gaan leiden tot hogere prijzen. Twee jaar geleden was de verwachting nog dat dat punt rond 2018 of 2019 bereikt zou worden. Nu denkt men eerder aan 2020. Dat zal waarschijnlijk geen herhaling van prijzen boven de 100 dollar per vat te betekenen. Eerder denkt men dan aan een uitbraak naar boven uit de “shale band” tot een niveau van 70 tot 90 dollar per vat.

  1. Op de lange termijn speelt klimaatverandering een steeds grotere rol

De maatregelen om klimaatverandering tegen te gaan zullen ongetwijfeld gaan leiden tot een neerwaartse druk op de olievraag. Wanneer dat ook tot een vermindering in absolute volumes gaat leiden is onzeker. Sommige scenario’s zien “peak oil” al over 5 of 10 gebeuren; anderen pas na 2040.

Voorlopig wordt de al lang afnemende vraag in de ontwikkelde OECD landen meer dan gecompenseerd door de toenemende vraag in de rest van de wereld (waar het overgrote deel van de wereldbevolking woont). Elektrische auto’s zullen zeker een hoge vlucht nemen maar in veel andere sectoren ligt de vervanging van olie door alternatieven veel moeilijker. Misschien is het beter om te spreken van een naderend “plateau oil” in plaats van peak oil.

IEX204 extra

Stranded assets zullen voor Westerse oliebedrijven met een reserves/productie ratio van 10-15 geen probleem zijn. En met een afvlakking of lichte vermindering van de vraag kunnen zij op zich ook best leven. De issue voor hen is veel meer of die afvlakkende of licht verminderende vraag ook gaat leiden tot systematisch lagere prijzen. Daarbij is het voor hen vooral van belang dat ze de toekomstige vraag niet overschatten.

Westerse oliebedrijven mogen dan niet op stranded assets zitten – een bedrijf als Saudi Aramco (met een reserves/productie ratio van rond de 70) doet dat wel. Saudi-Arabië kan er voor kiezen om de prijs hoog te houden (iets dat zij al ruim 40 jaar doen door onder hun geologisch potentieel te produceren) of de hoeveelheid olie waarmee zij straks blijven zitten te minimaliseren. Allebei tegelijk zal niet gaan en dat geeft een lange termijn risico voor de olieprijs.

Verder kan men zich afvragen hoe maatschappij en rechtspraak zullen reageren als de gevolgen van klimaatverandering geleidelijk aan steeds duidelijker worden. Worden oliemaatschappijen aansprakelijk gesteld? Komen er hogere speciale belastingen op de winst uit de winning van fossiele brandstoffen?

Mijn inschatting is dat oliebedrijven steeds meer een “sin stock” zullen worden, vergelijkbaar met de wapen- en sigarettenindustrie. Waarbij ethische gronden een veel plausibeler reden zijn om er niet in te investeren dan financiële.

 

Olie uit de Noordzee blijft aantrekkelijk

IEX, 21-9-2017

Na een periode zich vooral geconcentreerd te hebben op kostenbesparingen sloeg de Franse oliereus Total eind Augustus toe met de overname van Maersk Oil and Gas. Met deze overname is een bedrag van zo’n 7,5 miljard dollar gemoeid. Total’s productie neemt hierdoor toe met ongeveer 160000 boed (barrel of oil equivalent per dag).

De reserves van Maersk bestaan voornamelijk uit olie op de Noordzee. In tegenstelling tot Shell en BP (die de afgelopen jaren hier met name oudere velden verkochten) gaat Total zich steeds meer richten op de Noordzee.

Wat bracht de Maersk groep ertoe om de olie- en gasdochter, decennia lang zeer winstgevend, te verkopen? En waarom kocht Total juist deze assets?

  1. Waarom verkocht Maersk?

Maersk Oil and Gas was lange tijd zeer winstgevend. Het was echter een winstgevendheid die gebaseerd was op één enkele geologische niche: het boren (en soms ook fracken) van lange horizontale offshore putten in kalksteen. Het bedrijf was hier zeer succesvol mee in Denemarken (waar het deze technieken perfectioneerde) en in Qatar. Sinds 2005 is de productie van de Deense velden echter geleidelijk aan het afnemen. Het contract voor het Al Shaheen veld in Qatar liep tot Juli 2017 en werd niet verlengd (midden 2016 werd bekend dat het nieuwe contract verleend was aan … Total).

Pogingen die sinds 2005 werden verricht om Maersk Oil and Gas te transformeren tot een bedrijf dat wereldwijd actief was, ook in settings als deepwater, mislukten. Het was ook lange tijd bijzonder moeilijk om, met name als nieuwe speler, winstgevend te groeien in een tijd van hoge olieprijzen en (te) hoge asset prijzen.

Er werd lange tijd vanuit gegaan dat het zeevervoer van containers en de olie industrie counter cyclische activiteiten zijn. In het verleden leidden lage olieprijzen inderdaad tot economische groei en hogere vrachtprijzen. In de huidige tijd, waarin de kosten van energie een steeds minder grote rol spelen, kan men daar minder van op aan. In 2015 en 2016 belanden zowel de vrachttarieven als de olieprijs op een zeer laag niveau. Het betekende een “perfect storm” voor de Maersk groep.

En last but not least: door de opkomst van VS schalieolie verkeert de olieprijs vooralsnog op een relatief laag niveau. Op de lange termijn is er een neerwaartse druk op de olievraag door de inspanningen op het gebied van klimaatveranderingen. In het algemeen zijn de vooruitzichten voor de winstgevendheid van de olie industrie er de afgelopen jaren niet beter op geworden. Daarbij komt dat shipping altijd de core business van de Maersk groep is gebleven.

  1. Waarom kocht Total?

Als men gelooft dat de huidige lage olieprijzen meer cyclisch dan permanent zijn is het nu, met de huidige lagere asset prijzen, een goed moment voor overnames. Uiteindelijk is het goed mogelijk dat de huidige lage investeringen op een termijn van 2 tot 5 jaar zullen leiden tot een dermate grote verbetering van de vraag-aanbod situatie dat de prijzen dan substantieel omhoog gaan.

Daarbij zou de keuze van Total om in olie te investeren (en niet in gas of in VS schalieolie) wel eens goed uit kunnen pakken. De stroom van nieuwe LNG projecten tot 2020 maakt het waarschijnlijk dat het overaanbod aan gas langer gaat duren dan dat van olie. Voor de olie vraag en aanbod situatie lijkt het ergste achter de rug. Aan VS schalieolie heeft nog niemand echt verdiend (en buitenlandse oliebedrijven die dure licenties kochten of Amerikaanse bedrijven overnamen al helemaal niet).

Voor veel gebieden (Noordzee, Angola, Oost Afrika) bevinden de Maersk velden en licenties zich dicht bij die van Total. Significante synergiën (door Total geschat op 400 miljoen dollar per jaar) zijn hier mogelijk.

Tenslotte: Maersk’s kennis en goede technische track record in Qatar zullen van grote waarde zijn voor Total’s nieuw verworven Qatar contract.

  1. Johan Sverdrup: het kroonjuweel

Maersk’s meest waardevolle asset is echter een nieuw olieveld waarvoor de eerste productie pas in 2019 verwacht wordt. In 2009 verwierf Maersk een klein gedeelte van een Noorse licentie waar naar olie werd gezocht door het Zweedse Lundin. Dit bedrijf maakte hier de spectaculaire ontdekking van wat nu bekend is als het Johan Sverdrup veld. Met reserves tussen de 2 en 3 miljard barrels is het de met afstand grootste ontdekking in de Noordzee van deze eeuw. Evenals sommige andere grote vondsten sinds 2000 werd deze ontdekking niet door een van de grotere oliebedrijven gedaan maar door een relatief klein bedrijf dat zich vooral op exploratie richt.

Ondanks dat het Maersk aandeel in het veld relatief klein is (8,44%) is dit aandeel ongeveer 2 miljard dollar waard (in lijn met de market cap van Lundin die voor het grootste deel bepaald wordt door Johan Sverdrup). De totale waarde van ruim 20 miljard dollar van dit veld ligt aan de grote volumes, de geringe waterdiepte (die voor lagere kosten zorgt) en de huidige relatief lage kosten om een veld te ontwikkelingen. Dit laatste heeft het operator Statoil mogelijk gemaakt de kosten omlaag te brengen tot zo’n 25 dollar per vat. Met dit soort kosten wordt het naar alle waarschijnlijkheid een zeer winstgevend project in een land met minimale politieke risico’s.

Total’s keuze om juist Maersk Oil and Gas over te nemen tekent de aantrekkelijkheid van lage kosten olie in politiek veilige landen. Mocht U een zelfde keuze willen maken dan hoeft niet te zijn door aandelen Total te kopen (weliswaar de een na grootste producent in de Noordzee maar ook in veel andere gebieden actief). U kunt ook investeren in Lundin (genoteerd aan de beurs van Stockholm). De waarde van het bedrijf wordt voor het overgrote deel bepaald door het 22,6% belang in Johan Sverdrup. Het is een keus voor olie in plaats van gas en gaat er van uit dat de olieprijs de komende jaren niet langdurig onder het huidige, relatief lage, niveau zal zakken.

 

Saudi Aramco: tafelzilver in de uitverkoop

Geplaatst op IEX, 30-8-2017

  1. Een beursgang zoals geen andere

Begin 2016 kondigde Mohammed bin Salman (algemeen bekend als MBS) de verkoop van een gedeelte van Saudi Aramco aan. Hiermee stelde de (toen nog plaatsvervangend) kroonprins en feitelijke machthebber van het land het tegenstribbelend management van Saudi Aramco voor een voldongen feit. Het woord van het huis van al-Saud is nu eenmaal wet.

Daarbij sloeg MBS ook een piketpaaltje in de grond wat betreft de waarde van Saudi Aramco: die zou rond de 2000 miljard dollar bedragen. Als dat gehaald zou worden zou de voorgestelde verkoop van 5% van Saudi Aramco 100 miljard dollar waard zijn. Dat is vier keer zo hoog als de tot dan toe grootste emissie van het Chinese Alibaba.

Na de aankondiging bleek al snel hoe weinig voorwerk er gedaan was. Voor het management van Saudi Aramco (dat had voorgesteld om, als er echt iets moest gebeuren, een gedeelte van de downstream naar de beurs te brengen) kwam het als een donderslag bij heldere hemel.

De aankondiging van de beursgang maakt deel uit van een reeks gewaagde, en volgens velen niet goed doordachte, initiatieven van MBS:

  • De militaire interventie in het buurland Jemen die leidt tot immens leed voor de bevolking daar. Een einde is na twee jaar nog niet in zicht; ook voor een oorlog op kleine schaal geldt dat het makkelijker is die te beginnen dan die te beëindigen.
  • Vision2030, een blauwdruk voor de modernisering van het land uit de keuken van McKinsey. Een plan dat vol staat met ambitieuze doelen maar geen realistisch pad uitstippelt om die doelen ook te bereiken.
  1. De wereld van Saudi Aramco

De bedrijfscultuur binnen Saudi Aramco is altijd Amerikaans gebleven. Procedures zijn er gebaseerd op die van de grote Amerikaanse oliebedrijven. Het heeft een hoog technisch niveau en carrières zijn er gebaseerd op prestaties. Ook Sjiiten en vrouwen kunnen er carrière maken.

Het bedrijf is dan ook een oase in een woestijn van corruptie en inefficiëntie. Dat heeft wel een bijeffect: de overheid schakelt het bedrijf in voor allerlei moeilijke en prestigieuze projecten. Zo bouwt (en runt) Saudi Aramco medische centra en universiteiten zoals de King Abdullah University.

Het bedrijf dient te opereren binnen de grenzen van wat er mogelijk is in Saoedi-Arabië. Terwijl twee derde van de olie verkocht wordt op de internationale markt (waarmee het bedrijf voor 60% verantwoordelijk is voor de inkomsten van de staat) wordt ongeveer een derde tegen een minimale prijs van gemiddeld nog geen 6 dollar per vat geleverd op de binnenlandse markt. Dat aandeel is door de jaren heen geleidelijk gegroeid.

  1. Een problematische listing

Op vele gebieden zullen de belangen van toekomstige minderheidsaandeelhouders in Saudi Aramco niet parallel lopen met die van Saoedi-Arabië. Zo houdt Saudi Aramco sinds jaar en dag een reservecapaciteit aan van ongeveer 2 miljoen barrel per dag. De belangrijke, zo niet dominante positie van Saoedi-Arabië binnen OPEC is hier gedeeltelijk op gebaseerd.

Het lijkt waarschijnlijk dat de productie van het bedrijf ook in de toekomt bepaald wordt door de belangen van het land. En dat het bedrijf zal doorgaan met het subsidiëren van de samenleving door het leveren van goedkope brandstoffen aan de bevolking. Wie garandeert er dat het belastingregime over enige tijd niet weer herzien wordt als de tekorten op de landsbegroting blijven voortduren?

Men zou kunnen zeggen dat men hier niet alleen een stukje Saudi Aramco koopt maar ook een stukje Saoedi-Arabië. In geen van beide heeft men echter enige zeggenschap.

  1. Hoeveel zou Saudi Aramco echt waard kunnen zijn?

Meestal hangt de waardering van een oliemaatschappij vooral af van de bewezen reserves. Een dergelijke waardering zou voor Saudi Aramco inderdaad in de buurt van de 2000 miljard dollar uit kunnen komen.

Voor de meeste westerse oliemaatschappijen snijdt een dergelijke waardering ook hout: dit is waar deze maatschappijen hun grote investeringen hebben gedaan en met bewezen reserves vs productie verhoudingen van weinig meer dan 10 kan men er ook van uitgaan dat deze reserves de komende 10 tot 20 jaar voor het grootste deel geproduceerd gaan worden.

Maar voor Saudi Aramco ligt dat anders. Met bewezen reserves van meer dan 260 miljard barrel kan de huidige productie in ieder geval 70 en waarschijnlijk wel 100 jaar doorgaan.

Afgezien van het feit dat zelfs met een kleine discount factor de waarde van productie in de verre toekomst sterk vermindert: hoe groot is de kans dat deze olie überhaupt geproduceerd gaat worden? Saoedi-Arabië kan wel proberen deze olie sneller te produceren maar beseft heel goed dat dat tot een langdurige ineenstorting van de olieprijs zou leiden.

De meeste waardeschattingen worden dan ook gebaseerd op de productie en inkomsten voor de komende 10 tot 20 jaar. Op deze manier komt de Financial Times uit op een waarde van ongeveer 900 miljard dollar (op basis van een matig stijgende olieprijs en een voortzetting van het huidige, recent aangepaste, belastingregime).

Veel analisten passen hierop een verdere verlaging toe. De minimale invloed van minderheidsaandeelhouders op het beleid van Saudi Aramco, de onzekerheid over een toekomstig belastingregime in tijden van lage olieprijzen en twijfels over de toekomstige stabiliteit van het land spelen hierbij een rol. Ook wordt de slechte performance van andere beursgenoteerde NOC’s opgemerkt. Zo komt WoodMackenzie uit op een waardering van 400 miljard dollar.

  1. Goedkoop verkopen of de zaak afblazen?

Dit alles maakt de beursgang er niet makkelijker op. Misschien beperkt men zich uiteindelijk wel tot een verkoop achter de schermen aan een beperkte groep kopers. Misschien blaast men de zaak wel helemaal af als blijkt dat de veel lagere waardering van de markt, vergeleken met de genoemde 2000 miljard dollar, een te groot gezichtsverlies is. Nick Butler in de Financial Times stelde dat de meest realistische optie wel eens de verkoop aan China zou kunnen zijn (mogelijk zonder de prijs überhaupt bekend te maken).

Blijft de vraag waarom de Saoedi’s hieraan zijn begonnen. Misschien is de simpelste verklaring wel de beste: een jonge ambitieuze prins die gelooft wat Westerse consultants hem voorspiegelen. Die dit gezien heeft als een manier om geld binnen te halen voor de hervormingsplannen van Vision2030. En die hiermee zijn populariteit onder de bevolking trachtte te vergroten in zijn greep naar de macht; het doel waar het hem echt om gaat. Met recht verzuchtte een Zweeds staatsman ooit tegen zijn zoon: “Weet je dan niet met hoe weinig wijsheid de wereld wordt geregeerd?”

 

Schuld en olie

Geplaatst op IEX.nl, 8-8-2017

Schuld kan het mogelijk maken een bedrijf op te zetten. Zo helpt het de economische groei.

Er zit ook een andere kant aan de medaille. Als de economische vooruitzichten van een bedrijfstak verslechteren kan een schuld misschien niet meer worden terugbetaald. Als er een te grote hoeveelheid geld in een bedrijfstak of huizenmarkt wordt gepompt kan dat leiden tot een bubble die ooit knapt.

In een tijd dat de olieprijzen daalden nam de totale schuld van de olie- en gasindustrie snel toe. In 10 jaar tijd steeg die schuld van ongeveer 1000 tot 2500 miljard dollar. Daar zitten verschillende aspecten aan:

  • Voor de VS schalieolie-industrie is de snelle groei mogelijk gemaakt door de grote hoeveelheid geld die hier door Wall Street is ingepompt.
  • Voor de grote internationale oliemaatschappijen is de schuld toegenomen omdat zij er voor kozen het relatief hoge dividend te handhaven in tijden van lage olieprijzen.
  • Voor de grote nationale oliemaatschappijen geldt dat zij moeten meehelpen de budgettaire problemen van hun regeringen (ten gevolge van de lage olieprijzen) te verlichten.

VS schalieolie: einde van de schaarste aan olie

Schalieolie verschilt in hoge mate van conventionele olie. Het lijkt veel meer op een industrieel proces dan de conventionele olie-industrie. Er is een hoge mate van standaardisering. De tijd die verstrijkt tussen de beslissing om te investeren en de eerste olieproductie is kort. De resulterende olieproductie houdt echter ook slechts beperkte tijd stand (het grootste deel van de productie vindt plaats in het eerste productiejaar).

Als er beperkingen zijn voor de productie van schalieolie komen die uit de beschikbaarheid van financiering, boortorens, fracking crews of exportcapaciteit. Maar in tegenstelling tot conventionele olie komen die (nog) niet uit een beperkte hoeveelheid olie in de grond.

Schalieolie heeft het Wall Street daarmee mogelijk gemaakt om in snel tempo grote hoeveelheden geld in de olie-industrie te pompen. En dat heeft men, geholpen door het beleid van de centrale banken, ook gedaan. Het gevolg was een snelle groei van deze industrie en een hoge gearing. De conventionele olie-industrie met zijn kleinere hoeveelheid nieuwe projecten (zo vaak worden er geen nieuwe olievelden gevonden) bood daartoe veel minder mogelijkheden.

Een verliesmakende industrie met oplopende rentelasten.

Winst heeft de VS schalieolie-industrie tot nu toe echter niet gemaakt. Als geheel heeft deze industrie tot op de dag van vandaag een negatieve cash flow (ook zonder dividend uit te betalen). Het is dan ook niet vreemd dat de kosten van de financiering geleidelijk aan toenemen.

IEX 17 1

Daarbij is er een heel spectrum aan schalieoliebedrijven. De breakeven kosten en de winstgevendheid hangen er vooral van of men licenties bezit in de beste sweet spots of in de meer perifere gebieden daarbuiten. Het zijn de bedrijven in deze meer perifere gebieden die het moeilijk hebben en door de jaren heen geleidelijk aan failliet gaan. Dit gebeurde met name in de eerste helft van 2016 toen de olieprijzen onder de 40 dollar per vat doken.

Aandelen in schalieolie kopen is ervan uitgaan dat in de toekomst de winstgevendheid er ooit van komt. Hetzij door hogere olieprijzen, hetzij door verdergaande technologische vooruitgang en kostenbesparingen. Het is de belofte voor de toekomst waar het om draait. Tenslotte hebben de betere VS schalieoliebedrijven break even kosten voor nieuwe olie die tot de laagste ter wereld behoren.

Energy Independence?

De continuïteit van de productie van schalieolie hangt dus af van de bereidheid van financiers om dit te blijven financieren. De inschatting of men leningen ook daadwerkelijk kan terugbetalen speelt daarbij een grote rol.

Men kan zich dan ook afvragen hoe stevig het fundament is waarop “energy independence” rust. Als de financiering ooit stopt of substantieel afneemt (hetzij door hogere rentes, hetzij door een ineenstorting van de olieprijs) zal ook de productie van VS schalieolie snel afnemen. Voor conventionele olie ligt dit heel anders. Een conventioneel olieveld zal, nadat het eenmaal ontwikkeld is, nog tenminste 1 of 2 decennia door blijven produceren, ongeacht de olieprijs.

IOC’s handhaven het dividend door kostenbesparingen, leningen en langzaam te krimpen

Ook voor de grote internationale oliemaatschappijen (ExxonMobil, Chevron, Shell, BP, Total) nemen de schulden langzaam toe (zij het dat de gearing hier veel lager ligt). In totaal bedraagt die schuld nu ruim 180 miljard dollar. In totaal was er in 2016 voor deze bedrijven een net cash outflow van ongeveer 46 miljard dollar. Die outflow zou nog veel groter zijn geweest zonder de substantiële winsten in de downstream. De gearing is gestegen tot tussen de 20 en 30 % (terwijl die in 2012 nog onder de 10 % lag).

IEX 17 2

Voor 2017 zal deze outflow veel minder zijn. Deze bedrijven hebben een prijs van rond de 50 dollar nodig is om cash flow neutraal te zijn. Dat niveau werd begin dit jaar ook gehaald; ondertussen is de prijs onder de 50 dollar per vat gezakt.

Voor sommige schalieoliebedrijven is de vraag of zij het overleven. Voor de grote internationale oliebedrijven is de vraag of zij het dividend handhaven. En vooralsnog kiezen zij er voor om dat te doen. Dit wordt mogelijk gemaakt door een combinatie van kostenbesparingen, hogere leningen en het verkopen van assets. Maar de belangrijkste component is wel het beperkt investeren (wat er toe leidt dat hun productie op de lange termijn vermindert). Er zit een kern van waarheid in als mensen stellen dat deze bedrijven begonnen zijn hun business langzaam te liquideren.

Het enige grote olie bedrijf dat een andere weg is ingeslagen (en voor het verlagen van het dividend ook niet werd afgestraft) is ENI. Dat heeft een reden: hun recente exploratie track record is de beste van alle grote oliebedrijven. Het betekent dat zij wel een aantal attractieve projecten hebben (die ook gefinancierd moeten worden) die andere bedrijven missen.

Tenslotte

Hoe dit alles zal aflopen zal vooral ook van de ontwikkelingen in de olieprijs en de rente afhangen. Maar de tijd dat de olie-industrie een financieel conservatieve industrie was, immuun voor een financiële crisis, is met name in de VS voorbij.

 

De moeizame strijd tegen klimaatverandering

Gepubliceerd op IEX.nl, 26-07-2017

Het klimaat verandert. De toename van temperatuur, de link tussen temperatuur en broeikasgassen en de toename van het CO2 niveau in de atmosfeer laten geen ruimte voor twijfel.

Dat dit ging gebeuren wisten we al heel lang. In 1965 ontving de toenmalige president van de VS, Lyndon Johnson, een rapport hierover van een aantal vooraanstaande wetenschappers. Zij voorspelden dat, als gevolg van de verbranding van fossiele brandstoffen, “in 2000 de toename van CO2 in de atmosfeer ongeveer 25 % zal zijn” en dat dit “vrijwel zeker significante veranderingen in temperatuur tot gevolg zal hebben”.

Het rapport leest, ook ruim 50 jaar na dato, nog steeds als een lucide overzicht van het probleem. In een tijd dat het debat nog niet gepolariseerd was konden zij hun rapport besluiten met een korte discussie van geoengineering technieken om klimaatverandering tegen te gaan.

CO2 emissies zijn op record hoogte

Anno 2017 moeten wij constateren dat onze pogingen om de uitstoot van CO2 te verminderen tot nu toe bar weinig hebben uitgericht. Wereldwijd lijken CO2 emissies sinds 3 jaar niet verder door te stijgen maar een snelle daling, hard nodig om maar enigszins in de buurt te komen van de maximaal 2 graden opwarming, lijkt nog ver weg.

IEX 16 global emissions

Daarbij blijft het aandeel fossiele brandstoffen in de wereldwijde energiebehoefte hardnekkig hangen rond de 80 %. Het aandeel zon en wind is weliswaar snel gestegen maar nog steeds slechts ongeveer 1,5 %. Dat de publieke perceptie van dit aandeel veel hoger is geeft aan hoezeer wij het probleem onderschatten.

Ondertussen worden de gevolgen van klimaatverandering steeds duidelijker. Het zal de komende decennia in het middelpunt van de belangstelling blijven staan en een grote invloed hebben op bedrijven en investeringen. Daarbij zullen luchtvaartmaatschappijen net zo goed tegen de grenzen van de groei aanstoten als oliemaatschappijen.

Waarom is het zo moeilijk de uitstoot van CO2 terug te dringen?

De voordelen van reducties in CO2 zijn wereldwijd en lange termijn; de kosten zijn hier en nu. Dat zal bestuurders altijd in de verleiding brengen de echt pijnlijke maatregelen nog maar even uit te stellen (wat blijft zijn de fraaie beloftes). De bedreiging van het aanpakken van klimaatverandering komt naar mijn mening niet zozeer van het ontkennen van klimaatverandering maar van het – expliciet of impliciet – vooropstellen van de eigen korte termijn belangen.

Het teruglopen van de vraag leidt tot lagere prijzen van een grondstof. Kolenproducenten hebben gedurende langere tijd de vraag overschat wat leidde tot een overaanbod. De resulterende lage prijzen maken het moeilijker het verbruik verder te verminderen.

Sommige landen hebben een groot belang bij de continuering van hun olie en gas productie. Waar moeten landen als Saoedi-Arabië en Rusland hun geld anders mee verdienen? Energie intensieve industrieën migreren geleidelijk aan naar landen met lage kosten voor energie. Een significant en groeiend deel van Saoedi-Arabië’s olieproductie wordt gebruikt voor lokale industrie zoals petrochemie en aluminium smelters. Dit soort landen trekken zich niets aan van internationale verdragen.

Mensen in ontwikkelingslanden hebben wel andere dingen aan hun hoofd. Als hen gevraagd wordt hun problemen te ranken staat klimaatverandering onder aan de lijst (ver onder veiligheid, voedselvoorziening, onderwijs en gezondheidsvoorzieningen). Het staat voor de meeste landen onder aan de lijst, met uitzondering van de meest ontwikkelde landen.

Lagere kosten voor renewables: een sprankje hoop?

Meer kennis en schaalvergroting leiden tot lagere kosten voor alternatieven voor fossiele brandstoffen (zoals zij dat het afgelopen decennium voor zon en wind gedaan hebben). Dit is wat de Duitse Energiewende tot een succes heeft gemaakt; niet de reducties in emissies (die waren er ook niet) maar de reducties in kosten ten gevolge van de grote vraag naar zon en wind. De rekening werd betaald door de Duitse consument die zijn elektriciteitsrekening in 10 jaar tijd met 50 procent zag stijgen.

De uitdaging nu is om die grote vorderingen in zon en wind te laten volgen door vergelijkbare vorderingen in de opslag van energie. Het is het enige sprankje hoop dat we hebben in de aanpak van klimaatverandering: technologische vooruitgang. Alleen als het schone alternatief ook goedkoper is zal het werkelijk de wereld overnemen.

En zover zijn we nog lang niet. Als we rekening houden met het effect van belastingen (op fossiele brandstoffen), subsidies (voor renewables) en de kosten van backup (gerelateerd aan de discontinuïteit van renewables) dan zijn die fossiele brandstoffen nog steeds veel goedkoper. De komende energietransitie gaat dan ook veel geld kosten (voor Nederland schat Milieudefensie dit bedrag op 300 miljard euro).

Ook voor fossiele brandstoffen is er technologische vooruitgang en zijn er kostenverlagingen. Het aandeel schalieolie en -gas (de grote recente technologische doorbraak in de wereld van fossiel) in de wereldwijde energiebehoefte stijgt vele malen sneller dan dat van zon en wind. En het heeft geleid tot een veel lagere olieprijs.

Met zon en wind alleen redden we het niet

Klimaatverandering is te belangrijk om al onze eieren in het ene mandje van zon en wind te leggen. Aan het begin van een lange en moeizame weg is het niet duidelijk welke combinatie van technologieën het meest succesvol zal blijken. Dus moeten we technologieën stimuleren zonder dogmatisch te zijn. Of het nu zon, wind, CCS (Carbon Capture and Storage), nieuwe technieken voor nucleaire energie, biobrandstoffen/massa, energieopslag of het efficiënter gebruik van energie betreft. We zullen ze waarschijnlijk allemaal nodig hebben.

Laten we daarbij kosten en leveringszekerheid niet uit het oog verliezen. Het zich alleen richten op de vermindering van emissies, zonder rekening te houden met de concurrentiepositie van het bedrijfsleven, zal uiteindelijk resulteren in een verlies van steun voor de energietransitie.

Maak werk van een betekenisvolle CO2 belasting. Het is de manier om oliemaatschappijen serieus bezig te doen gaan met CCS. En het is een probaat middel om kolen er uit te werken, zoals recent weer duidelijk werd in de UK waar het aandeel kolen in de elektriciteitsvoorziening gedaald is tot ongeveer 5 procent.

Vertel de mensen een eerlijk verhaal

Wij zijn beter in het formuleren van fraaie doelstellingen en verdragen dan in het concreet bereiken van resultaten. Nederlandse gemeentes volledig van gas los in 2030? Dat is net zo kansloos als het beperken van de globale temperatuurstijging tot 1,5 graad. Onrealistische doelen die niet worden gehaald leiden alleen maar tot cynisme en populisme.

Wees eerlijk en maak duidelijk dat dit pijnlijk zal zijn. Een verandering van levensstijl zal inhouden: minder of niet meer vliegen, minder auto rijden en minder vlees eten. Geef niet de indruk dat we een heel eind komen met een stel zonnepanelen op het dak en een elektrische auto voor de deur.

Geoengineering

Geoengineering biedt niet meer dan een noodoplossing. Het nadoen van grote vulkaanuitbarstingen (het daardoor geïntroduceerde materiaal in de stratosfeer verhoogt de reflectiecoëfficiënt) is echter technisch en financieel wel goed haalbaar.

Kostenschattingen lopen uiteen van 10 tot 20 miljard dollar per jaar voor een programma dat de opwarming van de aarde met 1 graad beperkt. Het grote taboe om dit te bediscussiëren is begrijpelijk: voordat men het weet vermindert het de animo om emissies te reduceren. Toch zal die discussie er komen.

Bedenk daarbij wel dat het slechts symptoombestrijding is. Het afsterven van koraalriffen zal het niet voorkomen. En goed rentmeesterschap is het niet.

 

Hoe winstgevend blijft olie?

 Gepubliceerd op IEX.nl, 13-07-2017

Veel beleggers hebben olie- en gasbedrijven in hun portefeuille. Het relatief hoge dividend speelt daarbij een grote rol. Een hoog dividend is echter onlosmakelijk verbonden met twijfels over de houdbaarheid ervan. Hieronder volgen vijf bedreigingen voor de winstgevendheid van olie en gas.

1. Schalieolie blijft groeien

Schalieolie, mogelijk gemaakt door het fracken van met name horizontale putten, is de grootste recente technologische doorbraak in de olieindustrie. Niet alleen om het überhaupt te kunnen doen. Maar ook om de kosten zover omlaag te krijgen dat men het kan blijven doen in tijden van lage olieprijzen.

Winstgevend is het echter (nog) niet. Wel is de jacht op een beetje rendement zo groot dat men hier geld in blijft pompen. Goedkoop geld heeft ook hier de zaak op zijn kop gezet.

Schalieolie heeft vooralsnog een grote invloed op de olieprijzen. Voor 2018 schat Citibank een VS olieproductie tussen 9.6 miljoen vaten per dag (vergelijkbaar met die van 2017; voor een olieprijs van 40 dollar per vat) tot 12.1 miljoen vaten per dag (voor een olieprijs van 70 dollar per vat). Boven de 50 dollar per vat neemt de productie dermate snel toe dat het op de korte termijn een plafond voor de olieprijs is (een grote uitval van olieaanbod door een crisis in het Midden Oosten daargelaten). Dit alles betekent lagere prijzen en minder winstgevendheid voor conventionele olie.

Onduidelijk is tot welk niveau VS schalieolie kan blijven doorgroeien. Er zijn grote verschillen tussen de verschillende scenario’s hiervoor. Maakt verdere technologische vooruitgang op termijn ook productie buiten de beste sweet spots mogelijk? Blijft Wall Street hier geld in stoppen?

2. De olievraag neemt minder snel toe

De vraag naar olie stijgt nog steeds. Voor de laatste 10 jaar kan men er haast een liniaal langs leggen: elk jaar neemt de vraag met een kleine 1,5% toe. Maar de tijden van grote groei zijn voorbij.

Dat gedurende de laatste 3 jaar, in een periode van lage olieprijzen, de vraag niet meer is toegenomen dan het lange termijn gemiddelde is een veeg teken. De energie intensiteit van economieën neemt af. De focus van China verschuift van maakindustrie naar service. Andere landen zoals India nemen het stokje slechts in beperkte mate over.

Elektrische auto’s zullen leiden tot minder verbruik van olie in die sector. Daarentegen lijkt de groei in het olieverbruik voor de luchtvaart en petrochemie voorlopig nog niet af te vlakken. Een langdurig plateau in het verbruik van olie lijkt waarschijnlijker dan een “peak oil demand” dat gevolgd wordt door een snelle daling.

Op zich hoeft een plateau of een licht dalende vraag geen lage prijzen te betekenen. Van belang is dat de industrie de vraag niet overschat. 90 miljoen vaten per dag aan vraag (nadat eerst 95 miljoen is ingeschat) ziet er een stuk slechter uit qua prijs dan 90 miljoen vaten per dag aan vraag (nadat eerst 85 miljoen is ingeschat). Volumes zijn belangrijk voor een olieproducent. Maar de prijs: die is véél belangrijker.

3. Een overaanbod aan LNG

Met LNG begint zich steeds meer een wereldwijde markt voor gas te ontwikkelen. Dat opent nieuwe afzetmarkten. LNG heeft echter ook een nadeel: het is duur.

LNG loopt qua cyclus nu achter bij olie. De periode 2015-2020 laat een grote uitbreiding zien van de capaciteit (met name in Australië en de VS). Daarentegen valt de groei van de vraag tegen. Jazeker, de vraag groeit in China. Maar China wedt, in zijn vermindering van focus op kolen, op veel paarden tegelijk (nucleair, renewables, Russisch gas, lokaal schaliegas en, inderdaad, LNG).

Wereldwijd zijn renewables een sterke concurrent voor gas. Veel gas wordt gebruikt om elektriciteit op te wekken en hier komen zon en wind nu serieus van de grond. In zijn algemeenheid heeft de industrie een probleem om gas als transition fuel te verkopen.

Dit alles drukt de prijzen. En over die lage gasprijzen maakt men zich minstens zoveel zorgen als de lage olieprijzen.

De enige plek waar gas het echt goed doet is de VS. Schaliegas heeft hier een grote vlucht genomen. Qua volumes wel te verstaan; niet qua winstgevendheid.

4. De positie van OPEC verzwakt

Budgetproblemen treffen alle OPEC landen. Voor de sterkere onder hen betekent dat dat ze interen op hun financiële reserves. Voor de zwakkere zoals Venezuela is de situatie ronduit dramatisch.

Het vermogen om een tijd van lage olieprijzen zonder al te veel problemen voor de bevolking uit te zingen wordt kleiner (die bevolking is, net als hun materiële behoeften, veelal een stuk groter geworden). De verleiding om zich niet te houden aan productiebeperkingen wordt daarmee groter. Dit kan leiden tot een race naar de bodem die alleen maar verliezers kent.

Voorlopig worden de productiebeperkingen vooral gedragen door Saudi-Arabië. Hoe lang gaat het daarmee door? De jonge de facto machthebber van het land is in staat tot bruuske initiatieven en plotselinge veranderingen van koers. Hoe reageert hij als Rusland zich geleidelijk aan minder aan de afgesproken beperkingen gaat houden?

5. Renewables lijken minder winstgevend

Moeten olie- en gasbedrijven overstappen op renewables? Tot nu toe zijn zij daar slechts in beperkte mate toe bereid. De huidige investeringen van de grote maatschappijen in renewables bedragen ongeveer 2 % van hun totale investeringen. WoodMackenzie’s schatting is dat dit in 2035 op zou kunnen lopen tot 20 %; nog steeds een beperkt gedeelte van hun totale investeringen.

De reden is simpel: de industrie betwijfelt of ze hier serieus geld in kunnen verdienen. Tot nu toe lijkt dat niet het geval te zijn. De huidige investeringen dienen dan ook vooral om te leren, een vinger aan de pols te houden en het imago overeind te houden. De verwachte rendementen zijn lager dan die van hun recent goed gekeurde olie en gas projecten.

De burger mag dat dan misschien betreuren; de aandeelhouder mag blij zijn dat de industrie het rustig aandoet met weinig winstgevende avonturen in renewables.

 

OPEC versus schalieolie

Gepubliceerd op IEX.nl, 23-06-2017

De OPEC heeft indertijd aangegeven dat zij een aantal doelen wilden bereiken met de huidige productiebeperkingen. Ten eerste wilden zij een eind te maken aan een periode van overaanbod. Daarnaast wilden zij de gestegen olievoorraden terugbrengen naar hun 5 jaarlijks gemiddelde. Tenslotte hoopten zij een voorschot te kunnen nemen op hogere olieprijzen die er, naar hun inschatting, op de langere duur aankomen als gevolg van de lage investeringen van de afgelopen jaren.

Hoe staat het er mee, na de recente verlenging van de beperkingen die begin dit jaar ingingen?

In 2017 groeit het onderaanbod aan olie

Begin dit jaar waren vraag en aanbod dicht bij een evenwicht. De verwachting is dat het onderaanbod gedurende de loop van het jaar geleidelijk zal toenemen. Dat is vooral te danken aan de toenemende vraag (ook dit jaar neemt die weer met ongeveer 1.3 miljoen vaten per dag toe) en de hoge mate waarin men zich aan de productiemaatregelen houdt.

Of, en in welke mate, het onderaanbod in de tweede helft van 2017 zich ook voortzet in 2018 is echter onduidelijk.

IEX141

De olievoorraden beginnen te dalen

De olievoorraden in de VS of OECD (de meest ontwikkelde landen), waarvoor betrouwbare schattingen beschikbaar zijn, beginnen nu geleidelijk te dalen.

Die daling kwam langzaam op gang. Dat ligt er aan dat veel olieproducerende landen eind vorig jaar, vlak voor de ingang van het akkoord, de kraan nog even zo ver mogelijk opendraaiden. Daarnaast werden, begin van dit jaar, eerst voorraden afgebouwd in de olieproducerende landen zelf. Men hield zich wel aan de productieverlagingen maar die werden niet geheel vertaald in exportverlagingen.

Schattingen wanneer olievoorraden gedaald zijn tot hun 5 jaar gemiddelde lopen meestal uiteen van begin 2018 tot eind 2018 (uitgaande van een handhaving van de beperkingen). Een aantal analisten denkt dat dit ook in 2018 nog niet gehaald wordt. Het duurt allemaal langer dan OPEC lief is. En ook langer dan zij verwacht hadden bij de ingang van het akkoord.

IEX142

De markten zijn er niet gerust op

De markten zijn er dan ook niet gerust op. Sinds april is er een dalende trend in de olieprijzen. Dat werd in gang gezet door hedge funds die op een gegeven moment hun long posities zijn gaan afbouwen. Maar het heeft wel degelijk fundamentele oorzaken.

IEX143

Meer VS schalieolie dan verwacht

Uiteraard hadden OPEC en handelaren na het bereiken van het OPEC akkoord (en de daarmee gepaard gaande prijsstijgingen) een toename in de productie van VS schalieolie verwacht. Dat is het probleem niet. Het probleem is dat deze stijging zoveel groter is dan OPEC en veel analisten hadden verwacht.

Aan het begin van dit jaar verwachtte de EIA een gemiddelde VS olieproductie van 9.0 miljoen vaten per dag voor 2017 en van 9.3 miljoen vaten per dag in 2018. Halverwege het jaar zijn deze schattingen al bijgesteld naar respectievelijk 9.3 en 10.0 miljoen vaten per dag.

Daarmee neemt de VS olieproductie dit jaar met ongeveer 1 miljoen vaten per dag toe. En neemt het een groot deel van de ruimte in beslag die ontstaat door de stijgende vraag en de beperkte groei (of zelfs daling) van het olieaanbod buiten OPEC en de VS.

OPEC treft in VS schalieolie een ander soort tegenstander dan conventionele olie. Die laatste deed het in tijden van lage olieprijzen rustig aan met de investeringen tot de rendementen weer hoger waren. VS schalieolie en hun financiers nemen genoegen met lage rendementen. Blijkbaar is er zoveel geld beschikbaar in de VS en de zucht naar een klein beetje rendement zo groot dat men vrolijk doorgaat met hier geld in te pompen. Blijft dit ook zo als de rente in de VS omhoog blijft gaan?

IEX144

Heeft OPEC een exit strategie?

Net als voor oorlogen geldt ook voor OPEC productiebeperkingen dat het makkelijker is ze te beginnen dan ze te beëindigen. Het is best mogelijk dat OPEC in de loop van 2018 zijn doelen wat betreft de vraag-aanbod situatie en de olievoorraden bereikt. Maar wat dan? Wat is hun exit strategie?

Ze kunnen moeilijk doorgaan met hun productiebeperkingen tot in lengte van dagen. De markt is er bezorgd over dat, als de OPEC in 2018 de beperkingen begint te verminderen, de prijzen zullen dalen.

Voor 2017 is 55 dollar per vat te hoog gegrepen

Voor de korte termijn lijkt duidelijk dat OPEC niet alle 3 doelen tegelijk kan bereiken. Geen overaanbod en voorraden terug naar het 5 jaarlijks gemiddelde is misschien haalbaar maar het valt niet te rijmen met een olieprijs van 55 dollar per vat. Daarvoor groeit VS schalieolie simpelweg te snel bij een dergelijke prijs.

Omgekeerd zagen we in 2016 dat prijzen onder de 40 dollar per vat leidden tot een dalende VS schalieolieproductie. Een gemiddelde prijs van 45-50 dollar voor de tweede helft van 2017 lijkt dan ook het waarschijnlijkst.

Tot welk niveau kan VS schalieolie op de lange duur door blijven groeien? Schattingen van VS schalieolie komen veelal uit op een uiteindelijk plateau van ongeveer 10 miljoen vaten per dag in 2025 (ruwweg een verdubbeling van de huidige productie). Maar eigenlijk weten we dat niet goed; het is onbekend terrein.

Een grotere kans op een low case scenario

Daarnaast is de kans op een low case scenario groter geworden. Wat als dit allemaal te lang gaat duren en OPEC zijn eensgezindheid verliest of als de steun van Rusland wegvalt?

En de kans op een high case scenario? Die mag dan klein zijn, die is niet nul. Er is niet veel reservecapaciteit en onverwachte ontwikkelingen liggen in het Midden Oosten altijd op de loer.

OPEC is terecht gekomen in een uitputtingsslag die nog lang kan gaan duren. Daarbij is een realistische olieprijs vooralsnog die prijs die slechts tot een beperkte mate van groei in de VS schalieolieproductie leidt. Die lijkt op dit moment rond de 45 – 50 dollar per vat te liggen.

 

Schaliegas blijft groeien

Gepubliceerd op IEX.nl, 15-06-2017

Schaliegas van de grond krijgen in West Europa is een hopeloze zaak. Wereldwijd staan de zaken er echter anders voor. Onconventioneel gas maakt nu ruim 10 % uit van de wereldproductie aan gas. De verwachting is dat dit in 2035 zal zijn opgelopen tot ongeveer 30 % (zie bv de IEA 2016 World Energy Outlook of de BP 2016 Energy Outlook).

In diezelfde tijd verwacht men dat het percentage schalieolie zal oplopen van de huidige 5 % naar ongeveer 10 %. Schaliegas lijkt een grotere concurrent van conventioneel gas dan schalieolie van conventionele olie.

Schaliegas dominant in de VS

Vanwaar deze hoge verwachtingen voor schaliegas? Allereerst een geologisch aspect: gas stroomt beter door slecht reservoirgesteente dan olie. Het winnen van schaliegas mag dan moeilijk zijn; het winnen van schalieolie is technisch gezien een nog hardere noot om te kraken.

Break even kosten voor VS schalieolie liggen nu op ongeveer $ 40 – 50 per vat. Break even kosten voor recent goedgekeurde deepwater projecten in de Golf van Mexico liggen op ongeveer $ 50 per vat. Weliswaar heeft er zich een verschuiving van focus naar schalieolie voorgedaan maar beide takken van de VS olie industrie kunnen vooralsnog naast elkaar blijven voortbestaan.

Voor gas ligt dat anders. Daar liggen de kosten voor schaliegas in de VS nu op ongeveer 3 $/MMBtu. Dat komt overeen met ongeveer 17 dollar per boe (barrel of oil equivalent); een derde van de kosten van olie per eenheid energie. Het is substantieel minder dan de kosten van conventioneel gas in de VS voor nieuwe projecten. Die worden in de VS dan ook al langere tijd nauwelijks meer opgezet.

Schaliegas heeft in de VS de concurrentieslag gewonnen, niet alleen van kolen maar ook van conventioneel gas. De productie ervan zal verder doorgroeien. De productie uit conventionele gasvelden neemt af en de export van LNG komt op gang. De vraag vanuit de industrie neemt toe; geholpen door de lage gasprijzen maakt de petrochemie in de VS een periode van ongekende groei door.

Schaliegas kan groeien in de rest van de wereld

De snelle groei van schalieolie en -gas in de VS is mogelijk gemaakt door een groot aantal factoren zoals een goede kennis van de ondergrond, mineral rights die privé eigendom zijn en financiering tegen relatief lage kosten. Maar het meest essentieel zijn de lage kosten waarvoor men in de VS kan boren en fracken. Hoe verhouden zich die kosten tot de kosten in andere delen van de wereld?

Verschillende maatschappijen hebben een pilot project lopen in de Vaca Muerta in Argentinië. Na een honderdtal putten is de opbrengst per put er al vergelijkbaar met die in de VS. Qua geologie is het zeker zo goed – en mogelijk beter – als de beste gebieden in de VS.

De kosten gaan hier weliswaar omlaag maar zijn er nog steeds ongeveer het dubbele van die in de VS. De huidige break even kosten zijn er ongeveer $ 90 per vat voor olie en $ 7 per MMBtu voor gas. Vergelijken we dat met de huidige olie- en gasprijzen dan blijkt dat voor schaliegas veel beter uit te pakken dan voor schalieolie.

Voor olie wordt de Vaca Muerta pas aantrekkelijk bij substantieel hogere olieprijzen of lagere break even kosten. Maar voor gas ligt dat anders. De kosten liggen er nu al ruim onder de kostprijs van LNG (ongeveer 10-12 $/mmBTU voor nieuwe LNG projecten in de VS en ongeveer 14-16 $/mmBTU voor recente Australische projecten).

Buiten de VS lijkt het business model van schaliegas aantrekkelijker dan dat van schalieolie. Overal waar een markt is en infrastructuur zal het potentieel marktaandeel kunnen wegnemen van LNG. Dat is de achtergrond van de verwachting dat buiten de VS schaliegas sneller zal kunnen groeien dan schalieolie.

COP21 houdt die groei niet tegen

Zullen COP21 en de zorgen over klimaatverandering hier roet in het eten gaan gooien? Naar mijn verwachting niet. Gas is de minst vervuilende fossiele brandstof. Kolen vervangen door gas is een kosten efficiënte manier om emissies op korte termijn naar beneden te krijgen. En de resulterende lage elektriciteitsprijzen in de VS zijn een substantieel voordeel voor hun energie intensieve industrie.

Op de langere termijn kan men in de VS toegroeien naar een elektriciteitsvoorziening die voornamelijk gebaseerd is op schaliegas en renewables (onshore wind en utility scale solar). Het lijkt me geen slecht compromis tussen klimaat, kosten en leveringszekerheid.

In West Europa zal men hier niet aan meedoen. Dat lijkt mij ook terecht: het grootschalig boren en fracken van putten zoals dat in Texas gedaan wordt is moeilijk in te passen in een dichtbevolkt West Europa.

Voor veel landen buiten West Europa zal het echter een dermate aantrekkelijke propositie zijn dat ze die maar al te graag zullen aangrijpen.

 

Soms lijkt men ervan uit te gaan dat technologische doorbraken in de wereld van energie uitsluitend zijn voorbehouden aan renewables. Dat is niet zo. In 10 jaar tijd steeg het aandeel “new renewables” (wind, zon, biobrandstoffen en aardwarmte) in het wereldwijde energieverbruik naar ongeveer 2,5 %. In diezelfde tijd steeg het aandeel van schalieolie en -gas naar ruim 5 %.


IEX13VC

 

Gas uit Groningen: veiligheid boven alles?

 Gepubliceerd op IEX.nl, 1-6-2017

Het is samen met de energietransitie het belangrijkste dossier in de Nederlandse energiewereld: de gasproductie in Groningen en de daaraan gerelateerde aardbevingen. Het heeft tot grote maatschappelijke onrust geleid. De productiebeperkingen voor het Groningen veld droegen in belangrijke mate bij aan de dramatische daling van de Nederlandse aardgasbaten van 15 miljard euro (2013) tot weinig meer dan 2 miljard euro (2016).

Er zijn weinig aardwetenschappers in Nederland die aan dit debat willen (en mogen) deelnemen. Hierbij van mijn kant een voorzichtig begin: zes stellingen over Groningen gas en aardbevingen. Voor meer informatie of referenties verwijs ik naar de sectie over Groningen op mijn blog.

  1. Er is een grote onzekerheid in de intensiteit van toekomstige aardbevingen

Om dit goed te kunnen voorspellen zouden we een veel completer model van de ondergrond moeten hebben en een veel vollediger kennis van de materiaaleigenschappen. Dat gaat onze mogelijkheden ver te boven.

Onze voorspellingen zijn voor een teleurstellend groot deel gebaseerd op extrapolatie van wat we tot nu toe hebben geobserveerd. Vast staat dat het gedeelte van de energie gerelateerd aan compactie van het gashoudende reservoir dat vrijkomt in de vorm van aardbevingen geleidelijk is toegenomen als functie van de totale compactie (en productie). Of, en voor hoe lang, dat zich voort blijft zetten weten we simpelweg niet. Het is beter die onzekerheid te onderkennen; voor lange tijd is die schromelijk onderschat.

Wel zijn veranderingen in seismische intensiteit tot nu toe geleidelijk gegaan. Dat maakt het zeer waarschijnlijk dat we de Groningen productie op een verantwoorde manier kunnen regelen door de productie aan te passen aan de recent geobserveerde seismische intensiteit. Maar volledige zekerheid biedt het niet.

  1. De recente productiemaatregelen hebben goed gewerkt

Zij leidden tot een grote vermindering van de seismiciteit. Van 2012 tot 2016 nam het jaarlijks cumulatief seismisch moment (een betere maatstaf voor de seismische intensiteit dan het aantal registreerde aardbevingen) af met meer dan 95 %.

Deze productiemaatregelen bevatten drie componenten:

  • een algeheel productie plafond voor het veld.
  • een zo constant mogelijke productie door het jaar heen.
  • separate productie plafonds voor de gebieden met de meeste seismiciteit (met name het gebied bij Loppersum) wat leidde tot een verschuiving van de productie naar andere gebieden.

Hierbij is de bijdrage van elke afzonderlijke component niet geheel duidelijk. De eerste twee componenten hebben een blijvend effect; de derde heeft (voornamelijk of geheel) een tijdelijk effect. Na verloop van tijd zal de drukafname (en resulterende compactie) op het niveau van het gasreservoir hier weer in de pas beginnen te lopen met die van de rest van het veld (en dat ziet men recentelijk nu ook gebeuren).

  1. Een gedeelte van de aardgasbaten zou naar Groningen moeten gaan

De huidige onrust in Groningen is niet alleen gerelateerd aan aardbevingen maar ook aan het zich slecht behandeld voelen door de centrale overheid. En daar hebben de Groningers een punt. Zo leerde een analyse van de investeringen van het FES (het fonds voor de infrastructuur waar van 1995 tot 2009 een deel van de Groninger aardgasbaten heen ging) dat bijna 90 % geïnvesteerd werd in de Randstad. Naar de drie Noordelijke provincies tezamen ging slechts 1 %.

In het algemeen lijkt het me goed dat de opbrengsten van bodemschatten naar de staatskas gaan. Maar voor dit specifieke geval (een totale opbrengst van ongeveer 300 miljard euro voor het land gepaard gaande met substantiële zorgen en lasten en voor de locale regio) lijkt het me niet rechtvaardig.

  1. Het merendeel van de recente claims betreft schade die niet aan aardbevingen gerelateerd is

Het percentage schademeldingen dat beoordeeld is als zijnde niet gerelateerd aan aardbevingen is door de jaren heen gestegen, van ongeveer 20 % in 2012 tot 80 % in eind 2015.

Dat is consistent met een aantal andere observaties:

– Van 2012 tot 2015 nam het cumulatief seismische moment (per jaar) af met een factor 5. De hoeveelheid claims nam echter toe met een factor 5.

– Bij de 2012 Huizinge beving was er een duidelijke correlatie tussen de afstand tot de beving (of meer exact: de maximale grondversnelling) en het percentage huizen met een schadeclaim. Voor meer recente bevingen, zoals de 2015 Hellum beving, is een dergelijke correlatie niet of nauwelijks aanwezig.

– Een substantieel deel van de recente claims komt uit gebieden met minimale grondversnellingen (en waar versnellingen ten gevolge van verkeer of bouwactiviteiten hoger zijn dan die gerelateerd aan aardbevingen).

Zowel de NAM als de overheid zijn zich hiervan terdege bewust. Toch durft men dat in het huidige klimaat niet of nauwelijks hardop te zeggen. Dat helpt de Groningers niet. Het evalueren van grote aantallen claims uit gebieden waar de kans op schade nihil is houdt een grote inspanning in. De kosten van het evalueren zijn ondertussen groter dan de kosten van het versterken van huizen en het compenseren van schade. Dat geld had beter besteed kunnen worden aan het efficiënter en ruimhartiger omgaan met de claims uit de kerngebieden waar wel degelijk sprake is van schade.

  1. De maatschappelijke onrust wordt bepaald door het gevoel van onzekerheid en de perceptie van het risico.

Aan gasproductie gerelateerde aardbevingen komen ook in het Noorden van Duitsland voor. De beving met de met afstand grootste magnitude (Rotenburg, magnitude 4.5) vond in Duitsland plaats (ter vergelijking: de zwaarste Nederlandse beving in Huizinge had een magnitude van 3.6).

Nu zal de bodemgesteldheid in Duitsland over het algemeen leiden tot lagere oppervlakte acceleraties (bepalend voor de schade) voor een gegeven magnitude. Ook zijn de aardbevingen in Duitsland meer verspreid (vergelijkbaar met die bij de Nederlandse kleinere gasvelden). Toch blijft het frappant dat deze forse bevingen in Duitsland nauwelijks tot ongerustheid geleid hebben. In Duitsland is men daarentegen weer zeer bezorgd over de mogelijke kankerverwekkendheid van olie- en gaswinning; een discussie die in Nederland weer totaal niet speelt.

De schade in Groningen valt niet te vergelijken met die van de 1992 Roermond aardbeving. Hierbij viel er ook een aantal gewonden (aan de Duitse kant van de grens) toen mensen die hun huis uit renden geraakt werden door vallende stenen en dakpannen. De maximale potentiële magnitude van aardbevingen in Limburg wordt geschat op 6,5 tot 7. Toch leidt dit niet tot ongerustheid. Zijn aardbevingen door natuurlijke oorzaken zoveel makkelijker te accepteren?

  1. Het uitbannen van elk risico is niet mogelijk. En daar moet men ook niet naar streven.

Op allerlei manieren lopen wij risico’s. Overstromingen zijn voor Nederlanders een risico. Toch verhogen wij de dijken niet tot een niveau van absolute zekerheid. Mensen die dicht bij Schiphol wonen lopen een risico. Toch gaat Schiphol niet dicht. In de praktijk worden al dit soort issues onderworpen aan een kosten baten analyse.

Ook beslissingen over Groningen zouden gemaakt moeten worden op basis van een kosten baten analyse, zoals voorgesteld door de Nijmeegse hoogleraar Ira Helsloot. Een halvering van de huidige productie tot 12 miljard kubieke meter per jaar, zoals nu door een aantal politieke partijen voorgesteld, zal de staat wederom miljarden euro’s gaan kosten. Staat dit nog in verhouding met de risico’s die nu gelopen worden? Ter vergelijking: een investering van 120 miljoen euro in de Groningse provinciale wegen leidt naar schatting van de ANWB tot een vermindering van het aantal verkeersdoden en gewonden met ongeveer 800 over een periode van 20 jaar.

De raad voor de Veiligheid concludeerde indertijd dat veiligheid nauwelijks een rol speelde in de besluitvorming rond de gaswinning in Groningen. Maar nu lopen we het risico dat de wijzer doorslaat naar de andere kant: dat veiligheid hier moet worden verkregen tot elke prijs.

Ten Boer 1959

Saoedi-Arabië’s veranderende oliepolitiek

 Gepubliceerd op IEX.nl, 19-5-2017

Op 25 mei komt de OPEC bijeen voor haar halfjaarlijkse vergadering. De algemene verwachting is dat de huidige productiebeperkingen dan worden gecontinueerd.

Door de jaren heen is de koers van OPEC vooral bepaald door Saoedi-Arabië. Dat land wordt nu geconfronteerd met een veranderende wereld. Schalieolie uit de VS drukt de olieprijzen. In de regio heeft Iran aan invloed gewonnen. Maar de grootste uitdagingen zijn intern: hoe gaat het land om met een snel groeiende bevolking en een hoge werkloosheid? Hoe hervormingen in gang te zetten op politiek en economisch gebied zonder af te glijden naar instabiliteit of chaos? Het recente boek van Paul Aarts en Carolien Roelants geeft een treffend overzicht van die uitdagingen.

De macht in Saoedi-Arabië ligt bij het regerend koningshuis van de Al-Saud (het land is naar het koningshuis genoemd; niet omgekeerd). Gedurende lange tijd genoten de technocraten binnen het ministerie van olie en Saudi Aramco echter een relatief grote vrijheid. Is dat nog steeds het geval? Wat voor invloed heeft de veranderende wereld op Saoedi-Arabië’s oliepolitiek?

Maximaliseren van de olieopbrengsten

Het belangrijkste doel van Saoedi-Arabië’s oliepolitiek was lange tijd het maximaliseren van de opbrengsten van hun olie op de lange termijn.

Daarbij konden zij opereren vanuit een sterke positie die hun een dominante invloed binnen OPEC gaf en een relatief grote invloed op de olieprijs:

  • Zij bezitten de grootste olie reserves (die tegen lage kosten geproduceerd kunnen worden).
  • Het is het enige land dat steeds een substantiële reserve capaciteit heeft aangehouden.
  • Met een relatief kleine bevolking en grote financiële reserves konden zij indien nodig een aantal jaren van lage olieprijzen goed doorstaan.
  • Iran en Irak, mogelijke concurrenten voor hun dominante positie binnen OPEC, stonden decennia lang aan de zijlijn.

Zij kunnen de prijs beïnvloeden maar niet bepalen

Dat zij daarbij de olieprijs konden beïnvloeden betekende nog niet dat zij die konden bepalen. Een langdurige periode van te hoge prijzen leidt onvermijdelijk tot een overaanbod en prijscorrectie.

Voor Saoedi-Arabië werd dit maar al te duidelijk in de periode 1979-1985. Na de tweede oliecrisis in 1979 probeerden zij de gestegen olieprijzen op een te hoog niveau vast te houden. Daartoe moesten zij hun productie steeds verder terugschroeven (van 10 tot uiteindelijk niet meer dan 2,5 miljoen vaten per dag) totdat zij in 1985 de handdoek in de ring wierpen. Het werd gevolgd door een langdurige periode van relatief lage prijzen voordat de markt weer enigszins in evenwicht was. Het was een harde les die Ali al-Naimi (tot 2016 de olieminister van het land) nooit is vergeten.

Het aanpassen van hun productie werd hierna beperkt tot korte periodes die gerelateerd waren aan een tijdelijke crisis (en niet aan een meer structureel over- of onderaanbod). Een voorbeeld hiervan was het terugschroeven van de productie tijdens de economische crisis van 2008.

2014: een continuering van hun lange termijn oliepolitiek

Saoedi-Arabië’s beslissing om in 2014 hun productie niet terug te schroeven (met een langdurige periode van overaanbod in het vooruitzicht) was een continuering van deze politiek. VS schalieolieproductie bleef maar doorstijgen. Daarnaast begon er veel nieuwe conventionele olie op de markt te komen (ten gevolge van alle projecten die opgezet waren in de voorafgaande jaren met een hoge olieprijs). Kunstmatig de prijzen hoog houden door de productie terug te schroeven zou vechten tegen de bierkaai zijn geweest en een herhaling van de vroege jaren 80 uit de vorige eeuw.

Die politiek heeft tot op zekere hoogte gewerkt. Zij hebben het beste gemaakt van een moeilijke situatie. De afgelopen drie jaar is de groei van VS schalieolie afgeremd. Het opzetten van nieuwe conventionele olieprojecten is na 2014 drastisch verminderd (al zal dit, door de lange cycle time van conventionele olie, pas rond 2020 volledig effect hebben). Of dat voldoende is om nu al weer met beperkte productieverlagingen een begin van hogere olieprijzen in gang te zetten valt echter nog te bezien.

2017: een minder dominante positie binnen OPEC

Duidelijk is dat Saoedi-Arabië zich nu in een veel moeilijker positie bevindt:

  • Iran en Irak zijn terug op het OPEC toneel. Ook zij hebben het potentieel om op termijn veel meer te produceren dan zij nu doen. Saoedi-Arabië’s dominante positie binnen OPEC is verminderd.
  • Er is meer geld nodig dan vroeger om de snel groeiende bevolking tevreden te houden.
  • VS schalieolie beperkt het opwaarts potentieel voor de olieprijs. Het brengt de VS dicht bij energy independence en vermindert het voor hen de noodzaak om de veiligheid van Saoedi-Arabië te garanderen of hen te steunen in hun machtsstrijd met Iran.

Interne machtsstrijd

Maar bovenal: met de interne politieke stabiliteit van vroeger is het gedaan. Aan de lange periode van regeringen door steeds jongere zonen van Ibn Saud komt een einde; de huidige koning Salman zal de laatste zijn. Hij is de 80 gepasseerd en heeft zijn favoriete zoon, de 31 jarige Mohammed bin Salman (algemeen bekend als MBS) tot de factor heerser van het land gemaakt en tot tweede, plaatsvervangend, kroonprins benoemd. Dat heeft de condities geschapen voor een interne machtsstrijd met de officiële, eerste, kroonprins (zie bij voorbeeld een recent artikel van Cyril Widdershoven).

In een uitgelekt rapport beschreef de Duitse inlichtingendienst MBS als een politieke gokker die de Arabische wereld destabiliseert. Hij zette een militaire interventie in Jemen in gang waarvan nu duidelijk wordt dat het makkelijker was die te beginnen dan te beëindigen. Zijn blauwdruk voor de toekomst van het land (Vision 2030) staat vol met ambitieuze doelen (zoals het opzetten van een high-tech wapenindustrie of de transitie van Saoedi-Arabië tot een aantrekkelijke bestemming voor toerisme) zonder daarbij een realistisch pad uit te stippelen om die doelen ook te bereiken. Een begin maken met hervormingen in het onderwijs (waar religieuze fundamentalisten veel invloed hebben) of de positie van vrouwen zou zoveel zinvoller zijn.

Politieke overwegingen spelen een grotere rol

Voor alles is MBS er nu op uit om zijn machtsbasis zo snel mogelijk te verstevigen. Hij was het die, tezamen met Vladimir Putin, het OPEC akkoord in december 2016 erdoor drukte. Beiden hebben daarbij een intern politiek belang: de economische problemen voor hun bevolking op de korte termijn te beperken om zodoende hun machtpositie te versterken. Het verkopen van 5 % van Saudi Aramco moet ook in dat licht gezien worden: het is een middel om snel geld op te halen door wat tafelzilver te verkopen.

Hoe goed dit voor Saoedi-Arabië uitpakt valt te bezien. Zij nemen een relatief groot deel van de productiebeperkingen voor hun rekening. Het een voorschot willen nemen op een naderende verbeterde vraag en aanbod situatie voor olie is een riskante strategie.

De oude vos al-Naimi was graag nog een jaartje doorgegaan met het uitroken van VS schalieolie en non-OPEC conventionele olie. Een begin van hogere olieprijzen had dan een jaar langer geduurd. Maar het had dan op een steviger fundament gestaan dan nu het geval is.

Vladimir Putin, Mohammed Bin Salman

De krimpende wereld van de majors

Gepubliceerd op IEX.nl, 8-5-2017

Volgens velen hebben de majors (de Shell’s en ExxonMobil’s van deze wereld) een probleem. NGO’s verwachten dat de vraag naar olie en gas zal gaan dalen. Verander je business model of verdwijn is hun boodschap. Financiële analisten wijzen op hoge kosten en blijvend lagere olieprijzen. Hoe houdbaar is dat hoge dividend?

Hoe kijkt de oliewereld zelf tegen de majors aan?

Geen kennisvoorsprong meer

De majors hebben hun voorsprong in technische kennis op andere spelers in de olie en gas wereld allang verloren. NOC’s zoals Saudi Aramco of Petrobras doen zeker niet voor hun onder. De service companies (Schlumberger, Halliburton), werkend voor vele grote en kleine oliebedrijven, hebben de schaalgrootte om kennis, software en tools te ontwikkelen die superieur is aan die van de majors.

De majors richten zich steeds meer op gas en met name LNG. Het vinden van nieuwe gasvelden is makkelijker dan het vinden van nieuwe olievelden. Het lijkt een riskante strategie. LNG heeft, door zijn hoge kosten, problemen om te concurreren met andere energiebronnen. De overcapaciteit in de LNG markt gaat nog jaren duren. Het verkopen van gas als tijdelijke oplossing in de energietransitie lukt tot nu toe maar matig.

Niche players spelen een grotere rol

De majors hebben moeite met het vinden van nieuwe reserves. Olie in het algemeen raakt niet op. Maar de makkelijk te vinden en goedkoop te ontwikkelen olie (buiten het Midden Oosten) raakt wel degelijk steeds meer op. Toch is dat niet het hele verhaal. De track record in exploratie van de majors blijft achter bij die van kleinere, zich meer op exploratie concentrerende bedrijven als Lundin, Anadarko en Tullow. Het lijkt erop dat gespecialiseerde exploratiegeologen beter floreren in kleinere bedrijven dan in grotere, meer bureaucratische, bedrijven die hun geologen om de paar jaar overplaatsen.

De majors hebben moeite met de concurrentieslag in de VS schalieolieindustrie. Hierbij gaat het om standaardisatie en een hoge mate van efficiëntie. Het zo goedkoop mogelijk boren en fracken van grote aantallen putten is een andere wereld dan het opzetten van complexe en unieke projecten waar de majors goed in zijn. Waar zij actief zijn in VS schalieolie liggen hun breakeven kosten tot nu toe boven die van de gespecialiseerde bedrijven.

Ook op andere terreinen knabbelen niche players aan het rijk van de majors. Zo zijn er gespecialiseerde end of field life operators die zich toeleggen op het produceren van oudere olievelden met minimale kosten. Of bedrijven die zich specialiseren in oliezanden. Op zich hoeft de opkomst van de niche players geen probleem te zijn. Misschien is het voor de financiële performance van de majors wel beter geweest dat zij zich beperkten tot de meer winstgevende takken van de olie en gas industrie. Maar dat in veel niches de gespecialiseerde bedrijven het beter doen dan de majors, en dat er steeds meer van die niches lijken te komen, baart zorgen.

Financieel nog steeds sterk

In veel gebieden waar zij opereren zijn de majors al decennia lang actief. Zij waren het die er in een vroeg stadium de grootste olievelden vonden en vaak nog steeds opereren (tegen soms nog steeds relatief gunstige voorwaarden). Daarmee hebben ze een voorsprong op spelers die pas recent actief werden.

Gedurende de laatste decennia investeerden de majors (in vergelijking met de kleinere bedrijven) relatief veel in deze bestaande velden (en relatief weinig in exploratie). Simpelweg omdat het hen een groter rendement bracht. Het heeft hen lange tijd een financieel duwtje in de rug gegeven.

De financiële sterkte van de majors is veel groter dan die van hun kleinere concurrenten. Daarnaast houden hun downstream en trading activiteiten de winst enigszins op peil in tijden van lage olieprijzen.

De majors zijn als enige in staat om grote en complexe projecten van de grond te krijgen (deepwater developments, floating LNG, gas to liquids). De scope voor dat soort projecten mag nu dan minder zijn; verdwenen is die niet.

De niche players mogen dan wel groeien, maar hebben ze daar veel geld mee verdiend? De VS schalie industrie mag dan een technisch succes zijn; veel winst is er tot nu toe niet gemaakt. De aandelenkoersen van exploratie niche players als Tullow gingen afgelopen jaren door diepe dalen. Hun meer rigoureuze procedures voor investeringen hebben misschien geleid tot het missen van opportunities voor de majors. Maar het heeft goed uitgepakt voor hun financiële performance en hun aandelen deden het in de laatste downturn veelal beter dan die van hun kleinere concurrenten.

Een winstgevende sunset industry

Hoe de winstgevendheid op peil te houden in deze veranderende tijden? Een terugkeer naar de wereld van olieprijzen boven de 100 dollar per vat lijkt er niet (en misschien wel nooit) meer in te zitten. Dus zullen de kosten omlaag moeten. En dat gaan zij ook. Aan lagere breakeven kosten voor bv deepwater projecten is de laatste 2 jaar hard gewerkt en zij beginnen nu de breakeven kosten van VS schalieolie enigszins te benaderen.

Maar misschien is het belangrijkste antwoord van de majors wel een verandering van focus. Waarbij de nadruk minder ligt op groei en meer op lage kosten, winstgevendheid en kortere terugverdientijden. Geen kostenoverschrijdende mastodonten meer als Kashagan en Gorgon. Tenzij er door hen serieus geld in verdiend kan worden (en dat is tot nu toe niet het geval) beperken zij de uitstapjes in renewables tot het noodzakelijke minimum om een teen in het water te steken en het imago enigszins op peil te houden.

Zij accepteren een lagere groei, en op termijn misschien wel krimp, van olie en gas. Maar zelfs voor de scenario’s waarbij we de opwarming van de aarde tot 2 graden beperken, wordt er over 25 jaar nog heel veel olie en gas gebruikt.

Een winstgevende sunset industry? Voor een aandeelhouder hoeft daar niets mis mee te zijn!

IEX 10 sunset

Olieprijzen: de moeizame weg omhoog

Gepubliceerd op IEX.nl, 26-4-2017

Al de korte termijn ruis door het handelen van hedge funds doet ons soms anders vermoeden maar op de lange termijn wordt de olieprijs toch echt bepaald door vraag en aanbod. Om die goed te kunnen inschatten zijn nauwkeurige schattingen van olievoorraden essentieel.

En daarbij is er een dilemma. De markt naar olie is een wereldwijde markt. Maar nauwkeurige en up-to-date data over voorraden zijn er alleen in de VS. Daar heeft de overheid in de jaren 70 van de vorige eeuw (na de eerste oliecrisis) de EIA opgezet die tot op de dag van vandaag rapporten aflevert die iedereen nauwlettend in de gaten houdt. Voor andere ontwikkelde landen zijn schattingen onzekerder (de IEA rapporten uit Parijs zijn maandelijks en minder nauwkeurig). Om nog maar te zwijgen over de landen buiten de OECD (die deze data vaak als confidentieel beschouwen).

De vraag is echter in hoeverre de ontwikkelingen in de VS olievoorraden een goede indicatie zijn voor de ontwikkelingen in de wereldwijde voorraden. Dat lijkt door de jaren heen steeds minder het geval te worden.

Stijgende VS olie voorraden

Gedurende de laatste weken rapporteerde de EIA relatief kleine dalingen in de VS olievoorraden die zich op een record niveau van ruim 530 miljoen vaten bevinden. Dat is zo’n 30 miljoen vaten hoger dan een jaar geleden om deze tijd.

Tot nu toe lijkt de invloed van de OPEC productiebeperkingen op de VS voorraden minimaal te zijn. Het heeft er toe geleid dat de olieprijzen moeite hebben om boven de 50 tot 55 dollar per vat uit komen. Eerst zien en dan geloven denkt de markt.

IEX 9 figure1

Dalende voorraden in de rest van de wereld

Oliehandelaren richten zich steeds meer op recente start-ups die met nieuwe technologieën een beter beeld proberen te krijgen van wereldwijde olievoorraden en transporten. Satellite tracking van tankers speelt daarbij een belangrijke rol.

Op basis van een analyse van een van deze start-ups (Vortexa) schreef de Financial Times recentelijk dat de hoeveelheid olie in supertankers (hetzij varend, hetzij in opslag) sinds begin dit jaar met 16 procent verminderd is.

Olievoorraden in de Caribbean zijn sinds februari met ongeveer 10 procent verminderd. Het lijkt er op dat wereldwijd olie zich nu verplaatst van niet of slecht gerapporteerde olievoorraden in olieproducerende landen, op supertankers of in opslagplaatsen in de Caribbean of Zuid Afrika naar de grote raffinaderij locaties (waar wel goed gerapporteerd wordt).

OPEC productiebeperkingen

De OPEC productiebeperkingen beginnen dus de wereldwijde voorraden te beïnvloeden. Maar nog niet de meest zichtbare en nauwkeurig bekende VS olievoorraden. En die productiebeperkingen lijken er wel degelijk te zijn; in een welhaast verbazend grote mate.

Binnen OPEC is de mate waaraan men zich aan de afgesproken beperkingen houdt gestegen tot dicht bij de 100 %. Buiten OPEC is dat gestegen tot 60 a 70 %. Zelfs Rusland lijkt zich aan de afspraken te houden. Niet dat ze daar veel moeite voor hoeven te doen; de Russische productie heeft altijd de neiging aan het einde van de winter in te zakken.

Als gevolg daarvan verwacht de IEA nu dat in Q2 2017 het wereldwijde aanbod met bijna 1 mb/d zal achterblijven bij de vraag (uitgaande van een continuering van de huidige OPEC afspraken).

IEX 9 figure2

OPEC zal zijn beperkingen continueren

Naar mijn inschatting maskeren de tot nu toe hardnekkig hoog blijvende voorraden in de VS de verminderende voorraden in de rest van de wereld (al is dat tot nu slechts een aarzelend begin).

En met alle onzekerheden voor de olieprijs (relatief kleine tekorten of overschotten kunnen grote gevolgen hebben voor de prijs) lijkt mij het volgende het meest waarschijnlijke scenario voor de komende tijd:

  • De OPEC continueert op de 25 mei meeting de huidige beperkingen. Wie A zegt moet B zeggen. Nu er mee stoppen betekent, naast een forse val van de olieprijs, een groot verlies aan invloed en geloofwaardigheid. Ooit zullen de notoire free riders zoals Rusland de kop opsteken en leiden tot frustratie bij het land dat opdraait voor de grootste beperkingen (Saudi Arabië), maar dat moment lijkt nog niet aangebroken.
  • De transitie van overaanbod naar onderaanbod wordt geleidelijk aan steeds duidelijker en komt uiteindelijk ook tot uitdrukking in de VS voorraden.
  • Waarmee de deur openstaat voor een geleidelijke en beperkte stijging van de olieprijs (de gemiddelde verwachting van experts: 60 dollar in 2018; 70 dollar in 2020). Maar dat zal voorlopig een moeizame weg omhoog zijn.

Uit allerlei hoeken en gaten komt opgeslagen olie nu tevoorschijn. Dat betekent dat het weer in evenwicht komen van de markt langer gaat duren. Maar dat betekent niet dat dat evenwicht er niet komt.

 

 

Reuzen op lemen voeten

Gepubliceerd op IEX.nl, 19-4-2017

Zo’n 15 jaar geleden werkte ik voor Shell in Gabon in Centraal Afrika. Mijn kinderen groeiden er op aan de oevers van het meer van Yenzi in een wereld van lagunes en ongerept regenwoud. Tot op de dag van vandaag mis ik de warmte van Afrika – de menselijke warmte wel te verstaan.

Tegen het einde van mijn posting in Gabon zagen we daar een nieuw oliebedrijf verschijnen: Sinopec. Wat moesten we daar van denken? Hoe konden we de verhalen dat China de wereld ging veroveren rijmen met deze kleine venture die moeite had zijn weg te vinden in een voor hun totaal nieuwe omgeving?

Vijftien jaar later zijn de Chinese NOC’s (national oil companies) niet langer bezig met de kruimels die de majors hebben laten liggen. Zij zijn wereldwijd grootscheeps op het overnamepad gegaan. Hoe succesvol zijn deze investeringen buiten China geweest? Zijn het gevaarlijke concurrenten geworden van de majors?

Machtige bedrijven, beperkt toezicht

De drie grote Chinese NOC’s, CNPC, Sinopec en CNOOC, zijn in meerderheid eigendom van de Chinese overheid. Twee van hen (CNPC en Sinopec) waren oorspronkelijk ministeries die getransformeerd zijn tot oliebedrijven. Een ministerie van energie is daar nooit voor in de plaats gekomen en tot op de dag van vandaag is de mate van toezicht relatief beperkt.

Wel heeft het top management van deze bedrijven twee petten op: aan de ene kant leiden zij een commercieel bedrijf, aan de andere kant behoren zij tot het hogere kader van de partij. De ondoorzichtige manier van werken en overnemen van andere bedrijven heeft een situatie gecreëerd waarin grootschalige corruptie mogelijk is.

In tegenstelling tot bij voorbeeld Japan is er in China zelf een grote eigen olieproductie. Het grootste veld, Daqing, heeft zo’n 10 miljard vaten geproduceerd. Het enigszins op peil houden van de productie in deze oudere velden vergt een grote inspanning en is relatief kostbaar. Het is de core competency van bedrijven als CNPC.

Grote investeringen buiten China

De grote Chinese olievelden zijn gevonden tussen 1950 en 1970. Ondanks grote inspanningen op het gebied van exploratie zijn er na 1990 alleen maar relatief kleine nieuwe velden bijgekomen. In 1993 haalde de binnenlandse consumptie de binnenlandse productie in. Sinds die tijd is de productie (met veel inspanning) vrij constant gebleven; de consumptie is echter geëxplodeerd. De grote afhankelijkheid van olie importen is een belangrijke issue voor de Chinese overheid.

Het begin van de jaren 90 was ook de tijd van grote economische hervormingen in China. Het concept van “going out” (zou chuqu), het investeren in het buitenland om toegang te verkrijgen tot buitenlandse markten, grondstoffen en technologie, maakte hier deel van uit. Deze politiek maakte het mogelijk voor de Chinese NOC’s om in het buitenland te gaan investeren. Het gedeeltelijk vrijgeven van binnenlandse olieprijzen gaf hen daartoe de financiële middelen.

In het begin beperkten deze investeringen buiten China zich tot landen die voor de westerse oliemaatschappijen “off limits” waren. Het meest bekende voorbeeld is Zuid Soedan waar men in snel tempo een aantal olievelden ontwikkelde die gevonden waren door Chevron. Hoewel een technisch succesverhaal spelen de negatieve gevolgen voor het imago van China tot op de dag van vandaag.

De grote explosie van buitenlandse investeringen en overnames vond plaats in de periode van 2009 tot 2014. Er werd  voor meer dan 120 miljard dollar geïnvesteerd op alle continenten in een veelheid van assets (onshore, deepwater, shallow water, schalie olie, oliezanden, LNG, etc). Bekende overnames uit deze tijd waren Nexen (Noordzee en Canadese oliezanden), Addax (Africa) en Talisman.

Hoe succesvol?

Twintig jaar van buitenlandse investeringen heeft er toe geleid dat ongeveer 30 % van de olieproductie van Chinese NOC’s nu uit het buitenland komt. Maar verder? Een succesverhaal heeft meer nodig dan alleen maar groei.

Als het om de zekerheid van de energieproductie gaat draagt de productie buiten China daar nauwelijks toe bij. Die wordt namelijk gewoon op de wereldwijde markten verhandeld. Controle over de straat van Malacca bij Singapore (waardoor 80 % van de Chinese olieimport gaat) is hiervoor veel belangrijker.

Wat betreft technische vaardigheden: investeringen zijn vooral gedaan als non operating partners of door overnames van bedrijven die autonoom blijven opereren. Het heeft er niet toe geleid dat de Chinese NOC’s wereldwijd opereren (in bij voorbeeld deepwater velden) zoals de westerse majors dat doen. De toename van hun technische vaardigheden als operator lijkt beperkt.

Slechte financiële resultaten

Maar het grootste probleem lijken de slechte financiële resultaten van hun investeringen buiten China te zijn. Hieraan liggen een aantal zaken ten grondslag.

De meeste investeringen werden gedaan in de hoge olieprijs wereld van 2009 tot 2014 toen overnames relatief duur waren. Daarbij werd er vooral geïnvesteerd in velden met relatief hoge kosten zoals Noordzee velden (Nexen, Talisman UK) en Canadese oliezanden waar westerse bedrijven een minder rooskleurige toekomst op de lange termijn voorzagen.

Daarnaast werd er hierbij systematisch teveel betaald. Zo waren de premies die voor beursgenoteerde bedrijven als Addax en Nexen betaald werden van respectievelijk 47 en 60 %, substantieel hoger dan de gemiddelde premie van ongeveer ongeveer 30 – 40 % in de sector. Binnen de industrie werd algemeen aangenomen dat een overname strijd met de Chinezen niet te winnen viel.

Gered door de “firma China”

Een westers bedrijf met een dergelijke track record van overnames zou een probleem hebben. Zo niet de Chinese NOC’s; voor hen zijn de regels van het spel anders. Hun groei is mogelijk gemaakt door schulden bij Chinese banken die hen niet zullen laten vallen. Veel Chinese spaarders hebben geen alternatieven voor hun spaargeld. Aan hen zal ooit de rekening gepresenteerd worden.

Chinese NOC’s kan men niet op zichzelf beschouwen; zij maken deel uit van de “firma China”. En hier wringt de schoen, althans op de lange termijn. Hoe lang kan China er mee doorgaan om slecht presterende staatsbedrijven te steunen? Er komt een moment dat het pompen van meer geld in verliesmakende projecten moet stoppen.

Op dit moment groeit de totale Chinese schuld drie keer zo snel als de economie. Op de lange duur valt die situatie niet te handhaven. Met een toename van problematische leningen is de vraag niet of, maar wanneer en in welke mate er een Chinese schulden crisis zal plaatsvinden. Chinezen die daartoe de mogelijkheid hebben sluizen hun geld zoveel mogelijk naar het buitenland.

Chinese NOC’s zijn reuzen op lemen voeten omdat zij deel uitmaken van een nog grotere reus – evenzeer op lemen voeten.

 

 

Olie in 2025

Gepubliceerd op IEX.nl, 23-3-2017

De lage olieprijzen leidden tot een aantal moeilijke jaren voor de olie-industrie. Het resulteerde in grote verminderingen van de investeringen. Maar er is ook nog iets anders aan de hand: er vinden behoorlijke verschuivingen plaats in de gebieden waar men investeert.

In deze column wil ik kijken naar de break-even kosten voor verschillende gebieden. Want het zijn die break-even kosten die voor een groot deel bepalen waar oliemaatschappijen nu en in de komende jaren gaan investeren. En waar nieuwe olie in 2025 vandaan komt.

Break-even kosten voor nieuwe olievelden.

Als basis wil ik een global cost curve gebruiken uit een recente studie van Wood Mackenzie. De verticale as laat de range van break-even kosten zien voor de verschillende, nog niet goedgekeurde, projecten voor een aantal gebieden. De horizontale as geeft een schatting van de productie van deze gebieden in 2025.

Vergeleken met een soortgelijke analyse uit 2014 zijn er twee markante ontwikkelingen. Ten eerste zijn de gemiddelde break-even kosten substantieel gedaald; van ongeveer $ 70 per vat in 2014 naar de huidige $ 50 per vat. Ten tweede hebben verreweg de grootste kostenbesparingen plaats gevonden voor schalieolie in de VS.

Ten gevolge hiervan is VS schalieolie opgeschoven naar de linker (goedkopere en meer aantrekkelijke) kant van de global cost curve. Er zal dan ook naar verwachting meer worden geïnvesteerd in VS schalieolie. Het aandeel van VS schalieolie in de totale geschatte hoeveelheid nieuwe olie in 2025 is gestegen van ongeveer 40 naar 55 %.

IEX 6 figure1

 

De winnaar: VS schalieolie (Permian) 

Gedurende de strijd om te overleven heeft de Amerikaanse schalieolie-industrie zich de afgelopen jaren steeds meer geconcentreerd op de gebieden met de laagste break-even kosten. De Permian in West Texas is daarbij als de meest succesvolle play boven komen drijven (zoals de Marcellus in Pennsylvania de dominante play is geworden voor VS schaliegas).

Break-even kosten voor de beste gedeeltes van de Permian zijn gedaald tot zo’n 30 tot 40 dollar per vat. Het is de enige VS schalieolie play waarvoor de productie de afgelopen twee jaar niet verminderd is. De recente toename van de hoeveelheid actieve boortorens in de VS is vrijwel in zijn geheel op het conto van de Permian te schrijven.

Is het kostenvoordeel voor VS schalieolie blijvend?

Een van de dingen die men zich op dit moment afvraagt in de olie-industrie is of het huidige kostenvoordeel van de Permian ten opzichte van andere gebieden blijvend zal zijn. Deze strijd voor de laagste kosten lijkt nog niet beslist te zijn:

  • Aan de ene kant wordt gesteld dat de grote verlaging in kosten voor VS schalieolie gerelateerd is aan de grote verlaging in activiteiten (investeringen in conventionele olie verminderden met een derde; investeringen in VS schalieolie met wel twee derde). Als de activiteiten weer aantrekken zullen de kosten weer omhoog gaan (maar met hoeveel?).
  • Aan de andere kant: de track record voor kostenverminderingen in de VS schalieolie-industrie over de laatste 10 jaar is zonder meer indrukwekkend. Zal het in de rest van de wereld ooit lukken om in de buurt te komen? Het potentieel voor kostenverlagingen is er wel maar vinden ze ook daadwerkelijk plaats?

De middenmoot: deepwater (Brazilië) 

Van alle deepwater gebieden lijkt Brazilië de laagste break-even kosten te hebben (ongeveer 45 dollar per vat). De gigantisch grote volumes die hier gevonden zijn in de pre salt zorgen voor economies of scale. Daarnaast helpt de relatief hoge productie per put. Een veld als Libra is met afstand de grootste discovery wereldwijd van de laatste 10 jaar met geschatte reserves van ongeveer 8 miljard barrel. De totale hoeveelheid olie die gewonnen kan worden in de pre salt is opgelopen tot ongeveer 30 miljard barrel.

IEX 6 figure2

Hoe moeilijk Brazilië ook mag zijn als een land om in te opereren, de technische capaciteiten van Petrobras in deepwater staan niet ter discussie. Wat zal helpen is als relatief strenge regels zoals die voor local content worden aangepast – en daar ziet het nu naar uit. Deepwater productie (pre salt) neemt naar verwachting toe van de huidige 1 tot ongeveer 2,5 miljoen barrels per dag. Het is hier dat de grootste stijging van deepwater productie de komende jaren zal plaatsvinden.

De verliezers

Afrika deepwater. Deepwater Nigeria en Angola hebben het een stuk moeilijker met break-even kosten tussen de 60 en 75 dollar per vat. Nieuwe mogelijke deepwater projecten worden hier dan ook niet of nauwelijks meer goedgekeurd. Dat leidt er toe dat de productie van W. Afrika deepwater tot 2025 ongeveer gelijk zal blijven. Mogelijk dat op de langere termijn regeringen zich hier genoodzaakt zien om betere voorwaarden te scheppen.

Oliezanden. Ook nieuwe projecten in Canadese oliezanden worden al een tijd lang niet meer opgezet. Met break-even kosten in het midden van de global cost curve spelen er ook andere zaken mee. Deze projecten hebben een bijzonder lange terugverdientijd van tientallen jaren. In de huidige wereld is er een tendens naar projecten met een kortere terugverdientijd. Daarnaast is men niet altijd verzekerd van goedkoop transport via pijpleidingen en is de winning van olie uit oliezanden meer belastend voor het milieu.

Keuzes voor oliemaatschappijen

Oliebedrijven maken op basis van break-even kosten en hun inschatting van hun sterke en zwakke  kanten verschillende keuzes. Zo besloot ConocoPhillips, een Amerikaanse independent, zich geheel te gaan terugtrekken uit deepwater en zich meer te concentreren op schalieolie. Van de majors is Shell degene die zich het meest heeft gecommitteerd aan deepwater (met name in Brazilië).

Let wel: het gaat in deze analyse om nieuwe olie (en dus niet om bestaande velden). Bedrijven kunnen er ook voor kiezen om zich meer te richten op het op peil houden van de productie van bestaande velden. En voor die bestaande velden heeft men een heel scala aan mogelijkheden, variërend van velden met lage kosten (maar veelal ook lage marges) in het Midden Oosten tot velden met hogere kosten in bij voorbeeld de Noordzee.

One more thing

Kijkt u nog even naar de horizontale as van de cost curve. Die stopt bij ruim 12 miljoen barrel per dag. De soortgelijke analyse uit 2014 stopte bij ruim 14 miljoen barrel per dag. De verwachting is echter dat er eerder rond de 20 miljoen barrel per dag aan nieuwe olie nodig zal zijn in 2025 om aan de vraag te voldoen. Dat kan, maar dan moeten de investeringen (lees: olieprijzen) wel omhoog.

NGO’s mogen dan uitkijken naar het einde van het olietijdperk; de internationale oliewereld kijkt uit naar een wereld van geleidelijk hogere olieprijzen op de middellange termijn. Ze lijken soms in totaal verschillende werelden te leven.

 

 

Voorspellen is moeilijk (vooral wanneer het om de toekomst gaat)

Gepubliceerd op IEX.nl, 9-3-2017

In de Wall Street Journal verschijnt met enige regelmaat een overzicht van voorspellingen voor de olieprijs door verschillende analisten. Ik heb er de laatste (van januari dit jaar) even bij gepakt.

Van de veertien investment banks verwachten er zeven een prijs van dichtbij de 60 dollar per vat aan het eind van dit jaar. Vijf verwachten er een lagere prijs (met 45 dollar als laagste waarde); twee een hogere (met 68 dollar als hoogste waarde).

IEX 5 figures 51

Waarop is dit gebaseerd?

Bij deze voorspellingen spelen een groot aantal factoren een rol zoals:

– Break-even kosten. Op dit moment liggen die rond de 50 of 60 dollar per vat voor nieuwe projecten. Substantieel lagere olieprijzen zijn wel mogelijk maar, als gevolg van de resulterende lage investeringen, slechts voor een beperkte tijd. Dit alles onder het motto: “de beste remedie tegen lage olieprijzen is … lage olieprijzen”.

– Houdt OPEC zich aan de afspraken? Hoewel een aantal analisten zijn twijfels blijft houden (ervaringen uit het verleden spelen daarbij een rol), lijkt de meerderheid er vertrouwen in te hebben dat men zich goed blijft houden aan de afspraken. OPEC (lees Saudi Arabië) lijkt teveel geïnvesteerd te hebben in het recente akkoord om dit nu weer snel op te geven.

– VS schalieolieproductie. Dat die zal toenemen bij hogere prijzen is duidelijk. Maar hoe snel? Het is geen kraan die men even wat verder opendraait. Boortorens die 1 of 2 jaar hebben stilgelegen moeten weer aan het werk. Hoe snel vindt men hiervoor de mensen?

Als u hier meer over wilt lezen: ABN Amro heeft een zeer lezenswaardige maandelijkse nieuwsbrief waarin zij hun voorspelling regelmatig nader toelichten.

Wat betekenen deze voorspellingen?

Als we willen vaststellen wat dit voor de olieprijs zelf betekent, moeten we ons realiseren dat er in bovenstaande figuur alleen gekeken wordt naar de meest waarschijnlijke uitkomst. Dat de meest waarschijnlijke uitkomst niet altijd gerealiseerd wordt, werd bij de laatste presidentsverkiezingen in de VS nog eens duidelijk gemaakt.

Laten we er daarom een tweede figuur bij halen die de mogelijke range aan uitkomsten aangeeft. Deze figuur laat het 95 % waarschijnlijkheidsinterval zien voor de olieprijs, afgeleid uit de prijs van verschillende futures voor olie. De markt verwacht dat de olieprijs aan het eind van dit jaar naar alle waarschijnlijkheid tussen de 35 en 95 dollar per vat zal liggen; een behoorlijk grote range. Die informatie is minstens zo interessant als die uit de eerste figuur. Toch zal de analist die deze range voorspelt veelal te horen krijgen dat hij meer zal moeten doen om zijn salaris te rechtvaardigen.

IEX 5 figures 52

Waarom zijn de voorspellingen zo onzeker?

Een relatief klein overaanbod, of tekort, heeft grote consequenties voor de prijs. Het overaanbod (“zondvloed”) aan olie van de afgelopen twee jaar? Het was niet meer dan 2 % van het totale aanbod, op zijn meest. De enorme voorraden? Die waren in 2016 goed voor ongeveer 65 dagen aan productie; weinig meer dan 5 dagen boven het lange termijn gemiddelde. Daarmee zaten de voorraadtanks overigens wel behoorlijk vol.

Dit is gerelateerd aan de beperkte mate en snelheid waarin vraag en aanbod reageren op de olieprijs. Of de prijs nu hoog of laag is, de vraag stijgt gewoon door (een wereldwijde crisis zoals in 2008 daargelaten). Olieproducten zijn nu eenmaal belangrijk voor mensen en maken slechts een klein (en steeds kleiner wordend) deel uit van hun budget. Het aanbod mag dan reageren op de prijs; hier gaat wel een tijd overheen. Voordat een nieuw veld ontwikkeld is, is men zo enige jaren verder. Schalieolie heeft dan wel een snellere cyclus maar beslaat slechts ongeveer 5 % van de totale productie.

De reservecapaciteit is relatief klein. Op dit moment is deze misschien 2 of 3 % van de totale wereldproductie. Alleen Saudi Arabië houdt een substantiële reservecapaciteit aan.

Onverwachte ontwikkelingen (een wereldwijde economische crisis), geopolitieke ontwikkelingen (interne stabiliteit van een grote olieproducent), grotere productiebeperkingen van de OPEC? Op zichzelf beschouwd is elk van die ontwikkelingen onwaarschijnlijk. Maar het is best mogelijk dat er één plaatsvindt dit jaar. Met mogelijk grote gevolgen voor de olieprijs.

IEX 5 figures extra

Wait and see

Vooralsnog zijn de oliemarkten in “wait and see” modus en beweegt WTI zich in een nauwe range tussen de 50 en 55 dollar per vat. Gaat de prijs omlaag richting de 50 dollar, dan maakt Saudi Arabië de markt nog eens duidelijk dat het hen menens is met de productiebeperkingen. Het lijkt niet onwaarschijnlijk dat zij tot de kopers behoren die de olieprijs steunen na de wekelijkse EIA update dat de voorraden nog steeds hoog zijn. Het opwaarts potentieel lijkt beperkt zolang de voorraden relatief groot zijn en zolang een snelle toename van VS schalieolieproductie niet kan worden uitgesloten.

Op een gegeven moment zal er een uitbraak uit deze range plaatsvinden. Daarbij heeft een groot aantal hedge funds al een voorschot genomen op een uitbraak naar boven (resulterend in een veel grotere hoeveelheid long posities dan short posities). Het is geen gegeven dat het ook daadwerkelijk gaat gebeuren; als zij het op een gegeven moment collectief benauwd krijgen en gezamenlijk naar de uitgang gaan rennen wordt dat dringen. Maar vooralsnog gaan zij ervan uit dat de Saudi’s hen niet laten vallen.

Op de lange termijn mag de olieprijs dan wel de neiging hebben om zich te bewegen in de richting van 60 tot 80 dollar per vat (de break-even kosten bij een gemiddeld niveau van activiteiten, met een redelijke return on capital), op de korte termijn is er van alles mogelijk.

“Voorspellen is moeilijk, vooral waar het de toekomst betreft”. Deze uitspraak wordt vaak toegeschreven aan de bekende Amerikaanse baseball speler Yogi Berra die bekend stond om dit soort uitspraken (“If you come to a fork in the road, take it”). De uitspraak is echter het eerst gedaan door Niels Bohr, de Deense fysicus en Nobelprijswinnaar (geïnspireerd door een bestaand Deens gezegde). De gedachte erachter was dat de exacte positie van een deeltje ook in het heden onzeker is (maar in de toekomst nog veel meer).

 

Geen gouden eeuw voor gas

Gepubliceerd op IEX.nl, 23-2-2017

De meeste grote oliebedrijven zijn zich steeds meer gaan richten op gas. Voor sommigen van hen maakt gas nu bijna 50 % van de energieproductie uit.

Rond 2010 leek deze focus op gas nog heel aantrekkelijk. Het IEA rapport “Are we entering a golden age of gas?” uit 2011 geeft weer hoe er toen over gas gedacht werd. Nieuwe olievelden te vinden was steeds moeilijker geworden; voor gas speelde dat minder. En was gas niet de schoonste fossiele brandstof, die markaandeel zou moeten kunnen winnen van kolen? De verwachting van een snel toenemende vraag en hoge prijzen leidde tot goedkeuring van een groot aantal LNG (liquefied natural gas oftewel vloeibaar gas) projecten.

Ruim 5 jaar later zijn de vooruitzichten voor gas een stuk minder rooskleurig. Prijzen op de drie grote markten voor gas (VS, Europa en Azië) zijn laag. De toekomstige vraag naar gas is naar beneden bijgesteld.

De problemen van gas, en met name LNG, zijn gedeeltelijk structureel (LNG is relatief duur, de concurrentie voor gas van kolen en renewables lijkt blijvend groter dan verwacht) en gedeeltelijk cyclisch (het huidige overaanbod aan LNG lijkt nog jaren te gaan duren). In deze column wil ik op beide aspecten nader ingaan.

IEX4 combi fig

Geen OPEC voor gas

We staan er zelden bij stil maar hoe hoog zou de olieprijs zijn als olie geproduceerd en verhandeld werd op een wereldwijde vrije markt? 10 dollar? Misschien 20? In ieder geval zouden de prijzen een stuk lager zijn en de productie in het Midden Oosten een stuk hoger. Grote velden in ondiep water zouden misschien nog wel ontwikkeld zijn maar voor deepwater velden is dat zeer de vraag.

Voor gas is er geen OPEC en zijn er geen landen die hun productie laag houden om de prijs hoog te houden. De moeilijke situatie op de oliemarkt van de afgelopen 2 jaar? Het is de normale situatie op de gasmarkten, jaar in jaar uit.

Gas transporteren is duur 

Door de lage energiedichtheid is het transport van gas veel duurder dan dat van olie of kolen. Gas transporteren gaat door middel van pijpleidingen (voor kortere afstanden) of door het vloeibaar maken van gas (LNG, voor langere afstanden).

Met name LNG is duur. Het grootste deel van de totale kosten is voor het vloeibaar maken, transporteren en weer terugbrengen tot gas. Slechts ongeveer 30 % blijft over voor de productie van het gas. Dat is niet goed voor de winstgevendheid en concurrentiepositie van LNG.

De totale kosten voor LNG worden geschat op ongeveer 10-12 $ per mmBTU voor nieuwe LNG projecten in de VS en ongeveer 14-16 $ per mmBTU voor nieuwe Australische projecten zoals Gorgon. Dat is substantieel hoger dan de huidige prijzen op de spot markets. Gelukkig voor de gasproducenten wordt het meeste gas verkocht op basis van olie-geindexeerde contracten met een lange termijn.

De concurrentie voor gas is groot 

Een belangrijke toepassing van olie is transport. Daar is, op de korte termijn, zo gauw geen alternatief voor op grote schaal. Zelfs voor personenauto’s gaat de transitie naar elektrische auto’s een tijd duren. En dan hebben we het nog niet gehad over vrachtauto’s, schepen, vliegtuigen en industriële toepassingen.

Een belangrijke toepassing van gas is het opwekken van elektriciteit. En daar blijken kolen en renewables sterkere concurrenten dan verwacht. Voor arme landen blijven de lage kosten van kolen een groot voordeel. In rijke landen is de politieke steun voor renewables groot.

In Europa is de laatste 10 jaar de gasconsumptie met ongeveer 20 % afgenomen. In Azië is de groei van de gasconsumptie minder dan verwacht. Op beide continenten wordt gas gemangeld tussen kolen en renewables. Men slaagt er niet goed in om gas te verkopen als de schoonste fossiele brandstof die kolen kan vervangen in afwachting van een lange termijn oplossing via renewables en energieopslag (ook al is het vervangen van kolen door gas een goedkope manier om de CO2 uitstoot op korte termijn snel omlaag te krijgen).

Qua volumes is gas alleen een succesverhaal in de VS. Dat komt door de grote vlucht die schaliegas daar genomen heeft (waardoor de gasprijzen er overigens zo laag zijn dat er al jaren lang maar weinig aan verdiend wordt).

Het huidige overaanbod aan LNG gaat nog jaren duren

In 2014 en 2015 werd de LNG markt geleidelijk aan een kopers markt. Juist op dat moment begon er een serie van nieuwe LNG projecten op de markt te komen. Die stroom van nieuwe projecten, met name in Australië en de VS, houdt tot ongeveer 2020 aan. De wereldwijde LNG capaciteit gaat tussen 2015 en 2020 met ruim 40 % toenemen. Voor LNG lijkt het overaanbod nog jaren, in ieder geval tot 2020, te gaan duren.

Gas IEX figure 2

Gasproducenten streven naar langdurige contracten waarbij de gasprijs aan de olieprijs gekoppeld is (dit geldt voor ongeveer 75 % van import gas in Azië en 50 % van gas in Europa; met een dalende tendens). Een herstel van olieprijzen zal het verlies dus beperken. Hoe goed die contracten zijn dichtgetimmerd is echter niet altijd duidelijk.

De vooruitzichten op de spot markets voor de gasprijzen zijn de komende jaren niet goed. Voor de VS is dat te wijten aan relatief goedkoop schaliegas. Voor Europa en Azië is dat te wijten aan de tegenvallende vraag die achterblijft bij het snel stijgende aanbod.

In conclusie

Voor olie hebben de lage prijzen van de afgelopen twee jaar (en resulterende lage investeringen)  er voor gezorgd dat vraag en aanbod nu weer enigszins in evenwicht zijn. Voor de olieprijs lijkt het ergste achter de rug.

De gasprijzen lijken vooralsnog langer laag te blijven dan de olieprijzen. Met name LNG, met zijn hoge kosten, heeft een probleem.

 

Oliebedrijven en klimaatverandering

Gepubliceerd op IEX.nl, 7-2-2017

De meeste oliebedrijven accepteren dat de verbranding van fossiele brandstoffen de belangrijkste oorzaak is van klimaatverandering. Zij realiseren zich heel goed dat de productie van olie en gas op de lange duur een sunset industry zal zijn. De vraag is: op welke termijn?

Ook sluiten ze de ogen niet voor technologische ontwikkelingen zoals bijvoorbeeld de grote kostenverminderingen in zonnepanelen.

Als ze slechts in beperkte mate investeren in renewables is dat niet omdat zij deze technologieën onderschatten maar veeleer dat ze betwijfelen of ze er serieus geld in kunnen verdienen.

Vooralsnog kiezen de grote oliebedrijven ervoor om zich te blijven concentreren op olie en gas; een tot nu toe zeer winstgevende industrie waarin hun kracht en kennis ligt.

Gevolgen voor de olievraag

Bevolkingsgroei en economische groei zullen de vraag doen toenemen. Toenemende efficiëntie, renewables en elektrische auto’s zullen de vraag doen dalen. Hoe dit precies zal uitpakken weten oliemaatschappijen net zo min als internationale instanties zoals de IEA (International Energy Agency).

Ze werken dan ook allemaal met een range van scenario’s. Voor de olievraag in 2040 lopen deze scenario’s van ongeveer 80 tot 120 mb/d (miljoen barrel per dag).

– Voor de ondergrens: scenario’s die erop mikken de opwarming van de aarde tot 2 graden te beperken. Dit betekent niet alleen dat ze zich houden aan de toezeggingen van het akkoord van Parijs maar ook dat die significant overtroffen worden.

– Voor de bovengrens: scenario’s waarbij de kortetermijnbelangen van individuele landen de voorrang krijgen boven wereldwijde issues als klimaatverandering.

Ter vergelijking: de huidige vraag naar olie is ongeveer 95 mb/d. De natuurlijke afname van de productie van een conventioneel olieveld voor de grote oliemaatschappijen is gemiddeld ongeveer 9%. Hun ratio tussen reserves en productie komt dan ook meestal niet ver boven de 10 uit.

In pakweg zeven jaar halveert de productie. Ook als de olievraag in 2040 slechts 80 mb/d wordt moeten de oliemaatschappijen dus gewoon doorgaan met investeren (zij het in mindere mate).

Gevolgen voor de olieprijs

De olie-industrie kan, en zal ook, binnen enige jaren reageren op veranderingen in de vraag naar olie of de olieprijs. Dat is ook in hun belang. In 2015 en 2016 hebben we gezien hoe twee jaren van lage olieprijzen leidden tot lage investeringen en een weer in evenwicht komen van vraag en aanbod.

De energietransitie daarentegen zal een kwestie zijn van enige tientallen jaren. De olie-industrie heeft dus de tijd om hierop te reageren en zal dat ook zeker doen. Het is niet hun doel om uit principe de wereld zoveel mogelijk olie te laten verbranden. Het gaat er om zoveel mogelijk winst te maken.

Daarvoor is het nodig om de vraag naar olie zo goed mogelijk in te schatten en zo adequaat mogelijk te reageren op veranderingen in die vraag.

Ik ga hier geen voorspelling doen voor de olieprijs in 2040. Maar ik durf wel de verwachting uit te spreken dat ook in 2040 de oliemarkt onderhevig zal zijn aan boom and bust-cycli En dat een periode van lage prijzen zichzelf zal corrigeren door de resulterende lage investeringen (zoals in 2015 en 2016).

Zoals evenzeer een periode van hoge prijzen zichzelf zal corrigeren door de resulterende hoge investeringen (zoals in 2010-2014).

Een langdurige periode, tientallen jaren lang, van structureel lage olieprijzen gerelateerd aan de energietransitie lijkt me niet waarschijnlijk. Simpelweg omdat de markt zich binnen enige jaren corrigeert.

Gevolgen voor de waardering van oliebedrijven

Een aantal NGO’s stelt dat als de hoeveelheid opwarming van de aarde binnen acceptabele grenzen gehouden moet worden de hoeveelheid fossiele brandstoffen die verbruikt kan worden beperkt is (carbon budget).

Dit betekent dat een gedeelte van de kolen-, olie- en gasreserves van bedrijven niet geproduceerd kan worden (stranded assets). En als de waardering van die bedrijven gebaseerd is op hun reserves impliceert dat een overwaardering (carbon bubble).

Dat we niet alle fossiele brandstoffen die in de bodem zitten kunnen verbranden is duidelijk. Met name de hoeveelheid kolen in de grond is zo groot dat we daarmee de aarde wel meer dan 10 graden kunnen opwarmen. Ook voor olie geldt dat niet alle olie in de grond geproduceerd zal worden.

Maar de gevolgen voor de waardering van oliebedrijven liggen gecompliceerder. Over wat voor oliereserves hebben we het hier? Over bewezen, ontwikkelde reserves in een productielicentie waar veel geld in is geïnvesteerd (en waar de waardering van een oliebedrijf voornamelijk op gebaseerd is)? Of over mogelijke reserves in een exploratielicentie waarin nog nauwelijks is geïnvesteerd (en die ook nauwelijks meetellen in de waardering van een oliebedrijf)?

De eerste categorie hebben we toch echt nodig om de energievoorziening de komende tien tot twintig jaar op peil te houden. Ik denk dus niet dat stranded assets geleid hebben tot een bubbel in de huidige waardering van oliebedrijven.

Het probleem van oliebedrijven is niet dat zij hun bestaande velden niet leeg kunnen produceren. Hun probleem is de langetermijnhoudbaarheid van hun businessmodel.
En dat is naar mijn mening ook wel verdisconteerd in de waardering van oliebedrijven, gezien hun relatief hoge dividenduitkeringen en door de jaren heen gemiddeld relatief lage koerswinstverhoudingen.

Een halve eeuw geleden kwam dit door nationalisaties; meer recent door de problemen die maatschappijen hadden om hun reserves op peil te houden (tegen acceptabele kosten) en nu begint de energietransitie daarin een rol te spelen. Een rol die de komende jaren eerder groter zal worden.

De black swan

En er is nog een probleem. Stranded assets mogen dan geen issue zijn voor de oliebedrijven; voor een land als Saudi-Arabië zijn ze dat wel degelijk. Op de lange termijn kunnen de Saudi’s doorgaan met het hooghouden van de prijs. Of zij kunnen proberen hun reserves zoveel mogelijk op te maken.

Allebei zal echter niet lukken. Saudi-Arabië heeft de reserves om zijn productie te kunnen verhogen van de huidige 10 naar 15 of 20 mb/d. Voorlopig lijkt dat niet in hun belang te zijn; het zou leiden tot jaren van lage olieprijzen (heel wat langer dan de afgelopen twee jaar).

Maar hoe is dat op de lange termijn, als de vraag naar olie ooit serieus begint te zakken en het land met grote hoeveelheden olie dreigt te blijven zitten? Mocht het moment ooit aanbreken dat zij de kraan echt open zetten, het kan nog lang duren, dan wilt u even geen aandelen in oliebedrijven bezitten.

 

Een gamechanger voor de olieprijs

gepubliceerd op IEX.nl, 26-1-2017

Na twee jaar marktaandeel verdedigd te hebben in plaats van prijs is de OPEC eind vorig jaar van koers veranderd. De leden spraken een vermindering van de productie af met zo’n 1,2 miljoen barrel per dag (mb/d).

Een aantal niet-OPEC-leden, waaronder Rusland, beloofde een additionele reductie van zo’n 0,6 mb/d.

Sinds de overeenkomst kost Brent rond de 55 dollar per vat; zo’n 20% meer dan de gemiddelde prijs in de laatste zes maanden voor de overeenkomst. Het lijkt een gamechanger te zijn voor de olieprijs.

Waarom geen OPEC-overeenkomst in 2014?

Als een vermindering van de productie met een paar procent zo’n grote invloed heeft op de prijs laat de vraag zich stellen waarom OPEC niet al in 2014 de productie verminderde.

Laten we ons dus eens voorstellen wat er gebeurd was als OPEC (of eigenlijk: Saudi-Arabië) in 2014 wel productieverlagingen had doorgevoerd; genoeg om de olieprijs in 2015 en 2016 boven de 100 dollar per vat te houden. In dat geval:

  • Was in 2015 en 2016 de schalieolieproductie in de Verenigde Staten blijven stijgen met een vergelijkbaar tempo als in de jaren daarvoor, resulterend in een totale toename van de productie met zo’n 2 mb/d.
  • Had in die twee jaar de afname van de productie uit bestaande, conventionele niet-OPEC velden slechts zo’n 3 mb/d bedragen (zonder enige investering neemt de productie van een bestaand conventioneel olieveld met gemiddeld 9% per jaar af; in de hoge olieprijswereld van 2010-2014 zorgden hoge investeringen ervoor dat die afname beperkt bleef tot zo’n 3%).
  • Hadden nieuwe, conventionele niet-OPEC velden in totaal zo’n 6 mb/d aan productie toegevoegd.

Nieuw evenwicht

De grote verwachte toename van niet-OPEC-productie bij een voortzetting van de hoge olieprijzen in 2015 en 2016 (met ongeveer 5 mb/d) geeft aan dat een vermindering van de productie in 2014 voor OPEC geen aantrekkelijke optie was. Het zou vechten tegen de bierkaai zijn geweest.

Voor Saudi-Arabië zou het een herhaling zijn geweest van de periode 1981-1986 toen zij wel langdurig probeerden de prijs te verdedigen. Dat resulteerde toen in een teruggang van hun productie van 10 tot minder dan 3 mb/d voordat ze in 1986 de handdoek in de ring wierpen.

Dat werd toen gevolgd door een lange periode van lage olieprijzen om vraag en aanbod weer in evenwicht te brengen.

Waarom nu wel een OPEC-overeenkomst?

Laten we vervolgens bezien wat er in werkelijkheid gebeurde met de niet-OPEC-productie in de lageolieprijswereld van 2015 en 2016:

  • De schalieolieproductie in de Verenigde Staten nam af, met bijna 1 mb/d op het dieptepunt dat intussen bereikt is.
  • De totale afname van de productie uit bestaande, conventionele niet-OPEC velden bedroeg zo’n 6 mb/d.
  • En de productie uit nieuwe conventionele niet-OPEC velden? Die nam ook hier met ongeveer 6 mb/d toe. In tegenstelling tot schalieolieproductie en projecten voor bestaande velden betreft het hier uitsluitend projecten met een lange tijdsduur tussen de start van het project en het begin van productie (van twee tot mogelijk wel tien jaar).

Dicht bij elkaar

Twee jaar marktaandeel verdedigen door OPEC heeft geleid tot een niet-OPEC-olieaanbod dat 6 mb/d lager is dan wat het geweest was na twee jaar prijsverdedigen. Het heeft vraag en aanbod dicht bij elkaar gebracht.

En nu werd een vermindering van de OPEC-productie een realistische optie om hogere olieprijzen zes tot twaalf maanden naar voren te brengen.

Dat het vervolgens ook daadwerkelijk gebeurde komt op het conto van Mohammed bin Salman (Saudi-Arabië’s plaatsvervangend kroonprins die achter de schermen vooralsnog de dienst uitmaakt) en Vladimir Putin.

Hun grip op de macht is steviger als zij, na twee jaar van bezuinigingen, de pijn voor de bevolking van hun land beperkt houden. Ruslands bijdrage was voor Saudi-Arabië een absolute voorwaarde.

Boven de 100 dollar

Daarbij komt dat het zoeken naar nieuwe olievelden en het goedkeuren van het ontwikkelen van nieuwe velden nu al twee jaar op een laag pitje staat. Er zijn voor vele honderden miljarden dollars aan projecten gecanceld. Vondsten van nieuwe olievelden staan op het laagste niveau sinds zestig jaar.

Het zal het niet-OPEC-aanbod nog jaren verminderen. Productie uit nieuwe conventionele niet-OPEC-velden bedroeg in 2016 nog ongeveer 3 mb/d. In 2017 zal dat verminderen tot naar schatting 1,8 mb/d. Tot 2020 zal het verder verminderen tot mogelijk slechts 1 mb/d.

Met hoeveel precies hangt af van hoe snel het goedkeuren van nieuwe projecten nu weer op gang komt. Als dat te lang gaat duren dient een volgende periode van olieprijzen boven de 100 dollar per vat zich weer aan.

Werkelijke gamechanger

Twee jaar van lage olieprijzen hebben vraag en aanbod dicht bij een evenwicht gebracht. Het heeft de verwachte productie uit nieuwe velden voor de komende jaren substantieel verminderd. Dat, en niet het vermogen van OPEC om nu een overeenkomst te bereiken, is de werkelijke gamechanger voor de olieprijs.

OPEC heeft marktaandeel gewonnen en, nog belangrijker, is het vooruitzicht van hogere prijzen in de komende jaren. Amerikaanse schalieolieproductie heeft deze moeilijke periode overleefd en is er uit gekomen met relatief lage kosten. Beide hebben een hoge prijs betaald.

Maar het is het hogekostensegment van andere oliegebieden, zoals oliezanden in Canada en deepwater in West Afrika, dat de echte verliezer is in deze slag.

 

 

De teruggang van de gasproductie uit kleine velden

18-1-2017

Introductie.  De Nederlandse gasproductie heeft twee componenten: de productie uit het Groningen veld en die uit de kleine velden. Dat de productie uit het Groningen veld snel terugloopt door de productiebeperkingen in verband met aardbevingen zal niemand ontgaan zijn. Dat ook de productie uit kleine velden snel terug loopt, om heel andere redenen, komt echter nauwelijks in de publiciteit.

Decennia lang heeft de Nederlandse overheid de productie uit kleine velden gestimuleerd. Het kleine velden beleid was er op gericht de uiteindelijke gasproductie in Nederland te maximaliseren en daarbij de reserves uit het Groningen veld zoveel mogelijk voor later te bewaren.

Tot rond het jaar 2000 lag de productie uit kleine velden boven de 40 BcM (miljard kubieke meter) per jaar, beduidend boven de productie uit het Groningen veld. Daarna begon zich een geleidelijke daling in te zetten, die werd opgevangen door de productie uit het Groningen veld te verhogen. In 2007 was de productie gedaald tot ongeveer 35 BcM en dook die onder de Groningen productie. In 2012 was de productie gedaald tot ongeveer 30 BcM. Weliswaar werden er nog steeds nieuwe kleine velden gevonden maar hun omvang werd, door de jaren heen, geleidelijk aan steeds kleiner (men boort zijn beste prospects nu eenmaal het eerst).

Een keerpunt voor de Nederlandse gasproductie in 2012.  De laatste jaren heeft er een duidelijke omslag plaatsgevonden in het klimaat voor de Nederlandse gasproductie. Voor deze omslag verwelkomde een meerderheid de gasproductie als een welkome bron van inkomsten door middel van het het produceren van een relatief schone brandstof. Na deze omslag werd het voor een meerderheid een vervuilende activiteit die men, in afwachting van de energietransitie, slechts nog zo kort mogelijk wil tolereren. Daarbij spelen een aantal elementen een rol:

  • de toenemende bewustheid van de ernst van klimaatverandering en de toenemende wil op dat nu ook serieus aan te pakken, culminerend in de COP21 Parijs akkoorden
  • de toenemende magnitude van de aardbevingen in Groningen, culminerend in de 3.6 magnitude Huizinge aardbeving in 2012 die duizenden huizen beschadigde (en men zich realiseerde dat de maximale magnitude van een Groningen aardbeving misschien wel veel groter was dan tot dan toe verwacht)
  • een groeiende antipathie tegen grote bedrijven zoals oliemaatschappijen.

Dit alles is een geleidelijke ontwikkeling; als ik al een keerpunt zou willen kiezen zou ik dat plaatsen in 2012.

De figuur hieronder laat de gasproductie uit kleine velden zien tot aan 2012, als wel de mogelijke scenario’s voor de toekomstige gasproductie op dat moment. Afhankelijk van gasprijzen, de hoeveelheid steun voor de gasindustrie en het openen van nieuwe exploratie plays in met name de offshore was er op dat moment een grote range aan scenario’s mogelijk. Het begint er op te lijken dat wij definitief de weg zijn ingeslagen van het scenario met een zeer lage gasproductie uit kleine velden.

kleine-velden

Kleine velden productie: recente ontwikkelingen.  De afgelopen jaren is de bijdrage van nieuwe kleine velden relatief klein geweest (met 2016 als absoluut dieptepunt). Exploratie activiteiten voor nieuwe kleine velden lopen snel terug. Het is goed mogelijk dat de exploratieactiviteiten van een aantal Nederlandse operators binnen afzienbare tijd helemaal worden stopgezet. Naast de lange termijn ontwikkeling van de afnemende omvang van nieuwe velden spelen ook een aantal andere zaken:

  • de lage gasprijs in 2015 en 2016
  • het uitblijven van maatregelen om de exploratie naar nieuwe kleine velden te stimuleren.
  • specifiek voor de offshore zijn er twijfels over de lange termijn toekomst van de infrastructuur
  • en specifiek voor de onshore is het verkrijgen van een vergunning om te boren de laatste jaren een bijzonder moeizame en tijdrovende aangelegenheid is geworden (en het opzetten van een nieuwe productielocatie vrijwel onmogelijk)

Voor de offshore gasproductie kan dit een domino effect tot gevolg hebben; als steeds minder velden de kosten van de gehele offshore infrastructuur moeten dragen kan dit er toe leiden dat de gehele infrastructuur op een gegeven moment niet meer rendabel te exploiteren valt. Mogelijk hogere gasprijzen lijken te laat komen om de gasproductie uit kleine velden nog te redden.

Gevolgen voor Nederland.  Het verschil tussen de huidige mid-case verwachting en die uit eind 2012 bedraagt zo’n 170 BcM. Afhankelijk van de toekomstige gasprijs vertegenwoordigt dit een waarde van zo’n 15 tot 30 miljard euro. Voor een dergelijk bedrag is de discussie over de teruggang van de kleine velden verrassend klein.

Terwijl de energietransitie een kwestie van decennia zal zijn, met een geleidelijk teruglopend gasverbruik tussen nu en 2050 is de teruggang van de gasproductie in een stroomversnelling geraakt. De gasproductie loopt nu veel sneller terug dan de gasconsumptie. In de praktijk wordt Nederlands gas nu (zowel in Nederland als in de omringende landen) vervangen door Russisch gas en kolen. Dat is niet in het belang van het land; noch uit financieel oogpunt, noch uit milieu oogpunt, noch uit een politiek oogpunt van leveringszekerheid.

Dat kolen met afstand de meest vervuilende fossiele brandstof is behoeft geen betoog. Slechts met behulp van dure kunstgrepen valt dat nog enigszins binnen de perken.

Behalve de evidente voordelen van Nederlands gas ten opzichte van Russisch gas uit het oogpunt van zekerheid en financiën is er ook een milieuaspect. De effectieve uitstoot van broeikasgassen is bij Russisch gas zo’n 25 % hoger. Dat ligt gedeeltelijk aan de grote hoeveelheid energie die nodig is om het gas over een afstand van duizenden kilometers te transporteren. En gedeeltelijk aan de methaanemissies die ontstaan bij het over een grote afstand transporteren van gas door het Russische netwerk.

Hoe verder.  Ik zou er dan ook voor willen pleiten dat er alsnog maatregelen worden genomen om de gasproductie uit kleine velden te stimuleren. De opbrengsten van het resterende gas kunnen mede gebruikt worden om een noodzakelijke, maar ook kostbare en langdurige, energietransitie te financieren.

 

Wordt fracken ooit winstgevend?

(gepubliceerd op IEX.nl, 11-1-2017)

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.

iex-1-fracking

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.

 

Advertisements