Prognoses over de totale dagelijkse shale gas productie in de VS, deel 2

In deel 2 worden kritische kanttekeningen geplaatst bij het ook in mijn ogen overdreven optimisme vanuit de industrie en commercie ten aanzien van de shale gas productie in de Verenigde Staten.
Wie weet dat de komende jaren de shale gas productie in de VS al gaat stagneren om vervolgens, mede afhankelijk van allerlei bovengrondse factoren zoals bijvoorbeeld de aardgasprijs en de sterkte van de economie, over enkele jaren al te gaan afnemen

Kritische kanttekeningen van David Hughes bij de optimistische verwachtingen (prognoses) vanuit onder andere de industrie.
De in deel 2 getoonde quotes zijn afkomstig uit het rapport van David Hughes.

Samengevat zal volgens David Hughes de shale gas productie in de VS de komende jaren nauwelijks meer toenemen en waarschijnlijk over enkele jaren al gaan dalen!
Bovendien zal de aardgasprijs in de VS de komende jaren flink hoger komen te liggen dan nu het geval is. Ter informatie: begin April 2013 bedroeg de aardgasprijs in de VS ongeveer 4 dollar per 1000 kubieke voet. In 2012 was aldaar de gemiddelde aardgasprijs ongeveer 3,40 dollar per 1000 kubieke voet.

Hieronder de ook in deel 1 geplaatste afbeelding over de historische maandelijkse Amerikaanse shale gas productiegegevens…

1-Het grote verschil in opvatting tussen de optimisten en pessimisten (in mijn ogen realisten) is dat volgens de pessimisten de huidige beste plays niet alomtegenwoordig zijn.
De optimisten ‘nemen aan’ dat de plays welke nog niet of nauwelijks in gebruik genomen zijn, net zo goed zullen gaan presteren dan de tot nu toe bekende best presterende plays.
Volgens onder andere David Hughes zal vooral de productie uit nog nauwelijks in gebruik genomen resterende 24 plays (welke in Mei 2012 slechts 12% van de totale shale gas productie leverde) niet hetzelfde hoge productie verloop gaan vertonen dan de momenteel meest productieve plays (Haynesville, Barnett, Marcellus). Zoals David het formuleert: de beste plays (onder andere Marcellus, Barnett, Haynesville) zijn niet alomtegenwoordig.
Volgens David zijn bij de belangrijkste plays (met uitzondering van Marcellus play) de meest economische rendabele plekken (de zogenaamde sweetspots) om shale gas te winnen al in gebruik.

Samengevat zijn volgens David (en ook andere onafhankelijke analisten) de beste plays (gebieden) al in gebruik en zal de toekomstige productie van de nog niet of nauwelijks in gebruik genomen plays flink lager gaan uitvallen dan de plays die momenteel al (vrijwel) volledig in gebruik genomen zijn. Bij sommige belangrijke plays is de productie al aan het dalen.

2-Shale gas winning was in het jaar 2012 verlies gevend!
Volgens het rapport van David bedroegen in het jaar 2012 de totale kosten bij de Amerikaanse shale gas winning ongeveer 41,8 miljard dollar. De totale opbrengsten bedroegen in het jaar 2012 ongeveer 32,5 miljard dollar. Dus in het jaar 2012 werd er een verlies van in totaal ongeveer 9,3 miljard dollar geleden bij de shale gas producenten. In het jaar 2012 bedroeg de gemiddelde aardgasprijs in de VS ongeveer 3,40 dollar per 1000 kubieke voet. Om quite te spelen (geen winst geen verlies) zou in het jaar 2012 de gemiddelde prijs ongeveer 4,3 dollar per 1000 kubieke voet geweest moeten zijn.

“The value of all shale gas produced in the U.S. in 2012 was approximately $32.5 billion dollars at current prices of $3.40 per mcf—a minimum of $9.3 billion less than what is required to maintain production”.

Bovendien is er voor de aardgasproducenten in de VS nog een ander probleem:
Bij een aardgasprijs van boven de $5,- a $5,50 per 1000 kubieke voet is de kans groot dat steeds meer energieproducenten weer gebruik gaan maken van steenkool , omdat steenkool dan weer goedkoper is dan aardgas. Daarnaast dient de gemiddelde aardgasprijs hoger te zijn dan 4,3 dollar per 1000 kubieke voet om niet verliesgevend te zijn.
Volgens Dave zullen de productiekosten voor shale gas de komende jaren alleen maar verder stijgen, omdat de beste plays al bijna op hun retour zijn. De productiekosten van de nog niet in gebruik genomen plays zullen volgens David flink hoger gaan uitvallen dan die van de sweetspots in de beste plays van dit moment. Zie punt 3 voor extra informatie over laatstgenoemde. Er zal een steeds hogere aardgasprijs vereist zijn om quite te spelen.

3-Productiekosten sweetspots lager dan in overige spots
De productie kosten zijn in de sweetspots flink lager dan in de overige delen van een play (gebied). De gemiddelde productiekosten bij sommige sweetspots is amper $3 per 1000 kubieke voet gewonnen aardgas, terwijl de productiekosten in de overige delen van een play al snel flink meer dan $5 per 1000 kubieke voet bedragen. Bovendien zal bij een aardgasprijs van boven de $5,- a $5,50 steeds meer energieproducenten weer gebruik gaan maken van steenkool , omdat steenkool dan weer goedkoper is. Voor meer uitleg zie het rapport van David Hughes.

4-David heeft het zelfs over een hype.
David vind het optimisme dermate ongefundeerd dat hij (net zoals menig ander onafhankelijk analist) van een hype in verband met het shale gas gebeuren. Zie daartoe onderstaande quote…

“There is a great deal of industry hype about the prospects of some of the 24 shale gas plays that currently constitute less than 12 percent of shale gas production. Considering the attributes of most of these plays documented in Table 1, such claims appear to be merely hype. The best shale plays are not ubiquitous—they are at the top of their own pyramid as illustrated in Figure 37 with many lesser quality plays below them. Their rate of supply is dependent on very large and continuous inputs of capital for drilling, along with progressively escalating collateral environmental impacts—which is the subject of the following section”.

5-Meer en meer plays bereiken de zogenaamde late middelbare leeftijd
David vermeld dat vier van de zes meest productieve plays reeds zogenaamde late middelbare leeftijd plays zijn. Vrij vertaald zijn dat plays welke hun beste tijd al gehad hebben en waarvan, mits de gasprijzen niet flink stijgen, de productie de komende jaren steeds verder gaat afnemen.

“The Haynesville, Barnett, Fayetteville, and Woodford plays, which collectively produce 68 percent of United States shale gas, are late-middle-aged in terms of the life cycle of shale plays. Unless there is a substantial increase in gas price and a large ramp-up in drilling, these plays will go into terminal decline”.

6-Volgens onder andere Dave zit de totale gas productie in de VS sinds December 2011 al op een ‘golvend plateau’.
Volgens Dave zullen de productie stijgingen van de belangrijke Marcellus en Eagleford plays de productiedalingen in de belangrijke Haynesville en Woodford plays in de komende jaren niet meer compenseren. Zie onderstaande quotes voor nadere uitleg van David…

“Shale gas production in the United States peaked in December 2011, and is now on an undulating plateau, as illustrated in Figure 59. Rising production in the Marcellus and Eagle Ford is offsetting declines in the Haynesville and Woodford plays, with the Fayetteville and Barnett plays essentially flat.
The uniqueness of these plays can be seen in Table 1 with their generally high average well production and high well quality (mean IP) compared to the remaining 24 plays, which often are assumed to have the same potential for growth in production (rate of supply). This is unlikely to be the case, as these plays are generally of much lower quality”.

“It is unlikely that the Marcellus, Bakken, and Eagle Ford can offset declines in the major shale gas plays going forward unless there is a substantial increase in gas price and drilling. The approximate investment in drilling required to maintain current production levels in the top 14 plays, which account for over 99 percent of shale gas production, is $41.8 billion annually (Table 3). This does not include leasing costs or the costs of other infrastructure such as pipelines and roads, etc. This cost, and the number of new wells required annually, will increase going forward as the sweet spots are exhausted and drilling moves into lower-quality areas”.

7-David deelt alleen het optimisme over de Marcellus play (zie ook punt 6)

“The prognosis for the Marcellus play is for continued growth, as rig counts are far in excess of that required to overcome field declines. The play covers a vast area although clearly only a small portion of it is highly productive. This, along with the increasingly strident public opposition to hydraulic fracturing, will limit the ultimate contribution of this play, although it is likely to become the number-one shale producer as production from the Haynesville and Barnett plays declines over the next few years”.

“The Marcellus play is in its youth, and production will grow substantially. The sweet spots have now been identified, and IPs are rising as drilling is focused on these areas. It is only a matter of time, however, until available locations in these areas become saturated and the Marcellus moves into middle age.
Similarly, growth in shale gas production in the Eagle Ford and Bakken plays is strong (in these plays, gas is produced in association with oil, which is the main target). IPs for gas are declining in the Eagle Ford, however, as operators focus on oil production. Much of the gas produced in the Bakken is flared as there is a lack of infrastructure to utilize it”.

Advertenties

Over paradoxnl

Man, 53 jaar, Nederland.
Dit bericht werd geplaatst in Uncategorized. Bookmark de permalink .

Geef een reactie

Vul je gegevens in of klik op een icoon om in te loggen.

WordPress.com logo

Je reageert onder je WordPress.com account. Log uit / Bijwerken )

Twitter-afbeelding

Je reageert onder je Twitter account. Log uit / Bijwerken )

Facebook foto

Je reageert onder je Facebook account. Log uit / Bijwerken )

Google+ photo

Je reageert onder je Google+ account. Log uit / Bijwerken )

Verbinden met %s