Opinia: Firmy naftowe nie mogą po prostu „wiercić wiertła dla dzieci” do woli. Oto, czego naprawdę potrzeba, aby zwiększyć produkcję energii.

Ponadto firmy energetyczne planujące nową produkcję biorą pod uwagę takie czynniki, jak koszty, przyszły popyt, prognozy cen ropy oraz dopasowanie projektów do operacji.

Spółki notowane na giełdzie również muszą brać pod uwagę zobowiązania akcjonariuszy. A od kilkudziesięciu firm energetycznych zbankrutował w 2016 i 2020 r. z powodu załamania cen wielu z pozostałych próbowało zmniejszyć zadłużenie i nagrodzić inwestorów wysokimi i rosnącymi dywidendami. Co więcej, inwestorzy ESG wywierali presję na firmy, aby wykorzystywały przepływy pieniężne dla firm zajmujących się transformacją energetyczną.

Prezydent Biden w poniedziałek zagroził, że będzie szukać podatek od nadzwyczajnych zysków spółek energetycznych, usztywniając swoją retorykę z wcześniejszej krytyki branży. Powiedział, że firmy „spekulują na wojnie”. Republikanie krytykowali Bidena i Demokratów, mówiąc, że należy wydać więcej pozwoleń na wiercenia, aby zwiększyć produkcję i obniżyć ceny. Polityka obu stron nie pomaga Amerykanom dostrzec rzeczywistości.

Niższa produkcja

Stany Zjednoczone produkują obecnie 11.8 mln baryłek ropy dziennie, stan na lipiec dane z US Energy Information Administration, w porównaniu ze szczytem 13 milionów w listopadzie 2019 r Amerykański Instytut Paliw, grupa przemysłowa twierdzi, że 24% produkcji ropy naftowej i 11% produkcji gazu ziemnego pochodzi z krajów federalnych, zarówno na lądzie, jak i na morzu.

Znaczna część produkcji ropy naftowej na terenach federalnych odbywa się na morzu, w Zatoce Meksykańskiej, w formie tradycyjnego wydobycia ropy naftowej. Najwięksi gracze to Shell
SHEL,
+ 0.38%,
BP
ciśnienie krwi,
-0.24%
i Chevron
CVX,
+ 0.73%.
Większość nowych odwiertów na lądzie to ropa łupkowa, produkowana poprzez szczelinowanie hydrauliczne lub szczelinowanie. Poza głównymi firmami naftowymi do największych firm należą EOG Resources
EOG,
-0.15%,
Zasoby naturalne Pioneer
PXD,
-1.36%
i Energia Chesapeake
CHK,
+ 0.39%.

Czas między dzierżawą gruntu a wypompowaniem ropy może zająć od dwóch do pięciu lat, w zależności od rodzaju odwiertu, powiedział Brian Kessens, starszy menedżer portfela i dyrektor zarządzający w TortoiseEcofin, firmie inwestującej w infrastrukturę energetyczną.

Oto jak działa ten proces.

Zaczyna się od dzierżawy

Rząd federalny organizuje aukcje dzierżawy nowej ropy i odwiertów na terenach publicznych i na wodach publicznych, przy czym zazwyczaj wygrywają ci, którzy licytują najwięcej. Według stanu na listopad 2021 r. amerykańskie Biuro Gospodarki Gruntami nadzorowało 37,496 96,100 federalnych dzierżaw ropy i gazu z około 9,600 XNUMX odwiertami. Przemysł naftowy i gazowy posiada około XNUMX pozwoleń, które są dostępne do wiercenia, ale są niewykorzystane, od Dane z września 2021 r..

Zwycięscy oferenci mogą wydzierżawić teren w celu wydobycia ropy lub minerałów pod powierzchnią. Płacą tantiemy rządowi federalnemu i każdemu innemu podmiotowi, który może posiadać część praw do ziemi lub minerałów.

Firmy płacą czynsz do momentu rozpoczęcia produkcji, a następnie płacą tantiemy za ropę i gaz
wytworzony. Stawki czynszu, które nie zmieniły się od 1987 roku, wynoszą 1.50 dolara za akr rocznie przez pierwsze pięć lat i wzrastają do 2 dolarów w drugim pięcioletnim okresie. Departament Spraw Wewnętrznych podniósł ostatnio stawki opłat licencyjnych za energię do 18.75% z 12.5%.

Kessens powiedział, że oferenci mają około dwóch lat na rozpoczęcie wiercenia. Po tym, jak dzierżawcy zidentyfikują złoże ropy naftowej lub gazu, mogą wywiercić tylko jeden odwiert, aby utrzymać na nim swoją własność, co jest znane jako „dzierżawa w posiadaniu produkcji”, ponieważ decydują o tym, jak zagospodarować nieruchomość. Posiadanie co najmniej jednej studni umożliwia firmie zarabianie i opłacanie tantiem.

Po zidentyfikowaniu potencjalnych depozytów najemcy muszą złożyć wniosek o zezwolenia z Biura Gospodarki Gruntami. Aby uzyskać pozwolenie, firma musi wskazać, w jaki sposób będzie drążyć i jak głęboko, ramy czasowe i inne informacje.

„Jeśli masz plan i przestrzegasz przepisów, powinieneś uzyskać pozwolenie” – powiedział Kessens.

Regulacje te obejmują m.in. spełnienie wymogów ustawy o polityce ekologicznej państwa, ustawy o ochronie zabytków oraz ustawy o gatunkach zagrożonych.

Wiercenie na morzu wymaga czasu

Sposób postępowania firmy po uzyskaniu zezwolenia zależy od tego, gdzie zamierza wiercić. Produkcja na morzu w Zatoce Meksykańskiej jest bardziej kosztowna i bardziej ryzykowna niż produkcja na lądzie.

Wydobycie na morzu obejmuje głównie tradycyjne wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego, a przy obecnej technologii firmy energetyczne mają dobre wyczucie, ile ropy naftowej i gazu ziemnego znajduje się na tym obszarze, w przeciwieństwie do przeszłości. Zawsze istnieje ryzyko, że depozyt nie będzie opłacalny.

Wiercenie na lądzie jest mniej skomplikowane.

„Na ogół wiesz, że w łupkach znajdują się ropa i gaz. Jest o wiele mniej obaw o twoją zdolność do rzeczywistej produkcji ropy i gazu ziemnego (na lądzie) niż na morzu” – powiedział Kessens.

Wydobycie ropy ze skały łupkowej wymaga zarówno pionowych, jak i poziomych wierceń sięgających kilku tysięcy stóp w głąb ziemi. Pozioma rura końcowa ma tendencję do wytwarzania większej ilości oleju. Wiercenie poziome lub kierunkowe jest również wykorzystywane do osiągania celów pod sąsiednim terenem, zmniejszania śladu pracy, przecinania pęknięć i z innych powodów. Konfiguracja trwa do trzech tygodni.

Wiercenie na morzu wymaga więcej czasu i wysiłku. Firmy mogą używać platform typu „jack-up” w stosunkowo płytkiej wodzie, zwykle mniejszej niż 400 stóp. Są to zasadniczo barki z podporami, które sięgają do dna morskiego. Na głębszych wodach trzeba budować tradycyjne platformy morskie, których budowa trwa nawet rok.

Ze względu na wielkość i koszt głębszych wydobycia ropy naftowej na morzu, w dużej mierze to większe firmy podejmują te projekty.

Pompowanie beczek

W przypadku produkcji na morzu najlepiej byłoby, gdyby firma już posiadała łączność rurociągową na lądzie. Ropa może być również przechowywana na statku, który transportuje ropę do obiektu na lądzie.

Kessens powiedział, że proces budowy tradycyjnych odwiertów morskich od pozyskania dzierżawy do wypompowania ropy może potrwać do pięciu lat. Całkowity proces wydobycia łupków na lądzie, od dzierżawy do pierwszej beczki, jest znacznie krótszy — zwykle około jednego roku. Dziś bliżej do dwóch lat, bo dla firm naftowych, takich jak Halliburton, jest to dużo trudniejsze
HAL,
+ 0.22%,
Baker Hughes
BKR,
+ 3.04%
i Schlumberger
SLB,
-0.92%
które faktycznie budują studnie, aby uzyskać potrzebne im materiały i pracę.

Chociaż uruchomienie produkcji na morzu zajmuje więcej czasu, te odwierty mają stałą produkcję i przez dłuższy okres, od 20 do 50 lat. Studnie łupkowe na lądzie produkują na początku znaczną ilość energii, ale obserwuje się duży spadek.

Ekonomia energii

Kilka czynników wpływa na to, czy firmy zdecydują się na pompowanie ropy, w tym koszty wywiercenia i ukończenia odwiertu w oparciu o bieżące ceny, ich prognozy cen surowców, a także czynniki specyficzne dla firmy, takie jak dopasowanie obszaru do portfela produkcyjnego, powiedział Kessens.

Dodał, że progi rentowności produkcji koncernów naftowych są różne, ale dla producentów lądowych, w zależności od ich lokalizacji i wydajności, koszt ten wynosi około 45 USD za baryłkę, a offshore bliższy 50 USD. Zachodni Teksas Półprodukt surowy
KL.1,
+ 2.36%
obecnie kosztuje około 89 dolarów, choć w tym roku dwukrotnie przekroczyła 120 dolarów. Wtedy benzyna na pompie przekroczył 5 USD średnio w USA

Jay Hatfield, dyrektor generalny InfraCap, firmy inwestycyjnej w infrastrukturę energetyczną, powiedział, że skupienie się na większej liczbie odwiertów na terenach federalnych w celu zwiększenia wydobycia ropy naftowej może przeszacować wpływ na całkowitą produkcję w USA.

„Federalne dzierżawy są ważne, ale nie są głównym motorem produkcji. Jeśli oni (rząd) nie zapewniają dzierżawy, prawdopodobnie będziesz wiercić studnie na prywatnych gruntach” – powiedział.

Chociaż powiedział, że proces wydawania zezwoleń w USA jest uciążliwy, nawet jeśli USA zwiększyłyby swoją produkcję w przestrzeni federalnej, wpływ na cenę ropy byłby nadal ograniczony, ponieważ ropa jest towarem globalnym. Globalna produkcja wynosi około 100 milionów baryłek dziennie, więc gdyby Stany Zjednoczone zwiększyły produkcję o 1 milion baryłek dziennie — wracając do produkcji bliskiej szczytowi — odpowiadałoby to 1% światowej produkcji. Wpływ na cenę ropy wyniósłby około 5 dolarów za baryłkę.

„Nawet gdybyśmy zatwierdzili zezwolenia federalne szybciej niż kiedykolwiek w historii, to być może mielibyśmy 5 dolarów tańszą ropę, ale nie byłoby to o 50 dolarów mniej” – powiedział Hatfield.

Brak apetytu na wyższą produkcję

Mimo wysokich cen ropy notowane na giełdzie spółki łupkowe nie chciały znacząco zwiększać produkcji. Niektórzy rywale zbankrutowali podczas boomu na łupki w połowie 2010 roku, goniąc za wszelką cenę wzrost. Firmy, które przetrwały lub ponownie pojawiły się po bankructwie, są teraz bardziej zdyscyplinowane, aby przyciągnąć inwestorów.

„Biden, ani żaden inny polityk, nie przekona ich, by znowu robili głupie rzeczy” – powiedział Hatfield. „Nie mieli żadnych zarobków, fatalne wyniki cen akcji”.

Hatfield powiedział, że wiele firm zajmujących się wydobyciem ropy łupkowej wypłaca „ogromne” dywidendy, co ogranicza ilość pieniędzy, które inwestują w produkcję ropy. Popularny fundusz energetyczny, Vanguard Energy ETF o wartości 8.8 miliarda dolarów
VDE,
+ 0.93%,
ma łączny wskaźnik cena/zysk (P/E) na poziomie 9, a stopa dywidendy 3.24%. Benchmarkowy indeks S&P 500
SPX,
-0.41%,
dla porównania ma wskaźnik P/E — miarę wyceny — 18 i stopę dywidendy 1.79%.

– Tego chcą ludzie – powiedział Hatfield. „I ma to sens, ponieważ są to ryzykowne akcje. Po prostu praktykują normalną dyscyplinę finansową, polegającą na wysokim pokryciu dywidend z zatrzymanymi dochodami”.

Hatfield powiedział, że nie zgadza się z tym, że inwestorzy środowiskowi, społeczni i rządowi (ESG) uniemożliwiają firmom naftowym wiercenie i pompowanie więcej. Ale istnieje skrzyżowanie między zwolennikami ESG a inwestorami w spółki naftowe: obaj chcą mniejszej produkcji ropy – tylko z różnych powodów.

„Nie ma apetytu na powrót do szczytowej produkcji ropy”, powiedział. „Jedynym sposobem na uzyskanie wyższych zwrotów jest zmniejszenie produkcji” – powiedział.

Hatfield powiedział, że nawet gdyby inwestycje ESG zniknęły, sytuacja się nie zmieni. Firmy energetyczne nie „nagle otworzą kurki”. To znaczy, to po prostu śmieszne.

Więcej na MarketWatch:

Huragan Ian: 5 powodów, dla których ulubiony emeryt Tampa i Wybrzeże Zatoki Meksykańskiej są bardziej narażone na huragany i zmiany klimatu

Brudny sekret: oto dlaczego Twój ETF ESG prawdopodobnie posiada akcje spółek z branży paliw kopalnych