Minggu ini dalam Petroleum Brief edisi yang mudah dicetak


Pendapatan gas alam menyumbang bagian yang meningkat dari total pendapatan untuk beberapa produsen minyak AS

Harga minyak mentah West Texas Intermediate (WTI) telah melampaui level 2019 setelah turun secara signifikan pada 2020 ketika pasar awalnya merespons pandemi COVID-19. Namun, pada 17 September 2021, produksi minyak mentah AS tetap sekitar 2,5 juta barel per hari (b/d) di bawah puncak tiga tahun pada Maret 2020, dan jumlah rig minyak kembali hanya 46% dari ketiganya. – Puncak tahun ini pada November 2018. Per 17 September 2021, rata-rata produksi minyak mentah AS selama empat minggu adalah 10,6 juta barel per hari, rata-rata empat minggu rig 404, dan rata-rata empat minggu WTI harga Itu $69,35 per barel (B) (Gbr. 1). Meskipun harga minyak yang lebih tinggi meningkatkan pendapatan minyak di tengah produksi minyak mentah yang lebih rendah, beberapa produsen minyak AS menerima lebih banyak pendapatan gas alam sebagai akibat dari harga gas alam yang lebih tinggi dan peningkatan kapasitas di wilayah Permian, terutama sejak akhir 2020. Akibatnya, beberapa Laporan keuangan perusahaan minyak untuk kuartal kedua 2021 (kuartal kedua 21) mengungkapkan peningkatan signifikan dalam arus kas operasi. Meskipun harga, pendapatan, dan arus kas operasi telah kembali atau melampaui level 2019 untuk perusahaan-perusahaan ini, pertumbuhan belanja modal mereka jauh lebih rendah; Pengeluaran sekitar setengah dari level 2019, yang dapat mempengaruhi jumlah rig dan produksi di masa depan.

Gambar 1. Rata-rata empat minggu produksi minyak AS, rig minyak, dan harga minyak dan gas alam spot

Kami mendasarkan analisis ini terutama pada laporan keuangan yang dipublikasikan dari 54 perusahaan publik, sehingga hasilnya belum tentu mewakili sektor secara keseluruhan karena analisis tersebut tidak mewakili posisi keuangan perusahaan swasta yang tidak mempublikasikan laporan keuangan.

Produsen minyak AS telah diuntungkan dari harga minyak yang lebih tinggi sebagaimana dibuktikan oleh pendapatan yang lebih tinggi dan peningkatan arus kas dari aktivitas operasi (juga dikenal sebagai arus kas operasi atau OCF) yang dilaporkan oleh perusahaan-perusahaan ini. Meskipun OCF tinggi, perusahaan-perusahaan ini tidak meningkatkan belanja modal ke level 2019, yang berkontribusi pada peningkatan arus kas bebas (FCF), ukuran keuangan yang ditemukan dengan mengurangi belanja modal dari OCF. Sebagai hasil dari arus kas langsung yang positif, banyak produsen minyak memiliki kemampuan untuk membayar belanja modal menggunakan OCF daripada meningkatkan utang atau menerbitkan ekuitas. Melalui Q221, perusahaan juga tidak meningkatkan produksi minyak secara signifikan, sebaliknya mengebor lebih sedikit sumur dan mengakses inventaris sumur yang dibor tetapi tidak lengkap (DUC) untuk menyelesaikan sumur baru dengan biaya lebih rendah.

Menurut laporan keuangan mereka yang diajukan ke publik, 54 produsen minyak AS yang kami analisis telah membalikkan tren keuangan mereka sejak 2018. Arus kas kami secara konsisten di bawah nol, tetapi sejak kuartal ketiga tahun 2020, arus kas yang cepat telah positif dan meningkat. Belanja modal cenderung lebih rendah dan tetap di bawah OCF sejak kuartal ketiga 2020 (Gambar 2). Produsen dapat membayar program investasi modal dan menggunakan uang tunai untuk aktivitas pendanaan lainnya, termasuk mengurangi utang, meningkatkan laba, atau membeli kembali saham, menggunakan pengkondisian arus kas langsung positif.

Gambar 2. Metrik keuangan triwulanan untuk 54 produsen yang berfokus pada minyak di Amerika Serikat

Meskipun harga minyak yang lebih tinggi telah berkontribusi pada OCF yang lebih tinggi, harga gas alam yang lebih tinggi dan produksi gas alam terkait telah meningkatkan pendapatan gas alam sebagai bagian dari total pendapatan. Secara historis, produsen telah menargetkan reservoir minyak di daerah produksi minyak tinggi seperti Permian di Texas dan New Mexico, Eagle Ford di Texas, Bakken di North Dakota dan Montana, Niobrara di Colorado, dan Anadarko di Oklahoma. Ketika produsen memesan rig untuk mengebor sumur baru, Baker Hughes mengklasifikasikan rig sebagai rig minyak atau rig gas alam tergantung pada apa yang diindikasikan oleh produsen untuk ditargetkan—reservoir minyak atau gas alam—dalam izin pengeboran mereka. Sejak 2015, hampir semua rig pengeboran telah diklasifikasikan sebagai rig minyak di wilayah Permian, Bakken, Eagle Ford, Niobrara dan Anadarko (Gbr. 3). Namun, gas alam merupakan bagian yang signifikan dari total produksi di wilayah ini, terutama di Eagle Ford, Niobrara dan Anadarko.

Gambar 3. Anjungan minyak dan gas alam AS di area produksi minyak

Setelah sumur dibor, diselesaikan dan ditugaskan, produsen biasanya menunjuk sumur sebagai sumur minyak atau sumur gas alam sesuai dengan rasio gas-ke-minyak (GOR) dari produksi awal sumur (IP), dalam hal volume yang diharapkan. atau pendapatan penjualan. Definisi sumur minyak dan gas alam berbeda-beda di setiap negara. Secara umum, satu barel minyak mentah memiliki entalpi yang sama dengan sekitar 6.000 kaki kubik gas alam, yang membuat satu barel setara minyak (BOE) sama dengan sekitar 6 kaki kubik gas alam. Oleh karena itu, selama GOR suatu sumur kurang dari 6 Mcf gas alam per barel minyak (Mcf/b), maka sumur tersebut diklasifikasikan sebagai sumur minyak.

GOR cenderung meningkat selama umur sumur tertentu. Produksi sumur minyak serpih meningkat dalam beberapa bulan pertama dan kemudian menurun dengan cepat ketika sumur kehilangan tekanan. Mengekstraksi gas alam lebih mudah daripada mengekstraksi minyak dari sumur bertekanan rendah. Akibatnya, GOR sumur umumnya meningkat dari waktu ke waktu (Gbr. 4).

Gambar 4. Rasio minyak dan gas AS lama di daerah penghasil minyak

Klasifikasi sumur sebagai sumur minyak atau gas bumi juga dapat berubah dari waktu ke waktu, terutama untuk sumur-sumur yang GOR-nya mendekati nilai kritis 6 Mcf/b. Annex DPR September 2021 memprediksi pada 2020, peningkatan GOR lebih dari 9.000 sumur minyak akan melebihi level 6 Mcf/b. Secara teori, sumur ini dapat direklasifikasi dari sumur minyak ke sumur gas alam, meskipun sebagian besar negara bagian dan produsen minyak tidak mengklasifikasi ulang sumur setiap tahun.

Terlepas dari bagaimana sumur diklasifikasikan, mengelola gas alam yang diproduksi di area dengan minyak serpih tinggi telah menjadi tantangan finansial dan operasional dalam beberapa tahun terakhir. Pengumpulan gas alam lebih dibatasi karena infrastruktur perpipaan harus siap secara lokal dan cukup untuk sumur baru. Sebelum infrastruktur pipa minyak lokal dibangun, minyak mentah dapat diproses di separator di lapangan dan dikumpulkan dengan truk untuk dikirim ke stasiun pipa jarak jauh atau stasiun kereta api unit untuk transportasi jarak jauh. Sebaliknya, dengan tidak adanya infrastruktur perpipaan domestik untuk gas bumi, gas alam yang dihasilkan harus dibakar. Ketika produksi minyak tumbuh, begitu juga produksi gas alam terkait. Jika pertumbuhan produksi gas alam melebihi kapasitas takeaway pipa gas alam, kemacetan pipa yang parah dapat menyebabkan harga gas alam domestik turun hampir nol atau bahkan negatif.

Baru-baru ini, bagaimanapun, harga gas alam telah meningkat. Sebagai akibat dari rekor panas di Pantai Barat, gangguan produksi di Pantai Teluk akibat Badai Ida, dan meningkatnya permintaan internasional untuk gas alam cair (LNG), harga spot gas alam Henry Hub AS telah melonjak menjadi lebih dari $5 per juta British thermal unit (MMBtu) . Produsen minyak juga diuntungkan dari kenaikan harga gas alam ini. Untuk kelompok 54 produsen minyak yang dipelajari dalam analisis ini, bagi hasil gas alam meningkat dan menyumbang 14% dari total pendapatan di Triwulan ke-121, bagian tertinggi setidaknya sejak 2018 (Gambar 5). Pangsa tersebut menurun di Triwulan ke-221 menjadi 10% karena harga minyak yang lebih tinggi dan harga gas alam yang lebih rendah, tetapi pangsa tersebut mungkin juga naik untuk Triwulan ke-321 karena kenaikan harga gas alam baru-baru ini.

Gambar 5. Pendapatan triwulanan untuk 54 produsen yang berfokus pada minyak di AS

Pendorong kedua peningkatan pendapatan gas alam adalah perluasan sistem pipa gas alam West Texas. Oasis, pusat pasar gas alam di Texas Barat, memiliki harga gas alam spot yang jauh di bawah harga spot Henry Hub sebelum perluasan dan penyelesaian proyek pipa baru. Antara Januari 2018 dan Oktober 2020, rata-rata diskon tarif Henry Hub Oasis adalah $1,32/MMBtu. Setelah sistem pipa diperpanjang ditugaskan, diskon rata-rata adalah $0,19/MMBtu antara November 2020 dan Mei 2021. Harga gas alam yang lebih tinggi di oasis telah meningkatkan pendapatan untuk gas alam yang dihasilkan dari wilayah Permian, yang menyumbang 15% dari produksi gas alam Amerika antara 4Q20 dan 2Q21.

Rata-rata harga bensin dan solar naik di AS

Rata-rata harga eceran reguler bensin di Amerika Serikat naik sekitar 2 sen menjadi $3,18 per galon pada 20 September, naik $1,02 dari tahun lalu. Harga Midwest meningkat hampir 4 sen menjadi $3,07 per galon, dan harga Pantai Timur meningkat lebih dari 3 sen menjadi $3,09 per galon. Harga Rocky Mountain turun hampir 3 sen menjadi $3,60 per galon, harga West Coast turun hampir 1 persen menjadi $3,93 per galon, dan harga Gulf Coast turun hampir 1 persen, hampir tidak berubah pada $2,81 per galon.

Harga rata-rata bahan bakar diesel di Amerika Serikat naik lebih dari 1 sen menjadi $3,39 per galon pada 20 September, naik 98 sen dari tahun lalu. Harga Gulf Coast naik 2 sen menjadi $3,12 per galon, harga East Coast naik hampir 2 sen menjadi $3,35 per galon, harga West Coast naik 1 persen menjadi $4,03 per galon, harga Midwest naik hampir 1 persen menjadi $3,29 per galon. Harga Rocky Mountain turun hampir 1 persen menjadi $3,63 per galon.

Penurunan Stok Propana / Propilen

Stok propana/propilena AS turun 0,5 juta barel pekan lalu menjadi 70,3 juta barel per 17 September 2021, 18,4 juta barel (20,8%) di bawah tingkat stok rata-rata lima tahun (2016-2020) untuk waktu yang sama tahun ini. . Stok Gulf Coast turun 0,8 juta barel, stok Pantai Timur turun 0,2 juta barel, dan stok Rocky Mountain/Pantai Barat turun sedikit, hampir tidak berubah. Stok Midwest meningkat 0,5 juta barel.

Untuk pertanyaan tentang This Week in Petroleum, hubungi tim Petroleum Markets di 202-586-4522.

.



Source link

Leave a Reply

Your email address will not be published. Required fields are marked *