Natural Gas, Analisi Fondamentale Giornaliera – La produzione alta è per tutti la risposta dei prezzi bassi

Prezzi del Natural Gas ancora una volta al vaglio degli analisti, non tanto per un aumento della volatilità quanto per il loro reiterato immobilismo. Dopo essere scesi da quota 2,9 dollari per piede cubo, i prezzi del Henry Hub vengono scambiati oggi a 2,844 in parità rispetto alla chiusura di ieri.

Sale ancora la produzione di shale gas

In un rapporto di ieri la Energy Information Administration ha comunicato che produzione lorda di gas naturale negli Stati Uniti è in generale aumentata ai massimi da oltre 10 anni e che negli ultimi mesi essa è aumentata di oltre il 10% rispetto agli stessi mesi del 2017. Questa crescita è stata determinata da aumenti di produzione nel bacino appalachiano nel Nordest, il bacino del Permiano nel Texas occidentale e nel New Mexico, e di Haynesville Shale in Texas e Louisiana. Queste tre regioni rappresentavano complessivamente meno del 15% della produzione totale di gas naturale negli Stati Uniti nel 2007, ma ora rappresentano quasi il 50% della produzione totale.

La produzione in queste regioni è aumentata in parte a causa delle nuove tecniche di perforazione e completamento, compresi i pozzi laterali più lunghi che hanno aumentato la produttività . Al contrario, la quota di produzione totale del Golfo del Messico, pari al 12% nel 2007, è scesa al 3% negli ultimi mesi e la quota di produzione nel resto degli Stati Uniti è diminuita dal 60% al 28%.

La crescita della produzione di gas naturale nel Nord-Est proviene principalmente dai giacimenti di scisto di Marcellus e Utica nel bacino degli Appalachi , che nel luglio 2018 rappresentavano circa il 29% della produzione totale. Le recenti infrastrutture nella regione hanno permesso il passaggio del gas naturale della regione e hanno ridotto lo sconto prevalente al prezzo di riferimento nazionale di Henry Hub ed ai prezzi regionali.

Anche la produzione di gas naturale nel bacino del Permiano è cresciuta negli ultimi anni , in gran parte sotto forma di gas associato che accompagna la crescente produzione di petrolio greggio della regione. Simile al Bacino degli Appalachi, il gas naturale nel Permiano commercia a prezzi più bassi rispetto al Henry Hub a causa dei vincoli infrastrutturali regionali. Un certo numero di nuovi gasdotti sono pianificati o in costruzione che contribuiranno a spostare il gas naturale fuori dalla regione, e molti di essi amplieranno le capacità di esportazione di gas naturale liquefatto. I progetti VIA che la produzione del luglio 2018 nel bacino del Permiano rappresenteranno circa l’11% della produzione totale lorda degli Stati Uniti.

Anche la produzione nella regione di Haynesville è aumentata. Dopo essere diminuito dal suo picco nel 2012, l’aumento della produzione nella regione di Haynesville dal 2017 è stato guidato migliorando i tassi di produzione iniziali ed aumentando il numero di impianti. I conteggi degli impianti di perforazione più alti sono probabilmente il risultato del recupero dei prezzi del petrolio, che sono in generale aumentati dall’inizio del 2016. Insieme, le regioni di Haynesville e Permiano hanno rappresentato circa il 20% della produzione totale di gas naturale negli Stati Uniti nel 2017.

In contrasto con le regioni Appalachian, Permian e Haynesville, il Golfo del Messico ha rappresentato una porzione sempre più piccola della produzione nazionale, che è un cambiamento significativo rispetto a un decennio fa. I pozzi più vecchi nel Golfo tendono ad essere più ricchi di gas naturale e i pozzi più recenti tendono ad essere più ricchi di petrolio. Questi fattori hanno contribuito al declino generale della produzione di gas naturale di quella regione. Inoltre, la tecnologia e le competenze necessarie per produrre petrolio e gas naturale dal fondo marino sono più costose e specializzate. Le piattaforme di perforazione a volte costano un miliardo di dollari o più e richiedono diversi anni per essere costruite. Infine, i progetti offshore generalmente comportano rischi maggiori rispetto ai progetti onshore.

Previsioni

Seeking alpha si aspetta domani una variazione di +65 Bcf nel rapporto di stoccaggio dell’EIA per la settimana terminata il 24 agosto. Un rapporto di archiviazione di +65 Bcf  supererebbe i +30 Bcf dell’anno scorso, mentre resterebbe in linea con i +59 Bcf per la media quinquennale.

Le previsioni meteo a lungo termine di ECMWF-EPS mostrano una prospettiva ribassista nella prima metà di Settembre, con temperature più fredde di quanto ci si sarebbe aspettati.

Il mercato attualmente sembra essere in eccesso di offerta o quanto meno  sovraffollato con una produzione di circa ~ 3 miliardi di piedi cubi / giorno.