RBN Energy Der CME / NYMEX Henry Hub Januar-Vertrag setzte sich gestern bei 3,54 / MMBtu, etwa 30,8 Cent (10) darüber, wo der Dezember-Vertrag abgelaufen (3,232) und 77,6 Cent (28) höher als im November abgewickelt (2,764). Die Erdgas Wintersaison Saison ist offiziell unterwegs ist viel kälter und Gasnachfrage hat spike. Aber auch diese Woche markiert eine weitere entscheidende Zinsschwelle: Wie der heutige Energy Information Administration (EIA) - Aufbewahrungsbericht zeigen wird, ist das US-Erdgasinventar erstmals seit zwei Jahren (seit Anfang Dezember 2014) erstmals unter dem Niveau der Vorjahre gefallen. Das ist in scharfem Kontrast zu, wo das Inventar die Einspritzungjahreszeit in Aprilmore begann, als 1.000 Bcf höher verglichen mit April 2015. Außerdem erwarten wir, daß das entstehende Defizit in den folgenden einigen Wochen erheblich wächst. Heute betrachten wir die Grundlagen der Angebotsnachfrage, die diesen Wandel vorantreiben und was es für den Wintergasmarkt bedeutet. Im Jahr 2015, Sooners hielt fest, wie Oklahoma von 890 Erdbeben mit einer Größenordnung von 3 oder höher scharf von nur 43 Erdbeben im Jahr 2010 und einem Durchschnitt von weniger als zwei Erdbeben pro Jahr im vorigen Vierteljahrhundert geschüttelt wurde. Oklahomane haben auch dieses Jahr Hunderte von Erdbeben erlebt, darunter ein rekordverdächtiges 5.8-Ereignis am 3. September und am 6. November ein 5.0-Beben in der Nähe von Cushing, OK, das als Lieferort für den CME / NYMEX Light Sweet Crude Vertrag dient Und die den Spitznamen Pipeline Crossroads of the World verdient hat. Heute betrachten wir das jüngste Beben in der Nähe von Cushing und andere Pipeline-Störungen, um die Nachgiebigkeit kritischer Rohfördersysteme zu beurteilen. Die Weststaaten fahren fort, ihre erneuerbaren Energien mandateCalifornia und Oregon, zum Beispiel, zu planen, mindestens 50 ihres Elektrizitätses von den erneuerbaren Quellen zu erhalten, und Colorado hat eine 30 Anforderung eingestellt. Ironischerweise setzt diese Erneuerbare-Energien-Tendenz einen Schwerpunkt auf Erdgas, dessen bereitgestellte Versorgung erforderlich sein wird, um die wachsende Anzahl von gasbefeuerten Kraftwerken in einer Momen - tentsnachricht anzutreiben, um die Auf - und Ab-Produktion von Solar auszugleichen Anlagen und Windparks. Eine Möglichkeit, die Erdgasverfügbarkeit zu gewährleisten, ist die Gasspeicherkapazität in der Nähe. Heute betrachten wir die laufenden Anstrengungen, zehn Milliarden Kubikfuß Erdgasspeicher in den westlichen USA einzubringen, um vor allem die Betankung von nahe gelegenen gasbefeuerten Kraftwerken zu unterstützen, die die Solar - und Windkraft mit variabler Leistung unterstützen. Mexicos Verbrauch von Kraftstoffen steigt, seine Produktion von Benzin und Diesel weiterhin sinken, und U. S. Raffinerien und Midstream-Unternehmen sind Rennen, um die wachsende Lücke zu füllen. Das Exportvolumen ist beeindruckend: Die Auslieferungen von fertigem Motorbenzin aus den USA nach Mexiko betrugen im dritten Quartal 2016 durchschnittlich 328 Mb / d und stiegen im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 41. Die Exporte von schwefelarmem Diesel stiegen um 29 auf 194 Mb / D. Und es gibt gute Gründe zu glauben, dass die U. S.-Mexiko-Mengen weiter wachsen werden. Heute betrachten wir die jüngsten Tendenzen in der Benzin - und Dieselproduktion und im Verbrauch südlich der Grenze, und bei laufenden Anstrengungen, um mehr U. S.-bezogenes Benzin und Diesel zu ermöglichen, um mexikanische Hauptmärkte durch Schiene und Pipeline zu erreichen. Sein gewesen ein haltbares wenige Jahre für kanadische Ölproduzenten. Als sie rampte herauf Produktion in den Ölsanden, kanadische EampPs konfrontiert Pipeline Mitnahmebegrenzungen, die den Preis der westlichen kanadischen Auswahl versus Golfküstenrohe fielen. Die Keystone-XL-Pipeline wäre weitgehend gelöst, doch als das Projekt von den Freunden und Nachbarn der Canadas-Vereinigten Staaten getötet wurde, mussten die Ölsand-Produzenten eine Reihe kleinerer, inkrementeller Projekte abschließen, Die verheerenden Alberta-Feuer von Mai 2016 verringerte Produktion und ziemlich viel beseitigt Beschränkungen für viel dieses Jahres. Aber die Volumina haben sich erholt, und wenn die Ölsandproduktion weiter wächst, werden mehr Pipelines und neue Kunden benötigt. Heute betrachten wir die langfristige Anstrengung von Canadas, um sicherzustellen, dass genügend Kapazitäten vorhanden sind, um seine Rohöl auf den Markt zu bringen, zwei große Projekte, die gerade die Unterstützung der kanadischen Regierung gewonnen haben. Von den sechs zwischenstaatlichen Pipelines, die für den Großteil des Erdgases verantwortlich sind, das die Texas / Louisiana-Staatslinie kreuzt, haben zwei Netto-Ströme, die in Texas nach Texas gezogen werden, was vor wenigen Jahren undenkbar gewesen wäre. Am Ende dieses Jahrzehnts und möglicherweise weit früher wird Texas mehr Gas von Louisiana als umgekehrt empfangen, hauptsächlich wegen geplanter Pipeline-Umkehrungen, die darauf abzielen, mehr Marcellus / Utica Gas nach Texas Exportmärkte zu bewegen. Heute setzen wir unseren Blick auf wechselnde Texas-Gasströme fort, diesmal mit einem Fokus auf die halben Dutzend wichtigsten Pipelines an der Texas / Louisiana Grenze. Takeaway Kapazität aus der Marcellus / Utica Schiefer produzierenden Region ist im Begriff, einen weiteren signifikanten Schub zu bekommen. Tallgrass Energys Rockies Express Pipeline (REX) erwartet, dass die ersten 200 MMcf / d seines 800-MMcf / d Zone 3 Capacity Enhancement Projektes (Z3CE) jeden Tag im Einsatz sind und bis zum vollen 800 MMcf / des Jahres. Darüber hinaus hat der Pipeline-Operator angedeutet, dass es in der Lage sein wird, inkrementelle Zone 3 Betriebskapazität über die neue Designkapazität in naher Zukunft hinaus auszulasten. Die Z3CE-Expansion wird das dritte Mal in so vielen Jahren markieren, dass REX die Abnahmekapazitäten aus dem Marcellus / Utica-Gebiet in Richtung Westen erhöhen wird. Mit jeder Kapazitätserhöhung haben sich die Produktionsvolumina im Nordosten an die Gelegenheit gelegt und die Kapazität hat sich gefüllt. Heute untersuchen wir diese jüngste Erweiterung und was es für die US-Gasproduktion bedeutet. OPECs Abkommen an seinem 30. November Treffen, zum des Rohölausstoßes zu senken, hat die Preise angestiegen. Viele U. S.-Produzenten rechnen bereits mit helleren Tagen, doch bevor der Champagner auftaucht, ist es wichtig, die potenziellen Schwachstellen zu berücksichtigen und andere Marktentwicklungen zu berücksichtigen, die die Vereinbarungen reduzieren. Heute betrachten wir das Manövrieren des Vorhandels, die Auswirkung dieser Manöver auf das Versorgungsniveau und die Dinge, die den Marktzugang noch erschweren könnten. Am 17. November 2016 kündigte die Tesoro Corp. die zweitgrößte unabhängige Refiner in den westlichen USA eine Vereinbarung, Western Refining für schätzungsweise 6,4 Milliarden zu erwerben. Dies ist die zweite Übernahme, die Tesoro dieses Jahr nach dem Erwerb der Gemeinschaftsunternehmens-Raffinerie MDU Resources / Calumet Specialty Products Partners in North Dakota gemacht hat. Andironisch, unter Berücksichtigung der Name der Firma Tesoro ist Buyingthe Western Refining Deal erweitern Tesoros Fußabdruck weiter Osten als je zuvor. Heute bewerten wir die Vermächtnisse von Tesoro und Western Refining und diskutieren, wie die beiden Unternehmen wahrscheinlich zusammenpassen werden. Natural Gas Liquids Der Unterschied zwischen dem Wert eines typischen Korbes von NGLs und dem Preis von Erdgas, in / MMBtuhas durchschnittlich ein armseliges 2,28 für die letzten zwei Jahre, mit Abstand die längste Periode der depressiven NGL Werte seit dem Beginn der Schiefer-Revolution. Das ist eine schlechte Nachricht für die Erdgasverarbeitungsökonomie, die am günstigsten ist, wenn die NGL-Preise stark sind und die Erdgaspreise schwach sind. Aber es geht schon viel besser. Heute betrachten wir die derzeit niedrige Frak-Spread, was es für Erdgas-Produzenten und Prozessoren bedeutet, und warum ein großer Turnaround in der Offing sein kann. Der US-Erdgasmarkt in den vergangenen zwei Jahren hat eine enorme Veränderung erlebt, von der Unterbrechung der Speicherdatensätze und der Überquerung lang gehaltener Schwellen bis hin zu Flipping-Flow-Mustern und Preisverhältnissen auf dem Kopf. Im November überquerte der Markt einen weiteren Meilenstein: Die USA wurden zum ersten Mal am 1. September 2016 zu einem Nettoexporteur von Erdgas. Das dauerte nur wenige Tage. Die Nettoexporte gingen jedoch ab dem 1. November wieder an und wurden im Laufe des Monats fast ohne Unterbrechung mit Pipelinelieferungen nach Mexiko und den ersten beiden Verflüssigungszügen am Cheniere Energys Sabine Pass LNG-Terminal fortgesetzt, die die Einfuhren aus Kanada und LNG-Importterminals um durchschnittlich 0,6 übersteigen Bcf / d. Heute schauen wir, was diese Verschiebung wirklich treibt und was uns der Trend voranbringt. Jeden Tag, Rohöl-Produzenten auf Alaskas North Slope wieder injizieren fast 7,8 Bcf Erdgas in ihre Brunnen, genug Gas, um die gesamte U. S. West CoastCalifornia, Oregon und Washington State zu liefern. Wenn es nur eine Möglichkeit gab, diese Gasversorgung zu monetarisieren, um sie auf den Markt zu bringen. Das Problem ist, dass es nicht, zumindest in der heutigen Gas / LNG-Markt, die durch reichliche Versorgung und relativ niedrigen Preisen gekennzeichnet ist. Derselbe Markt begünstigt auch infrastrukturelle Projekte, die einfach und kostengünstig sind, niemand will Multibillion-Dollar-Zusagen machen, wenn Erdgaspreise und Margen so niedrig sind. Heute schliessen wir unsere Serie über die harten Zeiten für den Energiesektor von Alaskas mit Blick auf die riesigen Erdgasvorkommen und die damit verbundenen Herausforderungen. Die Erdgasströmungsmuster, die den U. S.-Energieversorgungssektor für die Jahrzehnte vor der Schieferrevolution charakterisierten, werden allmählich rückgängig gemacht, und wenige, wenn überhaupt, Staaten sind von diesen Veränderungen stärker betroffen als Texas. Der Staat bleibt der größte Erdgasproduzent der Nationen und produziert noch fast doppelt so viel Gas, wie es in seinen Grenzen verbraucht. Aber traditionelle Nordost - und Mittelwesten-Märkte für Texas-Gas werden an Marcellus / Utica Produzenten abgetreten, und mehr und mehr Nordostgas fließt südlich / südwestlich zur westlichen Golfküste, gezogen von Macht / industrielle Nachfrage, neue LNG-Export-Terminals und steigende Pipeline - Gas-Exporte nach Mexiko. Heute beginnen wir einen Blick auf die dramatischen Verschiebungen der Gasströme aus Texas durch die wichtigsten Gas-Pipeline-Ausspeisepunkte. Die Nachfrage nach US-Erdgasexporten über Texas soll in den nächsten Jahren um nahezu 6 Bcf / d steigen. Gleichzeitig hat die Texas-Produktion im Dezember 2014 mehr als 3,0 Bcf / d (16) bis weniger als 17 Bcf / d in der ersten Novemberhälfte von einem Höchststand von über 20 Bcf / d abgesenkt Dürfte das Wachstum der Exportnachfrage weit übertreffen. Ein Großteil des Angebots für die Exportnachfrage aus Texas muss von außerhalb des Staates kommen, wobei die wahrscheinlichste Quelle die einzige noch wachsende Versorgungsregion der Marcellus / Utica-Schiefer im US-Nordosten ist. Perryville Hub im nordöstlichen Louisiana wird eine wichtige Wegstation für den südlichen Flüssen aus dem Marcellus / Utica, um diese Exportmärkte entlang der Louisiana und Texas Golfküste Ziel, vor allem angesichts der Hubs Konnektivität und erstklassige Lage. Heute betrachten wir die Pipeline-Erweiterungsprojekte in Perryville, die diese Strömungsumkehr möglich machen. Bei den heutigen niedrigen Rohöl - und Erdgaspreisen hängt das Überleben von Explorations - und Produktionsunternehmen von rasierartigen Margen ab. Lease Betriebskosten, die die Kosten entstehen, die einem Betreiber entstanden sind, um die Produktion zu halten, nachdem die anfänglichen Kosten für das Bohren und die Fertigstellung eines Bohrlochs angefallen sind, sind eine Variable zur Beurteilung der finanziellen Gesundheit von EampPs. Aber es ist nicht genug für Investoren und Analysten zu ziehen LOE Linie Artikel von Securities and Exchange Commission Anmeldungen zu den niedrigsten Kosten Produzenten, Spiele oder Becken zu finden. Mehr denn je müssen wir wirklich verstehen, was LOEs sind, warum sie wichtig sind, wie sie sich mit Rohstoffpreisen, Produktionsvolumina und anderen Faktoren verändern und wie wir sie beim Vergleich von Spielern und Spielen nutzen sollten. Heute beginnen wir eine Serie mit einem wenig erforschten, aber wichtigen Faktor bei der Bewertung der Öl - und Gasproduktionskosten. Der CME / NYMEX Henry Hub Januar-Vertrag hat sich gestern bei 3,54 / MMBtu abgewickelt, Etwa 30,8 Cent (10), wo der Dezember-Vertrag abgelaufen war (3,232) und 77,6 Cent (28) höher als im November abgewickelt (2,764). Die Erdgas Wintersaison Saison ist offiziell unterwegs ist viel kälter und Gasnachfrage hat spike. Aber auch diese Woche markiert eine weitere entscheidende Zinsschwelle: Wie der heutige Energy Information Administration (EIA) - Aufbewahrungsbericht zeigen wird, ist das US-Erdgasinventar erstmals seit zwei Jahren (seit Anfang Dezember 2014) erstmals unter dem Niveau der Vorjahre gefallen. Das ist in scharfem Kontrast zu, wo das Inventar die Einspritzungjahreszeit in Aprilmore begann, als 1.000 Bcf höher verglichen mit April 2015. Außerdem erwarten wir, daß das entstehende Defizit in den folgenden einigen Wochen stark wächst. Heute betrachten wir die Grundlagen der Angebotsnachfrage, die diesen Wandel vorantreiben und was es für den Wintergasmarkt bedeutet. Im Jahr 2015, Sooners hielt fest, wie Oklahoma von 890 Erdbeben mit einer Größenordnung von 3 oder höher scharf von nur 43 Erdbeben im Jahr 2010 und einem Durchschnitt von weniger als zwei Erdbeben pro Jahr im vorigen Vierteljahrhundert schaukelte. Oklahomane haben auch dieses Jahr Hunderte von Erdbeben erlebt, darunter ein rekordverdächtiges 5.8-Ereignis am 3. September und am 6. November ein 5.0-Beben in der Nähe von Cushing, OK, das als Lieferort für den CME / NYMEX Light Sweet Crude Vertrag dient Und die den Spitznamen Pipeline Crossroads of the World verdient hat. Heute betrachten wir das jüngste Beben in der Nähe von Cushing und andere Pipeline-Störungen, um die Nachgiebigkeit kritischer Rohfördersysteme zu beurteilen. Die Weststaaten fahren fort, ihre erneuerbaren Energien mandatesCalifornia und Oregon zu züchten, zum Beispiel planen, mindestens 50 ihres Elektrizitätses von den erneuerbaren Quellen zu erhalten, und Colorado hat eine Anforderung 30 eingestellt. Ironischerweise setzt diese Erneuerbare-Energien-Tendenz einen Schwerpunkt auf Erdgas, dessen bereitgestellte Versorgung erforderlich sein wird, um die wachsende Anzahl von gasbefeuerten Kraftwerken in einer Momen - tentsnachricht anzutreiben, um die Auf - und Ab-Produktion von Solar auszugleichen Anlagen und Windparks. Eine Möglichkeit, die Erdgasverfügbarkeit zu gewährleisten, ist die Gasspeicherkapazität in der Nähe. Heute betrachten wir die laufenden Anstrengungen, zehn Milliarden Kubikfuß Erdgasspeicher in den westlichen USA einzubringen, um vor allem die Betankung von nahe gelegenen gasbefeuerten Kraftwerken zu unterstützen, die die Solar - und Windkraft mit variabler Leistung unterstützen. Mexicos Verbrauch von Kraftstoffen steigt, seine Produktion von Benzin und Diesel weiterhin sinken, und U. S. Raffinerien und Midstream-Unternehmen sind Rennen, um die wachsende Lücke zu füllen. Das Exportvolumen ist beeindruckend: Die Auslieferungen von fertigem Motorbenzin aus den USA nach Mexiko betrugen im dritten Quartal 2016 durchschnittlich 328 Mb / d und stiegen im Vergleich zum Vorjahreszeitraum um 41. Die Exporte von schwefelarmem Diesel stiegen um 29 auf 194 Mb / D. Und es gibt gute Gründe zu glauben, dass die U. S.-Mexiko-Mengen weiter wachsen werden. Heute betrachten wir die jüngsten Tendenzen in der Benzin - und Dieselproduktion und im Verbrauch südlich der Grenze, und bei laufenden Anstrengungen, um mehr U. S.-bezogenes Benzin und Diesel zu ermöglichen, um mexikanische Hauptmärkte durch Schiene und Pipeline zu erreichen. Sein gewesen ein haltbares wenige Jahre für kanadische Ölproduzenten. Als sie rampte herauf Produktion in den Ölsanden, kanadische EampPs konfrontiert Pipeline Mitnahmebegrenzungen, die den Preis der westlichen kanadischen Auswahl versus Golfküstenrohe fielen. Die Keystone XL-Pipeline hätte die Dinge weitgehend gelöst, aber als das Projekt von den Freunden und Nachbarn von Canadas USA getötet wurde, mussten die Ölsand-Produzenten eine Reihe kleinerer, mehr inkrementeller Projekte abschließen, die nur eine partielle Korrektur lieferten. Die verheerenden Alberta-Feuer von Mai 2016 verringerte Produktion und ziemlich viel beseitigt Beschränkungen für viel dieses Jahres. Aber die Volumina haben sich erholt, und wenn die Ölsandproduktion weiter wächst, werden mehr Pipelines und neue Kunden benötigt. Heute betrachten wir die langfristige Bemühung von Canadas, um sicherzustellen, dass es genügend Kapazitäten, um seine Rohöl auf den Markt zu bewegen, zwei große Projekte, die gerade die Unterstützung der kanadischen Regierung gewonnen, und was kann als nächstes. Von den sechs zwischenstaatlichen Pipelines, die für den Großteil des Erdgases verantwortlich sind, das die Texas / Louisiana-Staatslinie kreuzt, haben zwei Nettoflüsse, die in Texas nach Westen gebunden werden, was vor wenigen Jahren undenkbar gewesen wäre. Am Ende dieses Jahrzehnts und möglicherweise weit früher wird Texas mehr Gas von Louisiana als umgekehrt empfangen, hauptsächlich wegen geplanter Pipeline-Umkehrungen, die darauf abzielen, mehr Marcellus / Utica Gas nach Texas Exportmärkte zu bewegen. Heute setzen wir unseren Blick auf wechselnde Texas-Gasströme fort, diesmal mit einem Fokus auf die halben Dutzend wichtigsten Pipelines an der Texas / Louisiana Grenze. Takeaway Kapazität aus der Marcellus / Utica Schiefer produzierenden Region ist im Begriff, einen weiteren signifikanten Schub zu bekommen. Tallgrass Energys Rockies Express Pipeline (REX) erwartet, dass die ersten 200 MMcf / d seines 800-MMcf / d Zone 3 Capacity Enhancement Projektes (Z3CE) jeden Tag im Einsatz sind und bis zum vollen 800 MMcf / des Jahres. Darüber hinaus hat der Pipeline-Operator angedeutet, dass es in der Lage sein wird, inkrementelle Zone 3 Betriebskapazität über die neue Designkapazität in naher Zukunft hinaus auszulasten. Die Z3CE-Expansion wird das dritte Mal in so vielen Jahren markieren, dass REX die Abnahmekapazitäten aus dem Marcellus / Utica-Gebiet in Richtung Westen erhöhen wird. Mit jeder Kapazitätserhöhung haben sich die Produktionsvolumina im Nordosten an die Gelegenheit gelegt und die Kapazität hat sich gefüllt. Heute untersuchen wir diese jüngste Erweiterung und was es für die US-Gasproduktion bedeutet. OPECs Abkommen an seinem 30. November Treffen, zum des Rohölausstoßes zu senken, hat die Preise angestiegen. Viele U. S.-Produzenten rechnen bereits mit helleren Tagen, doch bevor der Champagner auftaucht, ist es wichtig, die potenziellen Schwachstellen zu berücksichtigen und andere Marktentwicklungen zu berücksichtigen, die die Vereinbarungen reduzieren. Heute betrachten wir das Manövrieren des Vorhandels, die Auswirkung dieser Manöver auf das Versorgungsniveau und die Dinge, die den Umstieg auf das Marktgleichgewicht noch erschweren könnten. Am 17. November 2016 kündigte die Tesoro Corp. die zweitgrößte unabhängige Raffinerie in den westlichen USA eine Vereinbarung, Western Refining für schätzungsweise 6,4 Milliarden zu erwerben. Dies ist die zweite Übernahme, die Tesoro dieses Jahr nach dem Erwerb der Gemeinschaftsunternehmens-Raffinerie MDU Resources / Calumet Specialty Products Partners in North Dakota gemacht hat. Andironisch, unter Berücksichtigung der Name der Firma Tesoro ist Buyingthe Western Refining Deal erweitern Tesoros Fußabdruck weiter Osten als je zuvor. Heute bewerten wir die Vermächtnisse von Tesoro und Western Refining und diskutieren, wie die beiden Unternehmen wahrscheinlich zusammenpassen werden. Natural Gas Liquids Der Unterschied zwischen dem Wert eines typischen Korbes von NGLs und dem Preis von Erdgas, in / MMBtuhas durchschnittlich ein armseliges 2,28 für die letzten zwei Jahre, mit Abstand die längste Periode der depressiven NGL Werte seit dem Beginn der Schiefer-Revolution. Das ist eine schlechte Nachricht für die Erdgasverarbeitungsökonomie, die am günstigsten ist, wenn die NGL-Preise stark sind und die Erdgaspreise schwach sind. Aber es geht schon viel besser. Heute betrachten wir die derzeit niedrige Frak-Spread, was es für Erdgas-Produzenten und Prozessoren bedeutet, und warum ein großer Turnaround in der Offing sein kann. Der US-Erdgasmarkt in den vergangenen zwei Jahren hat eine enorme Veränderung erlebt, von der Unterbrechung der Speicherdatensätze und der Überquerung lang gehaltener Schwellen bis hin zu Flipping-Flow-Patterns und Preisverhältnissen auf dem Kopf. Im November überquerte der Markt einen weiteren Meilenstein: Die USA wurden zum ersten Mal am 1. September 2016 zu einem Nettoexporteur von Erdgas. Das dauerte nur wenige Tage. Die Nettoexporte gingen jedoch ab dem 1. November wieder an und wurden im Laufe des Monats fast ohne Unterbrechung mit Pipeline-Lieferungen nach Mexiko und den ersten beiden Verflüssigungszügen am Cheniere Energys Sabine Pass LNG-Terminal fortgesetzt, die die Einfuhren aus Kanada und LNG-Importterminals um durchschnittlich 0,6 übersteigen Bcf / d. Heute schauen wir, was diese Verschiebung wirklich treibt und was uns der Trend voranbringt. Jeden Tag, Rohöl-Produzenten auf Alaskas North Slope wieder injizieren fast 7,8 Bcf Erdgas in ihre Brunnen, genug Gas, um die gesamte U. S. West CoastCalifornia, Oregon und Washington State zu liefern. Wenn es nur eine Möglichkeit gab, diese Gasversorgung zu monetarisieren, um sie auf den Markt zu bringen. Das Problem ist, dass es nicht, zumindest in der heutigen Gas / LNG-Markt, die durch ausreichende Versorgung und relativ niedrigen Preisen gekennzeichnet ist. Derselbe Markt begünstigt auch infrastrukturelle Projekte, die einfach und kostengünstig sind, niemand will Multibillion-Dollar-Zusagen machen, wenn Erdgaspreise und Margen so niedrig sind. Heute schliessen wir unsere Serie über die harten Zeiten für den Energiesektor von Alaskas mit Blick auf die riesigen Erdgasvorkommen und die damit verbundenen Herausforderungen. Die Erdgasströmungsmuster, die den U. S.-Energieversorgungssektor für die Jahrzehnte vor der Schieferrevolution charakterisierten, werden allmählich rückgängig gemacht, und wenige, wenn überhaupt, Staaten sind von diesen Veränderungen stärker betroffen als Texas. Der Staat bleibt der größte Erdgasproduzent der Nationen und produziert noch fast doppelt so viel Gas, wie es in seinen Grenzen verbraucht. Aber traditionelle Nordost - und Mittelwesten-Märkte für Texas-Gas werden an Marcellus / Utica Produzenten abgetreten, und mehr und mehr Nordostgas fließt südlich / südwestlich zur westlichen Golfküste, gezogen von Macht / industrielle Nachfrage, neue LNG-Export-Terminals und steigende Pipeline - Gas-Exporte nach Mexiko. Heute beginnen wir einen Blick auf die dramatischen Verschiebungen der Gasströme aus Texas durch die wichtigsten Gas-Pipeline-Ausspeisepunkte. Die Nachfrage nach US-Erdgasexporten über Texas soll in den nächsten Jahren um nahezu 6 Bcf / d steigen. Gleichzeitig hat die Texas-Produktion im Dezember 2014 mehr als 3,0 Bcf / d (16) bis weniger als 17 Bcf / d in der ersten Novemberhälfte von einem Höchststand von über 20 Bcf / d abgesenkt Dürfte das Wachstum der Exportnachfrage weit übertreffen. Ein Großteil des Angebots für die Exportnachfrage aus Texas muss von außerhalb des Staates kommen, wobei die wahrscheinlichste Quelle die einzige noch wachsende Versorgungsregion der Marcellus / Utica-Schiefer im US-Nordosten ist. Perryville Hub im nordöstlichen Louisiana wird eine zentrale Wegstation für die südlichen Flüsse aus dem Marcellus / Utica, um diese Exportmärkte entlang der Louisiana und Texas Golfküste Ziel, vor allem angesichts der Hubs Konnektivität und erstklassige Lage. Heute betrachten wir die Pipeline-Erweiterungsprojekte in Perryville, die diese Strömungsumkehr möglich machen. Bei den heutigen niedrigen Rohöl - und Erdgaspreisen hängt das Überleben von Explorations - und Produktionsunternehmen von rasierartigen Margen ab. Lease Betriebskosten, die die Kosten entstehen, die einem Betreiber entstanden sind, um die Produktion zu halten, nachdem die anfänglichen Kosten für das Bohren und die Fertigstellung eines Bohrlochs angefallen sind, sind eine Variable zur Beurteilung der finanziellen Gesundheit von EampPs. Aber es ist nicht genug für Investoren und Analysten zu ziehen LOE Linie Artikel von Securities and Exchange Commission Anmeldungen zu den niedrigsten Kosten Produzenten, Spiele oder Becken zu finden. Mehr denn je müssen wir wirklich verstehen, was LOEs sind, warum sie von Bedeutung sind, wie sie sich mit Rohstoffpreisen, Produktionsvolumina und anderen Faktoren verändern und wie wir sie beim Vergleich von Spielern und Spielen nutzen sollten. Heute beginnen wir eine Serie mit einem wenig erforschten, aber wichtigen Faktor bei der Bewertung der Öl - und Gasproduktionskosten. Abonnieren Sie Access Drill Down-Berichte, Blog-Archiv amp Weitere Beratungs-Services Beliebte Themen in den Nachrichten RBN Energy LLC: 2323 S. Shepherd Dr. Suite 1010 Houston, TX 77019INEOS Europe AG und Rex Energy kündigen eine neue Vereinbarung für den Kauf von Erdgas-Flüssigkeiten Aus dem Appalachian Becken für Europa STATE COLLEGE, 11. April 2016 (GLOBE NEWSWIRE via COMTEX) - Die INEOS Europe AG und die Rex Energy Corporation / quotes / zigman / 107011 / Composite REXX -2.42 haben neue Erdgasflüssigkeiten angekündigt Kauf - und Verkaufsvertrag über Ethan, Propan und Butan. Die Erdgasflüssigkeiten werden durch die Mariner-Ost-Infrastruktur transportiert und per See zu den europäischen Cracker-Komplexen INEOS exportiert. Der Transport von Ethan-Lieferungen begann im April 2016, während Propan und Butan Lieferungen mit der Fertigstellung der Mariner Ost 2 Pipeline im Jahr 2017 beginnen wird. Dieser Vertrag fügt unser Angebot Portfolio für die langfristige Beschaffung von günstiger US-Erdgas-Flüssigkeiten für unsere europäischen Cracker . Wir freuen uns auf unsere neue Geschäftsbeziehung mit Rex Energy und freuen uns auf zukünftige Chancen zwischen unseren Unternehmen, sagte David Thompson, CEO INEOS Trading and Shipping. Wir freuen uns, diese neue Beziehung mit INEOS zu beginnen, kommentiert Tom Stabley, Präsident und Chief Executive Officer von Rex Energy. Mit dem neuen Vertriebsvertrag haben wir nun drei verschiedene Verkaufsstellen, um sowohl unsere nationalen als auch internationalen Erdgasflüssigkeiten zu liefern. Die neuen Märkte werden die Wirtschaftlichkeit unserer Brunnen im Butler-Betrieb und unser Gesamtressourcenpotenzial verbessern. Am 23. März. INEOS bestätigte, dass sein Schiff, das INEOS Intrepid, in seinem Petrochemie-Werk in Rafnes in Norwegen angekommen war und 27.500m3 US-Schiefergasethan beförderte. Dies war das erste Mal, dass Ethan aus US-Shale-Gas jemals aus den USA exportiert wurde und das erste Mal nach Europa importiert wurde. Es gibt dem Kontinent die Chance, von der US-Schiefergaswirtschaft zu profitieren, die so viel tat, um die Herstellung in den Vereinigten Staaten zu revitalisieren. Das Projekt ist komplex und beinhaltet das Design und die langfristige Charta aller acht Dragon-Schiffe (die gemeinsam eine virtuelle Pipeline über den Atlantik schaffen), die Verbindung der neuen 300 Meile Mariner-Ost-Pipeline vom Marcellus-Schiefer in Westpennsylvanien bis zum Marcus Hook Tiefwasser-Terminal in der Nähe von Philadelphia, und die Schaffung von neuen Export-Einrichtungen und Lagertanks. INEOS investierte 2 Milliarden US-Schiefergas nach Europa. Jim Ratcliffe, der Vorsitzende und Gründer von INEOS sagte, Shale Gasökonomie haben US-Fertigung wiederbelebt und hat das Potenzial, das gleiche für die europäische Herstellung zu tun. Über INEOS Europe AG INEOS ist das erste Unternehmen, das seetransportierte interkontinentale Ethan-Transporte etabliert hat und zuvor mit Sunoco Logistics die Kapazitäten für die Mariner-Ost-Pipeline und das Terminal-System mit Range Resources für den Ethankauf mit Evergas bekannt gegeben hat Bau von neuen kundenspezifischen Schiffen und mit TGE Engineering für den Bau eines neuen Tanks im Rafnes-Cracker. INEOS errichtet derzeit ein Ethan-Terminal in Grangemouth, Schottland. Über Rex Energy Corporation Rex Energy mit Hauptsitz in State College, Pennsylvania, ist eine unabhängige Öl - und Gas-Explorations - und Produktionsgesellschaft, die in den Appalachian und Illinois Becken in den Vereinigten Staaten tätig ist. Die Unternehmensstrategie verfolgt das Ziel, die potenziellen Explorationsbohrungsperspektiven weiter zu verfolgen und gleichzeitig Öl - und Erdgasimmobilien zu erwerben, die zu seinem Portfolio komplementär sind. Diese Pressemitteilung enthält möglicherweise in die Zukunft gerichtete Aussagen im Sinne von Section 27A des Securities Act von 1933 und Abschnitt 21E des Securities and Exchange Act von 1934. Zukunftsgerichtete Aussagen beruhen auf aktuellen Überzeugungen und Erwartungen und beinhalten bestimmte Annahmen oder Schätzungen, dass Beinhalten verschiedene Risiken und Unwägbarkeiten wie die Finanzmarktkonditionen, die Entwicklung der Rohstoffpreise und die sonstigen Risiken, die im Geschäftsbericht des Unternehmens für Formular 10-K für das am 31. Dezember 2015 endende Geschäftsjahr detailliert erörtert werden, sowie weitere nachfolgende Anmeldungen bei den Securities and Exchange Kommission. Die Leser sollten keine unangemessenen Verlässlichkeit auf solche zukunftsgerichteten Aussagen legen, die erst ab dem Datum der Veröffentlichung gemacht werden. Rex Energy hat keine Pflicht und übernimmt keine Verpflichtung, vorausschauende Aussagen aufgrund neuer Informationen, zukünftiger Ereignisse oder Änderungen der Companys-Erwartungen zu aktualisieren. Copyright copy 2016 MarketWatch, Inc. Alle Rechte vorbehalten. Durch die Nutzung dieser Website erklären Sie sich mit den Nutzungsbedingungen einverstanden. Datenschutzbestimmungen und Cookies. Intraday Daten von SIX Financial Information bereitgestellt und unterliegen den Nutzungsbedingungen. Historische und aktuelle Tagesenddaten von SIX Financial Information. Intraday-Daten verzögert pro Umtauschbedarf. SP / Dow Jones Indizes (SM) von Dow Jones Company, Inc. Alle Angebote sind in lokaler Börse. Echtzeit letzte Verkaufsdaten von NASDAQ zur Verfügung gestellt. Mehr Informationen über NASDAQ gehandelte Symbole und ihre aktuelle finanzielle Situation. Intraday-Daten verzögert 15 Minuten für Nasdaq, und 20 Minuten für andere Börsen. SP / Dow Jones Indizes (SM) von Dow Jones Company, Inc. 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