Frac Sand Production & Demand

Synopsis

Volatile industry forecast for 2020: Die Rohölpreise Ende März 2020 haben fast alle Ölvorkommen in Nordamerika unrentabel gemacht, mit Ausnahme einer minimalen Anzahl von konventionellen Vorkommen. West Texas Intermediate-Rohöl lag bei 22 bis 24 $ pro Barrel und in Alberta, Kanada, im einstelligen Bereich (WCS bei 4,18 $ pro Barrel am 30. März 2020). Unter der Annahme, dass die Regierung nicht eingreift, wird dies die neuen Bohrungen innerhalb von drei bis sechs Monaten auf nahezu Null reduzieren, was zu einer Verringerung der bestehenden Produktion in Westkanada führen und die Fertigstellung vieler bereits gebohrter Bohrungen verzögern könnte. Der jüngste Abschwung wird zwar durch die Coronavirus-Pandemie wesentlich beeinflusst, könnte aber angesichts des Preiskriegs zwischen Saudi-Arabien und Russland von Dauer sein, zumal frühere OPEC-Preiskriege zwischen 12 und 24 Monaten dauerten. Da die Frac-Sand-Preise im Februar 2020 um etwa 50 Prozent gegenüber dem Niveau von 2018 gefallen waren, war die Branche bereits vor dieser jüngsten Krise geschwächt. Gespräche mit Marktteilnehmern im März 2020 deuteten auf einen Mengenrückgang von 20 Prozent hin, wobei eine weitere Anpassung der Vertragspreise für den Rest des Jahres 2020 noch nicht zur Sprache gekommen ist.

Die Aussichten für die Frac-Sand-Industrie waren vor der Pandemie düster, und obwohl es Erwartungen für einen anhaltenden Markt für Frac-Sand in der Zukunft gibt, wird unter den aktuellen Bedingungen erwartet, dass es zu einer erheblichen Konsolidierung und Schrumpfung in der Industrie kommen wird. Es ist wichtig zu beachten, dass nur trockener Sand auf Festbestellungen mit kürzlich bestätigten Preisen und mit kurzfristiger Lieferung bei einer Liquidation einen Wert haben würde. Die Werte der Anlagen werden negativ beeinflusst und hängen von den ausrüstungs-, standort- und logistikspezifischen Überlegungen ab, wie hoch die Werte in diesem neuen Marktumfeld sein werden.

Der Rückgang der Bohrungen beeinflusst die Nachfrage: Die Nachfrage nach Frac-Sand hängt von der Bohraktivität ab. Von Mitte 2016 bis Mitte 2017 befand sich die Zahl der nordamerikanischen Bohranlagen weitgehend im Aufwärtstrend, was ein starkes Volumenwachstum bei Frac-Sand unterstützte. In der zweiten Jahreshälfte 2017 war die Anzahl der Rohölbohrungen gleichbleibend bis leicht rückläufig. Im Laufe des Jahres 2018 gab es positive und negative Schwankungen bei den Bohranlagen, die von einem Höchststand von 1.300 Anfang Februar bis zu einem Tiefstand von 1.106 Ende April reichten. Unter anderem aufgrund des Rückgangs des Rohölpreises ging die Zahl der Bohranlagen im Jahr 2019 jedoch etwas zurück.

Nach einem deutlichen Rückgang von 1.078 Bohranlagen im Juni 2019 auf 903 Anfang Januar 2020 stieg die Zahl der Bohranlagen im Februar wieder deutlich an. Nach einem Höchststand von 1.070 am 7. Februar 2020 sank die Zahl jedoch kontinuierlich auf 655 am 9. April 2020. In diesen Zahlen sind Bohranlagen in den Vereinigten Staaten, Kanada und im Golf von Mexiko berücksichtigt. Insgesamt ist die Zahl der Ölbohranlagen in Nordamerika Anfang April 2020 um 41,5 Prozent gesunken, d. h. es bohren 451 Anlagen weniger als im gleichen Zeitraum 2019.

Präferenzverschiebung zu texanischem Sand: Da die Transportkosten für Northern White Sand so hoch sind, haben die Betreiber im Permian Basin ihre Nachfrage nach Sand innerhalb des Beckens, bekannt als brauner Sand oder „texanischer Sand“, erhöht. Branchenexperten schätzen, dass etwa 85 Prozent des Frac-Sandes im Permian Basin mit braunem Sand aufgefüllt wurde, und es wird erwartet, dass diese Praxis fortgesetzt wird. Es ist möglich, dass die Förderung von Northern White Sand im Jahr 2020 um 10 bis 15 Millionen Tonnen zurückgehen könnte, da die Marktdurchdringung durch braunen Sand im Becken zunimmt und die Nachfrage aufgrund der sinkenden Öl- und Gaspreise zurückgeht. Dies ist eine bedeutende Marktveränderung, wenn man bedenkt, dass noch 2018 etwa 75 Prozent der Nachfrage nach Permian-Sand auf Northern White Sand entfielen.

Brauner Sand ist zwar oft von unterschiedlicher Qualität, entspricht aber in der Regel den Spezifikationen des American Petroleum Institute für Rundheit, Sphärizität, Klumpen und Trübung. Allerdings hat brauner Sand eine geringere Druckfestigkeit als Northern White Sand, was bedeutet, dass er dem erhöhten Druck beim Abbau nicht standhält und Bohrlöcher verstopfen kann. Bislang waren die Ölgesellschaften jedoch bereit, aufgrund der beträchtlichen Preiseinsparungen über seine Mängel hinwegzusehen.

Industrieexperten haben vorausgesagt, dass Northern White Sand bis 2022 wahrscheinlich vollständig durch braunen Sand in den Schiefergebieten Permian, Eagle Ford, Haynesville und Oklahoma ersetzt werden wird. Es sollte jedoch beachtet werden, dass die Nachfrage nach Northern White Sand in den Öl- und Gasvorkommen von Bakken, Marcellus und Kanada nicht gestört werden sollte, da es in diesen Gebieten keine nennenswerten Entdeckungen geeigneter brauner Sandvorkommen gegeben hat.

Wet Sand Warrants Special Appraisal Considerations:Um Frac-Sand zu produzieren, wird Rohsand aus dem Boden entnommen und dann durch eine Nassanlage geleitet, die ihn in verschiedene Qualitäten trennt (typische Maschenweiten sind: 20/40, 30/50, 40/70 und 100). Nach der Sortierung wird der nasse Sand durch eine Trockenanlage geleitet, um die Feuchtigkeit vor dem Transport zu reduzieren. Nasser Sand wird daher als „im Prozess befindlich“ betrachtet.

Kreditgeber, die eine Kreditvergabe für nasse Sandbestände in Erwägung ziehen, sollten in einer Bewertung eine Umrechnung verlangen, die davon ausgeht, dass ein Teil des nassen Sandes getrocknet wird, damit er an Kunden weiterverkauft werden kann. Auf dem gegenwärtigen Markt kann nasser Sand, je nach Entfernung zu anderen Trockenanlagen, wenig bis gar keinen Wert haben.

Liquidationszeitraum: Der Liquidationszeitraum für Frac-Sand-Bestände hängt in erster Linie von drei Faktoren ab: der Abnahmemenge der Kunden, der Menge des vorhandenen Nasssands und der Dauer der Umwandlung des Nasssands in Trockensand. Häufig schränken Engpässe im Produktionsprozess die Fähigkeit der Unternehmen ein, das Produkt umzuwandeln und zu versenden.

Aufgrund dieser Überlegungen gehen die Gutachter von Gordon Brothers in der Regel von einem vier- bis sechsmonatigen Liquidationszeitraum für die Bestände aus.

Die Saisonalität wirkt sich auf die Höhe der Bestände aus: In den nördlichen Regionen, in denen weißer Sand produziert wird, wie z. B. in den Regionen um die Großen Seen, wirken sich lange, kalte Winter auf die Arbeitsweise der Frac-Sand-Minen aus. Nasser Sand kann nur verarbeitet werden, wenn das Wetter warm genug ist, in der Regel von April bis November, mit Ausnahme von Unternehmen, die ihre Nassanlagen in temperaturgeregelte Gebäude verlegt haben und nassen Sand in den Wintermonaten verarbeiten können. Um den Betrieb der Trockenmühlen über den Winter aufrechtzuerhalten, legen die Verarbeiter den ganzen Sommer über Vorräte an Nasssand an, die in der Regel im November ihren Höhepunkt erreichen. In dem Maße, wie texanische Verarbeiter Marktanteile gewinnen, wird dies immer weniger ein Problem sein.

Kreditgeber sollten sich jedoch dieser Schwankungen bewusst sein, wenn sie die Sicherheiten analysieren. Kreditgeber sollten ferner beachten, dass der Bestand an trockenem Sand nicht in der gleichen Weise schwankt wie der an nassem Sand. Die meisten Werke lagern Trockensand in Silos oder überdachten Eisenbahnwaggons und halten die Kapazität dieser Behälter nahe oder auf dem Maximum.

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