onsdag 27 november 2013

Eagle, Dundee företagen m.fl handlas ex utdelning idag

Så även Northern Offshore i Norge.

6 kommentarer:

  1. OT: Vad jag förstår så har du haft viss koll på de Kanadensiska tungoljepriserna? Jag funderar på att köpa på mig lite Blackpearl igen, som ser TA-mässigt positiva ut. Har du några förväntningar på oljepriserna i N-Amerika, då dessa antagligen handlar en del om pipelines och annan transportkapacitet där som du tidigare bloggat mkt om?
    /Sebbe

    SvaraRadera
    Svar
    1. Jag blev överraskad av hur snabbt rabatten på Kanada olja kom tillbaka och som lök på laxen föll ju WTI.

      En trolig orsak är raff som stannar för service vilket kommer lätta. Även BPs stora halvmiljonraff inte så långt ifrån Kanadagränsen väntas ta mer tungolja 2014 än nu.

      Jag gissar det hela vänder igen så sakteliga mao men vem vet. Vad jag vet är att jag inte vill äga bolag som inte klarar av ännu något värre läge än idag. Typ som PM sektorn. Kan inte Pearl alls men Lundinarna är ju alltid duktiga.

      Radera
    2. Okej, tack! Ja Lundin äger en del av Pearl, men från 2009 så togs ledningen över av ett "tungoljeteam" med en riktigt fin försäljning av ett liknande bolag i bagaget. Dom bygger ut med låg skuldsättning, vilket jag gillar, men oljepriset påverkar ju utbyggnadstakten en del.
      Annars är det Lundinarnas Shamaran som gäller för mig inom olja framöver.
      /Sebbe

      Radera
  2. EGL under 7,30. Är det härifrån man ska börja bygga nya innehav tror du?

    SvaraRadera
  3. Både Sebbe och EGL anonym ovan liksom andra har nog värde i att läsa följande text som är bra sammanfattning av nuläge, risker och chanser för både Kanada och USA olja:

    Instead of climbing, crude prices have sunk. They hit a six-month low Wednesday in New York, as steadily rising U.S. output topped eight million barrels a day, the highest mark in nearly a quarter of a century.

    With crude stockpiles rising by nearly three million barrels last week — several times the consensus estimate — to 391.4 million barrels, they’re now at the highest level for this time of year since the U.S. Energy Information Administration began keeping weekly records 30 years ago.

    “This was a very bearish report,” Tim Evans, an analyst at New York-based Citi Futures, told Bloomberg. “With growing U.S. crude oil production, refiners are finding it harder to manage their stockpiles. They’re holding a lot more than is necessary for a high level of refinery activity.”

    Although U.S. refineries have picked up the pace, pushing utilization rates to a two-month high, that has yet to curb the growth of crude inventories, which have gone up for 10 straight weeks.

    “Refineries are coming out of maintenance but operations aren’t high enough to make a dent in supplies,” Chip Hodge, of Manulife Asset Management, told Bloomberg. “The refining system isn’t set up for this. We will have to start thinking of exporting crude, which will make for an interesting political discussion.”

    That’s one way to put it. Explosive is another.

    The U.S. ban on crude exports, in place since the 1970s, will be very tough to overturn, even though it has effectively locked in North American supplies, leading to fat discounts on West Texas Intermediate (WTI), the benchmark U.S. grade, versus Brent, the key international grade.


    Brent crude for January delivery closed Wednesday at $111.31 per barrel in London. That’s about $19 a barrel or 20.5 per cent higher than the WTI price. Western Canada Select (WCS), Alberta’s benchmark blend of bitumen and heavy oil, currently fetches just $66 Cdn per barrel or $62.30 US, nearly $50 below the current Brent price.

    “North American crude is largely landlocked. So the story for North America is the rapid development of light, tight oil in the U.S. — particularly in North Dakota’s Bakken play, and also in the Permian Basin in northwest Texas,” says Mohr.

    The resulting glut has spread from Cushing, Oklahoma, the key U.S. storage hub, all the way down to the Gulf Coast, where light oil inventories are also building, resulting in the growing WTI price discount to Brent crude.

    “It’s actually quite a big development. Light crude prices across North America are de-linking from international levels,” Mohr says. “On the U.S. Gulf Coast the price of light crude used to be almost identical with Brent, but it’s now being discounted because of these rising supplies.”

    Don’t expect the trend to reverse any time soon. Indeed, Mohr expects the WTI discounts to persist and even widen in coming years, which means the downward pressure on prices for Alberta’s heavy oil and bitumen will only intensify.

    But it’s not all bad news, she notes. Since many U.S. refineries have been retooled to process heavier grades of crude, they will continue to rely on imports from Alberta’s oilsands.

    “Despite the shale oil revolution in the U.S., they still need to import heavy crude, and there is very strong demand in the Houston refining market and the U.S. Midwest for heavy crude or bitumen from Alberta,” she says.

    “So although bitumen took a hit this year from high discounts off WTI prices, I think it’s going to find a solid home in the U.S., and therefore the companies that are producing heavy grades of crude as well as bitumen will be rewarded for doing that.”

    SvaraRadera
    Svar
    1. Det är ett race mellan att sprida ut oljan i USA och produktionsökningarna i Nordamerika. Kom ihåg att USA fortfarande är stor nettoimportör. George Bush gjorde en bra sak, han är fadern till frackings legala struktur i USA, Obama är fadern till sabotage av att få oljan till alla raffen. Största förlorare är Kanada men det kan inte uteslutas att vi igen börjar se regionala större amerikanska rabatter och att fler områden som tidigare fick Brent kan få WTI eller rabatt på WTI.

      En fotnot där är att jag tror det drabbar Argent hårdare än Eagle då Argent under lång till 2013 fick bra premie på brent t.o.m. Det KAN vara på väg att ändras dramatiskt.

      Radera