## Houston, stop looking at demand, we have a supply problem
While the economy/demand continues to normalize in 2020 and 2021, many commodities and basic products’ supply issues are spreading. This will soon become a structural problem due to a decade of underinvestment.
Let us for a second return to March-April 2020, when it was estimated that the demand shock gener- ated by the Covid19 crisis would reduce the world’s oil consumption by 25-30%. Now, a few months later, we see that the impact was closer to 10% and consumption is currently around 95-96 million bar- rels per day (from a record consumption of 101 million b/d at the end of 2019, pre-Covid19).
This has undoubtedly been the biggest demand shock in history (and a good indicator of the world GDP, given that oil consumption is closely correlated with transport and thus economic activity), but supply has adjusted rapidly. The oversupply situation generated in Q2 has normalized (the steep contango is over), and oil storage is no longer a good business, which the return of supertankers to the transport market indicates.
Frontline is the world's largest crude oil transporter and therefore has a good understanding of the ac- tual development in terms of storage/transport. According to its estimates, oil production is currently
c.91 million b/d, leading to a daily drop of approximately 4/5 million bbl. in the world inventory com- pared to an estimated excess inventory of 400-500 million barrels. Inventories are declining rapidly and will have normalized within two-three quarters. Saudi Arabia, Iran and Russia have some spare capacity, but otherwise the supply picture is bleak.
Conventional production will soon reach 10 years of underinvestment, leading to lower reserves and in- creased declines. At SIA, we closely followed the American shale miracle, which has never produced positive cash flows or returns, and is now collapsing. There is no capital available and companies are now forced to live within cash flows. The most efficient companies, like EOG and Pioneer, as well as the major ones, like Chevron and Exxon, will survive, but they only represent a small part of shale produc- tion. About half of these shale companies are private ones.
Many analysts expect a stable supply of oil from the US, but given the lack of capital and drilling, it is dif- ficult to see how this will happen. The rig count has collapsed from 800 rigs in 2016 to less than 200.
This business has a short cycle, with production following the rig count by a few months. It should not be forgotten that shale production registered a record 9 million b/d (9% of the world supply!) more or less the same volume that Saudi Arabia exported in 2018, although Saudi Arabia's exports had already fallen to 8.3 million b/d by 2019.
On the oil side, we are quite comfortable, because the market has gone into an undersupply balance af- ter OPEC+ cuts, shale collapse, and marginal well closures caused by low oil prices. Thanks to OPEC+, prices have quickly recovered to marginal cash cost levels (around $40 Brent on our numbers) and the production deficit will gradually consume the inventories that skyrocketed in April 2020.
Generally, and based on our experience, in a context of deficits but high inventories, oil prices gradually recover their upward trend until inventories normalize (Q221 in our model). Thereafter, incentive prices appear on the horizon, as an increase in production will be needed. According to our scenario, we should end 2020 at around $50 per barrel Brent (again thanks to OPEC+) and by 2021 approach the in- centive levels, which, in our models, are above $60 Brent for the first responders, shale.
What is the medium-term scenario? We believe that shale is not profitable below $60 and shale produc- tion will fall between 3-4m b/d if prices do not rise. OPEC+, which has much lower costs, will replace those 3-4m plus 1.5-2m b/d marginals globally. This scenario foresees OPEC slowly increasing produc- tion in 2020 and 2021 in order to reduce inventories and maintain prices within the $60-75 targeted range.
The oil situation may be the most extreme but does not differ much from many other commodities. Given a decade of under-investment, depletion of resources, falling grades, etc., production has begun to struggle, and we believe that Covid19 is going to be the trigger for a problem that would have ma- terialized anyway.

Translation (ENES, 2020-09-30):
## Houston, deja de mirar a la demanda, tenemos un problema de oferta
Mientras que la economía/demanda sigue normalizándose en 2020 y 2021, se aceleran los problemas de oferta de muchas commodities y productos básicos. Esto se convertirá en un problema estructural muy pronto debido a una década de inversión en nuevos proyectos muy insuficiente.
Volvamos por un segundo a marzo-abril de 2020, cuando se estimaba que el choque de la demanda generada por la crisis Covid19 reduciría el consumo mundial de petróleo en un 25-30%... unos meses después hemos comprobado que el impacto ha sido más bien del 10% y actualmente el consumo se sitúa en unos 95-96 millones de barriles por día (desde un consumo récord de 101 millones b/d de finales de 2019, pre-Covid19).
Sin lugar a duda, este ha sido el mayor shock de demanda de la historia (y un buen indicador del PIB mundial dado que el consumo de petróleo se correlaciona estrechamente con la actividad económica y el transporte) pero la oferta se ajustó rápidamente. La situación del contango que se generó en Q2 se ha normalizado, y el almacenamiento de petróleo ya no es negocio, lo que se puede comprobar en la vuelta de los superpetroleros al mercado de transporte.
El mayor transportista de crudo del mundo es Frontline y por lo tanto tiene un buen conocimiento del desarrollo real en lo que respecta al almacenamiento/transporte. Según sus estimaciones, la producción de petróleo se estima actualmente en 91 millones de b/d, lo que lleva a una caída diaria de inventario mundial de aproximadamente 5 millones, frente a un exceso de inventarios estimado en 400-500 millones de barriles. Los inventarios disminuyen rápidamente y en dos trimestres se habrán normalizado. Arabia Saudí y Rusia tienen la capacidad de recuperar producción, pero por lo demás el panorama de la oferta es sombrío.
La producción convencional alcanzará pronto 10 años de inversiones reducidas, menores reservas y caídas en las curvas de producción. En SIA, hemos seguido en profundidad el milagro del shale americano, que nunca ha producido flujos de caja ni retornos positivos y que se está derrumbando ahora.
No hay capital disponible y las empresas se están viendo obligadas a vivir dentro de sus flujos de caja. Las empresas más eficientes como EOG, Pioneer y las majors como Chevron y Exxon se las arreglarán, pero esto representa sólo una pequeña parte de la producción de shale. Alrededor de la mitad son empresas privadas.
Muchos analistas esperan un suministro estable de petróleo de EE. UU. pero es difícil ver cómo puede ser posible dada la falta de capital y perforaciones. El rig count se ha derrumbado, desde 800 rigs en 2016 a menos de 200, y este negocio es de ciclo corto, con la producción siguiendo al rig count con unos pocos meses de retraso. No hay que olvidar que la producción de shale registró un récord de 9 millones de b/d, más o menos el mismo volumen que Arabia Saudí exportó en 2018, aunque ya en 2019 las exportaciones de Arabia Saudí ya se redujeron a 8,3 millones de b/d.
En la parte de petróleo estamos bastante cómodos porque el mercado ha entrado en déficit de producción tras los recortes de la OPEC+, el desplome de shale, y los cierres de pozos marginales provocados por los bajos precios del petróleo. Gracias a la OPEC+ los precios han recuperado rápidamente los niveles de cash cost marginal (entorno a 40$ Brent en nuestra opinión) y el déficit de producción irá consumiendo los inventarios que se dispararon en abril de 2020.
Generalmente y en base a nuestra experiencia, en un contexto de déficit, pero inventarios altos, los precios del petróleo recuperan la tendencia alcista, sin prisa, hasta que los inventarios se normalizan (Q221 en nuestro modelo) y entonces aparecen en el horizonte los precios de incentivo, dado que se va a necesitar un incremento de la producción. Según nuestro escenario, deberíamos acabar 2020 entorno a 50$ por barril Brent (de nuevo, gracias a la OPEC+), y ya en 2021 ir hacia niveles de incentivo que en nuestros modelos se sitúan por encima de 60$ Brent para los primeros en reaccionar, shale.
¿Que escenario manejamos a medio plazo? Creemos que shale no es rentable por debajo de 60$ y la producción de shale va a bajar entre 3-4m b/d si los precios no suben. Esos 3-4m a los que se añaden 1.5-2 millones de b/d marginales a nivel global van a ir siendo reemplazados por OPEC+ que tienen costes mucho más bajos. Este escenario nos hace prever que OPEC ira subiendo producción lentamente en 2020 y 2021 de manera a reducir inventarios y mantener precios en un su objetivo de 60-75$.
La situación del petróleo puede ser la más extrema, pero no es tan diferente de la de muchos otros productos básicos. La producción ha comenzado a disminuir dada una década de inversiones inferiores a lo necesario, agotamiento de los recursos, caída de las leyes, etc… y entendemos que el Covid19 se va a convertir en el detonante de un problema que se habría materializado de todos modos.