Suzanne MinterManager, Oil and Gas Consulting

BENTEK Energy

Natural Gas Outlook

© 2013 Platts, McGraw Hill Financial. All rights reserved.

North American Natural GasThe Fertilizer Institute

November, 2014

Talking points

3

• This summer saved us – storage at unforeseen levels could pressure near term price outlook

• North American production growth continues to shape market; breaking traditional flow patterns and pricing relationships

• Drilling economics favor wet plays with NGLs or Oil over dry Natural Gas plays.

• US production growth is very focused on the Utica and Marcellus plays in the Northeast.

• Gas fired power generation demand rises while industrial demand growth increases especially in the Gulf Coast.

• New North American gas production exceeds domestic demand growth in forecast; exports (LNG + Mexico) required to balance market

Filled storage just in time for winter…..

3.5

‐0.2 ‐0.2

3.1

‐1.1

0.6 0.8 0.2 0.5

Dom

 Prod

LNG

Can Im

ports

Supp

ly

Power

Indu

stria

l

Res/Co

m

Mex Ex

Dem

and

2014 summer vs. 2013 summer

Supply Side Demand Side

Source: BENTEK Supply & Demand Report

Summer 2014 : 2.6 Bcf/d Long Versus Summer 2013

7501,0001,2501,5001,7502,0002,2502,5002,7503,0003,2503,5003,7504,000

5 Yr Avg 5 Yr Min

2013/2014 LT Forecast

Storage inventory carry‐out within ~200 Bcf of the 5 year average

US Storage Inventories (Bcf)

Source: EIA/BENTEK Market Call Short Term

YTD ‐ production continues to boom – Since August 

YOY is up 4.5 Bcf/d – Forecast tend to continue

50.0

55.0

60.0

65.0

70.0

75.0

Bcf/d

2010 2011 2012 2013 2014 Forecast

+4.5 Bcf/d

+3.8 Bcf/d

Source: EIA/BENTEK

Winter‐over‐winter outlook

(0.3)

0.3 

(4.4)

(0.1)

0.6 

(3.9)

4.5 

(0.1)

(1.4)

3.0 

Indu

stria

l Dem

and

Power Dem

and

Res/comm Dem

and

Pipe

 Loss

Expo

rts to Mexico

Total D

eman

d

Prod

uctio

n

LNG

Impo

rts from Can

ada

Total Sup

ply

Winter 13‐14 vs. Winter 14‐15 (Bcf/d)

US looks to be net‐long 6.9 Bcf/d winter‐over‐winter

Production Growth Trumps High‐Demand Case

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Bcf

US Storage inventories Base Forecast High winter demand forecast

o 760 Bcf lower season‐ending inventory in  high demand scenario

o total volumes withdrawn are still nearly 400 Bcf less than 13‐14 withdrawal 

o inventories end above year‐ago levels

o 760 Bcf lower season‐ending inventory in  high demand scenario

o total volumes withdrawn are still nearly 400 Bcf less than 13‐14 withdrawal 

o inventories end above year‐ago levels

High demand scenario:  o res/comm demand from Winter 13‐14o adds 130 Bcf of freeze offs beyond base‐forecast

o all‐other fundamentals constant 

High demand scenario:  o res/comm demand from Winter 13‐14o adds 130 Bcf of freeze offs beyond base‐forecast

o all‐other fundamentals constant 

What if we get another record‐setting winter?

Long Term Outlook 

To date displaced imports coupled with increased 

domestic demand have balanced US NG growth

11

8.1 

12.8 

(3.6)(1.0)

2.9 1.3 

3.5 1.2  0.0  0.2 

9.1

‐6.0‐4.0‐2.00.02.04.06.08.010.012.014.0

Total Sup

ply

Prod

uctio

n

Impo

rts from

 Can

ada

LNG

Dem

and from

 Pow

er

ResCom

m Dem

and

Indu

stria

l Dem

and

Expo

rts to M

exico

LNG Exports

Pipe

 Loss

Total D

eman

d

Bcf/d

2009‐2014 Fundamentals

Source: BENTEK Cell Model

Going forward, power burn and exports are key balancing items to lower 48 NG growth

12

15.1 15.9 

(0.6) (0.1)

5.8 

(0.2)

2.1  1.5 

5.8 

0.2 

15.2

‐2.00.02.04.06.08.010.012.014.016.018.0

Total Sup

ply

Prod

uctio

n

Impo

rts from

 Can

ada

LNG

Dem

and from

 Pow

er

ResCom

m Dem

and

Indu

stria

l Dem

and

Expo

rts to M

exico

LNG Exports

Pipe

 Loss

Total D

eman

d

Bcf/d

2014‐2019 Fundamentals

Source: BENTEK Cell Model

19/+9

196/+33

51/‐3

48/‐3

26/+14

5/‐4

33/‐2

21/+1

37/+6

134/+15

7/‐1

1/+1

234/+15

53/+20

9/+4

64/+12

21/‐1

7/+1

Active rig count: Nov 7, 2014 / Change in rig count from Nov 1, 2013

Rig Increases Dry Gas Focused Areas

Rig Increases Liquids‐Rich/Oil Focused Areas

Rig Declines Source: BENTEK, Nov 2014

1/‐3

86/‐25

86/+22

46/+7

47/‐26

12/+2253/+38

567/+106

40/+10

13/+1PICEANCE

CALIFORNIA

MICHIGAN

POWDER RIVER

GREEN RIVER

WIND RIVER

OTHER ROCKIESWILLISTON

SAN JUAN

UINTA

OTHER APPALACHIAN

D-J

MARCELLUS WET

MARCELLUS DRY

UTICA

ILLINOIS

ARK FAYETTEVILLE

ARK WOODFORD

OFFSHORE

TX GULFEAGLE FORD

PERMIAN

ANADARKO

FT WORTH

AL-MS-FL

LA GULF

EASTTX

ARKLA

OTHER MIDCONTINENT

TX GULF

38/+8

RATON1/+1

Plays with high returns attract drilling rigs

TOTAL

2173CHANGE

+253

Production in the US to reach 83 Bcf/d by 2019  ‐ driven by NE growth

+10.5

+1.6

(0.1)

+1.1

+1.4

+0.9

US Gas Growth 2014 – 2019 15.9 Bcf/d

+0.3

Source: Bentek CellCast Oct 2014 14

+0.4

(0.1)

Backlog: Rely on expansion projects to relieve well backlog

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

# Wells

Well Backlog by Production Region (drilled but not producing)

NE PA Dry South PA Dry SW PA WV Wet WV Dry OH 15

5‐10 Bcf/d of Trapped 

Production

1,992 Wells in Inventory

Southeast expansion projects bring 15 Bcf/d of capacity

16

LNG Demand

SE Demand

LNG Demand

LNG Demand

Pipeline Capacity MMcf/dTransco 4.225TETCO 2.62Tennessee Gas 3.17Texas Gas 1.21Trunkline 1*Columbia Gulf 1.44NGPL 0.75ANR 0.6*Total 15

US demand growth relies on exports

+3.0

+2.9 +6.0

+0.2

+1.3

US Demand2014‐201915.2 Bcf/d

Source: : Bentek CellCast Sep 2014 17

+1.1

+0.3

+2.0‐0.2

+0.3

+2.3

+1.1 +1.8

+0.5

US Domestic Demand2014‐20197.9 Bcf/d

New Gas Fired Generation and Coal Retirements Lead to Significant Increase in Power Demand

18

Under Construction

Year MW

2014 2,908

2015 3,804

2016 4,815

2017 1,664

Total 13,191

Gas Burn Equivalent

1.2 Bcf/d

Under Construction + Proposed Gas Burn 

Equivalent

5.3 Bcf/d

Gas Burn Equivalent assumes all plants are combined‐cycle running at 50% utilization with heat rates of 7.5.Source: North American Power Plant Databank

2.4

1.10.7

0.3

0.8

0.1

0.2

0.1

US Power Gen Demand Growth 2014‐20195.8 Bcf/d (27%)

Southeast leads industrial demand growth

+0.2

+0.3 +0.7

+0.0

+0.6

Industrial Growth

2014‐20192.1 Bcf/d

Source: : Bentek CellCast October 2014, Industrial Project Tracker 19

+0.2+0.1

+0.0

High concentration of projects on gulf coast

20

Nearly 90% comprised of Methanol and Ammonia Plants

LNG Terminal

21

US LNG exports hit 7 Bcf/d by 2019 and 8 Bcf/d by 2020 

11.6Bcf/d of MOUs have been signed on 17.4 Bcf/d of proposed capacity. • LNG Exports could average 8 Bcf/d in 2020• Export forecast risk is to the upside

Gulf Coast Export Terminals:Freeport LNG– 1.76 Bcf/d Lake Charles – 2 Bcf/d Sabine Pass – 2.4 Bcf/d Cameron – 1.6 Bcf/d 

0

2

4

6

8

10LNG Exports By Facility (Bcf/d)

Sabine Pass Freeport CameronCove Point Lake Charles Elba Island

Mexico plans more than 40 Gas‐fired power projects

22

Mexico’s Pipeline Expansion Program:17 Pipeline Expansions

9 Border Crossing Projects4 Bcf/d US Import Capacity Increase

Mexican Power Expansion2014 – 202627,446 MW

4.1 Bcf/d @ 80%; 7.5 heat rate

0.00.51.01.52.02.53.03.54.0

Bcf/d

Exports to Mexico to Increase 1.5 Bcf/d to   3.6 Bcf/d by 2019

Exports to Mexico Forecast2014 Vs 2019 Average Annual

Growth in power burn critical as well as  with LNG and Mexican exports to balance production forecast

26.5 25.7

19.9 22.1

21.827.4

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Bcf

/d

PIPE LOSS RC INDUSTRIAL POWER Mex Exports LNG EXPORT Production Total Supply

2.2 Bcf/d Long

8.8 Bcf/d Long

Source: BENTEK  Market Call Long Term NG

 $3.20

 $3.40

 $3.60

 $3.80

 $4.00

 $4.20

 $4.40

 $4.60

 $4.80

 $5.00

NYMEX (11/14/14) BENTEK HH Spot Forecast (10/27/14)

NYMEX Forward Curve Expectations

Source: BENTEK Market Call Short/Long Term, NYMEX

$4.16 Bentek Average ($4.04 NYMEX) Thru Dec 2019

Summer 2015 looks increasingly bearish

$0.49 Delta Between NYMEX and Bentek 2019; Demand Assumptions

Biggest Risk To Production Scenerio

Gas, oil and NGL price comparison: MMBTU equivalent

$0.00

$5.00

$10.00

$15.00

$20.00

$25.00

$30.00

$/MMBtu Equivalent 

WTI HH MB NGL Brent CAPP

Associated gas production accounts for 45% of current supply

37  36  40 

18  20 26 

13  15 

19 

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

% Associated Gas

Bcf/d

Bentek Dry Natural Gas Forecast by Basin Focus

Lean Gas‐Focus NGL‐Focus Oil‐Focus % Associated Gas27

Oil‐weighted production tilts play economics –

Anadarko & Perm forecast to yield 7 Bcf/d associated gas

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

IRR% of Production 

Oil % Gas % NGLs % Nov'14

Nov 2014 Price Assumptions:   Gas = 12 month forward average curve for each regional pricing point (range $2.77 ‐ $4.02/Mcf)Oil = 12 month forward average WTI +/‐ differential (range $62.89 ‐ $83.80barrel)NGLs = weighted average $/barrel , 12‐mo forward  average Mt. Belvieu prices (range $28.71 ‐ $40.02/barrel)

Southeast production forecast remains at risk –needs sustained higher prices

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Jan‐10 Jan‐11 Jan‐12 Jan‐13 Jan‐14 Jan‐15 Jan‐16 Jan‐17 Jan‐18 Jan‐19

Bcf/d

Offshore Other Fayetteville Haynesville29

+0.2

‐0.2

+0.2

+0.9

Return to Growth Is at Risk

More than ~41 Bcf/d of announced capacity expansions in the Northeast by 2019; Only 32 Bcf/d will provide takeaway for production 

NE PA Dry8.0 Bcf/dNE PA Dry8.0 Bcf/d

Wet Marcellus/Utica24 Bcf/d 

Wet Marcellus/Utica24 Bcf/d  Even with well inventory 

back‐log, drilling activity needs to increase in order to fill all the expansions 

announced for the region.  Potential for 20 Bcf of additional capacity 

announced above our current flow forecast

Key Takeaways

31

• Year on year production growth coupled with weather are key to determining the storage situation

• North American production growth continues to shape market; breaking traditional flow patterns and pricing relationships

• In current price environment drilling economics favor wet plays with NGLs or Oil over dry Natural Gas plays

• Supply is demand constrained ‐ new North American gas production exceeds domestic demand growth in forecast; exports (LNG + Mexico) required to balance market

• Long term prices of NG, NGLs and Crude may help determine where production growth comes from and how proposed pipeline  infrastructure may be builtout

© 2013 Platts, McGraw Hill Financial. All rights reserved.

Thank You

Suzanne Minter, Manager, Oil & Gas Consulting Servicessminter@bentekenergy.com