Implications for Rail Prepared for: Rail Equipment - - PowerPoint PPT Presentation

Logistics ¡ ¡ ¡ ¡ Engineering ¡ ¡ ¡ ¡ Supply ¡Chain ¡ ¡ ¡ ¡

The ¡North ¡American ¡ Energy ¡Revolution: ¡ ¡ Implications ¡for ¡Rail ¡

¡

Prepared ¡for: ¡

Rail ¡Equipment ¡Finance ¡Conference ¡2015 ¡ ¡ ¡ Graham ¡Brisben ¡

CEO, ¡PLG ¡Consulting ¡

¡

March ¡2, ¡2015 ¡

2 ¡

Experience ¡ ¡

§ Delivering ¡value ¡to ¡over ¡ 200 ¡clients ¡since ¡2001 ¡ § Real-­‑world, ¡industry ¡ veterans ¡ ¡ § Logistics, ¡engineering ¡& ¡ supply ¡chain ¡experts ¡with ¡

• perational ¡experience ¡

Core ¡Expertise ¡

§ Bulk ¡Logistics ¡ ¡ § Freight ¡Rail ¡ § Energy ¡& ¡ ¡Chemical ¡ Markets ¡ § Private ¡Equity ¡and ¡ Corporate ¡Development ¡

¡

About ¡PLG ¡Consulting ¡

Partial ¡Client ¡List ¡

Services ¡ ¡

§ Diagnostic ¡assessments ¡& ¡

• ptimization ¡

§ Logistics ¡Infrastructure ¡ design ¡ § Supply ¡chain ¡design ¡& ¡

• perational ¡improvement ¡

§ Investment ¡strategy, ¡target ¡ identification, ¡due ¡diligence, ¡ post-­‑transactional ¡support ¡ § Crude ¡by ¡rail ¡(CBR) ¡and ¡rail ¡ tank ¡car ¡(RTC) ¡forecasts ¡ § Independent ¡technology ¡ assessment ¡& ¡ implementation ¡ § Hazmat ¡training, ¡auditing ¡& ¡ ¡ risk ¡assessment ¡

3 ¡

Deep ¡rail ¡industry ¡experience ¡

§ Operational ¡ § Commercial ¡ ¡ § Design ¡& ¡engineering ¡ ¡ § Equipment ¡market ¡

¡ Broad ¡energy ¡industry ¡client ¡ experience ¡over ¡past ¡five ¡years ¡ ¡

§ E&P ¡companies ¡ § Oilfield ¡services ¡ § Refiners ¡ § Terminal ¡developers/midstream ¡ § Investors ¡– ¡private ¡equity, ¡hedge ¡funds, ¡ investment ¡banks ¡ § Government ¡agencies, ¡industry ¡trade ¡ groups ¡ § Equipment ¡manufacturing ¡& ¡leasing ¡ ¡

PLG’s ¡Industry ¡Qualifications ¡

Diverse ¡projects ¡

§ Frac ¡sand ¡supply ¡chain ¡design ¡& ¡ implementation ¡ § CBR ¡supply ¡chain ¡optimization ¡ § Rail ¡commercial ¡negotiations ¡ § Rail ¡car ¡acquisition ¡– ¡commercial ¡& ¡technical ¡ inspection ¡ § Comprehensive ¡design ¡& ¡engineering ¡ ¡– ¡rail, ¡ marine, ¡tankage, ¡product ¡handling, ¡and ¡related ¡ facilities ¡ § EH&S ¡training ¡ § Investment ¡advising ¡ § Industry’s ¡only ¡long ¡term, ¡CBR ¡volume ¡forecast ¡ with ¡complimentary ¡rail ¡tank ¡car ¡forecast ¡ ¡

Recognized ¡industry ¡thought ¡leader ¡on ¡ CBR ¡and ¡tank ¡car ¡markets ¡

§ Numerous ¡industry ¡presentations, ¡articles ¡and ¡ advising ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

4 ¡

s ¡ s ¡

Source: ¡CAPP, ¡About ¡Oil ¡Sands ¡ Source: ¡EIA, ¡May ¡2014 ¡

US ¡Shale ¡

¡

Unconventional ¡Energy ¡Resources ¡and ¡Extraction ¡Technologies ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

Western ¡Canadian ¡(WC) ¡ ¡ Oil ¡Sands ¡

Source: ¡www.epmag.com ¡

SAGD ¡ Horizontal ¡Drilling ¡& ¡ ¡ Hydraulic ¡Fracturing ¡

Source: ¡Marathon, ¡February ¡2014 ¡

“Moore’s ¡Law” ¡ ¡ at ¡play: ¡ ¡Exponential ¡ advances ¡in ¡ technology, ¡resulting ¡in ¡ Declining ¡costs ¡ Surging ¡production ¡ Representative ¡Producer ¡Gains, ¡Eagle ¡Ford ¡

Source: ¡RBN ¡Energy, ¡December ¡2014 ¡

5 ¡

New ¡extraction ¡technologies ¡resulting ¡in ¡record ¡production ¡of ¡gas, ¡natural ¡gas ¡liquids ¡ (NGL), ¡and ¡crude ¡oil ¡ Water-­‑borne ¡imports ¡of ¡crude ¡being ¡displaced ¡by ¡domestic ¡production ¡ North ¡America ¡on ¡pace ¡toward ¡full ¡“energy ¡independence” ¡by ¡2020 ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

Source: ¡CAPP ¡Report, ¡June ¡2014 ¡ Source: ¡RBN ¡Energy, ¡December ¡2014 ¡

6 ¡

U.S. ¡Crude ¡Oil ¡Production ¡and ¡Imports ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

0 ¡ 2,000 ¡ 4,000 ¡ 6,000 ¡ 8,000 ¡ 10,000 ¡ 12,000 ¡ 1970 ¡ 1972 ¡ 1974 ¡ 1976 ¡ 1978 ¡ 1980 ¡ 1983 ¡ 1985 ¡ 1987 ¡ 1989 ¡ 1991 ¡ 1993 ¡ 1996 ¡ 1998 ¡ 2000 ¡ 2002 ¡ 2004 ¡ 2006 ¡ 2009 ¡ 2011 ¡ 2013 ¡

U.S. ¡Crude ¡Oil ¡Production ¡(kbpd) ¡

Source: ¡EIA, ¡February ¡2015 ¡

U.S. ¡crude ¡oil ¡production ¡growth ¡

§ Crude ¡oil ¡production ¡over ¡9 ¡MMbpd, ¡up ¡from ¡5 ¡MMbpd ¡in ¡2008 ¡ § Growth ¡has ¡come ¡primarily ¡from ¡shale ¡oil ¡production ¡of ¡light ¡ crude ¡ § 2015 ¡production ¡close ¡to ¡US ¡record ¡of ¡1970 ¡

Decrease ¡in ¡crude ¡oil ¡imports ¡

§ Shale ¡crude ¡has ¡been ¡pushing ¡out ¡light ¡crude ¡imports ¡ § Heavy ¡sour ¡crude ¡imports ¡have ¡been ¡steady, ¡with ¡Canada ¡growing ¡ to ¡become ¡the ¡primary ¡US ¡supplier ¡ § 2/3-­‑1/3 ¡ratio ¡of ¡imports ¡to ¡domestic ¡production ¡has ¡inverted ¡since ¡ 2005 ¡

0 ¡ 2,000 ¡ 4,000 ¡ 6,000 ¡ 8,000 ¡ 10,000 ¡ 12,000 ¡ 2005 ¡ 2006 ¡ 2007 ¡ 2008 ¡ 2009 ¡ 2010 ¡ 2011 ¡ 2012 ¡ 2013 ¡ 2014 ¡

U.S. ¡Crude ¡Oil ¡Imports ¡(kbpd) ¡

Source: ¡EIA, ¡February ¡2015 ¡

7 ¡

2014: ¡ ¡Oversupply ¡Has ¡Caused ¡Precipitous ¡Price ¡Declines ¡

Source: ¡RBN ¡Energy, ¡January ¡2015 ¡

WTI, ¡Brent ¡& ¡Natural ¡Gas ¡2014 ¡and ¡2015 ¡ Citibank ¡cut ¡its ¡crude ¡price ¡forecasts, ¡saying ¡West ¡Texas ¡ Intermediate ¡(WTI) ¡could ¡go ¡as ¡low ¡as ¡the ¡$20 ¡per ¡barrel ¡range ¡ before ¡recovering ¡to ¡reach ¡a ¡new ¡equilibrium. ¡

• ­‑ ¡Reuters ¡(2/9/2015) ¡

The ¡market ¡doesn’t ¡understand ¡just ¡how ¡quickly ¡oil ¡companies ¡ are ¡scaling ¡back ¡their ¡activities, ¡and ¡as ¡a ¡result, ¡oil ¡prices ¡could ¡ rebound ¡faster ¡than ¡many ¡observers ¡expect. ¡

• ­‑ ¡Continental ¡Resources ¡CEO ¡Harold ¡Hamm ¡(Fuelfix, ¡

1/28/2015) ¡

• U.S. ¡shale ¡oil ¡industry ¡has ¡now ¡entered ¡

uncharted ¡territories ¡in ¡its ¡brief ¡history ¡

• Natural ¡Gas ¡and ¡NGL ¡pricing ¡has ¡also ¡dropped ¡

dramatically ¡in ¡a ¡similar ¡timeframe…due ¡to ¡

• versupply ¡and ¡NGL ¡ties ¡to ¡oil ¡prices ¡
• Market ¡experts ¡have ¡widely ¡varied ¡opinions ¡on ¡

what ¡the ¡rest ¡of ¡the ¡year ¡holds ¡for ¡pricing ¡-­‑ ¡~ $10-­‑$70 ¡per ¡barrel… ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

8 ¡

Producer ¡Rates ¡of ¡Return ¡by ¡Play ¡and ¡Product ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

Source: ¡RBN ¡Energy, ¡February ¡2015 ¡

At ¡$50/bbl ¡oil, ¡ producers ¡mostly ¡at ¡

• r ¡below ¡breakeven ¡

¡

9 ¡

…Shale ¡Oil ¡Rigs ¡Are ¡Falling ¡Quickly… ¡

Producers ¡have ¡taken ¡the ¡following ¡ measures: ¡

• Slashed ¡their ¡CAPEX ¡by ¡30-­‑50%+ ¡for ¡2015 ¡
• Stopped ¡drilling ¡exploratory ¡wells; ¡focus ¡drilling ¡on ¡

known ¡“sweet ¡spots” ¡

• Requesting ¡suppliers ¡for ¡price ¡reductions ¡up ¡to ¡30% ¡ ¡

Source: ¡Baker ¡Hughes, ¡February ¡2015 ¡ 0 ¡ 500 ¡ 1,000 ¡ 1,500 ¡ 2,000 ¡

U.S. ¡Land ¡Oil ¡Rigs ¡

~30% ¡decline ¡in ¡onshore ¡operating ¡rigs ¡ Conversely, ¡Canadian ¡oil ¡sands ¡producers ¡are ¡ completing ¡in-­‑process ¡wells ¡as ¡they ¡already ¡ have ¡significant ¡investments ¡made ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

10 ¡

…However, ¡Crude ¡Oil ¡Production ¡Will ¡Continue ¡To ¡Grow ¡

0 ¡ 2 ¡ 4 ¡ 6 ¡ 8 ¡ 10 ¡

Lower ¡48 ¡States ¡(excl ¡GOM) ¡Crude ¡Oil ¡Production ¡ (MMBPD), ¡Includes ¡Lease ¡Condensate ¡

Source: ¡EIA, ¡February ¡2015 ¡ Source: ¡CAPP, ¡January ¡2015 ¡

Cost ¡reduction ¡focus ¡and ¡“sweet ¡spot” ¡drilling ¡will ¡ continue ¡to ¡lower ¡break ¡even ¡cost ¡ ¡ Held ¡by ¡Production ¡(HBP) ¡lease ¡clauses ¡will ¡help ¡ support ¡production ¡ Smaller, ¡weaker ¡players ¡will ¡fall ¡while ¡stronger ¡ producers ¡will ¡actually ¡grow ¡during ¡downturn ¡ Oil ¡sands ¡has ¡a ¡20-­‑50 ¡year ¡view ¡on ¡projects ¡ R&D ¡budgets ¡cut; ¡new ¡greenfield ¡projects ¡delayed ¡ SAGD ¡wells ¡have ¡lower ¡break ¡even ¡costs ¡compared ¡to ¡ shale ¡wells ¡ Current ¡pricing ¡is ¡a ¡short ¡term ¡issue ¡from ¡their ¡ perspective ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

11 ¡

Crude ¡Oil ¡Price ¡Forecast ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

$0 ¡ $10 ¡ $20 ¡ $30 ¡ $40 ¡ $50 ¡ $60 ¡ $70 ¡ $80 ¡ $90 ¡ 2015 ¡ 2016 ¡ 2017 ¡ 2018 ¡ 2019 ¡ 2020 ¡ 2025 ¡

WTI ¡(Cushing) ¡Forecast ¡Pricing ¡

Source: ¡Turner ¡Mason, ¡February ¡2015 ¡

Crude ¡oil ¡prices ¡forecasted ¡to ¡ improve ¡as ¡supply ¡contracts, ¡ global ¡demand ¡increases ¡over ¡ several ¡years ¡ ¡ 2015 ¡will ¡be ¡very ¡challenging ¡ ¡ Return ¡of ¡$100/bbl. ¡oil: ¡ ¡don’t ¡ hold ¡your ¡breath ¡ ¡ However, ¡forecasted ¡price ¡levels ¡ for ¡2017 ¡and ¡beyond ¡will ¡sustain ¡ continued ¡growth ¡in ¡production ¡ (and ¡frac ¡sand, ¡CBR) ¡

12 ¡

Shale ¡Supply ¡Chain ¡and ¡Downstream ¡Impacts ¡

Feedstock ¡(Ethane) ¡ Byproduct ¡ (Condensate) ¡ Home ¡Heating ¡ (Propane) ¡ Other ¡Fuels ¡ Other ¡Fuels ¡ Gasoline ¡ Gas ¡ NGLs ¡ Crude ¡ Proppants ¡ OCTG ¡ Chemicals ¡ Water ¡ Cement ¡ Generation ¡ Process ¡Feedstocks ¡ All ¡Manufacturing ¡ Steel ¡ Fertilizer ¡(Ammonia) ¡ Methanol ¡ Chemicals ¡ Petroleum ¡Products ¡ Petro-­‑chemicals ¡

Inputs ¡ ¡ ¡Wellhead ¡ ¡ Direct ¡ ¡ Output ¡ ¡ Thermal ¡ ¡ Fuels ¡ ¡ Raw ¡Materials ¡ ¡ Downstream ¡ Products ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

The ¡next ¡wave: ¡ Manufacturing ¡renaissance ¡in ¡the ¡US ¡based ¡on ¡abundant, ¡low ¡cost ¡ energy ¡and ¡feedstocks ¡ Impacts ¡to-­‑date ¡include: ¡ ¡ ¡ Dramatic ¡reduction ¡in ¡crude ¡imports, ¡lower ¡electricity ¡costs, ¡lower ¡ gasoline ¡prices, ¡increased ¡refined ¡products ¡exports ¡ ¡

13 ¡

Downstream ¡Impacts ¡– ¡Railcar ¡Demand ¡

Feedstock ¡(Ethane) ¡ Byproduct ¡ (Condensate) ¡ Home ¡Heating ¡ (Propane) ¡ Other ¡Fuels ¡ Other ¡Fuels ¡ Gasoline ¡ Gas ¡ NGLs ¡ Crude ¡ Proppants ¡ OCTG ¡ Chemicals ¡ Water ¡ Cement ¡ Generation ¡ Process ¡Feedstocks ¡ All ¡Manufacturing ¡ Steel ¡ Fertilizer ¡(Ammonia) ¡ Methanol ¡ Chemicals ¡ Petroleum ¡Products ¡ Petro-­‑chemicals ¡

Inputs ¡ ¡ ¡Wellhead ¡ ¡ Direct ¡ ¡ Output ¡ ¡ Thermal ¡ ¡ Fuels ¡ ¡ Raw ¡Materials ¡ ¡ Downstream ¡ Products ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡ Since ¡2010 ¡ 2017 ¡onward ¡

14 ¡

Correlation ¡of ¡Operating ¡Rig ¡Count ¡With ¡Sand ¡& ¡Crude ¡Carloads ¡Handled ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

0 ¡ ¡ 200 ¡ ¡ 400 ¡ ¡ 600 ¡ ¡ 800 ¡ ¡ 1,000 ¡ ¡ 1,200 ¡ ¡ 1,400 ¡ ¡ 1,600 ¡ ¡ 0 ¡ 50,000 ¡ 100,000 ¡ 150,000 ¡ 200,000 ¡ 250,000 ¡

Operating ¡U.S. ¡Land ¡Oil ¡Rigs ¡ Carloads ¡Handled ¡

U.S. ¡Land ¡Oil ¡Rigs ¡ All ¡Sand ¡Carloads ¡ Petroleum ¡Carloads ¡

15 ¡

Frac ¡Sand ¡Demand ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

Fracking ¡technology ¡changes ¡drove ¡major ¡ growth ¡in ¡frac ¡sand ¡through ¡2014 ¡

§ Nearly ¡100B ¡lbs. ¡in ¡2014 ¡ § “Fatter” ¡fracs ¡drove ¡increased ¡well ¡sand ¡intensity; ¡up ¡ to ¡100 ¡cars ¡per ¡well ¡ § New ¡demand ¡for ¡100 ¡mesh ¡product; ¡eastern ¡MO ¡ emerged ¡as ¡a ¡major ¡new ¡supply ¡area ¡

However, ¡significant ¡market ¡contraction ¡ underway ¡in ¡2015 ¡

§ “Wind ¡down” ¡taking ¡place ¡in ¡shale ¡plays ¡with ¡large ¡ fracking ¡crew ¡layoffs; ¡expect ¡volume ¡decreases ¡up ¡to ¡ 40% ¡ § Inventories ¡up, ¡slower ¡railcar ¡velocities ¡

Demand ¡expected ¡to ¡flatten ¡for ¡next ¡two ¡ years ¡

§ Reflects ¡pullback ¡in ¡new ¡exploration ¡and ¡drilling; ¡ decline ¡in ¡onshore ¡rig ¡count ¡

As ¡with ¡last ¡contraction ¡(2012), ¡logistics ¡becomes ¡ the ¡main ¡platform ¡for ¡competition ¡

§ Increased ¡mode ¡shifts ¡where ¡possible ¡(rail ¡to ¡barge) ¡ § Consolidation ¡expected ¡among ¡producers, ¡service ¡providers ¡

¡

Source: ¡ ¡PacWest ¡ProppantIQ, ¡December ¡2014 ¡

16 ¡

Small ¡Covered ¡Hoppers ¡– ¡Market ¡Update ¡ ¡

Current ¡market ¡is ¡one ¡of ¡“mixed ¡signals” ¡

§ Significant ¡activity ¡in ¡short-­‑term ¡subleasing ¡and ¡railcar ¡storage ¡ § Some ¡shifting ¡of ¡new-­‑build ¡delivery ¡schedules ¡ § Minimal ¡outright ¡cancellations ¡of ¡car ¡orders ¡ § “Mixed ¡signals” ¡should ¡be ¡expected ¡due ¡to ¡oil ¡price ¡volatility ¡and ¡continual ¡revisions ¡to ¡2015 ¡well ¡completion ¡plans ¡

Availability ¡positions ¡are ¡showing ¡some ¡“cracks” ¡

§ New-­‑build ¡production ¡schedules ¡are ¡full ¡through ¡mid-­‑2016….for ¡now ¡ § Overriding ¡attitude ¡for ¡2016 ¡production ¡is ¡“wait ¡and ¡see” ¡

Typical ¡full ¡service ¡lease ¡rates ¡are ¡currently ¡$650 ¡-­‑ ¡$675, ¡down ¡from ¡late ¡Q3 ¡2014 ¡ (was ¡over ¡$700) ¡ Frac ¡sand ¡shippers/receivers ¡will ¡continue ¡to ¡move ¡towards ¡more ¡efficient ¡methods ¡

• f ¡rail ¡transportation, ¡especially ¡with ¡heightened ¡pressure ¡on ¡frac ¡sand ¡delivered ¡

cost ¡per ¡ton ¡ Cement ¡consumption ¡is ¡expected ¡to ¡grow ¡by ¡8%+ ¡in ¡2015 ¡ Cement ¡railcar ¡lessees ¡are ¡carefully ¡watching ¡the ¡market ¡for ¡lease ¡opportunities ¡ Plastic ¡pellet ¡cars ¡are ¡successfully ¡competing ¡for ¡small ¡hopper ¡build ¡capacity ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

17 ¡

2009-­‑2011 ¡

• CBR ¡developed ¡from ¡the ¡Bakken ¡

to ¡bridge ¡the ¡gap ¡until ¡pipelines ¡ are ¡built ¡

• First ¡unit ¡train ¡shipment ¡in ¡Dec. ¡

2009 ¡

• Destination ¡market: ¡ ¡Cushing, ¡OK ¡

WTI ¡trading ¡hub ¡

2011-­‑2013 ¡

• Ascendancy ¡of ¡trading ¡as ¡main ¡growth ¡driver ¡in ¡CBR; ¡ ¡

WTI-­‑Brent-­‑LLS ¡differentials ¡are ¡key ¡

• St. ¡James, ¡LA ¡LLS ¡hub ¡becomes ¡most ¡attractive ¡

destination ¡ ¡

• Coastal ¡refineries ¡begin ¡rail ¡infrastructure ¡build-­‑out ¡
• Tank ¡car ¡market ¡overheats, ¡becomes ¡main ¡growth ¡

constraint ¡

2013-­‑current ¡

• CBR ¡from ¡Bakken ¡assumes ¡long-­‑term ¡structural ¡

role ¡in ¡crude ¡oil ¡market ¡

• Bakken ¡CBR ¡transitioning ¡to ¡east ¡and ¡west ¡coast ¡

markets; ¡LLS ¡and ¡WTI ¡converge ¡as ¡Permian ¡and ¡ Eagle ¡Ford ¡growth ¡floods ¡USGC ¡

• Canadian ¡CBR ¡build-­‑out ¡begins; ¡tank ¡car ¡market ¡

reorienting ¡to ¡coiled/insulated ¡car ¡types ¡(~2/3 ¡of ¡ CBR ¡fleet ¡order ¡backlog) ¡

Historical ¡U.S. ¡Crude-­‑by-­‑Rail ¡Growth ¡

0 ¡ 200 ¡ 400 ¡ 600 ¡ 800 ¡ 1,000 ¡ 1,200 ¡ 1,400 ¡ Dec-­‑10 ¡ Mar-­‑11 ¡ Jun-­‑11 ¡ Sep-­‑11 ¡ Dec-­‑11 ¡ Mar-­‑12 ¡ Jun-­‑12 ¡ Sep-­‑12 ¡ Dec-­‑12 ¡ Mar-­‑13 ¡ Jun-­‑13 ¡ Sep-­‑13 ¡ Dec-­‑13 ¡ Mar-­‑14 ¡ Jun-­‑14 ¡ Sep-­‑14 ¡ Dec-­‑14 ¡

US ¡Bakken ¡Basin ¡Crude ¡Production ¡and ¡Rail ¡Transport ¡ (kbpd) ¡

Production ¡ Crude ¡by ¡Rail ¡

Source: ¡NDPA, ¡PLG ¡Analysis, ¡February ¡2015 ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

0 ¡ 200 ¡ 400 ¡ 600 ¡ 800 ¡ 1,000 ¡ 1,200 ¡ 2010-­‑Q1 ¡ 2010-­‑Q2 ¡ 2010-­‑Q3 ¡ 2010-­‑Q4 ¡ 2011-­‑Q1 ¡ 2011-­‑Q2 ¡ 2011-­‑Q3 ¡ 2011-­‑Q4 ¡ 2012-­‑Q1 ¡ 2012-­‑Q2 ¡ 2012-­‑Q3 ¡ 2012-­‑Q4 ¡ 2013-­‑Q1 ¡ 2013-­‑Q2 ¡ 2013-­‑Q3 ¡ 2013-­‑Q4 ¡ 2014-­‑Q1 ¡ 2014-­‑Q2 ¡ 2014-­‑Q3 ¡ 2014 ¡Oct ¡ 2014 ¡Nov ¡

U.S. ¡Crude ¡by ¡Rail ¡Volumes ¡(kbpd) ¡

US ¡Crude ¡ Originations ¡ Bakken ¡Crude ¡ Originations ¡ Source: ¡NDPA, ¡STB, ¡PLG ¡Analysis, ¡February ¡2015 ¡

18 ¡

Pipeline ¡Build-­‑out ¡Remains ¡Key ¡Logistics ¡Issue ¡for ¡Oil ¡Sands ¡

Current ¡pipelines ¡are ¡at ¡capacity ¡with ¡higher ¡ apportionment ¡due ¡to ¡maintenance ¡and ¡expansion ¡ Oil ¡Sands ¡pipelines ¡are ¡under ¡intense ¡scrutiny ¡and ¡ subject ¡to ¡court ¡challenges ¡and ¡protests ¡in ¡U.S. ¡and ¡ Canada ¡

§ NEB ¡has ¡extended ¡its ¡review ¡of ¡Trans ¡Mountain ¡expansion ¡by ¡7 ¡ months; ¡recent ¡Canadian ¡Supreme ¡Court ¡ruling ¡gives ¡more ¡power ¡to ¡ First ¡Nations ¡in ¡land ¡claims ¡

Innovation ¡with ¡existing ¡pipelines ¡increasing ¡capacity ¡

§ Enbridge ¡has ¡temporarily ¡switched ¡the ¡flows ¡of ¡Alberta ¡Clipper ¡and ¡ Line ¡3 ¡on ¡17.5-­‑mile ¡segment ¡across ¡the ¡U.S.-­‑Canadian ¡border; ¡will ¡ maximize ¡the ¡flows ¡under ¡existing ¡permits ¡until ¡the ¡Department ¡of ¡ State ¡review ¡is ¡completed ¡on ¡expansion ¡ ¡ § Increased ¡Alberta ¡Clipper ¡flows ¡by ¡27% ¡to ¡570 ¡kbpd ¡in ¡September ¡ 2014 ¡and ¡potentially ¡up ¡to ¡800 ¡kbpd ¡in ¡2015 ¡

Large ¡Canadian ¡oil ¡producers ¡and ¡pipeline ¡companies ¡ are ¡strategically ¡investing ¡in ¡CBR ¡for ¡short ¡and ¡long ¡ term ¡flexibility ¡

Likely ¡Built ¡Within ¡Medium ¡ Term ¡(~2019) ¡ § Trans ¡Mountain ¡Express ¡ (Kinder ¡Morgan) ¡ § Alberta ¡Clipper ¡(Enbridge) ¡ § Keystone ¡XL ¡(TransCanada) ¡ Likely ¡Delayed ¡Until ¡ 2020 ¡or ¡Later ¡ § Northern ¡Gateway ¡ (Enbridge) ¡ § Energy ¡East ¡ (TransCanada) ¡ The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

19 ¡

NA ¡Crude ¡Logistics ¡Today ¡

Sources: ¡EIA, ¡PLG ¡analysis ¡(Google ¡Earth) ¡ ¡

Light/Sweet ¡ Heavy/Sour ¡ ¡

Pacific ¡ Northwest ¡ Refiners ¡ California ¡ Refiners ¡

2,525 ¡ kbpd ¡

PADD ¡V ¡ Demand ¡

Midwest ¡ ¡ Refiners ¡

3,375 ¡ kbpd ¡

PADD ¡II ¡Demand ¡

East ¡Coast ¡Refiners ¡

PADD ¡I ¡Demand ¡

1,075 ¡ kbpd ¡

LA ¡Gulf ¡Coast ¡Refiners ¡ TX ¡Gulf ¡Coast ¡ Refiners ¡

PADD ¡III ¡ ¡ Demand ¡

8,150 ¡ kbpd ¡

Eagle ¡Ford ¡ Permian ¡ Bakken ¡

Rail ¡ Pipeline ¡ ¡

Oil ¡Sands ¡ GOM ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

Light/Sweet ¡ Heavy/Sour ¡ ¡

20 ¡

Bakken ¡Production ¡and ¡Takeaway ¡Share ¡

CBR ¡share ¡of ¡production ¡expected ¡to ¡remain ¡stable ¡due ¡to ¡the ¡

• ptionality ¡it ¡provides ¡and ¡the ¡lack ¡of ¡pipeline ¡options ¡to ¡the ¡key ¡

markets ¡on ¡West ¡and ¡East ¡Coast ¡ ¡

¡-­‑ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡200 ¡ ¡ ¡400 ¡ ¡ ¡600 ¡ ¡ ¡800 ¡ ¡ ¡1,000 ¡ ¡ ¡1,200 ¡ ¡ ¡1,400 ¡ ¡ ¡1,600 ¡ ¡ 2014 ¡ 2015 ¡ 2016 ¡ 2017 ¡ 2018 ¡ 2019 ¡

Bakken ¡Takeaway ¡Forecast ¡(kbpd) ¡

Crude ¡by ¡Rail ¡Forecast ¡ Pipeline ¡Forecast ¡ Local ¡Refinery ¡Forecast ¡

Note: ¡ ¡Based ¡on ¡current ¡ $50-­‑55 ¡WTI ¡price ¡ remaining ¡constant ¡

Source: ¡PLG ¡Crude ¡by ¡Rail ¡ & ¡Tank ¡Car ¡Forecast, ¡Feb. ¡ 2015 ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

21 ¡ ¡-­‑ ¡ ¡ ¡ ¡ ¡500 ¡ ¡ ¡1,000 ¡ ¡ ¡1,500 ¡ ¡ ¡2,000 ¡ ¡ ¡2,500 ¡ ¡ ¡3,000 ¡ ¡ ¡3,500 ¡ ¡ ¡4,000 ¡ ¡ ¡4,500 ¡ ¡ ¡5,000 ¡ ¡ 2014 ¡ 2015 ¡ 2016 ¡ 2017 ¡ 2018 ¡ 2019 ¡

Western ¡Canada ¡Takeaway ¡Forecast ¡(kbpd) ¡

CBR ¡Forecast ¡ Pipeline ¡Forecast ¡ Local ¡Refinery ¡Forecast ¡ Note: ¡ ¡Based ¡on ¡current ¡ $50-­‑55 ¡WTI ¡price ¡ remaining ¡constant ¡

Western ¡Canada ¡Production ¡and ¡Takeaway ¡Share ¡

Source: ¡PLG ¡Crude ¡by ¡Rail ¡ & ¡Tank ¡Car ¡Forecast, ¡Feb. ¡ 2015 ¡

Proportion ¡of ¡production ¡handled ¡by ¡rail ¡expected ¡to ¡ramp ¡up ¡through ¡ 2017 ¡and ¡then ¡drop ¡back ¡as ¡pipeline ¡capacity ¡starts ¡to ¡develop ¡ ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

22 ¡

Low ¡Oil ¡Price ¡Case ¡North ¡American ¡CBR ¡Forecast ¡Overview ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

Source: PLG Crude by Rail & Tank Car Forecast, Feb. 2015

• Bakken ¡& ¡Oil ¡Sands ¡are ¡main ¡drivers ¡of ¡CBR ¡volumes, ¡accounting ¡for ¡~87% ¡of ¡NA ¡movements ¡in ¡2017 ¡
• Other ¡plays ¡such ¡as ¡Niobrara ¡and ¡Permian ¡are ¡seeing ¡increasing ¡CBR ¡activity ¡but ¡will ¡be ¡adequately ¡served ¡by ¡

pipelines ¡long-­‑term ¡

• 100

200 300 400 500 600 700 800 900 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Scenario 3 WTI $52-64 & WCS $40-52 Crude by Rail Volumes

Bakken ¡ Western ¡Canada ¡ Niobrara ¡ Permian ¡

23 ¡

Industry ¡Awaiting ¡U.S. ¡DOT ¡PHMSA ¡Decision ¡– ¡May ¡2015 ¡

NPRM ¡(July ¡2014) ¡addressed ¡following ¡key ¡areas: ¡

§ Classification ¡& ¡characterization ¡of ¡mined ¡gases ¡and ¡liquids ¡ § Rail ¡routing ¡risk ¡assessment ¡ § Reduced ¡operating ¡speeds ¡ ¡ § Three ¡tank ¡car ¡specification ¡options ¡announced ¡for ¡HHFT ¡trains ¡– ¡Option ¡2 ¡(9/16” ¡ tank, ¡no ¡enhanced ¡braking) ¡is ¡likely ¡the ¡new ¡standard ¡

Recent ¡accidents ¡continue ¡to ¡put ¡pressure ¡on ¡increasing ¡tank ¡car ¡ safety ¡specifications ¡ Rail ¡tank ¡car ¡market ¡conditions ¡

§ New-­‑build ¡backlog ¡is ¡20-­‑24 ¡months ¡and ¡ ¡most/all ¡orders ¡have ¡“no ¡cancellation” ¡clauses ¡ § New ¡order ¡active ¡on ¡“pause” ¡till ¡new ¡rules ¡announced ¡in ¡May ¡ § Some ¡orders ¡for ¡9/16” ¡cars ¡already ¡on ¡order ¡books ¡ ¡ § Current ¡lease ¡price ¡~$1,900 ¡/ ¡month ¡ ¡ § Spot ¡market ¡rate ¡is ¡~$1,000/month ¡or ¡lower, ¡very ¡soft ¡market ¡ § Numerous ¡crude ¡oil ¡sets ¡are ¡in ¡storage, ¡leading ¡to ¡improved ¡operations ¡and ¡availability ¡

• f ¡power ¡which ¡had ¡been ¡in ¡short ¡supply ¡ ¡

§ Industry ¡in ¡a ¡holding ¡pattern ¡-­‑ ¡general ¡sentiment ¡is ¡“wait ¡and ¡see” ¡

Tank ¡Car ¡

Insulation ¡ Top ¡Fittings ¡Housing ¡ Manway ¡ Tank ¡Jacket ¡ Tank ¡Shell ¡ Tank ¡Head ¡ Head ¡Shield ¡

Source: ¡API ¡with ¡PLG ¡simplification ¡

Bottom ¡Outlet ¡Valve/ Protection ¡Skid ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

24 ¡

Total ¡Tank ¡Car ¡Fleet ¡Forecast ¡by ¡Market ¡Under ¡NPRM ¡Option ¡2 ¡and ¡~$58/bbl ¡Oil ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

CRUDE ¡ 45,644 ¡ 13% ¡ ETHANOL ¡ 26,920 ¡ 7% ¡ LPG ¡ 20,683 ¡ 6% ¡ CHEMICAL ¡ 158,424 ¡ 43% ¡ AG ¡ 76,579 ¡ 21% ¡ OTHER ¡ 36,595 ¡ 10% ¡

2015 ¡

CRUDE ¡ 32,277 ¡ 8% ¡ ETHANOL ¡ 26,795 ¡ 6% ¡ LPG ¡ 21,571 ¡ 5% ¡ CHEMICAL ¡ 168,269 ¡ 40% ¡ AG ¡ 79,864 ¡ 19% ¡ OTHER ¡ 40,566 ¡ 9% ¡ SUBJECT ¡TO ¡ RETIREMENT, ¡ STORAGE, ¡OR ¡ RESTRICTED ¡USE ¡ DUE ¡TO ¡ REGULATION ¡ 54,055 ¡ 13% ¡

2019 ¡

Total ¡Fleet:364,847 ¡ ¡ Total ¡Fleet: ¡423,396 ¡ ¡

25 ¡

US ¡gas ¡demand ¡will ¡grow ¡due ¡to: ¡

§ Coal-­‑fired ¡generation ¡plant ¡converting ¡to ¡gas ¡ § More ¡industrial ¡use ¡– ¡steel, ¡fertilizer, ¡methanol ¡ § Mexican ¡export ¡via ¡pipeline ¡and ¡LNG ¡export ¡overseas ¡ § Increasing ¡use ¡as ¡transportation ¡fuel ¡

US ¡gas ¡cost ¡competitiveness ¡ ¡ is ¡sustainable ¡

§ 30+ ¡year ¡supply ¡at ¡~$4 ¡mm/btu; ¡cost ¡of ¡production ¡ decreasing ¡ § Supply ¡will ¡overwhelm ¡demand ¡as ¡prices ¡approach ¡$5/ ¡ § US ¡government ¡will ¡likely ¡limit ¡LNG ¡export ¡to ¡protect ¡ US ¡from ¡world ¡gas ¡market ¡price ¡

Low-­‑cost ¡gas ¡and ¡NGLs ¡driving ¡US ¡ industrial ¡“renaissance” ¡

US ¡Shale ¡Gas ¡Background ¡and ¡Future ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

Source: ¡ ¡EIA, ¡February ¡2015 ¡ 60 ¡ 70 ¡ 80 ¡ 90 ¡ 2013 ¡ 2014 ¡ 2015 ¡ 2016 ¡

U.S. ¡Natural ¡Gas ¡Production ¡(Bcf/day) ¡

Actual ¡ Forecast ¡ 0 ¡ 5 ¡ 10 ¡ 15 ¡

Natural ¡Gas ¡Price ¡at ¡Henry ¡Hub ¡($/MMBTU) ¡

Historical ¡ Futures ¡ Source: ¡EIA ¡for ¡historical ¡and ¡CME ¡Group ¡for ¡futures ¡as ¡of ¡Jan. ¡14, ¡2015 ¡

26 ¡

Shale ¡Gas, ¡NGLs, ¡and ¡Downstream ¡Chemical ¡Processing ¡

Ethane ¡and ¡propane ¡production ¡growth ¡with ¡shale ¡gas ¡

§ Raw ¡NGLs ¡(y-­‑grade) ¡are ¡extracted ¡creating ¡dry ¡gas ¡and ¡y-­‑grade ¡streams; ¡dry ¡gas ¡primarily ¡used ¡as ¡a ¡fuel ¡for ¡heat ¡and ¡power ¡ § Y-­‑grade ¡is ¡sent ¡to ¡a ¡fractionator ¡where ¡it ¡is ¡made ¡into ¡“purity” ¡NGLs ¡– ¡ethane, ¡propane, ¡butane, ¡iso-­‑butane, ¡natural ¡gasoline ¡ § Ethane ¡and ¡propane ¡are ¡the ¡largest ¡components ¡of ¡the ¡y-­‑grade ¡and ¡are ¡therefore ¡seeing ¡large ¡growth ¡in ¡the ¡U.S. ¡ ¡ § U.S. ¡infrastructure ¡build-­‑out ¡continues ¡to ¡process ¡the ¡huge ¡low ¡cost ¡production ¡volume ¡increase ¡in ¡ethane ¡and ¡propane ¡

Source: ¡OPIS, ¡December ¡2014 ¡& ¡CME ¡Group, ¡December ¡2014 ¡

Gas ¡Value ¡Chain ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

Source: ¡Bentek: ¡North ¡American ¡NGLs ¡4Q2014 ¡

27 ¡

Over ¡$120B ¡of ¡New ¡Shale-­‑Related ¡Manufacturing ¡Investments ¡Have ¡Been ¡Announced ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

Ethylene ¡and ¡Propylene ¡ Ammonia ¡and ¡Derivatives ¡ Methanol ¡ Polymers ¡and ¡Resins ¡ Chlor-­‑alkali ¡ Other ¡

Source: ¡American ¡Chemistry ¡ Council ¡and ¡PLG ¡analysis ¡

28 ¡

US ¡Chemical ¡Industry ¡Build-­‑Out ¡

Abundant ¡feedstock, ¡structural ¡cost ¡advantages, ¡ and ¡domestic ¡market ¡growth ¡driving ¡US ¡ petrochemical ¡industry ¡expansion ¡

¡

Rate ¡of ¡expansion ¡growth ¡will ¡be ¡slowed ¡by ¡ ¡

§ Lack ¡of ¡EPC ¡capacity ¡ § Shortage ¡of ¡craft ¡labor ¡resources ¡in ¡the ¡U.S. ¡Gulf ¡Coast ¡ § Increasing ¡regulatory ¡hurdles ¡and ¡delays ¡

¡

Expansion ¡peak ¡will ¡be ¡dampened ¡and ¡overall ¡ build-­‑out ¡will ¡take ¡longer ¡than ¡announced ¡ schedules ¡

¡

U.S. ¡chemical ¡industry ¡is ¡entering ¡a ¡historic ¡ growth ¡period ¡with ¡incredible ¡growth ¡

• pportunities ¡and ¡challenges ¡

¡

Source: ¡ACC ¡and ¡PLG ¡Analysis, ¡December ¡2014 ¡

ACC ¡Estimate ¡ PLG ¡Estimate ¡

U.S. ¡Chemical ¡Industry ¡Capital ¡Investment: ¡Incremental ¡Due ¡to ¡Shale ¡Gas ¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

0 ¡ 500 ¡ 1,000 ¡ 1,500 ¡ Saudi ¡ Ethane ¡ US ¡Ethane ¡ US ¡ Weighted ¡ WE ¡Low ¡ Cost ¡ Asia ¡ Naphtha ¡ US ¡ Naphtha ¡

• Dec. ¡2013 ¡
• Dec. ¡2014 ¡

Source: ¡Townsend ¡Solutions, ¡December ¡2014 ¡ ¡

Cash ¡Cost ¡US$/ton ¡(Ethylene) ¡

29 ¡

Presentation ¡Summary ¡

We ¡are ¡in ¡the ¡early ¡innings ¡of ¡the ¡North ¡American ¡energy ¡ revolution ¡

§ Natural ¡gas ¡– ¡the ¡first ¡shale ¡“oversupply” ¡example ¡ § Crude ¡oil ¡– ¡new ¡shale ¡and ¡maturation ¡of ¡Canadian ¡oil ¡sands ¡ ¡ § NGL ¡– ¡a ¡valuable ¡byproduct ¡from ¡natural ¡gas ¡and ¡crude ¡drilling ¡ § Downstream ¡chemicals ¡and ¡manufacturing ¡– ¡coming ¡soon! ¡

Lower ¡hydrocarbon ¡pricing ¡environment ¡is ¡mainly ¡caused ¡by ¡

• versupply ¡

§ Pricing ¡will ¡speed ¡up ¡cost ¡reduction ¡throughout ¡supply ¡chain ¡ § Industry ¡consolidation ¡will ¡ensure ¡long ¡term ¡global ¡ ¡competitiveness ¡ § Lower ¡oil ¡prices ¡will ¡dampen ¡growth ¡profile ¡for ¡frac ¡sand ¡and ¡crude ¡by ¡rail ¡volume ¡in ¡ the ¡short ¡term ¡ § Tank ¡car ¡and ¡small ¡covered ¡hopper ¡market ¡has ¡shifted ¡gears ¡to ¡“neutral” ¡for ¡now ¡

Near-­‑term ¡(2015-­‑2016) ¡turbulence ¡on ¡the ¡way ¡to ¡10+ ¡years ¡of ¡ growth ¡and ¡industrial ¡expansion ¡

§ Net ¡positive ¡for ¡rail ¡industry; ¡growth ¡opportunities ¡for ¡wide ¡variety ¡of ¡railcar ¡types ¡

¡

The ¡North ¡American ¡Energy ¡Revolution: ¡ ¡Implications ¡for ¡Rail ¡

Logistics ¡ ¡ ¡ ¡ Engineering ¡ ¡ ¡ ¡ Supply ¡Chain ¡ ¡ ¡ ¡

Thank ¡You ¡! ¡

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+1 ¡(508) ¡982-­‑1319 ¡/ ¡trobinson@plgconsulting.com ¡ ¡ This ¡presentation ¡is ¡available ¡for ¡download ¡at: ¡ http://plgconsulting.com/category/presentations/ ¡