Итак, модель Баккена построена. Прежде всего - почему я этим заморочился и что это значит для нашего будущего. Очевидно, что бурный рост сланцевой добычи в последние годы удовлетворял растущий мировой спрос и от запасов сланцев зависит, какой будет цена в ближайшие годы. Как цена нефти влияет на жизнь в РФ, это на самом деле не такая уж и очевидная тема, однако в общем и целом лучше быть богатыми и здоровыми, чем бедными и злыми. И соседям лучше, когда рядом живут пусть уж не владельцы собственных островов, но хотя бы не проспиртованные маргиналы разжигающие костры на кухнях, чтобы погреться. Ну это так, к слову.
Нужно сказать, что когда я увидел первый прогноз модели, мне чуть было не поплохело от мысли, что я так промахнулся :) Из него получалось, что добыча сланцевой будет расти еще достаточно долго, однако я не сразу обратил внимание на необходимый для этого уровень цен. Чтобы правильно читать этот график нужно учитывать следующую зависимость - черная линия цены (начиная с 2015) года - это цены отсечения для оставшихся участков. Чем выше цена относительно этой линии, тем более выгодно бурить и тем больше новых скважин появляется в месяц.
Точная пропорция прироста темпов бурения от прибыльности не известна, однако есть факт, что при цене близкой к $100 (очень высокая норма прибыли) бурили ~200 скважин в месяц. При очень низкой же цене, близкой к $50, бурят около 100-120 скважин. Соответственно график ниже показывает случай, когда цена быстро восстанавливается относительно цены отсечения (на 30%), назовем этот кейс "Высокая прибыль":
Примечание: пилообразная форма это результат обратной сезонной коррекции (т.е. не сглаживание факта, а наоборот, приведение гладкой модели к наблюдаемым сезонным колебаниям).
Логика развития событий тут следующая:
Есть богатые нефтью участки, которые дают нефти более 150% от среднего. Их мало и при падении цен их разбуривают в первую очередь. 150% это уровень, который обеспечивает минимальную рентабельность при цене $49 WTI. Далее, такие участки быстро заканчиваются и начинают буриться участки с дебитом 140% от среднего. Таким требуется цена $51 и т.д. с шагом в 10%. Кол-во скважин которое может быть разбурено при разном уровне цен получается таким:
Алгоритм расчета потенциального кол-ва скважин был описан здесь.
Тут учтено, что скважины слоя TF дают дебит на 11% меньше, чем MB (при прочих равных). Также модель приводит ожидаемый дебит к единой длине скважины (21 тыс. футов = 10 тыс. вертикальная часть + 11 тыс. горизонтальная). Это нужно потому, что горизонтальная часть некоторых скважин не 11 тыс. футов, а только 5-6. Соответственно они дают меньше нефти, чем могли бы и это занижает потенциал участка, если не делать на это поправку. Также стоит отметить, что модельная длина 21 тыс. выше фактической средней на 1.2 тыс. футов, что заметно завышает потенциал скважин. А именно, на приличные 8%. Иными словами, тот участок, который по расчетам дает 100% дебита от среднего, мог бы дать только 92% если бурить среднюю длину. Заложить такую особенность решил для учета оптимизации расходов в условиях низких цен. Нужно понимать, что бурение более длинных скважин обходится дороже и тем самым повышает себестоимость, но в модели это не отражается на цене - это именно "подарок" производителям, за счет всяких антикризисных оптимизаций.
Таким образом мы видим, что если цена на 30% превышает расчетную цену отсечения, то объемы бурения (с некоторым лагом) восстановятся, что приведет к росту добычи до 2018 года. Однако чем дальше, тем сильнее будет падать дебит, т.к. останутся самые бедные скважины и поэтому после 2020 даже 200 новых скважин в месяц не позволят наращивать добычу.
Теперь рассмотрим случай, если фактическая цена равна цене отсечения. При этом весьма существенный вопрос - сколько скважин будут бурить при околонулевой рентабельности. В последний год на Баккене работало в среднем 183 буровых. Они добавиляли 175 скважин. Т.е. чуть меньше 1 скважины в месяц с буровой:
Т.к. возможность ускоряться не бесконечна и прирост производительности скорее всего замедлится и через какое-то время стабилизируется. Допустим, это случится на отметке 1.1 скважины в месяц.
Теперь рассмотрим кол-во активных буровых. На данный момент их количество упало до 96 штук и тренд на падение еще может продолжиться на некоторое время. Допустим, что до 90 оно дойдет через пару-тройку недель:
Таким образом, 90 * 1.1 = 99 скважин в месяц, т.е. сценарий падения добычи "Низкая прибыль" является получается таким:
Такой сценарий вероятен при сохранении цены WTI на отметке ~$50 (и крайне медленным ростом в дальнейшем). В действительности же, рост потребления на фоне показанной выше стагнации добычи приведет к возникновению дефицита нефти (при прочих равных) и как следствие рост цен. Т.е. выход цены и добычи на траекторию первого графика. Если совместить эти два сценария (более вероятный кейс), получается следующее:
Таким образом цена WTI к концу 2015 года получается $71, соответственно Brent около $76. Но это не является вполне корректным прогнозом цены, так как тут используется простое наращивание до 30% от цены отсечения. В реальности же остановка прироста предложения (видимая на графике выше) вместе с ростом спроса с большой вероятностью вытолкнут цены выше и думаю, что это случится с опережением данного графика. Нет никакой причины ограничивать рост цены 30% в условиях дефицита товара, так что это вполне может быть и $80 и даже $90 краткосрочно. В долгосрочном же плане цена скорее всего будет стремиться к указанной на последнем графике "цене продажи". Потому что хотя рост добычи сланцев снизит темпы, все равно рано или поздно начнут выходить на рынок объемы Ирана, Ливии и кого-нибудь еще.
Ну и в заключение несколько слов про не очевидные моменты:
1. Динамика добычи на других крупных бассейнах Eagle Ford и Permian вероятно будет похожей. Это следует из схожей с Баккеном динамики кол-ва активных буровых. Точнее там себестоимость немного ниже, что приведет к тому, что добыча не будет падать, а стабилизируется при текущем уровне цен. С точки зрения мирового потребления такая разница не очень значительна. Тут более важно понимание, что сланцевая добыча в принципе не способна обеспечивать растущий спрос при таких ценах.
2. Цены указаны в долларах начала 2015 года, вероятно с учетом инфляции к 2020 году номинальная цена будет процентов на 10 выше.
3. В предыдущей версии я делал расчет исходя из предположения, что средняя плотность 1.5 скважин на секцию в одном слое. В текущей версии уменьшил до 1.25, что дает ровно 2 тыс. футов между скважинами - потому что это оптимальное расстояние, при котором скважины не воруют друг у друга нефть. Если уплотнить, то резко снижается кол-во рентабельных скважин при указанному уровне цен.
4. Можно мысленно учесть влияние развития технологий следующим образом. В конечном счете все развитие выражается в снижении себестоимости добычи барреля. Если вы считаете, что через 5 лет бурение скважины будет стоить не $8-9 млн, а $7-8 и пропорционально упадут операционные затраты, то просто уменьшайте графики цен на нужный процент (в данном примере на 11-12%).
5. В модели для TF заложен только один слой скважин. Дело в том, что проанализировав массив скважин пробуренных CLR я обратил внимание, что в названии новых экспериментальных скважин указан не что иное как слой внутри TF. Например HARTMAN 6-28H3 означает что скважина расположена в 3-м слое TF. Используя эту карту я расположил их относительно друг друга, получилось следующее (внутри круга указан дебит скважины относительно среднего, над кругом её номер):
Таким образом, обработав весь массив данных (61 скважина), выяснилось, что при прочих равных скважины слоя TF3 дают лишь 38% от слоя MB. Слой 2 немногим лучше, они дают только 39%. Более богат оказался слой TF1, тут 64% от MB. Таким образом, значимое кол-во нефти, которую можно добыть из нижних слоев TF2-3 соответствует очень высоким ценам на нефть. Иными словами, самая правая часть графика с прогнозам будет несколько более высокой при цене $100-$150 чем указано, однако заморачиваться учетом этой, в 2 раза более дорогой (и поэтому вряд ли извлекаемой) нефти не вижу смысла. Какая там будет ситуация к 2020 году - большой вопрос и есть много гораздо более значимых факторов.
Ну и наконец, стоит подчеркнуть, что данные расчеты охватывают только 1.3% мировой добычи напрямую (Баккен) и 5-6% косвенно (сланцы в целом). Есть масса других стран, действия которых могут повлиять на добычу не менее значимым образом и сдвинуть баланс спроса/предложения в ту или иную сторону. Однако в долгосрочном плане (2020+) видно, что запасы сланцев в США не дают возможности покрывать растущий спрос, если он будет расти прежними темпами. Осваивать сланцы в других странах, это обойдется гораздо дороже, так что цена ближе к $100 выглядит весьма вероятной.
С другой стороны, для РФ это не означает безоблачной жизни. Основные запасы сланцевой нефти как раз в РФ, однако себестоимость их добычи существенно выше чем в США. Это значит, что добыча их потребует больших затрат и прибыль доступная для перераспределения будет в разы меньшей. При этом высокая цена будет позволять генерировать хорошую прибыль для традиционных месторождений, которые, впрочем, входят в фазу истощения и новые также требуют достаточно больших инвестиций.
В целом существующие проблемы нефтегазовой зависимости никуда не денутся и вероятно обострятся со временем. Дорогая нефть подстегнет развитие альтернатив. Дешевая, не даст зарабатывать как прежде. Но это все потом и вне горизонта планирования большинства граждан, который в лучшем случае ограничен планами на летний отпуск. Так что, придется разгребать по ходу дела.
/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter
Нужно сказать, что когда я увидел первый прогноз модели, мне чуть было не поплохело от мысли, что я так промахнулся :) Из него получалось, что добыча сланцевой будет расти еще достаточно долго, однако я не сразу обратил внимание на необходимый для этого уровень цен. Чтобы правильно читать этот график нужно учитывать следующую зависимость - черная линия цены (начиная с 2015) года - это цены отсечения для оставшихся участков. Чем выше цена относительно этой линии, тем более выгодно бурить и тем больше новых скважин появляется в месяц.
Точная пропорция прироста темпов бурения от прибыльности не известна, однако есть факт, что при цене близкой к $100 (очень высокая норма прибыли) бурили ~200 скважин в месяц. При очень низкой же цене, близкой к $50, бурят около 100-120 скважин. Соответственно график ниже показывает случай, когда цена быстро восстанавливается относительно цены отсечения (на 30%), назовем этот кейс "Высокая прибыль":
Примечание: пилообразная форма это результат обратной сезонной коррекции (т.е. не сглаживание факта, а наоборот, приведение гладкой модели к наблюдаемым сезонным колебаниям).
Логика развития событий тут следующая:
Есть богатые нефтью участки, которые дают нефти более 150% от среднего. Их мало и при падении цен их разбуривают в первую очередь. 150% это уровень, который обеспечивает минимальную рентабельность при цене $49 WTI. Далее, такие участки быстро заканчиваются и начинают буриться участки с дебитом 140% от среднего. Таким требуется цена $51 и т.д. с шагом в 10%. Кол-во скважин которое может быть разбурено при разном уровне цен получается таким:
Алгоритм расчета потенциального кол-ва скважин был описан здесь.
Тут учтено, что скважины слоя TF дают дебит на 11% меньше, чем MB (при прочих равных). Также модель приводит ожидаемый дебит к единой длине скважины (21 тыс. футов = 10 тыс. вертикальная часть + 11 тыс. горизонтальная). Это нужно потому, что горизонтальная часть некоторых скважин не 11 тыс. футов, а только 5-6. Соответственно они дают меньше нефти, чем могли бы и это занижает потенциал участка, если не делать на это поправку. Также стоит отметить, что модельная длина 21 тыс. выше фактической средней на 1.2 тыс. футов, что заметно завышает потенциал скважин. А именно, на приличные 8%. Иными словами, тот участок, который по расчетам дает 100% дебита от среднего, мог бы дать только 92% если бурить среднюю длину. Заложить такую особенность решил для учета оптимизации расходов в условиях низких цен. Нужно понимать, что бурение более длинных скважин обходится дороже и тем самым повышает себестоимость, но в модели это не отражается на цене - это именно "подарок" производителям, за счет всяких антикризисных оптимизаций.
Таким образом мы видим, что если цена на 30% превышает расчетную цену отсечения, то объемы бурения (с некоторым лагом) восстановятся, что приведет к росту добычи до 2018 года. Однако чем дальше, тем сильнее будет падать дебит, т.к. останутся самые бедные скважины и поэтому после 2020 даже 200 новых скважин в месяц не позволят наращивать добычу.
Теперь рассмотрим случай, если фактическая цена равна цене отсечения. При этом весьма существенный вопрос - сколько скважин будут бурить при околонулевой рентабельности. В последний год на Баккене работало в среднем 183 буровых. Они добавиляли 175 скважин. Т.е. чуть меньше 1 скважины в месяц с буровой:
Т.к. возможность ускоряться не бесконечна и прирост производительности скорее всего замедлится и через какое-то время стабилизируется. Допустим, это случится на отметке 1.1 скважины в месяц.
Теперь рассмотрим кол-во активных буровых. На данный момент их количество упало до 96 штук и тренд на падение еще может продолжиться на некоторое время. Допустим, что до 90 оно дойдет через пару-тройку недель:
Таким образом, 90 * 1.1 = 99 скважин в месяц, т.е. сценарий падения добычи "Низкая прибыль" является получается таким:
Такой сценарий вероятен при сохранении цены WTI на отметке ~$50 (и крайне медленным ростом в дальнейшем). В действительности же, рост потребления на фоне показанной выше стагнации добычи приведет к возникновению дефицита нефти (при прочих равных) и как следствие рост цен. Т.е. выход цены и добычи на траекторию первого графика. Если совместить эти два сценария (более вероятный кейс), получается следующее:
Таким образом цена WTI к концу 2015 года получается $71, соответственно Brent около $76. Но это не является вполне корректным прогнозом цены, так как тут используется простое наращивание до 30% от цены отсечения. В реальности же остановка прироста предложения (видимая на графике выше) вместе с ростом спроса с большой вероятностью вытолкнут цены выше и думаю, что это случится с опережением данного графика. Нет никакой причины ограничивать рост цены 30% в условиях дефицита товара, так что это вполне может быть и $80 и даже $90 краткосрочно. В долгосрочном же плане цена скорее всего будет стремиться к указанной на последнем графике "цене продажи". Потому что хотя рост добычи сланцев снизит темпы, все равно рано или поздно начнут выходить на рынок объемы Ирана, Ливии и кого-нибудь еще.
Ну и в заключение несколько слов про не очевидные моменты:
1. Динамика добычи на других крупных бассейнах Eagle Ford и Permian вероятно будет похожей. Это следует из схожей с Баккеном динамики кол-ва активных буровых. Точнее там себестоимость немного ниже, что приведет к тому, что добыча не будет падать, а стабилизируется при текущем уровне цен. С точки зрения мирового потребления такая разница не очень значительна. Тут более важно понимание, что сланцевая добыча в принципе не способна обеспечивать растущий спрос при таких ценах.
2. Цены указаны в долларах начала 2015 года, вероятно с учетом инфляции к 2020 году номинальная цена будет процентов на 10 выше.
3. В предыдущей версии я делал расчет исходя из предположения, что средняя плотность 1.5 скважин на секцию в одном слое. В текущей версии уменьшил до 1.25, что дает ровно 2 тыс. футов между скважинами - потому что это оптимальное расстояние, при котором скважины не воруют друг у друга нефть. Если уплотнить, то резко снижается кол-во рентабельных скважин при указанному уровне цен.
Собрал данные по объемам захеджированных позиций некоторых ведущих операторов и получилось следующее:
Понятно, что такие объемы не способны существенно повлиять на поведение компаний.
Причем даже если кто-то покрыл 50-90% своей добычи, то это вовсе не значит, что он будет действовать не обращая внимание на происходящее. Потому что хедж хоть и покрывает убытки (и то частично) по пробуренным ранее скважинам, что дает возможность не снижать особо объемы нового бурения если захочется, однако кроме возможностей нужно еще и это самое желание. Бурить себе в убыток никому не интересно.
Чтобы бурить не в убыток, нужно идти на жирные точки. А таких не не слишком много и уплотняться нельзя. Вот тут посчитали, что дебит новой скважины, которая расположена ближе 2 тыс. футов к действующей скважине оказывается ниже среднего на 5-15% за первые 6 месяцев:
Но хуже того, через 24 месяца разрыв увеличивается еще сильнее:
В каких-то отдельных случаях это может быть оправданно, например чтобы пользоваться готовой инфраструктурой для вывоза продукции, однако падение дебита на 40% трудно компенсировать сопоставимым снижением затрат. Самое дорогое это собственно бурение, обустройство скважины + ГРП и делать это придется в любом случае.
Понятно, что такие объемы не способны существенно повлиять на поведение компаний.
Причем даже если кто-то покрыл 50-90% своей добычи, то это вовсе не значит, что он будет действовать не обращая внимание на происходящее. Потому что хедж хоть и покрывает убытки (и то частично) по пробуренным ранее скважинам, что дает возможность не снижать особо объемы нового бурения если захочется, однако кроме возможностей нужно еще и это самое желание. Бурить себе в убыток никому не интересно.
Чтобы бурить не в убыток, нужно идти на жирные точки. А таких не не слишком много и уплотняться нельзя. Вот тут посчитали, что дебит новой скважины, которая расположена ближе 2 тыс. футов к действующей скважине оказывается ниже среднего на 5-15% за первые 6 месяцев:
Но хуже того, через 24 месяца разрыв увеличивается еще сильнее:
В каких-то отдельных случаях это может быть оправданно, например чтобы пользоваться готовой инфраструктурой для вывоза продукции, однако падение дебита на 40% трудно компенсировать сопоставимым снижением затрат. Самое дорогое это собственно бурение, обустройство скважины + ГРП и делать это придется в любом случае.
4. Можно мысленно учесть влияние развития технологий следующим образом. В конечном счете все развитие выражается в снижении себестоимости добычи барреля. Если вы считаете, что через 5 лет бурение скважины будет стоить не $8-9 млн, а $7-8 и пропорционально упадут операционные затраты, то просто уменьшайте графики цен на нужный процент (в данном примере на 11-12%).
5. В модели для TF заложен только один слой скважин. Дело в том, что проанализировав массив скважин пробуренных CLR я обратил внимание, что в названии новых экспериментальных скважин указан не что иное как слой внутри TF. Например HARTMAN 6-28H3 означает что скважина расположена в 3-м слое TF. Используя эту карту я расположил их относительно друг друга, получилось следующее (внутри круга указан дебит скважины относительно среднего, над кругом её номер):
Таким образом, обработав весь массив данных (61 скважина), выяснилось, что при прочих равных скважины слоя TF3 дают лишь 38% от слоя MB. Слой 2 немногим лучше, они дают только 39%. Более богат оказался слой TF1, тут 64% от MB. Таким образом, значимое кол-во нефти, которую можно добыть из нижних слоев TF2-3 соответствует очень высоким ценам на нефть. Иными словами, самая правая часть графика с прогнозам будет несколько более высокой при цене $100-$150 чем указано, однако заморачиваться учетом этой, в 2 раза более дорогой (и поэтому вряд ли извлекаемой) нефти не вижу смысла. Какая там будет ситуация к 2020 году - большой вопрос и есть много гораздо более значимых факторов.
Ну и наконец, стоит подчеркнуть, что данные расчеты охватывают только 1.3% мировой добычи напрямую (Баккен) и 5-6% косвенно (сланцы в целом). Есть масса других стран, действия которых могут повлиять на добычу не менее значимым образом и сдвинуть баланс спроса/предложения в ту или иную сторону. Однако в долгосрочном плане (2020+) видно, что запасы сланцев в США не дают возможности покрывать растущий спрос, если он будет расти прежними темпами. Осваивать сланцы в других странах, это обойдется гораздо дороже, так что цена ближе к $100 выглядит весьма вероятной.
С другой стороны, для РФ это не означает безоблачной жизни. Основные запасы сланцевой нефти как раз в РФ, однако себестоимость их добычи существенно выше чем в США. Это значит, что добыча их потребует больших затрат и прибыль доступная для перераспределения будет в разы меньшей. При этом высокая цена будет позволять генерировать хорошую прибыль для традиционных месторождений, которые, впрочем, входят в фазу истощения и новые также требуют достаточно больших инвестиций.
В целом существующие проблемы нефтегазовой зависимости никуда не денутся и вероятно обострятся со временем. Дорогая нефть подстегнет развитие альтернатив. Дешевая, не даст зарабатывать как прежде. Но это все потом и вне горизонта планирования большинства граждан, который в лучшем случае ограничен планами на летний отпуск. Так что, придется разгребать по ходу дела.
/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter