Много букв, наверное мало кто читать все это станет, однако пусть будет, т.к. иначе не получается. Изначально, когда начинал писать про нефть, у уважаемых читателей возникали вопросы. На ответы появлялись новые вопросы и т.д.. Открывались новые факты в результате обсуждений. Вот так, с вашей помощью, получилось "собрание сочинений" (причем не сказать что полное). За что всем участникам большое спасибо!
Итак, прежде чем подвести итоги, осталось разобрать только Permian - самый мутный сланцевый регион. Хотя строго говоря он не такой уж и сланцевый, на самом деле. Из 1.8 мбд добычи Permian лишь половина приходится на условно сланцевые формации. Причем крупнейшая (по объемам добычи) - Spraberry тоже не так проста. Но сначала посмотрим на ситуацию в целом:
Далее все расчеты основаны на данных отсюда. Почему - я им доверяю, рассказывал здесь.
Итак, Spraberry. До недавнего времени основной прирост давали вертикальные скважины:
Вертикальные скважины гораздо дешевле (раза в 3-4), однако и дебит их на Spraberry крайне низкий. Вот профиль всех скважин (вертикальных и горизонтальных) формации:
Учитывая, что его дают, в основном, вертикальные скважины, а дебит горизонтальных гораздо выше (раза в 3), то получается что профиль вертикальной скважины чуть хуже изображенного выше. Также стоит отметить низкую скорость падения дебита, поэтому после 5-го года ежегодное снижение заложил 5%. Газа, там примерно в 2 раза меньше, чем нефти (в б.н.э). В итоге извлекаемых ресурсов (EUR) получилось 100 тыс. баррелей (включая газ). Судя по вот этим данным, конденсат на Перимане практически не добывают.
Стоимость скважины: 2 500 000 $
Wellhead price: 71.50 ($/барр)
Транспортные расходы: 2 ($/барр)
OpEx: 27.00 ($/барр)Цена газа: 4.00 ($/MCF)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 73.50 ($/барр) - вертикальные скважины Spraberry
Что касается горизонтальных. Тут добыча выглядит еще более стабильной, однако стоит отметить, что бурный рост этого типа скважин начался только в 2014 году (см. второй график). Отсюда, по всей видимости, эта странная выпуклость (до 14-го месяца) старый тип скважин, а после этого, очевидно, началась активная разработка более богатых точек:
Как себя будут вести новые скважины мы не знаем, однако можно предположить что темпы ежегодного падения также будут низки (5% после 5-го года). Цену бурения скважины я уменьшил по сравнению с Eagle Ford на $0.5 млн, т.к. вот тут указаны цены от $6 до $9 млн. С другой стороны у Apache corp. (одного из крупнейших на Пермиан производителя) пишет в презентации (а туда самое плохое обычно не пишут) про цены $5 и $6 млн., так что я взял ближе к нижней границе, т.е. $7.5 млн., плюс обустройство ($0.5 млн). Кстати насчет обустройства, в 2014 году было построено много нефтепроводов в данном регионе, так что подключение не должно быть сильно дороже чем на Eagle Ford или Баккене. EUR получился 360 тыс барр (включая газ). В итоге себестоимость выглядит так:
Стоимость скважины: 8 000 000 $
Wellhead price: 64.50 ($/барр)
Транспортные расходы: 2 ($/барр)
OpEx: 27.00 ($/барр)Цена газа: 4.00 ($/MCF)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 66.5 ($/барр) - горизонтальные скважины Spraberry
Более низкая себестоимость горизонтальных скважин - это хороший признак корректности расчетов, так как объясняет почему производители начали переключаться с вертикальных скважин на горизонтальные.
Идем дальше - Wolfcamp. Тут весь прирост за счет горизонтальных скважин, так что считаем только их:
Падение добычи заложил 5% в год (после 5-го года). EUR получается 237 тыс. барр. (с газом):
Стоимость скважины: 8 000 000 $
Wellhead price: 73.00 ($/барр)
Транспортные расходы: 2 ($/барр)
OpEx: 27.00 ($/барр)Цена газа: 4.00 ($/MCF)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 75 ($/барр) - Wolfcamp
Ну и наконец Bone Spring (там тоже прирост только горизонтальных скважин):
Газа тут побольше, так что я указал в модели 90% от нефти (в б.н.э.). Получился EUR 349 тыс. баррелей. Себестоимость:
Стоимость скважины: 8 000 000 $
Wellhead price: 64.50 ($/барр)
Транспортные расходы: 2 ($/барр)
OpEx: 27.00 ($/барр)Цена газа: 4.00 ($/MCF)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 66.50 ($/барр) - Bone Spring
Корректность расчетов косвенно подтверждает динамика роста добычи по формациям (см. первую картинку). Больше всего добыча росла на Spraberry (средняя себестоимость $70) и Bone Spring ($66.5), тогда как Wolfcamp с себестоимостью $75 рос заметно хуже. Также подтверждает оценки сокращение кол-ва буровых, оно наиболее выражено на дорогих Bakken и Permian.
И теперь можно легко описывать ситуацию в целом:
Мы можем агрегировать данные по всем сланцевым месторождениям (вертикальные Spraberry не отбросим, так как они дали существенный прирост производства нефти Пермиан). Данные по Bakken и Eagle Ford посчитаны тут.
Все расчеты в excel выложил здесь (можно поиграть с параметрами).
Bakken - $65 (добыча нефти 1,2 мбд)
Eagle Ford - $51 (добыча нефти 1,6 мбд)
Permian Spraberry (верт.) - $73.5 (добыча нефти 0.33 мбд)
Permian Spraberry (гор.) - $70 (добыча нефти 0.11 мбд)
Permian Wolfcamp - $75 (добыча нефти 0.2 мбд)
Permian Bone Spring - $66.5 (добыча нефти 0.18 мбд)
Средневзвешенная себестоимость сланцев США от $60.3 (совокупная добыча данных регионов 3.6 мбд).
Да, есть другие регионы (Niobara, Delaware и т.д.). Однако т.к. они не являются лидерами роста, значит средняя себестоимость там такая же или что более вероятно - еще выше. И на них приходится только 10% от общего объема добычи сланцевой нефти. Также стоит подчеркнуть, что ставка дисконтирования в 5% это самый минимум, который я выставил чтобы не было сомнений, что это именно нижняя граница. Реально нормальная ставка это от 10% - 15% (вот тут об этом подробнее) и соответственно цена растет на $6 - $12, до ~$70 (WTI).
Также можно предположить, что многие вертикальные скважины (Техаса и других регионов) стали убыточными при текущих ценах. Как мы видели на примере Spraberry, там весьма высокая себестоимость и если при ценах $100+ добыча не падала, то на $40-50 она скорее всего как-то отреагирует (хотя и не так резко, как сланцевая).
Теперь к тому, что это все означает. Себестоимость $65 на Баккене - это не значит, что вся добыча останавливается при достижении данной цены. Внутри каждого месторождения есть богатые нефтью регионы и есть крайне бедные участки, которые распределены близким к нормальному образом:
Это значит, что чем ниже цена, тем большую часть справа покинут производители. Особенно учитывая, что на рынке очень много мелких игроков, которые не имеют возможности усредняться, т.е. пара неудачных попыток означают вылет из бизнеса. Соответственно средневзвешенная цена это не та цена, по которой будут буриться все участки (как бурились при цене 100+). Бурить при ценах около $70-75 могут себе позволить только крупные компании, так что все самые жирные точки будут нарасхват. Что делать остальным? Самая выгодная стратегия - сокращать бурение. У многих есть долги и погашать их за счет выручки для большинства не составляет проблем. Уровень долгов, в среднем по рынку, как мы выяснили, совсем не высокий. Причем с большой вероятностью все самые хорошие места уже заняты пермитами, надо быть идиотом чтобы не пытаться застолбить хорошие участки. Тот факт, что они на исходе, говорят все прогнозы выхода по полочку сланцевой нефти в ближайшие годы. Обратите внимание, прогноз января 2014 года, когда о таком падении цен мало кто всерьез думал:
Существенное падение темпов роста добычи ожидали уже в 2015 и прекращение роста в 2016. Что будет при ценах гораздо ниже себестоимости? Если мы говорим про текущие $50, то это неминуемый спад производства. И никакие сокращения издержек не помогут преодолеть такой разрыв. Спад производства в США может не закончиться ростом цен только в двух случаях :
1. Резкое сокращение темпов роста мирового ВВП и значит потребления нефти (ничего не указывает на это, скорее наоборот, дешевая нефть подстегнет рост, так что идем дальше).
2. Соответствующий рост производства в других странах.
Как мы знаем, добыча в остальном мире (за исключением США) стагнировала при ценах 100+. Единственный игрок, который может быстро и легко нарастить объемы это Саудовская Аравия. Почему она не будет этого делать изящно изложил Михаил Слободин - если коротко, они не идиоты и не марионетки. Их горизонт планирования не пара-тройка лет, а пара-тройка десятилетий. Ради сиюминутной выгоды терять многие миллиарды в недалеком будущем - это не их стиль. Вот тут совершенно очевидно, что СА чутко и с небольшой задержкой реагирует на цены, балансируя предложение (отсюда):
Ливия, Ирак? Этот миф про 3 мбд избыточной нефти, гуляющий по блогам даже самых информированных специалистов (очевидно, что akteon досконально знает технологическую часть и в целом его рассуждения приводят к аналогичным выводам, однако похоже не так часто смотрит на макроуровень)? Понятно откуда взялась эта цифра, вот отсюда:
Но никто не пишет, что члены ОПЕК лишь замещают продукцию выпадающих товарищей:
Они держат 30 мбд как Сталинград. Выпала Ливия? Нарастил Ирак. Выпадает Ирак? Наращивает Ангола. Что можно точно сказать, что они не сборище идиотов, которые будут пытаться продать на 1-2 мбд больше (5-8%), замещая падающую добычу США, и тем самым не давая цене вырасти до $70-75 (45-50%). Единственная реальная цель существования этой организации - не делать этой глупости. У них всегда было много резервных мощностей, а по какой причине они стали резервными, вынужденной или нет - не важно, если они не собираются устраивать себе коллективный самострел.
Итак, никакого существенного избытка предложения на рынке нет. ОПЕК как давала 30 мбд, так и дает. И вероятно будет давать в ближайший год-два. Однако уже через год возникнет дефицит нефти по четырем причинам (расчеты тут):
1. Быстрое падение дебита сланцевых скважин (т.к. средняя себестоимость гораздо выше текущих цен) - минус к предложению 0.5 мбд.
2. Медленное падение мировой добычи - минус к предложению 0.5 мбд.
3. Обычный прирост потребления на фоне обычного роста мирового ВВП (наглядная картинка на эту тему) + плюс к предложению 1.2 мбд.
4. Дополнительный спрос вызванный падением цены на продукт - дополнительный спрос Х мбд (надо считать сколько именно, предположительно ~0.5 мбд).
Итого, разрыв с околонулевого вырастет до (2.2 + Х) мбд. Это огромное кол-во нефти, которое будет физически требоваться миллиардам людей. И никакие спекуляции не могут удержать цены против потребностей и ресурсов такого кол-ва экономических агентов (подробнее про ограниченные возможности спекуляций тут и тут). Падение сланцевой добычи потребует еще месяца 2-3, наверное. Вот график для сланцевого газа (отсюда). Даже после завершения бурения нужно ждать порядочно времени:
И после начала работы скважины еще нужно ждать полтора месяца чтобы помесячный дебит начнет падать.
И это мы не упомянули про дорогие канадские нефтяные пески, себестоимость которых по некоторым оценкам около $60-65. А для новых проектов потребуется цена от $75:
Таким образом, не просматривается ни одной причины, которая может помешать восстановлению цен. До какого уровня и в какие сроки - интересный вопрос. "Рынок может оставаться иррациональным дольше, чем может выдержать твой кошелек" (с). Однако с учетом всего вышесказанного 1 год выглядит максимальным сроком, когда цена может быть ниже $70. Наиболее вероятная цена 2016-го 75-80.
Соответственно, отталкиваясь от этого, в следующий раз можно будет обстоятельно поговорить про курс рубля.
Дополнение про налоги
Ну вот со сланцами мы вроде как разобрались, однако если Вы подумали, что я перестану писать про нефть - то ошибались :)
Тут еще о многом можно говорить, тем более обсуждение к "итоговому" посту показало, что достаточно много аспектов осталось освещено не достаточно подробно. В частности, были вопросы про баланс спроса и предложения (об этом напишу еще отдельно), а также про OpEx вообще, и про royalties с налогами в частности.
Вот насчет OpEx и налогов я и хотел уточнить. В файле приложенном к посту я использовал упрощенный расчет, так как на Баккене он практически совпадает с усложненным, однако имеет смысл рассмотреть и полную версию, чтобы убедиться в корректности расчетов (тем более для Eagle Ford там есть расхождения).
Начнем с Баккена. Для упрощенного расчета я использовал OpEx рассчитанный по данным EOG, без разбивки на компоненты, равный $27. Несмотря на прямолинейность данного метода он полностью совпадает с расчетами по всем правилам. Как мы помним, упрощенный расчет давал для Баккена $65 (WTI). Практически та же цена ($64.6) получается если считать со всеми заморочками:
Значения параметров брал отсюда. Возникает вопрос - почему я не использовал такой метод в своих расчетах. Дело в том, что тогда для Eagle Ford себестоимость получается гораздо выше, чем если использовать упрощенный (т.е. $60 вместо $51):
Мне это показалось странным, потому что упрощенный OpEx я получил из данных по EOG, которая работает в основном на Eagle Ford и по идее её параметры должны быть точнее. Я решил взять наиболее пессимистичный вариант, чтобы не было сомнений, что хуже некуда. Хотя на самом деле есть основания полагать, что усложненный расчет точнее. Дело в том, что EOG выкладывала свои расчеты NVP10 (выделены ключевые параметры):
Т.е. 10 скважин, с EUR 450 и стоимостью скважины $6 млн дают NVP10 $69 млн. при ценах февраля 2012 года. Соответственно одна скважина дает $6.9 млн. Внесем цены первого квартала 2012 года (отсюда) в модель, так как её EUR почти совпадает (460 MBoe), а также укажем цену скважины $6 млн и получим NVP10 равный $6,6 млн. т.е. практически идентично расчетам EOG:
Т.е. вполне возможно, что на самом деле себестоимость Eagle Ford (и соответственно Permian) существенно выше. Какому варианту стоит доверять больше - решайте сами. Если кто-то желает поразбираться с данными, файл с полными расчетами можно скачать тут, буду благодарен уточнениям.
/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter
Итак, прежде чем подвести итоги, осталось разобрать только Permian - самый мутный сланцевый регион. Хотя строго говоря он не такой уж и сланцевый, на самом деле. Из 1.8 мбд добычи Permian лишь половина приходится на условно сланцевые формации. Причем крупнейшая (по объемам добычи) - Spraberry тоже не так проста. Но сначала посмотрим на ситуацию в целом:
Далее все расчеты основаны на данных отсюда. Почему - я им доверяю, рассказывал здесь.
Итак, Spraberry. До недавнего времени основной прирост давали вертикальные скважины:
Вертикальные скважины гораздо дешевле (раза в 3-4), однако и дебит их на Spraberry крайне низкий. Вот профиль всех скважин (вертикальных и горизонтальных) формации:
Учитывая, что его дают, в основном, вертикальные скважины, а дебит горизонтальных гораздо выше (раза в 3), то получается что профиль вертикальной скважины чуть хуже изображенного выше. Также стоит отметить низкую скорость падения дебита, поэтому после 5-го года ежегодное снижение заложил 5%. Газа, там примерно в 2 раза меньше, чем нефти (в б.н.э). В итоге извлекаемых ресурсов (EUR) получилось 100 тыс. баррелей (включая газ). Судя по вот этим данным, конденсат на Перимане практически не добывают.
Стоимость скважины: 2 500 000 $
Wellhead price: 71.50 ($/барр)
Транспортные расходы: 2 ($/барр)
OpEx: 27.00 ($/барр)Цена газа: 4.00 ($/MCF)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 73.50 ($/барр) - вертикальные скважины Spraberry
Что касается горизонтальных. Тут добыча выглядит еще более стабильной, однако стоит отметить, что бурный рост этого типа скважин начался только в 2014 году (см. второй график). Отсюда, по всей видимости, эта странная выпуклость (до 14-го месяца) старый тип скважин, а после этого, очевидно, началась активная разработка более богатых точек:
Как себя будут вести новые скважины мы не знаем, однако можно предположить что темпы ежегодного падения также будут низки (5% после 5-го года). Цену бурения скважины я уменьшил по сравнению с Eagle Ford на $0.5 млн, т.к. вот тут указаны цены от $6 до $9 млн. С другой стороны у Apache corp. (одного из крупнейших на Пермиан производителя) пишет в презентации (а туда самое плохое обычно не пишут) про цены $5 и $6 млн., так что я взял ближе к нижней границе, т.е. $7.5 млн., плюс обустройство ($0.5 млн). Кстати насчет обустройства, в 2014 году было построено много нефтепроводов в данном регионе, так что подключение не должно быть сильно дороже чем на Eagle Ford или Баккене. EUR получился 360 тыс барр (включая газ). В итоге себестоимость выглядит так:
Стоимость скважины: 8 000 000 $
Wellhead price: 64.50 ($/барр)
Транспортные расходы: 2 ($/барр)
OpEx: 27.00 ($/барр)Цена газа: 4.00 ($/MCF)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 66.5 ($/барр) - горизонтальные скважины Spraberry
Более низкая себестоимость горизонтальных скважин - это хороший признак корректности расчетов, так как объясняет почему производители начали переключаться с вертикальных скважин на горизонтальные.
Идем дальше - Wolfcamp. Тут весь прирост за счет горизонтальных скважин, так что считаем только их:
Падение добычи заложил 5% в год (после 5-го года). EUR получается 237 тыс. барр. (с газом):
Стоимость скважины: 8 000 000 $
Wellhead price: 73.00 ($/барр)
Транспортные расходы: 2 ($/барр)
OpEx: 27.00 ($/барр)Цена газа: 4.00 ($/MCF)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 75 ($/барр) - Wolfcamp
Ну и наконец Bone Spring (там тоже прирост только горизонтальных скважин):
Газа тут побольше, так что я указал в модели 90% от нефти (в б.н.э.). Получился EUR 349 тыс. баррелей. Себестоимость:
Стоимость скважины: 8 000 000 $
Wellhead price: 64.50 ($/барр)
Транспортные расходы: 2 ($/барр)
OpEx: 27.00 ($/барр)Цена газа: 4.00 ($/MCF)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 66.50 ($/барр) - Bone Spring
Корректность расчетов косвенно подтверждает динамика роста добычи по формациям (см. первую картинку). Больше всего добыча росла на Spraberry (средняя себестоимость $70) и Bone Spring ($66.5), тогда как Wolfcamp с себестоимостью $75 рос заметно хуже. Также подтверждает оценки сокращение кол-ва буровых, оно наиболее выражено на дорогих Bakken и Permian.
И теперь можно легко описывать ситуацию в целом:
Мы можем агрегировать данные по всем сланцевым месторождениям (вертикальные Spraberry не отбросим, так как они дали существенный прирост производства нефти Пермиан). Данные по Bakken и Eagle Ford посчитаны тут.
Все расчеты в excel выложил здесь (можно поиграть с параметрами).
Bakken - $65 (добыча нефти 1,2 мбд)
Eagle Ford - $51 (добыча нефти 1,6 мбд)
Permian Spraberry (верт.) - $73.5 (добыча нефти 0.33 мбд)
Permian Spraberry (гор.) - $70 (добыча нефти 0.11 мбд)
Permian Wolfcamp - $75 (добыча нефти 0.2 мбд)
Permian Bone Spring - $66.5 (добыча нефти 0.18 мбд)
Средневзвешенная себестоимость сланцев США от $60.3 (совокупная добыча данных регионов 3.6 мбд).
Да, есть другие регионы (Niobara, Delaware и т.д.). Однако т.к. они не являются лидерами роста, значит средняя себестоимость там такая же или что более вероятно - еще выше. И на них приходится только 10% от общего объема добычи сланцевой нефти. Также стоит подчеркнуть, что ставка дисконтирования в 5% это самый минимум, который я выставил чтобы не было сомнений, что это именно нижняя граница. Реально нормальная ставка это от 10% - 15% (вот тут об этом подробнее) и соответственно цена растет на $6 - $12, до ~$70 (WTI).
Также можно предположить, что многие вертикальные скважины (Техаса и других регионов) стали убыточными при текущих ценах. Как мы видели на примере Spraberry, там весьма высокая себестоимость и если при ценах $100+ добыча не падала, то на $40-50 она скорее всего как-то отреагирует (хотя и не так резко, как сланцевая).
Теперь к тому, что это все означает. Себестоимость $65 на Баккене - это не значит, что вся добыча останавливается при достижении данной цены. Внутри каждого месторождения есть богатые нефтью регионы и есть крайне бедные участки, которые распределены близким к нормальному образом:
Это значит, что чем ниже цена, тем большую часть справа покинут производители. Особенно учитывая, что на рынке очень много мелких игроков, которые не имеют возможности усредняться, т.е. пара неудачных попыток означают вылет из бизнеса. Соответственно средневзвешенная цена это не та цена, по которой будут буриться все участки (как бурились при цене 100+). Бурить при ценах около $70-75 могут себе позволить только крупные компании, так что все самые жирные точки будут нарасхват. Что делать остальным? Самая выгодная стратегия - сокращать бурение. У многих есть долги и погашать их за счет выручки для большинства не составляет проблем. Уровень долгов, в среднем по рынку, как мы выяснили, совсем не высокий. Причем с большой вероятностью все самые хорошие места уже заняты пермитами, надо быть идиотом чтобы не пытаться застолбить хорошие участки. Тот факт, что они на исходе, говорят все прогнозы выхода по полочку сланцевой нефти в ближайшие годы. Обратите внимание, прогноз января 2014 года, когда о таком падении цен мало кто всерьез думал:
Существенное падение темпов роста добычи ожидали уже в 2015 и прекращение роста в 2016. Что будет при ценах гораздо ниже себестоимости? Если мы говорим про текущие $50, то это неминуемый спад производства. И никакие сокращения издержек не помогут преодолеть такой разрыв. Спад производства в США может не закончиться ростом цен только в двух случаях :
1. Резкое сокращение темпов роста мирового ВВП и значит потребления нефти (ничего не указывает на это, скорее наоборот, дешевая нефть подстегнет рост, так что идем дальше).
2. Соответствующий рост производства в других странах.
Как мы знаем, добыча в остальном мире (за исключением США) стагнировала при ценах 100+. Единственный игрок, который может быстро и легко нарастить объемы это Саудовская Аравия. Почему она не будет этого делать изящно изложил Михаил Слободин - если коротко, они не идиоты и не марионетки. Их горизонт планирования не пара-тройка лет, а пара-тройка десятилетий. Ради сиюминутной выгоды терять многие миллиарды в недалеком будущем - это не их стиль. Вот тут совершенно очевидно, что СА чутко и с небольшой задержкой реагирует на цены, балансируя предложение (отсюда):
Ливия, Ирак? Этот миф про 3 мбд избыточной нефти, гуляющий по блогам даже самых информированных специалистов (очевидно, что akteon досконально знает технологическую часть и в целом его рассуждения приводят к аналогичным выводам, однако похоже не так часто смотрит на макроуровень)? Понятно откуда взялась эта цифра, вот отсюда:
Но никто не пишет, что члены ОПЕК лишь замещают продукцию выпадающих товарищей:
Они держат 30 мбд как Сталинград. Выпала Ливия? Нарастил Ирак. Выпадает Ирак? Наращивает Ангола. Что можно точно сказать, что они не сборище идиотов, которые будут пытаться продать на 1-2 мбд больше (5-8%), замещая падающую добычу США, и тем самым не давая цене вырасти до $70-75 (45-50%). Единственная реальная цель существования этой организации - не делать этой глупости. У них всегда было много резервных мощностей, а по какой причине они стали резервными, вынужденной или нет - не важно, если они не собираются устраивать себе коллективный самострел.
Итак, никакого существенного избытка предложения на рынке нет. ОПЕК как давала 30 мбд, так и дает. И вероятно будет давать в ближайший год-два. Однако уже через год возникнет дефицит нефти по четырем причинам (расчеты тут):
1. Быстрое падение дебита сланцевых скважин (т.к. средняя себестоимость гораздо выше текущих цен) - минус к предложению 0.5 мбд.
2. Медленное падение мировой добычи - минус к предложению 0.5 мбд.
3. Обычный прирост потребления на фоне обычного роста мирового ВВП (наглядная картинка на эту тему) + плюс к предложению 1.2 мбд.
4. Дополнительный спрос вызванный падением цены на продукт - дополнительный спрос Х мбд (надо считать сколько именно, предположительно ~0.5 мбд).
Итого, разрыв с околонулевого вырастет до (2.2 + Х) мбд. Это огромное кол-во нефти, которое будет физически требоваться миллиардам людей. И никакие спекуляции не могут удержать цены против потребностей и ресурсов такого кол-ва экономических агентов (подробнее про ограниченные возможности спекуляций тут и тут). Падение сланцевой добычи потребует еще месяца 2-3, наверное. Вот график для сланцевого газа (отсюда). Даже после завершения бурения нужно ждать порядочно времени:
И после начала работы скважины еще нужно ждать полтора месяца чтобы помесячный дебит начнет падать.
И это мы не упомянули про дорогие канадские нефтяные пески, себестоимость которых по некоторым оценкам около $60-65. А для новых проектов потребуется цена от $75:
Таким образом, не просматривается ни одной причины, которая может помешать восстановлению цен. До какого уровня и в какие сроки - интересный вопрос. "Рынок может оставаться иррациональным дольше, чем может выдержать твой кошелек" (с). Однако с учетом всего вышесказанного 1 год выглядит максимальным сроком, когда цена может быть ниже $70. Наиболее вероятная цена 2016-го 75-80.
Соответственно, отталкиваясь от этого, в следующий раз можно будет обстоятельно поговорить про курс рубля.
Дополнение про налоги
Ну вот со сланцами мы вроде как разобрались, однако если Вы подумали, что я перестану писать про нефть - то ошибались :)
Тут еще о многом можно говорить, тем более обсуждение к "итоговому" посту показало, что достаточно много аспектов осталось освещено не достаточно подробно. В частности, были вопросы про баланс спроса и предложения (об этом напишу еще отдельно), а также про OpEx вообще, и про royalties с налогами в частности.
Вот насчет OpEx и налогов я и хотел уточнить. В файле приложенном к посту я использовал упрощенный расчет, так как на Баккене он практически совпадает с усложненным, однако имеет смысл рассмотреть и полную версию, чтобы убедиться в корректности расчетов (тем более для Eagle Ford там есть расхождения).
Начнем с Баккена. Для упрощенного расчета я использовал OpEx рассчитанный по данным EOG, без разбивки на компоненты, равный $27. Несмотря на прямолинейность данного метода он полностью совпадает с расчетами по всем правилам. Как мы помним, упрощенный расчет давал для Баккена $65 (WTI). Практически та же цена ($64.6) получается если считать со всеми заморочками:
Значения параметров брал отсюда. Возникает вопрос - почему я не использовал такой метод в своих расчетах. Дело в том, что тогда для Eagle Ford себестоимость получается гораздо выше, чем если использовать упрощенный (т.е. $60 вместо $51):
Мне это показалось странным, потому что упрощенный OpEx я получил из данных по EOG, которая работает в основном на Eagle Ford и по идее её параметры должны быть точнее. Я решил взять наиболее пессимистичный вариант, чтобы не было сомнений, что хуже некуда. Хотя на самом деле есть основания полагать, что усложненный расчет точнее. Дело в том, что EOG выкладывала свои расчеты NVP10 (выделены ключевые параметры):
Т.е. 10 скважин, с EUR 450 и стоимостью скважины $6 млн дают NVP10 $69 млн. при ценах февраля 2012 года. Соответственно одна скважина дает $6.9 млн. Внесем цены первого квартала 2012 года (отсюда) в модель, так как её EUR почти совпадает (460 MBoe), а также укажем цену скважины $6 млн и получим NVP10 равный $6,6 млн. т.е. практически идентично расчетам EOG:
Т.е. вполне возможно, что на самом деле себестоимость Eagle Ford (и соответственно Permian) существенно выше. Какому варианту стоит доверять больше - решайте сами. Если кто-то желает поразбираться с данными, файл с полными расчетами можно скачать тут, буду благодарен уточнениям.
/ (C) Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией
При копировании ссылка обязательна Нашли ошибку: выделить и нажать Ctrl+Enter