Необходимый коментарий: В последнее время много говорят о "живучести" сланцевой отрасли в США, что она может выжить и с более низкими ценами на нефть. Заговорили о новом "технологическом прорыве": кардинальном повышении эффективности бурения и снижении затрат. Сланцевики говорят об удлинении скважин и расщирении ГРП, рефрекинге, многоствольных скважинах и пр. Наиболее экзальтированная публика под крики "America #1 in the world" уже объявила о "Сланцевой революции - 2". Данная статья отвечает на некоторые вопросы. Одно дело делать громкие заявления для инвесторов и домохозяек, другое дело цифры, факты, понимание технологий. В России многие нефтедобывающие компании тоже объявили о снижении затрат, но почему-то никому в голову не приходит приписывать это на счет "технологического прорыва.
Продуктивность буровых установок и эффективность бурения – отвлекающий маневр.
Отвлекающий маневр уводит внимание от более важных проблем. Продуктивность установок и эффективность бурения отвлекают от правды, что сланцевые производители теряют деньги при низких ценах на нефть.
Кустовое бурение позволяет пробурить много скважин на одном месте одной буровой установкой. Таким образом, отчеты о продуктивности буровых отражают увеличение объемов добываемой нефти и газа на меньшее число установок. Но эти данные не учитывают количество добывающих скважин, которые продолжают увеличиваться на всех сланцевых полях.
Другими словами, несмотря на рост добычи с буровой, среднее количество баррелей на добывающей скважине уменьшается (рис. 1).
Продуктивность буровых является потенциально обманчивой, потому что не учитывает стоимость, которая всегда увеличивается. Это лучший пример результата, который бросает вызов законам физики. Продуктивность бурения дает ложное впечатление, что количество буровых установок идет к нулю, а добыча стремится к бесконечности.
Добываемые баррели на установку - это интересно, но стоимость добычи одного барреля нефти – это важнее.
Аналогичным образом, меры по повышению эффективности бурения приводят к уменьшению числа дней, чтобы пробурить определенное количество футов. Это тоже интересно, но, если мы не знаем, как это влияет на стоимость добычи одного барреля нефти, то это бесполезно.
Данные, содержащиеся в официальных формах 10-Q и 10-K SEC, дают возможность видеть финансовое положение компании в течение года. Это позволяет нам определить стоимость затрат на баррель.
Данные Pioneer, EOG и Continental за первое полугодие 2015 г.
Данные за первую половину 2015 г. показывают, что все эти компании теряли деньги при средней цене нефти в $ 48 и в пределах $ 44-52 за баррель, что включало хеджирование. Я выбрал эти компании, потому что они имеют хорошие места на лучших сланцевых полях и обеспечивают взвешенную оценку добычи на полях Bakken, Eagle Ford и Permian (таб. 1).
Во-первых, необходимо смотреть на операционные расходы, обобщенные в таб. 2.
Операционные расходы для этих трех компаний снизилась примерно на 15%, 12% и 16%, соответственно, в 2015 г. по сравнению с 2014 г. Это не имеет ничего общего с продуктивностью или эффективностью бурения, так как те капитальные затраты, о которых мы говорим здесь, относятся к операционным расходам.
Уменьшение произошло из-за сокращения расходов на персонал, снижения налогов из-за более низких цен на нефть и доходов и в целом из-за более низких издержек на ведение бизнеса, так как сервисные компании снизили свои цены, чтобы оставаться конкурентоспособными при нынешних ценах на нефть.
Далее, я смотрел, как темпы добычи изменялись из-за снижения цен на нефть. Добыча Continental выросла на 12% в 2015 г. У Pioneer и EOG ежедневная добыча, однако, оставалась на уровне 2014 г., эти компании, по-видимому, повысили дисциплину перед лицом более низких цен (таб. 3).
Это важно, потому что это означает, что капитальные затраты по Pioneer и EOG в первой половине 2015 г. были направлены на поддержание добычи, а не ее наращивание.
Таб. 4 и Рис. 2 суммируют капитальные затраты по эксплуатации и техническому обслуживанию за 1 полугодие 2015 г. для этих трех компаний вместе с их ценами реализации за баррель нефтяного эквивалента (BOE) и определяют сумму чистой прибыли на проданный баррель. Цены BOE представляют собой смесь цен сырой нефти ($ 44-52 за баррель), конденсата ($ 15-16 за баррель) и природного газа ($ 2,45-2,53 за MCF).
Все три компании потеряли деньги в 1 квартале 2015 г. EOG потерялf крайней мере $ 9.74 на BOE(28% от цены реализации). Pioneer потеряла $ 23,48 (75% цены реализации за BOE), Continental $ 24.04 (69% цены реализации BOE).
Любой аналитик или журналист, который говорит, что сланцевые компании чувствуют себя хорошо при низких ценах на нефть, потому что увеличили продуктивность и эффективность бурения или по другим причинам должен посмотреть на эти данные. Для других компаний, кроме этих трех, потери, вероятно, гораздо хуже.
Эти наблюдения согласуются с тенденциями в движении денежных средств, см. таб. 5.
Все три компании имели отрицательный свободный денежный поток в 1 полугодии 2015 г. Затраты Pioneer превысили денежный поток на $ 781 млн.; EOG превысила траты на $ 966 млн.; Continental - на $ 1,1 млрд.
Таб. 5 также показывает, что у EOG денежный поток был положительным в 2014 г., прежде чем цены на нефть рухнули, Pioneer и Continental теряли деньги даже при высоких ценах на нефть. Я сравнил затраты EOG на момент, когда у компании был положительный денежный поток, с последними затратами, когда денежный поток стал отрицательным (таб. 6).
Отчет EIA по продуктивности бурения.
Если мы будем смотреть на падение количества активных буровых установок с декабря 2014 г. без рассмотрения соответствующего падения добычи нефти, то счетчик буровых установок будет плохим инструментом для прогнозирования. Продуктивность бурения является только вариантом счетчика буровых.
В то же время, есть проблемы с тем, как EIA использует продуктивность бурения в их ежемесячном отчете (DPR). EIA предполагает 2-месячный лаг между началом бурения и началом добычи по всем сланцевым полям, но это не корректно для трех наиболее важных полей.
Рис. 3 показывает, что в течение последних 6 месяцев 2014 г. среднее время от начала бурения до начала добычи на Eagle Ford составило, по крайней мере, 75 дней; для Bakken - 120 дней; и для Permian - 90 дней.
Есть другие проблемы с отчетом EIA: включение в отчет значительного количества добычи традиционной нефти в пермском бассейне, широкая интерпретация регионов, которые включают много скважин, не относящихся к сланцевой добыче (EIA признает это в своей методологии).
Выводы
Лучший способ понять детали и изменения в стоимости добычи нефти и газа - сравнить данные отчетов 10-Q и 10-K. Затраты снизились с падением цен на нефть и трудные времена настали для отрасли. Большая часть этого снижения относится к более крупным дефляционным тенденциям товаров и валют, а не к продуктивности буровых установок и эффективности бурения, как многие считают.
В какой-то степени, более низкие затраты компенсируют снижение цен на нефть, но ни одна из сланцевых компаний, согласно данной статье, не является прибыльной при ценах в $ 44-52. Все они теряют деньги.
Изменения продуктивности установок и эффективности бурения не учитывают снижение средней продуктивности скважин. Они будут полезны только, если будут связаны к предельным затратам на добычу одного барреля нефти. В настоящее время, они отвлекают от более важных вопросов рентабельности сланцевой добычи.
/templates/new/dleimages/no_icon.gif Источник
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией | При копировании ссылка обязательна | Нашли ошибку - выделить и нажать Ctrl+Enter | Жалоба