21 сентября 2016 Живой журнал | Oil
Добыча трудноизвлекаемой нефти в США идет в условиях низких цен уже достаточно долго, чтобы можно было по ее динамике попытаться создать правдоподобную модель. Сама модель под первым спойлером, результаты прогнозирования – под вторым.
Итак, моделировалась общая добыча нефти на 5 американских месторождениях: Баккен, Игл Форд, Ниобрара, Пермский бассейн и Ютика. В совокупности эти месторождения представляют собой почти всю добычу трудноизвлекаемой нефти США. В свою очередь, динамика добычи нефти на этих площадках в значительной мере обуславливала динамику добычи США в целом:
В качестве источника данных использовался Drilling Productivity Report американского Energy Information Administration. Для построения модели использовались данные с января 2011 по июль 2016.
Модель имеет вид:
Pi = Pi-1 + Ni + Di ;
где P – совокупный объем добычи,
N – объем добычи из скважин, введенных в эксплуатацию в период i,
D – падение дебита на скважинах, введенных в эксплуатацию ранее (имеет отрицательный знак).
Существующие данные по P и D брались из Drilling Productivity Report. N вычислялось как разница между приростом добычи за месяц и падением дебита на ранее введенных скважинах.
Падение дебита в общем виде определяется совокупным объемом добычи:
Линейная зависимость наблюдается вплоть до ноября 2014 г. После этого наклон прямой регрессии уменьшается, т.е. рост добычи влечет менее сильное падение дебита, чем это исходит из более ранних данных. Такое изменение может быть вызвано некорректными расчетами EIA , всё-таки это было очень турбулентное время для американской нефтедобывающей промышленности. Однако мы принимаем данные Минэнерго США «как есть».
С января 2016 ситуация возвращается «на круги своя». Уравнение регрессии теперь имеет изменившийся вид. Менее интенсивное падение дебита в 2015-2016 может быть связано, в частности, с увеличившейся долей Пермского бассейна в добыче трудноизвлекаемой нефти, а также изменением технологий бурения. Мы вправе предположить, что новая регрессия будет лучше описывать данную зависимость в будущем.
Di = -0,0778 * Pi-1 + 101857
С добычей нефти из новых скважин дело обстоит уже не так просто.
Ввод нефтедобывающих мощностей с января 2011 по декабрь 2014 рос линейно. Затем серия демонстрирует сложное поведение. Очевидно, что цена нефти имеет существенное влияние на этот показатель. Также очевидно, что имеется временной лаг между уровнем цен на нефть и вводом нефтедобывающих мощностей.
Прирост темпа ввода новых мощностей – очень шумная серия:
Попытка увязать прирост темпа ввода с ценой WTI не приносит четкого результата. Наилучшая связь имеется при lag=4.
Пробуем пойти другим путем и вычислить многофакторную зависимость. После непродолжительных поисков выяснилось, что эффективность модели резко повышается, если мы вводим переменную, линейно растущую со временем. Очевидно, что такая переменная может отражать технический прогресс и адаптацию нефтедобытчиков к новым рыночным условиям. После оптимизации решено остановиться на очень простой модели, в которой объем ввода зависит только от цены на нефть (лучший результат при lag=5) и времени:
Ni = 73,04 * Wi-5 * i -1212,1 * i + 113534 ;
где W – среднемесячная цена нефти WTI, $/барр.;
i = 1, 2, … , n; за i = 1 принимается январь 2011.
Опираясь на данную модель, попробуем спрогнозировать объем добычи нефти на 5 «сланцевых» месторождениях до конца 2017 г. при разных сценариях:
1. «Нейтральный». Цена на нефть устанавливается на отметке $49 за баррель до конца прогнозного периода.
2. «Позитивный». Цена на нефть линейно растет до $55/барр. в январе 2017, затем до $65/барр. в июне 2017 и остается на данном уровне до конца 2017.
3. «Негативный». Цена на нефть линейно снижается до $40/барр. в январе 2017 и остается на данном уровне до конца 2017.
Лично для меня результат оказался неожиданным. Как видим, модель показывает умеренно оптимистичные прогнозы для нефти плотных коллекторов США. Отметка «65 долларов за баррель» действительно может означать вторую волну «сланцевой революции». При таком сценарии прошлогодний максимум добычи будет вновь повторен на рубеже 2017/2018.
«Нейтральный» сценарий означает более скромный рост добычи. В ближайшей перспективе цена $49/барр. не способна компенсировать объемы, выпавшие в 2015-2016.
Однако даже более низкие цены, видимо, не смогут дальше обрушить добычу трудноизвлекаемой нефти. При сорока долларах за бочку вероятна стагнация добычи на текущем уровне.
Косвенным подтверждением адекватности модели я считаю краткосрочный прогноз Министерства энергетики США. В версии прогноза на сентябрь 2016 краткосрочный минимум добычи также приходится на третий квартал этого года. После этого наблюдается стагнация добычи. В общем виде версия прогноза Минэнерго США очень близка нашему «негативному» сценарию. Хотя она исходит из более высокой цены на нефть в 2017 - $50,58 за баррель.
На мой взгляд, полученные результаты интересны тем, что показывают: динамика добычи трудноизвлекаемой нефти является очень чувствительной к нынешнему уровню цен. Рост цены на $10 реально может изменить объем добычи в Северной Америке. А значит, дальнейшее повышение цен возможно лишь в случае достаточно серьезного дефицита предложения на глобальном рынке.
Модель добычи нефти в Северной Дакоте, которую я делал в начале года, пока оправдывает ожидания. Хотя в достаточности исходных данных я тогда сомневался. Прогноз по приросту фонда скважин на 100 ед. в месяц оказался очень оптимистичным. По факту за полгода фонд вырос лишь на 123 ед.
Собственно результаты - падение добычи нефти в С. Дакоте с декабря 15 по июнь 16:
модель – 152 тыс. б/д;
факт – 126 тыс. б/д.
Итак, моделировалась общая добыча нефти на 5 американских месторождениях: Баккен, Игл Форд, Ниобрара, Пермский бассейн и Ютика. В совокупности эти месторождения представляют собой почти всю добычу трудноизвлекаемой нефти США. В свою очередь, динамика добычи нефти на этих площадках в значительной мере обуславливала динамику добычи США в целом:
В качестве источника данных использовался Drilling Productivity Report американского Energy Information Administration. Для построения модели использовались данные с января 2011 по июль 2016.
Модель имеет вид:
Pi = Pi-1 + Ni + Di ;
где P – совокупный объем добычи,
N – объем добычи из скважин, введенных в эксплуатацию в период i,
D – падение дебита на скважинах, введенных в эксплуатацию ранее (имеет отрицательный знак).
Существующие данные по P и D брались из Drilling Productivity Report. N вычислялось как разница между приростом добычи за месяц и падением дебита на ранее введенных скважинах.
Падение дебита в общем виде определяется совокупным объемом добычи:
Линейная зависимость наблюдается вплоть до ноября 2014 г. После этого наклон прямой регрессии уменьшается, т.е. рост добычи влечет менее сильное падение дебита, чем это исходит из более ранних данных. Такое изменение может быть вызвано некорректными расчетами EIA , всё-таки это было очень турбулентное время для американской нефтедобывающей промышленности. Однако мы принимаем данные Минэнерго США «как есть».
С января 2016 ситуация возвращается «на круги своя». Уравнение регрессии теперь имеет изменившийся вид. Менее интенсивное падение дебита в 2015-2016 может быть связано, в частности, с увеличившейся долей Пермского бассейна в добыче трудноизвлекаемой нефти, а также изменением технологий бурения. Мы вправе предположить, что новая регрессия будет лучше описывать данную зависимость в будущем.
Di = -0,0778 * Pi-1 + 101857
С добычей нефти из новых скважин дело обстоит уже не так просто.
Ввод нефтедобывающих мощностей с января 2011 по декабрь 2014 рос линейно. Затем серия демонстрирует сложное поведение. Очевидно, что цена нефти имеет существенное влияние на этот показатель. Также очевидно, что имеется временной лаг между уровнем цен на нефть и вводом нефтедобывающих мощностей.
Прирост темпа ввода новых мощностей – очень шумная серия:
Попытка увязать прирост темпа ввода с ценой WTI не приносит четкого результата. Наилучшая связь имеется при lag=4.
Пробуем пойти другим путем и вычислить многофакторную зависимость. После непродолжительных поисков выяснилось, что эффективность модели резко повышается, если мы вводим переменную, линейно растущую со временем. Очевидно, что такая переменная может отражать технический прогресс и адаптацию нефтедобытчиков к новым рыночным условиям. После оптимизации решено остановиться на очень простой модели, в которой объем ввода зависит только от цены на нефть (лучший результат при lag=5) и времени:
Ni = 73,04 * Wi-5 * i -1212,1 * i + 113534 ;
где W – среднемесячная цена нефти WTI, $/барр.;
i = 1, 2, … , n; за i = 1 принимается январь 2011.
Опираясь на данную модель, попробуем спрогнозировать объем добычи нефти на 5 «сланцевых» месторождениях до конца 2017 г. при разных сценариях:
1. «Нейтральный». Цена на нефть устанавливается на отметке $49 за баррель до конца прогнозного периода.
2. «Позитивный». Цена на нефть линейно растет до $55/барр. в январе 2017, затем до $65/барр. в июне 2017 и остается на данном уровне до конца 2017.
3. «Негативный». Цена на нефть линейно снижается до $40/барр. в январе 2017 и остается на данном уровне до конца 2017.
Лично для меня результат оказался неожиданным. Как видим, модель показывает умеренно оптимистичные прогнозы для нефти плотных коллекторов США. Отметка «65 долларов за баррель» действительно может означать вторую волну «сланцевой революции». При таком сценарии прошлогодний максимум добычи будет вновь повторен на рубеже 2017/2018.
«Нейтральный» сценарий означает более скромный рост добычи. В ближайшей перспективе цена $49/барр. не способна компенсировать объемы, выпавшие в 2015-2016.
Однако даже более низкие цены, видимо, не смогут дальше обрушить добычу трудноизвлекаемой нефти. При сорока долларах за бочку вероятна стагнация добычи на текущем уровне.
Косвенным подтверждением адекватности модели я считаю краткосрочный прогноз Министерства энергетики США. В версии прогноза на сентябрь 2016 краткосрочный минимум добычи также приходится на третий квартал этого года. После этого наблюдается стагнация добычи. В общем виде версия прогноза Минэнерго США очень близка нашему «негативному» сценарию. Хотя она исходит из более высокой цены на нефть в 2017 - $50,58 за баррель.
На мой взгляд, полученные результаты интересны тем, что показывают: динамика добычи трудноизвлекаемой нефти является очень чувствительной к нынешнему уровню цен. Рост цены на $10 реально может изменить объем добычи в Северной Америке. А значит, дальнейшее повышение цен возможно лишь в случае достаточно серьезного дефицита предложения на глобальном рынке.
Модель добычи нефти в Северной Дакоте, которую я делал в начале года, пока оправдывает ожидания. Хотя в достаточности исходных данных я тогда сомневался. Прогноз по приросту фонда скважин на 100 ед. в месяц оказался очень оптимистичным. По факту за полгода фонд вырос лишь на 123 ед.
Собственно результаты - падение добычи нефти в С. Дакоте с декабря 15 по июнь 16:
модель – 152 тыс. б/д;
факт – 126 тыс. б/д.
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией | При копировании ссылка обязательна | Нашли ошибку - выделить и нажать Ctrl+Enter | Жалоба