18 октября 2016 Живой журнал | Oil
В комментариях по поводу моей модели добычи трудноизвлекаемой нефти в США несколько человек указали на то, что процесс добычи не может «оптимизироваться» до бесконечности. Существует некий объективный предел (в модели его не было), на подходе к которому прогресс должен серьезно замедлиться и в конечном счете выйти на плато.
Это абсолютно правильная логика. Но здесь мы упираемся в количественную составляющую. Иными словами, модель опирается на конкретные данные по добыче. Если нам удается увидеть такую в логику в этих данных – всё замечательно. Если, по тем или иным причинам, данные не вписываются в такую логику – тем хуже для логики нам приходится опираться только на выявленные закономерности. Потому что в этом случае мы не можем количественно описать «пределы оптимизации» и адекватно встроить их в модель.
Так что мы ограничены прошлыми данными. И нам остается надеяться, что взаимосвязи, действовавшие в прошлом, останутся неизменными в ближайшем будущем – на прогнозном горизонте. Разумеется, никто не может гарантировать их неизменность.
Впрочем, если я не нашел «технологических пределов» в прошлых данных – значит, скорее всего, я плохо их искал. Всё-таки модель вышла довольно простой. Поэтому, вооружившись микроданными от Энно Питерса (shaleprofile.com), попробуем подступиться к этой проблеме еще раз.
Занимательное - потому что занимает немало времени :)
1. Начальный дебит и свит-споттинг
Энно Питерс скомпилировал огромный массив данных, с полнотой которого вряд ли могут соперничать другие открытые источники. Тем не менее, здесь мы сталкиваемся с несколькими помехами. Во-первых, в этих данных не выделено отдельно месторождение Ютика. Это не слишком крупное месторождение – в июне 2016 здесь добывалось 74,5 тыс. барр./день. Или 1,6% от расчетных объемов добычи «сланцевой» нефти США. Нюансами динамики добычи на Ютике, по большому счету, можно пренебречь. Так, с начала 2016 на месторождении не пробурено ни одной новой нефтяной скважины.
Другая помеха требует дополнительных расчетов. Дело в том, что данные не делают различий между газовыми и нефтяными скважинами. Это, в частности, искажает значения среднего дебита. (Заметим в скобках, что отдельные данные по добыче легких фракций тоже отсутствуют – это тоже не добавляет понимания).
Прямых данных по распределению скважин мне найти не удалось. Можно попробовать опереться на информацию по работе буровых от Baker Hughes. Подсчитав интегральное время работы буровых установок на 4-ёх месторождениях – Ниобрара, Игл Форд, Пермский бассейн и Уиллистон – мы получим, что оно распределено в соотношении 91% на нефть и 9% на газ. Предположим, что производительность буровых в обоих случаях одинакова. Также упрощенно представим, что добыча нефти на «газовых» скважинах равна нулю. И отнормируем значения среднего дебита с учетом помесячного ввода газодобывающих мощностей.
Кроме того, надо принять во внимание, что данные Питерса разбиты по календарным месяцам. Исходя из равномерного распределения ввода скважин в течение месяца, получается, что дебит за первый месяц фактически отражает лишь работу за 15 дней. Остается рассчитать «настоящую» производительность первого месяца работы скважины. Будем исходить из того, что дебит падает экспоненциально с темпом 14% в месяц. Тогда нам необходимо умножить исходные значения на 1,989 (громоздкие расчеты опускаю).
И вот – наконец – мы можем лицезреть близкие к реальным данные по начальной производительности «сланцевых» нефтяных скважин США. Помимо всего прочего, я сделал сезонное сглаживание для большей наглядности.
Получается любопытная картина. Пресловутый «технологический прогресс» в добыче трудноизвлекаемой нефти с конца 2012 г. не мог увеличить средний начальный дебит скважин. Заметный рост начался лишь в середине 2015. А причины этого стоит искать в количестве скважин, которые вводились в эксплуатацию.
Аккурат в конце 2012 года число «сланцевых» нефтяных скважин, ежемесячно вводимых в эксплуатацию, превысило 600. И вот совпадение – в середине 2015 года это число упало ниже 600.
Прогресс в технологиях нефтедобычи вовлекал в эксплуатацию участки, ранее считавшиеся неперспективными. Начальный дебит на таких участках необязательно был выше (он мог быть и ниже) – главное, чтобы добыча была экономически рентабельной.
Но справедливо и обратное. Если из-за внешних условий (падение цен на нефть) рентабельность ухудшается, исчезает смысл бурить многие участки. И здесь мы сталкиваемся с такими понятиями, как свит-споттинг (англ. sweet spot – «желанное место») и хай-грейдинг (англ. high-grade – «высокая категория»). Они обозначают сокращение буровой активности, при этом в инвестиционных планах остаются самые лучшие участки. Именно этот «естественный отбор» привел к увеличению среднего начального дебита в последний год.
Теперь самое время попробовать количественно описать свит-споттинг. В качестве объясняющих факторов будут выступать число новых добывающих скважин за месяц и линейно растущая со временем переменная, отражающая технический прогресс. Получим:
(1)
где Si – число нефтяных скважин, начавших добычу в месяце i;
i = 1, 2, … , n; за i = 1 принимается январь 2011.
Неплохо!
2. Число буровых установок
Теперь вернемся к графику помесячного ввода скважин в эксплуатацию. И вспомним про другой показатель, на который часто ссылаются при разговоре о добыче нефти в США – число работающих буровых установок:
До середины 2012 эти две серии росли примерно одинаковым темпом. После этого рост числа буровых ощутимо замедляется. Однако новых скважин вводится всё больше и больше. Это и есть та самая «оптимизация» производственных процессов.
Очевидно, что ввод скважин запаздывает по отношению к числу буровых в работе. Так, парк работающих буровых начал сокращаться уже в ноябре 2014, а ввод скважин в эксплуатацию – только в январе 2015.
В июне 2016 начали добычу 400 нефтяных скважин – примерно столько же, сколько в октябре 2011. Но если в 2011 в предшествующие месяцы работало порядка 1000 буровых, то в 2016 – лишь около 350.
И за это надо сказать спасибо оптимизации? Да, но дело не только в ней. Напомню, что бурение является лишь одним из этапов на пути получения нефти из плотных коллекторов. После окончания работы буровой необходимо провести гидроразрыв пласта, а также завершить обустройство необходимой инфраструктуры. По тем или иным причинам нефтедобывающие компании могут откладывать эти этапы «на потом». В результате на месторождении формируется фонд «незаконченных» скважин – drilled but uncompleted wells inventory (DUC). Запуск таких скважин совершенно не зависит от работы буровых и потому искажает связь между бурением и новой добычей.
Насколько сильно? У Энно Питерса нет данных по Техасу (Игл Форд и большая часть Пермского бассейна). Но и без них цифры выглядят весьма большими:
Так, с июля 2013 по ноябрь 2014 число оставленных «про запас» скважин в среднем увеличивалось на 63 в месяц. А число добывающих скважин здесь росло в среднем на 350 в месяц. То есть фактически в этот период производительность буровых «занижалась», если смотреть только на показатели добычи.
Затем ситуация развернулась. В последний эпизод снижения числа DUC скважин, начавшийся в 2016, их фонд уменьшился на 229 единиц. Начали добычу за этот период 954 скважины. Соответственно, почти четверть «новых» добывающих скважин могли быть пробурены в 2015 и раньше.
Стоит обратить внимание на то, что снижение фонда DUC примерно совпадает с замедлением динамики (падением) числа работающих буровых. Это облегчает задачу в построении зависимости между последним показателем и вводом скважин в эксплуатацию.
Смоделированная зависимость дает наилучшие результаты при 2-хмесячном запаздывании S:
(2)
где R – среднее за месяц число работавших по нефти буровых установок.
Высокая степень соответствия модели реальным результатам. Однако практическая полезность этой модели ограничивается теми самыми 2-мя месяцами, на которые запаздывает ввод скважин.
3. Цена нефти и предыдущие расчеты
Чтобы «заглянуть в будущее» дальше, нам потребуется иной, хотя и уже знакомый, набор данных. Выше мы уже отметили, что на объемы ввода скважин влияет и прогресс в практиках нефтедобычи, и цена на добываемое сырье. Удастся ли нам отыскать работающую зависимость ввода от цен на нефть? Давайте попробуем:
(3)
где W – средняя за предшествующие 9 месяцев цена WTI, $/барр.
Вполне достойная результативность. Наконец-то в регрессии появляется логарифмический компонент для «технического прогресса», то есть этот самый прогресс со временем замедляется.
Можно объединить функции (1) и (3) для расчета объема новой добычи в зависимости от цены. Тогда для отрезка 2011-2016 получим:
И здесь самое время вспомнить про предыдущую версию модели «сланцевой» нефтедобычи. Напомню, что там полученный коэффициент детерминации для новой добычи составил всего 0,804 - т.е. в 2,7 раза хуже. Можем ли мы встроить регрессии (1) и (3) в ту модель?
Увы, не все так просто. Мы упираемся в проблему сопоставимости данных. В предыдущей модели мы использовали данные из Drilling Productivity Report Минэнерго США. И вот что обнаруживается при сравнении с датасетом Энно Питерса:
Как говорится, есть что-то общее, но говорить о соответствии не приходится. Очевидно, что различия обусловлены разной методологией. Так, данные Питерса учитывают только горизонтальные скважины скважины с горизонтальными участками, возможно разное определение границ месторождений и т.п. Конкретика для нас не так и важна. По-настоящему важен следующий график…
...На котором видно, что динамика изменения нефтедобычи по данным Питерса мало отличается от Drilling Productivity Report (DPR) и всё так же существенно определяет динамику добычи нефти в США в целом.
Тем не менее, нам потребуется пересчитать регрессию по падению дебита на существующих скважинах. Новая серия для падения дебита может быть не слишком точной с календарной точки зрения, т.к. мы рассчитываем ее на основе данных по вводу скважин в эксплуатацию. Однако календарное смещение не слишком велико, а падение дебита – довольно инертный показатель… В теории. На практике же обнаруживается приличная волатильность:
Сразу видно, какой источник увлекается теоретизацией :) Волатильность может объясняться не очень точной отчетностью на уровне нефтедобывающих компаний. Интереснее другое: совокупный объем добычи согласно DPR на 29%-233% превышал объем, который показывают микроданные. А величина падения дебита в обоих источниках оказывается очень близкой. Это вызывает сомнения в адекватности данных DPR.
Тем не менее, нам остается работать с теми данными, что мы имеем. В данном случае будем опираться на датасет Энно Питерса. Как и раньше, для падения дебита в качестве объясняющих переменных выступают объем добычи и объем недавнего ввода скважин:
Di = - 0,0511 * Pi-1 – 0,282 * Ni-1 – 14589; (4)
где D – падение дебита на скважинах, введенных в эксплуатацию ранее периода i, барр./день (имеет отрицательный знак);
P – совокупный объем добычи;
Ni – объем добычи из скважин, введенных в эксплуатацию в период i.
После проделанной работы мы можем вновь обратиться к прогнозированию. Сценарные условия те же, что и в предыдущей модели. Для первых шести прогнозных периодов используется усредненный результат регрессий (2) и (3), взвешенный обратно пропорционально доле необъясненной дисперсии. Дальнейшие периоды рассчитываются исходя из регрессии (3).
1. «Нейтральный» сценарий. Цена на нефть устанавливается на отметке $49 за баррель до конца прогноза.
По сравнению со старыми расчетами падение добычи трудноизвлекаемой нефти в США ожидается более продолжительным, но глубина падения отличается не так сильно. Дно будет достигнуто в 1 квартале 2017. К этому времени добыча снизится еще на 250 тыс. б/д к уровню лета 2016. К концу 2017 добыча вернется примерно на этот уровень. Расхождение со старой моделью на декабрь 2017 – минус 160 тыс. барр./д.
2. «Позитивный» сценарий. 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.
При «высоких» ценах на нефть динамика добычи будет отличаться от других сценариев только в 2017 году. Здесь мы видим гораздо более сильный рост. В декабре 2017 по сравнению с летом 2016 добыча может вырасти на 500 тыс. б/д. Это достаточно сильный рост предложения для глобального рынка. И опять старая модель дает завышенную оценку, расхождение в декабре 2017 составляет минус 230 тыс. барр./д.
3. «Негативный» сценарий. Цена на нефть линейно снижается до $40/барр. в январе 2017 и остается на данном уровне до конца 2017.
Цена 40 долларов за баррель будет угнетающе действовать на добычу нефти из плотных коллекторов в США. Собственно, где-то чуть выше $40/барр. и проходит предел способностей американской «сланцевой» нефти. В данном сценарии в конце 2017 добыча может упасть еще на 400 тыс. б/д по сравнению с летом 2016. Как видим, старая модель была слишком оптимистична к американскому «сланцу». В «негативном» сценарии расхождение между двумя версии составляет минус 130 тыс. барр./д.
Итак, прогнозы немного пересмотрены вниз. Но выводы, указанные для предыдущей версии модели, остаются справедливыми и для нынешней. Повторю их вновь здесь:
Динамика добычи трудноизвлекаемой нефти является очень чувствительной к нынешнему уровню цен. Рост цены на $10/барр. реально может изменить объем добычи в Северной Америке. А значит, дальнейшее повышение цен возможно лишь в случае достаточно серьезного дефицита предложения на глобальном рынке.
Это абсолютно правильная логика. Но здесь мы упираемся в количественную составляющую. Иными словами, модель опирается на конкретные данные по добыче. Если нам удается увидеть такую в логику в этих данных – всё замечательно. Если, по тем или иным причинам, данные не вписываются в такую логику – тем хуже для логики нам приходится опираться только на выявленные закономерности. Потому что в этом случае мы не можем количественно описать «пределы оптимизации» и адекватно встроить их в модель.
Так что мы ограничены прошлыми данными. И нам остается надеяться, что взаимосвязи, действовавшие в прошлом, останутся неизменными в ближайшем будущем – на прогнозном горизонте. Разумеется, никто не может гарантировать их неизменность.
Впрочем, если я не нашел «технологических пределов» в прошлых данных – значит, скорее всего, я плохо их искал. Всё-таки модель вышла довольно простой. Поэтому, вооружившись микроданными от Энно Питерса (shaleprofile.com), попробуем подступиться к этой проблеме еще раз.
Занимательное - потому что занимает немало времени :)
1. Начальный дебит и свит-споттинг
Энно Питерс скомпилировал огромный массив данных, с полнотой которого вряд ли могут соперничать другие открытые источники. Тем не менее, здесь мы сталкиваемся с несколькими помехами. Во-первых, в этих данных не выделено отдельно месторождение Ютика. Это не слишком крупное месторождение – в июне 2016 здесь добывалось 74,5 тыс. барр./день. Или 1,6% от расчетных объемов добычи «сланцевой» нефти США. Нюансами динамики добычи на Ютике, по большому счету, можно пренебречь. Так, с начала 2016 на месторождении не пробурено ни одной новой нефтяной скважины.
Другая помеха требует дополнительных расчетов. Дело в том, что данные не делают различий между газовыми и нефтяными скважинами. Это, в частности, искажает значения среднего дебита. (Заметим в скобках, что отдельные данные по добыче легких фракций тоже отсутствуют – это тоже не добавляет понимания).
Прямых данных по распределению скважин мне найти не удалось. Можно попробовать опереться на информацию по работе буровых от Baker Hughes. Подсчитав интегральное время работы буровых установок на 4-ёх месторождениях – Ниобрара, Игл Форд, Пермский бассейн и Уиллистон – мы получим, что оно распределено в соотношении 91% на нефть и 9% на газ. Предположим, что производительность буровых в обоих случаях одинакова. Также упрощенно представим, что добыча нефти на «газовых» скважинах равна нулю. И отнормируем значения среднего дебита с учетом помесячного ввода газодобывающих мощностей.
Кроме того, надо принять во внимание, что данные Питерса разбиты по календарным месяцам. Исходя из равномерного распределения ввода скважин в течение месяца, получается, что дебит за первый месяц фактически отражает лишь работу за 15 дней. Остается рассчитать «настоящую» производительность первого месяца работы скважины. Будем исходить из того, что дебит падает экспоненциально с темпом 14% в месяц. Тогда нам необходимо умножить исходные значения на 1,989 (громоздкие расчеты опускаю).
И вот – наконец – мы можем лицезреть близкие к реальным данные по начальной производительности «сланцевых» нефтяных скважин США. Помимо всего прочего, я сделал сезонное сглаживание для большей наглядности.
Получается любопытная картина. Пресловутый «технологический прогресс» в добыче трудноизвлекаемой нефти с конца 2012 г. не мог увеличить средний начальный дебит скважин. Заметный рост начался лишь в середине 2015. А причины этого стоит искать в количестве скважин, которые вводились в эксплуатацию.
Аккурат в конце 2012 года число «сланцевых» нефтяных скважин, ежемесячно вводимых в эксплуатацию, превысило 600. И вот совпадение – в середине 2015 года это число упало ниже 600.
Прогресс в технологиях нефтедобычи вовлекал в эксплуатацию участки, ранее считавшиеся неперспективными. Начальный дебит на таких участках необязательно был выше (он мог быть и ниже) – главное, чтобы добыча была экономически рентабельной.
Но справедливо и обратное. Если из-за внешних условий (падение цен на нефть) рентабельность ухудшается, исчезает смысл бурить многие участки. И здесь мы сталкиваемся с такими понятиями, как свит-споттинг (англ. sweet spot – «желанное место») и хай-грейдинг (англ. high-grade – «высокая категория»). Они обозначают сокращение буровой активности, при этом в инвестиционных планах остаются самые лучшие участки. Именно этот «естественный отбор» привел к увеличению среднего начального дебита в последний год.
Теперь самое время попробовать количественно описать свит-споттинг. В качестве объясняющих факторов будут выступать число новых добывающих скважин за месяц и линейно растущая со временем переменная, отражающая технический прогресс. Получим:
(1)
где Si – число нефтяных скважин, начавших добычу в месяце i;
i = 1, 2, … , n; за i = 1 принимается январь 2011.
Неплохо!
2. Число буровых установок
Теперь вернемся к графику помесячного ввода скважин в эксплуатацию. И вспомним про другой показатель, на который часто ссылаются при разговоре о добыче нефти в США – число работающих буровых установок:
До середины 2012 эти две серии росли примерно одинаковым темпом. После этого рост числа буровых ощутимо замедляется. Однако новых скважин вводится всё больше и больше. Это и есть та самая «оптимизация» производственных процессов.
Очевидно, что ввод скважин запаздывает по отношению к числу буровых в работе. Так, парк работающих буровых начал сокращаться уже в ноябре 2014, а ввод скважин в эксплуатацию – только в январе 2015.
В июне 2016 начали добычу 400 нефтяных скважин – примерно столько же, сколько в октябре 2011. Но если в 2011 в предшествующие месяцы работало порядка 1000 буровых, то в 2016 – лишь около 350.
И за это надо сказать спасибо оптимизации? Да, но дело не только в ней. Напомню, что бурение является лишь одним из этапов на пути получения нефти из плотных коллекторов. После окончания работы буровой необходимо провести гидроразрыв пласта, а также завершить обустройство необходимой инфраструктуры. По тем или иным причинам нефтедобывающие компании могут откладывать эти этапы «на потом». В результате на месторождении формируется фонд «незаконченных» скважин – drilled but uncompleted wells inventory (DUC). Запуск таких скважин совершенно не зависит от работы буровых и потому искажает связь между бурением и новой добычей.
Насколько сильно? У Энно Питерса нет данных по Техасу (Игл Форд и большая часть Пермского бассейна). Но и без них цифры выглядят весьма большими:
Так, с июля 2013 по ноябрь 2014 число оставленных «про запас» скважин в среднем увеличивалось на 63 в месяц. А число добывающих скважин здесь росло в среднем на 350 в месяц. То есть фактически в этот период производительность буровых «занижалась», если смотреть только на показатели добычи.
Затем ситуация развернулась. В последний эпизод снижения числа DUC скважин, начавшийся в 2016, их фонд уменьшился на 229 единиц. Начали добычу за этот период 954 скважины. Соответственно, почти четверть «новых» добывающих скважин могли быть пробурены в 2015 и раньше.
Стоит обратить внимание на то, что снижение фонда DUC примерно совпадает с замедлением динамики (падением) числа работающих буровых. Это облегчает задачу в построении зависимости между последним показателем и вводом скважин в эксплуатацию.
Смоделированная зависимость дает наилучшие результаты при 2-хмесячном запаздывании S:
(2)
где R – среднее за месяц число работавших по нефти буровых установок.
Высокая степень соответствия модели реальным результатам. Однако практическая полезность этой модели ограничивается теми самыми 2-мя месяцами, на которые запаздывает ввод скважин.
3. Цена нефти и предыдущие расчеты
Чтобы «заглянуть в будущее» дальше, нам потребуется иной, хотя и уже знакомый, набор данных. Выше мы уже отметили, что на объемы ввода скважин влияет и прогресс в практиках нефтедобычи, и цена на добываемое сырье. Удастся ли нам отыскать работающую зависимость ввода от цен на нефть? Давайте попробуем:
(3)
где W – средняя за предшествующие 9 месяцев цена WTI, $/барр.
Вполне достойная результативность. Наконец-то в регрессии появляется логарифмический компонент для «технического прогресса», то есть этот самый прогресс со временем замедляется.
Можно объединить функции (1) и (3) для расчета объема новой добычи в зависимости от цены. Тогда для отрезка 2011-2016 получим:
И здесь самое время вспомнить про предыдущую версию модели «сланцевой» нефтедобычи. Напомню, что там полученный коэффициент детерминации для новой добычи составил всего 0,804 - т.е. в 2,7 раза хуже. Можем ли мы встроить регрессии (1) и (3) в ту модель?
Увы, не все так просто. Мы упираемся в проблему сопоставимости данных. В предыдущей модели мы использовали данные из Drilling Productivity Report Минэнерго США. И вот что обнаруживается при сравнении с датасетом Энно Питерса:
Как говорится, есть что-то общее, но говорить о соответствии не приходится. Очевидно, что различия обусловлены разной методологией. Так, данные Питерса учитывают только горизонтальные скважины скважины с горизонтальными участками, возможно разное определение границ месторождений и т.п. Конкретика для нас не так и важна. По-настоящему важен следующий график…
...На котором видно, что динамика изменения нефтедобычи по данным Питерса мало отличается от Drilling Productivity Report (DPR) и всё так же существенно определяет динамику добычи нефти в США в целом.
Тем не менее, нам потребуется пересчитать регрессию по падению дебита на существующих скважинах. Новая серия для падения дебита может быть не слишком точной с календарной точки зрения, т.к. мы рассчитываем ее на основе данных по вводу скважин в эксплуатацию. Однако календарное смещение не слишком велико, а падение дебита – довольно инертный показатель… В теории. На практике же обнаруживается приличная волатильность:
Сразу видно, какой источник увлекается теоретизацией :) Волатильность может объясняться не очень точной отчетностью на уровне нефтедобывающих компаний. Интереснее другое: совокупный объем добычи согласно DPR на 29%-233% превышал объем, который показывают микроданные. А величина падения дебита в обоих источниках оказывается очень близкой. Это вызывает сомнения в адекватности данных DPR.
Тем не менее, нам остается работать с теми данными, что мы имеем. В данном случае будем опираться на датасет Энно Питерса. Как и раньше, для падения дебита в качестве объясняющих переменных выступают объем добычи и объем недавнего ввода скважин:
Di = - 0,0511 * Pi-1 – 0,282 * Ni-1 – 14589; (4)
где D – падение дебита на скважинах, введенных в эксплуатацию ранее периода i, барр./день (имеет отрицательный знак);
P – совокупный объем добычи;
Ni – объем добычи из скважин, введенных в эксплуатацию в период i.
После проделанной работы мы можем вновь обратиться к прогнозированию. Сценарные условия те же, что и в предыдущей модели. Для первых шести прогнозных периодов используется усредненный результат регрессий (2) и (3), взвешенный обратно пропорционально доле необъясненной дисперсии. Дальнейшие периоды рассчитываются исходя из регрессии (3).
1. «Нейтральный» сценарий. Цена на нефть устанавливается на отметке $49 за баррель до конца прогноза.
По сравнению со старыми расчетами падение добычи трудноизвлекаемой нефти в США ожидается более продолжительным, но глубина падения отличается не так сильно. Дно будет достигнуто в 1 квартале 2017. К этому времени добыча снизится еще на 250 тыс. б/д к уровню лета 2016. К концу 2017 добыча вернется примерно на этот уровень. Расхождение со старой моделью на декабрь 2017 – минус 160 тыс. барр./д.
2. «Позитивный» сценарий. 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.
При «высоких» ценах на нефть динамика добычи будет отличаться от других сценариев только в 2017 году. Здесь мы видим гораздо более сильный рост. В декабре 2017 по сравнению с летом 2016 добыча может вырасти на 500 тыс. б/д. Это достаточно сильный рост предложения для глобального рынка. И опять старая модель дает завышенную оценку, расхождение в декабре 2017 составляет минус 230 тыс. барр./д.
3. «Негативный» сценарий. Цена на нефть линейно снижается до $40/барр. в январе 2017 и остается на данном уровне до конца 2017.
Цена 40 долларов за баррель будет угнетающе действовать на добычу нефти из плотных коллекторов в США. Собственно, где-то чуть выше $40/барр. и проходит предел способностей американской «сланцевой» нефти. В данном сценарии в конце 2017 добыча может упасть еще на 400 тыс. б/д по сравнению с летом 2016. Как видим, старая модель была слишком оптимистична к американскому «сланцу». В «негативном» сценарии расхождение между двумя версии составляет минус 130 тыс. барр./д.
Итак, прогнозы немного пересмотрены вниз. Но выводы, указанные для предыдущей версии модели, остаются справедливыми и для нынешней. Повторю их вновь здесь:
Динамика добычи трудноизвлекаемой нефти является очень чувствительной к нынешнему уровню цен. Рост цены на $10/барр. реально может изменить объем добычи в Северной Америке. А значит, дальнейшее повышение цен возможно лишь в случае достаточно серьезного дефицита предложения на глобальном рынке.
Не является индивидуальной инвестиционной рекомендацией | При копировании ссылка обязательна | Нашли ошибку - выделить и нажать Ctrl+Enter | Жалоба