Долгожданная сланцевая ясность
Отличная новость! Я нашел заслуживающий доверия источник данных по профилю скважин. bulkine1 в комментах скинул ссылку на сайт shalebubble.org. Там есть вот этот отчет. Где есть картинка с профилем средней скважины Баккена. Я наложил профиль собственных расчетов (о том, как получил данные писал тут и тут) на их график и вот что получилось:
Практически идеальное совпадение. Если маленькие отклонения, однако учитывая, что набор скважин несколько отличается по времени, можно считать, что товарищи оперируют реальными значениями. Кроме того, эти данные совпадают с моей моделью Баккена (которая хорошо себя зарекомендовала), т.к. совокупный дебит по факту за 5 лет равен 209 тыс. баррелей, а модель показала 218 тыс. Соответственно, мы можем воспользоваться их расчетами для оценки других месторождений (Eagle Ford и Permian).
Однако прежде чем продолжим с Eagle Ford, закончим с Баккеном. Их оценка EUR30 (полностью извлекаемых ресурсов за 30 лет) равна 387 тыс. барр. Чтобы получить такие параметры нужно предположить, что после 5-го года ежегодное падение дебита составляет 10% (что в общем-то похоже на правду).
Итак, динамика добычи у нас есть, теперь что касается стоимости скважины. Большинство оценок в диапазоне $8-9 млн (EOG, CLR). Дополнительные расходы связанные с обустройством (подведение труб и т.д.) я посчитал эту статью небольшой, около $0,5 млн., т.к. дороже всего это стоило в начале, когда отсутствовала инфраструктура.Например у компании Samson доля таких затрат составляла 34% от CapEx в 2012 году. Уже в 2013 только 12%, а за 9 мес. 2014 лишь 5%. Эти расходы я заложил сразу в цену скважины, округлив с $8.5 млн до $9. Соответственно:
Стоимость скважины: 9 000 000 $
Wellhead price: 55 ($/барр)
Транспортные расходы: 10 ($/барр)
OpEx: 27 ($/барр)
Цена газа: 4 ($/MCF)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 65 ($/барр)
Скачать файл с расчетами можно тут.OpEx считал по данным EOG (включает все налоги и отчисления, кроме налога на прибыль). Есть следующие нюансы:
1. EOG добывает в основном на Eagle Ford (Техас), а Баккен находится в Северной Дакоте. А там могут отличаться налоги и отчисления (royalties).
2. Транспортные расходы для Eagle Ford около $2 и изначально были включены в OpEx (который составлял $29/барр), поэтому я вычел из OpEx $2 (и стало $27). Для Баккена транспортные расходы сейчас около $16, хотя бывает падает до $1-2. Историческое среднее около $10, которое и указал в параметрах модели.
3. Кол-во газа посчитал исходя из того, что объем в MCF примерно равен объему нефти в баррелях (см. тут). Однако продается не весь газ, а примерно 80% (долю посчитал на данных отсюда, см. столбец "sold").
В пользу корректности расчета говорит вот эта презентация министерства ресурсов Северной Дакоты. Тут указано, что для скважины которая в первый месяц выдает 800 баррелей в день, себестоимость обеспечивающая IRR 20% равна $53-54 (для скважины с стоимостью в 9 млн.):
Реальная средняя скважина дает 530 барр., поэтому я умножил дебит каждого месяца на коэффициент 1.5, чтобы получить профиль скважины на которой они построили модель. Моя модель показывает на таких параметрах wellhead price $56, т.е. расхождение совсем небольшое и данные расчеты более-менее корректны.
Обращает на себя внимание, что товарищи из министерства сделали расчет себестоимости не на средней скважине (530 барр./д), а на достаточно жирной в 800 барр./д., характерной для самых богатых регионов, таких как Mountrail и McKenzie. Более того, заложен весьма хороший IRR - 20%. Это уже не себестоимость получается, а весьма хорошая отдача. Складывается ощущение, что они постарались тем самым показать ситуацию лучше чем она есть.
Теперь переходим к Eagle Ford. Начнем с данных которые удалось найти на сайте EIA:
И вот тут начинаются нестыковки. Вот как выглядит средний профиль по версии shalebubble.org:
То что отличается первый месяц это нормально, в одном случае очевидно взят календарный месяц (т.е. 15 суток жизни скважины в среднем), а в другом полный. А вот падение дебита например к 36-му месяцу становится весьма большим. В одном случае это 25 баррелей (в день), в другом около 90. На мой взгляд, данные EIA не могут объяснить сланцевого бума на Eagle Ford (самый большой прирост дебита из всех сланцевых месторождений) и поэтому стоит опираться на данные shalebubble (тем более они себя уже показали с хорошей стороны).
Используя данные о падении дебита в первые годы я построил модель, которая дает такую же динамику. Только с учетом того, что после 36-го месяца дебит резко упал (это хорошо видно на другой картинке) поэтому после 5-го года я заложил падение не на 10%, а 15%. В результате EUR получился 277 тыс. баррелей. Что весьма близко к данным shalebubble (296 тыс.). Также нужно учесть газ, которого средняя скважина на Eeagle Ford дает гораздо больше чем на Bakken, примерно в 4-5 раз. Причем большие объемы позволяют предположить, что тут продается больший процент газа (на него сразу рассчитывают), поэтому в модель заложил все 100%. Также нужно учесть NGL, которого судя по презентации EOG на Eagle Ford больше, чем на Bakken примерно в 2 раза (соответственно для Bakken не учитывал NGL, т.к. там это крохи). Цена NGL около 50% от нефти, соответственно:
Стоимость скважины: 8 500 000 $
Wellhead price: 49 ($/барр)
Транспортные расходы: 2 ($/барр)
OpEx: 27.00 ($/барр)
Цена газа: 4.00 ($/MCF)
Цена NGL 24.5 ($/барр)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 51 ($/барр)
Стоимость скважины по всей видимости ближе к $8 млн (плюс 0.5 подключение), т.к. хотя в презентациях EOG пишет около 6 млн (но почти наверняка это не в среднем а лучшие места, так же как все оценки EUR в презентациях всегда изумительны), но есть и другие оценки, например компания Matador пишет от 6 до 10 млн.
Таким образом, мы рассмотрели два из трех месторождений и оценки себестоимости получились весьма разные (хотя в целом ожидаемые):
Bakken: $65
Eagle Ford: $51
Самое главное, что теперь достаточно хорошо понятно, насколько этим оценкам можно доверять. В отличие от оценок "пальцем в небо" теперь совершенно ясно как они получены и какие при этом допущения было сделаны.
Судя по визуальным оценкам Пермиан сильно отличается по характеристикам от первых двух и переходить к анализу ситуации в целом можно будет только после разбора параметров этого, наиболее крупного месторождения...
Практически идеальное совпадение. Если маленькие отклонения, однако учитывая, что набор скважин несколько отличается по времени, можно считать, что товарищи оперируют реальными значениями. Кроме того, эти данные совпадают с моей моделью Баккена (которая хорошо себя зарекомендовала), т.к. совокупный дебит по факту за 5 лет равен 209 тыс. баррелей, а модель показала 218 тыс. Соответственно, мы можем воспользоваться их расчетами для оценки других месторождений (Eagle Ford и Permian).
Однако прежде чем продолжим с Eagle Ford, закончим с Баккеном. Их оценка EUR30 (полностью извлекаемых ресурсов за 30 лет) равна 387 тыс. барр. Чтобы получить такие параметры нужно предположить, что после 5-го года ежегодное падение дебита составляет 10% (что в общем-то похоже на правду).
Итак, динамика добычи у нас есть, теперь что касается стоимости скважины. Большинство оценок в диапазоне $8-9 млн (EOG, CLR). Дополнительные расходы связанные с обустройством (подведение труб и т.д.) я посчитал эту статью небольшой, около $0,5 млн., т.к. дороже всего это стоило в начале, когда отсутствовала инфраструктура.Например у компании Samson доля таких затрат составляла 34% от CapEx в 2012 году. Уже в 2013 только 12%, а за 9 мес. 2014 лишь 5%. Эти расходы я заложил сразу в цену скважины, округлив с $8.5 млн до $9. Соответственно:
Стоимость скважины: 9 000 000 $
Wellhead price: 55 ($/барр)
Транспортные расходы: 10 ($/барр)
OpEx: 27 ($/барр)
Цена газа: 4 ($/MCF)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 65 ($/барр)
Скачать файл с расчетами можно тут.OpEx считал по данным EOG (включает все налоги и отчисления, кроме налога на прибыль). Есть следующие нюансы:
1. EOG добывает в основном на Eagle Ford (Техас), а Баккен находится в Северной Дакоте. А там могут отличаться налоги и отчисления (royalties).
2. Транспортные расходы для Eagle Ford около $2 и изначально были включены в OpEx (который составлял $29/барр), поэтому я вычел из OpEx $2 (и стало $27). Для Баккена транспортные расходы сейчас около $16, хотя бывает падает до $1-2. Историческое среднее около $10, которое и указал в параметрах модели.
3. Кол-во газа посчитал исходя из того, что объем в MCF примерно равен объему нефти в баррелях (см. тут). Однако продается не весь газ, а примерно 80% (долю посчитал на данных отсюда, см. столбец "sold").
В пользу корректности расчета говорит вот эта презентация министерства ресурсов Северной Дакоты. Тут указано, что для скважины которая в первый месяц выдает 800 баррелей в день, себестоимость обеспечивающая IRR 20% равна $53-54 (для скважины с стоимостью в 9 млн.):
Реальная средняя скважина дает 530 барр., поэтому я умножил дебит каждого месяца на коэффициент 1.5, чтобы получить профиль скважины на которой они построили модель. Моя модель показывает на таких параметрах wellhead price $56, т.е. расхождение совсем небольшое и данные расчеты более-менее корректны.
Обращает на себя внимание, что товарищи из министерства сделали расчет себестоимости не на средней скважине (530 барр./д), а на достаточно жирной в 800 барр./д., характерной для самых богатых регионов, таких как Mountrail и McKenzie. Более того, заложен весьма хороший IRR - 20%. Это уже не себестоимость получается, а весьма хорошая отдача. Складывается ощущение, что они постарались тем самым показать ситуацию лучше чем она есть.
Теперь переходим к Eagle Ford. Начнем с данных которые удалось найти на сайте EIA:
И вот тут начинаются нестыковки. Вот как выглядит средний профиль по версии shalebubble.org:
То что отличается первый месяц это нормально, в одном случае очевидно взят календарный месяц (т.е. 15 суток жизни скважины в среднем), а в другом полный. А вот падение дебита например к 36-му месяцу становится весьма большим. В одном случае это 25 баррелей (в день), в другом около 90. На мой взгляд, данные EIA не могут объяснить сланцевого бума на Eagle Ford (самый большой прирост дебита из всех сланцевых месторождений) и поэтому стоит опираться на данные shalebubble (тем более они себя уже показали с хорошей стороны).
Используя данные о падении дебита в первые годы я построил модель, которая дает такую же динамику. Только с учетом того, что после 36-го месяца дебит резко упал (это хорошо видно на другой картинке) поэтому после 5-го года я заложил падение не на 10%, а 15%. В результате EUR получился 277 тыс. баррелей. Что весьма близко к данным shalebubble (296 тыс.). Также нужно учесть газ, которого средняя скважина на Eeagle Ford дает гораздо больше чем на Bakken, примерно в 4-5 раз. Причем большие объемы позволяют предположить, что тут продается больший процент газа (на него сразу рассчитывают), поэтому в модель заложил все 100%. Также нужно учесть NGL, которого судя по презентации EOG на Eagle Ford больше, чем на Bakken примерно в 2 раза (соответственно для Bakken не учитывал NGL, т.к. там это крохи). Цена NGL около 50% от нефти, соответственно:
Стоимость скважины: 8 500 000 $
Wellhead price: 49 ($/барр)
Транспортные расходы: 2 ($/барр)
OpEx: 27.00 ($/барр)
Цена газа: 4.00 ($/MCF)
Цена NGL 24.5 ($/барр)
Ставка дисконтирования: 5.00%
Итоговая цена (WTI): 51 ($/барр)
Стоимость скважины по всей видимости ближе к $8 млн (плюс 0.5 подключение), т.к. хотя в презентациях EOG пишет около 6 млн (но почти наверняка это не в среднем а лучшие места, так же как все оценки EUR в презентациях всегда изумительны), но есть и другие оценки, например компания Matador пишет от 6 до 10 млн.
Таким образом, мы рассмотрели два из трех месторождений и оценки себестоимости получились весьма разные (хотя в целом ожидаемые):
Bakken: $65
Eagle Ford: $51
Самое главное, что теперь достаточно хорошо понятно, насколько этим оценкам можно доверять. В отличие от оценок "пальцем в небо" теперь совершенно ясно как они получены и какие при этом допущения было сделаны.
Судя по визуальным оценкам Пермиан сильно отличается по характеристикам от первых двух и переходить к анализу ситуации в целом можно будет только после разбора параметров этого, наиболее крупного месторождения...