Техас против Bakken и отечественной нефтянки: структура добычи

Решил еще немного поразвлекаться со статистикой по американской добыче (начало, про Bakken и его себестоимость тут, тут и тут). На сей раз смотрю данные по Техасу, колыбели нефтяной отрасли. Исследование получилось скорее зоологическим - рассмотрение зверинца, без каких-то животрепещущих выводов о судьбе цены на нефть.

Все данные по Техасу взяты с сайта местной Комиссии по железным дорогам (Texas Railroad Comission), отвечающей там за нефтянку. TRC собирает полную статистику по каждой скважине, однако в бесплатном доступе выдает только данные в разной степени агрегации за ограниченный период времени, впрочем их тоже много.

1. Объем техасской добычи демонстрирует типичную картину для американских месторождений: плавное угасание до 2010 года, а затем резкий всплеск в результате внедрения технологий "сланцевой революции", и новое сжатие добычи в итоге падения цен на нефть в 2015м.




 Нужно заметить, что TCS публикует две разные оценки объема добычи. Одна приводится в разделе "summary" с историческими данными (источник), другая - в оперативных отчетах об "окончательной оценке добычи" OWN423 (источник). Как правило первая оценка примерно на 300 тыс. баррелей в сутки превышает вторую, и отражает, видимо, еще какое-то производство (например, извлечение жидкостей из газа).

Другая особенность состоит в интерпретации последней точки графика (в данном случае за июнь 2015 года). Хотя она выглядит устрашающе, но она соответствует предварительной оценке. Анализ временного ряда показывает, что эта оценка стабильно (примерно на 5-15%) ниже "окончательной оценки" в OWN423. Так что почти наверняка падение добычи в июне 2015 будет выглядеть несколько скромнее, чем показывают предварительные данные. Комиссия предлагает умножать предварительную оценку примерно на 1,22 (источник) для получения результата, близкого к финальному, но внимательное рассмотрение показывает, то этот коэффициент был верен в 2010м году, но сильно завышен для 2015г., поэтому я умножил для построения на 1.1, близкое к среднему за 2015й.


2. Говоря о спаде в 2015м году можно обратить внимание и на динамику ввода в эксплуатацию новых скважин (источник). Хотя новых скважин по-прежнему вводится очень много (около 1500 в месяц - как в 2013м), но в последние полгода наметился ощутимый спад этого показателя в динамике год-к-году. Так как дебит на новомодных скважинах быстро (за два года) спадает, то как итог имеем и спад добычи.

3.   Кроме того TRC публикует детализированные ежемесячные отчеты, касающиеся классификации скважин (источник) и данные по среднему  дебиту скважин за год (источник). Меня заинтересовала динамика числа нефтяных скважин в зависимости от уровня добычи ( до 10 bpd (баррелей в сутки), 10-100 bpd, более 100 bpd): 

В Техасе более, чем в десять раз больше скважин (176 тыс.*) ), чем в Северной Дакоте. Однако же суммарная добыча больше лишь в два раза - основная часть скважин (80%) супернизкодебитные (<10 bpd, 1,3 т/сутки). Некоторые скважины дают вообще меньше 1 bpd.

Для сравнения - месторождения в Восточной Сибири дают дебиты 130 т/сутки и более (источник), т.е. более 940 bpd. А новые скважины "Газпромнефти" в Ираке - в среднем 957 т/сутки (источник), 6900 bpd, это выше всех единичных супер-супер рекордов в Техасе и Баккене.

В итоге наличия большого количества таких почти пересохших скважин, средний уровень дебита очень низок. Официальные данные - 12,7 bpd, пусть это вдвое выше уровня 2009 года, но все равно крайне мало. Однако, эта цифра получена по всему массиву скважин, если же не считать по сути неработающие скважины, то средний дебит получается заметно выше.


4. Из агрегированных данных можно попытаться оценить вклад разных типов скважин в общую добычу. Как легко понять вклад, скажем, высокодебитных (>100 bpd) скважин не может быть меньше, чем 100 bpd * число_высокодебитных_скважин в общем числе/общий_дебит, где общий_дебит = средний_дебит_по_всем_скважинам* общее число скважин.

Картинка ниже показывает оценки сверху на вклад в общую добычу высокодебитных и среднедебитных скважин и оценку снизу на вклад низкодебитных скважин:

Видно, как в результате сланцевой революции резко увеличился вклад в общую добычу высокодебитных скважин.


5. Оценки по разным типам скважин лучше получать из неагрегированных данных. К сожалению, они доступны только на платной основе. Однако, TRC публикует в трудноанализируемом формате PDF данные, агрегированные по примерно 7600 "полям" (отчет OWU420, источник), которые тоже можно применить для оценок.

Важно отметить, что в этих отчетах собраны, похоже, сведения не по всем скважинам, а только по примерно 154 тысячам, однако, они объясняют практически всю добычу по отчету OWU423, т.е. остальные скважины преимущественно пустые.

Также существенно, что данные со скважин просуммированы по каждому полю (в некоторых местах агрегация по 2000 скважин), вследствие чего показатели высокодебитных скважин усредняются с показателями низкодебитных, искажая распледеление - число высокодебитных скважен будет получаться хронически заниженным.

Не забывая про эти недостатки, можно попытаться все же построить диаграмму, показывающую как меняются число скважин с дебитом выше некоторого порога,  и суммарный дебит этих скважин, в зависимости от значения этого порога. Эти кривульки показаны ниже красным и синим:

Для сравнения зелеными треугольничками отмечены упоминавшиеся выше агрегаты по трем классам дебитов.  Видно, что отчет  OWU420 не охватывает примерно 20 тыс. скважин, не дающих никакой нефти, а число скважин с высоким и средним дебитом действительно получается заниженым. Причем, число высокодебитных занижено существенно - на 50% (4360 штук). Тем не менее "размазывание" оказывается не такое уж и большое: порог "класса" 100 bpd смещается примерно к 80 bpd, а порог 10 bpd, так даже наоборот повышается, к 15-20 bpd.

Учитывая это, можно полагать, что высокодебитные скважины дают порядка 45-50% общей добычи, а высоко и среднедебитные (их 53,4 тысячи) - 90%. Остальное добирается сотней тысяч скважин с дебитом от нуля до 10 bpd.

Средняя добыча по скважинам в отчете OWU420 - примерно 15,3 bpd. Средний дебит высоко и среднедебитных площадок - около 39 bpd.

Замечу тут также, что лишь примерно  11% скважин в Техасе имеет тип "flow", т.е. самотечные, не требует средств принудительного подъема нефти. Если разнести средний дебит каждой площадки пропорционально числу разных скважин на нем, то средний дебит таких скважин оказывается выше 36 bpd, а у остальных всего 13 bpd.

5. Опираясь на эти данные можно построить сравнение с Северной Дакотой (Баккеном). Для этого я использовал публикуемы правительство этого штата отчет OIL AND GAS PRODUCTION REPORT (источник, опять в неудобном формате PDF), охватывающим примерно 11000 скважин, производящих нефть и/или газ, которые раскрывают свои данные. Суммарный дебит, даваемый этими скважинами составляет примерно 1 миллион bpd, т.е. на 15% ниже полного уровня добычи.

Для построения я исключил упомянутые в отчете псевдоскважины, которые являются на самом деле агрегатами для извлечения нефтяных фракций из сжижаемого/сжимаемого газа (прочитать про это можно здесь или, покороче, здесь). Они выделяются в данных тем, что для них в отчете указано нулевое число дней "работы", хотя в целом они дают очень неплохие "дебиты".

Также важно отметить, что не все скважины в Баккене работают непрерывно, и их дебиты усреднены за месяц. Впрочем, если посчитать только по рабочим дням, то результат не сильно изменится.

Вот что получается для доли скважин разного дебита в общем их числе для Техаса и Северной Дакоты:

И вклад разных скважин в общую добычу:

[добавлено] Вклад от высокодебитных и среднедебитных скважин в Техасе оказывается гораздо выше нижних порогов, получаемых из крупноагрегированных данных, приведенных выше на картинке с динамикой долей.

У Баккена гораздо меньше доля почти не производящих нефть скважин в сравнении с Техасом. В целом он получается более высокодебитным и практически 100% добычи формируется в скважинах с дебитами больше 20 bpd, что не так в Техасе. Конечно, я тут сравниваю плохо сравнимое (скважины в Баккен с усреднеными в рамках полей показателями Техаса), и в реальности кривая распределения по Техасу будет более крутой, и ближе проходить к кривой Бакена, но все же по прежнему будет идти ниже нее из-за вклада большого количества низкодебитных скважин.

Средний дебит по выборке составил более 96 bpd *), т.е. чуть больше 13 т/сутки. Для сравнения: "Роснефть" рапортует, что на ряде новых месторождений Самарской области получает со скважины в среднем по 60 и более тонн в сутки (источник), а в более труднодоступной Восточной Сибири уже упоминавшиеся 130 т/сутки - в 10 раз больше. Иначе говоря дебиты сланцевой нефтедобычи смотрятся весьма скромно на фоне стандартов традиционной.


[ *) Правительство Северной Дакота приводит две цифры среднего дебита - 89 и 116 bpd, в зависимости от методики подсчета: включать ли несколько десятков скважин, доступ к информации по которым для общественности закрыт, включать ли те скважины, которые производят совсем мало нефти (единицы баррелей в сутки), учитывать ли как "скважины" точки производства жидкости из газа при его сжижении/сжатии. Если скорректировать на разницу учтенных скважин (9912 вместо 10373 в моей выборке) и суммарных оцененных объемов (1,15 млн. барр. вместо 0,995 млн. по моей выборке), то можно получить и официальную цифру 116 bpd. Так как все подобные оценки носят качественный характер (по порядку величины), то указанная разница не критична.]


***
ПС. Должен сделать оговорку по технической части. Анализировать данные в формате PDF крайне не удобно, так как он плохо переводится обратно в табличный вид. Ни один конвертер, кроме Fine Reader с задачей не справился, исказив формат до невозможности с ним работать. Но и FR мог, конечно, допустить малозаметные ошибки, которые я пытался вылавливать, но в этом плане есть границы человеческих возможностей. С высокой долей вероятности они не сильно влияют на конечные  результаты, но это все же стоит иметь ввиду, что все исследования носят качественный характер.

Структура себестоимости сланцевой нефти

В дополнение к предудущим постингам. Структуру себестоимости сланцевой нефти можно примерно оценить по отчету EOG - типичной компании, работающей на этом рынке. Конечно, это среднее только одной по больнице, и, возможно, что data cooking, но все же. Выглядит структура себестоимости так.

Что существенно - стоимость разведки почти отсутствует. Она видна в агрегированных данных, но если пересчитать к баррелю, то получится менее $1.

Весь опекс, связанный непосредственно с работой скважины спрятан в разделе Lease and Well. Там же платежи владельцу земли.

Высокая доля затрат приходится на доставку.

Deprecation и т.п. - это по сути тот капекс, который им нужно делать все время, чтобы просто оставаться в бизнесе. В сланцах надолго не поигнорируешь - добыча очень быстро упадет.

Bakken Supply Curve: пределы снижения цены

Вчерашний постинг вызвал вопрос, что все это значит. А значит то, что у сланцевых месторождений есть некая кривая предложения, т.е. зависимость объемов рентабельного производства от цены продукта.

Здесь важно подчеркнуть, что это:
1) пока, т.е. при текущих технологиях, бизнес-схемах, при текущих запросах к рентабельности проектов, подрядчиков и пр.
2) что это касается перспектив добычи, а не текущего момента. Так как все оценки безубыточности включают капитальные затраты, которые в кризис не учитываются, а решение о продолжении эксплуатации скважин и оборудования (в том числе и бурового) принимается на основе оценки переменных затрат, которые в случае сланцевой нефти низкие.

Если все же свести вместе данные по добыче в отдельных графствах Северной Дакоты  и данные по себестоимости (точке безубыточности), то получаем кривую предложения - опять с оговорками, что это кривая для устойчивого предложения, долгосрочная, без учета развития технологий и списаний уже сделанных вложений:

Оценки на ней скорее качественные. Так как разбивки добычи по графствам для июля 2015 пока не выложили (или я не нашел), а хотелось бы чтобы данные соответствовали одному временному периоду, то привел кривую по данным декабря 2014 г. - она отрисована жирненьким. Для иллюстрации эволюции себестоимости привел также кривую с уровнями добычи декабря, но себестоимостью июля 2014 г., хотя такое построение не очень корректно - она отображена зеленым. 
 
Из кривой понятно, что есть несколько ключевых регионов добычи, в которых себестоимость низкая - точка безубыточности на скважине меньше $45 (примерно $50 WTI), которые обеспечивают 90% добычи. Но при снижении цены ниже этого порога производство нефти становится неустойчивым и в них - в то время как оно окупает переменные издержки, оно уже не окупает постоянных издержек. При цене WTI около $38 рентабельна в лучшем случае половина текущего уровня добычи. 

Но так как сланцевые скважины дают максимум дебита в первые два года, то их нужно постоянно бурить. Это означает, что при сохранении низких цен производство постепенно начнет снижаться. Собственно оно уже снижается - но пока черепашьими темпами (на 50 тыс баррелей в день относительно максимума), но в течении двух лет низких цен отрасли либо придется как-то кардинально снизить себестоимость (на десятки долларов),  либо прекратить создание новых скважин и смириться с падением добычи.

**
Для коллекции: структура себестоимости
**
Еще один вопрос был на тему много это или мало. 1 миллион баррелей в день - это потенциальный экспорт Ирана после снятия санкций. Текущее превышение предложения нефти над спросом оценивается примерно в 2 млн. баррелей в день. 

Себестоимость сланцевой нефти Bakken: картинки

Сейчас все задаются вопросом при какой цене нефти добыча сланцевой нефти станет невыгодной. Но счастью у нас есть ответы. Департамент нефти и газа правительства Северной Дакоты ведет постоянный сбор данных с производителей и, на основе некоторой модели, дает оценку цены "на скважине", при которой добыча в том или ином графстве окупается.

Особенно интересно смотреть на эти данные в динамике.

Итак, картинка 1 - помесячная динамика "цены нефти для выхода в ноль" по разным графствам. В разных графствах добывается разный объем, поэтому четыре ключевых я выделил жирненьким.

Обращает на себе внимание, что цена выхода в ноль везде разная - в некоторых местах она ниже $30 (например, в графстве McKenzie), в некоторых - более $100. Вполне разумно, что в основном добыча ведется там, где себестоимость низкая - ЦВВН менее-порядка $40.

Если средневзвесить эти цены по количеству буровых, то мы получим, что несмотря на все бравурные заявления о снижении себестоимости точка безубыточности не особо-то и снижается - уменьшившись с $39 в конце прошлого года до $33  июле, она снова подросла до $37 в августе.

Рекордное снижение себестоимости в графстве McClean - на $48 до $25, но в некоторых местах, наоборот, прошел рост, например в BOT-REN на $34 до $85. Впрочем, и там, и там нефтяники бурят крайне мало.

Из ключевых же графств лучший результат у Dunn (-$5), худший у Mountrail и Williams (+$1). В июле, правда, было чуть лучше.

**

Другую забавную статистику можно получить, если задаться вопросом "а как падение цены нефти отражается на бурении?", т.е. создании новых скважин для поддержания общего объема добычи. Цифры говорят, что отражается очень плохо - общее число буровых сократилось со 188 до 74. 

Сократилось бурение прежде всего в графствах с интенсивной добычей. На следующем рисунке я показал как падало число буровых в зависимости от превышения цены WTI (для иллюстрации я брал цену фьючерса WTI в месяц, предшествующий выходу данных об объеме бурения) над ценой выхода в ноль.  

Все активно бурили, когда премия составляла $40-50 и сократили объемы бурения, когда премия упала до $10-$20. Следует понимать, что из этих $10 нужно еще вычесть логистику и добавить к ним наценку "за качество". В ND мало трубопроводов и нефть преимущественно выводится более дорогим способом - железной дорогой (правда как раз на 2015-2017гг. планировалось расширение трубопроводной мощности). В целом это отражается на дифференциале между WTI и Bakken, который колеблется от $2,5 до $7,5.

Продолжение тут

ПС1. Просто для корректности: первый график Excel отрисовал за все даты, но ND Gov за февраль-июнь ничего не публиковало, в этих точка данных нет, кривая отражает лишь динамику изменений между январем и июлем. 

Много картинок без прогноза на 2015

Все делают прогнозы на 2015 год, испорчу-ка и я людям настроение. Однако же прогнозировать – дело неблагодарное, потому ниже много простых, но наводящих на грустные мыли картинок, без откровений и обещаний того, «как будет».


1. ВВП нашей страны в постоянных ценах очень неплохо корреллирован с ее импортом (как просто товаров, так и товаров и услуг) в текущих и постоянных долларовых цена.

Для сравнения между годами теоретически правильно строить в картинки постоянных долларах, так как приводят покупательную способность выручки к единой единице измерения. Но благодаря тому, что временные интервалы короткие, а инфляция в США небольшая, результаты получаются в целом аналогичными, буду приводить и картинки в текущих ценах.



Данные по ВВП – Росстата, по импорту – ЦБ РФ.

В текущих ценах:

 

В постоянных ценах:

 

2. Наш импорт в среднем за год примерно определялся всегда доступностью валют, т.е. экспортом сырья, лучшим индикатором которого является цена нефти. Однако же и действия Правительства и ЦБ могут его немного корректировать. Государство может потратить резервный фонд и заметно увеличить импорт. Или, наоборот, закупить валюты в резервы, поспособствовав ослаблению рубля. Например, потратив 100 миллиардов долл. при упавших нефтяных ценах можно существенно подправить ВВП, но ценой роста импорта. Одновременно, вывод капитала сокращает и импорт и ВВП. Есть и существенный ненефтегазовый (но тоже по большей части сырьевой) экспорт. Поэтому зависимость от нефти проглядывает, но чуть менее четкая.

В текущих ценах:

В постоянных ценах:

3. Очевидно, что картинки можно совместить.

 В текущих ценах:

В постоянных ценах:

Активность правительства может сдвигать ВВП на пару триллионов постоянных рублей, т.е. 5-7%. Например, потраченные в 2008-2009 г ЗВР и резервный фонд снизили падение ВВП. Но в целом наш ВВП держится в пределах 2000 миллиардов рублей 2008го от нефтяного тренда.

С одной стороны, ну и что? Совпали точки и совпали. Однако эта зависимость имеет экономический смысл - именно такой зависимости мы и ожидаем, если экономика построена вокруг экспорта одной товарной группы. Меняется цена этой товарной группы - прошел нефтяной дождик, и в пустыне расцветает оазис. Мало дождя - оазис сохнет.

С другой стороны мы можем предполагать, что на фоне нефтяного бума произрос какой-то и независящий от сырья и импорта фактор экономики, который просто слился на графике с изменениями цены. Но натурный эксперимент 2009 года показал, что нефтяные цены могут не только развивать экономику, но и резко сокращать ее, причем в точности вдоль траекторий роста.

Никто уже не спорит, что экономика сократится, но до каких размеров? В постоянных ценах 2008 г. нефть сейчас стоит около $55.. смотрим, где лежит точка $55/баррель на диаграмме постоянных цен. Но обоснованием того, что экономика сдвинется именно туда является только опыт 2009го.

Усугубляет ситуацию выплата долгов – наверное, с учетом долгов афиллированных лиц и доброты кредиторов – она дополнительно уменьшит импорт от «равновесия» на сумму до 80 млрд. долл. Распечатка фондов с обеспечением возрастающего при этом спроса на импорт валютными интервенциями, наоборот, добавит к импорту до $100 млрд. долл., подняв соответственно и ВВП. ЦБ еще обещал направить на интервенции 75 млрд. долл… если импорт сможет добраться до 300 млрд. долл. в следующем году (в текущих ценах, $270 в постоянных 2008 г.), то это пока выглядит как очень хороший результат.

Ну и очень-очень важное: экономика обладает инерционностью. Ей требуется время, чтобы приспособиться с новым уровням нефти – это может затянуться на год и больше - так, что «среднее по больнице» скорее стоит воспринимать как двухлетнюю перспективу. По крайней мере, рекордно высокие нефтяные цены 2008го не успели сказаться на экономике должным образом.. с другой стороны 2009 года показал, что посадка может быть и очень быстрой и жесткой. Да и цена на нефть может оказаться не $60, сходить как к более высоким, так и более низким уровням.

Почему внешний долг в долларах?

Вчера прочитал рекомендованную Кругманом статейку (Eichengreen и пр.) про внешние долги развивающихся стран. Ключевой проблемой таких стран являются резкие колебания ВВП (в среднем 3.5% против 1.5% у развитых стран), вызванные шоками притока и оттока капиталла, номинированного в иностранной валюте. При этом серьезность проблем вызывается именно тем, что долг номинирован не в своей валюте и при резком ее обесценении становится крайне дорогим в обслуживании.

Однако же отчего иностранные инвесторы не готовы давать развивающимся странам в долг в местной валюте? Существует две теории: 
1) "Плохие институты", вызывающие недоверие у инвесторов 
2) "Первородный грех". 

Авторы придерживаются второй теории, последовательно доказывая, что возможность занимать в своей валюте статистически значимо связана только с одним параметром: размером экономики, т.е. ВВП. Качество институтов, история дефолтов и инфляции, политическая стабильность - все это оказывается статистически незначимо. (Результат про ВВП вроде очевидный, чем ты солиднее - тем больше к тебе доверия). Объясняют они это тем, что транзакционные издержки на выдачу кредита в другой валюте от размера экономики не зависят, а выгоды как раз зависят от размера экономики, потому убыточно тратиться на диверсификацию портфеля в валюту мелких стран.

Есть несколько малых стран (Швейцария, Новая Зеландия, Польша), которые в этот список попали, но ими же все интересы диверсификации портфелей и закрыты. Любая другая мелкая страна, которая захочет получить внешнее финансирование в своей валюте, встретит мощное сопротивление рынка. Сначала нужно стать "большой". Ирония в том, что стать побыстрее "большой экономикой" мешают как раз курсовые проблемы.

Моделирование курса USD – коррекции (развитая хиромантия)

// Владислав Боркус

Часть 2.Часть 1 тут

Коррекции модели

Для начала попробуем разобраться чем вызваны отклонения.

Будем считать, что импорт целиком определяется ценой нефти, а реальный курс по прежнему определяет номинальный курс, но не через обычный импорт, а через импорт плюс некоторый «дополнительный спрос на валюту». Последний оценим как некий фиктивный импорт, который должен был бы быть при данном уровне реального и номинального курса. Размер этого фиктивного дополнительного импорта (т.е. «невязка импорта»), будет:



Размер ее оказывается значительным: до 30% от величины реального импорта:

Форма кривой этой величины намекает, что есть зависимость dIM от времени. Если принять, что dIМ зависит от времени линейно (по формуле dIm (млрд. долл.)=-44,4345*((дни с «01.07.2013»)-19577)), то мы получим модель с весьма неплохими прогнозными качествами. Вот как выглядит ее ошибка: