Об экономике нефти Северной Дакоты
В сентябре этого года была очередная встреча Совета по добыче нефти штата Северная Дакота США. Выкладываю несколько интересных слайдов из презентации начальника нефтепроводной службы штата Дж. Крингстада.
Первый касается скорости ввода скважин в эксплуатацию. На этом слайде скважины разделены по месяцу, в котором началось их обустройство. Цвет означает статус скважин. Серый цвет, преобладающий внизу (скважины, начатые в 2013-2014) - работающие скважины, добывающие нефть. Красный цвет - информация о статусе закрыта владельцами (это право действует ограниченный срок).
Обратите внимание - около половины скважин, бурение которых началось летом 2015 и позднее, до сих пор не производят нефть. Даже если мы причислим все скважины с «закрытой» информацией к работающим. Значительное число скважин ожидает завершения работ, т.е. гидроразрыва пластов. Они обозначены коричневым цветом.
Одной из тем доклада Крингстада была экономика скважин. Вот, например, график с дисконтом нефти North Dakota к марке WTI (красная линия). В сентябре он составлял около 6 долларов - т.е. почти 15%:
Но центральным местом в докладе является расчет окупаемости скважины. Вслед за российским правительством Крингстад принимает «консервативный» сценарий в 40 долларов за бочку. Стоимость обустройства одной скважины - 6, 7 или 8 млн. долл. США. И смотрит на внутреннюю норму доходности IRR в зависимости от уровня начальной производительности скважины. В качестве минимальной IRR принимается 10%:
Мы видим, что если обустройство скважины уложится в 6 млн. долларов, для достижения желамой IRR она должна давать в первый месяц 600 барр./день. Если капитальные затраты будут выше - то стоит ориентироваться на 700-800 барр./день. Но много ли таких скважин (или перспективных мест) в Северной Дакоте?
Для иллюстрации я сделал «гифку», на которой обозначены скважины, преодолевающие соответствующий порог:
Если мы повышаем «планку» начального дебита с 400 б/д до 600 б/д, число скважин сокращается почти вдвое. До 700 б/д - почти втрое. До 800 б/д - в 4,5 раза.
Но если мы немного смягчим «консервативный» сценарий цены на нефть, ситуация заиграет совсем другими красками. Вот график с breakeven-ценой для скважин с различной производительностью при IRR=20%. Как видите, даже для «слабых» скважин цены вполне умеренные.
«Консервативная» цена $40/баррель в расчетах использовалась как цена «на устье скважины». Т.е. к этой цене надо прибавлять транспортные расходы и не забывать про дисконт для сорта (второй график), сравнивая её с биржевой ценой. Тем не менее, IRR дает некоторое пространство для маневра. И в целом приведенные расчеты позволяют адекватно оценить состояние дел в нефтяной отрасли Северной Дакоты.
Первый касается скорости ввода скважин в эксплуатацию. На этом слайде скважины разделены по месяцу, в котором началось их обустройство. Цвет означает статус скважин. Серый цвет, преобладающий внизу (скважины, начатые в 2013-2014) - работающие скважины, добывающие нефть. Красный цвет - информация о статусе закрыта владельцами (это право действует ограниченный срок).
Обратите внимание - около половины скважин, бурение которых началось летом 2015 и позднее, до сих пор не производят нефть. Даже если мы причислим все скважины с «закрытой» информацией к работающим. Значительное число скважин ожидает завершения работ, т.е. гидроразрыва пластов. Они обозначены коричневым цветом.
Одной из тем доклада Крингстада была экономика скважин. Вот, например, график с дисконтом нефти North Dakota к марке WTI (красная линия). В сентябре он составлял около 6 долларов - т.е. почти 15%:
Но центральным местом в докладе является расчет окупаемости скважины. Вслед за российским правительством Крингстад принимает «консервативный» сценарий в 40 долларов за бочку. Стоимость обустройства одной скважины - 6, 7 или 8 млн. долл. США. И смотрит на внутреннюю норму доходности IRR в зависимости от уровня начальной производительности скважины. В качестве минимальной IRR принимается 10%:
Мы видим, что если обустройство скважины уложится в 6 млн. долларов, для достижения желамой IRR она должна давать в первый месяц 600 барр./день. Если капитальные затраты будут выше - то стоит ориентироваться на 700-800 барр./день. Но много ли таких скважин (или перспективных мест) в Северной Дакоте?
Для иллюстрации я сделал «гифку», на которой обозначены скважины, преодолевающие соответствующий порог:
Если мы повышаем «планку» начального дебита с 400 б/д до 600 б/д, число скважин сокращается почти вдвое. До 700 б/д - почти втрое. До 800 б/д - в 4,5 раза.
Но если мы немного смягчим «консервативный» сценарий цены на нефть, ситуация заиграет совсем другими красками. Вот график с breakeven-ценой для скважин с различной производительностью при IRR=20%. Как видите, даже для «слабых» скважин цены вполне умеренные.
«Консервативная» цена $40/баррель в расчетах использовалась как цена «на устье скважины». Т.е. к этой цене надо прибавлять транспортные расходы и не забывать про дисконт для сорта (второй график), сравнивая её с биржевой ценой. Тем не менее, IRR дает некоторое пространство для маневра. И в целом приведенные расчеты позволяют адекватно оценить состояние дел в нефтяной отрасли Северной Дакоты.