Нефтяная войнушка в электронном формате
Случайно узнал, что у меня оказывается была полемика с wood-stock про расчеты цен на нефть. Поиск не дал результатов. Возможно это было в ФБ, хотя я не припоминаю, чтобы кто-то спрашивал про логику расчетов, а я не ответил. Ну да, ладно, решил воспользоваться этим воистину фундаментальным постом для того, чтобы разобрать типичные ошибки в данной теме.
>> ( Read more... )
>> ( Read more... )
Как раз по этой ссылке есть мой вопрос, откуда берутся данные.
По указанной ссылке, так же как и по остальным ссылкам, у вас не показано КАК РАССЧИТАНА цена отсечения. Откуда вы берете эти ваши wellhead price в 55??
Вот например автор статьи, на которую вы ссылаетесь, (Ciaran Nolan) четко расписывает составляющие цены
По компаниям
http://peakoilbarrel.com/wp-content/uploads/2015/02/Nolan-43.jpg
Общие
http://peakoilbarrel.com/wp-content/uploads/2015/02/Nolan-45.jpg
Данные на февраль 2015 года
Выводы
For an average 2014 type well, the majority of the top ten Bakken / Three Forks producers have forward breakeven oil prices of $70-75 (WTI).
Для средней дырки в 2014 году цена безубытка 70-75 долларов.
С Ноланом, соответственно, я могу как-то обсуждать эти цифры. А ваших цифр я так и не увидел. Ок, проанализирую его данные.
1. С выводами Нолана я совершенно согласен. Себестоимость в 2014 году примерно такая и была. Следовательно чтобы отбить свои ПРОШЛЫЕ вложения компаниям нужна такая цена. Но это не касается новых вложений.
2. Очевидно, что с обвалом нефти, цена упала и на сопутствующие услуги (как то бурение дырок или оплата труда и тп). Поэтому брать сейчас данные за 2014-2015 годы бессмысленно. Если бы экономика добычи осталась бы прежней , то в 2016 году вообще никто ничего не стал бы бурить. Именно поэтому мне так были интересны отчеты за 2-й квартал 2016-го.
3. Смотрим цифры Нолана (на глаз)
Production Expense 12$
G&A - 7$
Interest - 3$
TAxes - 2$
Marketing Differential - 15$
Что хочется отметить, налоги уже прилично упали по сравнению с 10$ за баррель, которые были в 2014. Interest, на мой взгляд, вообще считать неправомерно, так как теоретически мы можем работать на свои.
Marketing Differential в этом году колебался в диапазоне 3-8 баксов. Ну и Production Expense и G&A по отчетам серьезно сократились (как я писал примерно с 19 до 12). Итак, суммируя получаем
12 + 2 + 6 = 20 баксов за баррель. По сравнению с моими расчетами в посте не было учтены налоги и разница в цене между Баккеном и WTI. Следует отметить также, что Баккен имеет самый большой дисконт, на остальных месторождениях differential будет меньше.
Это все касалось операционных расходов
4. Теперь капзатраты
Нолан их тупо считает через DD&A
http://peakoilbarrel.com/wp-content/uploads/2015/02/Nolan-43.jpg
И получает 25-30$ за баррель. Но это слишком сильное допушение. Во-первых, так как это именно ПРОШЛЫЕ траты по бешеным расценкам, а во-вторых там очень серьезную роль будет играть переоценка резервов (к бурению никакого отношения не имеющая). Поэтому считать капзатраты по DD&A просто нельзя. ТО есть цифра на капзатраты для новой дырки остаются открытыми. Все будет упираться в правильную оценку EUR.
5. Количество буровых упало кардинально, но не в ноль. Следовательно бурить продолжают, а значит это по-прежнему выгодно. Логично? Или вы считаете, что у руля компаний сидят идиоты?
Reply
А, я думал для специалистов не требует уточнения что такое NPV и как вычисляется цена этим методом. Вот тут вы найдете информацию необходимую для начала изучения данного вопроса: https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%A7%D0%B8%D1%81%D1%82%D0%B0%D1%8F_%D0%BF%D1%80%D0%B8%D0%B2%D0%B5%D0%B4%D1%91%D0%BD%D0%BD%D0%B0%D1%8F_%D1%81%D1%82%D0%BE%D0%B8%D0%BC%D0%BE%D1%81%D1%82%D1%8C
>>Количество буровых упало кардинально, но не в ноль. Следовательно бурить продолжают, а значит это по-прежнему выгодно. Логично?
Как я уже писал (да это наверное и так очевидно), есть разные точки, "жирные" - значит богатые нефтью и есть совсем бедные. Цена рассчитана была для среднестатистической скважины. Это значит как для самой обильной, так и для сухой. Сейчас продолжают бурить только самые лучшие места, только их мало. А плохих мест, которые окупаются при ценах 70 и выше - много. Почему так, вопрос философский. Как говорится, потому что "всех много, а всего мало")))
Так что продолжают ковыряться, конечно, но это уже не сланцевая революция, а поддержание штанов.
Reply
А причем здесь NPV??? Это просто формула для финансового расчета прибыльности. А вот какие цифири вы туда ставите и является основным вопросом. Ваши цифири по стоимости скважины совершенно неактуальны.
Вот цифири на 2015 год
http://thebakken.com/uploads/posts/magazine/2016/05/Map-Chart_14622028332646.jpg
Там даже близко нет ваших 9 млн за дырку. EUR тоже оцениваете почти в три раза меньше чем компании в своих отчетах. Ну если еще ставку дисконтирования в 20% подставить, то можно цену отсечения и в 100 нарисовать.
"Так что продолжают ковыряться, конечно, но это уже не сланцевая революция, а поддержание штанов."
Откуда взялся ваш график мне непонятно. Это опять какие-то оценки пальцем в небо. Пора уже научиться оперировать фактами.
Факты таковы. Вот исторический график ввода новых скважин на Баккене. ОБращаю внимание - НОВЫХ (!!!).
https://www.filepicker.io/api/file/kVJ4g67hT9SoR6C7YuG7/convert?format=jpg&quality=60
На низах по нефти (когда цена падала ниже 30, а на Баккене вообще около 20 была) ежемесячно вводилось порядка 50 НОВЫХ скважин. В 2011-м для сравнения вводилось по 100 скважин. Разница явно не на порядки. Новые дырки АКТИВНО делаются, чего не могло бы быть при цене отсечения в 55. Даже при средней.
Далее для пытливых отчет от EIA
https://www.eia.gov/petroleum/drilling/pdf/dpr-full.pdf
Там хорошая детализация по разным месторождениям.
Самое крупное Permian полностью сохранило добычу. Получается на Permian-е средняя цена нефти по 40 экономически выгодна вообще для всех дырок. И о какой себестоимости в 75 может после этого идти речь?
Reply
То, что разбираться самостоятельно, как использовать NPV для расчета цен отсечения не очень охота было бы понятно и по одному знаку вопроса)
Ммм, если коротко, то NPV это способ получить то самое число, которое вам не вполне понятно откуда взялось (т.е. равновесную цену). Т.е. это прибыль (зависит от цены) минус затраты (частично зависят от цены) и маржа дисконтированная по времени, в итоге должны давать ноль. Так инвестор может оценить доходность вложения за период.
>>Там даже близко нет ваших 9 млн за дырку
Во первых, внимательное чтение приносит бонусы, в виде понимания реальности, в которой указаны иные числа, в частности 8.5 млн:
Во вторых, очевидно у вас не нашлось времени изучить данные по ссылкам для того, чтобы выяснить, чем отличается CWC от реальных капзатрат. Ну, видимо значит не так уж и нужно)
>>Откуда взялся ваш график мне непонятно.
Опять таки, если бы вы взяли на себя труд прочитать информацию по ссылкам, вы бы нашли пост в котором размещен график и пояснения, как он получился.
Однако зная, что вам это не особо интересно, в качестве бонуса еще один график с ссылкой на описание, которым вы все равно вряд ли заинтересуетесь)
http://pustota-2009.livejournal.com/143286.html
>>В 2011-м для сравнения вводилось по 100 скважин.
Это достаточно показательно, что для сравнения вы взяли 2011, а не 2014-й год, когда вводилось по 175. Ну оно и понятно, 175 по сравнению с 50 не так смотрятся как 100;) Не замечать неудобные факты - верный путь выяснять истину)
>>Получается на Permian-е средняя цена нефти по 40 экономически выгодна вообще для всех дырок.
И видимо поэтому число буровых упало с 550 до 160. Ведь все дырки выглядят одинаково, просто кэш устали грести)
Reply
По вашим многочисленным ссылкам мелькали разные цены в диапазоне 8-9. Да и в данном случае 8.5 к 9-ти гораздо ближе нежели к 6. Ирония совершенно неуместна.
"Во вторых, очевидно у вас не нашлось времени изучить данные по ссылкам для того, чтобы выяснить, чем отличается CWC от реальных капзатрат. Ну, видимо значит не так уж и нужно)"
Поразительно, в который раз столько слов а конкретных цифирек мы так и не увидели)). Так как по ФАКТУ ваши расчеты продемонстрировали свою ошибочность, а искать где же закралась ошибка вы не хотите, то я более не собираюсь вытягивать из вас ваши секретные схемы. Если среди ваших читателей имеются еще такие же тупые и ленивые как я, то возможно они сами захотят с вами пообщаться.
"Это достаточно показательно, что для сравнения вы взяли 2011, а не 2014-й год, когда вводилось по 175. Ну оно и понятно, 175 по сравнению с 50 не так смотрятся как 100;) Не замечать неудобные факты - верный путь выяснять истину)"
За 2013-2014 годы, когда Штаты стали бурить по 200 дырок в месяц, они нарастили добычу почти на 3 млн баррелей. А пока сверлили по 100 добыча примерно оставалась на одном уровне. Соответственно, для сохранения уровня добычи, который обвалил мировые цены на нефть, достаточно сверлить по 100 дырок.
"И видимо поэтому число буровых упало с 550 до 160. Ведь все дырки выглядят одинаково, просто кэш устали грести)"
Не надо сравнивать с данными в период безумного экстенсивного роста, когда норма прибыли действительно была очень высокой. Компании вышли на определенный объем и держат его. 40 баксов за баррель - это не 100. Подушка безопасности гораздо меньше. И есть риск увидеть цены не в 80 за баррель а в 20. И чего они тогда будут со своими новыми дырками делать, окупаемыми на 30-ти? Поэтому, как раз, и хеджируют добычу. Предполагаю что дальние фьючи полностью продаются производителями а под них уже можно что-то и посверлить.
Reply
Ок, буду иметь в виду, что шрифт нужно делать покрупнее:
Ложь, наглая ложь и презентации нефтяных компаний
Высокие цены на нефть - теперь неизбежность
Маленькие грязные тайны больших сланцевых производителей
Впрочем это же ведь не конкретные цифреки, а ссылки на них. Так что можете и дальше продолжать утверждать с полным основанием, что никаких циферок вы не увидели. А впрочем давайте сделаем вот так. Раз и:
Где CapEx это статья "Exploration and development drilling" из официальных отчетов 10Q компании CLR.
Теперь вы не сможете сказать, что цифререк не было, зато есть возможность говорить "непонятно они взялись". Ведь ссылки целых 3, а что такое 10Q далеко не каждый специалист должен знать;)
>>Не надо сравнивать с данными в период безумного экстенсивного роста, когда норма прибыли действительно была очень высокой.
Ну теперь все ясно. Компании брезгуют руки пачкать. Как вы писали, себестоимость вроде как 25, а цена 40+, значит бизнесу западло работать за смешные 60% маржи. Я так понимаю вы и сами на предложения менее чем 100% не соглашаетесь?;)
Reply
По обсуждаемому вопросу подойдет только первая ссылка.
Какие я вижу у вас ингредиенты?
1. Стоимость скважины
2. Ваша собственная оценка EUR
3. Налоги
4. Opex и зп
5. Ставка
Ваша цифра в 74.3 (оптимистичный сценарий) получена при ставке 15%. ТО есть я почти угадал, написав что указав ставку дисконтирования в 20 можно и цифру за баррель в 100 получить. Налоги - это не себестоимость. Они могут быть снижены до нуля, чтобы спасти отрасль. Opex в 7$ указан плюс минус верно, а вот в 5$ - такого не видел ни у кого. Не учтен достаточно существенный раздел расходов как G&A. НУ ставка в 15 - это наверно шЮтка такая. Марафон, например, ноты под 2% с копейками выпускал. И мы опять же говорим о break-even цене, то есть цене БЕЗУБЫТОЧНОСТИ. Мы не закладываем прибыльность ни в 5% ни в 15%.
Итого, чтобы получить оценку снизу, пункты 3 и 5 можно исключить.
ПО пункту 1.
"Где CapEx это статья "Exploration and development drilling" из официальных отчетов 10Q компании CLR."
Вы видите свои цифры? Они за 2013-2015 года. Я вам привожу цифры за 2016 год. ОТчеты CLR за прошлые года честно читать лень, но то как вы передергиваете могу показать.
ПО одной из ваших ссылок
"Теперь следим за руками. Анонсируя планы по капитальным затратам они же сообщают, что потратили 2,2 млрд на Баккене, чтобы подключить 238 скважин. Получается, что себестоимость средней скважины $9,24"
А теперь идем по ссылке на которую вы ссылаетесь и видим что
Unconventionals - $2.1 billion:
$1.8 billion for the development of the Bakken Shale in North Dakota. Approximately $1.45 billion is dedicated to drilling and completion activities, pad level facilities and low pressure gathering lines; $350 million is planned for major infrastructure projects
$290 million for drilling 20-25 wells in the core of the wet gas window of the Utica Shale play in Ohio
Просто надо было ссылку не первые несколько строчек прочитать а чуть дальше. Получается что на бурение было потрачено только 1.45 млрд. Итого одна дырка около 6 млн.
ПО пункту 2.
Ну тут у вас какая-то своя модель по которой EUR ориентир 380 тысяч баррелей. Тот же CLR из вашей ссылки указывает targeting 800 MBoe EUR/well. Оазис и Марафон рассчитывают 1 млн с дырки. Возможно это и оптимистично, но разница в разы. Так что ваше допущение об 380 EUR, это точно очень пессимистично и искомую оценку снизу не дает.
Что в итоге? Совершенно оторванный от реальности расчет.
"Как вы писали, себестоимость 25, а цена 40+, но бизнесу запало работать за смешные 60% маржи."
Я предельно четко расписал из каких составляющих получена цифра в 25. Это себестоимость. Здесь не учтена налоги и разница в цене. ЕСли взять налоги в 2$ и market differential в 5$, то получим цену безубыточности в 32$. Расширяя диапазон 30-35$ за баррель. При цене в 40 это ни разу не 60% маржи. Кроме того я не учитывал амортизацию (вы насколько я понимаю тоже ее не рассматриваете). Амортизация тоже увеличит себестоимость. Для оценки СВЕРХУ(!) можно принять допущение капзатраты = DD&A, т.е. 25-30 баксов. Итого получим оценку сверху для безубыточности
production cost + tax + price differential + CapEX = 12 + 2 + 5 + 30
Почти 50$ за баррель. Это САМАЯ пессимистичная оценка для безубыточности. А в реале получим диапазон 30 - 50 $. Вот когда цена плотно перевалит через 50, станет показательна динамика сверления. ПРедполагаю что темпы будут восстанавливаться очень быстро, что и обрушит цену в очередной раз.
Reply
Собственно напрашивается указать на ваши ошибки и сказать, что это вы передергиваете, однако более вероятно, что вы действительно ленитесь подумать даже над своими аргументами. Поэтому отвечаю в последний раз только на то, что вы назвали передергиванием. Разбирать остальные ваши ошибки не вижу смысла.
>>ПО одной из ваших ссылок
>>"Теперь следим за руками. Анонсируя планы по капитальным затратам они >>же сообщают, что потратили 2,2 млрд на Баккене, чтобы подключить 238 >>скважин. Получается, что себестоимость средней скважины $9,24"
>>А теперь идем по ссылке на которую вы ссылаетесь и видим что
>>Unconventionals - $2.1 billion
Очевидно вы и тут поленились читать текст и не заметили те данные, которые я привел:
We are reducing our 2015 spending in the Bakken to $1.8 billion, compared with $2.2 billion in 2014. In 2015, we plan to operate an average of 9.5 rigs and bring approximately 210 new operated wells online, compared with 17 rigs and 238 operated wells brought online in 2014.
http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=101801&p=irol-newsArticle&ID=2010610
Тут сказано, что расходы на Баккене в 2015 уменьшатся до $1.8 млрд по сравнению $2.2 млрд в 2014. И что в 2014 введено 238 скважин. Делим, 2.2 на 238 и получаем $9,2 млн.
А текст на который вы ссылались относится к 2015 году: "Our 2015 exploration drilling". И сколько там планировалось пробурить скважин не сказано, так что ваше деление планового бюджета 2015 года на фактические скважины 2014 мягко говоря некорректны.
>>Ну тут у вас какая-то своя модель по которой EUR ориентир 380 тысяч баррелей. Тот же CLR из вашей ссылки указывает targeting 800 MBoe EUR/well.
Во-первых, она основана на фактической базе данных из официального источника: https://www.dmr.nd.gov/oilgas/mprindex.asp.
Во-вторых, она полностью совпадает с чужими оценками: http://pustota-2009.livejournal.com/135115.html
Ввиду того, что вместо того, чтобы прочитать материал и разобраться вы предпочитаете обвинять меня в подлоге, дальнейшее образование предлагаю осуществлять без моей помощи. На ваши комментарии моих ответов вы больше не получите.
Reply
Я зайду через полгодика, чтобы либо признать правоту ваших супермоделей (если при цене нефти в 60 сланцевики не расчехлят опять свои орудия) либо напомнить о ваших ошибках.
Reply
Как оказалось, сланцевикам чтобы запустить наращивание производства хватило даже нефти по 50. Как раз после нашего спора пошел рост. Отыграли уже больше половины падения.
Ошибки признавать будете?
Reply
ВОН ИЗ ПРОФЕССИИ! (с)
Reply
ВОН ИЗ ПРОФЕССИИ! (с)
Reply
Leave a comment