Опубликованы данные по рентабельности добычи сланцевого газа в США. Ниже они приведены. Сделал формальные выводы. Они пока именно формальные и предварительные.
Динамика добычи сланцевого газ в США.
Динамика оптовых цен на газ в США (NGA, 2016 г.)
Цена газа указана для Henry Hub в долл. за 1 MMBtu. Для ее перевода в цену за 1000 куб. м применяется коэффициент 36. В 2009-2015 гг. средняя цена на газ была равна 135 долл. за 1000 куб. м. В конце 2015 – начале 2016 гг. она снизилась до 75 долл. Но в марте 2016 г. цена начала расти. Это связано с началом экспорта СПГ из США. «Forecast Henry Hub natural gas prices average $2.36/MMBtu in 2016 and $2.95/MMBtu in 2017.» Средняя цена газа в 2016 г. прогнозируется равной 85 долл., в 2017 г. - 106 долл. за 1000 куб. м
В публикации приведен средний уровень безубыточности фактической добычи газа на главных сланцевых полях США в 2015 и ожидаемой в 2016 г. (F2), а также добычи его остаточных запасов (F3). Для перевода в долл. за 1000 куб. м. соответствующие цифры нцжно умножить на 35,335.
Исходя из этих цифр, можно сделать следующие выводы.
1. В 2009-2015 гг. при цене газ равной 135 долл. за 1000 куб. м его добыча была рентабельной. Но это формально. Технологии добычи газа из сланцев совершенствуются. Естественно, себестоимость его добычи в 2015-2016 гг. привязана к современным технологиям. Экспертно можно принять, что в период 2009-2015 гг. добыча сланцевого газа была, как минимум, безубыточной.
2. С конца 2015 г. при цене газа 75 долл. за 1000 куб. м его добыча убыточна. Возможно, исключение составляет газ с конденсатом Марселуса. Возможно, к концу года добыча газа на этом поле (при цене 85 долл.) выйдет на нулевую рентабельность.
3. При цене газа в 2016 г. 106 долл. за 1000 куб. м добыча газа на Marcellus будет рентабельна. На Haynesville будет нулевая рентабельность. На Fayetteville – останется убыточной.
4. Уровни безубыточности добычи остаточных ресурсов сланцевого и конвенционного газа сопоставимы. Ресурсы сланцевого газа (Shale+Tight) превышают ресурсы конвенционного примерно в четыре раза. При цене на газ 135 долл. добыча газа в США (конвенционный, сланцевый, метан месторождений угля) в обозримом будущем будет рентабельна.
Комментарии
Себестоимость добычи газа со временем растёт. Вам ли это не знать...
По сланцевому газу США в прошедший период это утверждение не очевидно. "Уход" буровых с Haynesville на Marcellus понизило общую себестоимость добычи сланцевого газа. Кроме того, технологии его дыбычи совершенствуются.
Но по отношению. к сланцевому газу параметр "себестоимость" зависит от вовлеченности в разработку "хороших" и "плохих" участков сланцевого поля. И "себестоимость" зависит от цены на газ. Чем выше цена, тем будет выше "себестоимость". За счет вовлечения в разработку "плохих" участков полей.
Совершенствуются - это сильно сказано. Я бы назвал что технологии бурения оптимизуруются в сторону уменьшения затрат.
Добыча - это далеко не только бурение. Более того, бурение вообще в себестоимость не входит. Бурение это капексы. А себестоимость - это опексы. Это транспорт от скважины до установки подготовки газа, это сама подготовка газа и транспорт до ближайшего хаба. А тут никаких новшеств что то не видно.
Пиндосы пользуются показателем "объем нового газа на 1 буровой станок". При всех его недостатках он интегрально отражает динамику эффективности добычи газа.
Себестоимость добычи газа берется из проекта разработки конкретного участка сланцевого поля. Проект же учитывает все затраты.
////// Более того, бурение вообще в себестоимость не входит./////
Странное утверждение.
Капексы или капитальные затраты - это инвестиционные деньги. Как они отражаются в себестоимость? Д а ни как. Инвестиции возвращаются с прибыли.
Американцы могут хоть в дырках от бублика мерить свою эффективность. Суть от этого не поменяется.
Затраты на бурение эксплуатационных скважин прямо и непосредственно входят в себестоимость добычи газа.
Как? В России- через аммортизационные отчисления. Но это всего лишь доля от затрат. При том не такая большая. Пиндосы так не делают.
Вы пишите глупости.
Хорошо. Тогда скажите какова доля аммортизационных отчислений в структуре себестоимости добычи сланцевого газа? И как вообще американцы переносят капитальные затраты на себестоимость.?
Я же написал. Все считается в проекте разработки конкретного участка сланцевого поля. То есть, себестоимость добычи не текущая, а на весь цикл разработки, включая расходы на эксплуатационное бурение, ..., на ликвидацию и рекультивацию, ....
Я считал по нефти. Там цена бурения и ГРП доминирует в себестоимости.
Более того, есть экспресс-расчет. Там все привязано к цене бурения одной скважины.
В том то все и дело что для газа опексы значительно выше чем для нефти
не, я тоже слышал, что американцы амортизацию вообще не считают при расчете себестоимости, у них расчет строится из того, типа они пришли, а скважина уже существует (как по волшебству появилась) и исходя из этого они типа считают себестоимость
Американцы - волшебники статистики, что сказать, считают так, чтобы показать прибыльность, ведь для них главное не товар продавать, а акции добывающей компании.
здесь чуть о другом наверное Вы говорите "Пиндосы так не делают". При подсчёте маржи в финансовых потоках они да - капзатраты не учитывают, только текущие расходы. но в целом учитывают.
Про в целом- понятно. Когда считают экономику проекта на срок окупаемости - бампер это учитывают.
Но товарищ начал говорить за себестоимость. Вот мне и интересна её структура. А то пока одни голословные утверждения.
Ну и давайте все же бурение от добычи отделять.
Заглянул в первоисточник цифр по себестоимости, которые взял АнТюр (http://www.ogfj.com/articles/print/volume-12/issue-9/features/us-gas-pla...).
Это прошлогодняя статья. Детализации расчетов нет, но сказано, что оценки основаны на "ожидаемой добычи".
Играя с прогнозными моделями, можно получить самые разные цифры, поэтому не вникнув в детали и заложенные предположения, я бы поостерегся их использовать.
А вообще, непонятно, зачем брать расчеты годовой давности, когда за год поступил массив новой информации, и модели можно скорректировать.
Статья от 09.11.2015 г. Меня она утраивает. С многочисленными оговорками, конечно.
Слова, с которых начинается статья не совсем корректны:
> В самое последнее время опубликованы данные
Правильнее было бы так и сказать, что это прогнозы Rystam Energy годовой давности, без детализации расчетов, но Вас они устраивают.
Поправил текст.
А заголовок? "Новые" данные?
В виду чего всех и интересует, а сколько хороших участков и сколько плохих, в смысле извлекаемых объёмов.
Ну да. По основным гзосланцевым полям есть карты Sweet spot. Я думаю, что авторы публикации этот фактор учли.
> Я думаю
Детализации расчетов в статье нет, так что это предположение. А предположение - мать всех проколов.
Боле того, я вовсе не утверждаю того, что статья не ангажированная. Но из того, что я знаю, приведенные в ней результаты примерно соответствую реальности.
Другая информация (март 2016 г.).
http://www.artberman.com/shale-gas-magical-thinking-and-the-reality-of-l...
Как можно понять, цены за mmBtu
В верхней таблице средняя цена "странная". Она не соответствует цифрам таблицы.
Это средняя для 3х самых успешных компаний. И заvетьте, это цена на устье скважины, без учёта стоимости услуг по сбору, подготовке и доставки на хаб. А на Marcellus даже сейчас газ стоит $1.25/MMBtu .
http://www.eia.gov/naturalgas/weekly/
Здесь немного не понятно. Речь может идти только о себестоимости товарного газа. А товарный газ - это после сбора и подготовки.
По отчету EIA (28.07.2016 г.) газ на Marcellus на предшествующей неделе стоил 1,25-1,34, а на Henry Hub 2,72-2,80 долл./MMBtu. Разница цен дает нам стоимость транспортировки газа и операционные расходы по его продаже – 53 долл. за 1000 м3.
Так?
Вы табличку у Бермана брали? Метода его Labyrinth Consulting Services, Inc. предполагает расчёт В\Е на устье скважины. Если на цифры в табличке накинуть действительно все расходы от скважины до хаба, отчётность компаний будет выглядеть уже совсем непристойно.
Вот вот. Газовая поверхностная инфраструктура осень дорогая. В разы дороже нефтяной.
Проверьте, пожалуйста.
Методика, применяемая Labyrinth Consulting Services, Inc. дает уровень безубыточности на устье скважины. На Marcellus он составляет 169 долл., а при снижении операционных расходов – 129 долл. на 1000 м3 газа. На других газосланцевых полях уровень безубыточности выше, чем на Marcellus. Примем, что затраты на сбор и подготовку газа составят 10% от его себестоимости на устье скважины. Это даст нам безубыточную цену товарного газа. Но его нужно доставить на хаб. По отчету EIA (28.07.2016 г.) газ на Marcellus на предшествующей неделе стоил 1,25-1,34, а в Henry Hub 2,72-2,80 долл./MMBtu. Разница цен дает нам стоимость транспортировки газа и операционные расходы по его продаже – 53 долл. за 1000 м3. На основе этих данных мы можем оценить контрольные цифры.
Добыча газа на наиболее перспективных участках Marcellus в 2015-2016 гг. будет безубыточной при его цене на Henry Hub равной 149 долл. за 1000 м3 (87+9+53) Если примем, что средняя безубыточная цена газа компаний на Marcellus находится в пределах 93-169 долл. за 1000 м3, то безубыточная его добыча будет при цене 155-239 долл. за 1000 м3. Средняя цена добычи остаточных ресурсов сланцевого и конвенционного газа составляет 112 долл. за 1000 м3. Его добыча будет безубыточной при цене газа на Henry Hub равной 176 долл. за 1000 м3.
Извините, что надолго выбыл из беседы.. Цена на хабе, к сожалению, ничего нам не скажет о расходах на транспорт, только о намерениях спекулянтов. И газ из Пенсильвании не идёт в Луизиану. По крайней мере пока.
Как бы нам проинтерпретировать эти данные за 1 кв. 2016 г.
http://www.artberman.com/shale-gas-magical-thinking-and-the-reality-of-l...
= По основным газосланцевым полям есть карты Sweet spot =
Эти карты появились только благодаря "массированому бурению", когда на заре "революции" бурили квадратно-гнездовым способом: условно, из пяти скважин только одна нормальная. Понятно, что сейчас "эффективность" повысилась за счет снижения количества "сухих" скважин и возможности "очертить "сладкие" места.
Я смотрю за китайцами и за их потугами в "сланцевой революции". Вроде у Китая много денег и есть "план" по добыче. Но позволить себе "квадратно-гнездовой" способ они не могут, партия не разрешает. Проблемы они себе уже очертили (как и в остальном мире, кроме США):
1. Высокая себестоимость.
2. Трудность определения "сладких мест". Подвижки есть, как говорят, но слабые. Чисто геологическими методами "сладкие" места не определить, а квадратно-гнездовой способ позволить себе не могут.
3. Раньше смотрели на сланцевые пласты на глубине 2 км. Теперь поставили на них крест и перешли на 3-3,5 км. Кстати много говорят про Фулинь (типа вот-вот и конец Газпрому), но Фулинь - как раз более глубокие пласты.
4. Сделали вывод: "сланцевая" добыча может быть выгодна только в сочетании с "традиционной" добычей. Даже теперь пересмотрели все и хотят сделать типа кластера (Gas Daqing) в Сычуане.
Кстати тот же Марцеллус (сейчас точно не помню) на 2 км, но выше есть еще газовые коллекторы, которые тоже "используют". Барнет - их два пласта (верхний и нижний), все скважины теперь делают на эти два пласта. Вот тут можно говорить о "повышении эффективности".
/////Эти карты появились только благодаря "массированому бурению"/////
Это не совсем так. Создана технология картирования Sweet spot по данным сейсморазведки. Это уточнение границ Sweet spot и прогноз их небольших участков между скважинами.
Я привел пример китайцев: они столкнулись с этой проблемой, которая и стоит на настоящий момент. Они чуть ли не в каждом отчете жалуются на плохую геологию и говорят, что в Америке более благоприятная геология (так ли? скорее все-таки результат массового бурения, об этом говорил, кстати Берман, попробую найти ссылку). Основные усилия китайцев направлены на эти "сладкие места". Отсюда и решение поставить крест на 2 км сланцевые пласты и перейти на 3-3,5 км.
Скорее всего, Вы правы. В США в сланцнвые газ и нефть сделаны начальные вложения. То есть, сланцевые поля были хорошо изучены до начала добычи. Я встречал вполне приличные данные за 90-е годы (бурение и изучение обнажений). А китайцам все приходится делать с нуля. Причем, начальный этап изучения их сланцев ложиться на компании.
Все таки уточню:
= Причем, начальный этап изучения их сланцев ложиться на компании.=
В Китае пока есть план (увеличение сланцевой добычи до 30 млрд). 2 года назад план сократили со 100 до 30, а промежуточный план на 2015 г. провалили. Но пока есть план, под этот план централизовано выделяются деньги на геологоразведку и бурение. И разведка и бурение идет в соответствии с деньгами. Уменьшение плана означает сокращение финансирования как результат переосмысления надежд на "сланцевый газ".
Ссылку на Бермана не могу найти, но примерно так: "для того, чтобы определить сладкие места, нефтяники пробурили тысячи скважин".
Да и
Из одного недавнего китайского отчета (примерно, по памяти):
Говорят, что сланцевые пласты неоднородны. Система сдвигов означает, что газ может быть в одном месте, а может не быть и точно это они определить пока не могут. И выводы типа, надо далее сосредотачивать усилия на методологии определения "сладких мест". Т.е. пока такой методологии нет ( включая сейсморазведка 2 и 3Д)..
Говоря о т.н. сланцевом газе почти никто не вспоминает, что он отличается от традиционного даже больше, чем бензин с шелловской заправки в Швеции и из чеченского самовара 90-х.
Его ведь мало добыть, его еще и применять где-то надо.
Себестоимость оно конечно хорошо, но его ведь и продавать надо, а говно по цене фуагры даже амеры не умеют продавать.
Газ из сланцев практически не отличается от газа из традиционных месторождений.
////// и продавать надо/////
Так я привел цены, по которым продают газ из сланцев. А себестоимость его добычи привязана к цене на Хенри паб.
Поинтересуйтесь про возможность сжижения "сланцевого" газа - вас ждут удивительные открытия.
P.S. И теплоту сгорания этого продукта.
Ну так дайте ссылку на особенности сжижения газа из сланцев и сопоставление его теплотворности и традиционным газом.
сланцевый газ - это часто смесь различных газов. в том числе азота, углекислого газа. частенько такие посторонние газы составляют до половины объёма сланцевого газа. поэтому и все фокусы с сжижаемостью и теплотворностью. в Австралии сланцевый газ бывает ещё и с сероводородом - причиной коррозии добывающей инфраструктуры...
Вы понимаете русский текст? Дайте ссылку на состав сланцевого газа США и его теплотворность. Ваши бла бла бла меня не интересуют. Я знаком с фактическими данными по составу газа сланцевых полей США. Его состав такой же, как и в традиционных резервуарах.
Ваши заявления сейчас это как раз бла-бла-бла, а вот ваш собеседник говорит более конкретные вещи, подтверждающие ссылки на которые вы без труда найдете в Гугле, если вас там не забанили.
О неоднородности, огромном разбросе параметров и "загрязненности" т.н. "сланцевого" газа не слышал глухой или не читал слепой.
Что же касается ваших наивных просьб указать конкретный состав с конкретного месторождения - ну попробуйте сами и сильно удивитесь тому, что сведения являются почему-то закрытыми, так что не стоит физдипеть о своих каких-то сокровенных познаниях.
Вы читать умеете?
АнТюр:
///////Я знаком с фактическими данными по составу газа сланцевых полей США. Его состав такой же, как и в традиционных резервуарах. /////
Это можно опровергнуть только приведя фактические данные. Вы можете их привести?
Эти данные находятся за 1 минуту.
http://cdn1.investingdaily.com/res/images/201003/shalecomposition.gif
Вот за что мне нравятся альтернативщики разные, так это за то, что они сыплят ссылками, сами их не читая.
Вот откройте вашу ссылочку и посмотрите, насколько отличаются составы газовых смесей друг от друга.
Вам же никто не говорит, что сланцевый газ это некий, ранее неизвестный изотоп этана или метана, или ваще новый элемент таблицы, вам говорят, что он значительно "грязнее" газовой смеси с традиционных месторождений.
И вы знаете, есть такая мерзкая штука, как законы физики, которые утверждают, что более чистое топливо дает больше тепла при сгорании одинаковых объемов, чем менее чистое.
Ссылка - учебник физики для 8-10 классов средней общеобразовательной школы СССР.
Страницы