Bakken油价每桶50美元能盈利吗？

在这篇文章的第一部分中，我将介绍Bakken（ND）的轻质油（LTO）提取的获利能力更新，这是一个大项目。

其次是对Bakken 2014、2015和2016年份的平均LTO井进行经济生命周期分析。

这项分析发现，公司的运营现金净额合计仍将超过支出，现在预计2017年的总现金流将在2到30亿美元之间。

• 大量债务推动了巴肯地区的强劲增长和长期高水平的LTO开采。未偿债务总额（使用资本）的增长尽管速度较慢，但​​仍继续增长。

• 在石油价格维持在目前水平的情况下，总动用资本（主要是债务）严重影响了巴肯银行的盈利能力。

• 在2017年后没有增加井的情况下，井口价格（按WH计算）保持在$ 40 / bo [〜$ 50 / bo WTI]，该项目的估计损失将为$ 20-$ 220亿。

• 在2017年后没有增加井的情况下，井口价格保持在$ 60 / bo [〜$ 70 / bo WTI]的情况下，收益是在7.5年后（2025年）达到的，该项目的估算回报为3，百分之五

• 在2017年之后，井口价格维持在74美元/桶（约每桶WTI 84美元/桶），在4,3年后（2022年）达到了回报，估计回报率为7％。

使Bakken具有挑战性的盈利能力的原因是前几年负现金流量。

• 到目前为止，最近几年的流量改善和最终最终估计收益率（EUR）并未完全赶上油价的下跌和持续走低的趋势。

• 对于2016年的平均老式油井，估计WH [〜$ 63 / bo WTI]的持续油价为53美元/桶将返回7％。

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图01：上图显示了估计的12个月总滚动现金流量[黑柱]净现金流量。红色区域显示自09年1月至2009年7月的估计累计净现金流量。LOE，G＆A和利率（有效，即根据税收影响进行调整）基于几家SEC 10-K / Q文件的加权平均值。根据已生效的税收。多家公司报告的石油价格，北达科他州甜味油（NDS）和已实现的天然气价格。

在巴肯（北达科他州），自2009年1月和2017年7月以来，估计有1000亿美元已用于制造LTO作业井，到2017年7月底，尚有350亿美元未偿还，尚待从估计的剩余已探明开发生产（PDP）中回收储备。

在Bakken，用于钻井制造的最高资本支出每年的运营现金流为90亿美元。对于巴肯（Bakken），有两个不同的CAPEX周期，第一个是2011/2012年，当时油价保持高位，第二个是2015年，在油价暴跌之后。

第二个周期可能已经通过几个因素进行了合理化，例如预期的油价反弹，OPEC（主要是其中东成员国）通过（相信的）为争取争取而在2015年初开始的迅速增加的石油供应帮助脱轨。市场份额。LTO公司的激励机制可能也已合理化了第二个周期，在这些激励中，LTO公司的销量增长超过了获利能力。

不包括钻井，未完井（DUC）和盐水处理井（SWD）的费用。截至2017年9月，董事削减了889口等待完井的井。不包括任何沉重且昂贵的油井维护/干预产生的费用。

DUC代表所用资本在$ 2.2-$ 2.7十亿之间。

对于作为一个大项目的Bakken和生命周期分析，6％的总利息成本减少了35％，以反映公司税收的影响。

对冲和破产程序（债务重组）的影响不包括在内。

不包括根据井口价格，运输成本进行调整后的实际石油价格中的任何套利，以及该套利产生的任何税收影响。

现在，一些公司正在从净经营现金流量中循环主要借来的钱（以一定的利率），并注入额外的资本以继续生产新井。

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图02：上图显示了截至2009年1月和2017年7月从北达科他州Bakken [绿色区域]提取的轻质油（LTO）的进展。黑线[lh比例]显示了基于估计的已动用资本的发展而来的估计总特定利息成本的发展，如图01所示。2009年之前，未针对遗留流量调整特定利息成本。

估计的总特定利息成本是来自井口数量的综合[体积加权平均值]，其中一部分井处于支付的各个阶段，其余的井已通过支付并产生一定的利润。

生命周期分析

了解页岩油井获利能力的一种好方法是建立每口油井作为获利/亏损中心。

这可以帮助量化随着油井枯竭而产生的特定LOE，G＆A和利息成本/费用，并显示出在用于支出和产生利润的过程中所用资本的回收。

这样看，以700万美元的价格生产一口油井– 900万美元就像借用该油井的成本，年利率为6％（用于此处），本金（对油井的投资）则用剩余盈余偿还。税金，运营支出（包括G＆A）和利息支出。

这里有些读者可能会反对，因为油井成本的一小部分可能是权益，其余是债务。

这里的挑战是将油井投资中的股权和债务部分分开。

任何投资者都将评估股权的其他回报，并使用该股权制造良好的资产（至少）应具有与债务利息（借入资本成本）相同的回报（实际税后调整）。只要使用了长期股权，它至少应返回与债务成本相同的收益。信用等级良好（借贷成本较低）的公司在这里具有一定优势。

如果（受雇）股本没有回报要求，随着时间的流逝，它将因通货膨胀而逐渐失去价值。

这在大多数公司的财务报表中都没有出现。各个公司可能对股权收益有不同的要求，并且对股权的处理也可能有不同的做法。

下图显示了从1月开始的2014、2015和2016年份巴肯地区的平均使用井（投资）回收率如何发展。

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图03：该图显示了从一月份开始的2014年，2015年和2016年平均年份的油井的油井成本（投资）恢复轨迹。这些线显示了实际和虚线，从10月17日到2019年底，预计使用的资本将恢复使用，预计持续的井口价格为40美元/桶，并在2019年底进行估算。有关本文末尾使用的假设的更多信息。

另请参见图09，该图显示了WH处特定利息总成本为40美元/桶的预计轨迹。

平均井代表某个特定年份或月份的所有井的算术平均值。平均油井的经济性描述了该特定油井人口的经济性。如果平均油井显示正收益，则意味着即使各个油井之间的获利能力差异很大，整个油井总会有利润。一些（个人）油井可能非常有利可图，而最贫穷的油井则会造成不同程度的损失（必须由较好的油井承担）。

因此，各公司之间也将存在差异，具体取决于其井口人口（也称为拥有的耕地）的质量[生产力]。

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图04：该图显示了从一月份开始的2014、2015和2016年份的平均油井的油井成本（投资）的恢复轨迹。这些线显示了实际和虚线，从10月17日到2019年底，预计使用人均资本的回收率以及预计的持续井口价格为60美元/桶，并在2019年底进行估算。更多关于本文末尾使用的假设的信息。

如图04所示，较高的油价允许更快地恢复使用的资本（投资），并降低特定利息成本的轨迹，请参见图10。反之亦然。

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图05：该图显示了在不同的启动月份，到2014年底平均2014口井的动用资本（投资）回收的实际和估计轨迹，从10月17日起井口价格维持在40美元/桶。

井的经济状况在很大程度上取决于其（改善的）流量如何冲击油价，如图03、04和05所示。

在持续低油价的情况下，LTO油井的经济状况在开始的2-3年内对已实现的油价非常敏感，而对生产率的提高则不太敏感。

对于2016年的平均老式油井，估计WH [〜$ 63 / bo WTI]的53美元/桶的持续油价将返回7％。

对于2016年的平均油井，使用费从18％增加到20％将使价格达到$ 1 / bo和$ 1,50 / bo左右，从而获得7％的回报。

到目前为止，实际油价一直较低。这样做的结果是，需要剩余的估计可采石油（和天然气）更高的油价才能达到支出和特定的回报。

对于1月16日开始的2016年平均井，估计将以WH [〜$ 70 / bo WTI]的持续价格$ 60 / bo和WH [〜$ 88 / bo WTI]，从10月17日开始。

对于从16月16日开始的一口井，从10月开始，WH [〜$ 60 / bo WTI]持续支付$ 50 / bo，WH [〜$ 75 / bo WTI]可获得7％的回报，WH [〜$ 75 / bo WTI] 17。

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图06：散点图根据联合利息帐单（JIB）显示了来自各个运营商的81口井的特定LOE（$ / bo）与每个日历日的油流量。

目前，关于后期重井干预的频率和财务成本的可用数据有限。因此，尽管可以预见，随着井龄和流量的下降，具有较高比LOE的总体方向是有效的，但应谨慎对待图06中的数据。

由于需要延迟收回剩余的未动用资本和增加成本，任何需要重井进行干预的关闭活动都将导致盈利能力下降。

图06基于联合利息帐单（JIB），涵盖了从10年6月至7月16日开始的81口井的大部分时间，共6个月。这些JIB涉及各种活动，例如套管维修工作，需要大量钻机时间和设备费用的繁重工作。

图06中井的特许权使用费从17％到25％不等。

图06中显示的工作是在去年冬天/春季与美国石油行业的一位同事/朋友（受过律师培训）一起完成的，代表了81口井的数据（其中2口不在图表中）。

数据是从石油和天然气市场EnergyNet中提取的。

假设条件

除非另有说明，否则油价[在井口；在[WH]时使用的是来自Flint Hills的North Dakota Sweet（NDS）。WTI和NDS之间的价差为$ 10 / bo。自2014年1月以来，价差平均接近$ 13 / bo。

除非另有说明，否则本文使用的特许权使用费为18％。

发现大多数特许权使用费在17％到25％之间。特许权使用费越低，达到支付的所需价格就越低，并且会有一些特定的回报。

General＆Administration（G＆A）的发展来自于SEC 10-K / Q的几家公司，现在的价格约为每桶5美元。

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图07：图表显示了2014年，2015年和2016年平均水平的油井（LTO）流量的实际发展情况以及近期的预计流量。

相关：2017年底油价可能触及60美元

图07显示，随着时间的流逝，在运行的最初2-3年中，油井的流量和EUR都有了明显的提高。通过比较8 – 10年流量中不同年份的累积量，可以知道这种情况是否会持续下去。

为了避免使用适用于能源会计的每桶石油当量（BOE）造成混乱，该职位的所有费用均由石油承担，然后由天然气/ NGL的实际售价，税后费用和特许权使用费调整来决定，是从石油加回网里的。气量源自气油比（GOR）的发展。

将天然气转化为BOE会导致更高的报告量，从而降低特定成本[$ / BOE]。一桶油当量的天然气实现的销售价格为25％–一桶LTO的销售价格的50％。

它来自几家主要暴露于Bakken的公司，它们来自SEC 10-Q / K备案文件以及他们与BOE的报告，以及由于进出BOE和Mcf而造成的损失，这些公司平均损失了$ 1 – $ 2 /自2015年以来的Mcf。

Bakken的GOR现在约为1.8 Mcf / bo。

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图08：该图显示了以2014年平均井为基准，2015年（蓝线）和2016年（红线）平均井的LTO提取差异累积量如何发展。

迄今为止，随着时间的推移，最近一段时间以来，随着时间的推移，累积LTO表示的井产能有了显着提高。这主要是由于较长的分支以及压裂阶段和支撑剂的使用得到改善。

在这种情况下，使用补充度量，如横向每单位长度的特定LTO生产率的发展（如bo / d / 100 ft）将是有趣的。

到目前为止，2017年平均油井的累积量更高，而油价更高，这些油井的支出趋势要比2016年更有利，未来的油价将对达到支出和产生利润起决定性作用。

在此分析中，债务和权益的实际利息为6％。人们发现，Bakken公司的兴趣因信用等级（资产和股权）而异，在某些专业中低于4％，在小型独立公司中高于8％。6％的加权权益来自SEC 10 K / Q提交的几家公司，这些公司的主要投资对象为Bakken。

到目前为止，对于LTO公司未来利率的发展施加了约束，因为这些公司可能会在未来几年内将其部分债务结转。这里的变量是中央银行的政策以及公司资产/权益和信用评级的发展。

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图09：该图显示了2014年，2015年和2016年的平均水平，到2019年底，平均油井的估计特定权益总成本/费用（这未应用任何公司的35％的“退税”之前）的变化。上方的图03显示了已用资本的回收状况。从10月17日起，井口油价将持续保持在40美元/桶的水平，未偿还债务（和权益）的有效利息为6％。

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图10：该图显示了2014年，2015年和2016年的平均水平，到2019年底，平均油井的估计特定权益总成本/费用（这在未应用35％的任何公司“退税”之前）有所变化。图04进一步显示了已动用资本的回收状况。从10月17日起，井口价格将保持在每桶60美元的稳定水平，有效利息的6％用于未偿债务（和股权）。

图09和图10所示的是，油价越高，所动用资本的回收速度就越快，这导致特定利息支出的轨迹降低。

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从支付制造井的第一张发票产生的利息成本估计在10万至15万美元之间，并假设已计入井成本中。

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图11：图表显示了到2014年底，2014、2015和2016年平均油井的特定LOE的估计和预测发展。

租赁和运营费用（LOE）由固定的每月金额加上与不断增长的天然气和水的生产（处理和处置）相关的金额来定义，其最低价为3美元/桶（流量最高），并且随着石油产量的下降而增长，GOR和含水率的增长，另请参见图06。

Bakken井的数据由Enno Peters atshaleprofile.com提供。

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