Архив меток: отчет квартальный

Милов: Свежий отчет Роснефти: опять попер долг, добыча стагнирует и т.д.

2017-11-15
Читать далее

Реклама

ec.europa.eu/energy: Quarterly Report Energy on European Gas Markets

https://ec.europa.eu/energy/
https://ec.europa.eu/energy/en/data-analysis/market-analysis


Читать далее

ЛУКОЙЛ: факторы, влияющие на цену и добычу нефти

Годовой отчет ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2014 год http://www.lukoil.ru/materials/doc/AGSM_2015/!_Luk_GO_rus_1805.pdf


Читать далее

Финансовые результаты Группы компаний «Башнефть» по МСФО за 12 мес и 4 кв 2014 года (Презентация)


http://www.bashneft.ru/press/releases/7896/

«Норникель» уступил звание крупнейшего производителя никеля бразильцам

По итогам девяти месяцев «Норникель» проиграл борьбу за звание крупнейшего в мире производителя никеля бразильской горно-металлургической компании Vale. На ее предприятиях в Бразилии, Канаде, Индонезии и Новой Каледонии к концу сентября 2014 года было выпущено 201,4 тыс. т никеля, в том числе 72,1 тыс. т – в III квартале.

«Норникель» в январе-сентябре произвел 199,8 тыс. т, на 5,6% меньше, чем за тот же период прошлого года. Главные причины падения в отчете «Норникеля» были названы ремонт на Надеждинском заводе, уменьшение толлинга и снижение поставок сырья на финский никелерафинировочный завод Norilsk Nickel Harjavalta. В III квартале компании удалось нарастить производство — до 71,1 тыс. т (+16,9% ко II кварталу). Но удержать лидерство это не помогло.

В отчете Vale отмечается, что объемы производства никеля в III квартале побили рекорд последних шести лет. По сравнению с тем же периодом 2013 года, производство выросло на 16,4%. В целом же за первые девять месяцев 2014 года производство никеля на предприятиях Vale выросло год к году на 4,7%. Прирост был обеспечен за счет начала производства никеля на заводе Onça Puma в северном бразильском штате Пара.

По итогам 2013 года на долю «Норникеля» приходилось 14% от общемирового производства никеля, российская компания считалась крупнейшим в мире производителем этого металла. Доля Vale оценивалась в 12%, на третьем месте с 8% находился китайский концерн Jinchuan.

Производство меди на предприятиях «Норникеля» за девять месяцев 2014 года сократилось до 273,3 тыс. т (-1,7%), палладия — выросло до 2,1 млн тройских унций (+2,9%), платины – 511 тыс. унций (+1,6%).

Представитель «Норникеля» подствердил РБК прогноз производства на 2014 год в 225-235 тыс т никеля. «Норникель» — самый высокорентабельный производитель в отрасли, наша стратегия сфокусирована на сохранении этих позиций с поддержанием объемов производства на текущих уровнях», — сообщила пресс-служба.

Представитель Vale отказался от комментариев. Источник в компании сообщил РБК, что Vale, хоть и заявляла, что стать первой в мире — не самоцель, но наращивала производство и «было понятно, что она станет крупнейшим мировым производителем».

В 2013 году Vale и «Норникель» произвели 260 тыс. и 285,3 тыс. т никеля, соответственно.

Vale удалось улучшить ситуацию с активами в Канаде, возобновить прозводство в Бразилии, сейчас компания готовится продолжить работу в Новой Каледонии, говорит международный стратег по сырьевым рынкам Дидье Жульен. Все вместе, по его словам, дало почти 5% роста в целом по компании. «Норникель», напротив, проходит технологическую реконструкцию, а это всегда вызывает снижение производства, объясняет эксперт. «Но это к лучшему, потому что в будущем компания выйдет на нормальный уровень с более низкими издержками. И это не так уж плохо для «Норникеля» — уступить лидерство, когда на рынке слишком много металла», — считает эксперт. На конец октября на складах Лондонской биржи было 381 762 т никеля.
http://top.rbc.ru/business/31/10/2014/5453b4b6cbb20f837d98c6d3

http://www.nornik.ru/assets/files/2014/3Q-2014-Production-Report-(RUS)1_.pdf
http://www.vale.com/EN/investors/home-press-releases/Press-Releases/ReleaseDocuments/PREPORT3T14_i.pdf

OPEC: Monthly Oil Market Report, July 2013

i/ Добыча ОПЕК упала, цена на нефть подросла, одновременно спекулятивные позиции по лонгу самые большие за год, нефть начала расти почти линейно
ii/ Прогноз добычи в OECD America (США+Канада+Мексика): рост уменьшается в последующие годы
Добыча в Мексике падает с 2004 г.
iii/ Несмотря на рост добычи в остальном мире цена растет
iv/ Добыча: Алжир, Нигерия, Венесуэла падение продолжается; Ангола резкое уменьшение добычи; Ирак падение; Ливия особо резкое падение (волнения?);
Кувейт вышел на «полку»? КСА рост, но до уровней рекордного 2012 г. не дотягивают; ОАЭ почти монотонный рост
v/ перепроизводство нефти в первой половине 2013 ОПЕК на 1 mb/d сдерживало цены на нефть.
Но насколько эти цены были комфортны для добытчиков вне Ближнего Востока?
— — — — — США

i/ Рост потребления нефти и нефтепродуктов сошел на нет
ii/ февральский минимум импорта нефти и нефтепродуктов превзойден
iii/ декабрьские максимумы экспорта нефти и нефтепродуктов остались в прошлом
iv/ запасы нефти и вернулись в диапазон 2008-2012 гг.
v/ запасы бензина выросли из диапазона 2008-2012 гг.

vi/ Добыча пока не растет, импорт имеет тенденцию к росту

http://www.eia.gov/oog/info/twip/twip_crude.html

Роснефть, день инвестора-2013. 2. Добыча и запасы

— — — — — — Сечин, Лондон

Ванкор как уникальный объект, с дебитом почти на 20% выше, чем для ВИНК в среднем
Цифра 133, вероятно «Средний дебит по всему фонду добывающих скважин».
Для 2011 г. = 17.5 т/день = 17.5*7.33 = 128 bpd

Роснефть: плато добычи в Западной Сибири (Юганск) при спаде в остальных компаниях.
Насколько устойчиво это плато не говорится, но очень похоже на второй пик добычи нефти в России.

— — — — — — Сечин, Нью-Йорк

Ожидаемый прирост ресурсов.
— Для большинства НГ-добывающих организаций прирост отнесен на дальнюю перспективу (2018-2030).
— Только для южных морей (Азов, Каспий, Черное море) основной прировт связан с ближней перспективой.
— Центральные регионы России (ЦРР): Удмуртия, Саратов, Самара, Оренбург. Грядущий рост, видимо, за счет Оренбурга. Или собираются искать дополнительно сланцевую нефть?
— Непонятно почему по запасам юг России перспективнее шельфа южных морей. Добыча на юге падает интенсивно. Видно будут делать ставку на массовое внедрение МУН?
— Шельф западной Арктики на 2013-1017 гг. выглядит как ЦРР, а в 2018-2030 будет более чем в 2 раза лучше. Очень умеренный прогноз по шельфу на фоне старых НГ-добывающих регионов.
— Западная Сибирь вне конкуренции.
— Восточная Сибирь глядится неплохо, но ее цифры на 2018-2030 близкие к Западной Сибири в указанный период вызывают вопросы.
— Шельф Дальнего Востока на ближнюю перспективу оценен весьма умеренно
— Шельф Восточной Арктики отнесен на дальнюю перспективу, в 1.5 раза меньше Западной Арктики, самая вероятностная цифра.


Шельф весьма гадателен по сравнению с суше, наиболее гадателен арктический шельф

— — — — — — Вице-президент ОАО «НК «Роснефть» З. Рунье

Переходя от ресурсов к извлекаемым запасам картина становится не столь привлекательной.
Но, видимо, Peak Oil делает свое дело, компании не хочется падать в глазах инвесторов, к тому же огромный долг из-за покупки ТНК-ВР. В результате отступать некуда.
Но весь вопрос в том, что главная надежда на иностранцев и их шельфовый опыт.
Сейчас Восточная Африка становится привлекательной, где проблем на порядки меньше.

Оценки «Recoverable resources» изменились очень значительно по сравнению с презентацией
от 5 октября 2012 г.

http://iv-g.livejournal.com/760675.html


Два огромных северных участка в западной Арктике выглядели совсем уж неправдоподобно


лев. верх. рис. — 2Р резервы вся надежда на Зап.Сбирь
прав. верх. рис. — все более-менее достоверное на суше, до 100 млрд. boe
прав. ниж. рис. — Коэффициент замещения запасов (PRMS), собственно для Роснефти


Огромный отрыв Exploration Drilling Success Rate объясняется высокой разведанностью и предсказуемостью Западной Сибири, Волго-Урала, Прикаспия (Оренбург), Сев.Кавказа.
Уже только одно бурение на шельфе (Statoil) снижают успешность, хотя шельф Норвегии весьма предсказуем.

И здесь кроется главная опасность для Роснефти. Ставка на малоизученный шельф при высокой долговой нагрузке может быть очень рискованной. Но в запасе на самый крайний случай остается баженовская свита и вообще разработка сланцевых нефти и газа на суше. Но тогда возрастет «Cost of Additions to Commercial Reserves from Exploration».
Самый главный добычной актив Юганскнефтегаз находится как бы на плато, а в действительности падает
Роснефть: Итоги 2012 г.

и падение можно удержать только бурением боковых стволов и ГРП.

Результаты 1Q2013 для Роснефти не очень обнадеживающие
Анализ (MD&A)


http://www.rosneft.ru/Investors/statements_and_presentations/Statements/

Вернее сказать совсем не обнадеживающие. Добыча нефти падает на старых месторождениях Роснефти, а Ванкор почти не растет. Добыча газа несколько скрашивает картину, особенно приобретенная «Итера»

Минэкономразвития РФ: Итоги 1Q2013

Макроэкономика
Мониторинг и анализ социально-экономического развития Российской Федерации и отдельных секторов экономики

26 апреля 2013 г.
Мониторинг о текущей ситуации в экономике Российской Федерации по итогам I квартала 2013 года

Раздел 5 Тенденции реального сектора экономики
В I квартале 2013 г., по расчетам Минэкономразвития России, производство основных видов первичных топливно-энергетических ресурсов снизилось по сравнению с соответствующим периодом 2012 года на 0,4 процента. (2013 год не високосный — iv_g)

Индекс добычи топливно-энергетических полезных ископаемых в I квартале 2013 г. составил 99,5% к соответствующему периоду 2012 года, в том числе в марте – 101,2 процента.

При этом, исключив сезонный и календарный фактор, добыча топливно-энергетических полезных ископаемых в марте 2013 года увеличилась на 0,8% к уровню предыдущего месяца.

Объем добычи нефти, включая газовый конденсат (далее нефть), в I квартале 2013 г. снизился на 0,1% по сравнению с уровнем соответствующего периода прошлого года и составил 128,2 млн. т, что связано в первую очередь с календарным фактором.

ОАО «НК «Роснефть» сохраняет лидерство, как по объемам добычи нефти, так и приростам (около 0,5 млн. т против I квартала 2012 г.), за счет наращивания добычи на Ванкорском месторождении (превышает прошлогодний уровень на 24 процента). Следует отметить, что открытое новое Северо-Кеумское месторождение нефти в рамках Уватского проекта создает предпосылки для наращивания объемов добычи.
ОАО «НК «ЛУКОЙЛ» в I квартале 2013 г. продолжило реализацию программы по стабилизации и наращиванию добычи нефти, что позволило замедлить темпы снижения добычи в этот период.
В марте 2013 года ОАО «Сургутнефтегаз» увеличило добычу на месторождениях Республики Саха (Якутия) на 14% по сравнению с аналогичным периодом 2012 года.

По данным ЦДУ ТЭК Минэнерго России, в январе-феврале 2013 г. общий объем бурения вырос к уровню января-февраля 2012 г. на 3,2%, в том числе эксплуатационного бурения — на 4,3%, а разведочного бурения – снизился на 24 процента. При этом капитальные вложения в этот период в текущих ценах снизились на 4,8 процента.

Добыча газа природного и попутного (далее – газа) в I квартале 2013 г. снизилась до 182,8 млрд. куб. м, что связано с уменьшением спроса на газ на внутреннем рынке и в странах ближнего зарубежья.

Предприятия Группы «Газпром» сократили добычу газа в I квартале 2013 г. до 137,0 млрд. куб. м, при этом их доля в общем объеме добычи уменьшилась на 1,7% по сравнению с уровнем соответствующего периода 2012 года. По данным ОАО «Газпром» в январе-феврале 2013 г. общий объем бурения (в скважинах) снизился к соответствующему уровню прошлого года на 42,1%, в том числе эксплуатационного бурения газовых скважин – на 50,0 процентов.

Добыча газа независимыми производителями и нефтяными компаниями в I квартале 2013 г. увеличилась до 45,9 млрд. куб. метров.

По предварительным данным Минэнерго России, на внутреннем рынке потребление газа в I квартале 2013 г. сократилось на 2,6% по сравнению с соответствующим периодом 2012 года до 155,0 млрд. куб. м, что связанно с календарным фактором и погодными условиями в январе-феврале текущего года.

Падение добычи газа в марте текущего года (на 2,7% по сравнению с соответствующим месяцем 2012 г.) связано со снижением спроса на внутреннем рынке и продолжившейся ситуацией с поставками газа в Украину. При этом добыча газа предприятиями Группы «Газпром» снизилась на 6,4%, тогда как у остальных производителей наблюдалась положительная динамика (прирост составил 9,6 процентов).

Торгуемые и неторгуемые товары и услуги

Последствия участия во внешней торговле для национальной экономики были конкретизированы экономистами на основе использования концепции торгуемых и неторгуемых товаров и услуг.
В соответствии с этой концепцией все товары и услуги подразделяются на торгуемые, т.е. участвующие в международном обмене (вывозимые и ввозимые), и неторгуемые, т.е. потребляемые только там, где они производятся, и не являющиеся объектом международной торговли. Уровень цен на неторгуемые товары складывается на внутреннем рынке и не зависит от цен на мировом рынке.

Исключение неторгуемых товаров и услуг из международного товарооборота обусловлено двумя основными факторами: большими транспортными расходами на их перемещение через национальные границы и высоким уровнем протекционистских (тарифных и нетарифных) ограничений.
На практике большинство товаров и услуг, произведенных в сельском хозяйстве, добывающей и обрабатывающей промышленности, являются торгуемыми. Напротив, большая часть товаров и услуг, производимых в сфере строительства, транспорта и связи, коммунальных, общественных и личных услуг, относится к неторгуемым. Разделение товаров и услуг на торгуемые и неторгуемые имеет условный характер и может изменяться под воздействием научно-технических достижений.

Cпрос на неторгуемые товары и услуги может быть удовлетворен только за счет внутреннего производства, а спрос на торгуемые товары и услуги — также и за счет импорта

Раздел 11
Внешнеэкономическая деятельность. Платежный баланс (оценка Банка России)

eia.gov: Цены на бензин в США


http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=10931

http://advisorperspectives.com/dshort/updates/Gasoline-Update.php

— — — — —
Цены на бензин ближе к ценам на нефть Brent, чем к ценам на WTI
— — — — —

Gasoline Volume Sales, Demographics and our Changing Culture

Продажи бензина

Vehicle Miles Driven: Population-Adjusted Hits Yet Another Post-Crisis Low

Суммарная длина поездок

ConocoPhillips: результаты 2012 года

Чистая прибыль американской нефтегазовой корпорации ConocoPhillips в 2012г. уменьшилась на 32,2% — до 8,43 млрд долл. против прибыли в 12,44 млрд долл., полученной за 2011г. Прибыль в расчете на одну акцию составила 6,72 долл. в 2012г. против 8,97 долл. на акцию в 2011г. Такие данные содержатся в опубликованном сегодня отчете компании.

В IV квартале 2012г. ConocoPhillips получила чистую прибыль в размере 1,4 млрд долл., что на 59% ниже квартального показателя годовой давности (3,39 млрд долл.). Скорректированная прибыль ConocoPhillips за IV квартал 2012г. составила 1,7 млрд долл., или 1,16 долл. в расчете на одну акцию. В IV квартале 2011г. этот показатель составлял 2,1 млрд долл. (2,56 долл. на акцию).

Американская ConocoPhillips является третьей по величине нефтегазовой компанией в США (после ExxonMobil и Chevron Corp.). Компания ведет деятельность в 30 странах, общая численность персонала составляет 16,7 тыс. человек.
http://www.rbc.ru/rbcfreenews/20130131045645.shtml

2013 News Releases

01-30-2013
ConocoPhillips Reports Fourth-Quarter and Full-Year 2012 Results
Highlights

Full-year 2012 earnings were $8.4 billion, or $6.72 per share, compared with full-year 2011 earnings of $12.4 billion, or $8.97 per share.

• Fourth-quarter total production of 1,607 MBOED; full-year total production of 1,578 MBOED.
• Year-end proved reserves of 8.6 billion BOE; annual organic reserve replacement of 156 percent.
• Eagle Ford and Bakken continued to set new production and efficiency records.
• Oil sands production exceeded 100 MBOED average for the quarter.
• FCCL expansion progressed with sanction of Christina Lake Phase F and Narrows Lake Phase A.
• First oil achieved from the Gumusut Field in Malaysia.
• Continued drilling and testing of unconventional shale plays; increased Niobrara acreage position to approximately 130,000 acres.
• Increased deepwater Gulf of Mexico position to 1.9 million acres; continued exploration and appraisal drilling.
• Announced agreements to sell Kashagan, Algeria, Nigeria and Cedar Creek Anticline, which are expected to generate approximately $9.6 billion in proceeds.

2000-2010

http://iv-g.livejournal.com/563365.html

Годовой отчет 2011

http://www.conocophillips.com/EN/investor/financial_reports/Pages/index.aspx

— — — — — —
Eagle Ford and Bakken, Oil sands отрицательно сказываются на прибыли.
Падение добычи ConocoPhillips семь лет подряд (2006-2012), несмотря на разработку нетрадиционных запасов УВ.

ОПЕК: текущие данные

OPEC Basket Price

OPEC Upstream Investment


To ensure that the world economy benefits from regular and secure oil supplies, OPEC Member Countries continue to invest to expand upstream capacity. Over the period to 2014, according to OPEC’s projects database, around 140 projects are expected to come on-stream. These projects will result in net crude oil capacity additions of around 3.0 mb/d by the end of 2014. On top of this, over 2 mb/d of net NGL capacity additions is anticipated.


OPEC Member Countries continue to expand upstream capacity. This should be sufficient not only to satisfy increases in the amount of oil OPEC is asked to provide, but also to provide a comfortable cushion of spare capacity. These investments, coupled with the decline in demand, will lead to an increase in spare capacity of around 6 mb/d, or more, over the medium term.


In the medium term, about 140 projects, with an overall estimated cost of some $155 billion, are being undertaken by OPEC Member Countries. These projects are in addition to all energy infrastructure projects, such as pipelines, export terminals and downstream expansion schemes.

OPEC Oil Reserves


According to current estimates, more than 80% of the world’s proven oil reserves are located in OPEC Member Countries, with the bulk of OPEC oil reserves in the Middle East, amounting to 65% of the OPEC total. OPEC Member Countries have made significant additions to their oil reserves in recent years, for example, by adopting best practices in the industry, realizing intensive explorations and enhancing recoveries. As a result, OPEC’s proven oil reserves currently stand at well above 1,190 billion barrels.


During the period 2001-2010, OPEC Member Countries added 347.2 billion barrels to their total proven crude oil reserves, more than ten times the additions made by other crude oil producers.


The global reserve/resource base can easily meet forecast demand growth for decades to come. Estimates of ultimately recoverable reserves (URR) have increased over time, with advancing technology, enhanced recovery and new reservoir development. For example, according to an established industry source, reserve growth from improved recovery alone in existing fields amounted to 175 billion barrels in 1995–2003; combined with new discoveries of 138 billion barrels, total reserve growth was therefore well above the cumulative production of 236 billion barrels for that period. Moreover, technology continues to blur the distinction between conventional and non-conventional oil, of which there is also abundance, as well as with other fossil fuels. We expect the world’s URR to continue to increase in the future.

Market Indicators April 2012

— — — — — — — — — —
Согласно официальным данным ОПЕК убыль продаж Ирана покрывают в первую очередь Ирак, Ливия, Саудовская Аравия, Нигерия, Ангола

Саудовская Аравия: экономика и финансы

Saudi Arabian Monetary Agency (SAMA), the central bank of the Kingdom of Saudi Arabia

SAMA: Currency Converter
SAMA: Saudi Currency
SAMA: Economic Reports And Bulletins
SAMA: Economic Reports And Bulletins >Annual Report (c 2006 г)
SAMA: Economic Reports And Bulletins > Other Reports > Development Report (квартальные)

Министерство финансов Саудовской Аравии: Сайт

Министерство финансов Саудовской Аравии: Бюджет

Ministry’s of Finance statment about the national budget for 2012 (Pdf)

Saudi Arabia: Reports on the Observance of Standards and Codes
April 18, 2012


http://www.imf.org/external/pubs/cat/longres.aspx?sk=25860.0
http://www.imf.org/external/pubs/ft/scr/2012/cr1293.pdf

— — — — — — —
Total reserves (includes gold; US dollar) in Saudi Arabia

Saudi Arabia Riyal Exchange rate

— — — — — — —
Иран обвинил арабских членов ОПЕК — Саудовскую Аравию, Кувейт и ОАЭ — в нарушении квот на добычу нефти, установленных организацией. Об этом сообщает Agence France-Presse.

Представитель Ирана в ОПЕК Мохаммад Али Хатиби заявил протест на «насыщение рынка» этими странами, что привело к падению цен на нефть в последнее время.
По его словам, то, что две-три страны компенсируют поставки из государства, против которого введены санкции, является несправедливостью. «Страны ОПЕК не должны работать друг против друга», — заявил Хатиби. Он добавил, что позицию Ирана поддерживают Алжир и Венесуэла.

Иран является вторым по объемам экспорта в ОПЕК после Саудовской Аравии. Тегеран многократно критиковал Эр-Рияд за увеличение добычи. В первом квартале 2012 года Саудовская Аравия стала добывать на 250 тысяч баррелей в сутки больше, чем в аналогичный период предыдущего года.

Цены на нефть в текущем году держались близ отметки 120 долларов за баррель в течение нескольких месяцев после того, как против Ирана были введены международные санкции. Однако после того как Иран договорился о проведении переговоров с крупнейшими мировыми державами о своей ядерной программе, они существенно снизились, опустившись ниже 100 долларов за баррель.

Кроме того, на удешевление нефти также повлияло обострение кризиса в еврозоне и увеличение добычи другими членами ОПЕК.

Интересно, что в середине марта министр нефти Саудовской Аравии Али аль-Наими заявил, что высокие цены на нефть (124 доллара за баррель Brent на тот момент) являются несправедливыми. Тогда чиновник в очередной раз подтвердил намерение своей страны нарастить добычу сырья до 12,5 миллиона баррелей в сутки, если это будет необходимо.
http://lenta.ru/news/2012/06/09/accuse/

Range Resources: Обзор компании, общие сведения

Range Resources – американская независимая нефтегазовая компания. Штаб-квартира располагается в городе Форт-Уэрт, штат Техас. Вся деятельность компании сосредоточена в США: на Юго-Западе, в районе Аппалачских гор и в Мексиканском заливе.

Range Resources
Range Resources is an independent oil and gas exploration and production company based in Fort Worth, Texas. Range is best known for its lead role in applying high-volume slickwater hydraulic fracturing («new fracking») techniques to produce shale gas from the Devonian-aged Marcellus Shale in Pennsylvania.

Because much of the Marcellus Shale lies under rural but significantly-populated areas, the company routinely purchases leases from small homeowners for the rights to drill on their land. They have over $1 billion USD invested in southwestern Pennsylvania, while it also has operations in the Southwestern United States.

Range Resources traces its roots to Lomak Petroleum, which was based in Hartville, Ohio in 1976, and drilled wells in eastern Ohio. In 1992, it moved its headquarters to Fort Worth and merged in 1998 with Domain Energy Corp. to become its present form. It also participated in a joint venture with FirstEnergy called Great Lakes Energy Partners LLC which it bought out in 2004 to form the subsidiary Range Resources Appalachia LLC.[7] Before its major expansion into the Marcellus Shale, Range Resources only held a small position in the Texas Barnett Shale and 9000 «worn-out gas wells across the Appalachian basin that had been producing for 25 years». However, geologist William Zagorski, who worked for the company, used the knowledge of fracking gained working in the Barnett Shale (pioneered in the region by Mitchell Energy) to attempt fracking in Appalachia.

The first test used a vertical drill, but Range Resources built three horizontal test wells in 2005 (in Mount Pleasant, Pennsylvania) and bought $200 million USD worth of land in 2007. The company had spent less than $1000 per acre on average to acquire land suitable for drilling, compared to larger traditional oil and gas players who joined the exploration rush late in the game who had «recent deals primed at $14,000 an acre».

In 2010, Forbes called Range Resources «King of the Marcellus Shale» with an enterprise value of $8 billion USD, suggesting that its position should attract energy investors scared by offshore drilling’s unlimited liabilities, as shown by the Deepwater Horizon oil spill. It suggested that after factoring Range’s profitable use of land acquisitions, a true value could be closer to $20 billion USD.

Company Presentation – April 25, 2012
http://www.rangeresources.com/Investor-Relations.aspx
http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=101196&p=irol-presentations


— — — — — — —
Говорится о росте запасов и продукции, но не говорится о росте доходов.
Картина, видимо будет похожа на Чесапик.
Хотя, конечно, снижение расходов несколько увеличит доходы


— — — — — — —
Картина такая же как у Чесапик: показ роста на добычи и запасов на акцию


— — — — — — —
Картина такая же как у Чесапик: сдвиг на жидкости


— — — — — — —
Капитальные расходы 2012 г. планируют на основе займов.
Продажи активов
Захеджировались хорошо по газу на 2012 г.


— — — — — — —
Все о продукции, но где данные по прибыли 🙂

Сhesapeake Energy: may 2012 investor presentation

1Q ’12 EARNINGS RESULTS

— — — — — — —
— Как и упоминал основную часть выручки дали NGL
— Планируемая продажа «активов» на 11.5-14 млрд. долларов до конца года.
Пишу «активы», поскольку активы должны генерировать прибыль. Хотя при нынешнем уровне цен на газ активы, видимо, переходят в «активы» (пассивы)


— — — — — — —
По этим диаграммам видно как «активы» генерируют убыток. Рост продукции в 2009-2011 гг. вывел на уровень 2008 г. только Operating Cash Flow (OCF), но не Ebitda и даже не Adjusted Ebitda (Ebitda специально исправляемая для показа достоинств компании). Adjusted Ebitda на уровне 2005 г.


— — — — — — —
Надежды всего две: сдвиг продукции в сторону NGL и рост цен на природный газ.


— — — — — — —
Продвижение природного газа как топлива в ожидании роста спроса и цен


— — — — — — —
— Как и упоминал основные регионы добычи — это известные НГБ, но самое показательное в презентации про добычу неменого погодя.


— — — — — — —
— Во время бума «нестандартных ресурсов» в последние семь лет Сhesapeake Energy captured America’s largest natural gas and liquids resource base
— Вложения в арендуемые участки и 3D сейсмику
В переводе на русский — это вложения в подготовку запасов, которые потом разрабатывают совместно.


— — — — — — —
Знаменитый Eagle Ford shale, и там ~55% of total Eagle Ford production during 1Q’12 was oil, 20% NGLs and 25% natural gas. Причем «сланцевый газ» вообще не выделяется никак. Знаменитый «бассейн сланцевого газа» из которого только 1/4 добычи газа компанией-лидером в добыче сланцевого газа. И сколько из этоq 1/4 собственно «сланцевого газа».
Напоминает очень не менее знаменитый Суп-Из-Топора, что и ожидалось из общетехнических и общегеологических предположений.


— — — — — — —
В Mississippi Lime с газом лучше, но сколько из него именно Shale gas?


— — — — — — —
Utica примыкает к знаменитому Marcellus Shale,но в Utica есть нефть и NGL, дающие половину общей добычи


— — — — — — —
Только 1/3 добычи представляет природный газ


— — — — — — —
Секрет спасения Сhesapeake Energy: AGGRESSIVELY SHIFTING CAPITAL TO LIQUIDS-RICH PLAYS
Газовый гигант: роль природного газа, включая Shale gas, стремительно снижается.


— — — — — — —
Только начиная примерно с 2009 г. Natural gas from shale plays (весьма расплывчатый термин) стал занимать порядка четверти и более общей добычи. К 2014 г. долю Natural gas from shale plays сведут примерно к 40% добычи. Что характерно при доле Natural gas from shale plays более трети резко начала расти доля NGL


— — — — — — —
Сhesapeake Energy дал 25% роста добычи газа в 2007-2012 гг.


— — — — — — —
Строки: YOY production increases, YOY production increases excluding asset sales.
Получается, что продаваемые участки не дают продукцию? Но эти участки хотят кому-то продать?


— — — — — — —
В прогнозах на 2012 и 2013 годы основная надежда на рост на газ.
Что подтверждает мои выводы: или бум добычи нетрадиционного газа, или низкие цены на газ.


— — — — — — —
VPP, volumetric production payment
A VPP involves the owner of an oil and gas property selling a percentage of their production in exchange for an upfront cash payment. Typically, smaller exploration and production companies are seen utilizing VPP agreements as it allows them to raise capital while retaining full ownership of their property and not diluting their company’s equity position.
Upfront cash payment — авансовый платеж.
VPP добралось даже до Eagle Ford


— — — — — — —
В целом по мере падения цен на газ с 2010 г. прибыли от хеджирования падали.


— — — — — — —
И на 2012 и 2013 годы решили не хеджироваться. Конечно, важный вопрос о текущих условиях хеджирования.


— — — — — — —
Senior debt
In finance, senior debt, frequently issued in the form of senior notes or referred to as senior loans, is debt that takes priority over other unsecured or otherwise more «junior» debt owed by the issuer. Senior debt has greater seniority in the issuer’s capital structure than subordinated debt. In the event the issuer goes bankrupt, senior debt theoretically must be repaid before other creditors receive any payment.
Senior debt is often secured by collateral on which the lender has put in place a first lien. Usually this covers all the assets of a corporation and is often used for revolving credit lines. It is the debt that has priority for repayment in a liquidation.
It is a class of corporate debt that has priority with respect to interest and principal over other classes of debt and over all classes of equity by the same issuer.

Речь зашла уже о Senior debt, что важно только при угрозе банкротства


— — — — — — —
Определение «PV10»
Текущая стоимость ожидаемых будущих нефтегазовых доходов, за вычетом прямых расходов, по оценкам, дисконтированных по годовой ставке дисконтирования 10%. Это название наиболее часто используется в энергетике, а также используется для оценки текущей стоимости доказанных запасов нефти компании и газа.
In order to calculate PV10, an energy company’s reservoir engineers develop a reserve report for every existing well and proved undeveloped well location. The reserve report takes into account each well’s current production rate and forecast decline rate, and also its unique production costs and expenses to develop reserves. Future gross revenues are estimated by either using prevailing energy prices or applying an appropriate escalation rate. Non-property related and indirect expenses such as general and administrative overhead, debt service, and depletion and amortization are not considered in the computation of PV10.

Midstream
The petroleum industry is usually divided into three major components: upstream, midstream and downstream. Midstream operations include elements of traditional upstream and downstream business.
The midstream gas business starts at the gathering system. The gathering system is collecting wet natural gas from the well heads and transports it to a gas processing plant. A gathering system can range from a small system where gas is processed close to the well head, to a system that consists of thousands of miles of small-diameter, low pressure pipes collecting from many hundred wells. At the gas processing plant methane (a.k.a. dry natural gas) is separated from the wet natural gas, leaving natural gas liquids as a by-product. NGLs are heavier elements of the wet natural gas, these include ethane, propane, butane, isobutane, and other condensates. The midstream companies makes money by fractionating, transporting and marketing these natural gas liquids.


— — — — — — —
Газовый гигант: Inflection Point on Natural Gas to Liquids Transition
›Rapidly shifting from ~90% natural gas production in 2010 to more balanced oil/gas mix of ~25/75% in 2013
›Shift to liquids not yet reflected in market valuation


http://www.chk.com/Investors/Pages/Presentations.aspx

Финансовая трагедия газового гиганта Chesapeake

Акции второй по величине газовой компании США Chesapeake просели до минимума за 3 года. Главу компании Обри МакКлендона отправили в отставку за финансовый скандал. Сама компания завершила квартал в минусе и объявила о распродаже активов.

Сооснователь и председатель компании Обри МакКлендон будет заменен независимым управленцем. МакКлендон не получит никаких компенсаций. Кроме того, его лишат права на покупку 2,5% в каждом месторождении компании.

«Мы рады, что совет прислушался к нам. Уверены, решение найти независимого председателя и сократить программу компенсаций было правильным», — впервые прокомментировал ситуацию в компании Мейсон Хокинс, глава Southeastern Asset Management. Его компании принадлежит 13% Chesapeake.

МакКлендон стал героем крупного финансового скандала. СМИ обвинили его в незаконных займах на $1,1 млрд. Залогом были его доли в месторождениях. Такие действия могли привести к конфликту интересов, если бы компании срочно потребовались деньги. Позже появилась информация, что в 2004-2008 гг. он управлял хэдж-фондом. Последний торговал теми же товарами, что производит Chesapeake. В ответ МакКлендон принес свои «глубочайшие извинения».

Еще одним разочарованием стал отчет компании за I квартал. Компания потеряла $71 млн. Это объяснили списаниями из-за переоценки стоимости страховки. Но даже если исключить этот фактор, компания заработала лишь 18 центов на акцию против ожидаемых 29 центов.

Также Chesapeake пострадал от низких цен на природный газ в США. Они на 10-летнем минимуме. Акционеров разозлило, что компания продолжала увеличивать добычу вопреки слабому спросу. Газ был не в цене из-за необычайно теплой зимы.

Теперь компания решила переориентироваться на нефтяную добычу. Это будет стоить ей $14 млрд, так что Chesapeake будет вынуждена распродавать активы. Акции нефтяного гиганта сегодня обвалились на 14,23%. Это самая плохая динамика за последние 3 года.
http://www.vestifinance.ru/articles/11052

— — — — — — — —
Комментарии, найденные в интернете

— Chesapeake Energy была первопроходцем в области промышленной добычи сланцевого газа. Например, по оценке некоторых экспертов, в 2009 году компания добыла 70% всего сланцевого газа в США. компания пала жертвой «дешёвого» газа. По отчёту за первый квартал 2012 http://www.chk.com/News/Articles/Pages/1689968.aspx года компании, цена проданного газа 31.03.2011 — 5,99 $/mcfe, 31.12.2011 — 5,08, а 31.03.2012 — 4,02, т.е. за год цена упала на 1/3.

— Компания на самом деле пала жертвой «эффективного» менеджемента и жутко хитрого отца основателя. Chesapeake единственная компания, которая не страховала риск от понижения цены на газ путём приобретения фьючерсных контрактов, поэтому остальные производители сидят на попе ровно и лишь потихонечку прикрывают краник, несмотря на то, что спотовая цена на газ в СШП упала до 2 $.
А Обри МакКлендон, помимо акций самой компании, владел ещё непосредственно дольками в каждом колодце (такая вот у них была интересная схема), и не будь дураком дольки эти давно уже заложил под кредит на общую сумму 1+ млрд $. Тепер уже никто не может разобраться, кто кому должен и где чей газ.

— цена на газ в этом году в моменте падала до 1,9 $, но для компании Chesapeake цена реализации газа (в соответствии с квартальным отчётом компании, ссылку я приводил) за год изменилась с 5,99$ до 4,02$. Ведь мы говорим о компании в частности, а не о рынке вообще. Почему расхождение между спотовыми ценами и ценой реализации по отчётности, я не могу объяснить.

Отчет Роснефти за I квартал 2011 г.

http://www.rosneft.ru/Investors/
Отчетность, Презентации и Годовые отчеты
http://www.rosneft.ru/Investors/statements_and_presentations/
1 квартал
http://www.rosneft.ru/attach/0/57/89/Rosneft_Q1_2011_US_GAAP_RUS.pdf

= = = = = = = = =
Себестоимость добычи нефти в России
Расходы на добычу — 2,95 доллара на баррель
Включают в себя: расходы на материалы и электроэнергию, текущий ремонт, оплату труда, а так же расходы на транспортировку нефти до магистральных нефтепроводов.

Коммерческие и административные расходы — 2,00 доллара на баррель
Включают в себя: расходы на оплату сотрудников центрального офиса, расходы на аудиторские и констультационные услуги, оплату труда руководства дочерних обществ и пр.

Транспортные расходы — 9,62 доллара на баррель
Включают в себя: ж/д тариф, трубопроводный тариф, морской фрахт, погрузочно-разгрузочные работы, перевалка вкл. портовой сбор

Итого себестоимость добычи и транспортировки одного барреля нефти у госкомпании «Роснефть» в 1 квартале 2011 года составила 14,57 доллара.

Это текущий уровень нулевой рентабельности добычи нефти в России. В Персидском заливе он ниже (меньше транспортное плечо).

Но в случае падения цены на нефть коммерческие и транспортные расходы можно сократить минимум на треть, т.е. на 4 доллара.
И тогда минимальная себестоимость добычи барреля нефти в России составит порядка 10,50 долларов.
ДОП. С учетом разведки, бурения и модернизации НПЗ — 21 доллар.
http://rusanalit.livejournal.com/1130226.html

Комментарии к записи:
— Если себестоимость в 14$ реальна, то нефтянка, практически ненепотопляема?
— кратскосрочно — да.
— 10,50 не совсем правильная цифра, поскольку не включает в себя минимальный объём инвестиций, необходимых для поддержания текущих объёмов добычи. Если остановить бурение — добыча начнёт очень быстро и очень сильно падать.
— над смотреть динамику ввода и выбытия скважин. в принципе можете умножить на два — и точно попадете в цель.
— В основной идее я с Вами согласен. Лень считать, но уверен, что при 40$ EBITDA нефтяных компаний по отношению к нынешнему уровню если и упадёт, то не критически (сейчас бОльшая часть сверхдоходов от цены на нефть изымается в бюджет, плюс косты у них в значительной степени рублёвые, поэтому снижение рубля от падения цен на нефть так же положительно скажется на фин. результат).
— по отчету капзатраты — 11$ за баррель (это бурение + модернизация НПЗ)
— итого 21-26 долларов. для стран Персидского залив нсеколько ниже
— как минимум у них относительно дешевый транспорт — морской, скорее всего и капзатраты на создание транспортной инфраструктуры тоже меньше
— Есть и другая планка. По данным Лукойла (отчет за 2009 г.), при экспорте нефти из РФ, если минусовать НДПИ и экспортную пошлину, компании-экспортеру достается от $27,9/барр. (2007) до $26,8/барр. (2009). То есть разница между «на руки по результатам экспорта» и себестоимостью добычи и есть та сумма, на основании которой следует считать рентабельность.