Сланцевая нефть_
.pdf
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
6. Сланцевая экономика
газовых и нефтяных скважин, которые в IV квартале 2013 г. произ водили в среднем около 665 тыс. бнэ/сутки1, приходящихся на долю участия Chesapeake.
У компании большая и географически диверсифицированная ресурсная база. Специализация Chesapeake — нетрадиционные неф тегазовые ресурсы, поэтому по экономическому положению компа нии можно судить о рентабельности всего сланцевого бизнеса в США — добычи сланцевого газа и трудноизвлекаемой нефти. Также стратегия компании легко адаптируется к текущей рыночной конъ юнктуре, поэтому в условиях низких цен на природный газ упор де лается на добычу жидких углеводородов — нефти и СУГ, цена на ко торые в последние годы значительно превышает цену на газ.
Эта гибкость достигается за счет хороших позиций компании на плеях с высоким содержанием жидких углеводородов — Eagle Ford Shale в Южном Техасе, Utica Shale в Огайо и Пенсильвании; плеях Granite Wash/Hogshooter, Cleveland, Tonkawa и Mississippi Lime в бассейне Anadarko на северо западе Оклахомы, в Техасе и южном Канзасе; на плее Niobrara Shale в бассейне Powder River в Вайоминге. Основная добыча газа происходит на плеях Haynesvil le/Bossier Shales в северо западной Луизиане и восточном Техасе, Marcellus Shale на севере бассейна Appalachian Basin в Западной Вирджинии и Пенсильвании и на Barnett Shale в бассейне Fort Worth на севере Техаса.
Повышение цен на газ, которое происходит последние полтора года, позволяет компании переоценить свою ресурсную базу. На конец 2013 г. общие запасы компании составляли 2,678 млрд бнэ, что на 63 млн бнэ (2%) выше, чем в конце 2012 г. (2,615 млрд бнэ). Увеличение доказанных запасов в 2013 г. включило 524 млн бнэ от крытий, 162 млн бнэ запасов, полученных в результате переоценки на основе более высоких цен на газ и нефть, а также были учтены 192 млн бнэ снижения запасов в результате пересмотра предыду щих оценок.
Цены на газ и нефть, учитываемые в оценках доказанных запа сов на 31 декабря 2013 г., увеличились по сравнению с 31 декабря 2012 г. на 2%, до 96,82 долл./барр. с 94,84 долл./барр. Доказанные разрабатываемые запасы увеличились за год на 68% по сравнению с 57% на 31 декабря 2012 г.
1 |
Баррели нефтяного эквивалента в сутки. Принято, что 6 тыс. куб. футов газа по |
энергетическому содержанию соответствуют 1 баррелю нефти или СУГ. |
|
194 |
Сланцевая Америка |
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
6.4. Рентабельность добычи на примере двух компаний
|
Anadarko Basin: |
|
Powder River Basin: |
Cleveland and Tonkawa |
|
Tight Sands |
|
|
Niobrara Shale |
Anadarko Basin: |
|
|
Mississippi Lime |
Marcellus Shale |
|
|
Utica Shale
Haynesville/
Bossier Shales
Anadarko Basin: |
|
|
Texas Panhandle |
|
|
Granite Wash |
|
|
Anadarko Basin: |
Barnett Shale |
|
Colony Granite Wash |
||
|
||
|
Eagle Ford Shale |
|
OKC Headquarters |
|
Natural Gas Plays
Liquids+Rich Plays
Operating States
Рис. 6.4. Карта расположения сланцевых плеев, где Chesapeake Energy добывает нефть, газ и СУГ
И с т о ч н и к: Chesapeake Energy Corporation Form 10+K, февраль 2014 г.
Добыча в целом по 2013 г. составила 244 млн бнэ, из которых газ составил 1,095 трлн куб. футов (31 млрд куб. м) — 75% в нефтяном эквиваленте; 41 млн барр. нефти (17% в нефтяном эквиваленте) и 21 млн барр. СУГ (8% в нефтяном эквиваленте). Жидкие углеводо роды в 2013 г. дали 25% общей добычи по сравнению с 20% в 2012 г. Суточная добыча в 2013 г., 670 тыс. бнэ, увеличилась по сравнению с 2012 г. на 22 тыс. бнэ, или на 3%. Суточная добыча в 2013 г. со стояла из приблизительно 2,999 млрд куб. футов природного газа,
Сланцевая Америка 195
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
6. Сланцевая экономика
приблизительно 112,6 тыс. барр. нефти и приблизительно 57,2 тыс. барр. СУГ.
Т а б л и ц а 6.9. Скважины, пробуренные с участием Chesapeake (Gross — общее число скважин, в бурении которых компания принимала участие; Net — число скважин, приходящееся на компанию с учетом доли ее участия)
|
|
2013 г. |
|
|
2012 г. |
|
|
2011 г. |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Gross |
% |
Net |
% |
Gross |
% |
Net |
% |
Gross |
% |
Net |
% |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Добывающие: |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продук+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
тивные |
1704 |
99 |
847 |
99 |
2075 |
99 |
956 |
99 |
2536 |
99 |
1077 |
99 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сухие |
21 |
1 |
9 |
1 |
21 |
1 |
5 |
1 |
10 |
1 |
3 |
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего |
1725 |
100 |
856 |
100 |
2096 |
100 |
961 |
100 |
2546 |
100 |
1080 |
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Разведочные: |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Продук+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
тивные |
209 |
97 |
124 |
96 |
495 |
98 |
305 |
98 |
430 |
99 |
201 |
99 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Сухие |
6 |
3 |
5 |
4 |
10 |
2 |
6 |
2 |
3 |
1 |
1 |
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Всего |
215 |
100 |
129 |
100 |
505 |
100 |
311 |
100 |
433 |
100 |
202 |
100 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
И с т о ч н и к: Chesapeake Energy Corporation Form 10+K.
По сравнению с 2012 г. добыча природного газа в 2013 г. сокра тилась на 3%, или на 85 млн куб. футов в сутки; добыча нефти вы росла на 32%, или приблизительно на 27,2 тыс. барр. в сутки; добыча СУГ выросла на 19%, или приблизительно на 9,1 тыс. барр. в сутки.
В 2013 г. была задействована в среднем 71 буровая установка, что на 60 установок меньше по сравнению с 2012 г. В бурение в 2013 г. было инвестировано приблизительно 5,5 млрд долл. по сравнению с 8,8 млрд долл. в 2012 г.
Затраты на бурение и заканчивание скважин в 2013 г. были ниже, чем в 2012 г., так как Chesapeake бурила меньше скважин. Кроме того, при сокращении объемов бурения эффективность бу рения повысилась.
Чистые затраты на приобретение перспективных активов (пло щадей с недоказанными запасами) в 2013 г. составили приблизи тельно 205 млн долл. по сравнению с 1,7 млрд долл. в 2012 г. Компа
196 Сланцевая Америка
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
6.4. Рентабельность добычи на примере двух компаний
ния посчитала, что в 2012 г. инвестировала в новые активы доста точно, чтобы обеспечить себе основу для будущего роста. Другие капитальные затраты в 2013 г. составили примерно 1 млрд долл. по сравнению с 3,4 млрд долл. в 2012 г. Это сокращение стало в основ ном результатом продажи практически всего трубопроводного биз неса, включая собирающие трубопроводы, в 2012 и 2013 г., а также сокращения капиталовложений в нефтесервисный бизнес.
На 2014 г. компания планирует капитальные затраты в объеме 5,2—5,6 млрд долл., что примерно на 20% меньше, чем 6,8 млрд долл., потраченные в 2013 г.
Существенная часть бизнес стратегии компании в 2013 г. была связана с тем, чтобы за счет продажи активов финансировать раз рыв между денежным потоком от основной деятельности и капи тальными затратами. В 2013 г. компания получила около 4,4 млрд долл. от продажи нефтяной и газовой собственности, трубопрово дов и других активов, которые не считаются основными и с кото рыми не были связаны долгосрочные стратегические планы.
На 31 декабря 2013 г. компания располагала 4,909 млрд долл. наличности (определяемой как не обремененные ограничениями денежные средства плюс заемные средства, доступные через ре вольверный кредит), по сравнению с 4,338 млрд долл. на 31 декабря 2012 г. В течение 2013 г. компания сократила долг примерно на 284 млн долл., до 12,049 млрд долл. К концу 2013 г. негативный ра бочий капитал составлял примерно 1,859 млрд долл. по сравнению с 2,854 млрд долл. (исключая текущее накопление долга) в конце 2012 г. Исторически дефицит рабочего капитала существовал глав ным образом из за того, что капитальные затраты превышали де нежный поток от основной деятельности.
Нефтегазовый бизнес очень капиталоемкий. В течение 2013 г. капитальные затраты Chesapeake превышали денежный поток от основной деятельности, и этот разрыв был восполнен благодаря заимствованиям, поступлениям от совместного предприятия с Sinopec и продажам активов, которые были определены как неос новные или не соответствующие долговременным планам. Кроме того, к 31 декабря 2013 г. компания получила полный доступ к корпоративному банковскому револьверному кредиту, обеспечи вающему дополнительную ликвидность, когда это необходимо. На 2014 г. компания планирует, что капитальные затраты будут приблизительно равны денежному потоку от основной деятель ности.
Сланцевая Америка 197
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
6. Сланцевая экономика
Операции с активами
Т а б л и ц а 6.10. Источники финансирования Chesapeake, млн долл.
На 31 декабря года
2013 2012 2011
Денежные средства, обеспеченные основной деятельно+ |
|
|
|
|
стью |
4614 |
2837 |
5903 |
|
|
|
|
|
|
Продажа нефтяных и газовых активов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Eagle Ford |
|
636 |
— |
— |
|
|
|
|
|
Marcellus |
|
490 |
— |
— |
|
|
|
|
|
Haynesville |
|
304 |
— |
— |
|
|
|
|
|
Permian Basin |
|
— |
3130 |
— |
|
|
|
|
|
Texoma |
|
— |
572 |
— |
|
|
|
|
|
Chitwood Knox |
|
— |
540 |
— |
|
|
|
|
|
Fayetteville Shale |
|
— |
— |
4270 |
|
|
|
|
|
СП SIPC (Mississippi Lime) |
|
1025 |
— |
— |
|
|
|
|
|
СП TOT (Utica) |
|
— |
— |
610 |
|
|
|
|
|
СП CNOOC (Niobrara) |
|
— |
— |
553 |
|
|
|
|
|
СП TOT (Barnett) |
|
— |
— |
425 |
|
|
|
|
|
Платежи в объемах добычи |
|
— |
744 |
849 |
|
|
|
|
|
Арендные платежи совместных предприятий |
|
58 |
272 |
511 |
|
|
|
|
|
Другая нефтегазовая собственность |
|
954 |
626 |
433 |
|
|
|
|
|
Совокупные продажи нефтяных, газовых и иных активов |
|
3467 |
5884 |
7651 |
|
|
|
|
|
Продажа других активов |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Chesapeake Midstream Operating, L.L.C. (CMO) |
|
— |
2160 |
— |
|
|
|
|
|
Appalachia Midstream Services, L.L.C. (AMS) |
|
— |
— |
879 |
|
|
|
|
|
Mid+America Midstream Gas Services, L.L.C. (MAMGS) |
|
306 |
— |
— |
|
|
|
|
|
Granite Wash Midstream Gas Services, L.L.C. (GWMGS) |
|
252 |
— |
— |
|
|
|
|
|
198 Сланцевая Америка
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
6.4. Рентабельность добычи на примере двух компаний
Окончание табл. 6.10
|
На 31 декабря года |
||
|
|
|
|
|
2013 |
2012 |
2011 |
|
|
|
|
Продажа иной собственности и оборудования |
364 |
332 |
433 |
|
|
|
|
Совокупные поступления от продаж иной собственности |
|
|
|
и оборудования |
922 |
2492 |
1312 |
|
|
|
|
Другие источники денежных средств и их эквивалентов |
|
||
|
|
|
|
Продажа инвестиций в ACMP |
— |
2000 |
— |
|
|
|
|
Продажа привилегированных акций и ORRI в CHK C+T |
— |
1250 |
— |
|
|
|
|
Продажа привилегированных акций и ORRI в CHK Utica |
— |
— |
1250 |
|
|
|
|
Продажа неконтролирующего пакета в Chesapeake Granite |
|
|
|
Wash Trust |
— |
— |
410 |
|
|
|
|
Чистая выручка от долгосрочного долга |
2274 |
6985 |
1614 |
|
|
|
|
Выручка от продажи других инвестиций |
115 |
— |
— |
|
|
|
|
Средства, полученные от финансирования деривативов (a) |
— |
— |
1043 |
|
|
|
|
Другие |
187 |
84 |
442 |
|
|
|
|
Совокупные поступления средств и эквивалентов из других |
|
|
|
источников |
2576 |
10 319 |
4759 |
|
|
|
|
Совокупные источники средств и эквивалентов |
11 579 |
21 532 |
19 625 |
|
|
|
|
(a) Отражает деривативы, которые, как считается для целей бухгалтерского учета, содержат элемент финансирования в начале контракта.
И с т о ч н и к: Chesapeake Energy Corporation Form 10+K.
Выручка от продажи активов, совершенной в 2014 г. и в после дующий период, может использоваться для уменьшения финансо вого рычага и сложности и дальнейшего укрепления ликвидности компании. Обеспечивая стратегические приоритеты компании, определенные действия, уменьшающие финансовый рычаг и сложность, могут негативно сказаться на будущих результатах дея тельности. От компании могут потребовать различные денежные сборы, включая (но не ограничиваясь) обвинения в прекращении аренды, погашение стоимости финансирования и плату за неис пользованные транспортную и трубопроводную инфраструктуру.
Сланцевая Америка 199
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
6. Сланцевая экономика
Всентябре 2012 г. компания получила дополнение к соглаше нию с банком о револьверном кредите, в соответствии с которым отношение задолженности к EBITDA могло превышать 4 : 1 для квартала, закончившегося 30 сентября 2012 г. и четырех после дующих кварталов. Но в IV квартале 2013 г., как и в четырех пред шествующих кварталах, отношение задолженности к EBITDA было менее 4 : 1; это же соотношение сохраняется и в настоящее время.
Согласно плану капитальных затрат на 2014 г. компания про гнозирует, что денежный поток наличности от основной деятель ности и планируемый уровень заимствований позволят выполнить условия револьверного кредита. Chesapeake считает, что допуще ния, лежащие в основе бюджета на 2014 г., являются разумными и что компания имеет достаточную гибкость, чтобы в случае необхо димости скорректировать капитальные затраты и другие расходы для адаптации к возможному неблагоприятному развитию рыноч ной ситуации.
Т а б л и ц а 6.11. Основные консолидированные финансовые показатели Chesapeake Energy — добыча газа, нефти, СУГ, продажи, цены, операционная прибыль и затраты, 2009—2013 гг., млн долл.
Год, закончившийся 31 декабря
2013 г. 2012 г. 2011 г. 2010 г. 2009 г.
Природный газ, нефть и СУГ |
7052 |
6278 |
6024 |
5647 |
5049 |
|
|
|
|
|
|
Маркетинг, сбор и компримирование |
9559 |
5431 |
5090 |
3479 |
2463 |
|
|
|
|
|
|
Нефтепромысловый сервис |
895 |
607 |
521 |
240 |
190 |
|
|
|
|
|
|
Общие доходы |
17 506 |
12 316 |
11 635 |
9366 |
7702 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Природный газ, нефть и СУГ |
1159 |
1304 |
1073 |
893 |
876 |
|
|
|
|
|
|
Налоги на добычу |
229 |
188 |
192 |
157 |
107 |
|
|
|
|
|
|
Маркетинг, сбор и компримирование |
9461 |
5312 |
4967 |
3352 |
2316 |
|
|
|
|
|
|
Нефтепромысловый сервис |
736 |
465 |
402 |
208 |
182 |
|
|
|
|
|
|
Общие и административные расходы |
457 |
535 |
548 |
453 |
349 |
|
|
|
|
|
|
Расходы на реструктуризацию |
248 |
7 |
— |
— |
34 |
|
|
|
|
|
|
200 Сланцевая Америка
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
6.4. Рентабельность добычи на примере двух компаний
Продолжение табл. 6.11
|
Год, закончившийся 31 декабря |
||||
|
|
|
|
|
|
|
2013 г. |
2012 г. |
2011 г. |
2010 г. |
2009 г. |
|
|
|
|
|
|
Износ, истощение и амортизация |
|
|
|
|
|
месторождений |
2589 |
2507 |
1632 |
1394 |
1371 |
|
|
|
|
|
|
Износ и амортизация других активов |
314 |
304 |
291 |
220 |
244 |
|
|
|
|
|
|
Ухудшение свойств нефти и природ/ |
|
|
|
|
|
ного газа |
— |
3315 |
— |
— |
11 000 |
|
|
|
|
|
|
Ухудшение других активов |
546 |
340 |
46 |
21 |
130 |
|
|
|
|
|
|
Чистый (выигрыш) или потери от про/ |
|
|
|
|
|
дажи активов |
(302) |
(267) |
(437) |
(137) |
38 |
|
|
|
|
|
|
Общие эксплуатационные расходы |
15 437 |
14 010 |
8714 |
6561 |
16 647 |
|
|
|
|
|
|
|
2069 |
(1694) |
2921 |
2805 |
(8945) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расходы на акции (Interest expense) |
(227) |
(77) |
(44) |
(19) |
(113) |
|
|
|
|
|
|
Доходы (затраты) от инвестиций |
(226) |
(103) |
156 |
227 |
(39) |
|
|
|
|
|
|
Выручка (потери) от продажи инве/ |
|
|
|
|
|
стиций |
(7) |
1092 |
— |
(129) |
(40) |
|
|
|
|
|
|
Затраты на приобретение долгов |
|
|
|
|
|
и другое финансирование |
(193) |
(200) |
(176) |
(16) |
(162) |
|
|
|
|
|
|
Другие доходы |
26 |
8 |
23 |
16 |
11 |
|
|
|
|
|
|
Всего другие доходы (расходы) |
(627) |
720 |
(41) |
79 |
(343) |
|
|
|
|
|
|
|
1442 |
(974) |
2880 |
2884 |
(9288) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Текущий налог на прибыль |
22 |
47 |
13 |
— |
4 |
|
|
|
|
|
|
Отложенный налог на прибыль |
526 |
(427) |
1110 |
1110 |
(3487) |
|
|
|
|
|
|
Общие затраты (выигрыш) от налога |
|
|
|
|
|
на прибыль |
548 |
(380) |
1123 |
1110 |
(3483) |
|
|
|
|
|
|
|
894 |
(594) |
1757 |
1774 |
(5805) |
|
|
|
|
|
|
Чистая прибыль, относящаяся |
|
|
|
|
|
к неконтролирующей доле |
(170) |
(175) |
(15) |
— |
(25) |
|
|
|
|
|
|
Сланцевая Америка 201
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts |
|
|
|
||
6. Сланцевая экономика |
|
|
|
|
|
|
|
|
Окончание табл. 6.11 |
||
|
Год, закончившийся 31 декабря |
||||
|
2013 г. |
2012 г. |
2011 г. |
2010 г. |
2009 г. |
|
724 |
(769) |
1742 |
1774 |
(5830) |
Дивиденды по привилегированным |
|
|
|
|
|
акциям |
(171) |
(171) |
(172) |
(111) |
(23) |
Премия на приобретение привилеги/ |
|
|
|
|
|
рованных акций |
(69) |
— |
— |
— |
— |
Доход, приходящийся на неконтроли/ |
|
|
|
|
|
рующие доли |
(10) |
— |
— |
— |
— |
|
474 |
(940) |
1570 |
1663 |
(5853) |
Базовая прибыль, долл. |
0,73 |
(1,46) |
2,47 |
2,63 |
(9,57) |
Разводненная прибыль, долл. |
0,73 |
(1,46) |
2,32 |
2,51 |
(9,57) |
, долл. |
0,35 |
0,35 |
0,3375 |
0,30 |
0,30 |
Полученные от основной деятельно/ |
|
|
|
|
|
сти |
4614 |
2837 |
5903 |
5117 |
4356 |
Использованные на инвестиции |
(2967) |
(4984) |
(5812) |
(8503) |
(5462) |
Полученные за счет (использованные |
|
|
|
|
|
на) финансовые операции |
(1097) |
2083 |
158 |
3,181 |
(336) |
Общие активы |
41 782 |
41 611 |
41 835 |
37 179 |
29 914 |
Долгосрочный долг, за вычетом теку/ |
|
|
|
|
|
щего погашения |
12 886 |
12 157 |
10 626 |
12 640 |
12 295 |
Совокупный капитал |
18 140 |
17 896 |
17 961 |
15 264 |
12 341 |
И с т о ч н и к: Chesapeake Energy Corporation Form 10/K. |
|
|
|||
202 Сланцевая Америка |
|
|
|
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
6.4. Рентабельность добычи на примере двух компаний
Т а б л и ц а 6.12. Основные производственные показатели Chesapeake Energy — добыча газа, нефти, СУГ, продажи, цены, операционная прибыль и затраты
|
На 31 декабря |
||
|
|
|
|
|
2013 г. |
2012 г. |
2011 г. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Природный газ, млрд куб.ф. |
1095 |
1129 |
1004 |
|
|
|
|
Нефть, млн барр. |
41 |
31 |
17 |
|
|
|
|
СУГ, млн барр. |
21 |
18 |
15 |
|
|
|
|
В нефтяном эквиваленте, млн бнэ (a) |
244 |
237 |
199 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Продажи газа |
2430 |
2004 |
3133 |
|
|
|
|
Газовые деривативы — доход (убыток) от реализации |
9 |
328 |
1656 |
|
|
|
|
Газовые деривативы — не реализованные доходы (убыт/ |
|
|
|
ки) |
(52) |
(331) |
(669) |
|
|
|
|
Общие продажи газа |
2387 |
2001 |
4120 |
|
|
|
|
Продажи нефти |
3911 |
2829 |
1523 |
|
|
|
|
Нефтяные деривативы — реализованные доходы (убытки) |
(108) |
39 |
(60) |
|
|
|
|
Нефтяные деривативы — нереализованные доходы (убытки) |
280 |
857 |
(128) |
|
|
|
|
Общие продажи нефти |
4083 |
3725 |
1335 |
|
|
|
|
Продажи СУГ |
582 |
526 |
603 |
|
|
|
|
Деривативы на СУГ — реализованные доходы (убытки) |
— |
(9) |
(42) |
|
|
|
|
Деривативы на СУГ — нереализованные доходы (убытки) |
— |
35 |
8 |
|
|
|
|
Общие продажи СУГ |
582 |
552 |
569 |
|
|
|
|
Общие продажи газа, нефти и СУГ |
7052 |
6278 |
6024 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Природный газ, долл./тыс. куб.ф. |
2,22 |
1,77 |
3,12 |
|
|
|
|
Нефть, долл./барр. |
95,17 |
90,49 |
89,80 |
|
|
|
|
СУГ, долл./барр. |
27,87 |
29,89 |
40,96 |
|
|
|
|
Нефтяной эквивалент, долл./бнэ |
28,33 |
22,61 |
26,42 |
|
|
|
|
, долл.
Природный газ |
2,23 |
2,07 |
4,77 |
|
|
|
|
Сланцевая Америка 203