Сланцевая нефть_

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

6. Сланцевая экономика

Окончание табл. 6.12

(a)Нефтяной эквивалент рассчитывается как 6 тыс. куб. футов газа за 1 баррель нефти или СУГ. Это соотношение отражает энергетическую ценность нефти и газа, но не их стоимость.

(b)Включает доходы и операционные расходы и исключает износ и амортизацию, общие и административные расходы и т.п.

(c)Включают компенсацию по акциям и не включают реструктуризацию и другое со/ кращение стоимости.

204 Сланцевая Америка

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

6.4. Рентабельность добычи на примере двух компаний

(d)Включают эффект от реализации деривативов, но не включают эффекты от не/ реализованных деривативов.

(e)Включают установленные на текущий период платежи по завершенным торгам.

(f)Включают изменения в стоимости деривативов и процентах их возмещения в те/ чение периода.

И с т о ч н и к: Chesapeake Energy Corporation Form 10/K.

Хеджирование рыночных рисков

На результат операций компании Chesapeake Energy влияют изме нения цен на газ, нефть и СУГ. Чтобы частично сгладить влияние этих колебаний, компания использует производные инструмен ты — деривативы. Эти инструменты позволяют с большей опреде ленностью предсказывать цены на продукцию компании. В компа нии считают, что использование этих инструментов будет эффек тивным при достижении поставленных риск менеджментом целей.

Общая стратегия состоит в попытке смягчить воздействие не благоприятных цен на природный газ, нефть и СУГ с помощью хеджирования. Компания использует широкий спектр производ ных инструментов (деривативов) для достижения целей управле ния рисками, включая свопы, коллары, опционы, свопы на опцио ны и т.п. Наиболее часто используются свопы на большие объемы газа и нефти, цену на которые надо захеджировать.

Чтобы добавить ясности к определению будущего денежного потока, Chesapeake использовала контракты на деривативы на при близительно 68% планируемой добычи газа в 2014 г. по средней цене 4,15 долл./тыс. куб.ф. и 58% ожидаемой добычи нефти при средней цене 93,92 долл./барр. Использование деривативов позво ляет компании сократить влияние ценовой волатильности на по ток наличности и EBITDA.

Southwestern Energy Company

Southwestern Energy Company — независимая энергетическая ком пания, занимающаяся разведкой и разработкой нетрадиционных запасов нефти и газа. Основной бизнес компании связан с добычей природного газа в США на двух сланцевых плеях — Fayetteville Shale в Арканзасе и Marcellus Shale в Пенсильвании. Небольшие по масштабу работы компания ведет также в Техасе, Оклахоме и в бас сейне Arkoma Basin, а также постоянно ищет новые возможности для развития добывающих проектов на других плеях.

Сланцевая Америка 205

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

6.4. Рентабельность добычи на примере двух компаний

• накопленная добыча на плее Fayetteville Shale составила 3 трлн куб. футов; достигнут рекордный уровень первоначального дебита на Fayetteville Shale — свыше 12 млн куб. футов/сутки.

В2013 г. Southwestern Energy поставила рекорды по добыче, приросту запасов, чистой прибыли, EBITDA и денежному потоку,

ивсе эти достижения стали возможны при цене на газ ниже 4 долл./тыс. куб. футов. На плее Marcellus Shale был достигнут при рост добычи, которая в целом к концу года достигла 700 млн куб. футов/сутки по сравнению с 300 млн куб. футов/сутки в конце 2012 г. Добыча компании на плее Marcellus почти утроилась, в то время как общие доказанные запасы газа более чем удвоились.

На плее Fayetteville Shale 2013 г. у компании был одним из луч ших. Накопленная добыча там составила 3 трлн куб. футов, а на чальный дебит скважин оказался на наивысшем уровне с самого начала бурения на этом плее в 2004 г.

ВIV квартале 2013 г. добыча газа и нефти компании Southwes tern составила 176,6 млрд куб. ф. экв. (5 млрд куб. м), на 18% боль ше, чем в IV квартале 2012 г. (149,9 млрд куб. ф. экв. или 4,2 млрд куб. м), включая 123,2 млрд куб. ф. экв. (3,49 млрд куб. м) газа с плея Fayetteville Shale, по сравнению с 125,1 млрд куб. ф. экв. (3,54 млрд куб. м) годом ранее. Добыча газа на плее Marcellus Shale составила 48,5 млрд куб. ф. (1,37 млрд куб. м) в IV квартале 2013 г., что более чем вдвое превысило добычу годом ранее — 19,3 млрд куб. ф. (0,55 млрд куб. м).

С учетом эффекта от хеджирования, средняя цена реализации газа в IV квартале 2013 г. для компании Southwestern составила 3,68 долл./тыс. куб. ф., что немного ниже, чем 3,74 долл./тыс. куб. ф. годом ранее. Активность по хеджированию подняла сред нюю цену газа на 0,53 долл./тыс. куб. ф. в IV квартале 2013 г. по сравнению с 0,78 долл./тыс. куб. ф. в тот же период 2012 г.

К 24 февраля 2014 г. было захеджировано примерно 456 млрд куб. ф. добычи газа в 2014 г. по средней цене 4,34 долл./тыс. куб. ф.

ипримерно 120 млрд куб. ф. добычи в 2015 г. по средней цене 4,40 долл./тыс. куб. ф.

Если не учитывать эффект от хеджирования, средняя цена про дажи газа компанией в четвертом квартале была примерно на 0,45 долл./тыс. куб. ф. ниже, чем средняя цена на Нью Йоркской то варной бирже (NYMEX), по сравнению с примерно 0,44 долл./тыс. куб. ф. годом ранее.

Сланцевая Америка 207

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

6. Сланцевая экономика

Финансовые итоги полного 2013 г.

В 2013 г. скорректированная чистая прибыль Southwestern состави ла 703,9 млн долл., или 2 долл. на разводненную акцию, исключая 21,4 млн долл. (за вычетом 12,6 млн долл. налогов) — выигрыш от контрактов с деривативами и корректировку налога на прибыль, составившую 13 млн долл. Включая эти уточнения, чистая прибыль за 2013 г. составила 703,5 млн долл., или 2 долл. на разводненную акцию. В 2012 г. Southwestern после всех уточнений и корректиро вок объявила об убытке в 707,1 млн долл., или 2,03 долл. на развод ненную акцию.

Чистые денежные средства, обеспеченные основной деятель ностью до изменений в активах и обязательствах, в 2013 г. состави ли примерно 2 млрд долл., что на 24% выше, чем в 1,6 млрд долл., полученные в 2012 г.

В сегменте разведки и добычи прибыль в 2013 г. была 878,7 млн долл., что на 62% выше, чем 543,5 млн долл., полученные в 2012 г. Рост доходов произошел главным образом за счет увеличения добы чи и более высоких цен реализации газа, которые были частично компенсированы возросшими эксплуатационными расходами.

Добыча газа и нефти в 2013 г. была 656,8 млрд куб. ф. экв., что на 16% выше по сравнению с 565 млрд куб. ф. экв. в 2012 г., вклю чая 486 млрд куб. ф. экв., добытые подразделением, работающим на плее Fayetteville Shale (в 2012 г. — 485,5 млрд куб. ф. экв.). Добы ча на плее Marcellus Shale в 2013 г. была 150,6 млрд куб. ф. экв., что больше чем вдвое превышает объем, добытый в 2012 г. — 53,6 млрд куб. ф. экв.

Средняя цена реализации газа компанией Southwestern соста вила в 2013 г. 3,65 долл./тыс. куб. ф., включая эффект от хеджиро вания, по сравнению с 3,44 долл./тыс. куб. ф. в 2012 г. Благодаря хеджированию компания увеличила цену реализации газа на 0,48 долл./тыс. куб. ф в 2013 г. по сравнению с 1,1 долл./тыс. куб. ф. в 2012 г.

Если не принимать в расчет эффект от хеджирования, средняя цена, которую компания получала за свой газ в 2013 г. была при мерно на 0,48 долл./тыс. куб. ф ниже средней цены на NYMEX по сравнению с разницей в 0,45 долл./тыс. куб. ф. в 2012 г. В 2014 г. Southwestern ожидает, что дисконт по сравнению с ценами NYMEX составит 0,55—0,60 долл./тыс. куб. футов.

208 Сланцевая Америка

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

6. Сланцевая экономика

В2013 г. Southwestern возместила 550% своей добычи дополни тельными извлекаемыми запасами в объеме 3,615 млрд куб. ф. экв., включая пересмотр запасов в объеме 326 млрд куб. ф. экв. За пери од, закончившийся 31 декабря 2013 г., средний процент замещения запасов был 229%. Если исключить переоценку запасов, замеще ние запасов компании в 2013 г. и в среднем за трехлетний период было на уровне 501% и 329% соответственно.

Втечение 2013 г. Southwestern инвестировала 2,1 млрд долл. в раз ведку и добычу и участвовала в бурении 653 скважин, 340 из которых оказались успешными, а еще 309 до конца года не были завершены. Из этих 309 скважин 227 были расположены на плее Fayetteville Shale, а 77 — на Marcellus Shale. Из общей суммы в 2,1 млрд долл., инвести рованных компанией в 2013 г., 907 млн долл. было инвестировано на Fayetteville Shale, 872 млн долл. — на Marcellus Shale, 7 млн долл. — на Ark La Tex и 191 млн долл. — в различные новые проекты.

Из 2,1 млрд долл. инвестиций 1,5 млрд долл. было инвестирова но в бурение и ремонт скважин, 224 млн долл. — в увеличение сво ей доли в проектах, 159 млн долл. — в приобретение активов и 28 млн долл. пошло на сейсморазведку. Дополнительно было инве стировано 76 млн долл. в приобретение различного бурового обо рудования.

Fayetteville Shale

Из 907 млн долл., инвестированных Southwestern на Fayetteville Shale в 2013 г., 804 долл. пошло на бурение 527 скважин, 504 из ко торых были введены в эксплуатацию. Общие капитальные вложе ния на Fayetteville Shale в 2013 г. также включали 6 млн долл., по траченных на приобретение собственности, и 97 млн долл. на уве личение капитализации.

Добыча газа Southwestern на плее Fayetteville Shale была в 2013 г. 486 млрд куб. футов (13,75 млрд куб. м) по сравнению с 485,5 млрд куб. футов (13,74 млрд куб. м) в 2012 г. Общая добыча газа на Fayetteville Shale была в 2013 г. приблизительно 2,011 млрд куб. фу тов в сутки, а в 2012 г. — 2,090 млрд куб. футов в сутки.

В 2013 г. общие доказанные запасы на Fayetteville Shale выросли на 60% до 4,795 трлн куб. футов (135,7 млрд куб. м) по сравнению с 2,988 трлн куб. футов (84,6 млрд куб. м) в 2012 г.

Горизонтальные скважины, находящиеся в эксплуатации у Southwestern, имели полную среднюю стоимость 2,4 млн долл. на

210 Сланцевая Америка

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

6.4. Рентабельность добычи на примере двух компаний

скважину, среднюю длину горизонтального участка 5,356 тыс. фу тов (1633 м) и в среднем требовали 6,2 дней на бурение. Это можно сравнить с показателями 2012 г.: 2,5 млн долл. и 6,7 дней на сква жину, длина горизонтального участка — 4,833 тыс. футов (1474 м).

В2013 г. Southwestern ввела в эксплуатацию 414 скважин со средним начальным дебитом 4,041 млн куб. футов в сутки. В 2012 г. было введено 493 скважины со средним начальным дебитом 3,629 млн куб. футов в сутки. Увеличение дебитов в 2013 г. про изошло главным образом за счет увеличения длины горизонталь ных участков и улучшения конструкции скважин.

Втечение 2013 г. компания ввела в эксплуатацию 91 скважину с начальным дебитом, превышающим 5 млн куб. футов в сутки; в 2012 г. таких скважин было всего 60. Из этих 91 скважины 60 пре высили начальный дебит в 6 млн куб. футов в сутки. Девять из деся ти скважин с наивысшим начальным дебитом в истории добычи компании на плее Fayetteville Shale были пробурены и введены в

эксплуатацию в III и IV кварталах 2013 г.

ВIV квартале 2013 г. горизонтальные скважины компании об ходились в среднем в 2,6 млн долл., имели длину горизонтального участка 5,976 тыс. футов (1793 м) и бурились в среднем за 6,9 дней.

ВIV квартале 2013 г. Southwestern ввела в эксплуатацию три сква жины с самым большим начальным дебитом с начала работ на плее Fayetteville Shale. Эти скважины, расположенные в округе Conway, достигли пикового дебита в 12,173 млн куб. футов в сутки, 11,919 млн куб. футов в сутки и 12,207 млн куб. футов в сутки. Сред ний начальный дебит скважин, введенных в эксплуатацию в чет вертом квартале 2013 г. компанией на плее Fayetteville Shale, соста вил 4,877 млн куб. футов в сутки.

Вдекабре 2013 г. Southwestern арендовала около 906 тыс. акров на плее Fayetteville Shale по сравнению с 913,5 тыс. акров в конце 2012 г. В 2014 г. Southwestern планирует инвестировать примерно 900 млн долл. на плее Fayetteville Shale и пробурить примерно 460—470 горизонтальных скважин.

Marcellus Shale

В 2013 г. Southwestern инвестировала в разработку Marcellus Shale 872 млн долл., включая 676 млн долл., потраченных на ввод в экс плуатацию 108 скважин. Общие капитальные затраты на Marcellus Shale в 2013 г. также включили 111 млн долл., пошедших на приоб

Сланцевая Америка 211

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

6. Сланцевая экономика

ретение активов, 9 млн долл. на сейсмику и 76 млн долл. на объекты инфраструктуры, увеличение капитализации и другие расходы.

Добыча Southwestern на плее Marcellus Shale в 2013 г. была 150,6 млрд куб. футов (4,26 млрд куб. м), что на 181% больше, чем 53,6 млрд куб. футов (1,52 млрд куб. м), добытые в 2012 г. Средняя добыча на Marcellus Shale составила приблизительно 698 млн куб. футов в сутки в конце 2013 г. по сравнению с 300 млн куб. футами в сутки в конце 2012 г. В 2013 г. компания ввела в эксплуатацию во семь скважин с начальным дебитом, превышающим 10 млн куб. футов в сутки. В 2012 г. таких скважин было четыре.

Общие доказанные запасы на Marcellus Shale выросли в 2013 г. на 141% до 1,963 трлн куб. футов по сравнению с 816 млрд куб. футов в 2012 г.

Таблица 6.14. Доказанные разработанные запасы газа по округам на плее Marcellus Shale в расчете на скважину, млрд куб. футов, 2013 г.

Ис т о ч н и к: Southwestern Energy.

Т а б л и ц а 6.15. Доказанные неразработанные запасы газа на плее Marcellus

Shale в расчете на скважину, млрд куб. ф./скважина, 2013 г.

И с т о ч н и к: Southwestern Energy.

В 2013 г. средняя эксплуатационная горизонтальная скважина компании Southwestern стоила 7 млн долл. (включая заканчива ние), имела длину горизонтального участка 4,982 тыс. футов (1518 м) и в среднем подвергалась 18 стадиям стимулирования (гидроразрыва). В 2012 г. средняя скважина стоила 6,1 млн долл., имела длину горизонтального участка 4,070 тыс. футов (1240 м) и число стадий гидроразрыва в среднем составляло всего 12.

212 Сланцевая Америка

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

6.4. Рентабельность добычи на примере двух компаний

Одна скважина компании выделяется среди других. Это вве денная в эксплуатацию в ноябре 2013 г. скважина Seamen 2H, рас положенная на севере округа Susquehanna. Эта скважина дала первоначальный дебит 32,2 млн куб. футов/сутки. Она имеет дли ну горизонтального участка 6,194 тыс. футов (1888 м) и подвер глась 20 кратному гидроразрыву.

На рис. 6.5 показана нормализованная ежедневная добыча на 31 де кабря 2013 г. для горизонтальных скважин компании на плее Marcel lus Shale. В целом график показывает качественную характеристику действия многостадийного гидроразрыва на скважинах плея Marcellus Shale и подтверждает идею об эффективности этой технологии.

Рис. 6.5. Нормализованная ежедневная добыча на 31 декабря 2013 г. для горизонтальных скважин компании Southwestern Energy на плее Marcellus Shale

(1)— результаты для 45 скважин с более чем 18/стадийным гидроразрывом пласта;

(2)— данные по 73 скважинам, где гидроразрыв проведен от 13 до 18 раз;

(3)— данные по 49 скважинам с числом гидроразрывов от 9 до 12; (4) — данные по 4 скважинам, где число стадий гидроразрыва было меньше девяти.

И с т о ч н и к: Southwestern Energy.

Сланцевая Америка 213