Shale gas and hydraulic fracturing in the US

●Traces of radia on in shale rock and found in wastewater low levels ●Marcellus and likely U ca basins are not well equipped for reinjection of wastewater or water treatment local water

Shale Gas and Hydraulic   Fracturing in the US:  

 Significant ramp up in production will likely unveil two major drivers of increased operational 

cost  and  liabilities:  lack  of  water  availability  and  contamination  from  high  volume  of  waste  water.  Different  environmental  and  social  profiles  of  the  various  basins  means  that  drilling  in  some basins entails potentially higher operational costs and liabilities. 

production.  Estimates  of  proved  US  shale  gas  reserves  by  the  US  Energy  Information  Administration 

(EIA)  have  shot  up  from  34  tcf  in  2008  to  84  tcf  in  2011  with  a  total  of  862  tcf  proved  and  unproved 

While  most  oil  and  gas  players  are  present  in  multiple  shale  basins,  the  different  environmental  and 

social  profiles  of  the  various  basins  means  that  drilling  in  some  basins  entails  potentially  higher 

recoverable,  unproven  reserves)  and  where  exploration  and  production  is  currently  most  aggressive. 

(For  a  breakdown  of  the  countries  with  major  shale  gas  reserves,  please  see  Appendix  II:  Global 

dependent  on  hydraulic  fracturing  such  as  Chesapeake  Energy,  Encana,  Ultra  Petroleum,  Range 

Resources,  and  Southwestern  Energy  (figure  2),  face  the  highest  risk  exposure.  Nonetheless,  we  note 

that  multinational  integrated  oil  companies  ExxonMobil,  BP,  ConocoPhillips,  Chevron,  and  Shell,  with 

significant  US  natural  gas  reserves  totaling  about  57  tcf,  largely  made  up  of  shale  gas,  are  more 

Natural Gas  Production  (mmcf/d)*

Estimated Shale   Gas Share in  Overall O&G  Production

XOM Exxon (XTO)         26,100        3,873 0 to 20%

CHK‐N Chesapeake Energy Corporation         15,455        2,639 75 to 100%

APC‐N Anadarko Petroleum Corporation        8,100        2,369 0 to 20%

DVN‐N Devon Energy Corporation        9,000        1,997 50 to 75%

BP_GB British Petroleum (BP)         13,700        1,869 0 to 20%

ECA‐N EnCana Corporation        7,500        1,833 75 to 100%

COP ConocoPhillips         10,500        1,621 0 to 20%

SWN‐N Southwestern Energy Company        4,345        1,312 75 to 100%

CVX Chevron (Atlas)        2,500        1,284 0 to 20%

EOG‐N EOG Resources, Inc        6,861        1,124 50 to 75%

RDSA_GB Royal Dutch Shell (East)        4,502         953 0 to 20%

APA‐N Apache Corporation        4,340         869 0 to 20%

HK‐N Petrohawk Energy (BHP Billiton)        3,392         792 75 to 100%

OXY Occidental Not Reported         748 0 to 20%

QEP‐N QEP Resources Inc        2,612         641 50 to 75%

UPL‐N Ultra Petroleum Corp        4,200         614 75 to 100%

NFX‐N Newfield Exploration Company        2,490         510 20 to 50%

EQT‐N EQT Corporation        5,200         464 50 to 75%

COG‐N Cabot Oil & Gas Corporation        2,644         439 75 to 100%

●Traces of radia on in shale rock and found in wastewater (low levels) 

●Marcellus and likely U ca basins are not well equipped for reinjection of wastewater or water treatment (local water treatment plants not equipped to handle these volumes or substances) 

Regulatory  ●Increasing state and federal regula ons are likely in the next two years due to 

●Large land disturbances from access roads, trucking, storage ponds, and other surface operations such as piping, storage and wellpad construction, resulting in losses of natural value (trees, vegetation, biodiversity) adversely affecting the ecosystem as well as allowing for higher migration of emissions, contaminants, and sediments 

The  12  major  shale  basins  in  the  US  face  different  levels  and  types  of  water‐related  risks,  with  some 

facing  acute  problems  of  water  availability  and  other  basins  facing  concerns  with  the  high  volume 

water  stress  expected  to  increase  due  to  climate  change.  Hydraulic  fracturing  imposes  significant 

demands  on  the  water  supply  that  compete  with  increasing  demands  from  industry,  agriculture,  and 

growing populations. The severe drought in Texas this year has already called into question the oil and 

gas sector’s ability to tap water supplies. The Texas state water board estimated that fracturing a single 

well in the Eagle Ford shale requires about 13 million gallons of water, which can supply water for 240 

adults  for  a  year;  this  is  estimated  to  be  three  or  four  more  times  the  amount  of  water  used  for 

fracturing  at  Barnett  shale,  due  to  geological  differences.  The  state  water  board  has  indicated  that  it 

might be forced to ration water given significant water needs for agriculture, where crop losses in the 

state have topped USD 5 billion so far this year. 

Based  on  metrics  from  the  US  Geological  Survey,  the  gas  basins  projected  to  face  the  greatest  water 

stress include Barnett, Fayetteville, Green River, Woodford (Anadarko), Eagle Ford, and the West Texas 

Permian  basins.  In  our  view,  water  availability  will  present  material  risks  to  operations  for  some 

companies,  as  the  cumulative  demand  from  increased  drilling  will  compete  with  local  needs;  the 

FIGURE 4 Major Shale Plays and Water Stress 

One  option  many  companies  pursue  to  manage  the  waste  water  produced  is  through  deep  geological 

injection  disposal.  However,  geological  characteristics  differ  among  the  basins,  presenting  different 

flowback  rates  and  the  inability  to  do  deep  injection  in  some  cases.  For  instance,  deep  injection  of 

wastewater is not possible at Marcellus, where flowback rates of 10 to 40% are common and injection 

volumes  of  fracking  fluid  may  be  up  to  50%  more  than  other  major  basins  such  as  Fayetteville  and 

Barnett. This leaves companies operating in the region with few alternatives to manage the wastewater 

other than to build roads and truck away the waste to treatment plants, creating disturbances in local 

communities.  Also,  in  the  Marcellus  basin  the  sheer  volume  of  wastewater  is  overwhelming  many 

wastewater  treatment  plants  that  are  not  equipped  to  effectively  treat  the  levels  and  types  of 

substances  in  the  flowback  wastewater.  Companies  have  few  options  besides  carrying  the  burden  of 

treating huge volumes of waste water themselves. Failure to treat this wastewater properly could lead 

to far ranging water resource contamination and liability issues. 

0 5000 10000 15000 20000

water use

waste water 

US water use 100,000 persons       (assumed 575 liters per day/person)

Methane  fugitive  gases  and  leaks  in  the  atmosphere,  throughout  the  lifetime  of  a  well,  are  also 

on  shale  gas  drilling,  intense  community  opposition  in  some  townships  has  delayed  production  and 

could  ultimately  impose  higher  operational  costs  through  more  stringent  regulations  on  fracking 

best  environmental  practices.  The  population  dependent  on  the  water  resources    in  the  Northeast  is 

quite  high  (see  figure  7),  which  means  that  any  potential  issues  with  water  contamination  would 

Companies’  capabilities  in  stakeholder  engagement  can  help  reassure  communities,  facilitate  the 

permitting  process,  and  ultimately  head  off  costly  litigation.    In  evaluating  companies’  relative 

capabilities, MSCI ESG Research takes in account of companies’ programs targeting relationship building 

with  NGOs  and  particularly  land  owners;  strategies  to  build  local  economies  through  support  for  local 

businesses  and  suppliers,  employment,  training  and  professional  development;  and  support  for  local 

Shale  Dependency 

on  Marcellus

Proxies for Measuring Risk Management  

In our 2011 Environmental, Social and Governance (ESG) ratings research, we found that the companies 

with  the  highest  concentration  of  assets  in  shale  gas  plays  are  also  the  ones  with  the  poorest 

disclosure  of  key  metrics  such  as  fresh  water  withdrawal,  incidence  of  spills,  waste  generation  and 

reserves  is  necessary  to  gain  a  fuller  picture  of  the  operational  and  reputational  risks  facing  each 

company.  Additionally,  disclosure  specifically  around  the  use  and  treatment  of  water  in  shale  gas 

operations  is  imperative  for  investors  to  understand  the  extent  to  which  companies  have  built  in  the 

costs  of  maintaining  operational  integrity  and  potential  exposure  to  future  liability  associated  with 

accidents and contamination.  

Investors  are  actively  pursuing  specific  disclosure  of  fracking  operations.  For  instance,  the  New  York 

State  Common  Retirement  Fund  has  successfully  included  fracking  shareholder  proposals  at  16 

*The proposals were withdrawn after various agreements with the shareholders. 

Companies with  fracking related proposals  filed in 2011

Voting  percentage

Anadarko Petroleum Corporation withdrawn*

record,  due  to  significant  fines  and  pending  lawsuits  stemming  from  contamination  and  community 

impact  from  fracking.  Other  companies  with  evidence  of  spills  and  blowups  from  fracking,  or  with 

pending or settled natural gas contamination lawsuits include Devon, Talisman, EnCana, Southwestern, 

EOG, and Range Resources.  Super‐major oil and gas companies, such as Shell, Chevron, Exxon and BP, 

while  having  comprehensive  environmental  and  biodiversity  management  structures  in  place,  have  a 

history  of  controversies  and  poor  performance  including  spills  and  contamination  of  sensitive 

impact – water use, waste, spills, as well as operational integrity and safety – or with poor practices of 

community  engagement,  will  be  less  prepared  to  meet  more  stringent  regulations  around  shale  gas 

drilling.  For  companies  unprepared  to  meet  higher  environmental  and  community  standards, 

unanticipated  future  costs  could  include  requirements  to  build  waste  treatment  facilities,  prolonged 

permitting  processes,  legal  costs  associated  with  lawsuits  or  other  environmental  liabilities,  lost 

adequate  assessments  of  environmental  impact  before  developing  an  area  and  programs  to  minimize 

environmental  disturbances  caused  by  its  operations.  Consequently,  the  company  has  faced  fines, 

America,  or  Asia.  For  the  super  oil  majors,  any  poor  environmental  performance  that  will  generate 

health  scares  or  impact  local  water  resources  will  compromise  the  their  ability  to  gain  access  to  new 

markets in other regions.  

 Residential  and  environmental  community  opposition  will  likely  remain  high  until  adequate 

environmental  management  practices  address  water  sourcing,  waste  contamination,  and methane leaks at the operational level 

 The most diversified companies face lower risk to their valuation and are in a better position to 

adopt best practices 

 Smaller  players  that  are  highly  reliant  on  shale  interests  face  the  highest  risk  of  long‐term 

company devaluation, especially for those with poor records of environmental and social issues and no clear plans to improve them  

Germany

Netherlands Norway U.K.

Denmark Sweden

Poland Turkey Ukraine Lithuania

Pakistan Australia  South Africa Libya Tunisia AlgeriaMorocco

Western Sahara Mauritania Venezuela Colombia

Argentina

Brazil Chile Uruguay

Appendix III: Composition of Fracking Fluid  

Source: Modern Shale Gas Development in the United States: A Primer, April 2009 Work Performed Under DE‐FG26‐04NT15455 Prepared for 

U.S. Department of Energy Office of Fossil Energy and National Energy Technology Laboratory Prepared by Ground Water Protection Council 

Oklahoma City, OK. ALL Consulting Tulsa, OK. 

“Information Providers”) and is provided for informational purposes only.  The Information may not be reproduced or redisseminated in whole or in part without prior written permission  from MSCI.  

 The Information may not be used to create derivative works or to verify or correct other data or information.   For example (but without limitation), the Information many not be used to  create indices, databases, risk models, analytics, software, or in connection with the issuing, offering, sponsoring, managing or marketing of any securities, portfolios, financial products or  other investment vehicles utilizing or based on, linked to, tracking or otherwise derived from the Information or any other MSCI data, information, products or services.   

 The user of the Information assumes the entire risk of any use it may make or permit to be made of the Information.  NONE OF THE INFORMATION PROVIDERS MAKES ANY EXPRESS OR  IMPLIED  WARRANTIES  OR  REPRESENTATIONS  WITH  RESPECT  TO  THE  INFORMATION  (OR  THE  RESULTS  TO  BE  OBTAINED  BY  THE  USE  THEREOF),  AND  TO  THE  MAXIMUM  EXTENT  PERMITTED BY APPLICABLE LAW, EACH INFORMATION PROVIDER EXPRESSLY DISCLAIMS ALL IMPLIED WARRANTIES (INCLUDING, WITHOUT LIMITATION, ANY IMPLIED WARRANTIES OF  ORIGINALITY,  ACCURACY,  TIMELINESS,  NON‐INFRINGEMENT,  COMPLETENESS,  MERCHANTABILITY  AND  FITNESS  FOR  A  PARTICULAR  PURPOSE)  WITH  RESPECT  TO  ANY  OF  THE  INFORMATION. 

 Without  limiting  any  of  the  foregoing  and  to  the  maximum  extent  permitted  by  applicable  law,  in  no  event  shall  any  Information  Provider  have  any  liability  regarding  any  of  the  Information for any direct, indirect, special, punitive, consequential (including lost profits) or any other damages even if notified of the possibility of such damages. The foregoing shall not  exclude or limit any liability that may not by applicable law be excluded or limited, including without limitation (as applicable), any liability for death or personal injury to the extent that  such injury results from the negligence or wilful default of itself, its servants, agents or sub‐contractors.   

 Information containing any historical information, data or analysis should not be taken as an indication or guarantee of any future performance, analysis, forecast or prediction.  Past  performance does not guarantee future results. 

 None of the Information constitutes an offer to sell (or a solicitation of an offer to buy), any security, financial product or other investment vehicle or any trading strategy.   

 MSCI’s indirect wholly‐owned subsidiary Institutional Shareholder Services, Inc. (“ISS”) is a Registered Investment Adviser under the Investment Advisers Act of 1940.  Except with respect 

to any applicable products or services from ISS (including applicable products or services from MSCI ESG Research Information, which are provided by ISS), none of MSCI’s products or  services recommends, endorses, approves or otherwise expresses any opinion regarding any issuer, securities, financial products or instruments or trading strategies and none of MSCI’s  products or services is intended to constitute investment advice or a recommendation to make (or refrain from making) any kind of investment decision and may not be relied on as such. 

 The MSCI ESG Indices use ratings and other data, analysis and information from MSCI ESG Research.  MSCI ESG Research is produced by ISS or its subsidiaries.  Issuers mentioned or  included in any MSCI ESG Research materials may be a client of MSCI, ISS, or another MSCI subsidiary, or the parent of, or affiliated with, a client of MSCI, ISS, or another MSCI subsidiary,  including ISS Corporate Services, Inc., which provides tools and services to issuers.  MSCI ESG Research materials, including materials utilized in any MSCI ESG Indices or other products,  have not been submitted to, nor received approval from, the United States Securities and Exchange Commission or any other regulatory body. 

 Any use of or access to products, services or information of MSCI requires a license from MSCI.  MSCI, Barra, RiskMetrics, ISS, CFRA, FEA, and other MSCI brands and product names are  the trademarks, service marks, or registered trademarks or service marks of MSCI or its subsidiaries in the United States and other jurisdictions.  The Global Industry Classification Standard  (GICS) was developed by and is the exclusive property of MSCI and Standard & Poor’s.  “Global Industry Classification Standard (GICS)” is a service mark of MSCI and Standard & Poor’s. 

About MSCI ESG Research 

  MSCI ESG Research is a leading source of environmental, social and governance (ESG) ratings, screening and compliance tools to advisers, managers and asset owners  worldwide. ESG ratings, data and analysis from MSCI ESG Research are also used in the construction of the MSCI ESG Indices.   

About MSCI  

MSCI  Inc.  is  a  leading  provider  of  investment  decision  support  tools  to  investors  globally,  including  asset  managers,  banks,  hedge  funds  and  pension  funds.  MSCI  products and services include indices, portfolio risk and performance analytics, and governance tools. The company’s flagship product offerings are: the MSCI indices  which include over 148,000 daily indices covering  more than 70  countries; Barra portfolio risk and performance analytics covering global equity and fixed income  markets; RiskMetrics market and credit risk analytics; ISS governance research and outsourced proxy voting and reporting services; FEA valuation models and risk  management  software  for  the  energy  and  commodities  markets;  and  CFRA  forensic  accounting  risk  research,  legal/regulatory  risk  assessment,  and  due‐diligence. 

MSCI is headquartered in New York, with research and commercial offices around the world. For further information, please visit  www.msci.com.