La Rivoluzione Americana da shale gas a tight oil: possibili impatti da monitorare - 12 maggio 2014
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La Rivoluzione Americana da shale gas a tight oil: possibili impatti da monitorare Massimo Mondazzi CFO eni 12 maggio 2014
Grazie alla “rivoluzione americana” gli USA passano sulla
corsia di sorpasso …
Mboe/d
*(include crude oil, condensati & NGLs)
Se grazie allo shale gas gli USA sono diventati il 1° produttore mondiale di gas già nel
2012…
… con il tight oil nel 2015 diventeranno anche il 1° produttore di oil
Nonostante sia “acceso” il dibattito su sostenibilità e replicabilità del modello, è
indubbio che gli USA si avvicinano all’indipendenza petrolifera sul gas e
riducono quella oil con impatti significativi sull’intero sviluppo economico del
paese ma anche a livello globale
Fonte: IEA WEO 2013 – New Policies Scenario 2
… riducono la dipendenza petrolifera ….
Al contrario di quanto accade in Europa e in Cina, negli USA si riduce il divario fra consumo e
produzione di idrocarburi
Secondo le previsioni IEA, negli USA la dipendenza dalle importazioni di petrolio passa da poco
meno del 60% nel 2011 al 30% nel 2030. Per il gas naturale USA autosufficienti dal 2020.
Europa e Cina invece aumentano la propria dipendenza
USA Europa OCSE Cina
Fonte: IEA WEO 2013 – New Policies Scenario 3
… beneficiano di costi dell’energia bassi per l’industria …
Prezzi gas nel settore industria Mentre in Europa i costi dell’energia per l’industria sono
aumentati significativamente, negli USA il settore
2005 industriale ha beneficiato di un “dividendo energetico”
+64% 2012 che ne ha aumentato la competitività sullo scenario
13,4 internazionale
-54%
Il gas naturale è inoltre un importante input produttivo
($/MBtu) 8,2 8,2 per molte industrie. L’impatto dello shale gas ha perciò
effetti positivi su un gran numero di settori, oltre a
3,7 quello energetico
Mentre nelle altre economie avanzate la produzione
manifatturiera è calata dal 2011, negli USA la ripresa
non si è mai interrotta
Europa OCSE USA
Produzione manifatturiera
(indici trim., 2007 I=100)
Prezzi energia elettrica nel settore industria
110
2005 105
+63%
147,5 2012 100
95
+17%
90,7 90
($/MWh)
57,3 67,0
85
USA
80
Area euro
75
UK
70
Giappone
65
Europa OCSE USA
Fonte: Prezzi IEA Energy Prices & Taxes 4
… sostenendo il PIL, l’occupazione e le entrate fiscali
Impatto sull’occupazione diretta
(indici, gen 2003 I=100)
Con l’avvio delle attività
nell’unconventional, l’occupazione
diretta nel settore Oil&Gas USA è
più che raddoppiata (da circa
240.000 nel 2003 a oltre 500.000
unità), a fronte di una crescita
dell’occupazione totale (non agricola)
di circa il 5%
Considerando l’intera catena del
valore, incluse le attività collegate
Occupazione totale nell’unconventional del settore chimico, l’industria
(numero occupati diretti, indiretti e indotti)
dell’unconventional nel 2012 ha
dato un contributo al PIL USA per
circa 284 mld$ e ha occupato oltre
2 milioni di posti di lavoro
Un recente studio di IHS stima il
prodotto del settore nel 2025 oltre
530 mld$ e gli occupati fino a 3,9
milioni. Stima inoltre a 1.600 mld$
le entrate fiscali cumulate tra il
2012 e il 2025
Fonte: US Bureau of Labor Statistics; IHS, America’s New Energy Future: The Unconventional Oil and Gas Revolution and the
US Economy, Vol. 3: A Manufacturing Renaissance (settembre 2013) 5
ma cosa sono shale gas e tight oil?
Il tight/shale oil&gas sono idrocarburi
liquidi o gassosi accumulati in
giacimenti a permeabilità e porosità
estremamente basse, tipicamente
rappresentate da rocce argillose.
Comunemente gli idrocarburi si sono
formati in queste rocce - rocce madre
(shales) - rimanendone intrappolati.
Parte di questi idrocarburi é migrata in
rocce di accumulo, anch’esse poco
permeabili e contigue (tight).
La tecnica di estrazione si basa su
“fracking” e “horizzontal drilling”
6
la rivoluzione parte dal gas: il territorio USA è ricco di risorse
unconventional a basso costo
Risorse tecnicamente recuperabili shale gas US:
Il ramp-up delle produzioni shale 19 Tcm, di cui provate 3 Tcm
gas inverte il declino USA
(passando nel periodo 2007–ago
2013 dal 7 al 41% della produzione
gas US)
L’ampia disponibilità di gas sul
mercato ha abbattuto il prezzo
Henry Hub
Produzione totale* gas US vs shale
Il break-even price
(BEP) dello shale gas è
in media 4 $/Mbtu, in
calo nell’ultimo biennio
per effetto dei crescenti
volumi di gas associato
la cui produzione è
remunerata dai liquidi
* Produzioni shale gas non includono gas associato né tight gas (in USA quest’ultimo considerato conventional gas)
** Nell’ipotesi in cui le produzioni aumentino trainate dalla possibilità di export di LNG | Fonte: DOE, WoodMackenzie 7
la produzione e la domanda sono previsti in crescita
Gli USA potranno incrementare la produzione di 200 bcm/a al 2025
La domanda interna, stimolata da basso prezzo e da politiche di
contenimento delle emissioni che favoriscono la sostituzione di carbone e olio
con il gas, crescerà dai 690 bcm nel 2012 a 780 nel 2025
Tale crescita sottende a un significativo volume di attività in termini di
perforazione di nuovi pozzi a causa dell’elevato tasso di declino della
produzione shale
Produzione potenziale gas US 2012-2025 Consumi USA per settore 2012-2025
bcm
~230
70
~400
220
* Include Trasporti, Usi non energetici e altre trasformazioni
8
gli impatti dello shale gas sono già oggi evidenti
($/MBtu)
18 LTC Japan
16
14
LTC Europe Riduzione HH e
12 allargamento
Prezzi gas NBP differenziali
10 regionali
8
6
4 Henry Hub
2
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Mix gas/carbone nel power in USA Mix gas/carbone nel power in UE
(TWh) (TWh)
3500 80% 1800 60%
2000 70%
3000
60%
50% 60% 1350
2500 1500 50%
46% 40%
43% 40% 30% 29% 29%
2000 38% 30% 40%26% 27%
40% 26% 27% 900 29%
1500 1000 30%
20% 20%
1000 30% 450 23% 21%
500 27%20% 20% 23% 21% 20%
18% 10% 18% 17%
23% 24%
500
18% 0%
0 0% 0 0%
0 -10%
2005 2010 2011 2012 2013 2005 2010 2011 2012 2013
2005 2010 2011 2012
Generazione gas Generazione carbone
Quota carbone Quota gas
In USA aumento generazione …export di carbone a prezzi
elettrica da gas e riduzione di competitivi verso altre aree, tra
quella a carbone… cui l’Europa
9
Competitività carbone: spread gas/coal porta a mantenimento in
operatività impianti
Sul mercato mondiale del carbone permane una condizione di oversupply (debolezza domanda e di abbondanza di
offerta - export USA a basso costo verso l’Europa), che deprime i prezzi relativi del carbone rispetto al gas
Il prezzo della CO2 - che potenzialmente potrebbe ridurre o annullare il gap competitivo del gas - proprio nel 2013 ha
toccato i livelli minimi per il difficile quadro macroeconomico e l’eccesso di offerta di quote (stimato in circa 2 mld)
Pertanto, la convenienza relativa del carbone sul gas ha comportato un incremento della produzione
termoelettrica da carbone invertendo il trend di riduzione degli anni passati.
Delta clean spark/dark spread (*)
(€/MWh) 5 COMPETITIVITA’ GAS
-5 COMPETITIVITA’ CARBONE Il prezzo della CO2 che annullerebbe
nel 2013 il vantaggio di costo del
carbone è di oltre 50 €/ton
-15
-25
-35
2008 2009 2010 2011 2012 2013
(*)
Il clean spark/dark spread rappresenta la differenza tra il margine lordo di impianto di generazione gas e di quello di una
centrale a carbone. Il margine è calcolato considerando i ricavi di vendita di un TWh al netto dei costi per l’acquisto del
combustibile e delle quote di CO2
10
10le navi LNG previste andare in USA hanno cambiato rotta
(bcm) Import LNG e capacità rigassificazione Capacità di
200
172 172
rigassificazione
160
160 142
pianificata in marcia
120 115 ma con riduzione
86 import LNG
80
42 48
40 21 26 29
11 12 17
0 6 7 6 14 18 17 16 21 10 12 12 10 5 3 Nel periodo 2008-2012
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
(shale gas boom,
Import LNG Capacità rigassificazione Capacità rigassificazione Fukushima) forte
aumento della
2012 capacità di
liquefazione del
MEDIO Medio Oriente da
30 bcm ORIENTE ~60 a ~130 bcm,
originariamente
X
5 bcm destinata al mercato
USA ma dirottata
prima in Europa e in
90 bcm
seguito in Asia
11da importatore di LNG gli USA si stanno trasformando in
potenziale esportatore
Annunciati progetti LNG superiori al commercio mondiale 2013 (~350 bcm)
Ad oggi 6 (Sabine Pass, Freeport, Lake Charles, Cove Point, Cameron e Jordan Cove) sono
stati autorizzati dal DOE
Il processo per ottenere il permesso a costruire/impatto ambientale (FERC) è più lungo.
Sabine Pass unico approvato.
Per ricevere la FID è necessario ottenere contratti per almeno l’80% della capacità.
Oltre Sabine Pass solo pochi terminali hanno contratti (non vincolanti). Inoltre, necessario
ottenere finanziamenti
Status principali
(bcm) progetti export LNG USA
400
346
320 Brownfield
350 304
Greenfield
300 99
101
250 101 215 Floating
200 109
24
91 52
77
150
110
100 85
138 128 125 139
50 94 24
77
24
0
Annunciati Applicazioni Applicazioni Applicazioni FERC Contratti Autorizzazioni FID/In
export paesi FTA export paesi DOE export paesi costruzione
non/FTA non/FTAUS LNG “riposizionato” in EU e Asia
US LNG positioned cost ($/Mbtu)
~9–11,5
~10–12,5
Prezzo competitivo in Asia
In EU, opportunità per arbitraggi e come “cap” su EU spot price
1314
il basso costo del gas dà nuova giovinezza alla chimica da etano
Consumo incrementale etano vs nafta in USA
2005-2025
30
25
20
15
10 Etano&GPL
Mton
5
0 Nafta
(5)
(10)
(15)
2005 2010 2015 2020 2025
Il basso costo del gas e la sua maggiore competitività rispetto all’olio (ratio WTI/HH
da ~ 2 nel 2005-2008 a oltre 4 nel 2009-2013) rilanciano la competitività della
petrolchimica a etano
Annunciati investimenti per oltre 70 Mld di $ nel periodo 2010-2020 per aumentare
la produzione di etilene e suoi derivati, destinati principalmente all’export
Majors più attive: Exxon, Shell, Chevron e Phillips 66 con capacità in aumento
15dal gas la rivoluzione si è estesa all’olio: gli USA sono provvisti di abbondanti risorse … Le risorse recuperabili di tight oil US (BEP
grazie al tight oil gli USA ritornano alla crescita del dopoguerra
Produzione greggio USA Produzione greggio onshore Lower 48
7,0
Mb/d
2013
+19%
6,0
2012
+25%
5,0
2011
+14%
4,0 2010
+6%
3,0
RESET
2,0
Con la produzione di tight oil gli USA sono tornati a crescere a ritmi pari solo
al boom del II dopoguerra, con impatti ben più forti rispetto a quanto
registrato da North Slope (Alaska) e il GoM
Il tight oil ha rivitalizzato in particolare l’onshore Lower 48 – area di
produzione storica - invertendo il trend di declino strutturale delle produzione
crescendo con tassi elevati (ca. 15-20% annuo)
17… e con aspettative di produzioni elevate
Produzione di tight oil USA Consensus scenari produzione tight oil @2020
2013 vs 2012 updates
2012 Forecasts
4,8 5,0
Mbl/g
4,4 +0,5
3,6 3,9 +0,3 +1,3
4,0
+0,3
+0,8
Mbl/g
Tuscaloosa
2013 prel
3,0 Woodford
Missisipian
2,5 vs 2,1 Cleveland
Utica
projected
2,0 Niobrara
Granite Wash
Permian
Eagle Ford
Bakken
1,0
consuntivi 2010-13YTD
Scenario ott-2012
SCENARIO 2011
0,0
2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Ultima revisione
La sorprendente crescita produttiva del 2013 nell’Eagle Ford e Permiano ha
abbondantemente superato ogni aspettativa (2,5 Mbl/g vs 2,1 forecast)
I play già provati – Bakken, Eagle Ford e Permiano – continueranno a sostenere la gran
parte della crescita produttiva futura
Nel più lungo termine le potenzialità potrebbero provenire dai play emergenti sia olio
che gas (es. Utica, Tuscaloosa) anche se al momento sono poco conosciuti
18a produzione tuttavia è “fragile”
Profilo produzione pozzo* Profilo produzione US per contributi annuali
Kbl/d Tasso declino annuale
3.600 -45,0%
Anno 1 – 43%
conve
Tight
nzion
2.400
Anno 2 – 30%
-30,0%
oil
ale
Anno 3 – 25%
1.200 Anno 10 – 15% -15,0%
Anno 17 – 10%
0 0,0%
2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 2038 2040 2042 2044
I pozzi unconventional sono caratterizzati da forti declini produttivi già nel primo anno
(~40%)
Se da un lato il pay back degli investimenti in tight oil risulta molto più veloce (meno di 2
anni) dei pozzi convenzionali …
… dall’altro, la crescita della produzione è possibile solo per mezzo dell’aumento di
perforazioni di nuovi pozzi e l’eventuale interruzione o rallentamento della perforazione
impatta immediatamente il livello produttivo e l’economicità del play
* Fonte: IEA WEO 2013
19il boom delle produzioni impatta anche sul prezzo
Il Brent, che riflette le condizioni dei RISCHIO
mercati internazionali, ha risentito $/b Brent MACROECONOMICO
140
solo parzialmente della crescita della
produzione USA. Crisi economica e 120
crisi geopolitiche ne hanno 100
stabilizzato il livello
80
RISCHIO
Il tight oil ha invece impattato 60 GEOPOLITICO
pesantemente i marker USA, sempre 40
più disconnessi dai mercati
Jan-08
May-08
Sep-08
Jan-09
May-09
Sep-09
Jan-10
May-10
Sep-10
Jan-11
May-11
Sep-11
Jan-12
May-12
Sep-12
Jan-13
May-13
Sep-13
Jan-14
internazionali
WTI & LLS vs Brent
Inizialmente ha colpito l’LLS (US Gulf 15
$/b
marker) per via dello “sbottigliamento” 10
di Cushing, poi ha depresso il WTI 5
0
-5
In futuro il pricing dei greggi USA -10
dipenderà dalla capacità di
-15
-20
assorbimento di Midstream e -25
Downstream e da una eventuale -30
May-08
May-09
May-10
May-11
May-12
Sep-08
Sep-10
Sep-12
May-13
Jan-08
Jan-09
Sep-09
Jan-10
Jan-11
Sep-11
Jan-12
Jan-13
Sep-13
Jan-14
apertura all’export WTI Cushing vs. Brent LLS vs. Brent
20la disponibilità di greggi “light” a buon mercato aumenta la
competitività delle raffinerie USA
Grazie al tight oil i raffinatori americani godono di un doppio vantaggio
competitivo (soprattutto vs i raffinatori europei):
greggi domestici “a buon mercato”
ridotti costi energetici per minore costo del gas naturale
Se le lavorazioni in Europa negli ultimi 5 anni sono scese dell’8%, negli USA
sono cresciute del 6%
Margini di raffinazione TRCH
USGC, USEC, NWE, MED ($/bl) Lavorazioni raffinerie USA, EU16 (Mb/g)
18
17
16
15 2009
14 2010
13 2011
12 2012
11 2013
10
9
USA EU16
21grazie alla maggiore produzione di benzina, USA ed Europa
entrano in competizione nelle esportazioni
L’aumento delle rese di benzina per l’alleggerimento del barile e il calo
strutturale dei consumi interni, generano un surplus di benzina.
L’Europa perde uno degli outlet tradizionali per piazzare il proprio surplus ed
entra, ancor più nel futuro, in competizione con gli USA nelle esportazioni
di benzina (specie in Africa e America Latina).
Nel medio termine gli investimenti in capacità pro-distillati medi non saranno
sufficienti a tenere il passo della domanda ed emergerà un deficit destinato a
riassorbirsi solo nel più lungo termine.
Flussi di benzina da e verso gli USA
USA: surplus/deficit
30
20
10
0
-10
-20
-30
-40
-50 Benzina Distillati Medi
-60
-70
2005 2010 2015 2020 2025 2030
Flussi in aumento
Flussi in calo
22per le Major/IOC però ad oggi non sembra essere stato un
“grande affare” …
Acquisizioni shale gas 2006-13 Svalutazioni shale gas 2008-13
74
33
32
40
30
26
16
14
9 7
8
6 4
3
Le major hanno avuto un ruolo di rilievo nel processo di acquisizione di asset e compagnie shale
gas (37% del totale), anche se in ritardo rispetto alle compagnie di minori dimensioni
In particolare Exxon Mobil ha acquisito XTO nel 2010 per 41 mld$
Tuttavia, dal crollo dell’HH (2° metà ‘08) si sono succedute svalutazioni di asset (nel periodo
’08-’13 pari a ca. il 50% dell’ammontare delle transazioni nello stesso periodo), cui hanno
contribuito anche Major (4%) e IOC e, visto il perdurare delle basse quotazioni HH e della
produzione di gas associato, altre sono probabili in futuro
Il limitato ricorso alla svalutazione ad oggi è dovuto anche al fatto che le Major USA si sono
avvalse del vantaggio offerto dai principi contabili US GAAP che permettono un ampio
margine di manovra: fino a quando i futuri cash flow undiscounted si mantengono al di
sopra del valore di libro degli asset non è necessario effettuare il write down
23… e ci sono dubbi anche sulla sostenibilità del modello di
sviluppo sia domestico …
Mln bl/d
4,0
3,0
2,0
1,0
0,0
2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Si confermerà il potenziale dei play?
Quanta parte è economicamente recuperabile?
La tecnologia contribuirà ad ottimizzare il processo ed abbassare i
costi? | Oil services e risorse “skilled” saranno adeguate a sostenere
la crescita?
Il prezzo sarà sufficientemente alto per sostenere l’economicità? |
La capacità di trasporto sarà adeguata? Ci sarà apertura all’export?
Sarà possibile minimizzare l’impatto ambientale?
24…. soprattutto per l’uso dell’acqua e occupazione del suolo …
25… sia nel resto del mondo (1/2)
I fattori che hanno permesso il boom dell’unconventional in USA
Diritti minerari Il proprietario terriero possiede i diritti minerari e li trasferisce alle
compagnie in tempi rapidi e con limitata burocrazia
Tecnologia Esistenza e dimensioni di un mercato dei servizi e materiali
Presenza Organizzazione efficiente e snella (“manifacturing style”)
Independent Risk-oriented – propensione ai “nuovi temi” con rapidi processi decisionali
Infrastrutture Sviluppati sistemi di raccolta, trasporto e trattamento oil&gas
Densità demografica Accessibilità e compatibilità territoriale per bassa densità demografica
e acqua Disponibilità di acqua (essenziale per fratturazioni) e sua gestione
Framework Regime fiscale e regolamentare capace di agire e reagire in fretta a un
finanziario e contesto operativo in continua evoluzione
regolatorio Ampia disponibilità di venture capital, private equity, ecc, che garantiscono
finanziamento a supporto
Pluralità di oilfield service companies: dalle grandi e diversificate
Oilfield Service (Halliburton e Schlumberger) alle piccole e specializzate, fornitori di
companies materiale e land driller
In quale altra area del mondo saranno replicabili?
E in quali tempi?
26… sia nel resto del mondo (2/2)
Shale Oil & Gas Technically Recoverable Resources
Nel resto del mondo - in particolare Europa, Cina, Russia, Argentina - il
potenziale minerario è altrettanto significativo
Tuttavia, la difficoltà a “ritrovare contemporaneamente“ i fattori di
successo USA e la maggiore complessità geologica/profondità dei
giacimenti ne rendono incerto e molto più graduale nel tempo lo
sviluppo
27Più incerto l’impatto economico sull’area euro
?
PRO CONTRO
La ripresa degli USA sostiene Riduzione delle esportazioni di
la domanda mondiale idrocarburi e prodotti petroliferi
favorendo anche la ripresa verso gli Stati Uniti
dell’UEM Perdita di competitività del
Atteso un apprezzamento settore manifatturiero rispetto agli
reale del $ vs € che migliora Stati Uniti che beneficiano di un
la competitività verso gli USA vantaggio di costo derivante dai
bassi prezzi dell’energia
28Evoluzione del ruolo del CFO – il contesto
Economico
in rapida evoluzione (elevata variabilità con trasformazioni radicali
consentite da innovazioni nelle tecniche di comunicazione/trattamento
dati e di produzione
Amministrativo
radicalmente mutato con bilanci fondamentalmente redatti sulla base di
principi contabili ispirati al fair value/valore di mercato vs il costo storico
delle poste patrimoniali
Responsabilità crescenti del CFO
non solo garante della correttezza dei bilanci, per altro redatti su principi
radicalmente diversi rispetto al passato, ma anche della corretta
progettazione e funzionamento dei sistemi di controllo interno che per
quanto sopra sono sempre meno "amministrativo-contabili" e sempre più
veri e propri processi di business.
29Evoluzione del ruolo del CFO – skills da rinforzare
Maggiore visibilità sul business
per essere nelle condizioni di poter prevedere per quanto possibile le
evoluzioni rapide e radicali di mercato – CFO garante della tempestività
delle valutazioni riflesse nei bilanci
Adeguate conoscenze e strumenti
per poter effettuare direttamente o, in alternativa, verificare le valutazioni
fatte dal Management di linea, mantenendo il contraddittorio. "veridicità"
vs “attendibilità” delle voci di bilancio (esempio dell’acquisizione di XTO
da parte di Exxon nel 2010 per 41 B$)
Lo standing, professionale oltre che di posizione gerarchica,
necessario per poter sostenere un contraddittorio sulle valutazioni fatte
dal Management di linea
30Evoluzione del ruolo del CFO – processi ed organizzazione
Perché il ”ruolo evoluto" della famiglia CFO possa essere esercitato:
• cambio culturale/competenze profondo
• estremamente diffuso, presso strutture numerose e decentrate (dimensione
multinazionale/multibusiness di un gruppo
Possibili azioni:
Organizzazione: no separazione tra AFC e Pianificazione
Standardizzazione dei metodi di valutazione delle principali poste di bilancio in
modo da guidare almeno le casistiche più ripetitive (modalità di valutazione dei
progetti uguali per tutti come i parametri necessari al calcolo);
Accentramento delle valutazioni/controlli non standardizzabili (in eni
ancora oggi l'esercizio dell'impairment test è svolto centralmente).
Ampio programma di formazione
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