La Rivoluzione Americana da shale gas a tight oil

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

Fonte: IEA WEO 2013 – New Policies Scenario
Europa OCSE
Cina
3
… beneficiano di costi dell’energia bassi per l’industria …
Prezzi gas nel settore industria
2005
2012
+64%
13,4
($/MBtu)
8,2
-54%
 Il gas naturale è inoltre un importante input produttivo
per molte industrie. L’impatto dello shale gas ha perciò
effetti positivi su un gran numero di settori, oltre a
quello energetico
 Mentre nelle altre economie avanzate la produzione
manifatturiera è calata dal 2011, negli USA la ripresa
non si è mai interrotta
8,2
3,7
Europa OCSE
 Mentre in Europa i costi dell’energia per l’industria sono
aumentati significativamente, negli USA il settore
industriale ha beneficiato di un “dividendo energetico”
che ne ha aumentato la competitività sullo scenario
internazionale
USA
Produzione manifatturiera
(indici trim., 2007 I=100)
Prezzi energia elettrica nel settore industria
+63%
2005
2012
147,5
110
105
100
95
($/MWh)
90,7
+17%
57,3 67,0
90
85
80
75
70
Europa OCSE

USA
Fonte: Prezzi IEA Energy Prices & Taxes
65
USA
Area euro
UK
Giappone
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%
Occupazione totale nell’unconventional
(numero occupati diretti, indiretti e indotti)
 Considerando l’intera catena del
valore, incluse le attività collegate
del
settore
chimico,
l’industria
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
 Il ramp-up delle produzioni shale
gas inverte il declino USA
(passando nel periodo 2007–ago
2013 dal 7 al 41% della produzione
gas US)
Risorse tecnicamente recuperabili shale gas US:
19 Tcm, di cui provate 3 Tcm
 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 $/Mbtu, in
calo nell’ultimo biennio
per effetto dei crescenti
volumi di gas associato
la cui produzione è
remunerata dai liquidi
* Produzioni shale gas non includono gas associato né tight gas (in USA quest’ultimo considerato conventional gas)
** Nell’ipotesi in cui le produzioni aumentino trainate dalla possibilità di export di LNG | Fonte: DOE, WoodMackenzie
7
la produzione e la domanda sono previsti in crescita
 Gli USA potranno incrementare la produzione di 200 bcm/a al 2025
 La domanda interna, stimolata da basso prezzo e da politiche di
contenimento delle emissioni che favoriscono la sostituzione di carbone e olio
con il gas, crescerà dai 690 bcm nel 2012 a 780 nel 2025
 Tale crescita sottende a un significativo volume di attività in termini di
perforazione di nuovi pozzi a causa dell’elevato tasso di declino della
produzione shale
Consumi USA per settore 2012-2025
Produzione potenziale gas US 2012-2025
bcm
~230
70
220
~400
* Include Trasporti, Usi non energetici e altre trasformazioni
8
gli impatti dello shale gas sono già oggi evidenti
($/MBtu)
18
LTC Japan
16
14
Prezzi gas
Riduzione HH e
allargamento
differenziali
regionali
LTC Europe
12
NBP
10
8
6
Henry Hub
4
2
0
2008
(TWh)
2011
2012
(TWh)
2000
3000
50%
46%
2000
43%
1500
40%
30%
38%
1000
1500
1000
500
2010
Mix gas/carbone nel power in USA
3500
2500
2009
23%
24%
80%
1800
60%
1350
30%
20% 20% 23%
500 27%
18%
0
2005
2010
2011
2012
0
Mix gas/carbone nel power in UE
60%
0%
2013
2005
2010
Generazione gas
Quota carbone
In USA aumento generazione
elettrica da gas e riduzione di
quella a carbone…
27% 900 29%
21%
450
0
60%
70%
30%
40% 26%
2013
50%
40%26%
30%
20%
23%
20%
10%
18%
27%
29%
29%
20%
21%
18%
17%
2012
2013
0%
-10%
2005
2010
2011
2012
Generazione carbone
Quota gas
40%
0%
2011
…export di carbone a prezzi
competitivi verso altre aree, tra
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
10
le navi LNG previste andare in USA hanno cambiato rotta
(bcm)
Import LNG e capacità rigassificazione
200
160
160
172 172
142
115
120
86
80
40
26
29
42
48
21
11 12 17
14 18 17 16 21 10 12 12 10
7
6
6
5
3
0
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
Import LNG
Capacità rigassificazione
Capacità rigassificazione
2012
30 bcm
5 bcm
 Capacità di
rigassificazione
pianificata in marcia
ma con riduzione
import LNG
MEDIO
ORIENTE
X
90 bcm
 Nel periodo 2008-2012
(shale gas boom,
Fukushima) forte
aumento della
capacità di
liquefazione del
Medio Oriente da
~60 a ~130 bcm,
originariamente
destinata al mercato
USA ma dirottata
prima in Europa e in
seguito in Asia
11
da 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
progetti export LNG USA
(bcm)
400
346
350
300
Brownfield
304
Greenfield
99
101
250
200
320
109
150
101
24
91
77
52
110
100
50
0
Floating
215
138
128
125
139
94
85
77
24
24
Annunciati
Applicazioni
export paesi FTA
Applicazioni
export paesi
non/FTA
Applicazioni FERC
Contratti
Autorizzazioni
DOE export paesi
non/FTA
FID/In
costruzione
US 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
13
14
il basso costo del gas dà nuova giovinezza alla chimica da etano
30
Consumo incrementale etano vs nafta in USA
2005-2025
25
20
Mton
15
10
Etano&GPL
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
15
dal gas la rivoluzione si è estesa all’olio: gli USA sono provvisti
di abbondanti risorse …
 Le risorse recuperabili di tight oil US (BEP <65 $/bl) ad oggi ammontano a 35
mld bl*
 2/3 delle risorse sono localizzati in 3 plays protagonisti della crescita: Eagle
Ford, Bakken, Permiano
 Rispetto al gas, i play a olio sono ancora in fase iniziale di crescita con il
potenziale minerario in continua revisione**
Risorse recuperabili tight oil ~35 mld bl
* Stima IHS CERA, risorse economicamente recuperabili (non include NGLs di ulteriori 34 mld bl) dei 90 tecnicamente recuperabili.
** Nel 2013 EIA/DOE rivede al rialzo le stime delle risorse tecnicamente recuperabili di tight oil a 58 mld bl vs 35 mld bl riportate nel 2012
16
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
RESET
2010
+6%
3,0
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
Mbl/g
3,6
3,9
4,4
+0,3
4,8
5,0
+0,5
+1,3
Mbl/g
4,0
+0,3
Tuscaloosa
2013 prel
2,5 vs 2,1
projected
3,0
+0,8
Woodford
Missisipian
Cleveland
Utica
Niobrara
2,0
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
abbondantemente superato ogni aspettativa (2,5 Mbl/g vs 2,1 forecast)
Permiano
ha
 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
18
a 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
oil
ale
2.400
-30,0%
Anno 2 – 30%
Anno 3 – 25%
Anno 10 – 15%
1.200
-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
19
il boom delle produzioni impatta anche sul prezzo
 Il Brent, che riflette le condizioni dei
mercati internazionali, ha risentito
solo parzialmente della crescita della
produzione USA. Crisi economica e
crisi geopolitiche ne hanno
stabilizzato il livello
$/b
RISCHIO
MACROECONOMICO
Brent
140
120
100
80
Sep-13
Sep-13
Jan-14
Jan-13
May-13
May-13
Sep-12
Sep-12
Jan-13
May-12
May-12
Jan-12
Sep-11
May-11
Jan-11
Sep-10
May-10
Jan-10
Sep-09
May-09
Jan-09
Sep-08
May-08
5
0
-5
-10
-15
-20
-25
WTI Cushing vs. Brent
Jan-14
Jan-12
Sep-11
May-11
Jan-11
Sep-10
May-10
Jan-10
Sep-09
-30
May-09
dipenderà dalla capacità di
assorbimento di Midstream e
Downstream e da una eventuale
apertura all’export
10
Jan-09
 In futuro il pricing dei greggi USA
15
Sep-08
marker) per via dello “sbottigliamento”
di Cushing, poi ha depresso il WTI
WTI & LLS vs Brent
$/b
May-08
 Inizialmente ha colpito l’LLS (US Gulf
40
Jan-08
pesantemente i marker USA, sempre
più disconnessi dai mercati
internazionali
RISCHIO
GEOPOLITICO
60
Jan-08
 Il tight oil ha invece impattato
LLS vs. Brent
20
la disponibilità di greggi “light” a buon mercato aumenta la
competitività delle raffinerie USA
 Grazie al tight oil i raffinatori americani godono di un doppio vantaggio
competitivo (soprattutto vs i raffinatori europei):
 greggi domestici “a buon mercato”
 ridotti costi energetici per minore costo del gas naturale
 Se le lavorazioni in Europa negli ultimi 5 anni sono scese dell’8%, negli USA
sono cresciute del 6%
Margini di raffinazione TRCH
USGC, USEC, NWE, MED ($/bl)
Lavorazioni raffinerie USA, EU16 (Mb/g)
18
17
16
15
14
13
12
11
10
9
2009
2010
2011
2012
2013
USA
EU16
21
grazie 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
-60
-70
Benzina
2005
2010
2015
Distillati Medi
2020
2025
2030
Flussi in aumento
Flussi in calo
22
per 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
40
32
30
26
16
14
6
8
9
7
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
Mln bl/d
… e ci sono dubbi anche sulla sostenibilità del modello di
sviluppo sia domestico …
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
Independent
 Organizzazione efficiente e snella (“manifacturing style”)
 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
finanziario e
regolatorio
 Regime fiscale e regolamentare capace di agire e reagire in fretta a un
contesto operativo in continua evoluzione
 Ampia disponibilità di venture capital, private equity, ecc, che garantiscono
finanziamento a supporto
Oilfield Service
companies
 Pluralità di oilfield service companies: dalle grandi e diversificate
(Halliburton e Schlumberger) alle piccole e specializzate, fornitori di
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
27
Più incerto l’impatto economico sull’area euro
PRO
 La ripresa degli USA sostiene
la domanda mondiale
favorendo anche la ripresa
dell’UEM
 Atteso un apprezzamento
reale del $ vs € che migliora
la competitività verso gli USA
?
CONTRO
 Riduzione delle esportazioni di
idrocarburi e prodotti petroliferi
verso gli Stati Uniti
 Perdita di competitività del
settore manifatturiero rispetto agli
Stati Uniti che beneficiano di un
vantaggio di costo derivante dai
bassi prezzi dell’energia
28
Evoluzione 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.
29
Evoluzione 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
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Evoluzione 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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