La Papua Nuova Guinea e le sfide dell'GNL

La Papua Nuova Guinea e le sfide dell'GNL

Flavio C. C. Munoz
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L'impianto di GNL della Papua Nuova Guinea, uno dei progetti greenfield più competitivi al mondo, è a rischio. L'idea dell'impianto trae origine dalla convinzione che la domanda asiatica di GNL sarebbe cresciuta a un ritmo elevato, tuttavia, anche in questo caso i bassi prezzi del petrolio hanno influito negativamente

A seguito del calo globale dei prezzi del petrolio la costruzione dell’impianto di GNL della Papua Nuova Guinea (PNG) condurrà il Paese a rivedere al ribasso i ricavi economici del progetto visto che molti dei vantaggi che sarebbero dovuti derivare dalla produzione e dall’esportazione del gas svaniranno. Anche le joint venture che sostenevano il progetto dovranno fare i conti con una riduzione delle entrate, anche se continueranno a versare il rimborso dovuto agli istituti di credito, grazie ai ridotti costi di produzione dell’impianto e alla possibilità di continuare a trarre profitti dal progetto indipendentemente dai prezzi in calo del petrolio. Inoltre, il GNL della PNG è considerato da azionisti ed esperti internazionali uno dei progetti greenfield più competitivi al mondo.

Ingenti finanziamenti ma il progetto è competitivo

L’impianto di GNL della PNG, progettato per produrre 6,9 milioni di tonnellate di gas all’anno, possiede una struttura di sviluppo integrata verticalmente che coinvolge i sistemi di produzione a monte, gli impianti di processamento e trattamento, i gasdotti e gli impianti di liquefazione. Al momento della sua approvazione il costo totale del progetto era stimato in circa 18 miliardi di dollari. Il debito del progetto è cresciuto per gli impegni di prestito da 14 miliardi di dollari stipulati con sei Agenzie di credito all’esportazione (ACE), 17 banche commerciali e altri co-finanziatori. Gli sponsor azionari sono affiliati della ExxonMobil (33,2 percento), dell’azienda australiana Oil Search Ltd. (29 percento), della Santos Ltd. (13,5 percento), della Japan Papua New Guinea Petroleum Co. e della Nippon Oil Exploration Ltd. (4,7 percento). Le tre società controllate dallo Stato della Papua Nuova Guinea (per un totale del 19,6 percento) sono la Mineral Resources Development Co. Ltd, la Petromin PNG Holdings Ltd. e la Independent Public Business Corp. of Papua New Guinea. I vantaggi competitivi del progetto derivano dal fatto che l’impianto produce grandi quantità di gas (9,2 trilioni di piedi cubi certificati e probabili) a elevato potere calorifico, impurezza minima e contenuto liquido di alta qualità, che lo rendono particolarmente adatto al mercato asiatico, la cui domanda di gas raddoppierà fino a 400 milioni di tonnellate l’anno (Mtpa) tra il 2015 e il 2035 (il 70 percento della domanda mondiale).

L'impianto di GNL della PNG, progettato per produrre 6,9 milioni di tonnellate di gas all'anno, possiede una struttura di sviluppo integrata verticalmente che coinvolge i sistemi di produzione a monte, gli impianti di processamento e trattamento, i gasdotti e gli impianti di liquefazione

Le influenze sulla redditività dell'impianto

I prezzi globali del petrolio bassi hanno portato a un calo dei prezzi dei contratti di gas e GNL indicizzati al petrolio

L’idea del progetto trae origine dalla convinzione che la domanda asiatica di GNL sarebbe cresciuta a un ritmo elevato, che il prezzo del GNL asiatico sarebbe rimasto alto e, di conseguenza, anche il rendimento sull’investimento, e che la produzione si sarebbe potuta rivolgere verso possibili mercati secondari, come l’Europa. Tuttavia, i prezzi globali del petrolio sono attualmente più bassi che mai, il che ha portato a un calo dei prezzi dei contratti di gas e GNL indicizzati al petrolio. I contratti di fornitura del GNL della Papua Nuova Guinea sottoscritti con quattro compratori asiatici sono legati alle oscillazioni del prezzo del petrolio; ciò significa che il rendimento sull’investimento è maggiormente suscettibile alla volatilità dei mercati rispetto alle strutture che esportano negli USA. Tuttavia, questi contratti sono di tipo take-or-pay, vale a dire che gli acquirenti sono tenuti a pagare la fornitura di gas naturale indipendentemente dal fatto che ne necessitino o meno. Nel caso del progetto in PNG, il valore in petrolio e gas generati è stimato tra i 55 miliardi di dollari e i 123 miliardi di dollari. Tuttavia la Oil Search, uno dei finanziatori del progetto, ha assistito a un calo delle proprie entrate totali del 39 percento, da 562,1 a 342,9 milioni di dollari soltanto in un anno, come conseguenza del repentino abbassamento dei prezzi del petrolio e del gas. Secondo Fereidum Fesharaki, presidente di Facts Global Energy, quando l’Iran incrementerà la propria produzione, a seguito dell’abolizione delle sanzioni internazionali, il prezzo del petrolio potrebbe scendere fino a 25 dollari al barile. Eppure la Oil Search si dimostra ottimista e afferma che, in base alla sua attuale struttura dei costi, sarà in grado di generare cash flow operativi positivi anche se il prezzo del petrolio diminuisse a 20 dollari al barile.

L'effetto provocato dai prezzi bassi del petrolio è la mancanza di utili imponibili per il progetto GNL per molti anni, se non si assisterà a un aumento dei prezzi del petrolio, che però influirà in modo inferiore sui dividendi degli azionisti, pagati direttamente con i flussi di cassa

Nuove opzioni di espansione dei mercati

Il governo di Port Moresby aveva calcolato il proprio bilancio su un ''tasso implicito di profitto del 26 percento nel 2015 e del 28 percento nel 2016''. Si tratta di indici di redditività positivi, che sono però destinati a svanire con il calo del 30 percento dei ricavi lordi, causato dagli attuali prezzi del petrolio. L’effetto provocato è la mancanza di utili imponibili per il progetto GNL per molti anni, se non si assisterà a un aumento dei prezzi del petrolio, che però influirà in modo inferiore sui dividendi degli azionisti, pagati direttamente con i flussi di cassa. Sono stati già 155 i carichi di GNL partiti dall’impianto da quando ha avuto inizio la produzione, nell’aprile 2014, mentre la capacità di produzione è aumentata da 6,9 Mtpa a 7,6 Mtpa. Nonostante ciò, la futura redditività dell’impianto resta incerta. La Papua Nuova Guinea avrà bisogno di rivedere la propria politica per affrontare la redditività in calo, mentre i finanziatori del progetto cercano di perseguire nuove opzioni di espansione, aggiungendo un terzo treno di liquefazione del gas al fine di massimizzare la produzione dei treni esistenti e generare un aumento del rendimento annuo del 17 percento (previsione Citi).