Un orizzonte di grandi "Asset Deal"

Un orizzonte di grandi "Asset Deal"

Mark Smedley | Reporter per il settore gas-petrolifero
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Il continente africano ha subìto, più di tante altre aree geografiche, il calo degli investimenti nelle attività di estrazione e produzione conseguente alla discesa delle quotazioni petrolifere. Oggi si torna a scommettere su molti degli stati africani, con accordi da oltre 21,5 miliardi di dollari, anche se è lontano il picco del 2013

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L’enorme giacimento di gas Zohr scoperto al largo del delta del Nilo in Egitto, le considerevoli riserve di gas al largo del Mozambico, le riserve di petrolio ugandesi ancora da sfruttare nelle aree interne dell’Africa e le potenziali risorse gas-petrolifere offshore in Mauritania e Senegal hanno tutte qualcosa in comune. Queste scoperte sono state rese possibili dalle tecnologie avanzate e dai rilevamenti in ambito geologico ma, principalmente, rappresentano un’intelligente scommessa sulla disponibilità di risorse al di fuori dei tradizionali centri produttivi africani in Algeria, Angola e Nigeria. Alcune compagnie sono state particolarmente fortunate in certi Paesi: Eni nell’offshore in Egitto, ancora Eni e Anadarko nelle acque del Mozambico, la britannica Tullow Oil in Uganda e la società indipendente statunitense Kosmos in Senegal e Mauritania. In altri contesti, come nell’offshore in Liberia e Namibia, l’obiettivo è stato più sfuggente. Nel frattempo i capex di esplorazione, precipitati nel biennio 2014-2015, stanno lentamente risalendo.

Il gigante Zohr e le riserve del Mozambico

Le importanti transazioni del 2016-2017 sono state sicuramente il frutto degli investimenti svolti negli anni passati. Ad esempio, nel 2016 Eni ha ceduto delle partecipazioni nelle sue stesse scoperte: il 10 percento e, in seguito, il 30 percento dell’enorme giacimento offshore di Zohr in Egitto rispettivamente a BP (525 milioni di dollari) e al colosso russo Rosneft (1,6 miliardi di dollari), e a marzo 2017 ha annunciato la cessione (non ancora completata) di un interesse del 25 percento nell’Area 4 offshore in Mozambico a ExxonMobil per 2,8 miliardi di dollari. Per quanto riguarda Zohr, sia BP che Rosneft hanno la possibilità di acquistare un ulteriore 5 percento di azioni. In tal caso, la partecipazione azionaria di Eni nel mega giacimento si ridurrebbe al 50 percento. In qualità di operatore, Eni prevede che la produzione della fase 1 di Zohr si attesti a 1 miliardo di piedi cubici/g di gas entro la fine dell’anno (ossia entro 30 mesi dalla scoperta) per poi passare a 3 miliardi di piedi cubici/g entro la fine del 2019; il che consentirà all’Egitto di ottenere diversi gigawatt di energia dal gas locale. Il sito di Zohr contiene 30 trilioni di piedi cubici (850 miliardi di metri cubici) di gas e lo sviluppo del suo potenziale potrebbe costare ai partner 12 miliardi di dollari. Sebbene in passato si siano già verificati degli episodi di farm-down nei giacimenti offshore in Mozambico, negli ultimi 18 mesi abbiamo assistito soltanto a quelli operati da Eni nell’Area 4, mentre i partner nell’Area 1, operata da Anadarko, si sono tenuti stretti i 75 trilioni di piedi cubici (2,1 trilioni di metri cubici) di risorse estraibili di gas. Le risorse dell’Area 4 corrispondono a 85 trilioni di piedi cubici (2,4 trilioni di metri cubici); Eni manterrà un interesse del 25 percento su questi anche dopo la cessione a Exxon. Nel frattempo, Rosneft ed Exxon continuano a essere partner in tre licenze sottomarine acquistate nel round di aggiudicazione delle licenze in Mozambico nel 2015.

Senegal e Mauritania, estrazione e produzione in evoluzione

A fine 2016, BP ha accettato di pagare a Kosmos 916 milioni di dollari in contanti e le spese sostenute in cambio di circa il 30 percento degli interessi negli ultimi sei blocchi offshore di Kosmos in Senegal e Mauritania, e di una quota nel progetto della piattaforma galleggiante offshore di LNG Tortue. La decisione finale d’investimento (FID) relativa a questa iniziativa è attesa per il 2018 e le prime esportazioni di LNG sono previste per il 2021. Se il prezzo del petrolio dovesse aumentare, la transazione con BP avrebbe un ulteriore vantaggio per Kosmos. Secondo questa società, l’area allargata del complesso Tortue contiene 25 trilioni di piedi cubici (708 miliardi di metri cubici) di gas al 100 percento del capitale, con una possibile crescita di oltre 50 trilioni di piedi cubici (1,41 trilioni di metri cubici) di gas. A maggio 2017, Kosmos ha annunciato la scoperta di gas Yakaar-1 di 15 trilioni di piedi cubici al largo del Senegal, la più grande scoperta di idrocarburi dell’anno fino a questo momento, potenzialmente sufficiente per il progetto di una seconda struttura LNG galleggiante (FLNG) con BP. Nel 2016, la gara per il farm-down degli interessi, per cui Kosmos aveva una lista ristretta di quattro candidati, era stata vinta da BP in base a criteri economici e di idoneità. Il fatto che sia stata indetta una gara sottolinea l’interesse nei confronti di Senegal e Mauritania, ma si sono verificate anche delle contestazioni. A metà 2016, la società australiana indipendente Woodside ha acquistato, per 350 milioni di dollari, la quota del 35 percento che ConocoPhillips deteneva in tre blocchi offshore in Senegal. Un anno dopo, un nuovo partner dell’australiana FAR ha richiesto che Conoco fosse sottoposta ad arbitrato internazionale con l’accusa di non aver rispettato il diritto di prelazione. La decisione arbitrale è attesa a metà del 2018. Da allora Cairn, l’operatore dei tre blocchi, si è aggiudicato l’undicesima scoperta consecutiva di petrolio; ogni scoperta è avvenuta all’interno o in prossimità del primo sito, il giacimento SNE. La regione è infatti diventata una zona calda e società come Total e China National Offshore Oil Corp (CNOOC) stanno aumentando la propria presenza nell’area circostante.

Occhi a mandorla puntati verso l'Africa Orientale

Un altro significativo episodio di farm-in ha coinvolto la compagnia Total in Uganda, seguito dall’esercizio dei diritti di prelazione da parte della società cinese partner CNOOC. A gennaio 2017, Tullow ha acconsentito al farm-down del 21,57 percento dei suoi interessi del 33,33 percento nel progetto petrolifero del Lago Alberto (che coinvolge le aree 1, 1A, 2 e 3A in Uganda) nei confronti della compagnia francese per 900 milioni di dollari. Una quota che avrebbe assegnato a Total una quota maggioritaria del 54,9 percento nella zona. Due mesi dopo, a marzo 2017, CNOOC ha esercitato i propri diritti di prelazione secondo gli accordi di gestione congiunta tra Tullow, Total e CNOOC che prevedevano l’acquisizione della metà degli interessi trasferiti da Total in Uganda secondo gli stessi termini; negando in questo modo a Total la possibilità di una quota di maggioranza nell’impresa. Tullow, che raccoglierà ancora 900 milioni di dollari, dovrebbe tuttavia trasferire la propria operatorship a Total al completamento a fine 2017. Il petrolio del Lago Alberto è un progetto particolarmente atteso. Dal 2006, Tullow ha scoperto circa 1,7 miliardi di barili e già nel biennio 2010-2012 aveva raccolto 2,9 miliardi di dollari coinvolgendo Total e CNOOC come partner. La decisione finale d’investimento (FID) è attesa per quest’anno. L’esercizio dei diritti di prelazione da parte di CNOOC potrebbe comportare un leggero rallentamento, ma Tullow, Total e CNOOC non vogliono lasciarsi scappare il momento favorevole, suscitato dall’annuncio dell’Uganda, ad aprile 2016, in base al quale il progetto aiuterà a promuovere un gasdotto da 3,55 miliardi di dollari, della lunghezza di 1.445 km, per l’esportazione del petrolio fino al porto di Tanga, nel nord della Tanzania. Nel frattempo, sembrerebbe che la malese Petronas stia valutando di vendere le proprie quote nei giacimenti petroliferi onshore acquistati da Conoco nel 2012-2013 per 1,75 miliardi di dollari (2013). Tra la fine del 2016 e l’inizio del 2017 Pertamina, la compagnia petrolifera statale indonesiana rivale, ha concluso l’acquisto della società indipendente francese Maurel & Prom per 1,1 miliardi di dollari, inclusa la produzione di gas in Tanzania e di petrolio in Gabon. A fine giugno 2017 l’investitore cinese China Great United Petroleum si sarebbe offerto di rilevare, a determinate condizioni, per oltre 0,3 miliardi di sterline la britannica San Leon Energy, la cui principale risorsa sono delle quote in un giacimento nigeriano onshore.

L'Europa rimane ancora alla finestra

Le società europee hanno scelto di seguire l’esempio di Conoco, che ha lasciato il Senegal per risanare i propri debiti, o di mettere in atto strategie simili. L’acquisizione di BG da parte di Shell per 54 miliardi di dollari, conclusa a inizio 2016, ha portato all’annuncio da parte della stessa Shell dell’intenzione di disinvestire risorse per 30 miliardi di dollari. Ad esempio, a marzo 2017 la produzione petrolifera in Gabon è stata ceduta per 854 milioni di dollari (compresi 285 milioni di dollari di debito) a CIEP, partner upstream della statunitense Carlyle Group. Le risorse chiave di BG, che Shell non ha ancora ceduto, comprendono tuttavia il 60 percento degli interessi nei blocchi 1 e 4 in Tanzania, ricchi di gas. Tuttavia, secondo alcune fonti non confermate, Shell potrebbe essere alla ricerca di un acquirente per le sue risorse in materia di estrazione e produzione di gas in Tunisia. A maggio 2017, Carlyle ha affermato che la società Neptune Energy, in parte di sua proprietà, sta conducendo trattative dettagliate con la francese Engie per acquistare la sua quota del 70 percento nelle attività di estrazione e produzione di Engie con risorse situate prevalentemente in Europa o Asia per 3,9 miliardi di dollari (3,6 miliardi di euro). Engie manterrà tuttavia circa la metà dei suoi interessi di estrazione e produzione (attualmente al 65 percento) nello sviluppo del giacimento di gas Touat nell’Algeria sud-occidentale, che dovrebbe iniziare nel 2018 per attestarsi a un livello di 4,5 miliardi di metri cubici all’anno. La cessione di Maersk Oil, annunciata ad agosto dalla società madre danese AP Moller-Maersk, a Total per 7,45 miliardi di dollari con un accordo che comprende sia azioni che debito dovrebbe concludersi entro il primo trimestre del 2018. Sebbene la maggior parte delle risorse si trovi in Europa (85 percento), Maersk Oil detiene quote anche nei giacimenti onshore in Algeria operati da Anadarko e anche il giacimento offshore dell’Angola Chissongo di cui Maersk (operatore, 65 percento) ha scelto a inizio 2016 di rinviare lo sviluppo. Patrick Pouyanne, CEO di Total, ha suggerito che la sua azienda potrebbe essere in una posizione migliore per procedere con lo stesso progetto di Chissongo perché "gestisce il 40 percento della produzione in Angola" e ha "una relazione solida con Sonangol".

Ancora incertezze anche sul fronte occidentale

Nel 2016 è fallito l’accordo da 1,75 miliardi di dollari per cui la società indipendente statunitense Cobalt avrebbe ceduto la propria quota del 40 percento nei blocchi sottomarini 21/09 e 20/11 in Angola, ricchi di gas e petrolio, alla compagnia statale Sonangol, conformemente agli accordi di agosto 2015. A maggio 2017 Cobalt ha fatto richiesta di arbitrato, reclamando 2 miliardi di dollari di danni da Sonangol. A luglio, BP ha svalutato una scoperta di gas in Angola, Katambi, così come alcune azioni negli stessi blocchi di Cobalt per 750 milioni di dollari perché non prevedeva possibilità di sviluppo commerciale a breve termine. Proprio come l’Angola, la Nigeria ha assistito al crollo delle proprie entrate gas-petrolifere a partire dal 2014-2015 ed è stata inoltre danneggiata dagli attacchi di gruppi di militanti nella regione del delta del Niger tra il 2016 e l’inizio del 2017 che hanno provocato una situazione di stallo per quanto riguarda gli attesi investimenti privati nei nuovi impianti energetici a gas. Nel frattempo, il crollo dei prezzi di esportazione di LNG ha spinto ulteriormente i produttori a concentrarsi sul mercato domestico, dove i prezzi rimangono stabili. A differenza dell’Angola, tuttavia, la Nigeria presenta un resiliente settore privato nelle attività di estrazione e produzione che ha resistito nei momenti difficili. Quest’estate, il gigante statunitense Schlumberger ha accettato di investire 700 milioni di dollari in giacimenti petroliferi operati dalla nigeriana First E&P. Nel frattempo, la nigeriana Seven Energy sta contrattando la possibile acquisizione delle risorse di esplorazione della britannica Savannah Energy in Niger.

La situazione del LNG e il settore midstream

Un interessante sviluppo nel settore LNG è stato rappresentato, a luglio 2016, dalla decisione, da parte di Schlumberger, di inserirsi in una joint venture, OneLNG, che cerca di sviluppare riserve di gas a basso costo. Golar LNG manterrà una maggioranza del 51 percento in OneLNG, ma Schlumberger fornirà il capitale e deterrà una quota del 49 percento. Mentre negli ultimi dieci anni l’espansione e lo sviluppo dei principali progetti di liquefazione onshore vivevano una situazione di stallo, Golar ha avuto un ruolo pionieristico nella costruzione di una struttura LNG galleggiante (FLNG), un approccio innovativo alla liquefazione (e alla conseguente monetizzazione) del gas "bloccato", particolarmente utile in Africa. In qualità di fornitore di navi, nell’autunno 2017, lancerà il primo progetto FLNG in Africa, al largo del Camerun, operato dalla società anglo-francese Perenco. A fine 2016, OneLNG e la società indipendente britannica Ophir hanno firmato un accordo tra azionisti per lo sviluppo congiunto di un progetto FLNG al largo della Guinea Equatoriale, chiamato Fortuna, di cui OneLNG deterrebbe il 66,2 percento e Ophir il 33,8 percento. Non si conosce il valore della transazione, ma la spesa relativa a Fortuna dovrebbe ammontare a circa 2 miliardi di dollari e OneLNG dovrebbe farsi carico almeno della propria quota. La decisione finale d’investimento (FID) è attesa entro la fine dell’anno, con un inizio delle attività previsto per il 2020. Sarà il secondo progetto FLNG in Africa dopo il Camerun e precederà il sito Coral di Eni in Mozambico (3,4 milioni di metri/anno): la decisione finale per questo progetto è già stata presa a giugno, ma le esportazioni non inizieranno fino al 2022. L’Africa è vista come un terreno promettente anche per i progetti di importazione di LNG basati su unità di stoccaggio e di rigassificazione galleggianti (FSRU) e possibilmente, in futuro, per i progetti LNG per la produzione elettrica. In Ghana sono stati pianificati tre progetti FSRU per l’importazione del LNG, ma due sono in stallo (di cui uno da oltre 15 mesi). Total spera di lanciare un’impresa FSRU in Costa d’Avorio nel 2018 insieme a sei co-investitori tra cui Shell e la società statale azera Socar. L’Egitto ha gestito FSRU, noleggiate dagli armatori Hoegh LNG e BW Gas, sin dal 2015, ma probabilmente non le conserverà dopo il 2020 perché le sue risorse domestiche saranno più che sufficienti una volta che Zohr avrà avviato la produzione a fine 2017 per poi intensificarla nel 2019. Per quanto riguarda il giacimento di gas Kudu, al largo della Namibia, l’armatore con base a Singapore BW Offshore deciderà nel quarto trimestre del 2017 se destinare un’imbarcazione galleggiante di produzione (FPSO) allo sviluppo di gas che verrebbe trasportato sulla terraferma per generare elettricità in Namibia da esportare in Sudafrica. BW si aggiudicherà il 56 percento degli interessi di Kudu, mentre la statale Namcor manterrà il 44 percento; tutti gli azionisti precedenti, invece, hanno abbandonato Kudu perché non redditizio. Qualora Kudu dovesse fallire, la Namibia sta valutando le importazioni di LNG basate su FSRU.

Gli "asset deal" nel campo della raffinazione

Glencore ha annunciato il 6 ottobre una proposta di acquisto da 973 milioni di dollari per il 75% della joint venture petrolifera nel comparto downstream della Chevron in Sudafrica, che comprende una raffineria da 100.000 barili al giorno a Cape Town. L’operazione, che sostituisce una vendita precedentemente pianificata, ma poi arenata, alla società cinese Sinopec, darebbe anche a Glencore una presenza nel comparto downstream in tutto il Sudafrica e nella vicina Botswana. Anche Total ha ampliato la propria rete di stazioni di servizio nella zona orientale dell’Africa all’inizio del 2017, attraverso un’operazione di dimensioni molto più ridotte.