I primi successi della svolta
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Le riforme dei mercati, attuate da tre dei più grandi Paesi dell'America Latina, hanno dato il via a un aumento degli investimenti. Sono segnali positivi, che arrivano dopo un periodo difficile caratterizzato dal calo dei prezzi del petrolio e dalle crisi politiche

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Il 2017 ha portato un rinnovato senso di fiducia negli investitori nei confronti dei principali mercati upstream dell’America Latina. Sin dal 2014, gli investimenti in quest’area sono stati colpiti duramente dal calo dei prezzi globali del petrolio, ma anche dalle crisi politiche e istituzionali in atto prima dell’inizio della diminuzione dei prezzi. Gli oneri fiscali e normativi del settore, i vincoli finanziari delle compagnie energetiche nazionali e le incertezze sui prezzi delle risorse interne erano elementi già presenti in paesi come Messico, Brasile e Argentina. Il tutto, unito a bilanci patrimoniali più disciplinati da parte delle compagnie petrolifere durante un contesto di diminuzione dei prezzi petroliferi, ha prodotto come risultato un minore interesse negli investimenti in questi mercati. Ma questa tendenza sta iniziando a cambiare. I governi dell’America latina hanno messo in atto delle riforme normative per incentivare maggiori investimenti nei loro rispettivi settori petroliferi. Tali cambiamenti hanno iniziato a dare frutti nel 2017.

La ripartenza del Messico

In particolare, negli ultimi 12 mesi, si è assistito a un rilancio del settore petrolifero in Messico. Molto prima del crollo dei prezzi, il governo del Presidente Enrique Pena Nieto aveva approvato delle riforme radicali per rinnovare il settore energetico del paese e consentire la partecipazione di investimenti privati. La produzione da parte dei monopoli energetici nazionali Petróleos Mexicanos (Pemex) è calata dal suo picco massimo di 3,4 milioni di barili al giorno, raggiunto nel 2004, a poco più di 2 milioni di barili al giorno, quando furono approvate le riforme nel 2013, sottolineando la necessità della presenza di operatori privati per invertire questa tendenza. Le aste iniziali per le licenze di esplorazione e produzione del 2015 attirarono un interesse limitato da parte degli investitori stranieri, dal momento che il settore era ancora in fase di adattamento alla nuova realtà dei prezzi. Ciò nonostante, una ripresa degli investimenti si è avuta con la prima asta per blocchi petroliferi off-shore in Messico, a dicembre 2016. Considerati i "gioielli della corona" delle risorse upstream, questi generarono un enorme interesse da parte delle principali aziende leader internazionali. Chevron, ExxonMobil, Total e BP acquisirono delle superfici attraverso un’ampia varietà di consorzi. Lo stesso fu fatto da società internazionali come Statoil, INPEX e Petrobras. La CNOOC (China National Offshore Oil Corporation) acquisì due blocchi in qualità di investitore unico, distaccandosi dalla tradizione delle società petrolifere cinesi che generalmente partecipavano a consorzi upstream in tutta l’America latina. Oltre all’acquisizione di otto blocchi off-shore su dieci, BHP Billiton si aggiudicò il 60 percento degli interessi per lo sviluppo del "Trion Deepwater field" in collaborazione con Pemex. Questa unione costituì il primo appalto off-shore di Pemex. Detto ciò, i contratti di licenza assegnati nell’ambito delle strutture off-shore produrranno un investimento complessivo di circa 34,4 miliardi di dollari nei prossimi 35 anni, secondo le stime del Ministero dell’energia messicano. Tuttavia, i maggiori ritorni di questo ciclo proverranno dal più ampio effetto a catena sul settore petrolifero messicano e dal livello di garanzia assicurato dalle principali aziende petrolifere in Messico. Lo stato messicano riceverà mediamente tra il 60 e il 66 percento dei profitti generati dai contratti sottoscritti. Secondo il governo messicano, i 10 blocchi offerti inizialmente contengono quasi 11 miliardi di barili di risorse equivalenti petrolio. Secondo le stime di Juan Carlos Zepeda, capo della CNH (Mexico’s National Hydrocarbons Commission), le zone assegnate con quest’asta potrebbero aggiungere fino a un massimo di 900.000 barili al giorno alla produzione petrolifera messicana.

L’interesse degli investitori per i blocchi offshore del Messico è continuato nel mese di giugno di quest’anno quando il CNH ha autorizzato l’offerta di 10 blocchi shallow-water (in acqua poco profonda) su 15 durante un’asta successiva. Gli investimenti associati a tali blocchi potrebbero raggiungere 8,2 miliardi di dollari e aggiungere altri 170.000 barili al giorno di equivalente in petrolio greggio alla produzione nazionale. Il "risorgimento" della produzione energetica in Messico era uno degli obiettivi principali delle riforme. A luglio furono fatti passi da gigante verso tale obiettivo, con l’annuncio di importanti ritrovamenti off-shore. Se da un lato le superfici autorizzate dalle aste di blocchi offshore rappresentano scoperte potenziali, due enormi ritrovamenti confermati e annunciati da Talos Energy ed Eni rappresentano finora la realizzazione di maggior successo delle riforme energetiche del Messico. Il primo ritrovamento da parte di un consorzio costituito da Talos Energy, con sede a Houston, dal gruppo locale messicano Sierra Oil & Gas e da Premier Oil del Regno Unito, è stato considerato come uno dei maggiori ritrovamenti petroliferi shallow-water del mondo degli ultimi 20 anni. Talos, che gestisce il blocco del Golfo del Messico al largo dello stato di Tabasco, ha reso noto che l’area scoperta contiene tra 1,4 e 2 miliardi di barili – valori multipli delle previsioni iniziali. Secondo i prezzi attuali, questo ritrovamento equivale a circa 500 milioni di barili di risorse potenzialmente commerciali.

Nello stesso giorno del comunicato di Talos, Eni ha annunciato di aver rinvenuto una quantità maggiore di petrolio durante un precedente ritrovamento al largo del Messico e di aver aggiornato le stime sulle riserve disponibili in tale area. La zona shallow-water di Amoca, fa notare Eni, attualmente contiene almeno 1,3 miliardi di barili di equivalente in petrolio, con una percentuale del 90 percento di petrolio greggio. Sicuramente, la caduta vertiginosa della produzione petrolifera messicana degli ultimi 13 anni vuole significare che il paese ha ancora bisogno di molte tornate di offerte che producano ulteriori ritrovamenti su larga scala per tornare ai livelli di produzione precedenti. Secondo gli esperti in energia del Messico, il paese ha bisogno di 10-15 tornate di offerte in più, come avvenne durante le aste del dicembre 2016, e di circa 11 miliardi di barili in più di riserve certe da sviluppare costantemente per avvicinarsi ai volumi di produzione del 2004. Fortunatamente per gli investitori, c’è ancora molto da guadagnare. Lo Stato messicano si è aggiudicato finora solo il 10 percento delle riserve totali (2P (2P equivale a "Proven and Probable reserves", le riserve dalla presenza certa e probabile) che sono state destinate alle aste pubbliche, o appena 273 milioni su un totale di 2,8 miliardi in risorse certe e probabili. La maggior parte delle risorse rimanenti sarà autorizzata in una serie di tornate di offerte programmate nei prossimi cinque anni. Il governo ha identificato 509 blocchi esplorativi e 82 aree di produzione che saranno messi in offerta in questo periodo di tempo, dando agli investitori un calendario coerente di ciò che sarà l’upstream messicano.

Dal Brasile segni di maggiore coerenza e garanzia

Anche il Brasile ha iniziato a manifestare un maggiore senso di coerenza e garanzia per gli investitori, che ha dato i primi ritorni nel 2017. Diversamente dal Messico, le riforme del governo brasiliano per il proprio settore petrolifero sono state promulgate dopo il crollo dei prezzi petroliferi globali. Le premesse di queste riforme esistevano già prima del calo dei prezzi, ma il rapido declino ha rafforzato la necessità di un cambiamento. Lo scandalo "Operation Car Wash", che ha colpito Petrobras, ha costretto la compagnia petrolifera statale e, di conseguenza, la maggior parte delle industrie brasiliane a cambiare direzione. La ricaduta finanziaria per le inchieste sulla corruzione, le azioni legali collettive e il downgrade creditizio hanno amplificato la posizione instabile della società trasformandola nella compagnia petrolifera più fortemente indebitata a livello mondiale, con quasi 120 miliardi di dollari di debiti. Di conseguenza, la società ha lanciato un aggressivo piano di disinvestimento per aumentare la liquidità e scorporare le attività non strategiche. Il piano aziendale di Petrobras di cinque anni (2014-2018), ad esempio, era finalizzato all’investimento di 220 miliardi di dollari. Il piano attuale per il periodo 2017-2021 si è attestato sui 74 miliardi di dollari. Nei prossimi due anni, Petrobras sta pianificando un programma di disinvestimento per 19 miliardi di dollari complessivi. Secondo Petrobras, le attività non strategiche costituiscono essenzialmente tutto ciò che va al di fuori delle risorse pre-saline off-shore. I possedimenti esteri di upstream e le infrastrutture interne di gas naturale sono particolarmente aperti agli investimenti esterni e, indubbiamente, Petrobras ha già disinvestito miliardi di dollari di tali attività. Anche i possedimenti di Petrobras di superfici pre-saline, un tempo dominanti, sono più aperti agli investimenti esterni. Per alleviare gli obblighi finanziari della società, a novembre 2016, il governo brasiliano ha revocato una legge che precedentemente imponeva a Petrobras di detenere un minimo del 30 percento delle quote degli operatori su ogni superficie pre-salina che sarebbe stata autorizzata in futuro. Data la portata delle formazioni pre-saline brasiliane, la revoca di tale legge ha liberato Petrobras da miliardi di dollari di obblighi in materia di sviluppo. Questa sostanziale modifica e il programma di disinvestimento di Petrobras sono descritti come i cambiamenti più significativi del settore energetico brasiliano a partire dalla fondazione di Petrobras nel 1953. Per incentivare ulteriormente gli investimenti upstream, il governo brasiliano ha anche alleggerito le prescrizioni di contenuto locale per tornate di offerte future, ha stabilito royalty distinte per nuove zone di frontiera per incentivare i rischi esplorativi e ha rinnovato un cruciale regime doganale "Repetro" che garantisce vantaggi fiscali alle industrie. Tutte queste politiche erano conformi al programma del presidente Michel Temer, orientato verso il mercato per stimolare gli investimenti privati dell’industria brasiliana in maniera più ampia. Queste politiche sono ora sotto esame. Il mese scorso si è tenuta in Brasile la più grande asta di blocchi upstream dal dicembre 2015 e sono state approvate queste nuove riforme. Mentre soltanto il 13 percento dei 287 blocchi in offerta ha ricevuto l’autorizzazione, la gara ha prodotto più di 1,2 miliardi in bonus di firma – la somma in assoluto più elevata per un’asta di petrolio e gas in Brasile. Analogamente alle recenti tornate di offerte per blocchi off-shore in Messico, la levatura dei partecipanti ha rappresentato un voto di fiducia nei confronti dell’interesse per i mercati upstream brasiliani. In particolare, l’asta ha visto l’espansione della presenza di ExxonMobil in Brasile. La società statunitense ha acquisito 10 blocchi durante l’asta, sei in un consorzio con Petrobras. Prima di settembre, ExxonMobil aveva soltanto una presenza marginale nel settore upstream brasiliano, in quanto deteneva solo alcuni blocchi nel margine equatoriale settentrionale del paese. Per contro, altre società petrolifere internazionali come Chevron, Royal Dutch Shell e la norvegese Statoil, avevano investito a lungo sul Brasile, come perno centrale delle loro attività globali. Il consorzio al 50 percento di ExxonMobil con Petrobras ha contribuito alla quota maggiore di bonus di firma garantiti. La società ha offerto 1,13 miliardi di dollari in bonus di firma, pari al 93 percento del valore totale dell’asta. Le due aziende hanno offerto inoltre il bonus più consistente per una singola area: circa 700 milioni di dollari per un blocco nel Bacino di Campos. Si è trattato di una gara d’appalto combattuta tra investitori del settore di alto profilo: una somma offerta da ExxonMobil e Petrobras era cinque volte superiore a quella proposta dal secondo classificato. Un’altra era più di 25 volte quella del consorzio secondo classificato di BP e Total. In tutto, i bonus di firma promessi erano più del doppio rispetto all’importo che lo Stato aveva previsto di incassare dall’asta. Tra i grossi vincitori figuravano la cinese CNOOC, di proprietà statale, e la spagnola Repsol, che hanno ottenuto blocchi offshore rispettivamente per 7,4 e 7,2 milioni di dollari. Oltre che a giustificare le riforme di mercato, l’asta serve anche da indicatore precoce dell’interesse verso due procedure di aggiudicazione per i giacimenti pre-salini che lo Stato terrà il 27 ottobre. La produttività media di un pozzo pre-salino nel bacino brasiliano di Santos è compresa tra 20.000 e 40.000 barili al giorno e ha costi di break-even tra i più bassi del settore. I più grandi nomi e gli operatori più esperti del settore petrolifero globale presenteranno un’offerta in quello che è certamente uno dei "licensing round" più attesi di quest’anno.

Argentina, un futuro importante per Vaca Muerta

Più a sud del Brasile, sta guadagnando terreno l’area onshore probabilmente più appetibile. La formazione di scisto di Vaca Muerta in Argentina è descritta come l’area di scisto più interessante al mondo, dal punto di vista commerciale, al di fuori degli Stati Uniti ed è l’epicentro dell’attività di contrattazione in America latina. Circa mezza dozzina di progetti pilota a Vaca Muerta è destinata a passare allo sviluppo commerciale nei prossimi due-tre anni. Si prevede che la produzione di petrolio registrerà quasi un raddoppiamento, da 58.000 barili al giorno quest’anno a 118.000 barili al giorno nel 2019, mentre i volumi di gas naturale saranno pressoché triplicati nell’arco dello stesso periodo. Gli attori internazionali, da tempo esitanti nell’investire in Argentina, sembrano diventare più fiduciosi nelle politiche pro-business del presidente Mauricio Macri. La provincia di Neuquen, dove si concentra la maggior parte del prolifico giacimento di scisto di Vaca Muerta, ha iniziato a registrare un costante aumento dell’investimento upstream. La provincia ha attirato 3,2 miliardi di dollari di investimenti lo scorso anno, il volume più basso dal 2012, ma prevede per quest’anno un volume compreso tra i 4,5 e i 5 miliardi di dollari. Il motivo principale della ripresa è un incentivo federale sul prezzo del gas di scisto annunciato agli inizi di quest’anno. Secondo l’accordo, i produttori di gas guadagnano 7,50 dollari per milione di Btu (British thermal unit) fino al termine del prossimo anno, un prezzo sovvenzionato pari a più del doppio dell’indice Henry Hub statunitense.

Diverse aziende hanno risposto al programma con nuovi investimenti importanti. Il nuovo impegno più significativo è arrivato da Tecpetrol, che prevede di spendere 2,3 miliardi di dollari per produrre addirittura 10 milioni di metri cubi di gas al giorno nel Blocco di Fortin de Piedra. Total ha annunciato in aprile l’intenzione di investire 1,1 miliardi di dollari per lo sviluppo del Blocco di Aguada Pichana Este, a fianco dell’argentina YPF, a controllo statale, di Wintershall e di un’affiliata locale di BP. Gli sviluppi di Vaca Muerta sono ancora in larga misura guidati da YPF, che gestisce gli unici due progetti di sviluppo intrapresi finora. Il più grande è una joint venture con Chevron, nell’area di Loma Campana, entrato in modalità sviluppo (development mode) nel 2014. Un progetto più piccolo con Dow Chemical, incentrato sul gas, è in corso a El Orejano. Con il proliferare dell’esperienza e degli insegnamenti acquisiti a Vaca Muerta, anche i costi di perforazione seguiranno la stessa sorte, il che genererà sinergie positive per un’ulteriore crescita degli investimenti. I costi sono già scesi nettamente. Secondo YPF, i costi di perforazione medi per un pozzo orizzontale, con circa 19 fasi di fratturazione, sono stati di 8,1 milioni di dollari, in confronto alla media dello scorso anno di 10,5 milioni di dollari, per un pozzo con 17 fasi di fratturazione. Lo scenario dei bassi prezzi del petrolio per il settore è tuttora predominante e rimane il principale elemento per la contenuta attività di investimento in tutto il panorama petrolifero e del gas globale. Finora, tuttavia, il 2017 ha offerto segnali incoraggianti di una ripresa degli investimenti in America latina, in conseguenza delle riforme del mercato attuate da tre dei più grandi Paesi della regione.