Exxon e i limiti della geologia

Dall’angolo anti-peak si sente spesso che i problemi lato offerta dipendono da mancati investimenti in tecnologie nuove, costruzioni di piattaforme ultra-tech, aggiornamenti a strutture esistenti etc.

Questi investimenti nella contabilità si trovano sotto la voce Capital & Exploration Expenditures, Capex, e finiscono in bilancio ammortizzati su tutta la possibile vita dell’asset in questione.

Nel business del petrolio, una azienda consolidata senza grandi debiti, che si può appoggiare a un prezzo del petrolio stabile e una produzione di petrolio prevedibile, non ha grossi problemi. Il cash flow dell’azienda permette investimenti e aggiornamenti costanti, e le banche non esitano a allungarle i prestiti. Ma le giovani aziende esploratrici, come per esempio i juniors canadesi, sono spesso appesantiti da debiti presi nella fase di start-up per comprarsi tutto l’equipmente necessario. Questi debiti e gli interessi ovviamente devono essere ripagati costantemente con il cash-flow. Già dopo qualche mese di credit crunch globale come tre anni fa, le banche e gli investitori bussano alla porta per riavere i soldi. L’azienda è costretta a fermare nuovi investimenti, sperare in un private placement se ci sono investitori istituzionali interessati, diluire gli azioni in modo normale facendo incavolare tutti i piccoli azionisti, oppure fare bancarotta e cercare di ridare il possibile agli investitori in prima fila.

In rete non ho trovato informazioni sulla quantità di aziende esploratrici spariti per colpa del crac finanziario, se erano 20% o 50% chi lo sa, ma ho poco dubbi che le loro licenze siano stati venduti a chi aveva soldi in cassa nel momento giusto, e la lungimiranza da capire che i prezzi bassi non sarebbero durato tanto.

Chi è sopravvissuto al 2008 sono probabilmente le aziende che hanno usato tecnologie innovative per trovare giacimenti di sostanza, o che sono riuscite ad acquisire diritti a giacimenti noti per qualche motivo in vendita, o che possedevano parti di altre aziende che hanno potuto vendere per concentrarsi sull’attività principale. Chi non è sopravvissuto probabilmente aveva un cash burn rate di meno di un anno, e nessun finanziamento nuovo in vista. Per sopravvivere era necessario poter strozzare totalmente i costi di esplorazione e sviluppo e andare avanti per mesi pagando solo i costi amministrativi, ovviamente non generando nessun potenziale guadagno futuro.

La ripresa del prezzo avrà ridato fiducia a chi è sopravvissuto, ma si potrebbe pensare a una situazione dove abbiano poi continuato con maggiore prudenza. Se dal 2004 al 2008 le juniors si sono abituate a prezzi in continua ascesa, ora sanno meglio, e si devono regolare di conseguenza. Prima di comprare il secondo pump-truck per 1 milione di dollari prestati, ci si controlla che un crollo dei mercati non renda impossibile ripagarlo. Sicuramente anche le banche stanno frenando.

Questo problema le IOC non ce l’hanno. La Exxon per esempio, solo nel Q3 2011 ha investito 7,6 miliardi di dollari settore upstream, cioè nella produzione di petrolio e gas, su 135% dai 3,3 miliardi del Q4 2004:

Dati: Exxon financial statements che ho scaricato dal loro sito.

Tanto cash da investire, tanta possibilità da farselo prestare. È praticamente impossibile individuare un qualche cambio strategico negli Capex a causa del crac nel 2008, hanno anzi speso 4 mld più che nel 2007. Semmai è dall’inizio del 2010 che si nota una maggiore volatilità, come se non avessero bene in mente quale direzione prendere.

Sommando i trimestri si vede forse anche meglio che i prezzi in ascesa prima del 2008 ha fatto rilassare l’azienda, che evidentemente non si è sentita chiamata di aumentare più di tanto gli investimenti anno su anno. 2005-2006-2007 cambia poco.

Solo che rilassarsi non è stato tanto furbo, perché lato produzione è successo un guaio. Proprio mentre aumentava tantissimo il prezzo del petrolio, la Exxon ha cominciato ad avere problemi di produzione di greggio e NGL:

Dal massimo nel Q1 del 2007, 2’750 Kb/d, la produzione è scesa fino a 2’390 Kb/d a fine giugno 2008, cioè un crollo di produzione ben prima del crollo dei prezzi. Se dovessi contare anche il trimestre del crollo abbiamo una riduzione totale di 16%. Poi ai prezzi stracciati alla fine del 2008, con la necessità di generare cash flow l’azienda ha cercato di far decollare la produzione.

Ma ci sono riusciti solo parzialmente. Come si vede dal primo grafico sul Capex, è dal Q1 2009 che la Exxon ha aumentato aggressivamente gli investimenti in esplorazione e capitale, quasi 80% trimestre a trimestre. Su base annua sono 32%.  Nonostante questo, il greggio non si fa vedere. Ad oggi siamo a -18% rispetto al picco nel Q1 2007, e a -9% rispetto all’intensificazione degli investimenti dal Q1 2009. Gravissimo.

La situazione per Exxon viene un po’ smorzata dal fatto che quei 80% di aumento di investimenti hanno prodotto tanto gas naturale in più.

Produzione statica per 5 anni, poi nel 2010 un’aumento di ben 30%, e quest’anno probabilmente supera la cifra del 2010. Si tratta di 2 milioni di piedi cubi al giorno in più rispetto al Q1 2009.

Solo che da un punto di vista energetico, il gas non può competere con il greggio. Trasformando il tutto in BTU, la produzione totale di energia da fonti fossili è scoraggiante.

Quegli 80% di aumento di Capex si traduce in 13% di energia da combustibili fossili in più.

Per concludere:

  • La salita del prezzo del petrolio, e la produzione stabile, ha reso superfluo un’aumento degli investimenti in esplorazione durante gli anni grassi.
  • Il massimo di produzione, Q1 2007 coincide con un basso di Capex.
  • Dal basso di Capex nel Q1 2007 partono investimenti massicci, ma nonostante questo la produzione scende velocemente di un paio di percento al trimestre fino al minimo nel Q3 2008.
  • Gli investimenti continuano ad aumentare durante la crisi finanziaria, ma la produzione di greggio e NGL è ormai in declino.
  • Il notevole aumento di Capex nel 2010 non produce più greggio, solo più gas fossile.
  • Un’aumento del 30% di Capex dal 2009 risulta in un’aumento di 13% di contenuto energetico.

E ricordiamoci che quel contenuto energetico in più non lo mettiamo nel serbatoio, è praticamente solo elettricità.

Il datamining l’ho fatto solo per Exxon, che aveva i formati scaricabili più facili da usare, quindi non so se solo la Exxon ha questi problemi di ritorni energetici sempre minori per dollari investiti. Ho scritto alla Chevron chiedendo se mi mandavano un bel foglio excel. Per ora non hanno neanche risposto con un gentile “no”. penso che ci sarà da aspettare.

Ma credo che potrebbe valere anche per gli altri. Poca lungimiranza fino al crollo, e poi una chiamata a raccolta che ha qualcosa di disperato. Sono ormai 3 anni che la Exxon aumenta gli investimenti nella esplorazione senza riuscire a aumentare la produzione. Stiamo parlando di una delle aziende petrolifere con più risorse tecnologiche e di know-how al mondo. Possiamo dare la colpa per la mancata produzione ai mancati investimenti? Secondo me no. Alla fine siamo di fronte a limiti geologici.

11 responses to “Exxon e i limiti della geologia”

  1. Ugo Bardi says :

    Molto bello – veramente da manuale. Lo dovresti pubblicare in inglese per farlo conoscere meglio – perché non lo mandi a “The Oil Drum”?

    Ugo

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  2. Alex says :

    Articolo veramente ottimo, complimenti x il lavoro svolto 😉

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  3. oronero says :

    Grazie Ugo, ci penserò! Però per farlo valere, ci vorrebbe lo stesso lavoro anche sugli altri majors.

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  4. Ugo Bardi says :

    Beh, guarda, Exxon è talmente grossa che uno studio fatto sul loro budget ha valore generale. Se hai voglia di tradurlo in Inglese, te lo posso raccomandare io con gli editori di “The Oil Drum”:

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  5. sinbad says :

    Mi associo ai complimenti. Qualcuno di exxon si è fatto vivo per commentare?

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  6. medo says :

    …Stanno mandando un sicario.

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  7. medo says :

    Stupendo articolo, per il quale tuttavia darei una “pulitina” ai grafici, che sono troppo fatti in casa e rimangono poco leggibili.

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  8. Picchisti di tutto il mondo « Energia & Motori says :

    […] petrolio non si trova e la produzione è in perenne affanno. Il post recente di Anna Ryden sulle convulsioni del gigante petrolifero EXXON è un perfetto esempio: alla grossa spesa in esplorazione per rinvenire nuovi giacimenti sostenuta […]

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  9. fabrizio 73 says :

    Ti faccio i complimenti per il post e ti pongo una domanda.
    Se la Exxon pur aumentando gli investimenti NON riesce ad aumentare la produzione, da dove vengono quei barili in più che sono oggi disponibili sul mercato??
    Avrai sicuramente letto l'ENI world&oil gas review, dove si evince che dal 2009 al 2010 la produzione di crude oil ,non conventional e NGL è AUMENTATA!! http://www.eni.com/world-oil-gas-review/pages/oil-production.html.
    Quindi quali compagnie hanno aumentato la produzione???
    Infine non mi sembra corretto confrontare in termini di BTU un liquido con un gas!!!
    E' chiaro che un gas fossile non ha lo stesso potere calorifico del liquido.

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  10. Pinnettu says :

    In termini di compagine non saprei. Parlando di nazioni, di sicuro ad aver sostenuto il rialzo della produzione nel periodo indicato da te hanno contribuito

    USA – passati da 8,5 ml b/g del 2008 agli attuali 9,8

    Russia – da 9,7 a 10,2

    Irak – da 2,3 a 2,6

    Dati: Energy Information Administration

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  11. Exxon e i limiti della geologia « Open Business Intelligence says :

    […] e i limiti della geologia Source: https://oronero.wordpress.com/2011/12/04/3221/ Like this:LikeBe the first to like this […]

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