Energia

Tutti gli effetti virali di Covid su Bp, Shell e non solo

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Iran Petrolio Eni, Bp, Shell, Chevron

Bp, Shell, Chevron e non solo.  Covid accelererà la transizione energetica? Il punto di Rienergia

 

L’incertezza sul ruolo futuro delle Energy Company ricorre a ogni crisi economica mondiale, sia essa originata da una guerra sia essa nata da una pandemia, come quella in atto. Probabilmente proprio perché rappresentano il perno su cui l’economia occidentale si fonda. Ma questa è una crisi particolare, perché si innesta su un processo di profonda trasformazione, che le major stanno intraprendendo già da molto tempo prima che il Covid-19 si manifestasse in tutta la sua irruenza: la transizione verso un modello di business più sostenibile dal punto di vista ambientale, cosa che dovrebbe comportare il progressivo allontanamento dagli idrocarburi, soprattutto dal petrolio.

Allo scoppiare della crisi, praticamente tutte le grandi multinazionali colpite hanno fatto quello che si fa sempre in queste occasioni: ridurre gli investimenti e annunciare licenziamenti. Le Energy Company non si sono sottratte alla regola generale, ma alcune di esse hanno fatto un passo ulteriore, annunciando la svalutazione degli asset Oil&Gas, sulla base di previsioni del prezzo del petrolio più basse rispetto al passato.

E’ come se alcune major avessero deciso di affrontare la crisi innescata dalla pandemia in una logica prudenziale, in base alla quale, nel mondo post Covid, la domanda non tirerà più come prima, non si tornerà più a consumare 100 milioni di barili al giorno come nel 2019, perché il virus ha cambiato irreversibilmente le abitudini della popolazione occidentale, per quel che riguarda il modo di lavorare, studiare e viaggiare. Quindi i prezzi di greggio, prodotti e gas saranno più bassi di quanto fino a l’anno scorso previsto e alcune infrastrutture per la produzione di idrocarburi varranno conseguentemente meno.

Ecco il perché delle consistenti svalutazioni di BP e Royal Dutch Shell. Lo scorso 8 giugno, l’amministratore delegato di BP Bernard Looney ha inviato una lettera a tutti i dipendenti per comunicare una riduzione della forza lavoro del 14% (circa 10.000 su un totale di 70.000 impiegati), per poi annunciare solo una settimana dopo la più grande svalutazione dai tempi del disastro alla piattaforma del Golfo del Messico Deepwater Horizon. Svalutazioni di due tipi: un primo tipo, dal valore compreso tra gli 8 e gli 11 miliardi di dollari che riguarda la proprietà di impianti ed equipaggiamenti, i cosiddetti asset fissi; un secondo tipo, che riguarda la cancellazione di attività di esplorazione, dal valore intangibile, compreso tra gli 8 e i 10 miliardi di dollari. Nel complesso Looney si aspetta che la prossima trimestrale mostri svalutazioni compresa tra i 13 e i 17,5 miliardi di dollari.

Svalutazioni che come detto si basano su nuove previsioni sul prezzo del petrolio e del gas, assai più ribassiste: tra il 2021 e il 2050, le nuove stime di BP sul prezzo del Brent sono di una media di 55 doll/bbl (contro una precedente previsione di 70 doll/bbl); quelle sul gas Henry Hub sono di 2,9 doll/MMBtu (prima 4 doll/MMBtu). Al contrario, le stime sul prezzo della CO2 sono state riviste decisamente al rialzo: da 40 a 100 doll/t. Forse per questo BP vuole più un futuro come “acchiappa CO2”, anziché continuare ad avere a che fare con l’Exploration and Production e in generale gli idrocarburi. A dimostrazione di questo nuovo indirizzo, la decisione di vendere tutta la petrolchimica a Ineos, annunciata a inizio luglio.

Sempre a inizio luglio, Royal Dutch Shell ha fatto il suo annuncio riguardo le maxisvalutazioni. Nel dettaglio saranno rivelate al mercato con la pubblicazione dei prossimi risultati di bilancio trimestrali, per ora si sa che saranno comprese tra i 15 e i 22 miliardi di dollari. A grandi linee riguarderanno tre grandi aree: 8-9 miliardi di dollari per il business del gas integrato, che si snoda principalmente in Australia; 4-6 miliardi per l’upstream, con la cancellazione di alcuni progetti in Brasile; 3-7 miliardi per il downstream, che verrà ridisegnato. Anche Shell ha tagliato le proprie previsioni sul prezzo del Brent: da 60 a 35 per il 2020, a 40 per il 2021, a 50 per il 2022 e a 60 nel lungo termine. Per l’Henry Hub, il prezzo del gas 2020 è stato tagliato da 2,75 a 1,75 doll/MMBtu per il 2020, 2,5 per il 2021 e il 2022, 3 per il 2022 e oltre. Al contrario di BP, Shell non ha ancora annunciato alcun licenziamento.

Infine, proprio all’inizio della scorsa settimana, il 6 luglio, anche Eni si è unita a BP e Shell nel ridimensionare le previsioni sul prezzo del Brent di lungo termine e, di conseguenza, nel rettificare alcune voci di bilancio per un valore di circa 3,5 miliardi di euro, specificando però che nessuna svalutazione riguarda asset esplorativi. La compagnia energetica italiana non ha inoltre previsto nessuna riduzione dell’occupazione e ha ribadito il suo impegno per un’efficace e sostenibile transizione attraverso un piano ambizioso e articolato in materia di rinnovabili, affiancato da un continuo sviluppo della filiera del gas e della tecnologia di cattura e sequestro della CO2.

E la major delle major ExxonMobil? La “Big oil” per eccellenza è stata la prima a ridurre gli investimenti, ma non ha fatto alcun annuncio per ridimensionare previsioni sui prezzi del petrolio o per rettificare il valore di alcuni asset più esposti, nonostante le pressioni di alcuni azionisti. In compenso è stata la prima a ridurre gli investimenti. All’inizio del lockdown, lo scorso 7 aprile la compagnia guidata da Darren Woods ha detto che quest’anno spenderà 23 miliardi di dollari, in calo del 15% rispetto a 33 miliardi previsti in origine, facendo tagli ai progetti Oil&Gas. Ad esempio, è stato rimandata la decisione finale di investimento sul gigantesco impianto di Gnl in Mozambico, di pertinenza al maxigiacimento Rovuma scoperto da Eni. Inoltre, un mese dopo, assieme a Chevron e ConocoPhillips, Exxon ha deciso di contingentare la produzione di shale oil a soli 660.000 b/g fino alla fine del mese di giugno. Infine, è proprio degli ultimi giorni l’indiscrezione che stia per annunciare licenziamenti, circoscritti agli Usa, compresi tra il 5 e il 10% della forza lavoro. Exxon però non ha ancora annunciato alcuna svalutazione dei propri asset Oil&Gas. In compenso si stanno svalutando le sue azioni: dall’inizio dell’anno il titolo in Borsa è crollato del 35%, passando da 70 a 45 dollari per azione.

Anche Chevron, a fine maggio, ha annunciato licenziamenti, dicendo che taglierà la forza lavoro mondiale fino al 15% (su un totale di circa 45.000 dipendenti), perché violentemente colpita dalla crisi dello shale oil, dove ha forti interessi. Interessi in contrasto con le esigenze sempre più pressanti di sostenibilità ambientale, tant’è che durante l’ultima assemblea annuale gli azionisti Blackrock e Bnp Paribas sono riusciti a far approvare una risoluzione – contro il parere del consiglio di amministrazione – per rendere possibili solo attività di lobby carbon neutral.  Come rigirare il coltello nella piaga. Intanto, crescono le società indipendenti Usa legate ai bacini di Permian e EagleFord che dichiarano bancarotta, da ultimo Chesapeake, pioniera in particolare dello shale gas. Mentre la prima a portare i libri in tribunale, lo scorso 1 aprile, è stata Whiting Petroleum, compagnia dello shale oil, con sede a Denver, in Colorado.

Il viaggio per la trasformazione da oil company a Energy company è un viaggio lungo, ma ormai assodato e da tempo intrapreso. La rotta è già stata delineata, individuando il gas come elemento centrale della transizione, convertendo le raffinerie in impianti bio, investendo nella ricerca sull’idrogeno e sull’energy storage. Questo percorso finora ha avuto un forte bisogno della spinta propulsiva dell’exploration&production, attività molto rischiosa, che comporta investimenti decennali, che quando va male si rivelano a fondo perduto.

Nel cercare una risposta alla domanda iniziale sul futuro delle Energy company, torna in mente la felice storia didascalica che nell’agosto del 1992 inventò Marcello Colitti, Oxford fellow ed ex manager Eni, per descrivere la situazione di allora delle major. Paragonate a una ricca slitta inseguita da un branco di lupi famelici. Per salvarsi dalla avidità, l’equipaggio della slitta è costretto a buttare in pasto ai lupi ogni volta un pezzo diverso. All’inizio, si dà in pasto ai lupi il controllo della produzione di greggio, da 60 anni ormai in mano all’Opec, l’organizzazione dei paesi produttori, che oggi comprende anche la Russia; poi viene creato il mercato dei futures, che consente alle banche di guadagnare sulle oscillazioni del prezzo del greggio; si prosegue con l’imposizione di regole sulla composizione dei prodotti petroliferi; si finisce con il cedere la stessa proprietà, attraverso la quotazione in Borsa. Oggi, che Colitti non c’è più, ci si domanda se dalla slitta, per rispondere alle esigenze climatiche, stiano per essere gettate via anche le attività upstream. E soprattutto se, una volta alleggerito il mezzo fino all’osso, la slitta sarà comunque in grado di svolgere la sua missione: fornire elettricità a basso costo in tutto il mondo, garantendo mobilità in velocità e sicurezza a merci e persone.

(Estratto di un articolo pubblicato su Rienergia, qui la versione completa)

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