Uno dei fattori che hanno aiutato il Brasile a tagliare l’opex è Petrobras che ha sostituito la sua flotta di navi galleggianti di produzione, stoccaggio e scarico
Il Sud America ha fatto un salto di qualità dal 2013, quando era la regione più costosa al mondo per i costi di produzione di petrolio e gas in acque profonde. Da allora, la spesa operativa media (opex) per barile di petrolio equivalente si è più che dimezzata passando da circa 26 dollari a 12,7 dollari nel 2020, come mostra un report di Rystad Energy. La regione ha anche goduto del maggior calo dei costi a livello globale quest’anno, sia in termini assoluti che percentuali.
IL BRASILE RAPPRESENTA IL 99% DEI COSTI OPEX
L’opex delle acque profonde del Sud America è trainato principalmente dal Brasile, che ha rappresentato circa il 99% dei costi del continente dal 2013 al 2020. La compagnia petrolifera statale brasiliana Petrobras, da sola, ha rappresentato quasi l’88% delle operazioni in acque profonde del Sud America.
L’ESEMPIO DI PETROBRAS
Uno dei fattori che hanno aiutato il Brasile a tagliare l’opex è la Petrobras che ha sostituito la sua flotta di navi galleggianti di produzione, stoccaggio e scarico (FPSO). Quando l’operatore statale ha cominciato la produzione su bacini di pre-salt ha scelto di noleggiare la maggior parte della sua flotta, il che ha portato a un’impennata dei costi operativi. Nel 2015-2016 l’azienda ha iniziato ad ordinare altre FPSO ma questa volta di proprietà.
I numeri mostrano che Petrobras ha aumentato la sua flotta di FPSO di proprietà di 16 unità, mentre ha ridotto il numero di FPSO in leasing di sei unità dal 2013 al 2020. Otto dei 10 campi in Brasile con anni di avviamento dal 2018 al 2020 sono stati sviluppati tramite FPSO di proprietà, mentre i due campi rimanenti utilizzano unità in leasing, confermando il passaggio del paese da navi in leasing a navi di proprietà.
Spinta dall’attuale volatilità del mercato Covid-19 e dalle turbolenze del settore energetico, Petrobras ha anche ridotto il numero dei dipendenti di circa il 22% quest’anno grazie a programmi di buyout. L’azienda prevede di ottenere un taglio totale dei costi di circa 2 miliardi di dollari nel 2020, riducendo le spese generali e rinunciando a spazi inutilizzati per uffici.
IL FATTORE SVALUTAZIONE
Un altro fattore importante per la riduzione dell’opex in Sud America è il calo del 55,2% del valore del real brasiliano rispetto al tasso di cambio del dollaro Usa dal 2013. Questo ha ridotto l’opex per barile in quanto i costi sono sostenuti in valuta brasiliana ma pagati in dollari. Il deprezzamento del real ha quindi contribuito a compensare le pressioni inflazionistiche locali sui prezzi dei beni e servizi generali.
IL FATTORE AUMENTO PRODUZIONE
Anche la Petrobras ha aumentato la produzione di petrolio e di gas dal 2013 al 2020, il che ha spinto l’opex per barile verso il basso grazie alle economie di scala. Guardando la situazione da un punto di vista globale e più generico, i giacimenti già in produzione hanno in genere maggiori probabilità di avere un picco inferiore.
IL PORTAFOGLIO DEI CAMPI DI PRODUZIONE IN SUDAMERICA SI STA RINGIOVANENDO
Oltre ai fattori sopra menzionati, evidenzia Rystad energy, il portafoglio dei campi di produzione in Sudamerica si sta ringiovanendo e i campi più nuovi richiedono molta meno manutenzione rispetto ai campi maturi che in genere hanno costi operativi più elevati. Più di 110 campi maturi sono stati abbandonati nel continente negli ultimi otto anni, con nuovi campi che ora rappresentano oltre la metà della produzione totale in Sud America rispetto al 17% dei campi molto maturi. In generale, la quota di produzione dei campi che hanno superato la metà del loro ciclo di vita è diminuita drasticamente in Sud America dal 2013. Sarà interessante vedere i profili di costo del Brasile e della Petrobras quando tra qualche anno inizierà la dismissione dei campi più vecchi, data la mancanza di esperienza del Paese in questo settore.
OPEX PIATTO NEL 2020 E 2021
“Guardando al futuro, ci aspettiamo che l’opex delle acque profonde per barile rimanga relativamente piatto dal 2020 al 2021. Tuttavia, dopo il 2021 vediamo aumentare i costi per la produzione di circa 4 dollari per boe, rimanendo a quel livello fino al 2024 con un aumento di circa 1 dollaro nel 2025”, dice Matthew Fitzsimmons, Vice President Energy Service Research di Rystad Energy.
“L’incertezza inflitta da Covid-19 significa che le società di servizi, gli operatori e gli investitori continueranno a tenere d’occhio i loro budget e a stare alla larga da qualsiasi progetto non redditizio o ad alto rischio nei mesi e negli anni a venire. A causa del prezzo a pronti del Brent, generalmente basso e turbolento, quest’anno gli investimenti e i progetti che non soddisfano i criteri di costo e di rischio stabiliti dalle società saranno probabilmente ritardati – ha concluso l’analisi di Rystad Energy -. Raggiungere il minor costo possibile per produzione sarà quindi più che mai vitale, nonostante il fatto che riduzioni dei costi come quelle viste nel 2014-2016 sono improbabili in quanto molte delle possibilità sono già state esaurite. Le strategie di riduzione dei costi adottate dal Sud America, e più specificamente dal Brasile, potrebbero servire da tabella di marcia per altre regioni e Paesi in difficoltà”.