Convegno Nazionale ANIMP 2014 Relazione a cura di Bain ... · Sunrise Oil Sands Phase 1 Buzzard...
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Siracusa, 30 Maggio 2014
Convegno Nazionale ANIMP 2014Relazione a cura di Bain & Company
I mercati, la competizione e le opportunità per l’impiantistica industriale italiana
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Andamento storico di CAPEX Upstreame produzione – Mdi USD, Mni BOE
CAPEX cumulato 2002-2013:
~1.400 Miliardi USD
300
200
100
CAPEX, Miliardi USD
Produzione, Milioni BOE
0
0 20 21 22 23 24
2002
20032004
2005 2006
2010
20072009
2008
20112012
2013
Nota: le IOCs incluse sono BP, Chevron, ConocoPhillips, ENI, ExxonMobil, Shell, Statoil, TotalFonte: analisi Bain&Co. Tutti i marchi sono di proprietà dei rispettivi possessori.
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4Q00
4Q01
4Q02
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4Q10
4Q11
… l'andamento dell'indice dei costi CAPEX spiega parte del fenomeno …
Fonte: CERA, company data, stime Deutsche Bank
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… insieme alle performance nella project execution
0
0-100
5 10 15
100
200
300
400%
-5
Deviazione di costo(% superiore/inferiore al costo originale)
Deviazione temporale(Numero di anni in anticipo/ritardo)
PeregrinoUsan
Kizomba C
MacKay River Expansion
Hebron
Sunrise Oil Sands Phase 1
Buzzard Atlantis
South-West Gissar
Equatorial GuineaLNG Train 1
Pluto Train 1
Mariscal Sucre LNG
Agbami
Long Lake Phase 1
Bibiyana
AthabascaOil Sands Expansion 1
Yemen LNG
Jubilee Phase 1
Peru LNG
Kearl Lake Phase 1
Horizon Oil Sands Phase 1Puguang
PNG LNG
Tangguh LNGOrmen Lange
Ichthys LNG
Sakhalin II
Vankorskoye
Fort Hills Oil Sands
Yuzhno-Russkoye
Shah Deniz Phase 2
Fonte: IHS Herold Project Database, selezionato numero di progettiTutti i marchi sono di proprietà dei rispettivi possessori.
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Impatto sulle performance economiche di Oil Co's e OFS Co's
201320122011
INDICE DEGLI UTILI STORICI TRIMESTRALI, Q1 2011=100
Fonte: analisi Bain&Co., Bloomberg, presentazioni agli investitoriIOC Index: BP, Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobile, Shell, Total; OFS Index: Baker Hughes, Halliburton, Schlumberger
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'90
8.1
'95
8.6
'00
9.4
'05
10.8
'10
12.0
'15E
13.4
'20E
14.6
'25E
15.6
'30E
Oil*
Gas
Nucleare
Hydro
16.6
1%
2%
2%2%9%
2%
1%
3%
2%2%
11%
2%
1%
2%
3%2%7%
0%
Rinnovabili**
('90-10)CAGR
('10-'20E)CAGR
('20E-'30E)CAGR
L'Oil & Gas sarà preponderante anche nel medio / lungo periodo…
CONSUMO ENERGETICO MONDIALE DIVISO PER FONTI, MLD TOE
60%60% 61% 59% 57% 56% 55% 55% 54%Peso % Oil+Gas
* Include petrolio, biofuel, gas-to-liquids and coal-to-liquids; ** Include eolico, solare e altre rinnovabiliFonte: BP Energy Outlook 2030 as of 2012; ExxonMobil 2012 outlook for energy; Analisi Bain
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… con un peso crescente di Deepwater eUnconventional
0
25
50
75
100
125
150
175
2000 2010 2020 2030
Unconventional
Deepwater
Conventional,undiscovered
Conventional,discovery
Conventional,under-dev
Conventional,(<75%produced)
Conventional,mature Fields(>75% produced)
CAGR(10-30)
~0.9%
4.5%
4.0%
-0.3%
PRODUZIONE MONDIALE OIL&GAS (MILIONI BOE/D)
Fonte: Rystad Energy
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0
30
60
90
120
$150/bbl
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Alreadyproduced
Middle East & North Africa
Otherconv.
oil
EOR Heavy oil& bitumen
Oil shalesGas toLiquids
Coal to liquids
Costi di Produzione ($/barile)
Risorse (Miliardi di barili)
Deepwater /ultra deepwater
Arctic
Gli attuali livelli di prezzo permettono di accedere a risorse con costi elevati di produzione
Todaypricecrude Oil-Brent
Nota: EOR = Enhanced oil recovery; Gas-to-liquids e coal-to-liquids si sovrappongono per indicare l'incertezza circa queste risorse (2,4T barili è la stima migliore del potenziale combinato)
Fonte: WEO 2008, EIA Brent crude oil spot prices, Barclay’s; EIA, Novas Consulting; Credit Suisse, EIA Annual Energy Outlook 2009
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Recovery Deepwater Shale LNGArtico
Le 6 sfide/opportunità per la filiera italiana
Capital efficiency
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Migliorare il fattore di recupero dei campi maturi può impattare l'offerta in modo significativo
Un aumento dell'1% nel recovery factorporterebbe ad un incremento dell'offerta
pari a ~2/3 anni (~ 72B barili di petrolio addizionali)
Recovery
Fonte: O&G Journal – “Global Oil Reserves – Recovery Factors Leave Vast Target for EOR Technologies”; Total – “Mature Fields: Inventing the Future”
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I pozzi produttivi mondiali stanno invecchiando e richiedono operazioni di "artificial lift"
“Most wells that are initially free-flowing require artif icial lift as they mature since mostbegin to produce water.” – Spears & Associates
Recovery
NORD AMERICA E EUROPA RESTO DEL MONDO
PRODUZIONE DI O&G CONVENZIONALE
Fonte: Rystad, E&P Magazine, Spears & Associates
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‘Field of the Future ®’
‘Smart Fields ®’
"We now offer real-time solutions under license
that were once proprietary… 'Digital oil
field (DOF) projects used to be considered nice to have;
now they are seen asbusiness critical"
"The acquisition of Zenith (Feb 2012)
accelerates ourstrategic goal of
offering customers a fully-integrated
solutions package of well automation”
"Recent acquisitionssignificantly enhances our
software suite and associatedstrategy to provide a
comprehensive set of toolsfor monitoring, analyzing and controlling the full spectrum of
production operations.”
Gli operatori e gli OFS stanno investendo in iniziative di "digitalizzazione"
Operatori stanno investendo in iniziative di digitalizzazione
Società OFS usano strategie di M&A per stabilire una piattaforma end-to-end
Recovery
Fonte: Company report; Halliburton, come citato nell'articolo del Gen-2012 Petroleum ReviewTutti i marchi sono di proprietà dei rispettivi possessori.
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Il deepwater ha fatto registrarei più recenti successi nell'esplorazione
Deepwater
SCOPERTE RISERVE PETROLIO IN "GIANT FIELDS"(PROGETTI TOP 330), MLN BARILI PETROLIO
Nota: – il 2000 include la scoperta di 15 bn barili di KashaganFonte: “330 Projects to Change the World,” Global Energy, Goldman Sachs April 5, 2011
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Il "triangolo d'oro" (Africa, Brasile e GoM) continuerà a guidare gli investimenti
Deepwater
DEEPWATER O&G CAPEX PREVISTO, MILIARDI USD
Fonte: Douglas Westwood “The Worldwide Deepwater Market Report 2011-2015
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L'evoluzione della Modularizzazione è alla base dei requisiti dei progetti Deepwater
• Necessità di costruzione: imoduli sono prodotti in yard, trasportati e installati
• Rende possibile la costruzione di piattaforme tradizionali (shallow waters)
• Usata per la standardizzazione del design di moduli di impianti complessi
• Velocizza i tempi ingegneristici e di procurement
• Riduce i costi grazie alle economie di scala
• Usata per ridurre per quanto possibile le operazioni on site
• Rende disponibile moduli pronti all'installazione in ambienti proibitivi, con conseguente riduzione dei rischi di progetto, anche grazie alla standardizzazione
Deepwater
CONSTRUCTION DRIVEN
ENGINEERING/PROCUREMENT
DRIVENFEASIBILITY
DRIVEN
TIPOLOGIE DI MODULARIZZAZIONE
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Statoil sta investendo in tecnologia ed expertise “subsea factory”
• Tecnologia sia per progetti brownfield che greenfield
• Obiettivo di produzione tramite hub sottomarini con la totale indipendenza dalle strutture di superficie: prima "subsea factory" totalmente indipendente prima del 2020
• Le strutture avranno la possibilità di trasportare direttamente a terra il petrolio e il gas già processato, mitigando gli impatti delle condizioni metereologiche del Mare del Nord e dei contesti artici
Deepwater
• Tecnologia “subsea factory” per produrre a maggiori profondità ed in ambienti più freddi e proibitivi - piattaforma di processo installata
sul fondo marino con controllo remoto
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L'Artico possiede >20% delle riserve inesplorate, la maggior parte in Russia e Alaska
Arctic Alaska
East Greenland Rift
Basins
West Siberian
Basin
East Barents Basin
RISERVE NON SCOPERTE –STIME USGS*/**
Artico
*Tasso di conversione di 5.35 Trillion Piedi Cubi di gas per 1 Miliardo di Barili di Oil Equivalent utilizzato per la conversione del gas, anziché il tasso 6:1 utilizzato dallo USGS**Spaccatura per Paese è un'approssimazione basata su una mappatura EIA dei bacini per Paese. Shared basins sono suddivisi 50:50, ad eccezione di 90:10 per East Barents basin tra Russia e Norvegia rispettivamente. Eurasia e Lomonosov-Makarov basin si assume siano contesi.Fonte: United Nations Environment Program, United States Geological Survey, EIA
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L'Artico prevede una significativa crescita, pur con volumi contenuti nel medio periodo
2008
1
2009
1
2010
2
2011
E
3
2012
E
3
2013
E
420
14E4
2015
E
5
2016
E
6
2017
E
719% CAGR
'11-'17
Artico
ARTICO – CAPEX PREVISTO, MILIARDI USD
Fonte: Analisi IEA e USGS; Infield
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Nell'artico, le "finestre operative" limitate rendono le operazioni più costose e complesse
Esempio: Solo 100 giorni all'anno per le operazioni di perforazione in mare aperto, con probabilità P50
Artico
FINESTRE OPERATIVE NELL'OFFSHORE ARTICO…
… E EFFETTIVE CONDIZIONI OFFSHORE OSSERVATE
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Gastradizionale
6,609
Shale
Cina
USA
Argentina
Messico
AustraliaCanadaBrasilePoloniaFrancia
Altri*
6,622
Lo Shale ha un potenziale con riserve globali comparabili a quelle del gas tradizionale
RISERVE (GAS TRADIZIONALE VS. SHALE),
TCF 2011
Shale
OFFERTA GAS NATURALE USA PER TIPOLOGIA,
BCF/D
2000
62
2012
Conventional
Associated
Shale gasplays
Tight gas
Imports
74
-5%
71%
49%
4%
2%
0%
'00 - '12
Coalbed methane
CAGR
* Altri– Sud Africa, Libia, Algeria, Norvegia, Cile, India, Paraguay, Pakistan, Bolivia, Ucraina, Svezia, Danimarca, Uruguay, U.K., Colombia, Tunisia, Olanda, Turchia, Marocco, Venezuela, Germania, Sahara Occidentale, Lituania
Note: Gas tradizionale –riserve certificate; Shale – Riserve recuperabili tecnicamenteFonte : EIA – World Shale Gas Resources; Analisi Bain; Deutsche Bank, Bentek, Wood Mackenzie, CAPP, Calgary Herald
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Le tecnologie per lo shale continuano a svilupparsi, riducendo i costi e i tempi
+142%
AVANZAMENTO TECNOLOGICO SHALE
1
2
5
10
20
50
100
# cumulativo di pozzi trivellati
Costo del pozzo shale SWN Fayetteville ($/Bcfe)
20122011
2010
20092008
2007
2006
20052004
Pendenza = 72%
Ad ogni raddoppio di pozzi trivellati il costo
si riduce del 28%
-45%
Shale
Fonte : Spears & Associates, Simmons & Company International, Southwestern Energy, Bentek
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In Canada è prevista una media di >2.500 km di pipeline all'anno dal 2015 al 2018
2014
~600
2015
~2.700
2016
~4.400
2017
~2.100
2018
~600
Quali possibili ritardi?
Shale
Media 2015-2018 ~2.500 km
PREVISIONE KM DI PIPELINE DA POSARE IN CANADA
Media 2015-2017 ~3.100 km
Aumento del CAPEX delle società Midstream
Fonte: analisi Bain&Co; siti web operatori, Oil&GasJournal; Pipeline&GasJournal
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Eta
no M
E
Eta
no C
anada
Naft
a M
E
ME L
PG
Naft
a E
uro
pa
NAft
a S
EA
Naft
a N
EA
Eta
no
US
Naft
a U
S
Asi
a L
PG
La disponibilità di gas a basso costo ha reso il downstream USA più competitivo
Eta
no M
E
Eta
no C
anada*
Eta
no U
S
Naft
a U
S*
Naft
a M
E
Naft
a E
uro
pa
ME L
PG
Asi
a L
PG
Naft
a S
EA
Naft
a N
EA
Nota: *Costi basati sui prezzi CMAI di Febbraio 2011Fonte: presentazione CMAI per l'associazione chimica SW, Febbraio 2011;
Bre
nt
cru
de:
U$30/B
BL
Natu
ral
Gas:
U$4/M
MBTU
Bre
nt
cru
de:
U$94/B
BL
Natu
ral
Gas:
U$4.3
5/M
MBTU
Shale
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2008
3,0
2009
2,9
2010
3,1
2011
3,2
2012
3,2
2013
3,3
2014
3,4
2015
3,5
2016
3,6
2017
3,7
2018
3,7
2019
2020
3,93,8
5%
2%
(10E-20E)
2%
CAGR
그 가운데서도 LNG의 비중과 사용량은 점차 증가할전망임 .È prevista un'accelerazione nell'adozione di LNG …
LNG
Nota: Conversioni utilizzate:1 Exajoule = 25 BCM di Gas Naturale; 1 BCM di Gas Naturale = 0.73 MMPTA di LNGFonte: Wood Mackenzie / Deutsche Bank Energy Seminar Maggio 2010; GXC; Lit Search
PREVISIONE DOMANDA GLOBALE GAS NATURALE, TRILIONI M3
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… ed un aumento delle infrastrutture a supporto della crescita dell'LNG
CAPACITÀ DI LIQUEFAZIONE PREVISTA
CAPACITÀ DEGLI LNG TANKER PREVISTA
CAPACITÀ DI RIGASIFICAZIONE
PREVISTA
2007
0,6
2014
1,9
2010
82
2020
AsiaPacific
Europa
NordAmerica
123
MedioOriente
AmericaLatina
Bcf al giorno
LNG
Bcf al giorno BCM
Nota: Il 2020E include i progetti proposti e che hanno richiesto i permessiFonte: Canadian Energy Research Institute ‘Global LNG Review 2011’; analisi Bain
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Per l' LNG sono previste nuove tipologie di infrastrutture, specialmente offshore …
LNG
FLNG(Floating Liquefied Natural Gas)
FSRU(Floating Storage, Re-gasification unit)
• Riduce le barriere in entrata geografiche e di costo per l'utilizzo di LNG
- Non c'è necessità di costruire un terminal- Costo investimento minore vs. terminal
onshore- Possibile trasformazione di CAPEX in OPEX
• Permette la produzione di gas liquefatto direttamente dai giacimenti offshore
• Strutture trasportabili che riducono CAPEX dei pozzi di piccola-media taglia, aumentando cosi la fattibilità economica
Fonte: Lit. Search; Expert Interview; Analisi Bain
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… ed anche applicazioni downstream
California (USA)
LNG
Piacenza (Italia)
• Prima stazione italiana di LNG per rifornimento veicoli pesanti
• Inaugurata il 29 Aprile 2014
• Attese ulteriori aperture nei prossimi 4 anni
TRANSPORTATION LNG STATION
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La Capital Efficiency (time to market e costi)è una priorità delle Oil Co's: Capital
Efficiency
• Migliorare la capital efficiency del 20%
• Allineare alle best practicei processi e le organizzazioni
• Processi: revisione dell'approccio di gestione dei grandi progetti
• Processi: sistema di lavoro "Fast Track", con semplificazione delle specifiche di prodotto e riutilizzo di soluzioni/ concept a partire da un set standardizzato - Execution time ridotto fino al
40%- IRR medio più alto del 25%- Riduzione del Break Even
• Processi: revisione del management system + sistema stage & gate
• Organizzazione: centralizzazione della gestione dei Grandi Progetti
• Rinforzo delle competenze di controllo e di esecuzione
ESEMPI
Fonte: siti web, stampa, industry experts
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L'invecchiamento del capitale umano sarà un vincolo ai processi di innovazione
Professionisti del settore per fascia di età
2009
20-24 30-3425-29 35-39 40-44 45-49 50-54 55-59 60-64 65+
10
30%
20
0
la maggioranza della forza lavoro avrà <10 anni di
esperienza…
…e il 10% in meno di
professionisti esperti
2015F
Fonte: IHS; Lit Search, Interviste
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Siamo abituati alla competizione derivante dalle filiere "tradizionali" …
Coreadel Sud
UKMare del Nord
Norvegia
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… mentre altre filiere si (ri)posizionano
Canada
Brasile
USA
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La filiera italiana presenta oggi una copertura differenziata sulle 6 sfide di mercato
ILLUSTRATIVO Filiere di riferimento mondiale
Co
pert
ura
dell
a
fili
era
ita
lian
a
+Mercato potenziale mondiale +
Artico
Shale
LNG
Capital Efficiency
Recovery
Deepwater
Artico Deep-waterShale LNG Capital
Efficiency Recovery
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Cosa fare per vincere le sfide?Seguire le necessità dei Clienti
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Cosa fare per vincere le sfide
Massa critica
Internaziona-lizzazione
e Local Content
Seguire le necessità
del Cliente facendo leva su:
Innovazione