Analisi di profittabilità 104

Abbiamo   visto,   finora,   i   dati   disponibili   riguardanti   lo   shale   gas   in   Polonia   e   gli   aspetti   economici  ad  esso  legati.    

Abbiamo  visto  innanzitutto  la  presenza  di  riserve  consistenti  e  sfruttabili.  

Abbiamo  analizzato  la  situazione  dal  punto  di  vista  della  politica  interna  al  Paese,  e  abbiamo   visto   come   il   governo   sia   favorevole   allo   sfruttamento   di   tale   risorsa   e   stia   varando   una   legislazione  mirata  all’entrata  di  capitali  esteri  all’interno  di  questo  mercato.  

Infine,  abbiamo  visto  come  il  disegno  di  legge  varato  dal  Primo  Ministro  polacco  contenga  al   suo  interno  una  regolamentazione  fiscale  per  quel  che  riguarda  gli  investimenti  sullo  shale   gas  polacco  estremamente  favorevole.  

Ora   possiamo   quindi   provare   ad   ipotizzare   un   piccolo   modello   economico   che   rispecchi   la   profittabilità  di  un  investimento  di  questo  tipo.  

Prima,   però,   va   specificato   che   gran   parte   dei   dati   in   nostro   possesso   o   sono   ipotetici   (ad   esempio   l’effettiva   approvazione   del   disegno   di   modifica   di   legge   proposto   dal   primo   ministro),   oppure   teorici   (come   la   quantità   di   gas   contenuto   nei   bacini   polacchi,   essendo   questa  una  misura  stimata,  mentre  la  misura  effettiva  non  è  ancora  stata  resa  pubblica).   Il  nostro  modello  dunque  non  mira  ad  essere  esaustivo  dal  punto  di  vista  dell’analisi,  ma  a   dare   un’idea   di   quanto   lo   sfruttamento   di   questa   risorsa   possa   effettivamente   cambiare   il   mercato  europeo  del  gas,  e  quanto  la  rivoluzione  energetica  ed  economica  attuata  in  America   dallo  shale  gas  possa  essere  replicabile  anche  in  Europa.  

Per   prima   cosa,   dunque,   andremo   a   spiegare   le   ipotesi   sottostanti   al   nostro   modello   per   capire  come  sono  stati  ricavati  i  dati  utilizzati.  

4.4.1  Caratteristiche  del  pozzo  e  dell’investitore  

La  nostra  analisi  verte  sullo  shale  gas.  

Come   abbiamo   visto   in   precedenza,   dai   bacini   dai   quali   si   ricava   il   gas   naturale   si   estrae   anche  il  petrolio.  

La  percentuale  di  gas  naturale  estratta  non  è  dunque  pari  alla  totalità  del  materiale  estratto   dal  pozzo.  

Nella   nostra   analisi,   invece,   non   avendo   dati   riguardanti   le   percentuali   di   petrolio   e   di   gas   presenti   nei   bacini   polacchi,   abbiamo   ipotizzato   che   il   materiale   estratto   sia   interamente   shale  gas.  

Abbiamo   poi   ipotizzato   che   l’investimento   venga   effettuato   da   una   sola   azienda,   senza   condivisione  di  quote.  

4.4.2  La  curva  di  produzione  

In  mancanza  di  dati  riguardanti  la  curva  di  produzione  specifica  per  i  bacini  Europei  (e  più  in   particolare   polacchi),   si   è   ipotizzato   che   la   produzione   di   shale   gas   in   un   pozzo   europeo   segua  l’andamento  della  curva  che  abbiamo  incontrato  nel  capitolo  3  riguardante  un  pozzo  di   shale  gas  nel  bacino  di  Marcellus  Shale,  negli  Stati  Uniti.  

È   evidente   che   questa   è   una   prima   forzatura   al   modello,   in   quanto   abbiamo   visto   che   le   caratteristiche   dei   bacini   europei   (come   ad   esempio   la   loro   maggiore   profondità)   possono   influire  sulla  produzione  giornaliera  di  gas;  tuttavia  questo  fatto  può  essere  controbilanciato   dalle  tecnologie  che  si  stanno  sviluppando  e  che  mirano  a  migliorare  le  tecniche  di  estrazione   e  produzione,  perciò  abbiamo  mantenuto  tale  curva  invariata  ai  fini  della  nostra  analisi.   Ricordiamo  dunque  che  la  curva  utilizzata  è  la  seguente:  

Figura  9:  Curva  di  produzione  di  un  pozzo  di  shale  gas  

I   dati   riguardante   tale   curva,   che   verranno   inseriti   nel   nostro   modello   sono,   invece,   i   seguenti:  

Valori  di  input  

Tasso  iniziale  di  produzione   4000  mcf  al  giorno  

Tasso  annuale  di  declino  iniziale   70%  

Variabile  b   0,9  

Figura  10:  dati  di  input  relativi  alla  curva  di  produzione  

Il   tasso   iniziale   di   produzione   che   utilizzeremo   sarà   quindi   pari   a   4000   mcf   al   giorno,   equivalenti  a  circa  690  boe  (barrells  of  oil  equivalent)  al  giorno.  

Il  tasso  di  declino  iniziale  usato  nella  curva  di  produzione  è  pari  al  70%  mentre  la  variabile  b,   ossia  il  coefficiente  esponenziale,  è  pari  a  0,9.  

4.4.3  Caratteristiche  del  pozzo  

Ai   fini   della   nostra   analisi   non   è   risultato   importante   il   calcolo   dell’ampiezza   del   terreno   necessaria   alla   messa   in   opera   del   pozzo,   che   nel   caso   del   bacino   del   Marcellus   Shale   era   stata  calcolata  pari  a  640  acri.  

Questo  perché  per  quanto  riguarda  il  calcolo  dei  costi,  il  numero  di  acri  veniva  moltiplicato   per  il  lease  bonus  medio  pagato  ai  proprietari  terrieri,  al  fine  di  calcolarne  l’ammontare.   Come  abbiamo  visto,  le  risorse  contenute  nel  sottosuolo  in  Europa  appartengono  allo  Stato,   per   cui   i   lease   bonus   statunitensi   non   vengono   pagati   direttamente,   ma   indirettamente   all’interno  del  costo  dei  contratti  e  dei  permessi  di  produzione,  e  attraverso  le  tasse.  

Come  già  anticipato,  abbiamo  assunto  che  il  materiale  estratto  dal  pozzo  sia  interamente  gas.   La   percentuale   di   petrolio   estratto   nel   nostro   ipotetico   pozzo   sarà   dunque   pari   allo   0%,   mentre  la  percentuale  di  shale  gas  sarà  del  100%.  

4.4.4  Analisi  dei  costi  

Per   quanto   riguarda   il   nostro   modello,   abbiamo   deciso   di   tenere   in   considerazione   i   costi   principali  relativi  alla  perforazione  di  un  pozzo  in  Europa.  

Il  primo  costo  da  affrontare  sono  i  costi  complessivi  di  D&C  (drilling  and  completing).    

Le  notizie  relative  a  tali  costi  per  quanto  riguarda  i  pozzi  europei  non  sono  molto  precise,  per   cui  abbiamo  deciso  di  calcolarli  partendo  dagli  stessi  costi  in  un  bacino  statunitense.  

Come   abbiamo   visto,   per   il   pozzo   nel   bacino   del   Marcellus   Shale   si   era   tenuto   conto   di   un   ammontare  dei  costi  di  D%C  pari  a  5  milioni  di  dollari.  

I  costi  di  D&C  per  un  pozzo  negli  Stati  Uniti  infatti,  vanno  dai  3  ai  10  milioni  di  dollari.  

I   bacini   europei,   però,   hanno   caratteristiche   geofisiche   diverse,   e   questo   comporta   costi   di   D&C  più  elevati.  

KPMG  in  un  suo  studio  sui  bacini  europei  afferma  che  in  Polonia  i  costi  di  perforazione  vanno   dai  10  ai  15  milioni  di  dollari,  e  che  i  costi  di  perforazione  incidono  solo  per  quasi  la  metà  dei   costi  totali  di  D&C35_.  

Ai   fini   dell’input   di   costo   da   inserire   nel   nostro   modello   abbiamo   deciso   di   utilizzare   un   valore  pari  a  15  milioni  di  dollari.  

Questo  valore,  nella  realtà  potrebbe  essere  molto  più  elevato,  ma  va  calcolato  il  fatto  che  la   tecnologia  riguardante  i  macchinari  per  la  perforazione  è  in  continuo  sviluppo,  soprattutto  in   Europa,   data   la   maggiore   profondità   dei   bacini   e   per   questo   è   verosimile   aspettarsi   un   abbassamento  dei  costi  di  D&C  in  futuro.  

Per  quanto  riguarda  la  tassazione  si  è  deciso  di  utilizzare  il  valore  soglia  di  40%  sulle  entrate   lorde  per  calcolare  la  parte  di  entrate  che  andranno  versate  nelle  casse  dello  Stato  polacco.   Questo  in  accordo  con  il  disegno  di  legge  proposto  dal  Primo  Ministro,  che,  come  abbiamo   visto,   propone   una   tassazione   pari   circa   al   40%   delle   entrate   lorde,   comprensiva   anche   di   una  tassa  comparabile  alle  royalties    sul  gas  statunitensi.  

Infine,   per   quanto   riguarda   i   costi   operativi   di   produzione   (manodopera,   noleggio   attrezature   ecc)   si   è   deciso   di   inserire   lo   stesso   valore   utilizzato   nel   pozzo   del   Marcellus   Shale.  

Questo  valore  è  pari  a  0,7  dollari  per  migliaio  di  piedi  cubici  di  gas  prodotti.   Riassumendo,  i  valori  di  input  utilizzati  ai  fini  del  calcolo  sono  i  seguenti:    

Working Interest, %:

100,0%

Royalty, %:

0,0%

Initial production rate, boepd:

690,000

Fraction of production that is oil:

0%

Initial decline rate (%/y):

70%

Hyperbolic exponent:

0,9

Severance tax % (oil / gas):

0%

40%

Lease bonus (2010), $/acre

n.d.

Well spacing unit, acres

n.d.

Well cost (2011 D&C), M$

15.000,0

Lease Operating Expense, $ / mcf

0,7

4.4.5  Definizione  degli  scenari  analizzati  

Dopo  aver  visto  i  dati  di  input  inseriti  nel  modello  d’analisi,  rivolgiamo  la  nostra  attenzione   agli  scenari  oggetto  dell’analisi  stessa.  

Innanzitutto,  bisogna  dire  che  la  variabile  incognita  in  questo  modello  è  il  prezzo  del  gas.   Questo   infatti   ci   permetterà   di   confrontare   il   mercato   potenziale   dello   shale   gas   in   Europa   con  quello  effettivo  americano,  per  poter  vedere  se  può  portare  ad  una  vera  rivoluzione  dei   prezzi,  come  è  successo  negli  Stati  uniti.  

Tutti  gli  investimenti  realizzati  si  riferiscono  ad  un  pozzo  operativo  per  un  totale  di  10  anni,   senza  costi  aggiuntivi  di  manutenzione  durante  questo  periodo.  

Equivalgono  dunque  allo  scenario  1  nell’analisi  effettuata  nel  capitolo  3.  

Abbiamo   dunque   deciso   di   provare   ad   analizzare   in   primis   cosa   succederebbe   al   nostro   investimento   in   un   pozzo   polacco   se   il   prezzo   al   quale   il   gas   venisse   successivamente   venduto   fosse   pari   a   quello   medio   utilizzato   nell’analisi   effettuata   nel   capitolo   3,   ossia   4,04$/mcf.  

Nel  secondo  scenario  invece  abbiamo  calcolato  il  prezzo  al  quale  il  gas  deve  essere  venduto   affinchè  il  Valore  Attuale  Netto  del  nostro  investimento  sia  uguale  a  0.  

Nel  terzo  scenario,  infine,  abbiamo  calcolato  il  prezzo  al  quale  il  gas  europeo  dovrebbe  essere   venduto   affinchè   il   Van   relativo   all’investimento   ipotizzato   fosse   uguale   a   quello   ricavato   dall’analogo  scenario  1  dell’analisi  effettuata  nel  capitolo  3,  ossia  1156284$.