Quanto peserà la Federal Reserve nello shale dream americano?

Quanto peserà la Federal Reserve nello shale dream americano?
L'approfondimento di Raffaele Perfetto

Il Center on Global Energy Policy (CGEP) della Columbia University lo scorso maggio ha pubblicato un report in cui evidenziava le profonde connessioni tra finanza ed energia nel settore petrolifero americano.

La rivoluzione energetica degli Stati Uniti infatti, è legata non solo al successo tecnologico del binomio fraccing + pozzi orizzontali, ma anche allo sviluppo esteso di un’industria e relativa filiera (supply-chain) e ad un quadro legislativo che favorisce la ricerca e sfruttamento degli idrocarburi. Negli States infatti chi è proprietario del suolo possiede tutto quello che c’è sotto per intenderci.

Di questi tre fattori ne parlava, anticipando quello che sarebbe accaduto, Leonardo Maugeri nel suo “Oil The Next Revolution” pubblicato nel 2012 dal Belfer Center for Sience and International Affair della Harvard Kennedy School.

Esiste infatti un altro fattore importante.

Nel periodo dal 2009 al 2014, l’industria dello shale americano si è retta su un robusto pilastro oltre al prezzo alto del barile: il debito a basso costo. La disponibilità di bassi interessi ha favorito un forte indebitamento che ha coperto le piccole compagnie petrolifere quando queste, non in grado di generare flussi di cassa necessari, usavano il debito per continuare.

Nel 2014 il prezzo del barile è praticamente crollato: restava solo il basso costo di indebitamento a tenere su l’industria petrolifera. Probabilmente anche questo, oltre ai bassi livelli di inflazione e crescita, ha influito all’epoca sulle mosse della Federal Reserve (Fed), cauta nel rialzo dei tassi dopo la crisi.

Le piccole compagnie americane, anche dette indipendent infatti sono caratterizzate a differenza delle Big Oil, da un forte indebitamento: quindi una forte esposizione alle fluttuazioni dei tassi di interesse. Per loro, il livello di accesso al mercato del debito viene stabilito dalle compagnie di rating: Moody’s, Standard&Poors ecc. Queste ultime stabiliscono se una compagnia è “investment grade” (cioè hanno la tripla B) quindi gli interessi da pagare. La maggior parte delle piccole compagnie americane erano sotto i requisiti minimi di accesso ai mercati del debito (non-investment grade o anche junk-bond). Per le indipendent “non-investment grade” Il CGEP nel suo studio parla di un altro canale di accesso al debito: si tratta del meccanismo Resource Base Lending RBL. In sostanza le piccole compagnie ricevevano credito dalle banche in cambio di quote delle risorse petrolifere che possedevano, quindi un credito non sui profitti futuri ma sui loro stessi asset.

EFFETTO DARWIN 

Il crollo del prezzo del barile ha favorito lo sviluppo di una -capital discipline- (rigore nei conti) delle compagnie indipendent, favorendo di fatto le più forti e capaci di resistere alle condizioni economiche avverse. Ma il report del CEGP indica anche un costo legato alle attività finanziarie, usate per generare i flussi di cassa, tra 25 e 30% per le indipendent con rating B- e CCC: un rialzo del tasso Libor del 2% potrebbe causare un aumento fino al 30% dei costi di indebitamento. Sarebbero compromessi tutti i margini recuperati grazie ai miglioramenti operativi. Ad oggi il tasso trimestrale del Libor americano è intorno a 1.37%.

grafico  libor

A livello globale il Financial Times, riportava a marzo 2016 un incremento del debito del settore petrolifero passato da 1 a 3 trilioni di dollari dal 2006. Un indebitamento spinto dai bassi tassi di interesse (non solo negli States) e fino al 2014 dagli alti prezzi del greggio.

Tornando negli Stati Uniti, gli ultimi rialzi dei tassi della Fed sono stati a giugno 2017 a quota 1,25%. A marzo 2017 avevano raggiunto l’ 1%, ricordiamo che non erano sopra l’1% dalla crisi del 2008. Ricordiamo anche che la Fed aveva alzato i tassi a dicembre 2016 a 0.75 mentre, nel 2015 aveva aumentato a 0.5 decretando di fatto la fine della crisi (epoca dei tassi a 0.25).

Dall’altro lato a fine 2016, anche l’OPEC e altri paesi produttori si erano aggiunti al club (prima solo dei banchieri centrali) del “Whatever it Takes”, annunciando il percorso verso i tagli di produzione di greggio (circa 1,8 milioni di barili giorno). Tagli che anche in questo caso non avvenivano dalla crisi del 2008. A maggio 2017 gli stessi paesi di cui sopra, per sostenere il prezzo del greggio, hanno poi deciso di estendere i tagli di produzione fino al 2018, per la gioia dei mercati e dei produttori americani soprattutto.

TRIMESTRALI DI EXXON E CHEVRON 

Le cose non vanno male. Il prezzo del barile ha toccato i 60 dollari e si attende la nomina del prossimo presidente della Fed.

L’economia americana è in crescita nonostante gli uragani al 3 % su base annuale come riporta il Wall Street Journal; il mercato azionario è in forte crescita, l’indice Dow Jones a fine ottobre segnava +18 % da inizio anno.

Si attendono le mosse dell’amministrazione Trump per alimentare la crescita con il taglio sulle tasse e gli accordi commerciali. Ma soprattutto si guarda ll prossimo aumento dei tassi di interesse della Fed (attesi) a Dicembre. Quest’ultimo in realtà potrebbe slittare perché, nonostante la crescita economica e anche se l’inflazione è aumentata in estate, resta sempre sotto il 2% (obiettivo dei banchieri centrali).

Intanto presentando i risultati delle ultime trimestrali i due colossi ExxonMobil e Chevron scommettono sempre più sullo shale domestico, nonostante le perdite proprio nel mercato upstream domestico: la Exxon ha registrato una perdita di 238 milioni di dollari, la Chevron di 26.

Ci sarà molto da ottimizzare e i due colossi americani nominano alla loro guida due amministratori delegati provenienti dalla raffinazione dove i margini sono strettissimi e la capacità di ottimizzare comporta notevoli differenze.

ultima modifica: 2017-11-02T08:00:03+00:00 da Raffaele Perfetto

 

 

Chi ha letto questo articolo ha letto anche: