Por que as empresas de petróleo e gás precisam transformar suas operações a montante

Com o colapso induzido por pandemia nos preços do petróleo, reduzindo acentuadamente os fluxos de caixa gratuitos, os líderes da Companhia Internacional de Petróleo (COI) devem pensar ainda mais sobre onde alocam capital escasso. Mesmo antes da crise, estes As empresas já estavam lutando Com os objetivos aparentemente opostos de se expandir em áreas de crescimento de baixo carbono, como renováveis, ou manter os pagamentos tradicionais de dividendos financiados por reinvestimento em seus negócios principais. No ambiente atual, aumentando o total de retornos dos acionistas (TSR) - as mudanças de preço e os dividendos reinvendidos - provavelmente serão um verdadeiro teste da visão estratégica dos líderes.

Acreditamos que uma solução eficaz começará com os COI transformando fundamentalmente seus negócios a montante, para que eles ofereçam retornos mais fortes, independentemente dos movimentos dos preços do petróleo. Até agora, os esforços das empresas de petróleo e gás para transformar retornos a montante tiveram resultados mistos. Mas com uma abordagem mais ambiciosa e menos incremental, que melhora os processos de gerenciamento de riscos e alocação de capital, aproveita os principais recursos e usa a padronização para reduzir os custos, as empresas podem gerar mais dinheiro livre. Eles podem usar esse dinheiro em uma ampla gama de drivers de criação de valor, incluindo iniciativas de crescimento. Entre 2014 (quando ocorreu o último acidente de preço do petróleo) e 2019, os Majors, os cinco maiores COI listados publicamente, gastaram cerca de US $ 615 bilhões - cerca de 85% do capital total empregado - em seus negócios a montante. No entanto, apesar das enormes somas, os retornos sobre o capital empregado (ROCE) dessas empresas caíram constantemente por mais de uma década. Para os preços do petróleo, 2006 e 2019 foram semelhantes, com o preço médio de Brent, em torno de US $ 65 por barril. Mas os retornos upstream para os principais foram totalmente diferentes: em 2006, o ROCE mediano a montante estava acima de 27%, enquanto em 2019 era de apenas 3,5%. (Consulte Anexo 1.)

Upstream Returns Have Fallen, Even at the Same Oil Price

Weak upstream returns are a growing problem for IOCs. Between 2014 (when the last oil price crash occurred) and 2019, the Majors, the five largest publicly listed IOCs, spent roughly $615 billion—about 85% of total capital employed—on their upstream businesses. Yet, despite the huge sums, returns on capital employed (ROCE) from these businesses have steadily fallen for more than a decade. For oil prices, 2006 and 2019 were similar, with the average Brent crude price hovering around $65 per barrel. But upstream returns for the Majors were starkly different: in 2006, median upstream ROCE was above 27%, while in 2019 it was just 3.5%. (See Exhibit 1.)

Industry investment decisions play out over decades, and oil price levels can have a material impact in any given year. Arguably, the 2006 figure partly reflects a rapid surge in prices post-2004 and reduced capital expenditure levels in the previous decade. The difference in returns, however, is striking.

Um motivo para a disparidade: mudanças na composição do portfólio. Desde a década de 1970, as empresas nacionais de petróleo do proprietário de recursos reduziram constantemente o acesso dos COI a barris baratos e prontamente disponíveis, oferecendo bons retornos. Em 2006, mais de 80% dos portfólios produtores de principais graves ainda eram compostos de ativos convencionais (ativos de águas superficiais e rasas com reservatórios produtivos e termos de contrato passíveis), fornecendo retornos comprovados e atraentes mais ou menos entre os ciclos de preços de commodities. Hoje, hoje, os ativos convencionais compreendem menos da metade dos portfólios dos Majors, com muitos deles destinados à desinvestimento por causa de sua contribuição em diminuição para a produção e as reservas das empresas. frequentemente carbono mais alto) ativos em novas áreas como perfuração em águas profundas globais, desenvolvimento não convencional de petróleo e gás, areias petrolíferas e gás natural liquefeito. De fato, seus gastos agressivos nessas áreas continuam pesar nas percepções dos investidores sobre as empresas de petróleo e gás como comissários de capital eficazes. Entre 2006 e 2019, o capital médio dos Majors empregado por barril de petróleo equivalente a mais que dobrou, de US $ 47 para US $ 111. (Veja Anexo 2.) Esses retornos também foram mais vulneráveis ​​a serem consumidos pelo preço do petróleo cai. suposições. As empresas no passado consideraram que, devido a restrições de fornecimento de longo prazo, o custo do petróleo e do gás permaneceria alto e qualquer queda de preço seria temporário. Eles assumiram que altos custos de extração seriam absorvidos pelos altos níveis gerais de preços. Mas, embora essa visão não seja mais mantida, e as empresas de petróleo e gás recentemente reformularam suas premissas de preço de petróleo a longo prazo, elas ainda precisam consertar seus altos custos.

To grow their production and earnings, the Majors spent more than $1 trillion on capital expenditures from 2005 to 2014, reconfiguring their portfolios so that they included a bigger share of higher cost, more technically challenging (and often higher carbon) assets in new areas such as global deepwater drilling, US unconventional oil and gas development, oil sands, and liquefied natural gas. Indeed, their aggressive spending in these areas continues to weigh on investor perceptions of oil and gas companies as effective capital stewards.

The challenges of producing oil and gas in these areas significantly increased companies’ capital intensity and put further pressure on upstream returns. Between 2006 and 2019, the Majors’ average capital employed per barrel of oil equivalent more than doubled, from $47 to $111. (See Exhibit 2.) These returns were also more vulnerable to being eaten up by oil price falls.

Cost Initiatives Have Fallen Short

The portfolios of the IOCs today still reflect investments driven by a different and earlier set of industry assumptions. Companies in the past took the view that, due to long-term supply constraints, the cost of oil and gas would remain high and any price declines would be temporary. They assumed that high extraction costs would be absorbed by high overall price levels. But while this view no longer holds, and oil and gas companies have recently reworked their long-term oil price assumptions downward, they have yet to truly fix their high costs.

O IOCS fez esforços concertados para resolver seus problemas de custo a montante nos últimos anos, mas não foram longe o suficiente. Com a queda acentuada no preço do petróleo de 2014 a 2015, as empresas revisitaram sua estratégia de gastar muito em peças de recursos de alto custo. O resultado foi uma maior diversidade em suas estratégias e portfólios a montante. Para reduzir as despesas de capital, as empresas reorientaram seus esforços em áreas onde tinham uma vantagem competitiva e poderiam proporcionar maior produtividade a menor custo.

Por exemplo, os IOCs redesenharam suas carteiras em torno de regiões específicas, tipos de ativos, nível de risco do país e oportunidades de integração da cadeia de valor. Mas, enquanto a indústria repensou melhorou sua eficiência e reduziu os preços médios de equilíbrio em portfólios para cerca de US $ 45 por barril (excluindo dividendos), a lucratividade do setor continua a depender de preços estruturalmente altos do petróleo em comparação com os níveis de preços provavelmente na próxima década. retornos mais altos. Hoje, no entanto, o ROCE Upstream da IOCS fica algumas das maiores empresas de exploração e produção, indicando que os COI estão perdendo um truque. Melhorar os retornos upstream não é uma tarefa fácil, mas acreditamos que os COI estão subestimando significativamente o valor potencial que eles podem desbloquear. Alguns COI, principalmente europeus, responderam ao

Where Oil Companies Need to Go

The IOC business model traditionally combines lower growth, relative to other industry sectors, with higher returns. Today, however, IOCs’ upstream ROCE lags some of the larger exploration and production companies, indicating that IOCs are missing a trick. Improving upstream returns is no easy task, but we believe IOCs are significantly underplaying the potential value they can unlock.

Partly this is because decisions today about where to allocate capital are being considered in near-existential terms. Some IOCs, mainly European, have responded to the surgimento de um mundo de baixo carbono e a possibilidade de que a demanda global de petróleo já tenha atingido um pico, com um redirecionamento de capital em mercados de energia de baixo carbono. (Veja a Figura 3.) Muitas dessas empresas, no entanto, continuam a confiar em suas empresas a montante para financiar esses investimentos e impulsionar os retornos dos acionistas. Eles estão definindo alvos ambiciosos de ROCE para que possam financiar a expansão em renováveis, bioenergia e mobilidade eletrônica. Mas enquanto investem em ativos a montante, como petróleo e gás de xisto, há limites para até onde eles podem acessar a produção de menor custo ou reestruturar seus portfólios para otimizar em áreas que oferecem retornos mais altos. Para essas empresas, a manutenção de pagamentos generosos de dividendos permanece um imperativo igual a, se não maior que, investir em novos campos de petróleo e gás.

In contrast, US IOCs, by and large, are concentrating on their core operations in oil and gas. But while they are investing in upstream assets, such as shale oil and gas, there are limits to how far they can access lower-cost production or restructure their portfolios to optimize in areas that offer higher returns. For these companies, maintaining generous dividend payments remains an imperative equal to, if not greater than, investing in new oil and gas fields.

Como resultado, as empresas estão baseando suas decisões de alocação de capital em seu objetivo estratégico de diversificar o petróleo e o gás externo ou a necessidade de manter os níveis de pagamento enquanto reinvestem em seus negócios principais. Mas isso ignora a realidade de que melhorar a lucratividade das empresas a montante oferece aos IOCs mais dinheiro para implantar. Esse dinheiro que poderia ir em direção a uma ampla gama de alavancas de criação de valor que sustentam o desempenho bem-sucedido da TSR e um múltiplo de avaliação crescente, incluindo crescimento dos ganhos, redução da dívida e um pagamento estável ou crescente. O acesso limitado a barris baratos significa que as empresas não podem simplesmente criar estratégias forjadas ao longo de décadas e começar do zero. Em vez disso, eles precisam reorientar seus portfólios em barris de menor custo e menor emissão, onde podem, ao mesmo tempo em que introduzem medidas para reduzir custos e reduzir a intensidade do capital. O sucesso está intimamente ligado à capacidade das empresas de avaliar e gerenciar riscos em seus portfólios. A piora dos retornos a montante nas últimas duas décadas se deve a deficiências na avaliação de risco do setor. No entanto, existem exemplos de destaque de empresas gerenciando habilmente riscos, levando -os a superar seus pares. Os líderes upstream aplicarão as melhores práticas em gerenciamento de riscos e provas futuras de suas carteiras em prontidão para um cenário de energia em evolução.

To achieve double-digit upstream ROCE regardless of oil prices and reduce capital employed per barrel, companies need to significantly transform their upstream businesses. Limited access to cheap barrels means that companies can’t simply rip up strategies forged over decades and start from scratch. Instead, they need to refocus their portfolios on lower-cost, lower-emission barrels where they can, while simultaneously introducing measures to cut costs and reduce capital intensity.

We believe that IOCs that become upstream leaders will have forged strong positions in the following areas.

Risk Evaluation and Management. The oil and gas industry is a risk management business. Success is closely linked to companies’ ability to evaluate and manage risks across their portfolios. Worsening upstream returns over the past two decades are arguably due to shortcomings in the sector’s assessment of risk. Yet there are standout examples of companies skillfully managing risk, leading them to outperform their peers. Upstream leaders will apply best practice in risk management and future proof their portfolios in readiness for an evolving energy landscape.

Governança em torno das decisões de alocação de capital. Ter rigorosos processos de alocação de capital em vigor que contêm verificações e saldos eficazes garantirão que apenas projetos com um perfil de risco equilibrado avançando. À medida que as empresas se expandem para novas áreas de baixo carbono, elas precisarão avaliar os retornos futuros e os fluxos de caixa de uma série de investimentos com características muito diferentes, alcançando seus objetivos gerais de investimento. A chave está em uma abordagem sistemática, mas ágil para alocar capital. Weak industry returns are a clear indicator that oil and gas companies have at times made poor investment decisions. Having rigorous capital allocation processes in place that contain effective checks and balances will ensure that only projects with a balanced risk profile move forward. As companies expand into new low-carbon areas, they will need to assess the future returns and cash flows from a range of investments with very different characteristics while achieving their overall investment objectives. The key lies in a systematic but nimble approach for allocating capital.

Recursos e padronização do núcleo. Os líderes upstream se concentrarão em alavancar áreas de força que têm o potencial de fornecer retornos superiores. Por exemplo, eles priorizarão as regiões onde podem garantir melhores termos de contrato que os concorrentes ou onde podem trazer conhecimento técnico específico da empresa. Ao mesmo tempo, eles introduzirão processos mais padronizados que podem reduzir custos e melhorar os fluxos de caixa em suas operações. E eles adotarão uma abordagem menos incremental e mais fundamental para garantir que seus esforços de redução de custos sejam bem -sucedidos. O crescimento dos ganhos, um aumento no múltiplo de avaliação e um pagamento estável e crescente são alavancas vitais para alcançar um melhor TSR. Para otimizar essas alavancas, os líderes upstream cortarão custos e transformarão seus u

Measuring Success with TSR Performance. The true measure of success for a company is the improvement in its total shareholder return performance. Earnings growth, an increase in the valuation multiple, and a stable and growing payout are all vital levers for achieving better TSR. To optimize these levers, upstream leaders will cut costs and transform their u Operações a montante para que eles possam florescer nos níveis mais baixos de preços do petróleo. Eles também responderão às preocupações de todas as suas partes interessadas, alcançando assim retornos superiores. Mas seus esforços para reverter essa situação não foram longe o suficiente e não conseguiram entregar o RocE saudável. As empresas precisam adotar uma abordagem mais ambiciosa para transformar suas operações a montante. Ao fazer isso, eles podem gerar dinheiro para uma ampla gama de alavancas de criação de valor. Center for Energy Impact (CEI)

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IOCs’ upstream returns have shrunk dramatically in recent decades. But their efforts to reverse this situation have not gone far enough and have failed to deliver healthy ROCE. Companies need to adopt a more ambitious approach if they are to transform their upstream operations. By doing so, they can generate cash for a wide range of value creation levers.

In a forthcoming article, we will examine in detail the structural transformation measures that will be required from oil and gas companies.