Peak oil

Perché le previsioni sul petrolio non ci prendono mai?

Chi si ricorda più l’espressione peak oil? Fino a qualche anno fa andava particolarmente di moda e veniva citata molto frequentemente sui giornali, soprattutto quando il prezzo del petrolio viaggiava intorno ai 100$ a barile.

Il peak oil dovrebbe essere il momento in cui l’estrazione del petrolio a livello mondiale raggiungerà il suo livello massimo. A partire da quel momento, il ritmo di estrazione del petrolio decrescerà progressivamente, fino ad azzerarsi. Diversi modelli prevedono infatti che la contrazione nell’estrazione del petrolio, una volta raggiunto il picco, avvenga a ritmi molto più rapidi e violenti della crescita dell’estrazione avvenuta nel ventesimo secolo. Un evento teoricamente molto destabilizzante, sia in senso economico che politico.

Esistono diverse date e previsioni al riguardo, tendenzialmente – sino ad oggi – tutte abbondantemente sbagliate.

Per esempio, secondo l’AIE (Agenzia Internazionale per l’Energia), a metà degli anni 2000 il picco del petrolio sarebbe stato imminente, entro cioè il 2012. Secondo l’AIE, la produzione di petrolio convenzionale era già in calo dal 2008 e l’apporto di petrolio non convenzionale (principalmente il petrolio da sabbie bituminose) non sarebbe stato in grado di coprire il deficit che si stava aprendo tra domanda e offerta.

Altre stime – come ad esempio quella del UK Energy Research Centre o dell’Università di Oxford – collocano il picco del petrolio a cavallo tra il 2020 e il 2030. Staremo a vedere.

C’è da dire che man mano che venivano fatte queste previsioni, la tecnologia estrattiva e i relativi costi evolvevano velocemente. Il ricorso al fracking ed altre tecnologie estrattive, come la trivellazione direzionale tridimensionale, hanno fatto impennare la produzione, soprattutto negli USA, che sono diventati un paese esportatore.

Dopo aver provocato il tracollo del prezzo del petrolio circa 4 anni fa, che è passato dai 100$ agli attuali 66$ (dopo aver toccato anche i 50$), il fenomeno dello shale gas, ovvero del petrolio estratto tramite la procedura di fracking, sembra però non essere più sufficiente ad assicurare l’equilibrio tra domanda e offerta nel lungo termine.

Recentemente, il sito Bloomberg ha evidenziato come la crescente domanda mondiale possa non trovare adeguata contropartita a causa del dietro front che molte società petrolifere hanno fatto sui cosiddetti mega-giacimenti, progetti ad alto potenziale ma anche ad altissimo rischio operativo in quanto offshore e, soprattutto, antieconomici agli attuali livelli di prezzo del petrolio.

Una recentissima indagine della società di consulenza Rystad Enegy, ha evidenziato che solo l’11% delle riserve di petrolio mondiali convenzionali è stato quest’anno rimpiazzato da nuove scoperte.

Questo dato dell’11%, noto come Reserve Replacement Ratio, è il valore più basso dal 1940 e si compara – ad esempio – con un 50% raggiunto solo nel 2012 e un 100% del 2006.

I Paesi con le maggiori scoperte sono stati Messico, Senegal e Guyana, per un totale complessivo di circa 7 mld di Boe (barili equivalenti di petrolio).

Inoltre, i volumi medi scoperti per campo petrolifero sono sempre più bassi: giacimenti di piccole dimensioni comportano maggiori onerosità di commercializzazione, ad esempio per le difficoltà di collegarli alle infrastrutture di trasporto.

In effetti gli investimenti in progetti di estrazione sono letteralmente crollati negli ultimi 4 anni, di fatto dimezzandosi, come mostra il grafico sottostante.

Gran parte degli investimenti si sono indirizzati peraltro verso l’efficientamento dei campi preesistenti, che richiedono ovviamente una minore intensità di capitale, a fronte di buoni risultati in termini di estrazione incrementale.

Investimenti in progetti estrattivi (mld di USD $)

Inoltre, grazie ai miglioramenti tecnologici, nonostante le chiusure di molti piccoli campi, i più grossi giacimenti di shale gas sono rimasti ancora economicamente sfruttabili (con un punto di equilibrio che è sceso di oltre il 50%), vanificando la strategia iniziale dell’OPEC di mantenere inalterata la produzione per tenere bassi i prezzi e buttare fuori dal mercato i produttori di shale gas americani.

Oggi tagli alla produzione dell’OPEC sono reali e la disciplina nel mantenerli è molto più ferrea che in passato, come testimoniato dalla recente proroga sino al dicembre 2018.
Tuttavia, se sul breve termine non ci sono preoccupazioni sulla capacità di soddisfare la domanda, è sul lungo termine che si concentrano i dubbi più consistenti, proprio a causa dell’abbandono dei megaprogetti offshore, che non potranno essere riattivabili in tempi brevi.

Questa preoccupazione deriva dal fatto che, secondo l’IEA (Agenzia Internazionale per l’Energia), tra oggi e il 2040, il fabbisogno energetico mondiale salirà del 30%.

Sarà come aggiungere una nuova Cina all’attuale contesto di domanda.

Nessuna previsione particolarmente strana: tutto basato su un tasso di crescita del PIL del 3,4%, una popolazione che passa da 7 a 9 miliardi di persone e un’urbanizzazione crescente che crea una nuova città come Shangai di fatto ogni 4 mesi.

Le future dinamiche energetiche saranno inoltre condizionate dalla velocità di abbandono dell’utilizzo del carbone e dalla velocità di diffusione e di abbassamento dei costi delle energie alternative.

L’equazione è particolarmente complessa quindi, ma i dubbi non sono sul ‘se’ ma solo sul ‘quando’ si creerà una situazione di disequilibrio.

Nel frattempo, per i prossimi 10 anni almeno, il mondo non sarà ancora pronto a dire ‘good bye’ all’era del petrolio, e tutto ciò che riguarderà questa risorsa dovrà quindi essere monitorato con grande attenzione.

Fare previsioni molto più distanti continuerà ad essere un esercizio molto stimolante ma probabilmente inutile.

Come scriveva Kenneth Galbraith, un economista tanto famoso quanto dotato di autoironia: ‘L’unica funzione delle previsioni economiche è quella di far apparire rispettabile l’astrologia’.

Paolo D’Alfonso
Direttore Commerciale di Banca Consulia

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