Maugeri: nessun porto sicuro per il petrolio

Troppi nuovi progetti petroliferi in fase di completamento.

Maugeri è sicuro: a meno di una domanda “miracolosa”, il prezzo del barile non potrà riprendersi quest’anno.

Di Dario Faccini

E’ appena stata pubblicata l’ultima analisi di Leonardo Maugeri, “Il mercato globale del petrolio: nessun porto sicuro per i prezzi“.

Normalmente non ci occupiamo di analisi svolte da singoli esperti, per quanto bravi, con orizzonti temporali sul breve periodo. In questo caso vale la pena fare un’eccezione perché Maugeri è stato il primo, ormai tre anni fa, ad individuare nelle tecnologie del ‘fracking’ una rivoluzione nella produzione di petrolio non convenzionale, con previsioni che sono state abbastanza accurate. Più di recente ha evidenziato i limiti nel trasferire la rivoluzione ‘shale’ fuori dagli Stati Uniti e la sciocchezza nel pensare ad uno sfruttamento intensivo delle limitate riserve fossili italiane.

L’ANALISI GENERALE

La posizione di Maugeri, parte da una considerazione che troppo spesso viene dimenticata: per molte ragioni, arrestare gli investimenti in corso nell’industria petrolifera è particolarmente difficile. Una decade di alti prezzi del petrolio ha condotto ad un periodo di alti investimenti (2010-2014) che sono riusciti a rallentare il declino dei giacimenti più maturi e a portare nuova produzione sui mercati. Ciò ha portato, a partire dal 2014, ad una sovraproduzione e al crollo del prezzo del barile. In teoria questo dovrebbe portare al riequilibrio dell’offerta petrolifera con la domanda in tempi abbastanza brevi. Nella realtà la produzione di petrolio sta ancora crescendo e continuerà a farlo, perché molti dei progetti estrattivi già avviati verranno portati a  completamento. Come se non bastasse, anche se la domanda petrolifera nel 2016 crescerà, non arriverà a livelli tali da compensare l’eccesso produttivo.

Secondo Maugeri alla fine del 2015 si consumavano poco più 95 milioni di barili ogni giorno a livello globale, ma la produzione era di circa 98,5 milioni (parliamo di petrolio e di tutte le altre categorie di combustibili). La differenza, oltre 3 milioni di barili, finiva negli stoccaggi.

In più vanno considerati oltre 4 milioni di barili al giorno di capacità produttiva inutilizzata (spare capacity), di cui 2,5MB/d mantenuta di riserva volontariamente, principalmente in Arabia Saudita, e altri 2MB/d in forma involontaria per incapacità di garantire le condizioni estrattive (es. crisi politiche).

Com’è possibile che con prezzi così bassi e un tale eccessivo produttivo gli investimenti non si siano arrestati? In realtà solo nell’upstream (esplorazione e sviluppo) sono stati annunciati globalmente tagli per ben 150 miliardi di dollari di spese operative e in capitale (vedi figura).

Allora perché la produzione non cala?

Perché in realtà i tagli annunciati sono relativi a progetti di esplorazione e sviluppo ancora non iniziati, o ad altri settori (gas naturale, petrolchimico, downstream).

D’altra parte, ad eccezione delle compagnie USA attive nello shale, nessun’altra compagnia sta tagliando spese in capitale per progetti vicini al completamento o per cui è stata investita una buona fetta del budget. Inoltre ci sono tre vincoli per le compagnie petrolifere:

1. devono recuperare il denaro speso il più velocemente possibile
2. devono rispettare gli accordi presi nei paesi in cui operano
3. devono rimpiazzare ogni anno le riserve di petrolio estratte

Secondo Maugeri, l’ultimo vincolo sta diventando un’ossessione per le compagnie petrolifere internazionali (IOCs) che nell’ultima decade non sono riuscite a rispettarlo.

Infine, se è vero che è crollato il prezzo del barile, è anche vero che stanno scendendo i costi di esplorazione e sviluppo, favorendone la profittabilità.

LA SITUAZIONE PAESE PER PAESE

Il Canada ha raggiunto nel 2015 i 4MB/d di produzione, dai 600kB/d del 2000. Oltre la metà è petrolio bituminoso che deriva dalle omonime sabbie, con costi di produzione tra i più alti al mondo. Ma ci sono due fattori a favore del Canada: il solito crollo dei costi di sviluppo grazie al crollo degli investimenti(-20% nel 2015) e il fatto che per molti nuovi progetti siano già stati fatti gli investimenti principali (es: infrastrutture di trasporto) ed eventuali ampliamenti di capacità avranno bisogno di spese incrementali più basse. E’ prevedibile quindi che la produzione continuerà a crescere anche se a ritmi ben più bassi.

L’Iran ha iniziato già nel 2015 un aumento produttivo sfruttando la propria capacità produttiva interna, più o meno quella precedente alle sanzioni. Questo dovrebbe riportarlo attorno ai 4,1MB/d nel 2016, quindi con +500kb/d rispetto la fine del 2015.

Una seconda fase di sviluppo, possibile solo con l’aiuto delle compagnie internazionali, dovrà utilizzare tecniche estrattive più moderne in grado di recuperare una frazione ben maggiore del petrolio in loco. I tempi quindi saranno prevedibilmente più lunghi e condizionati dalla burocrazia iraniana.

La produzione petrolifera dell’Iraq, nonostante la miriade di problemi finanziari, militari e logistici, ha continuato ad aumentare stabilmente nel 2015, passando da 3,4 a 4,5MB/d, principalmente nel sud sciita del paese, ma anche grazie al recupero degli impianti sottratti all’ISIS nel Nord curdo.

Il Mar del Nord, nel settore del Regno Unito, è forse l’esempio più calzante di una produzione petrolifera spinta dagli alti prezzi del barile negli ultimi 10 anni. Nel 2015, dopo 15 anni di cali produttivi, si è assistito ad +10% di crescita proprio mentre il prezzo del barile crollava. E’ improbabile che questo exploit possa durare. Il settore Norvegese ha registrato più scoperte ed è probabile che ci vorranno ancora un po’ di anni per vederlo in affanno.

In generale si sta assistendo ad uno sforzo concreto dell’industria di diventare più efficiente ed abbattere i costi.

Al contrario del Mar del Nord, la Russia, a dispetto delle analisi pessimistiche sui suoi giacimenti ormai maturi della Siberia Occidentale che si ripetono dal 2000, è riuscita a portare la sua produzione da 8 a 10,8MB a fine 2015. La frazione recuperata dai giacimenti russi rispetto al totale di petrolio in situ è solo il 25%, contro il 35% della media globale. Il settore petrolifero russo ha sofferto meno di quello di alti paesi per il basso costo di estrazione e per un tassazione statale che si adatta al prezzo del barile. Nel breve la produzione dovrebbe rimanere stabile o lievemente decrescente.

La politica dell’Arabia Saudita appare logica: giocare sulle proprie riserve finanziarie e sui bassi costi di gestione, per sopportare questo periodo di bassi prezzi del barile mantenendo inalterata la propria quota di mercato. In un periodo in cui tutti i principali produttori stanno aumentando la propria capacità di offerta sarebbe impensabile attribuire colpe ai Sauditi perché non tagliano la propria produzione, quando sono gli unici a trattenere ben 2MB/d di capacità inutilizzata.

La produzione di tight oil dalle formazioni a scisti negli Stati Uniti si è rivelata estremamente resiliente ai bassi prezzi del barile. E’ giunta al record di 9,7MB/d (non toccato dal 1971) in aprile e poi a fine 2015 è calata sino a 9,3MB/d. Decisamente poco se si considera che le compagnie attive nel fracking sono state le uniche a livello globale ad effettuare pesanti tagli agli investimenti in corso. In loro soccorso c’è stato un progressivo abbattimento dei costi di produzione, sia nel periodo 2011-2014 (-30%), sia in quello della crisi nel 2015 (un altro -30%). Non solo i costi diminuiti, ma anche la produttività per pozzo è aumentata: come regola spannometrica, uno stesso pozzo perforato oggi in una stessa area, produce da 4 a 5 volte di più di cinque anni fa. Ciò spiega perché a dispetto del crollo drammatico del numero di impianti di perforazione attivi (rig count), la produzione ne ha sofferto pochissimo. Sono poi in fase di sperimentazione delle tecniche quali l’aumento di densità delle perforazioni in un’area (“down-spacing”) e la rifratturazione di vecchi pozzi (“re-fracking”).

Inoltre le compagnie attive nel fracking si stanno concentrando nelle aree più produttive, i cosiddetti “sweet spot” dove il prezzo di pareggio è tra i 35 e i 40$ al barile.

Per questi motivi la produzione calerà poco, di altri 500kB/d, senza riuscire ad eliminare l’eccesso produttivo.

Altri paesi stanno tenendo duro nella tempesta petrolifera: la Nigeria, nonostante i suoi problemi di instabilità interna è riuscita ad aumentare di 300kB/d la produzione, mentre Venezuela, Messico e Brasile hanno registrato solo modesti declini.

Tra i paesi che hanno sofferto cali produttivi c’è l’Angola e la Cina, che insieme perdono nel 2015 300kB/d.

Comunque il 2016 potrebbe portare sorprese in questi paesi, per l’avvio atteso di nuovi progetti o di tecniche di recupero avanzato applicate ai giacimenti maturi.

UNA DOMANDA IMPOSSIBILE

Molti ripongono nell’aumento della domanda la speranza di un recupero sostanziale dei prezzi. Ma perché questo si verifichi, dovremmo assistere nel 2016 ad una crescita di 2,5MB/d e nel 2017 di 2MB/d. Questi incrementi vanno confrontati con una media di 900kB/d negli ultimi cinque anni e una crescita di 1,7Mb/d nel 2015 sostenuta dai bassi prezzi.

Un calo generalizzato dei consumi storici nelle economie mature, comprese gli USA, unito alle politiche ambientali e climatiche, rende difficile pensare ad una crescita possibile da questi paesi.

Se crescita ci può essere, può essere solo nelle economi emergenti, come la Cina, che però proprio nella seconda metà del 2015 ha mostrato un calo delle importazioni petrolifere che erano state sostenute nei 6 mesi precedenti dal riempimento delle nuove scorte strategiche nazionali. Ulteriori 140MB di stoccaggi nazionali verranno costruiti e riempiti nei prossimi due anni.

L’India potrebbe assorbire ulteriori 500kB/d nel 2016 e 750kB/d nell 2017. Sarebbe un incremento, ma non sufficiente a spingere la domanda globale ad annullare l’eccesso di offerta.

Altre dinamiche sono sfavorevoli, come il taglio delle politiche di sussidio ai consumi nelle economie dipendenti dall’esportazione di materie prime, che sono crollate di prezzo, o il rafforzamento del dollaro.

Ci sono poi alcune incertezze all’orizzonte: come impatteranno le politiche di riduzione dei gas serra decise alla COP21 di Parigi?

Infine non va dimenticato che è vero che la domanda petrolifera dipende dal prezzo del petrolio, ma è anche vero che nel passato dopo ogni ciclo petrolifero la domanda è cresciuta a tassi ben inferiori a quelli iniziali, se non altro per l’adozione nel frattempo di misure di contenimento dei consumi energetici.

UN ACCORDO POCO PROBABILE

In queste condizioni l’unica possibilità per un recupero sostanziale dei prezzi può essere solo un accordo tra i Produttori petroliferi per tagliare l’offerta. In effetti un embrione di tentativo in questo senso tra Russia e Arabia Saudita si è visto all’inizio del 2016, ma le difficoltà nell’allargarlo e nel renderlo efficace sono molte di più di quelle che possono apparire.

Già all’interno della stessa OPEC ci sono tensioni fortissime tra Arabia Saudita e Iran che difficilmente lasciano pensare che sia possibile un accordo che possa andare oltre qualche dichiarazione di facciata. Senza poi tirare in ballo le infrazioni alle quote produttive, quasi la normalità nella storia dei questo cartello.

Con l’arrivo della stagione primaverile e la ripresa della domanda è probabile che il prezzo del petrolio salga un poco, convincendo così i paesi produttori che una ripresa dei prezzi sia in atto ed impedendo passi concreti nel raggiungimento di un accordo per tagliare la produzione.

Senza un crollo del barile prolungato intorno ai 25$/Barile che convinca i paesi produttori della necessità di far fronte comune, non è credibile pensare che un improvviso aumento della domanda potrà stabilizzare i prezzi del barile a livelli più alti.

Non c’è nessun porto sicuro per il petrolio nel 2016. Solo nel 2017 il prezzo del barile inizierà un’inversione di tendenza.