What the frack?

Era in perdita. Forse era una follia energetica. Doveva fallire.

Il punto sulla tecnica petrolifera più contestata: il fracking.

Per capire chi sta vincendo.

Di Dario Faccini

Di recente c’è stata una discussione interna in ASPOItalia, sul petrolio estratto con la tecnica della fratturazione idraulica degli scisti negli USA (cosiddetto fracking). In passato ci siamo espressi su vari aspetti, che ora,  con i dati disponibili in questi ultimi anni, vanno confermati o in parte ridiscussi.

Questa ad esempio è la sintesi di un nostro position paper del 2014 e di alcuni articoli pubblicati su questo Blog (qui, qui e qui) sull’argomento:

  1. la produzione di gas e petrolio da scisti inizierà a declinare nel corso di circa un decennio.
  2. La profittabilità economica dello sfruttamento dello shale gas e del tight oil è tutta da dimostrare, l’avventura potrebbe rivelarsi una nuova bolla finanziaria.
  3. Il rendimento energetico, misurato dall’EROEI, è sicuramente inferiore a quello delle risorse convenzionali e probabilmente molto inferiore.
  4. La possibilità di estendere il modello statunitense di sfruttamento all’Europa e al resto del mondo è resa difficile, e forse impraticabile, da diversi fattori di ordine economico, giuridico, sociale e geologico.
  5. Gli impatti ambientali, climatici e sismici (esternalità) sembrano molto elevati e non esiste una letteratura che li quantifichi con sufficiente dettaglio.

In questo articolo forniremo spunti di discussione solo per il petrolio ottenuto dal fracking, limitandoci alle affermazioni 2 e 3. Poi faremo il punto su cosa possiamo aspettarci dal futuro.

 

2. IL FRACKING NON E’ COLLASSATO

Dopo due anni e mezzo di (relativi) bassi prezzi del barile, è innegabile che la produzione di tight oil negli USA abbia retto eccezionalmente bene. Certo ci sono stati molti fallimenti tra le piccole-medie società attive nel fracking e nella formazione Bakken la produttività per pozzo sta scendendo (un probabile indice del superamento del picco produttivo locale, si vede anche il capitolo 3 di questo articolo). Nel complesso però la produzione non solo non è crollata, ma sta tornando a crescere rapidamente (con un contributo probabilmente importante da parte del fracklog), tanto  da mettere in discussione la strategia dei tagli messa in piedi dall’OPEC. I recenti aumenti produttivi si collocano nel bacino del Permiano e di Eagle Ford. L’intera impresa del fracking si può apprezzare con la recente infografica interattiva di Bloomberg (cliccare l’immagine qui sotto).

 
Infografica interattiva sull’evoluzione dal 2011 al 2017 negli USA delle perforazioni di pozzi a tight oil, del prezzo del barile e della produzione di petrolio. Fonte: Bloomberg

 

Nonstante la tenuta del settore, sarebbe sbagliato prospettare un futuro comunque radioso per il tight oil. I produttori infatti sono riusciti a contenere i costi, non solo grazie all’affinamento di tecniche più efficienti, ma anche assicurandosi finanziariamente dal calo del greggio, spuntando migliori prezzi sul noleggio delle attrezzature e concentrandosi nei cosiddetti sweet spots (le aree localmente più redditizie) e questi non sono fattori destinati a perdurare per sempre.

Rimane comunque il fatto che almeno per ora, il cosiddetto wellhead breakeven price per il tight oil (il prezzo teorico minimo del Barile che permette di evitare di andare in perdita perforando un nuovo pozzo), si è più che dimezzato dal 2013.

Prezzo di pareggio del Barile (Breakeven price) per la perforazione di nuovi pozzi a tight oil, in varie formazioni a shale degli USA. Fonte: Rystad Energy.

 

3.ENERGIA NETTA DEL TIGHT OIL

Se l’aspetto economico del tight oil sul breve ha retto, si può dire altrettanto di quello energetico? In fin dei conti l’energia, seguendo leggi fisiche, non mente.

Risponde a questa domanda uno studio di fine 2015 di Alan R.Brandt [1] che analizza l’energia spesa e ricavata nella produzione di oltre 7000 pozzi in Nord Dakota (formazione Bakken) dal 2006 al 2013. Brandt ha usato un modello ingegneristico modificato basato su LCA (Analisi del Ciclo di Vita) nato originariamente per analizzare le emissioni climalteranti dell’estrazione petrolifera.

Lo studio è interessante, perché è il primo che analizza un campione così vasto utilizzando una metodologia piuttosto consolidata ed evidenzia due risultati importanti.

Il primo è una sorpresa. La resa energetica (calcolata tramite l’EROEI, cioè il rapporto tra l’energia prodotta e quella investita, anche sotto forma di materiali e attrezzature impiegate) risulta piuttosto alta rispetto a quanto ritenuto: tra 29 (mediana) e 30 (media). Quindi per ogni barile di petrolio speso nell’impresa fracking nel Bakken, ne vengono ricavati circa 30.

In alto, distribuzione dell’EROEI dei pozzi a tight oil del Nord Dakota. In basso, intensità energetica di varie attività a servizio dell’estrazione petrolifera nel Bakken. Fonte: [1]

 

Dalla tabella riportata qui sopra si può osservare che la maggiore spesa energetica è dovuta ai materiali impiegati(acciaio per il rivestimento del pozzo), un dato confermato anche dall’analisi di sensibilità. Questo è un aspetto tutto sommato atteso vista la breve vita dei pozzi che impiegano fratturazione idraulica.

L’EROEI medio ricavato da Brandt per il Bakken risulta perfettamente allineato con le stime disponibili di EROEI medio petrolifero globale.  Ad esempio lo stesso Brandt in un articolo pubblicato quasi contemporaneamente a quello già citato, stima per 40 campi petroliferi mondiali di varia natura, un EROEI medio di  33 (con un ampio range di oscillazione, tra 2 e 100) [2].

EROEI di vari campi petroliferi sparsi nel mondo, suddiviso per titpologia di petrolio. Fonte: [2]

 

Dai dati forniti gentilmente da Brandt, possiamo effettuare alcune considerazioni a partire dal grafico seguente (elaborazione di Claudio Della Volpe). Esiste un costo fisso in termini di energia in input per tutti i pozzi, pari a circa 5200 barili equivalenti di petrolio, poi c’è un costo variabile in funzione dell’output prodotto, pari a 1 barile ogni 80 estratti. Ecco quindi che l’EROEI ha un limite teorico massimo attorno a 80 e uno minimo a 0.

Input di energia (in rosso, ordinata di sinistra) ed EROEI (in blu, ordinata di destra) in funzione dell’Output di energia nei vari pozzi dello studio [1]. Fonte: rielaborazione di Claudio Della Volpe sui dati forniti privatamente da Brandt.

 

Il secondo risultato interessante è la conferma che il ritorno energetico netto (NER, in questo caso misurato come mediana) sia calato del 23% dal 2010 al 2013 nel Bakken. Non si è certi di quali siano le cause, anche se è ipotizzabile che sia al lavoro il principio dei ritorni decrescenti (esaurimento degli sweet spots) e che sia la conseguenza anche di una precisa pianificazione estrattiva che privilegia la produzione iniziale rispetto a quella totale.

Nelle conclusioni Brandt e i suoi collaboratori affermano:

non vediamo prove che i pozzi nel Bakken siano insostenibili, improduttivi o “agevolati” su una base fisica o energetica. Non è quindi sostenibile l’ipotesi generale che la trivellazione petrolifera nello shale sia energeticamente o fisicamente improduttiva, e ciò è valido probabilmente, in molti aspetti, anche nelle altre formazioni a scisto.

Vediamo di capire la portata di questi risultati. Sono affidabili queste stime dell’EROEI? Abbastanza per quanto riguarda la possibilità di confrontare i valori ottenuti con quelli presenti in letteratura del petrolio convenzionale.

Invece, se ci interessa verificare quanto sia l’energia netta trasferita alla società, allora ci sono alcuni aspetti da considerare:

  1. innanzitutto c’è l’annoso problema dei confini del sistema scelti nello studio; viene considerata solo l’energia grigia contenuta nel rivestimento dei pozzi (acciaio e cemento), non quella negli impianti di superficie (che servono, ricordiamolo, pozzi a vita breve), né quella consumata dal personale che proprio in Nord Dakota porta alla costituzione delle cosiddette boom-town; lo stesso Brandt cita una tesi di Waggoner EG che applicando una modellizzazione dell’EROEI basata su una metrica finanziaria (quindi che considera tutti i costi), ha ottenuto stime intorno a 10; è probabile quindi che il valore di 30 ottenuto da Brandt sia un po’ sovrastimato;
  2. in secondo luogo c’è il problema dello smaltimento della gran quantità di acque contaminate che tornano in superficie; nello studio si suppone vengano reiniettate nel sottosuolo tramite pozzi dedicati, una pratica comune nel fracking e tutto sommato a basso costo energetico; proprio questa pratica è però sotto accusa per la sismicità innescata in Oklahoma, ed è probabile che in futuro venga severamente regolamentata spingendo su altre soluzioni di smaltimento che potrebbero essere a maggiore intensità energetica, alterando così l’EROEI complessivo.

Infine non va dimenticato che, come è prassi quando si stima l’energia netta, non sono considerate le spese energetiche per ripristinare le esternalità indotte, ad esempio il danno climatico. Una scelta questa legittima da un punto di vista tecnico, ma che rende le stime dell’EROEI non utilizzabili per valutare sino in fondo l’energia netta che rimane a disposizione globalmente della società.

 

IL PREZZO PAGATO

Visto che il fracking sembra stia dimostrando, sinora, una sua validità economica ed energetica, ci salverà allora dal picco del petrolio?

 Andiamoci piano.

Innanzitutto ricordiamo che la fratturazione idraulica è una tecnica impiegata con successo sul larga scala solo negli USA, dove c’è una situazione normativa e demografica praticamente perfetta per il suo sviluppo. Solo il 5% della produzione petrolifera mondiale proviene dal tight oil.

In secondo luogo il principio dei ritorni decrescenti che si sta già facendo sentire nella formazione Bakken, si dovrà manifestare anche nel Permiano e nell’Eagle Ford.  Anche il tight oil USA vedrà prima o poi un suo picco, che lo stesso Dipartimento dell’Energia degli USA colloca attorno al 2026 (con un’incredibilmente lungo ed inspiegabile plateau successivo).

Certo, è ipotizzabile che nel frattempo il fracking si diffonda in modo significativo anche in altri paesi. Ma per riuscire ad evitare un picco del petrolio totale (il petrolio convenzionale, più altri combustibili che sono simili ma sono prodotti in modo ben diverso), la fratturazione idraulica dovrà riuscire almeno a compensare il progressivo esaurimento dei giacimenti di petrolio convenzionale. Secondo il rapporto OIL 2017 della IEA, con un aumento della domanda di 1,2MB/d all’anno, al 2022 la domanda di petrolio totale sarà passata dagli attuali 97MB/d a 104 MB/d ed il tight oil non riuscirà a coprire il gap. Neppure l’OPEC riuscirà a sostenere l’aumento della domanda senza attingere alla spare capacity (capacità produttiva inutilizzata, cioè mantenuta di scorta).

Previsione della produzione di Tight Oil USA in 3 scenari di prezzo del barile. Fonte: Agenzia Internazionale per l’Energia.

 

La IEA è molto chiara:

…a meno che ulteriori progetti non vedano presto la luce […] il mercato petrolifero registrerà un scarsità di offerta e la curva dei prezzi (future) salirà.

Il problema sono quindi gli investimenti in esplorazione di nuovi giacimenti, che negli ultimi due anni sono scesi al minimo storico facendo crollare le scoperte di nuove riserve petrolifere.

Numero di perforazioni esplorative per anno. Fonte: Financial Times.

Scoperte di petrolio e gas in miliardi di barili equivalenti di petrolio. Fonte: Financial Times.

 

Ed è proprio il tight oil che sta schiacciando ora il prezzo del Barile, contribuendo in pratica a ritardare la ripresa degli investimenti. Le sue caratteristiche di flessibilità e rapidità di sviluppo, nel breve termine, stanno preparando la prossima crisi petrolifera.

Nel frattempo le grandi compagnie petrolifere hanno dovuto subire perdite economiche ingenti. Le tre principali compagnie USA (ExxonMobil, Chevron and ConocoPhillips) hanno perso 29 miliardi di dollari solo l’anno scorso e per mantenere i ricchi dividendi negli ultimi quattro anni hanno dovuto raddoppiare il loro indebitamento ed effettuare varie cessioni.

Mentre l’EROEI globale del petrolio, del gas e del carbone, stanno continuando a scendere, come rilevato da Charles A.S. Hall [3].

Usando le sue stesse parole:

Il declino dell’EROEI tra i principali combustibili fossili indica che nella corsa tra gli avanzamenti tecnologici e l’esaurimento, l’esaurimento sta vincendo.

Note

[1] Adam R. Brandt et al., Net energy analysis of Bakken crude oil production using a well-level engineering-based model, Energy
Volume 93, Part 2, 15 December 2015, Pages 2191–2198

[2] Adam R. Brandt et al.,Energy Return on Investment (EROI) for Forty Global Oilfields Using a Detailed Engineering-Based Model of Oil Production December 22, 2015, PLOS ONE

[3] Charles A.S. Hall et al.EROI of different fuels and the implications for society, Energy Policy Volume 64, January 2014, Pages 141–152

 

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5 risposte a “What the frack?

  1. Dario grazie, interessante come al solito. Nel medio periodo e nel mondo intero il fracking non cambia nulla. Peró io che frequento il post-picchismo in varie forme da non più di 4-5 anni devo dire che ho già nel frattempo sentito suonare le campane a morto diverse volte. Per non parlare di aspetti più “estesi” (estrazione delle fossili, società del consumo, fino alla civiltà occidentale nel suo complesso). Forse c’é una tendenza dei fatti a procrastinarsi rispetto alle valutazioni (ammettiamolo, talora quasi speranzose) espresse da una certa sensibilità post-picchista. Questo non aiuta nell’essere credibili in un confronto tenendo conto del fatto che, come diceva illo “nel lungo periodo siamo tutti morti”. Ciao

    • Ci sarebbe da discriminare, il discorso sarebbe lungo. Comunque il picco del petrolio convenzionale, quello previsto da Campbell e Laherrere in “La fine del petrolio a buon mercato”, si è puntualmente verificato. Il calo dell’EROEI è un altro fatto assodato, e si rifletterà nelle emissioni climalteranti totali del’upstream. Le difficoltà delle compagnie petrolifere private e dei paesi esportatori sono un altro fatto: fracking a parte, i costi del convenzionale e del restante non convenzionale non sono calati. Certo non ci aspettavamo un periodo di sovracapacità produttiva così lungo, probabilmente abbiamo sottovalutato l’inerzia del settore. Ma questa inerzia sarà un boomerang nel prossimo periodo di scarsità. Insomma, anche con il fracking che tiene bene, e senza considerare il clima, non è che ci sia da star tranquilli. Intanto la domanda di petrolio sale sempre di più, rendendo sempre più difficile un atterraggio morbido. Poi son d’accordo che c’è stato troppo catastrofismo nel passato che ha impedito di avere una visione chiara. Il picco di tutti i liquidi non c’è stato. Anche se non possiamo escludere di essere entrati nella parte terminale dell’effetto Seneca.
      Insomma la realtà si sta rivelando più complessa di quanto ritenevamo 10 anni fa. Ma l’unica cosa su cui possiamo dire di avere sinora sbagliato è probabilmente proprio il fracking.

  2. Non si tiene conto del trasporto del greggio: Estrarre vicino alle raffinerie e di conseguenza vicino al consumatore è una grossa perdita d’energia.
    Poi bisogna vedere se questo greggio è facile o meno da raffinare, ovvero la sua qualità ma anche le strutture delle raffinerie vicine, anche questo è un enorme energia.
    Ciaoo

    • Il trasporto del greggio è incluso. Il tight oil è un olio molto leggero, di ottima qualità, facile da raffinare. Negli USA però ha scarso mercato perché le raffinerie storicamente hanno preferito trattare olii più pesanti e carichi di zolfo.

  3. il fracking è una bolla finanziaria e come tale non può finire fintanto che ci sarà interesse a tenerla in vita, cioè fino a che servirà energia e tenuto conto che tutto dipende dall’energia, durerà fino a che ci sarà energia da produrre. Ossia imploderà solo coll’esaurimento dei pozzi, che mi pare sia previsto da qualche parte dopo il 2026.

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