Leggi un estratto di “Il prezzo del petrolio”

Non abbiamo, nel nostro orizzonte immediato, un problema di risorse. Abbiamo una questione di costo, di tempo e di difficoltà potenziale di loro traduzione in riserve. È tema che a volte si rappresenta anche graficamente con il cosiddetto «triangolo delle risorse». Equilatero, la sua superficie contiene nella parte alta le risorse convenzionali; e alla base le più estreme non convenzionali (per i liquidi, l’oil shale). Procedendo dentro la superficie dal vertice alla base, dal convenzionale facile al non convenzionale (più) difficile, aumentano i costi di produzione ma anche la disponibilità potenziale della fonte. È se volete una trasposizione alla produzione della creaming curve esplorativa; e se la usate come un’indicazione di tendenza evitando di trasformarla in una funzione lineare rende abbastanza l’idea.

«Petrolio più difficile» non vuole necessariamente dire petrolio più costoso. T, for technology. Dipende da come va di volta in volta la gara di velocità tra l’aumentare della complessità e il migliorare di strumenti e processi. La percussione di Drake faceva un metro al giorno e il pozzo senza casing gli franava a orario fisso. Adesso lo scalpello ti fa 10 metri l’ora e il pozzo è a tenuta stagna. Non ho la contabilità di Drake. Però non ho problemi a pensare che molto petrolio «difficile» possa avere un costo unitario di produzione, in termini reali, inferiore a quello del barile tirato fuori da Drake. La constatazione che dal 1955 al 1985, per venire a paragoni più vicini, «the incremental cost of adding capacity did not rise but declined» non modifica però e contro intuitivamente il fatto che produrre off shore nel Mare del Nord negli anni ’70 e ’80 fosse operazione più complessa e costosa che produrre da un supergiant in deserto. Significa solo che T (mettendo qui dentro T e per comodità di riferimento tutto quel che cambia, logistica inclusa) ha corso bene. E per altro verso sottolinea come Technology sia forse riuscita a smussare, ma non certo a cancellare in termini di costo la diversa complessità. Il petrolio in generale magari è costato meno; l’investimento unitario per barile è magari diminuito; però la differenza di costo di produzione tra un barile nel deserto e uno del Mare del Nord è sempre stata di almeno 1:3. Non è necessariamente più costoso; però spesso.

Il tema riserve nell’orizzonte immediato non è un problema fisico, ma essenzialmente economico. Ci saranno a parità di tecnologia costi crescenti che dovranno potersi riflettere sul prezzo per consentire la conversione della risorsa in riserva e quindi la sua produzione. La parola chiave è «a parità di tecnologia». È intuitivo che lasciare sgorgare Ghawar, tecniche di Eor poi incluse, dovrebbe per barile costarti sempre tantissimo meno che tenere in incubatrice per 4 anni uno scisto surriscaldato. A noi però quando facciamo il pieno interessa solo che il prezzo sia compatibile con la prosecuzione del nostro modello economico sociale, posto che se il prezzo remunera lo scisto la differenza di costo tra scisto e Ghawar se la incassano comunque per intero i produttori di Ghawar. «A parità di tecnologia» significa solo che nulla esclude che in futuro il miglioramento tecnico non causi una diminuzione in termini reali del costo di produzione da scisto, e perciò anche del prezzo che lo remunera. Nulla garantisce per converso che non avvenga il contrario (per esempio per l’aumento dei costi di infrastrutture e materiali); e quasi tutto cospira nel suggerirci che spremere l’ultimo barile da Ghawar continuerà a costare, e assai, meno che a prenderlo da uno scisto.

Risorse ancora tante, e però riserve tendenzialmente sempre più «difficili». Siamo tranquilli sul lato della produzione? Da un anno all’altro, la produzione può essere analizzata come la somma algebrica di due componenti. La produzione da un lato aumenta grazie al contributo di nuove produzioni derivanti da nuovi progetti, e dall’altro grazie all’aumento di produzione possibile dai progetti già in esercizio. Per converso, l’elemento negativo della produzione è quello relativo al declino nel tempo delle produzioni dai campi che hanno superato la maturità produttiva. Quest’ultimo, per come è oggi strutturata la produzione mondiale, è l’elemento più critico e controverso. Ci sono al mondo, mal contati, circa 70.000 giacimenti di petrolio in produzione. Compresi stripper, vari ed eventuali. Però i 20 più grandi contano da soli per oltre il 25% della produzione mondiale: 19,2 milioni di barili/giorno su 84,34. Non sono proprio giovanissimi. Quello di scoperta più antica risale al 1928; il più giovane al 1985. L’anno di scoperta di sé non dice molto. I più anziani possono essere stati ibernati per anni, ai tempi dell’eccesso di sovraccapacità; e chi non è sfruttato non invecchia. Più indicativo dovrebbe essere l’anno della massima produzione, e cioè del «picco»; che quello dovrebbe rappresentare bene l’età dello sfruttamento. In 6 casi è successo negli anni ’70; in 3 casi sia negli anni ’80 sia negli anni ’90; in 6 in questo decennio. Stiamo su una media di 20 anni dal picco. Limitandoci ai primi 5 campi, quelli come detto con produzione superiore al milione di barili/giorno, siamo tra il 1972 di Burgan e il 2003 di Cantarell.

Con l’eccezione di Cantarell, sembrano tutti ben resistenti all’età. Che però avanza. Aggregando per età il dato generale (e dunque non limitandoci ai 20 che più producono), ci tocca constatare che il 35% del totale della produzione proviene da giacimenti entrati in produzione prima del 1970. La statistica ci dice che la vita utile di un giacimento e la velocità del suo declino dovrebbe essere funzione anzitutto della magnitudine del giacimento stesso; e solo secondariamente di altri fattori rilevanti (collocazione, litologia, permeabilità e porosità della roccia per tutti). Se incrociate questo dato con quello dell’età media, vi conferma la creaming curve come tendenza. E anche suggerisce l’accorciarsi nel tempo della vita utile delle riserve disponibili. Sempre meno supergiants. Avremo bisogno di sempre più nuove scoperte per sostituirne una. Il che non sarà senza conseguenze né in termini di rimpiazzo (la rivalutazione delle riserve ha sempre prediletto i grandi giacimenti); né in termini di spare capacity possibile, che è molto più facile modulare senza danni la produzione di un grandissimo piuttosto che provarci con dei piccoli. I grandi giacimenti mediorientali (che valgono quasi 14 milioni/giorno dei 19 prodotti dai 20 giacimenti più grandi) hanno il tasso di declino più basso al mondo. Dopo il picco, del 2,2% per i supergiants; che accelera (si fa per dire) al 2,8% nel dopo-plateau, cioè da quando la produzione diventa inferiore di oltre il 15% rispetto alla produzione di picco. Il dato ponderato medio di declino per tutti i giacimenti della regione (di qualunque magnitudine) è stimato nel 2,6 e nel 3,4% rispettivamente. Il dato medio Opec è di 3,1 e 3,6%; e quello non-Opec sale bruscamente a 7,1 e 7,4%6. Oggi noi proiettiamo il futuro del declino basandoci sul rendimento passato. Il metodo non è una bellezza, e bisognerebbe almeno riuscire a costruirci un po’ più di contingencies attorno. Però è forse l’unico di cui disponiamo. Il dato che ne ricaviamo è probabilmente quello più critico rispetto alla possibilità di fare una qualche previsione sull’offerta e sulla sua sufficienza.

Il dato di oggi ci dice che per mantenere l’offerta al livello del 2008 dovrei introdurre nel 2009 4 milioni/giorno aggiuntivi di produzione per rimpiazzare quella persa per declino. Questo se ipotizzo il declino su scala mondiale dalle parti del 5%. Se poi voglio essere straprudente, e metterci la contingency del collasso di un qualche supergiant mediorientale, sconto al 6% e di nuovi milioni di barili/giorno ne devo cavare 5. La crisi ce ne farà probabilmente risparmiare nel 2009 quasi 2 milioni, o forse più. Però se invece di deprimerci crescessimo ce ne vorrebbero ancora: 5 milioni di nuovi barili/anno per essere sicuri di mantenere i nostri consumi; e altri ancora non necessariamente perché vogliamo consumare individualmente di più, ma magari solo perché di anno in anno siamo di più. La domanda non è solo affluence; è anche population. Il numero così impressiona. Cumulativamente, può equivalere a un nuovo Ghawar all’anno. Ogni anno. Siamo sicuri di potercela fare? Dando un occhio alle risorse sì. Però bisogna trasformarle in tempo; e tra vincoli sotto ma soprattutto sopra la terra forse di questo non v’è totale garanzia. Come nemmeno del fatto che se si arriva tardi ci si possa inventare qualcosa per tamponare almeno momentaneamente la perdita. Il petrolio cambia. Adesso è anche olio di palma, e persino forse di scisto. Soprattutto si è rovesciato il suo rapporto con il tempo. Per tutto l’altro secolo ci si è quasi (fuor d’America) ingegnati a nasconderlo; che ce n’era comunque troppo, e più tardi se ne parlava, di quello nuovo, e meglio era per tutti. Adesso la preoccupazione è che, qualunque cosa sia diventato o stia diventando, non ce ne sia abbastanza in tempo per fronteggiare la domanda che cresce; e la recessione sembra l’unica possibilità di rallentarla. È un mondo che ci cambia.

Tratto da Massimo Nicolazzi, Il prezzo del petrolio, pp. 140-143, Boroli Editore 2009

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