Da “The Oil Crash”. Traduzione di MR
Cari lettori,
nell'ultimo rapporto annuale della IEA, il World Energy Outlook (WEO), edizione del 2015 (rapporto che abbiamo già commentato per esteso in questo blog) abbiamo avuto la fortuna che la IEA ci lasciasse una tavola numerica sull'evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi (quelli che, con un abuso semantico da anni viene chiamato “petrolio” o “tutti i liquidi del petrolio”) prevista per i prossimi 25 anni secondo il suo scenario centrale. E' la tavola 3.5, che riproduco qui sotto:
Nei rapporti del 2012 e del 2014 la IEA ha dato ugualmente questi valori (be', nel 2012 ha dato solo un grafico, il che mi ha obbligato a fare un lavoro da formichina per dedurre i numeri a partire da questo grafico). Ciò mi ha permesso di scrivere un post a testa su quale fosse, secondo la IEA, l'evoluzione prevedibile dell'energia lorda e di quella netta provenienti dal petrolio, utilizzando per questo certi parametri convenzionali per stimare il contenuto energetico di ogni categoria e i loro rispettivi EROEI (per ulteriori informazioni su questi parametri e la loro discussione, consultate il post “Il tramonto del petrolio”; nel post di quest'anno, per facilitare il confronto, tonerò ad usare quegli stessi parametri, nonostante siano possibili altre scelte più prudenti o più drastiche). I quei post offrivo anche una stima più realista di come evolverà l'energia netta proveniente dagli idrocarburi liquidi, una volta corretti i trucchi contabili più evidenti.
Quando ho pubblicato “Il tramonto del petrolio” nel 2012, questo ha causato una profonda impressione, visto che mostrava che, a suo modo, la IEA comunicava che c'erano problemi seri con il petrolio, anche se non si correggesse il trucco contabile più evidente. Con lo spirito di dare una certa tracciabilità alle previsioni della IEA, nel 2014 ho ripetuto l'analisi (nel 2013 non ho potuto, poiché non avevano presentato i dati) nel post “Il tramonto del petrolio: edizione del 2014”. Per questo stesso motivo, torno a ripetere l'analisi quest'anno. Non tornerò a discutere le ipotesi realizzate né la metodologia impiegata. Semplicemente, mostrerò i grafici risultanti nel punto più adatto del post e mi concentrerò nel confronto dei risultati di quest'anno con quelli dell'anno precedente.
Le categorie di produzione di idrocarburi liquidi che contemplo sono sei. Quattro di queste corrispondono al petrolio convenzionale, tre di greggio (“Giacimenti attualmente esistenti” - banda di colore nero - “Giacimenti da estrarre” - banda di colore azzurro celeste e “Giacimenti da scoprire” - banda di colore azzurro marino) ed una di “Liquidi del gas naturale” - banda porpora. Inoltre, includo altre due categorie non convenzionali: il petrolio leggero di roccia compatta (Light Tight Oil, LTO) – banda rossa – e il resto dei non convenzionali (di questi non suddivido, come fa la tavola 3.5, i petroli extra pesanti e il bitume) – banda gialla.
Ci sono due categorie in più nella tavola 3.5, non incluse esplicitamente sopra, che devono essere discusse.
La prima è quella che corrisponde al “Recupero migliorato di petrolio” (Enhanced Oil Recovery, EOR). La suddivisione della produzione dei petroli convenzionali che include la EOR come se fosse una categoria a parte è piuttosto artificiosa, poiché il declino terminale della produzione di petrolio greggio convenzionale si verifica a causa del rapido declino annuale dei giacimenti vecchi e ciò nonostante che sia proprio in questi giacimenti in cui si estrae in modo più massiccio la EOR. Per questa ragione, così come ho fatto nel 2014, nei calcoli che seguono assimilo i valori di EOR alla categoria di “Giacimenti attualmente in estrazione” o “Esistenti”.
L'altra categoria non esplicitata è quella corrispondente a “Guadagni di lavorazione”. Come abbiamo già spiegato nel primo post sul tramonto del petrolio, i cosiddetti “Guadagni di lavorazione” corrispondono agli incrementi di volume dei prodotti raffinati nelle raffinerie. L'idea è semplice: nella raffineria entra un barile di petrolio ma ne esce più di un barile di prodotti raffinati (benzina, gasolio, cherosene, catrame, ecc.). Anche se stessero contando questi “Guadagni di lavorazione” in termini energetici e non in volume (cosa dubbia, conoscendo la IEA), questi non corrispondono ad un guadagno netto di energia: il processo di raffinazione è un procedimento chimico-fisico e in esso, per forza di cose, si consuma energia, cosicché i prodotti risultanti contengono, per forza di cose, e per mera ragioni termodinamiche, meno energia di quella dei prodotti utilizzati in raffineria. I prodotti combustibili risultanti dalla raffinazione, a seconda del tipo di petrolio e dal processo utilizzato, possono effettivamente contenere più energia di quella del petrolio che è entrato in raffineria, ma questo è possibile soltanto perché nella raffineria non entra solo petrolio nel prodotto raffinato, ma anche grandi quantità di gas naturale, in parte per apportare calore e in parte per reagire chimicamente col petrolio, producendo nuove molecole più energetiche. Se si conta l'energia del petrolio e del gas naturale utilizzati si prova in modo banale che i prodotti risultanti contengono, per ogni barile di petrolio lavorato, meno energia di quella del petrolio e del gas naturale in entrata. Pertanto, contare i guadagni di lavorazione come un incremento dell'energia del petrolio è abbastanza falso, visto che l'incremento di energia dei prodotti raffinati lo sta apportando – e con una perdita considerevole – il gas naturale, il quale vien contato in una statistica a parte. Rimane notevole che nei rapporti annuali del 2013 e del 2014 la IEA abbia deciso di non includere questa categoria falsa dei “Guadagni di lavorazione” (anche se la tengono in conto nei rapporti mensili), assumendo che la sua inclusione aumenti una confusione interessata. Che nel 2015 recuperino questa categoria ci mostra quanto siano disperati nel dissimulare i problemi. In quello che segue, non mi prenderò il disturbo di conteggiare questa categoria senza senso.
Il grafico risultante della tavola 3.5 per l'evoluzione del volume di idrocarburi liquidi prodotti (esclusi i “Guadagni di lavorazione”) secondo la IEA è il seguente:
La cosa che richiama l'attenzione di più di questo grafico rispetto a quello del 2014 (vedete più in basso) è che allora si stava ipotizzando che i “Giacimenti da estrarre” (la banda azzurro celeste) avrebbero vissuto una rapida ascesa nei prossimi anni e per questo nel grafico corrispondente al 2014 si vedeva un secondo picco di petrolio greggio (le tre bande inferiori sommate) nel 2015. Ora si sa già che non sarà così, ma che siamo al declino del petrolio greggio:
Curiosamente, si finisce circa con lo stesso valore di petrolio di tutti i tipi prodotto nel 2030, grazie a piccola crescite mascherate nelle altre categorie (fatta eccezione per LTO).
Il grafico dell'energia lorda ci si presente in questo modo, quest'anno:
da cui rispetto a quello del 2014 emerge solo la scomparsa della crescita rapida dei giacimenti da sviluppare:
Gli scenari di energia netta seguono un corso prevedibile. Qui abbiamo quello del 2015:
E qui quello del 2014:
Infine, gli scenari di energia netta più realistici sono, nel 2015,
Mentre nel 2014 era:
Come vedete, molto simili fra loro, nonostante la differenza intorno al 2015, che converge praticamente allo steso valore di energia netta nel 2040 (di sicuro uno scenario per niente lusinghiero in cui l'energia netta del petrolio sarebbe decresciuta della metà nei prossimi 25 anni, anche se ci sono sempre scenari peggiori). Insomma, a prima vista e salvo anomalie nei giacimenti da sviluppare, le nostre conclusioni sono praticamente identiche a quelle del 2014.
Giustamente, la cosa interessante è esplorare queste piccole differenze fra i due scenari, visto che sono quelle che ci danno informazioni su quali variabili stanno adeguando di più nella IEA per tentare di mostrare che non ci sono problemi, poiché saranno proprio queste variabili quelle che ci indicano dove si trovano i problemi più gravi. In questo senso, risulta interessante confrontare la tavola 3.6 del WEO 2014, che riproduco di seguito, con la tavola 3.5 del WEO 2015 (che apre questo post):
La prima questione che richiama l'attenzione, dopo un po' di analisi, è la modifica nei tassi di declino terminale nei “Giacimenti attualmente esistenti” da un anno all'altro. Si può stimare qual è il declino terminale “ufficiale” dei giacimenti in produzione a seconda di ogni WEO, semplicemente confrontando la produzione nel 2040 con la produzione nel 2020 (per i fanatici della matematica, la formula che utilizzo per determinare la percentuale annuale di declino della produzione, r, in funzione delle produzioni del 2020, P2020 e 2040, P2040, è r=100.*[1-exp(log(P2040/P2020)/20)]. Il tasso di declino annuale risultante è sensibilmente diverso se si integra in queste cifre la EOR o meno; la tavola seguente riassume la situazione:
Come si vede, il declino terminale dei giacimenti esistenti nel 2015 è leggermente superiore nel WEO 2015. Per compensare una realtà sempre più scomoda, è stata aumentata la categoria della EOR e, se nel WEO 2014 si stimava che avrebbe raggiunto i 4,4 mb/g nel 2040, ora si crede che arriverà ai 5,8 mb/g nel 2040, cosa difficile da giustificare, visto che in un anno non si sono verificati progressi tecnologici che giustifichino un tale ottimismo. In realtà è piuttosto il contrario: ciò che si è osservato in questo ultimo anno è una diminuzione dello sforzo in esplorazione e sviluppo di nuovi giacimenti, frutto del disinvestimento che anticipavamo all'inizio del 2014, che era a sua volta conseguenza della cattiva situazione finanziaria del settore già di fronte alla caduta dei prezzi e che l'attuale situazione di prezzi bassi ha aggravato, nella misura in cui ci addentriamo nella spirale di distruzione della domanda – distruzione dell'offerta.
Il costante rimaneggiamento a cui la IEA sottopone la categoria del miglioramento del recupero, EOR, serve, come vedete, a camuffare un declino terminale dei giacimenti di petrolio esistenti sempre più evidente. Per cui, praticamente, la IEA sta arrotondando le cifre per far si che il declino terminale dei giacimenti esistenti (contando in essi la EOR) sia del 3,1% all'anno, quando la stessa IEA ha riconosciuto in diverse occasioni che è del 6% all'anno (nei grafici sugli scenari più realistici riportati sopra viene modificata la variazione annuale perché si adatti a questo 6%). E' lo stesso affanno di camuffare il declino terminale dei giacimenti attualmente in produzione che ha causato il ritorno della famigerata categoria dei “Guadagni di lavorazione”.
Se avete visto la tavola 3.5 del WEO 2015, vedrete che ci forniscono i tassi di cambio, assoluti e annuali, di ogni categoria nella colonna di destra. Se avete guardato un po' meglio, avrete visto che nonostante quanto sia fantasiosa l'evoluzione di alcune categorie di petrolio greggio convenzionale, se non fosse per il contributo dei liquidi del gas naturale, l'incremento del “petrolio convenzionale” sarebbe stato un decremento, una diminuzione. La IEA dipende in modo eccessivo dai liquidi del gas naturale per dissimulare il brutale crollo del petrolio greggio convenzionale e questo fa si che in questo WEO vengano incrementati di 1 mb/g in più nel 2040 rispetto a quanto pronosticato nel WEO 2014. Ma quasi il 90% di questi “Liquidi del gas naturale” sono butano e propano e anche se la loro introduzione nelle raffinerie allevia la domanda di petrolio per la produzione di plastiche (visto che il butano sostituisce la produzione di butilene e il propano quella del propilene), la cosa certa è che la produzione di plastiche è un significativo, anche se non maggioritario, 10% di tutto l'uso del petrolio greggio. I liquidi del gas naturale contengono anche una piccola percentuale di benzina naturale (prevalentemente pentani) che possono essere mescolati alla benzina convenzionale. E poco altro. Includere la produzione di liquidi del gas naturale come se fosse petrolio è chiaramente sproporzionato, visto che non tutto questo volume potrà essere sfruttato come sostituto del petrolio e non tutti i liquidi del gas naturale possono essere utilizzati negli stessi usi del petrolio.
L'ultima cosa che vorrei evidenziare dal confronto della produzione di petroli per tipologia nel WEO 2015 rispetto a quello del 2014 è la diversa evoluzione del LTO. Nel 2014 il miraggio del fracking abbagliava ancora con la sua luminosità e si scommetteva che nel momento del suo massimo splendore, il LTO avrebbe dato 6,6 mb/g. Nel 2015, con il naufragio del fracking sempre più evidente, la IEA riconosce che il LTO non supererà mai i 5,5 mb/g. In realtà, fanno ancora i timidi: in questo momento la produzione di LTO negli Stati Uniti, che è giunta ad essere di circa 4 mb/g nel marzo di quest'anno, sta già scendendo verso i 3,5 mb/a (in soli 9 mesi), con tonfi tanto sonori come quelli di Eagle Ford, di circa il 30% (alcuni degli “esperti” che pullulano nei media dovrebbero prenderne atto, se non vogliono passare per matti: per tutti questi esperti, con affetto e come sempre, la nostra guida).
Riassumendo: l'analisi dei dati della IEA sulla produzione di petrolio per tipologia ci mostra, coerentemente con gli ultimi rapporti annuali, una diminuzione dell'energia netta del petrolio che probabilmente sarà molto più pronunciata di quanto viene già anticipato dai dati grezzi della IEA, se si correggono semplicemente certi trucchi evidenti. Dall'altro lato, l'impegno della IEA per dissimulare il declino sempre, più acuto, della produzione di petrolio convenzionale, sta diventando molto complicato, visto che ogni volta restano meno categorie in cui rifugiarsi (per esempio, con il naufragio del LTO) e questo probabilmente è ciò che ha fatto recuperare l'infausta idea dei “guadagni di lavorazione”. Ad un certo punto dei prossimi anni, con un declino sempre più forte, in un ambiente di forte disinvestimento e di conflittualità crescente nei paesi produttori, la IEA si vedrà obbligata a riconoscere che la situazione è molto più dura di quanto non vogliano ammettere. Il problema è che allora sarà molto più difficile reagire adeguatamente, soprattutto vedendo l'attuale corso degli avvenimenti.
Saluti.
AMT
Cari lettori,
nell'ultimo rapporto annuale della IEA, il World Energy Outlook (WEO), edizione del 2015 (rapporto che abbiamo già commentato per esteso in questo blog) abbiamo avuto la fortuna che la IEA ci lasciasse una tavola numerica sull'evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi (quelli che, con un abuso semantico da anni viene chiamato “petrolio” o “tutti i liquidi del petrolio”) prevista per i prossimi 25 anni secondo il suo scenario centrale. E' la tavola 3.5, che riproduco qui sotto:
Nei rapporti del 2012 e del 2014 la IEA ha dato ugualmente questi valori (be', nel 2012 ha dato solo un grafico, il che mi ha obbligato a fare un lavoro da formichina per dedurre i numeri a partire da questo grafico). Ciò mi ha permesso di scrivere un post a testa su quale fosse, secondo la IEA, l'evoluzione prevedibile dell'energia lorda e di quella netta provenienti dal petrolio, utilizzando per questo certi parametri convenzionali per stimare il contenuto energetico di ogni categoria e i loro rispettivi EROEI (per ulteriori informazioni su questi parametri e la loro discussione, consultate il post “Il tramonto del petrolio”; nel post di quest'anno, per facilitare il confronto, tonerò ad usare quegli stessi parametri, nonostante siano possibili altre scelte più prudenti o più drastiche). I quei post offrivo anche una stima più realista di come evolverà l'energia netta proveniente dagli idrocarburi liquidi, una volta corretti i trucchi contabili più evidenti.
Quando ho pubblicato “Il tramonto del petrolio” nel 2012, questo ha causato una profonda impressione, visto che mostrava che, a suo modo, la IEA comunicava che c'erano problemi seri con il petrolio, anche se non si correggesse il trucco contabile più evidente. Con lo spirito di dare una certa tracciabilità alle previsioni della IEA, nel 2014 ho ripetuto l'analisi (nel 2013 non ho potuto, poiché non avevano presentato i dati) nel post “Il tramonto del petrolio: edizione del 2014”. Per questo stesso motivo, torno a ripetere l'analisi quest'anno. Non tornerò a discutere le ipotesi realizzate né la metodologia impiegata. Semplicemente, mostrerò i grafici risultanti nel punto più adatto del post e mi concentrerò nel confronto dei risultati di quest'anno con quelli dell'anno precedente.
Le categorie di produzione di idrocarburi liquidi che contemplo sono sei. Quattro di queste corrispondono al petrolio convenzionale, tre di greggio (“Giacimenti attualmente esistenti” - banda di colore nero - “Giacimenti da estrarre” - banda di colore azzurro celeste e “Giacimenti da scoprire” - banda di colore azzurro marino) ed una di “Liquidi del gas naturale” - banda porpora. Inoltre, includo altre due categorie non convenzionali: il petrolio leggero di roccia compatta (Light Tight Oil, LTO) – banda rossa – e il resto dei non convenzionali (di questi non suddivido, come fa la tavola 3.5, i petroli extra pesanti e il bitume) – banda gialla.
Ci sono due categorie in più nella tavola 3.5, non incluse esplicitamente sopra, che devono essere discusse.
La prima è quella che corrisponde al “Recupero migliorato di petrolio” (Enhanced Oil Recovery, EOR). La suddivisione della produzione dei petroli convenzionali che include la EOR come se fosse una categoria a parte è piuttosto artificiosa, poiché il declino terminale della produzione di petrolio greggio convenzionale si verifica a causa del rapido declino annuale dei giacimenti vecchi e ciò nonostante che sia proprio in questi giacimenti in cui si estrae in modo più massiccio la EOR. Per questa ragione, così come ho fatto nel 2014, nei calcoli che seguono assimilo i valori di EOR alla categoria di “Giacimenti attualmente in estrazione” o “Esistenti”.
L'altra categoria non esplicitata è quella corrispondente a “Guadagni di lavorazione”. Come abbiamo già spiegato nel primo post sul tramonto del petrolio, i cosiddetti “Guadagni di lavorazione” corrispondono agli incrementi di volume dei prodotti raffinati nelle raffinerie. L'idea è semplice: nella raffineria entra un barile di petrolio ma ne esce più di un barile di prodotti raffinati (benzina, gasolio, cherosene, catrame, ecc.). Anche se stessero contando questi “Guadagni di lavorazione” in termini energetici e non in volume (cosa dubbia, conoscendo la IEA), questi non corrispondono ad un guadagno netto di energia: il processo di raffinazione è un procedimento chimico-fisico e in esso, per forza di cose, si consuma energia, cosicché i prodotti risultanti contengono, per forza di cose, e per mera ragioni termodinamiche, meno energia di quella dei prodotti utilizzati in raffineria. I prodotti combustibili risultanti dalla raffinazione, a seconda del tipo di petrolio e dal processo utilizzato, possono effettivamente contenere più energia di quella del petrolio che è entrato in raffineria, ma questo è possibile soltanto perché nella raffineria non entra solo petrolio nel prodotto raffinato, ma anche grandi quantità di gas naturale, in parte per apportare calore e in parte per reagire chimicamente col petrolio, producendo nuove molecole più energetiche. Se si conta l'energia del petrolio e del gas naturale utilizzati si prova in modo banale che i prodotti risultanti contengono, per ogni barile di petrolio lavorato, meno energia di quella del petrolio e del gas naturale in entrata. Pertanto, contare i guadagni di lavorazione come un incremento dell'energia del petrolio è abbastanza falso, visto che l'incremento di energia dei prodotti raffinati lo sta apportando – e con una perdita considerevole – il gas naturale, il quale vien contato in una statistica a parte. Rimane notevole che nei rapporti annuali del 2013 e del 2014 la IEA abbia deciso di non includere questa categoria falsa dei “Guadagni di lavorazione” (anche se la tengono in conto nei rapporti mensili), assumendo che la sua inclusione aumenti una confusione interessata. Che nel 2015 recuperino questa categoria ci mostra quanto siano disperati nel dissimulare i problemi. In quello che segue, non mi prenderò il disturbo di conteggiare questa categoria senza senso.
Il grafico risultante della tavola 3.5 per l'evoluzione del volume di idrocarburi liquidi prodotti (esclusi i “Guadagni di lavorazione”) secondo la IEA è il seguente:
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in volume secondo il WEO 2015
La cosa che richiama l'attenzione di più di questo grafico rispetto a quello del 2014 (vedete più in basso) è che allora si stava ipotizzando che i “Giacimenti da estrarre” (la banda azzurro celeste) avrebbero vissuto una rapida ascesa nei prossimi anni e per questo nel grafico corrispondente al 2014 si vedeva un secondo picco di petrolio greggio (le tre bande inferiori sommate) nel 2015. Ora si sa già che non sarà così, ma che siamo al declino del petrolio greggio:
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in volume secondo il WEO 2014
Curiosamente, si finisce circa con lo stesso valore di petrolio di tutti i tipi prodotto nel 2030, grazie a piccola crescite mascherate nelle altre categorie (fatta eccezione per LTO).
Il grafico dell'energia lorda ci si presente in questo modo, quest'anno:
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia totale secondo il WEO 2015
da cui rispetto a quello del 2014 emerge solo la scomparsa della crescita rapida dei giacimenti da sviluppare:
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia totale secondo il WEO 2014
Gli scenari di energia netta seguono un corso prevedibile. Qui abbiamo quello del 2015:
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia netta secondo il WEO 2015
E qui quello del 2014:
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia netta secondo il WEO 2014
Infine, gli scenari di energia netta più realistici sono, nel 2015,
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia netta in uno scenario più realistico secondo il WEO 2015
Mentre nel 2014 era:
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia netta in uno scenario più realistico secondo il WEO 2014
Come vedete, molto simili fra loro, nonostante la differenza intorno al 2015, che converge praticamente allo steso valore di energia netta nel 2040 (di sicuro uno scenario per niente lusinghiero in cui l'energia netta del petrolio sarebbe decresciuta della metà nei prossimi 25 anni, anche se ci sono sempre scenari peggiori). Insomma, a prima vista e salvo anomalie nei giacimenti da sviluppare, le nostre conclusioni sono praticamente identiche a quelle del 2014.
Giustamente, la cosa interessante è esplorare queste piccole differenze fra i due scenari, visto che sono quelle che ci danno informazioni su quali variabili stanno adeguando di più nella IEA per tentare di mostrare che non ci sono problemi, poiché saranno proprio queste variabili quelle che ci indicano dove si trovano i problemi più gravi. In questo senso, risulta interessante confrontare la tavola 3.6 del WEO 2014, che riproduco di seguito, con la tavola 3.5 del WEO 2015 (che apre questo post):
La prima questione che richiama l'attenzione, dopo un po' di analisi, è la modifica nei tassi di declino terminale nei “Giacimenti attualmente esistenti” da un anno all'altro. Si può stimare qual è il declino terminale “ufficiale” dei giacimenti in produzione a seconda di ogni WEO, semplicemente confrontando la produzione nel 2040 con la produzione nel 2020 (per i fanatici della matematica, la formula che utilizzo per determinare la percentuale annuale di declino della produzione, r, in funzione delle produzioni del 2020, P2020 e 2040, P2040, è r=100.*[1-exp(log(P2040/P2020)/20)]. Il tasso di declino annuale risultante è sensibilmente diverso se si integra in queste cifre la EOR o meno; la tavola seguente riassume la situazione:
Il costante rimaneggiamento a cui la IEA sottopone la categoria del miglioramento del recupero, EOR, serve, come vedete, a camuffare un declino terminale dei giacimenti di petrolio esistenti sempre più evidente. Per cui, praticamente, la IEA sta arrotondando le cifre per far si che il declino terminale dei giacimenti esistenti (contando in essi la EOR) sia del 3,1% all'anno, quando la stessa IEA ha riconosciuto in diverse occasioni che è del 6% all'anno (nei grafici sugli scenari più realistici riportati sopra viene modificata la variazione annuale perché si adatti a questo 6%). E' lo stesso affanno di camuffare il declino terminale dei giacimenti attualmente in produzione che ha causato il ritorno della famigerata categoria dei “Guadagni di lavorazione”.
Se avete visto la tavola 3.5 del WEO 2015, vedrete che ci forniscono i tassi di cambio, assoluti e annuali, di ogni categoria nella colonna di destra. Se avete guardato un po' meglio, avrete visto che nonostante quanto sia fantasiosa l'evoluzione di alcune categorie di petrolio greggio convenzionale, se non fosse per il contributo dei liquidi del gas naturale, l'incremento del “petrolio convenzionale” sarebbe stato un decremento, una diminuzione. La IEA dipende in modo eccessivo dai liquidi del gas naturale per dissimulare il brutale crollo del petrolio greggio convenzionale e questo fa si che in questo WEO vengano incrementati di 1 mb/g in più nel 2040 rispetto a quanto pronosticato nel WEO 2014. Ma quasi il 90% di questi “Liquidi del gas naturale” sono butano e propano e anche se la loro introduzione nelle raffinerie allevia la domanda di petrolio per la produzione di plastiche (visto che il butano sostituisce la produzione di butilene e il propano quella del propilene), la cosa certa è che la produzione di plastiche è un significativo, anche se non maggioritario, 10% di tutto l'uso del petrolio greggio. I liquidi del gas naturale contengono anche una piccola percentuale di benzina naturale (prevalentemente pentani) che possono essere mescolati alla benzina convenzionale. E poco altro. Includere la produzione di liquidi del gas naturale come se fosse petrolio è chiaramente sproporzionato, visto che non tutto questo volume potrà essere sfruttato come sostituto del petrolio e non tutti i liquidi del gas naturale possono essere utilizzati negli stessi usi del petrolio.
L'ultima cosa che vorrei evidenziare dal confronto della produzione di petroli per tipologia nel WEO 2015 rispetto a quello del 2014 è la diversa evoluzione del LTO. Nel 2014 il miraggio del fracking abbagliava ancora con la sua luminosità e si scommetteva che nel momento del suo massimo splendore, il LTO avrebbe dato 6,6 mb/g. Nel 2015, con il naufragio del fracking sempre più evidente, la IEA riconosce che il LTO non supererà mai i 5,5 mb/g. In realtà, fanno ancora i timidi: in questo momento la produzione di LTO negli Stati Uniti, che è giunta ad essere di circa 4 mb/g nel marzo di quest'anno, sta già scendendo verso i 3,5 mb/a (in soli 9 mesi), con tonfi tanto sonori come quelli di Eagle Ford, di circa il 30% (alcuni degli “esperti” che pullulano nei media dovrebbero prenderne atto, se non vogliono passare per matti: per tutti questi esperti, con affetto e come sempre, la nostra guida).
Riassumendo: l'analisi dei dati della IEA sulla produzione di petrolio per tipologia ci mostra, coerentemente con gli ultimi rapporti annuali, una diminuzione dell'energia netta del petrolio che probabilmente sarà molto più pronunciata di quanto viene già anticipato dai dati grezzi della IEA, se si correggono semplicemente certi trucchi evidenti. Dall'altro lato, l'impegno della IEA per dissimulare il declino sempre, più acuto, della produzione di petrolio convenzionale, sta diventando molto complicato, visto che ogni volta restano meno categorie in cui rifugiarsi (per esempio, con il naufragio del LTO) e questo probabilmente è ciò che ha fatto recuperare l'infausta idea dei “guadagni di lavorazione”. Ad un certo punto dei prossimi anni, con un declino sempre più forte, in un ambiente di forte disinvestimento e di conflittualità crescente nei paesi produttori, la IEA si vedrà obbligata a riconoscere che la situazione è molto più dura di quanto non vogliano ammettere. Il problema è che allora sarà molto più difficile reagire adeguatamente, soprattutto vedendo l'attuale corso degli avvenimenti.
Saluti.
AMT