Da “The Oil Crash”. Traduzione di MR
Cari lettori,
due anni fa ho pubblicato un posto intitolato “il tramonto del petrolio” che ha fatto molta sensazione nel piccolo mondo dei picchisti. Nel post analizzavo i dati che offriva nel suo rapporto annuale (WEO 2012) l'Agenzia Internazionale per l'Energia (IEA) sull'evoluzione della produzione del petrolio dal punto di vista non tanto del volume degli idrocarburi prodotti liquidi (ciò che la IEA chiama con vantaggio “tutti i liquidi del petrolio”), ma da quello dell'energia lorda e, cosa più importante, da quello dell'energia netta che forniscono. Il panorama non poteva essere più scoraggiante. Nel 2013 ho cercato di ripetere l'esercizio, ma nessun grafico o tavola offriva la ripartizione dei diversi tipi di petrolio, per questo motivo era impossibile riprodurre la mia analisi, perché si basava proprio sul diverso contenuto energetico dei diversi idrocarburi liquidi (e gli scenari della IEA non offrono un quadro realistico di quello che sta succedendo al petrolio, visto che presentano sempre questi grafici dove si somma il volume di tutto, nei quali vengono assimilate cose che in realtà sono molto diverse, come il petrolio greggio e il biodiesel di soia).
Che nel WEO del 2013 non mi abbiano fornito i dati necessari per ripetere l'analisi mi è parso comprensibile, visto che anche senza razzolare fra i dati
i messaggi che trasmetteva il WEO 2013 erano già abbastanza inquietanti e ci mancava solo che arrivasse gente come me a peggiorare quello che già di per sé sembrava abbastanza grave. Proprio per questo ho pensato che la IEA non mi avrebbe dato mai più l'opportunità di ripetere le analisi del 2012. Tuttavia, nonostante la persuasività del rapporto di quest'anno (
il WEO 2014 suggerisce che anche il carbone e l'uranio stiano giungendo al proprio picco produttivo), la IEA stavolta mi permette di fare il mio lavoro, offrendo la tavola 3.6 (immagine con la quale apro il post), sepolta, questo sì, in mezzo a quasi 750 pagine. La tavola in questione ci offre quello che ci serve, una ripartizione della produzione per tipologia di idrocarburi liquidi ed anno. Il post di oggi è dedicato a ripetere l'analisi del 2012, ma con i dati del 2014, e a mostrare il confronto coi risultati che ho ottenuto nel 2012. Prima di cominciare, conviene evidenziare un paio di differenze interessanti fra i dati del 2012 e del 2014 (a parte il fatto che nel 2014 la IEA ci offre i dati numerici tabulati, il che mi facilita l'elaborazione dei grafici, anche se questo fa sì che anche quei dati passano come peggio percepiti di un buon grafico, per il lettore medio del WEO).
La prima differenza è che quest'anno la IEA prescinde dalla categoria abbastanza falsa e risibile di “Guadagni di lavorazione”. Come abbiamo detto nell'analisi del 2012, questa voce corrisponde agli incrementi NEL VOLUME che hanno luogo in raffineria quando si raffina il petrolio greggio, senza che tali guadagni in volume rappresentino un incremento dell'energia che il petrolio possedeva prima di entrarci (certamente, i prodotti raffinati possono avere più energia del petrolio che entra in raffineria, perché in raffineria entra anche gas naturale, che serve per la lavorazione. La somma delle energie di petrolio e gas naturale impiegati è ovviamente superiore a quella dei prodotti raffinati in uscita, visto che necessariamente ci sono alcune perdite nella lavorazione). Dato che il trucco contabile era piuttosto dozzinale, probabilmente hanno deciso di smettere di usarlo. La seconda differenza è che la IEA incorpora una nuova categoria di petrolio greggio, che denominano “petrolio ottenuto col miglioramento del recupero”. Il miglioramento del recupero (
enhanced oil recovery, EOR, che ingloba tutte le tecniche che si usano per allungare la vita di giacimenti già in sfruttamento) si usa da decenni e sembra pertanto stupido creare una nuova categoria per questo, come a voler dare da intendere che si può prevedere uno spiegamento di nuove tecniche che avranno un peso determinante in futuro.
In realtà questa categoria, che corrisponde alla produzione di giacimenti attualmente in produzione più quello che si può applicare ai giacimenti che entrano in produzione durante gli anni a venire, è un modo di introdurre in modo dissimulato un fattore che serva a compensare il declino dei giacimenti attualmente sfruttati (che, come riconosce la IEA, decadono già al ritmo del 6% all'anno). Dato che l'EOR si usa prevalentemente nei giacimenti già vecchi, per poterlo confrontare con la mia analisi del 2012 accumulo tutti questi valori nella colonna dei “Giacimenti attualmente in produzione”. In realtà, parte dell'EOR si dovrebbe applicare anche ai giacimenti da sviluppare e persino ai giacimenti ancora da scoprire. In ogni caso, siccome do i dati ed i fattori, chiunque può ripetere la mia analisi con la combinazione che gli sembra più adeguata. Un inconveniente per confrontare i miei risultati del 2012 e del 2014 è che i grafici non sono definiti sugli stessi anni. In particolare, nel rapporto del 2014 si fa un salto sorprendente dal 1990 al 2013, mentre in quello del 2012 si offrivano dati per il 2000, il 2005 e il 2011 (molto più logico, visto che i punti seguenti del grafico vengono offerti per ogni lustro). Non si tratta di un problema troppo grave, visto che i dati delle date già passate possono essere più o meno precisi, ma non sono più proiezioni e pertanto non sono speculativi. Per cui, quello che ho fatto è prendere i valori del 2000, 2005 e 2011 che avevo ottenuto nel mio post del 2012 e li ho aggiunti a quelli che deduco dalla tavola 3.6 del WEO 2014. Con queste due modifiche (incorporazione del EOR, la produzione di giacimenti esistenti e l'inserimento degli anni 2000, 2005 e 2011dei dati del WEO del 2012), ottengo la tavola seguente:
Existing TBD TBF NGL Other LTO
1990 59.6 0 0 5.6 0.4 0
2000 65.9 0 0 7.9 1.1 0
2005 70.0 0 0 9.7 2.3 0
2011 68.2 0 0 12.0 3.0 1.2
2013 68.7 0 0 12.5 3.0 2.9
2015 66.2 3.8 0.1 13.1 3.8 3.6
2020 54.4 13.2 0.5 14.6 5.3 5.5
2025 45.4 17.4 5.5 15.4 6.4 6.2
2030 38.7 18.7 10.3 16.4 7.7 6.6
2035 33.9 19.3 13.8 17.2 9.2 6.4
2040 28.7 21.3 16.4 18.2 10.8 5.4
Mescolando i dati delle due tavole risulta abbastanza evidente il perché del sorprendente salto di date che fa la tavola del WEO 2014, dal 1990 al 2013, perché se si include il 2005 risulta troppo evidente che la produzione di petrolio greggio non è in plateau (
come si diceva nel 2010), ma in lieve declino. Ed anche che la produzione fa una strana rimonta nel 2015, come si vedrà con più evidenza quando disegneremo i grafici. Bisogna evidenziare, anche, che i grafici che provengono dal WEO 2014 sono definiti fino al 2040, mentre quelli del WEO 2012 lo erano solo fino al 2035. Come nel 2012, ricordiamo le diverse categorie e i colori per identificarle. In ogni grafico, la fascia di colore
nero nella parte più bassa rappresenta la produzione dei giacimenti di
petrolio greggio attualmente (2013) in produzione (Existing). La fascia di colore
azzurro celeste rappresenta la produzione dei giacimenti di
petrolio greggio già conosciuti (TBD) ma che non vengono sfruttati per mancanza di domanda o eccesso di costo produttivo. La fascia di colore
azzurro scuro rappresenta la produzione di petrolio che dovrà provenire dai
giacimenti ancora da scoprire(TBF). Tutte le altre fasce rappresentano petroli non convenzionali, succedanei imperfetti del petrolio. La fascia di color
porpora rappresenta la produzione dei
liquidi del gas naturale (NGL); quella di colore
giallo viene dalla produzione di tutti i maggiori
petroli non convenzionali eccetto il leggero di roccia compatta (other); la fascia
rossa è quella del
leggero di roccia compatta (LTO).
Vediamo prima come si presenta il grafico del volume totale degli idrocarburi liquidi
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in volume, secondo il WEO 2014
Che deve essere confrontato con quello che avevamo nel WEO 2012. La sottile fascia verde in alto corrisponde ai guadagni di lavorazione in raffineria. Ricordate che il WEO 2014 arriva fino al 2040, mentre il WEO 2012 arriva solo fino al 2035 (pertanto il confronto dei due scenari deve essere fatto solo fino al 2035)
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in volume, secondo il WEO 2012
Diverse cose richiamano l'attenzione nel confronto fra i due grafici. Per esempio, è molto curioso che la somma di tutti i contributi abbia praticamente gli stessi valori del 2012, giungendo all'estremo che per il 2035 si raggiunge praticamente a questo valore mitico di 100 milioni di barili al giorno (Mb/g) che veniva già proposto nel 2012. E questa corrispondenza è abbastanza suggestiva, se si tiene conto che nel 2012 si faceva affidamento a questa fonte falsa di idrocarburi liquidi corrispondente ai guadagni di lavorazione e che il resto delle fasce non si comportano allo stesso modo nel 2014 rispetto al 2012. Sembrerebbe che alla IEA prima decidono quale debba essere la produzione totale di idrocarburi liquidi per anno e poi vedono come si possa realizzare, il che è abbastanza assurdo, dato che non sono perfettamente sostituibili fra loro, ma soprattutto perché la produzione sarà quella che può essere e non quella che desideriamo che sia. Si osservano cambiamenti sensibili nell'evoluzione di tutte le categorie di idrocarburi liquidi eccetto per i liquidi del gas naturale e per gli altri non convenzionali. La curva che si riferisce ai petrolio dei giacimenti attualmente sfruttati (fascia nera) non ha più la forma convessa del 2012 (che era fisicamente assurda) e passa ad avere una forma concava, molto più ragionevole, anche se il decadimento annuale continua ad essere troppo dolce per essere ragionevole (una media del 3,2% all'anno, simile al 3,3% che la IEA ha usato nel 2012, ma ancora più lontana dal tasso di decadimento reale osservato, che la stessa iEA riconosceva nel WEO 2013 e che era già del 6% all'anno). A causa di questa differenza di concavità-convessità, il resto degli idrocarburi liquidi devono coprire un buco molto più grande e la IEA riesce a quadrare questo cerchio soprattutto grazie alla forte crescita dei giacimenti ancora da sviluppare e, in misura minore, ai giacimenti ancora da scoprire e al LTO. Il comportamento della produzione di LTO è a sua volta abbastanza curioso: la produzione arriva ad essere considerevolmente superiore a quello che si prevedeva nel 2012, ma con una tendenza evidente a decrescere fino alla fine del periodo: la IEA riconosce che il picco del LTO avrà luogo verso il 2030. Per facilitare il confronto numerico, ho calcolato le differenze per tipo fra i dati del WEO 2012 (interpolando il 2013 in maniera lineare) e del WEO 2014, mostrandolo nella tavola seguente (WEO 2014 – WEO 2012:
Existing TBD TBF NGL LTO Other Total
2000 0 0 0 0 0 0 0
2005 0 0 0 0 0 0 0
2011 0 0 0 0 0 0 0
2013 2.65 -2.05 0.1 -0.7 1.05 -0.4 0.65
2015 2.10 -0.30 0.1 -1.3 1.1 -0.4 1.30
2020 -1.90 4.20 -0.7 -1.0 2.4 -0.6 2.40
2025 -2.60 4.30 0.7 -0.8 2.1 -0.7 3.00
2030 2.00 -1.0 1.4 -0.4 2.9 -1.1 3.80
2035 8.00 -7.0 0.7 -0.7 2.7 -0.9 2.80
Come si osserva nella tavola con più chiarezza, per i liquidi del gas naturale (NGL) e per il resto dei petrolio non convenzionali, le differenze fra l'evoluzione prevista nel 2012 e quella di quest'anno non sono troppo importanti, anche se sono costantemente leggermente inferiori nel 2014 rispetto al 2012 (sicuramente perché col resto degli idrocarburi liquidi stanno già raggiungendo la agognata soglia dei 100 Mb/g). Riguardo al LTO del fracking, la IEA considera che la bolla continuerà a gonfiarsi, nonostante il fatto che l'attuale diminuzione dei prezzi del petrolio fa già prevedere una discesa della produzione di LTO, con fallimenti in molte delle società piccole del settore e fusioni fra quelle medie. Sarà interessante confrontare l'evoluzione reale del petrolio da fracking con la realtà entro un anno. Per ultimo, risulta curioso il comportamento anomalo della percentuale di petrolio convenzionale proveniente dai giacimenti ancora da sviluppare, che secondo la IEA sperimenterà un forte aumento nei prossimi anni per poi cadere, inspiegabilmente e con molto forza, verso la fine del periodo e dove altrettanto stranamente è il petrolio dei giacimenti attualmente in produzione subentra, compensando l'intera diminuzione dei giacimenti ancora da sviluppare. E' possibile che una parte di questo comportamento anomalo si debba al fatto che in questa analisi abbiamo attribuito tutto l'EOR ai giacimenti attualmente in produzione, ma notate che la differenza per il 2035 fra il WEO 2014 e il WEO 2013 è di circa il doppio di tutto l'EOR di quell'anno. Sembra piuttosto che questo strano comportamento sia frutto di un forte rimescolamento dei numeri in cui le cifre sono state fatte quadrare con un obbiettivo fissato a priori. Ora vediamo come si comporta l'energia lorda proveniente da tutti i liquidi del petrolio secondo il WEO 2014. Analogamente a quello del 2012, ho ipotizzato che il contenuto energetico medio per volume dei petroli non convenzionali sia solo del 70% del greggio convenzionale. Il risultato è il grafico seguente:
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia lorda, secondo il WEO 2014
Nuovamente, se la IEA facesse onore al suo nome e fornisse i grafici in termini di energia prodotta, e non di volume di cose diverse e non tutte equivalenti ma molto meno, si vedrebbe che secondo il loro stesso scenario di riferimento, l'energia totale o lorda del petrolio crescerebbe molto leggermente durante i prossimi decenni. Lo scenario del WEO di quest'anno è leggermente migliore di quello previsto nel 2012, mostrato nel grafico seguente:
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia lorda, secondo il WEO 2012
Ma, come abbiamo già detto nel 2012, ciò che importa per la società non è la quantità totale di energia del petrolio che si produce, ma quanta di questa energia giunge realmente ai consumatori finali, cioè, l'energia netta, l'energia che rimane sottraendo i costi energetici della produzione di questi idrocarburi, poiché i costi energetici di produzione non sono gli stessi in un pozzo dell'Arabia Saudita che quelli di un sito di estrazione delle sabbie bituminose del Canada o di una fattoria che produce biocombustibili. Tracciare tutto il percorso dell'energia dal pozzo o dal sito di estrazione alla pompa è complicatissimo, ma possiamo farci un'idea di come evolvendo l'energia, usando alcuni
Ritorni Energetici sull'Investimento (EROEI) approssimativi, stimati a partire dai valori offerti da diversi autori. Anche se a me paiono abbastanza conservativi, i valori di EROEI dei diversi tipi di idrocarburi liquidi che userò sono discutibili e ci sarà chi preferirà usare altri fattori che ritiene più accertati. Per questo all'inizio del post ho fornito le tavole numeriche, perché chi lo desidera possa produrre risultati a proprio piacimento. Gli EROEI che considero sono i seguenti:
- Petrolio greggio convenzionale in produzione: 20
- Petrolio greggio convenzionale in giacimenti da sviluppare: 5
- Petrolio greggio convenzionali in giacimenti da scoprire: 3
- Liquidi del gas naturale: 5
- LTO ed altri non convenzionali: 2
Questi valori sono gli stessi che ho usato nel 2012. Secondo questi valori, e sapendo che l'energia netta N è collegata all'energia lorda L come N=(1-1/EROEI) L, ottengo il seguente grafico per l'evoluzione dell'energia netta, secondo i dati del WEO 2014:
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia netta, secondo il WEO 2014
Si osserva che, secondo lo scenario di riferimento del WEO 2014, l'energia netta di tutti i liquidi del petrolio entrerebbe in un lento declino a partire dal 2015, esattamente come succedeva coi dati del 2012, anche se allora il declino era un po' più pronunciato di quello previsto quest'anno.
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia netta, secondo il WEO 2012
Il risultato più impattante della mia analisi del 2012 è stato quello che ho ottenuto quando ho revisionato alcune delle ipotesi più ottimistiche e/o ingiustificate del WEO ed ho ricalcolato come si presenterebbe l'energia netta dopo quella revisione. In realtà, la revisione che faccio è abbastanza conservativa, visto che si basa soltanto su principi ben conosciuti e comunemente accettati, per cui in realtà quello che ne risulta va semplicemente a rimuove il primo strato di maquillage ai dati. Le revisioni che faccio sono le seguenti:
- Non esiste alcuna giustificazione teorica per supporre che la produzione proveniente dai giacimenti attualmente in produzione decadrà ad un tasso del 3,2% all'anno. Nel WEO 2013 la IEA riconosceva che il tasso medio di caduta è del 6% all'anno a con la tendenza a peggiorare col passare del tempo, visto che ci sono sempre più estrazioni in alto mare, che hanno un tasso di decadimento produttivo più accentuato. Per cui, correggo i dati dei giacimenti attualmente in produzione e impongo una caduta del 6% all'anno (nel WEO 2012 se ne usava una del 5% all'anno).
- La metà dei giacimenti ancora da sviluppare sono, per diverse ragioni tecniche ed economiche, impossibili da sviluppare. E' sicuro che le migliori tecniche potrebbero rendere fattibili più giacimenti di questa categoria, ma è altrettanto certo che l'attuale crollo dei prezzi fa piuttosto prevedere il contrario (nel WEO 2012 veniva considerato lo stesso fattore).
- La categoria dei giacimenti ancora da scoprire è tremendamente gonfiata dal 2010; si sta ipotizzando un tasso di scoperte di nuovi giacimenti che è circa quattro volte quello osservato durante gli ultimi decenni. Per cui, divido questa categoria per 4 (come nel WEO 2012).
- Solo un terzo dei liquidi del gas naturale possono sostituire parzialmente il petrolio nelle raffinerie, pertanto ha senso includere soltanto un terzo di questa categoria in questi grafici.
- In quanto al LTO, le previsioni di riserve e produzione sono oscenamente gonfiate, sicuramente con l'intento di mantenere la bolla finanziaria associata più a lungo possibile. Nel 2012 ho considerato che fosse molto più realistico considerare che la produzione di petrolio da fracking fosse la metà di quella che stimava allora la IEA ed ora che in modo infondato la IEA ha gonfiato ancora di più la previsione, bisogna supporre che la produzione reale finirà per essere una percentuale persino minore. Tuttavia, mantengo il taglio percentuale del 2012 e considero che il LTO sarà solo la metà di quello che dice la IEA nel 2014.
- Senza un criterio chiaro per tutti gli altri petroli non convenzionali, li lascio come sono.
Dopo aver applicato le correzioni suddette, il grafico dell'evoluzione dell'energia netta degli idrocarburi liquidi si presenterebbe come segue:
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia netta, in uno scenario più realistico, secondo WEO 2014
La cosa più curiosa della stima dell'evoluzione dell'energia netta di tutti i liquidi del petrolio in questo scenario più realistico è che è peggiore coi dati del WEO 2014 che con quelli del WEO 2012 (il grafico seguente):
Evoluzione della produzione di idrocarburi liquidi in energia netta, in uno scenario più realistico, secondo WEO 2012
La tavola seguente riassume le differenze fra i due scenari per l'energia netta realistica (dati non osservati):
Existing TBD TBF NGL LTO Other Total
2000 0 0 0 0 0 0 0
2005 0 0 0 0 0 0 0
2011 0 0 0 0 0 0 0
2013 7.15 -0.82 0.016 -0.131 0.181 -0.180 6.216
2015 5.2 -0.12 0.016 -0.243 0.192 -0.140 5.130
2020 1.7 1.68 -0.116 -0.186 0.420 -0.210 3.288
2025 -0.5 1.72 0.116 -0.149 0.367 -0.245 1.309
2030 -1.7 -0.40 0.258 -0.074 0.507 -0.385 -1.793
2035 -2.3 -2.80 0.116 -0.131 0.472 -0.315 -4.957
Sono due le ragioni per le quali le scenario del 2014 è sensibilmente peggiore di quello del 2012, nonostante il fatto che nei grafici precedenti sembrasse leggermente migliore. La prima è che nel 2012 ipotizzavamo un tasso di declino annuale dei giacimenti attualmente in produzione del 5%. Tuttavia, ora sappiamo che questo tasso è del 6% e con tendenza a peggiorare continuamente col tempo (le grandi compagnie multinazionali riportano un tasso di declino medio del 8% all'anno nei propri giacimenti maturi). L'altra ragione è che nel WEO 2014 si assegna una evoluzione molto strana al petrolio dei giacimenti ancora da sviluppare, che sfrutta sfrutta con tutta la sua intensità fino alla fine del periodo. Sicuramente una ripartizione più uniforme del EOR fra i giacimenti esistenti a da sviluppare limerebbe un po' questi risultati, ma il divario è più importante ed evidenzia quanto sia stridente il maquillage della IEA.
Conclusione
Il rapporto annuale del 2014 della
IEA non solo conteneva pessime notizie sul futuro del carbone e dell'uranio, ma le sue previsioni per quanto riguarda la produzione di tutti i liquidi del petrolio sono piuttosto negative appena si analizza il contenuto energetico che sta realmente arrivando alle nostre pompe, ai nostri camion, ai nostri trattori, alle nostre macchine. La IEA gioca con le diverse categorie di idrocarburi liquidi per tentare di far arrivare i volumi previsti verso il 2035-2040 a quei desiderati 100 Mb/g dal 2010. La cosa scioccante è che ogni anno cambia il peso relativo di ogni componente (nel 2012 una cosa falsa come l'espansione del volume che occupano gli idrocarburi dopo che sono usciti dalla raffineria) e con sempre più difficoltà a far quadrare le cifre, cosa che li porta a manipolazioni che non reggono al benché minimo esame, in particolare per quanto si riferisce al petrolio greggio convenzionale, che continua ad essere la base della produzione futura. Le deviazioni più sorprendenti osservate per quanto riguarda la produzione di petrolio greggio convenzionale comprendono l'assegnazione di tassi di declino annuali dei giacimenti attuali molto più bassi di quelli che riconosce la stessa IEA, l'ipotesi di un tasso di sviluppo dei nuovi giacimenti incompatibile con le sue possibilità tecniche ed economiche e dare per scontato che si scopriranno quattro volte tanto i giacimenti scoperti in un anno di quanto stia succedendo negli ultimi decenni. Quando si correggono le deviazioni più ovvie, lo scenario che ci offre la IEA mostra un rapido declino dell'energia netta fornitaci dal petrolio che è già cominciato nel 2010 e che può soltanto aggravarsi nei prossimi anni.
Data la
spirale di distruzione della domanda – distruzione dell'offerta nella quale siamo apparentemente entrati, le
enormi difficoltà finanziarie delle società del settore ed i loro
piani poco dissimulati di disinvestimento per recuperare redditività, il corso più probabile che seguiremo nei prossimi mesi sarà abbastanza vicino a quello che prevede la IEA. E dato che questo in realtà non è buono, la cosa più sicura è che stiamo entrando in una fase di rapida discesa con conseguenze economiche fra le più preoccupanti. Ma questo sarà materiale per un prossimo post.
Saluti.
AMT
