Il Picco del Petrolio Convenzionale, lo sviluppo delle risorse petrolifere marginali e il crollo del prezzo barile. Tutto in un solo grafico.
Di Dario Faccini
Il grafico sopra (cliccare per ingrandire) è una rielaborazione ASPO Italia che mostra la produzione petrolifera mondiale, mese per mese, dal gennaio 2002 all’ottobre 2014. I dati sono quelli ufficiali forniti dall’Energy Information Agency (USA) e dal National Energy Board (Canada) [1].
La produzione petrolifera è suddivisa in varie frazioni, perché il petrolio non è tutto uguale e, in parte, non è neanche veramente petrolio. Vediamo di analizzare ogni frazione separatamente, troveremo qualche sorpresa.
Attenzione: l’asse Y non parte da zero per meglio evidenziare le variazioni delle frazioni marginali di petrolio.
Il Picco del Petrolio
Partendo dal basso troviamo il Conventional Crude (verde scuro), cioè il Petrolio Convenzionale, il greggio comunemente inteso, quello intrappolato in forma liquida in giacimenti di rocce permeabili confinati superiormente da rocce impermeabili[2]. E’ la frazione più importante sul totale, quasi 3/4 della produzione mondiale, e al suo interno contiene la produzione di petroli ad estrazione più “facile” (tecnologicamente) e a costi minori (economicamente ed energeticamente).
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| Stesso grafico con l’asse Y che inizia da zero. Si evidenzia il fondamentale contributo del Petrolio Convenzionale. |
Appena sopra al Petrolio Convenzionale troviamo la frazione dei Natural Gas Plants Liquids (in celeste), che rappresentano i combustibili liquidi che derivano dalla condensazione della quota di idrocarburi più pesanti (dall’etano in su) nella produzione di Gas Naturale: etano, GPL e Benzine Naturali. E’ quindi una frazione che dipende principalmente dalla produzione di Gas Naturale e secondariamente dallo sviluppo di impianti di separazione. Nel periodo considerato nel grafico l’aumento è stato del 50% (da 6762 a 10191 MB/d). In prospettiva questo contributo si arresterà in prossimità del picco del Gas Naturale.
I petroli marginali
Salendo ancora troviamo i Refinery Processing Gain (in viola), i Guadagni dei Processi di Raffinazione, una frazione “virtuale” che tiene conto dell’aumento di volume (non di energia) che avviene nella raffinazione dei petroli in seguito alla divisione delle catene di idrocarburi più lunghe (cracking). In pratica è la differenza tra i volumi di combustibili raffinati che escono dalle Raffinerie con i volumi di greggio in ingresso. Presenta un aumento nel periodo considerato del 23%, in buona parte dovuto probabilmente all'aumento di produzione di greggi pesanti (minor qualità) che devono essere sottoposti maggiormente a cracking, a scapito di greggi più leggeri (miglior qualità) di cui evidentemente è diminuita la produzione in percentuale[3].
Troviamo poi evidenziata (in giallo) la produzione di Other Liquids, che comprende principalmente i Biocombustibili (biodiesel ed etanolo) e secondariamente i combustibili liquidi che derivano dal gas(GTL), dal carbone (CTL), dall’oil shale (da non confondersi con il Tight Oil), Orimulsion (un combustibile del Venezuela derivante dai petroli extra pesanti). L’aumento di questa frazione (+280%, sino a giungere ai 3MB/d) è dovuto allo sviluppo dei Biocombustibili, che, è bene ricordarlo, consumano per la loro produzione quantità di energia tali che non danno quasi apporto energetico netto.
A seguire ci sono le Canadian Tar Sands (in nero), i petroli provenienti dalle Sabbie Bituminose Canadesi, sia nella forma immediata (petroli altamente viscosi, difficili da trasportare e da utilizzare) che “upgraded” (cioè trasformati in syncrude, simile al greggio). Si tratta di petroli extra pesanti, la cui produzione comporta elevatissimi impatti ambientali in zone vergini e, nella forma “upgraded”, enormi consumi di energia (bassa energia netta) e quindi elevati costi di produzione. L’aumento di produzione si attesta ora intorno ai 2,3MB/d, un+ 330% rispetto ad inizio 2002.
Per finire troviamo il famoso Light Tight Oil, che potremmo tradurre in italiano come “petrolio leggero da rocce compatte”, il petrolio derivante dalla Fratturazione Idraulica (Fracking) estratto per lo più negli USA e in minima parte in Canada, a volte erroneamente riportato come Shale Oil. ASPO Italia vi ha dedicato un apposito position paper. L’aumento di questa frazione negli ultimi 12 anni è notevole: circa 17 volte, con oltre 4MB/d prodotti nel 2014, e un’impennata nella produzione concentrata quasi tutta a partire dal 2010. Rimane però il fatto che la produzione di Tight Oil è ben più costosa del petrolio convenzionale (probabilmente include un apporto di energia netta più basso) e con un impatto ambientale che non la rende sviluppabile in zone antropizzate.
Il crollo del prezzo del barile
Osservando l’andamento complessivo del grafico, balza all’occhio come la quantità totale di petrolio prodotto globalmente sia influenzata nel breve periodo dalla produzione di petrolio convenzionale, mentre le frazioni dei petroli marginali, presentando una crescita costante e produzioni molto più stabili, forniscono invece l’incremento produttivo sul lungo periodo.
Nel 2014 si osserva così l’aumento produttivo di Petrolio Convenzionale che ha contribuito, a partire da aprile 2014, alla discesa del prezzo del barile. Controllando le statistiche dell’EIA si individuano tre paesi direttamente responsabili di questo aumento: il Brasile, con oltre 800kB/d, la Libia con 750kB/d e gli USA con 300kB/d. Gli USA hanno poi contribuito con ulteriori 350kB/d di Light Tight Oil.
Conclusioni
La vulgata che vede nell’aumento di Light Tight Oil la principale causa di sovracapacità produttiva è quindi in parte da rivedere. Il fracking è certamente una tecnica che sta permettendo un aumento di produzione costante e consistente, ma forse viene un po' troppo sopravvalutata a livello mediatico per spiegare l’attuale discesa del prezzo del barile.
Nel breve termine è ancora il Petrolio Convenzionale a dettare legge sul mercato.
La produzione di Petrolio Convenzionale però da dieci anni non riesce più a crescere e ciò ha portato il barile ad attestarsi su prezzi piuttosto elevati negli ultimi anni. Questi alti prezzi hanno permesso lo sviluppo di risorse simil-petrolifere marginali, cui è spettato il compito di riequilibrare la domanda con l’offerta, come i Biocombustibili, le Sabbie Bituminosi Canadesi ed il Light Tight Oil. Esse condividono importanti caratteristiche indesiderabili: un più elevato costo di produzione, una minore energia netta (EROEI) e maggiori impatti ambientali.
In effetti, forse la sorpresa più grande dall’analisi di questo grafico, è la presa di consapevolezza di come i principali trend del mercato petrolifero negli ultimi dieci anni siano sistematicamente ignorati a livello mediatico. L’enfasi viene sempre portata sul “miracolo del fracking”, sulla nuova epoca di abbondanza e sulla fine della Teoria del Picco del Petrolio. Ci si dimentica però di osservare con quali alti prezzi si è pagata, e si sta anche adesso pagando, questa presunta abbondanza, quanto possa durare e se considerando l’energia netta prodotta si possa veramente considerare tale.
Note:
[1] I dati su Total Oil Supply, Natural Gas Plant Liquids, Other Liquids e Refinery Process Gain sono presi dalle International Energy Statistics dell’EIA. I dati sul Not Upgraded e Upgraded Bitumen Oil che insieme formano le Canadian Tar Sands sono presi invece dall’Estimated Production of Canadian Crude Oil and Equivalent fornito dal NEB. I dati sulla produzione di Light Tight Oil (USA+Canada) sono stati ricavati invece da due grafici pubblicati dall’EIA: il primo, riporta i dati di LTO di USA e Canada da gennaio 2005 a febbraio 2014, mentre il secondo (slide 15 di una presentazione di Samuel Gorgen) presenta solo per gli USA la produzione di LTO da gennaio 2000 a maggio 2014. L’estrazione dei dati dai grafici è stata effettuata mediante apposito software online e, per i dati di LTO da giugno a ottobre 2014, si è effettuata una semplice estrapolazione lineare. L’andamento del Petrolio Convenzionale è stato ottenuto mediante differenza tra il Total Oil Supply e tutte le altre frazioni.
[2] In realtà include la produzione di petroli che non sarebbero inclusi in una definizione allargata di petrolio convenzionale: i petroli pesanti o extra pesanti come quelli provenienti dal Venezuela; i petroli provenienti da giacimenti in zone polari; i petroli da giacimenti oceanici in fondali profondi. Include inoltre i cosiddetti lease condensate, la frazione di gas naturale prodotta dai pozzi petroliferi che contiene idrocarburi abbastanza pesanti da condensare in superficie (dai pentani in su).
[3] L’analisi andrebbe approfondita. A colpo d’occhio l’aumento dei Guadagni di Raffineria(+23%) può essere dovuto all’aumento di produzione totale di petrolio nel periodo considerato(proprio +23%), ma in realtà dipende solo dalla frazione del convenzionale (cresciuta dal 2002 al 2005), che comprende internamente tutti i petroli pesanti o extra pesanti (meno il Canada), dal petrolio bituminoso canadese e dalla quota degli Other Liquids. E’ del tutto indifferente invece l’aumento di Natural Gas Plant Liquids o del Light Tight Oil che sono composti per la quasi totalità da idrocarburi leggeri.
Fonte
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