S&P Global prevede una serie costante di nuovi progetti petroliferi per sostenere la crescita della produzione convenzionale non OPEC nel prossimo decennio
Nel 2022 la spesa globale per l’upstream si è ripresa fortemente, ma secondo l’analisi di S&P Global Commodity Insights è rimasta al di sotto dei livelli pre-pandemia, con il costante impegno dei produttori sulla disciplina del capitale, nonostante gli alti prezzi del petrolio e del gas che alimentano le preoccupazioni di una futura crisi dell’offerta di petrolio.
Secondo i dati S&P Global, lo scorso anno li investimenti in grandi progetti upstream non OPEC, esclusa la Russia, hanno totalizzato 451 miliardi di dollari, una ripresa del 19% rispetto ai 381 milioni di dollari del 2021 e il 29% in più rispetto al crollo della spesa indotto dalla pandemia del 2020. Il totale, però, rimane sotto la media di 475 milioni di dollari nei tre anni fino al 2010 e ben al di sotto della media di 690 milioni di dollari durante gli anni del boom del prezzo del petrolio, 2010-2014.
La modesta ripresa della spesa dello scorso anno arriva anche nonostante i prezzi del petrolio nettamente più elevati, che sono stati strettamente correlati a maggiori investimenti sull’upstream. Il Brent datato nel 2022 ha registrato una media di 101,31 dollari al barile, leggermente superiore rispetto al 2014, quando la spesa per i principali progetti non OPEC salì alla cifra record di 764 miliardi di dollari.
I costi del settore in rapido aumento hanno attenuato l’impatto dei prezzi più elevati del greggio sulla spesa upstream. Anche la crescente azione politica per frenare l’uso di combustibili fossili ha accelerato il picco e il declino previsti di petrolio e gas, ed ha alimentato i timori che il mondo nei prossimi 10 anni dovrà affrontare una crisi dell’approvvigionamento di petrolio, prima che saranno disponibili sufficienti fonti di energia rinnovabile.
IL TEMA DEI SOTTOINVESTIMENTI
L’analisi di S&P Global Commodity Insights avvalora l’opinione secondo cui la spesa non ha tenuto il passo con i prezzi come nei cicli precedenti. L’anno scorso sono stati sanzionati 14 grandi progetti petroliferi non OPEC, in calo rispetto ai 16 del 2021. Sebbene ancora in linea con i recenti livelli pre-pandemia e ben al di sopra dei recenti minimi di 7 progetti visti nel 2016 e nel 2020, alcuni temono che l’industria nei prossimi anni dovrà affrontare una grave carenza di offerta.
“Un grande tema per il 2023 è quello del sottoinvestimento”, ha dichiarato Mike Muller, capo dell’unità asiatica di Vitol. Riguarda il grande vuoto che il Covid ha creato nella fiducia degli investitori nella redditività dei principali Paesi petroliferi, e cosa questo ha significato per l’upstream.
Il commento di Muller ha fatto eco ai recenti avvertimenti dell’AIE, che ad ottobre aveva osservato che la precedente crescita dell’offerta non OPEC dovuta a prezzi più elevati che stimolano gli investimenti sarebbe stata difficile da ripetere.
L’AIE ha spiegato che i produttori statunitensi di scisto, in particolare, stanno lottando con i vincoli della catena di approvvigionamento, l’inflazione dei costi e la disciplina del capitale, osservando che “ciò mette in dubbio le indicazioni secondo cui i prezzi più alti equilibreranno il mercato attraverso un’offerta aggiuntiva”. Secondo l’OPEC, l’industria petrolifera globale dovrà aggiungere 5 milioni di barili al giorno di nuova capacità produttiva ogni anno per compensare il calo naturale, con un totale di 12,1 trilioni di dollari di spesa necessari fino al 2045.
NUOVI PROGETTI
S&P Global prevede una serie costante di nuovi progetti petroliferi per sostenere la crescita della produzione convenzionale non OPEC nel prossimo decennio. Un totale di 102 importanti nuovi progetti petroliferi, monitorati dagli analisti di S&P Global Commodity Insights, aggiungerà circa 6,5 milioni di barili al giorno di nuova capacità fino al 2030. Nel suo scenario di riferimento di fornitura di petrolio, S&P Global prevede che la capacità di petrolio convenzionale non OPEC entro il 2030 aumenterà da 46,7 a 51,73 milioni di barili al giorno.
Lo scisto non convenzionale, principalmente negli Stati Uniti e in Argentina, aggiungerà ulteriori 750.000 b/g, portando la crescita totale dell’offerta di petrolio non OPEC a quasi 6 milioni di b/g entro il 2030, per un totale di 55,3 milioni di b/g.
Ipotizzando tassi di declino annuo dei giacimenti del 5%, tuttavia, nel corso del decennio serviranno anche nuovi progetti petroliferi convenzionali, per aiutare a tamponare un calo di 4 milioni di barili al giorno dell’attuale produzione globale di greggio e condensato dai giacimenti maturi.
Le nuove aggiunte di capacità saranno dominate da progetti convenzionali in Brasile, Norvegia, Guyana, Canada e Messico. I giganti del subsale del Brasile aggiungeranno oltre 2 milioni di barili al giorno, mentre i principali progetti norvegesi di Sverdrup e Castberg, nel solo anno 2025 aggiungeranno oltre 400.000 barili al giorno di produzione.
“S&P Global Commodity Insights prevede che i mercati saranno su un lungo percorso di ricalibrazione, man mano che i fondamentali della domanda e dell’offerta si adegueranno ai prezzi elevati e all’incertezza dell’offerta. Riteniamo che ci vorranno diversi anni di crescita dell’offerta più forte di quella della domanda affinché le scorte tornino a livelli confortevoli”, hanno affermato gli analisti petroliferi di S&P Global in una recente previsione per il 2023.
PIÙ CON MENO
Tuttavia, secondo alcuni osservatori del mercato, la correlazione tra la spesa upstream e la futura capacità di offerta è ridotta dai guadagni di efficienza. I progetti petroliferi convenzionali stanno diventando più grandi. Gli aumenti di capacità per anno e per progetto sono aumentati negli ultimi anni, poiché i produttori sfruttano i risparmi derivanti da progetti semplificati, off-the-self, alimentatori remoti e strutture non presidiate.
“Stiamo assistendo a molti più progetti da 100.000-200.000 barili al giorno, e questo ha molto a che fare con gli operatori che aumentano il loro sviluppo e l’efficienza del capitale”, ha commentato Sami Yahya, analista senior dell’approvvigionamento di petrolio di S&P Global Commodity Insights.
Costi di progetto inferiori e prezzi di pareggio significano più DFI (decisioni finali di investimento), e S&P Global quest’anno prevede di vedere una crescita del 12% nella spesa upstream, con gli operatori che firmeranno 15 importanti progetti non OPEC.
Un ottimista dal lato dell’offerta è Christof Ruhl, ex capo economista di BP, che resta fiducioso sul fatto che i segnali di prezzo manterranno i mercati petroliferi equilibrati a lungo termine. “Sembra quasi che ogni anno sentiamo questi allarmi su un divario di investimenti. Non solo è mal definito, ma non si è mai materializzato”, ha detto Ruhl l’11 gennaio scorso ad un evento del settore. “Sono un economista, credo che l’offerta sarà imminente fintanto che non ci sono vincoli fisici. E non vedo vincoli fisici al petrolio, alle forniture di gas o carbone”.