Shale oil: a Bakken qualcosa è cambiato

Riprendiamo il discorso relativo alla vicenda shale oil / gas, per il noto caso del Dakota del Nord. Le produzioni della regione sono cresciute esponenzialmente a partire dal 2005/2006, e sono entrate in stallo nel 2014; da allora una lenta caduta. I movimenti dell’ultima ora vanno presi con le molle: sono spesso effimeri, e in ogni caso i dati di produzione vengono rivisti per mesi. Volendo trattare nello specifico il solo bacino di Bakken / Sanish / Three Forks, vero cuore dei recenti miracoli petroliferi del Dakota del Nord, possiamo affidarci alla consueta e valida banca dati offerta dall’autorità governativa competente, la North Dakota Industrial Commission. Discesa delle produzioni già evidenziata per via grafica, ma ad ottobre e novembre 2016 si è assistito ad un rimbalzo considerevole. A dicembre, repentino crollo: evidentemente non ci sono stati cambiamenti strutturali importanti, ma solo una corsa ad estrarre e contabilizzare in fretta e furia qualche barile di petrolio in più in un momento ritenuto opportuno. Chissà che gli amministratori di alcune compagnie non abbiano provato a gabbare i revisori contabili iscrivendo a bilancio a fine anno volumi estratti insostenibili nel medio termine. Da fuori, impossibile capirlo con certezza.

Osservare un grafico che mostra i quantitativi di risorsa estratti, petrolio o quant’altro, a volte dice poco. Non racconta niente dei costi di estrazione, dei tassi di esaurimento; e non fornisce nessuna notizia riguardo la qualità del materiale ottenuto, né tanto meno sulle strategie messe in atto dalle aziende per l’immediato futuro. Neppure oscillazioni anomale ed eclatanti riescono a chiarire la situazione, e l’effimero rimbalzo produttivo registrato a Bakken a fine 2016 rende bene l’idea: chi avesse giudicato osservando quella crescita avrebbe potuto gridare al miracolo. A dicembre, dopo appena due mesi, il miracolo era svanito – e questo paradossalmente, ancora una volta, non dice niente del futuro né immediato né lontano. Stiamo osservando una macchina industriale e finanziaria complessa, non possiamo giudicarne il funzionamento limitando le osservazioni al solo andamento dei volumi – o dei danari – estratti.

Esercizio semplice: confrontiamo le quantità di greggio ottenute a Bakken con il numero di pozzi effettivamente in produzione. Non è una novità, e da queste parti il tema è già stato trattato; ma è sempre possibile osservare i medesimi argomenti da una diversa angolazione. Di solito il parametro a cui ci si affida è qualcosa del genere “BBLS Per Well” , o anche “Daily Oil Per Well”: petrolio estratto fratto numero di pozzi in attività. E’ un modello a mucca sferica che ci ha già raccontato cose interessanti: la produttività individuale dei singoli pozzi a Bakken declina da almeno 36 mesi. Per vedere qualcosa in più, anziché ai totali cumulati proviamo ad affidarci alle variazioni: cambiamento mensile nel numero di pozzi produttivi, e cambiamento mensile nella produzione – sempre riferiti all’area Bakken / Sanish / Three Forks. Nelle immagini di seguito, porremo sempre in ascissa le variazioni nel numero di pozzi operanti ed in ordinata le variazioni registrate per le produzioni di petrolio, in migliaia di barili / giorno persi o guadagnati mensilmente.

bakken north dakota nord produzione petrolio pozzi produttivi attivi variazioni mensiliBakken: variazioni pozzi attivi, produzione di petrolio. Fonte: North Dakota DMR.
Ascisse: variazione mensile numero pozzi produttivi. Ordinate: variazione mensile produzione, barili/giorno.

E in effetti con il grafico sopra abbiamo almeno una idea di cosa sia la dispersione dei dati: punti sparsi ovunque nel piano cartesiano. Impiegare una variazione mese su mese per pozzi in attività e barili prodotti crea un problema: l’effetto delle trasformazioni del primo parametro non si risente in maniera istantanea a carico del secondo parametro, ed il gap temporale richiesto per produrre qualche cambiamento produttivo varia anch’esso in una forbice ampia. I tempi di completamento e messa in produzione, per ogni impianto, sono ballerini e possono essere influenzati da cose come bancarotte, nevicate, scioperi, incidenti, problemi impiantistici e via dicendo. Dove intervengono fattori umani e sociali, è molto frequente il caso di ritrovarsi correlazioni piuttosto scadenti – eufemismo! Ci arrendiamo? No, anche perché tutti questi puntini sembrano comunque concentrarsi lungo un paio di andamenti: uno a valori positivi di ambo i parametri, e l’altro disposto sotto all’asse delle ascisse, quindi con incrementi nei pozzi operativi e decrementi di produzione.

bakken north dakota nord produzione petrolio pozzi produttivi attivi variazioni mensili media mobile
Bakken: variazioni pozzi attivi, produzione di petrolio; media mobile. Fonte: North Dakota DMR.
Ascisse: variazione mensile numero pozzi produttivi. Ordinate: variazione mensile produzione, barili/giorno.

Proviamo a spianare il rumore generato dagli errori casuali con una media mobile: a 3 o 5 mesi dice poco. Andiamo oltre, media mobile su 11 mesi. E’ parecchio, ma magari qualcosa lo racconta. In effetti qualcosa la media mobile, sovrapposta nel secondo grafico ai singoli dati mensili, lo può raccontare. Quelli che prima sembravano puntini sparsi a caso ora sembrano i costituenti di un andamento complesso e ben delineato. Abbiamo una regione in cui si addensano parecchi punti, più o meno sull’origine; quindi un trend lineare che si dirige verso l’alto, più pozzi e più petrolio estratto. In alto a destra, uno stallo nel quale l’andamento medio orbita attorno a valori più stabili descrivendo poligoni sovrapposti. Quindi un ramo discendente, visibile e pressoché lineare, che riesce a portare le variazioni di produzione in territorio negativo. La cosa è poco chiara, perché mancano le date: dobbiamo sapere da dove siamo partiti, dove siamo arrivati e cosa è successo nel mezzo. Provvediamo subito.

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Bakken: variazioni pozzi attivi, produzione di petrolio; media mobile. Fonte: North Dakota DMR.
Ascisse: variazione mensile numero pozzi produttivi. Ordinate: variazione mensile produzione, barili/giorno.

Tolti i dati di variazione mensile e centrata l’attenzione sulla sola media mobile, abbiamo davanti al naso la storia dell’avventura dello shale oil a Bakken. La vicenda prende le mosse nel 2006: le variazioni antecedenti sono piccole, si ammassano sull’origine degli assi e non hanno rilevanza. Dal 2006 in poi, qualcosa cambia: inizia una crescita considerevole nel numero di nuovi pozzi in produzione, assieme ad una crescita velocissima dei volumi di greggio estratti. Lo shock del 2009 non sembra cambiare la situazione, anzi: lo slancio verso l’alto cresce a dismisura almeno fino a tutto il 2011. A partire dai primi mesi del 2012, gli incrementi di produzione divengono più incerti; si continua a perforare a rotta di collo, con addizioni medie di 140 – 170 pozzi produttivi per mese. Dopo qualche ulteriore giravolta, a partire da settembre 2014, inizia una caduta rovinosa che perdura ininterrotta fino a questi ultimi mesi: già a metà 2015 le variazioni medie di produzione per il bacino sono ormai passate in territorio negativo, nonostante i pozzi produttivi insistano a crescere di numero. Volendo prestare fede ai dati disponibili, la situazione è cambiata drammaticamente: oggi come oggi, anche accrescendo il numero dei pozzi in produzione di 100 – 150 unità ogni mese potremmo solo mantenere stabile la produzione. I tempi nei quali questa azione generava incrementi mensili di 15.000 / 20.000 barili al giorno sono passato remoto.

La variabilità dei dati, la dispersione, raccontano altre vicende interessanti. Nel mese di ottobre 2016 è stato registrato il più grande incremento di produzione – sul mese precedente – mai visto per l’intero bacino: almeno 70.000 barili/giorno in più. Possibile gridare al miracolo, ma solo per una manciata di settimane: dicembre 2016 infatti segna il crollo più repentino di tutta la serie dati, con -86.000 barili/giorno. Non c’è stato nessun rimbalzo reale e duraturo: probabilmente è solo un problema di scadenze contabili e/o contrattuali, i produttori avranno ritenuto vantaggioso affrettarsi a vendere quella roba prima della fine dell’anno. Ad ogni modo la media mobile a 11 mesi insiste a seguire il tracciato delineato dalla fine del 2014. Un ulteriore cambiamento però dovrebbe attirare la nostra attenzione: le variazioni mensili del totale dei pozzi produttivi. In valor medio restano positivi, ma osservando i singoli punti dati possiamo notare una considerevole trasformazione: a gennaio 2016, per la prima volta dal lontano 2006, ne è stato registrato un decremento. A dicembre 2016 infine la caduta peggiore di sempre: in un colpo solo -104 pozzi attivi. Una novità per un bacino come Bakken, che per due lustri ha visto solo segni positivi davanti a qualsiasi parametro misurabile.

Arriviamo al dunque: il rapporto con i prezzi – e con gli investitori. Le quotazioni del petrolio si sono mantenute altissime durante lo sviluppo dell’avventura dello shale oil; l’interruzione del 2009 è stata breve, non ha cambiato gli andamenti. A partire da luglio 2014, prezzi in caduta verticale: già ad inizio 2015 le quotazioni si erano disposte ai livelli – modesti – che perdurano fino ad oggi. Questo cambiamento potrebbe essere invocato per giustificare uno stallo nelle attività di prospezione di nuovi depositi di idrocarburi; ma per quale ragione, improvvisamente, allo stesso numero di nuovi pozzi in linea dovrebbe corrispondere una produzione di molto inferiore? Una narrazione di gran moda è quella secondo cui “stanno tenendo il petrolio sottoterra in attesa di prezzi migliori”. Questa idea è stata smentita con chiarezza dalla stessa EIA, che segnalava il fatto che quasi tutto il cash flow disponibile per queste aziende era divorato dal costo dei debiti già a fine 2015. Se non avevano contante in cassa ed erano sommersi di debiti, come avrebbero potuto astenersi dal produrre e vendere petrolio? Infatti non potevano, e hanno svenduto tutto il possibile.

La storia assume contorni poco rassicuranti: non sembra logico immaginare che a Bakken, o in bacini analoghi, ci siano tesori tenuti nascosti. Semplicemente la resa delle operazioni in atto è scarsa, e non regge il confronto con la cuccagna sperimentata fino a due anni fa. Osserviamo di nuovo il terzo grafico: se le tendenze di caduta in atto a giugno 2016 dovessero perpetuarsi, in pochi mesi a Bakken ci troveremmo con un numero di pozzi produttivi stabile ed una produzione in calo di almeno -20.000 barili/giorno per ogni mese. Che appare ovvio, visto che nel ramo ascendente di curva questo è stato il massimo ritmo mensile di incremento: pura simmetria. Però c’è una cosa meno ovvia da osservare: la tempistica di trasformazione. Quando la produzione saliva, i punti dati costituenti la media mobile si disponevano con una certa spaziatura; ora che scende, sono nettamente più spaziati. Il cammino in salita realizzato tra gennaio 2009 e gennaio 2012 è stato bruciato, nella discesa, in meno di 18 mesi. Siamo così sicuri che ascesa e declino del bacino di Bakken debbano essere processi perfettamente simmetrici? E se invece così non fosse?

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