L'offerta petrolifera globale dovrebbe aumentare significativamente nel 2027, creando pressioni di tempistica per i progetti energetici e minerari con lunghi cicli di sviluppo. L'Agenzia Internazionale dell'Energia prevede che l'offerta petrolifera globale cadrà di 4,3 milioni di barili al giorno a 102 milioni nel 2026, per poi rimbalzare di 8,3 milioni di barili al giorno a 110,3 milioni nel 2027, secondo l'analisi pubblicata da Crux Investor. La ripresa dell'offerta prevista deriva principalmente dal ripristino della produzione del Golfo che era stata chiusa, piuttosto che dallo sviluppo di nuovi giacimenti.
Circa 8,3 milioni di barili al giorno di produzione dal Golfo erano offline a luglio 2026 nonostante la disponibilità di pozzi già esistenti, sistemi di raccolta e terminali. L'IEA ha identificato un potenziale eccesso di offerta fino a 4 milioni di barili al giorno dal quarto trimestre del 2026, che potrebbe ricostruire gli stock globali e indebolire il sostegno ai prezzi del petrolio. L'Amministrazione per le Informazioni Energetiche prevede un prezzo medio del Brent di circa 87 dollari per barile nel 2026, prima di scendere a 69 dollari nel 2027 man mano che la maggior parte della produzione di greggio dal Golfo ritorna ai livelli medi precedenti il conflitto.
Il Brent è stato scambiato vicino a 96 dollari per barile nella prima settimana di settembre 2026, circa 27 dollari sopra la previsione per il 2027. Questo declino previsto di 18 dollari tra il 2026 e il 2027 ha un impatto significativo sugli elementi economici dei progetti e sui tempi di recupero del capitale. Con la domanda prevista in crescita di 2,4 milioni di barili al giorno nel 2027, l'offerta aumenterebbe circa tre volte e mezzo più velocemente, aumentando il rischio di surplus e indebolendo il sostegno ai prezzi del petrolio.
Sia l'IEA che l'OPEC hanno aumentato le loro previsioni di crescita della domanda per il 2027, con il divario risultante tra le prospettive molto più stretto rispetto alle stime del 2026. L'IEA ha alzato la sua previsione per il 2027 a 2,4 milioni di barili al giorno mentre l'OPEC ha alzato la sua previsione a circa 2,2 milioni di barili al giorno. Per i progetti petroliferi, il periodo di rientro dell'investimento e la data di primo flusso di produzione determinano se il capitale può essere recuperato prima che i prezzi del Brent scendano.
Un progetto che raggiunge i primi ricavi nel quarto trimestre del 2026 entrerebbe in un mercato con un deficit previsto dall'IEA di 1,8 milioni di barili al giorno. Entro il quarto trimestre del 2027, lo stesso mercato avrebbe una previsione di rimbalzo dell'offerta di 8,3 milioni di barili al giorno. I progetti che mantengono margini positivi intorno a 65 dollari per barile dipendono meno dal fatto che i prezzi rimangono sopra 90 dollari e possono ridurre la dipendenza dal finanziamento esterno.
Per i progetti minerari, il quadro è sostanzialmente diverso. La ricerca di S&P Global ha rilevato un tempo medio di scoperta-produzione di 16 anni, rispetto ai 14 anni per 203 miniere in esercizio. Lo studio identifica i problemi di autorizzazione e la revoca dei permessi come la causa principale dei ritardi per le miniere che mirano a iniziare la produzione a partire dal 2026.
Se il declino previsto del Brent abbassa i prezzi del gasolio e dei noli nel 2027, i progetti minerari che iniziano le operazioni in seguito potrebbe iniziare con costi di esercizio inferiori rispetto alle miniere in funzione oggi. L'EIA ha riportato un prezzo medio nazionale statunitense del gasolio per autotrasporti di 5,599 dollari per gallone per la settimana del 31 agosto 2026, in aumento di 1,865 dollari rispetto a un anno prima. Gli studi di fattibilità che utilizzano i prezzi attuali del gasolio del 2026 potrebbero quindi sovrastimare tutti i costi sostenuti per le miniere che inizieranno le operazioni nel 2029 o in seguito, quando i costi del carburante potrebbero essere notevolmente inferiori.
Dune Oil è un esempio di sviluppo petrolifero a breve termine e detiene un interesse del 29 percento nella scoperta di greggio leggero del Giacimento del Campo Nord del Blocco M47 nel sudest della Turchia. Una valutazione indipendente ha stimato 27,6 milioni di barili di risorse contingenti con migliore stima netta rispetto alla società, con un VAN10% non rettificato per il rischio di 734 milioni di dollari statunitensi. La società prevede di condurre lavori di sismica bidimensionale e prove di produzione nell'autunno 2026, seguite da ulteriori perforazioni alla fine del 2026, con l'obiettivo di raggiungere 600-1.000 barili di olio equivalente al giorno netti entro la fine del programma di lavoro biennale.
Tre aggiornamenti programmati a settembre 2026 testeranno se la produzione del Golfo sta tornando come previsto. Sette produttori core dell'OPEC e alleati sono programmati per incontrarsi il 6 settembre 2026 per annunciare la loro decisione di produzione del quarto trimestre. L'EIA rilascerà il suo Outlook dell'energia a breve termine del 9 settembre, e l'IEA pubblicherà il suo Rapporto sul mercato petrolifero di metà settembre.
Questi aggiornamenti indicheranno se le proiezioni dell'equilibrio tra domanda e offerta supportano o sfidano il declino dei prezzi previsto per il 2027. Con gli inventari osservati globali al di sotto di 7,9 miliardi di barili, una perdita di offerta aggiuntiva potrebbe mantenere i prezzi del petrolio elevati e ritardare il declino previsto al 2028. Conversamente, un recupero negoziato nei volumi in transito potrebbe ripristinare l'offerta più rapidamente e accelerare il calo dei prezzi.
Le risorse produttive e prossime alla produzione comportano meno rischio di tempistica perché la loro economia non dipende dalla data esatta della ripresa dell'offerta nel 2027. La tesi di investimento differisce tra i settori petrolifero e minerario. I prezzi del petrolio influenzano direttamente i ricavi per i produttori di petrolio ma influenzano i costi del gasolio e dei noli per le miniere.
Una ripresa dell'offerta che riduce il Brent può diminuire i ricavi per i progetti petroliferi che raggiungono la produzione in seguito mentre migliora la base di costi dei progetti minerari ancora in sviluppo. I brevi periodi di rientro dell'investimento e la produzione anticipata limitano l'esposizione al prezzo del petrolio per i progetti petroliferi, mentre lo stato dei permessi, la preparazione della costruzione e ipotesi realistiche sul carburante determinano se le valutazioni dei progetti minerari riflettono i costi probabili al momento dell'avvio della produzione.
Source: cruxinvestor.com