L'offerta globale di petrolio dovrebbe rimbalzare significativamente nel 2027, creando pressioni sui tempi per i progetti energetici e minerari a lungo termine. L'Agenzia Internazionale dell'Energia prevede che l'offerta globale di petrolio cadrà di 4,3 milioni di barili al giorno a 102 milioni nel 2026, poi rimbalzerà 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 proviene principalmente dal ripristino della produzione del Golfo chiusa piuttosto che dallo sviluppo di nuovi giacimenti.
Circa 8,3 milioni di barili al giorno di produzione del Golfo erano offline a luglio 2026 nonostante i pozzi esistenti, i sistemi di raccolta e i terminali. L'IEA ha identificato un potenziale eccesso di offerta fino a 4 milioni di barili al giorno dal quarto trimestre 2026, che potrebbe ricostituire le scorte globali e indebolire il sostegno ai prezzi del petrolio. L'Energy Information Administration prevede che il greggio Brent avrà una media di circa 87 dollari al barile nel 2026 prima di scendere a 69 dollari nel 2027 quando la maggior parte della produzione di greggio del Golfo tornerà ai livelli medi pre-conflitto.
Il Brent è stato scambiato vicino a 96 dollari al barile nella prima settimana di settembre 2026, circa 27 dollari al di sopra della previsione 2027. Questo calo di 18 dollari previsto tra 2026 e 2027 ha un impatto significativo sull'economia 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 eccedenza e indebolendo il sostegno ai prezzi del petrolio.
Sia l'IEA che l'OPEC hanno aumentato le loro previsioni di crescita della domanda 2027, con lo spread risultante tra le previsioni di gran lunga più stretto delle stime 2026. L'IEA ha aumentato la sua previsione 2027 a 2,4 milioni di barili al giorno mentre l'OPEC ha aumentato la sua previsione a circa 2,2 milioni di barili al giorno. Per i progetti petroliferi, il periodo di ammortamento e la data della prima 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 2026 entrerebbe in un mercato con un deficit previsto dall'IEA di 1,8 milioni di barili al giorno. Nel quarto trimestre 2027, lo stesso mercato presentirebbe un rimbalzo dell'offerta previsto di 8,3 milioni di barili al giorno. I progetti che mantengono netback positivi vicini a 65 dollari al barile dipendono meno dai prezzi che rimangono superiori a 90 dollari e possono ridurre l'affidamento sui finanziamenti esterni.
Per i progetti minerari, il quadro è sostanzialmente diverso. La ricerca di S&P Global ha trovato un tempo medio da scoperta a produzione di 16 anni, rispetto ai 14 anni per 203 miniere operative. Lo studio identifica i problemi di permessi e le revoche di permessi come la causa principale dei ritardi per le miniere con target di produzione dal 2026 in poi.
Se il calo previsto del Brent abbassa i prezzi del diesel e del trasporto nel 2027, i progetti minerari che iniziano le operazioni in seguito potrebbero iniziare con costi di gestione inferiori rispetto alle miniere in funzione oggi. L'EIA ha segnalato un prezzo medio nazionale sul percorso dei trasporti di gasolio negli Stati Uniti di 5,599 dollari al 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 diesel 2026 potrebbero quindi sovrastimare i costi all'in totale sostenibilità per le miniere che iniziano le operazioni nel 2029 o successivamente, quando i costi del carburante potrebbero essere sostanzialmente inferiori.
Dune Oil, esempio di sviluppo petrolifero a breve termine, detiene una partecipazione del 29 per cento nel giacimento di petrolio leggero North Field del Blocco M47 nel sudest della Turchia. Una valutazione indipendente ha stimato 27,6 milioni di barili di risorse contingenti con stima migliore netta per la società, con un VAN10% non riscattato di 734 milioni di dollari statunitensi. La società prevede lavori sismici bidimensionali e test di produzione nell'autunno 2026, seguiti da perforazioni aggiuntive nel tardo 2026, con target di 600 a 1.000 barili di equivalente petrolifero al giorno netto entro la fine del programma di lavoro di due anni.
Tre aggiornamenti programmati a settembre 2026 verificheranno se la produzione del Golfo sta tornando come previsto. Sette produttori OPEC principali e alleati hanno programmato un incontro il 6 settembre 2026 per annunciare la loro decisione sulla produzione del quarto trimestre. L'EIA rilascerà il suo Outlook energetico 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 previsto calo dei prezzi 2027. Con le scorte osservate globali al di sotto di 7,9 miliardi di barili, una perdita aggiuntiva di offerta potrebbe mantenere i prezzi del petrolio elevati e ritardare il calo previsto al 2028. Conversamente, un recupero negoziato nei volumi di transito potrebbe ripristinare l'offerta più rapidamente e anticipare il calo dei prezzi.
Le attività in produzione e quasi in produzione comportano meno rischi di timing perché la loro economia non dipende dalla data esatta del recupero dell'offerta 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 diesel e del trasporto per le miniere.
Un recupero dell'offerta che abbassa il Brent può ridurre i ricavi per i progetti petroliferi che raggiungono la produzione più tardi mentre migliora la base di costi dei progetti minerari ancora in fase di sviluppo. I brevi periodi di ammortamento e la produzione precoce limitano l'esposizione ai prezzi del petrolio per i progetti petroliferi, mentre lo stato dei permessi, la prontezza costruttiva e le ipotesi realistiche sul carburante determinano se le valutazioni dei progetti minerari riflettono i costi che probabilmente prevarranno all'avvio della produzione.
Fonte: cruxinvestor.com