“L’Opec non è più un cartello e l’era dei tagli alla produzione è finita, per cui è privo di senso sprecare tempo per raggiungere simili accordi”. Con queste parole pronunciate a febbraio 2016, Ali al-Naimi, ex ministro del Petrolio saudita e grande influencer dei mercati petroliferi per oltre 20 anni, sembrava aver dichiarato la fine dell’Opec e i media, da sempre attenti osservatori del leader saudita, tendevano a concordare con questa teoria. I fatti accaduti negli ultimi tre anni gli danno torto o ragione? Il presente articolo si propone di raccontare l’evoluzione seguita dall’Organizzazione dei Paesi Esportatori di Petrolio (Opec) che nella sua storia più recente ha cambiato forma e sostanza. In questa svolta, che ha portato alla formazione della cosiddetta Opec Plus, il duopolio Arabia Saudita – Russia ha un ruolo chiave. Si cercherà quindi, senza pretesa di esaustività data l’ampiezza e complessità della materia, di identificare i temi dominanti di una trama che si dipana lungo l’asse Riyadh-Mosca-Washington. L’Opec Plus nasce in primis come reazione alla crescita non prevista e non controllabile della produzione non convenzionale degli Stati Uniti, una variabile che ha sovvertito gli equilibri del mercato petrolifero mondiale e a cui l’Arabia Saudita da sola (o con il solo contributo degli altri stati membri dell’Opec) non è in grado di far fronte in modo efficace ai fini di una stabilizzazione delle quotazioni internazionali. Da qui l’importanza della Russia, un alleato irrinunciabile per Riyadh. A fronte di un’Arabia Saudita decisamente ridimensionata nel suo ruolo di leader Opec, la Russia – anche attraverso l’Opec Plus – sta intensificando la sua politica espansionistica e di riaffermazione del suo ruolo di potenza economica, partendo proprio da quello di grande attore energetico, soprattutto in Medio Oriente.

Opec Plus: la genesi della nuova Opec

Il ruolo dell’Opec ha subìto una profonda evoluzione dall’inizio del Millennio a oggi. Nei primi anni Duemila, nessuno metteva in discussione la sua capacità di stabilizzare il mercato del petrolio: tra il 2000 e il 2005, ad esempio, aveva definito una banda di oscillazione “ottimale” dei prezzi del greggio di 22-28 dollari al barile (doll/bbl) che veniva strenuamente difesa modulando l’offerta, vale a dire aumentandola se le quotazioni eccedevano il limite superiore o riducendola se si portavano al di sotto di quello inferiore. Anche quando, a partire dal 2006, i prezzi presero a salire in modo continuo e inesorabile in ragione dell’emergere di nuove condizioni di mercato – in primis la straordinaria crescita della domanda con l’ingresso sul mercato della Cina^[1] – il cartello ha sempre agito come balancer modificando di continuo il suo tetto produttivo e di conseguenza le quote dei singoli stati membri. È stato così anche a fine 2008 quando, a seguito del crollo delle quotazioni di oltre 100 dollari al barile – dai massimi di 147 doll/bbl di giugno ai 35 doll/bbl di dicembre – susseguente al fallimento della banca d’affari americana Lehman Brothers e all’avvio della recessione economica mondiale, l’Opec optò per un taglio della produzione di portata storica e pari a 4,2 milioni di barili al giorno (mil. bbl/g), con il chiaro intento di fornire supporto ai prezzi.

Tuttavia, la decisione presa in quell’anno – durante il vertice di Oran, in Algeria – è rimasta per diverso tempo l’ultimo concreto gesto del cartello direzionato verso la stabilizzazione del mercato. Il tetto produttivo che venne definito in quella sede di 24,9 mil. bbl/g fu mantenuto fino al dicembre 2011, quando il suo perdurante sforamento portò alla definizione di una nuova quota collettiva di 30 mil. bbl/g: non una decisione di aumento dell’offerta quindi, ma una mera ufficializzazione dello stato dell’arte.

Si dovrà attendere la fine del 2014 per rivedere l’Opec assumere una posizione forte e, questa volta, decisamente in controtendenza. Dopo un prolungato periodo di prezzi del petrolio sopra i 100 doll/bbl,^[2] a giugno di quell’anno si inizia ad assistere a un veloce e consistente ripiegamento sotto la spinta di un’incalzante e inattesa crescita della produzione di greggio non convenzionale degli Stati Uniti. La shale revolution – come venne da subito definita pur senza essere pienamente consapevoli della sua portata – aveva determinato in poco tempo una condizione di eccesso di offerta a cui il mercato non era preparato. Una condizione che si sarebbe rivelata non temporanea e che, soprattutto, era ascrivibile a una tipologia di produzione del tutto nuova, in grado di scardinare i crismi di un mercato tradizionalmente caratterizzato da un’offerta anelastica ai prezzi (almeno nel breve periodo) in ragione di investimenti che potevano richiedere sino a 10 anni di time to market.^[3] Il breve ciclo di investimento che caratterizza lo shale oil (da uno a sei mesi) consentiva, invece, ai produttori di aumentare rapidamente la produzione quando i prezzi salivano e di ridurla altrettanto velocemente quando scendevano, di fatto sottraendo all’Opec il suo storico ruolo di produttore residuale.

È la consapevolezza del radicale cambiamento che andava dispiegandosi a portare il cartello ad assumere una decisione di netta rottura rispetto al passato: il 27 novembre del 2014, l’Opec di Ali al- Naimi annunciò l’avvio di una strategia di difesa delle quote di mercato, lasciando che fosse il libero gioco di domanda e offerta a determinare l’andamento dei prezzi. Una decisione che contribuì ad accelerare il crollo delle quotazioni avviatosi in estate e che si protrasse per i successivi due anni, fino al minimo giornaliero di 26 doll/bbl toccato nel gennaio 2016, un livello non riscontrabile dal 2006. Fu proprio in quel momento, e dopo un biennio in cui tutti i tentativi di trovare accordi risultarono fallimentari, che si arrivò a un nuovo punto di svolta.

Un così basso livello dei prezzi aveva giocoforza determinato un importante taglio degli investimenti upstream su scala mondiale e una frenata della produzione non-Opec, specie di shale oil, caratterizzata da costi di estrazione mediamente più elevati di quelli dei giacimenti convenzionali del Medio Oriente. Un esito, quest’ultimo, che a prima vista sembrava rispecchiare le intenzioni dell’Opec: difendendo la propria quota di mercato e quindi non ponendo limiti alla sua produzione, puntava a eliminare l’offerta non convenzionale statunitense, nella convinzione che non avrebbe retto a quotazioni in caduta libera. Ma le cose non sono andate esattamente così: i significativi miglioramenti di efficienza e di produttività conseguiti dall’industria dello shale oil hanno fortemente contenuto il calo produttivo di questa tipologia di offerta, consolidando al contempo le sue già note caratteristiche di elasticità ai prezzi. Già con un barile in risalita nella fascia 40-50 dollari, come quello che si riscontra nella seconda metà del 2016, la produzione americana inizia infatti a mostrare segni di ripresa. La resilienza degli Stati Uniti anche in un contesto di bassi prezzi ha in sostanza disilluso i produttori del cartello circa la bontà della strategia adottata nel novembre del 2014, inducendoli a cambiare nuovamente rotta.

Il 2016 si qualifica, quindi, come un altro anno chiave per l’Opec, anche grazie all’insediamento della nuova corona saudita caratterizzata da una visione di forte spaccatura rispetto a quella precedente. Khaled al-Faleh, il nuovo ministro dell’Energia, dell’Industria e delle Risorse minerarie nonché braccio destro del principe ereditario Mohammed, sembra prendere le distanze dal suo ingombrante predecessore; con un approccio decisamente più morbido, appare subito disposto a ripensare la strategia di difesa delle quote di mercato sposata due anni prima da Ali al-Naimi. È in questo nuovo contesto che si inserisce il 170° vertice Opec di Algeri, durante il quale l’Opec preannuncia la volontà di portare avanti un serio e costruttivo dialogo con alcuni paesi produttori esterni all’Organizzazione, con l’obiettivo di stabilizzare il mercato e ripristinare un duraturo stato di equilibrio. Dai discorsi dei diversi esponenti e dai documenti ufficiali del cartello, emergono di nuovo parole come “consenso”, “credibilità”, “stabilità del mercato duratura”, indicative di un significativo cambiamento in atto. Un cambiamento che viene suggellato a Vienna il 30 novembre dello stesso anno quando, dopo due mesi di intense e complicate consultazioni, l’Opec ufficializza il ritorno a quel ruolo attivo di stabilizzatore che storicamente ha cercato di ricoprire attraverso il controllo della sua offerta, annunciando un taglio produttivo complessivo di 1,2 mil. bbl/g.^[4] La riduzione, effettiva dal 1° gennaio 2017, avrebbe riguardato un periodo iniziale di sei mesi, potendo essere prolungata per un altro semestre a seguito di un’opportuna valutazione delle condizioni di mercato.

Era dal vertice di Oran del 2008 che non si era più parlato di tagli. Ma il cambio di marcia non finisce qui. Il 10 dicembre 2016 si tiene – sempre a Vienna – un meeting ministeriale congiunto a cui partecipano – oltre agli stati membri dell’Organizzazione – 11 produttori esterni: Azerbaijan, Bahrain, Brunei, Guinea Equatoriale, Kazakhstan, Malesia, Messico, Oman, Russia, Sudan e Sud Sudan. Un vertice di portata storica, il primo dal 2001 di questo tipo, in cui si sono riuniti i rappresentanti di oltre la metà della produzione mondiale di greggio e il cui esito è stato quello di addivenire a un impegno di riduzione anche da parte dei paesi non membri, Russia su tutti:^[5] un taglio di 0,6 mil. bbl/g, anch’esso da attuare nel primo semestre 2017 e per oltre la metà proveniente da Mosca. In conclusione, gli accordi raggiunti a Vienna il 30 novembre e il 10 dicembre portano a un taglio complessivo di circa 1,8 mil. bbl/g, di matrice Opec (1,2 mil. bbl/g) e non-Opec (0,6). Un taglio che trasmette un segnale molto forte: l’Opec, insieme ad altri importanti produttori, vuole tornare a gestire un mercato che da solo non sembra riuscire a ripristinare una condizione di equilibrio per via della nuova variabile chiave con cui fare i conti: la produzione non convenzionale degli Usa.

È infatti “colpa” dello shale oil e dell’eccesso di offerta che ne è derivato se l’Opec ha deciso a fine 2014 di perseguire una strategia di difesa della sua quota di mercato. La susseguente caduta dei prezzi non ha tuttavia portato agli effetti sperati e la produzione americana, pur sofferente, ha mostrato un’evidente resilienza. È quindi sempre “colpa” dello shale oil se, due anni dopo, l’Opec ha deciso di rivedere la propria strategia con una nuova consapevolezza: solo un’azione concertata come quella dell’Opec Plus avrebbe potuto controbilanciare quel boom produttivo senza precedenti.

L'evoluzione dell'OPEC dal 2000 a oggi

Opec Plus: sempre più solida ma per quanto?

Nonostante un’iniziale diffidenza di fondo sulla sua tenuta ed efficacia, la nuova Organizzazione – sotto l’egida del duopolio Arabia Saudita-Russia – ha saputo dimostrare come i tagli attuati^[6] e di volta in volta rinnovati^[7] abbiano avuto un effetto concreto sul mercato: non tanto per aver determinato un rialzo dei prezzi quanto per averne definito un floor minimo attorno ai 60 doll/bbl, accettabile – se non da tutti – da diversi paesi produttori. Dalla costituzione dell’Opec Plus, infatti, le quotazioni non hanno mai abbandonato questa soglia, a eccezione di periodi molto brevi. 

La tenuta di questa nuova Opec è, tuttavia, fortemente legata al comportamento della Russia, il principale attore esterno al cartello. In tal senso, le dichiarazioni di Putin durante il G20 di Osaka (giugno 2019) sull’importanza di una simile collaborazione e la decisione di proseguire i tagli fino al 2020 (ma anche oltre) annunciata a Vienna durante il vertice del 2 luglio scorso fanno ben sperare sulla solidità del suo impianto.

Ma quanto potrà ancora reggere l’Opec Plus? Due i principali fattori a supporto di questa alleanza: il primo è la paura. I ministri del Petrolio dei diversi stati Opec sono terrorizzati dall’idea che si possa ripresentare una condizione simile a quella del periodo 2014-2016. Il secondo è il consolidamento del duopolio Arabia Saudita-Russia sancito dalla Carta di Cooperazione firmata proprio in occasione dell’ultimo meeting di luglio. Tuttavia, se è indubbio che la partecipazione dei primi due esportatori mondiali di petrolio conferisca forza ed efficacia all’Accordo, è altrettanto vero che la ratio che spinge le due parti a perpetuare la collaborazione è completamente diversa. Da un lato ci sono i sauditi che intendono il coinvolgimento in senso duraturo, per non dover sopportare da soli l’onere dei tagli; dall’altro, la Russia che invece lo interpreta come una circostanza indotta da condizioni eccezionali. Tuttavia, Mosca è anche consapevole che una simile alleanza è l’unico modo a sua disposizione per riuscire a influenzare il mercato petrolifero mondiale. L’Accordo si sta infatti rivelando cruciale per il paese che si sta trasformando da fornitore focalizzato sull’Europa a supplier globale. A fronte di una sostanziale stabilità delle forniture di greggio russo dirette al Vecchio Continente, che comunque ne rimane il principale destinatario con circa 158 milioni di tonnellate, dal 2015 al 2018 si nota una significativa crescita dei flussi direzionati verso altri mercati come il Medio Oriente (da 0,2 a 1,4 milioni di tonnellate) e la Cina (da 42 a 72 milioni di tonnellate).

Ma la politica dei tagli ha anche un effetto che può sembrare paradossale: ha infatti favorito lo sviluppo della produzione americana, proprio quella produzione per far fronte alla quale è stata pensata e implementata. Dopo la frenata del 2015-2016, in concomitanza con il crollo dei prezzi, l’offerta petrolifera statunitense ha ripreso a crescere già dalla primavera del 2017 – quindi poco dopo la costituzione dell’Opec Plus – con un aumento da allora a oggi di circa 3 mil. bbl/g. Stando così le cose, va chiarito il razionale sottostante la strategia dell’Opec Plus: resistere per non soccombere, nella convinzione che il boom dello shale Usa sia temporaneo e destinato a raggiungere nei prossimi anni il picco produttivo. Ma questo assunto implica che i fatti si attengano alle previsioni ed è un azzardo, specie se si considera il continuo superamento delle aspettative a cui lo shale oil ci ha abituato. L’Arabia Saudita^[8], senza nascondere incertezza, ha affermato che ancora per due/quattro anni l’Opec potrebbe sopportare una politica di tagli.^[9] Ma se il picco produttivo fosse molto più lontano? La Russia continuerebbe a sostenere la causa come i rumours su un possibile accordo di lungo termine farebbero pensare?

La produzione degli Stati Uniti: fonte di incertezza per l’alleanza Riyadh-Mosca  

La crescita della produzione americana, guidata dallo shale oil, ha superato quella della domanda mondiale nel 2018, condizione che sembra trovare conferma anche nell’anno in corso. Il perpetuarsi di questa dinamica ha sinora posto un cap ai prezzi, collocabile attorno ai 75 doll/bbl, che si confronta con il floor minimo di 60 doll/bbl definito in buona parte dall’accordo sui tagli dell’Opec Plus, volto a fronteggiare l’impatto sul mercato mondiale di questa tipologia di offerta. 

Ma per quanto tempo continueranno i successi produttivi degli Stati Uniti? Una domanda a cui è pressocché impossibile rispondere perché molti dei fattori che determinano questa condizione sono non prevedibili, quali i prezzi delle commodities, le stime delle risorse presenti nel sottosuolo, gli sviluppi tecnologici, le condizioni di accesso al capitale e alle infrastrutture di trasporto.

Le previsioni di lungo termine sono quindi ancora più complesse e incerte in un simile contesto. La traiettoria che seguirà lo shale Usa nel prossimo futuro sembra indicare, nella maggioranza dei casi, il raggiungimento del picco verso la fine del decennio 2020 ma le previsioni variano molto a seconda delle ipotesi di prezzo formulate.^[10]

Previsioni sul picco di produzione petrolifera USA (mil. bbl/g)

Fonte: elaborazioni RIE su dati instituti/enti citati

Energy Intelligence – uno dei più importanti provider di dati e analisi sul settore energetico – stima che con un prezzo del Wti – greggio di riferimento per gli Stati Uniti – compreso tra 55 e 60 doll/bbl la produzione dell’area possa raggiungere il suo massimo attorno al 2030 a circa 16 mil. bbl/g, ma la crescita rallenterà già dal 2020. Il Dipartimento per l’Energia statunitense (Doe) indica, invece, livelli record fino al 2027 quando verranno toccati i 15 mil. bbl/g; a seguire, si assisterà a un rallentamento ma con volumi che si mantengono sopra i 14 mil. bbl/g fino al 2040.^[11] Rystad Energy, accreditata società di consulenza norvegese, colloca il picco produttivo sempre alla fine del decennio 2020 ma delinea due scenari che differiscono profondamente in termini di volume di picco, a sua volta funzione delle condizioni di prezzo: si va dai 24 mil. bbl/g con prezzi del Wti a 70 doll/bbl ai 17 mil. bbl/g con prezzi a 50 doll/bbl. Anche l’Opec rientra nel filone previsivo che indica il raggiungimento del punto di massimo alla fine degli anni 2020 e precisamente nel 2027 (a 14,3 mil. bbl/g), ma è consapevole delle incertezze enormi che gravano su queste stime e quindi del fatto che una loro revisione, anche consistente, è possibile tanto al rialzo quanto al ribasso.

Un’incertezza che potrebbe costare cara all’alleanza con la Russia specie se altre produzioni dovessero raggiungere il mercato (ad esempio di Brasile, Canada e Guyana). Ma per Mosca gli interessi in gioco non sono solo energetici e anche in questo, ancora una volta, gli Stati Uniti hanno un ruolo centrale.

Russia e Medio Oriente: legami sempre più stretti 

L’accordo con l’Opec di fine 2016 suggella e rafforza la politica espansionistica seguita dalla Russia dal 2015 in poi e animata dall’evidente intenzione di riaffermare il suo ruolo di potenza economica, partendo proprio da quello di grande attore energetico, soprattutto in Medio Oriente.

Quando all’inizio del 2014 il paese venne colpito dalle sanzioni internazionali imposte da Stati Uniti e Unione Europea a seguito dell’intervento militare in Ucraina, a essere minata fu in primo luogo la sua influenza geopolitica internazionale, a sua volta strettamente legata all’importanza del suo settore energetico, specie per il Vecchio Continente. In risposta, il Cremlino iniziò a guardare altrove aprendosi a nuovi mercati di esportazione. Il primo obiettivo fu la Cina con cui, in quello stesso anno, Gazprom riuscì a concludere un accordo trentennale per la fornitura di 38 miliardi di metri cubi di gas alla compagnia di stato Cnpc; al contempo il paese asiatico divenne un’importante fonte di finanziamento per Mosca in merito allo sviluppo di progetti in ambito petrolifero e gas (specie gas naturale liquefatto-Gnl) da destinare al suo mercato interno. Il successivo rallentamento dell’economia cinese e il suo forte potere contrattuale fecero sì che il focus della politica estera della Russia si estendesse anche al Medio Oriente. In quest’area, l’influenza di Mosca acquisì nuovo slancio a seguito dell’intervento militare in Siria, nel 2015, che capovolse le sorti del regime del presidente Bashar al Assad, permettendogli di riconquistare un pezzo di paese. Fino a quel momento, e precisamente dalla fine della Guerra Fredda, la Russia aveva preso sostanzialmente le distanze dai numerosi conflitti di cui il Medio Oriente fu teatro, non rivendicando in maniera assertiva alcun interesse nell’area. Nel 2003 e nel 2011, ad esempio, non attuò alcun intervento concreto mentre gli Stati Uniti destituivano Saddam Hussein e Muammar Gheddafi, entrambi leader di paesi con cui aveva buoni rapporti. Tuttavia, in Siria, ha dimostrato di avere la forza militare e la volontà politica di salvare Assad; da quel momento, diversi paesi della regione medio-orientale, compresi i tradizionali alleati statunitensi, come Israele e Arabia Saudita, hanno iniziato a intensificare le relazioni con Mosca. L’intenzione della Russia di diventare un importante player energetico (e non solo) in Medio Oriente dovrebbe quindi essere vista nel più ampio contesto della rivalità geopolitica con gli Stati Uniti.

L’animosità nei confronti di Washington è condivisa in particolare con l’Iran che, peraltro, dopo la Russia, è il secondo principale sostenitore di Assad. Le sanzioni Usa contro entrambi i paesi e il ritiro dall’accordo nucleare iraniano voluto da Trump nel maggio 2018 non hanno fatto altro che consolidare la vicinanza tra Mosca e Teheran. La Russia è ad esempio diventata il principale fornitore di armi dell’Iran e la cooperazione economica tra i due paesi, nonostante il limitato commercio bilaterale (solo lo 0,3% del commercio internazionale totale della Russia nel 2017), è di importanza strategica riguardando un settore nevralgico per entrambi, quello energetico. A novembre 2017, Rosneft e la compagnia di stato iraniana hanno firmato un accordo per lo sviluppo di progetti petroliferi iraniani per un valore di 30 miliardi di dollari. L’accordo prevede anche possibili vendite di gas russo all’Iran settentrionale (dove manca un adeguato collegamento via gasdotto con le regioni produttrici di gas del sud del paese). Più di recente, il 27 luglio scorso, Russia e Iran hanno firmato un protocollo d’intesa che prevede una cooperazione militare tra le rispettive forze navali: un altro modo attraverso cui i russi entrano in modo dirompente nel dossier iraniano.

In un contesto già ben delineato, l’accordo con l’Opec rappresenta indubbiamente un elemento a favore di un ulteriore rafforzamento dell’influenza russa in un’area strategica sotto il profilo energetico come il Medio Oriente. Emblematica in tal senso, la visita di Stato del re saudita Salman dell’ottobre 2017 a Mosca, la prima in assoluto da parte di un monarca saudita in carica. A riprova di questo connubio, si citano i numerosi accordi che sono stati siglati o pianificati dalla costituzione dell’Opec Plus in avanti con diversi stati mediorientali, a dimostrazione dei significativi interessi economici e commerciali della Russia nel settore energetico della regione.

La Turchia è il primo destinatario dell’energia russa diretta in Medio Oriente (esportazioni di petrolio e gas per un valore di 5,1 miliardi di dollari nel 2017) e la dipendenza del paese dal gas russo è stato probabilmente il motivo principale per cui il presidente Erdoğan, nel giugno 2016, ha voluto ricostruire le relazioni con Mosca. Volumi significativi vengono anche esportati verso Israele (0,6 miliardi di dollari), Marocco (0,6 miliardi di dollari) ed Egitto (0,4 miliardi di dollari). Ma nell’interesse di Mosca – anche in ragione del fatto che le sanzioni in essere impongono limiti allo sviluppo delle riserve di petrolio russo – rientrano anche i principali paesi produttori. Rosneft e Saudi Aramco, ad esempio, dal 2018 portano avanti un dialogo volto a individuare possibili aree di cooperazione. Anche nel Kurdistan iracheno la compagnia russa ha dimostrato un certo attivismo negli ultimi due anni: dapprima acquistando una pipeline per l’esportazione di petrolio verso la Turchia – quel che sicuramente permette alla compagnia di esercitare una certa influenza nell’area essendo le entrate di quest’ultima significativamente legate alle esportazioni petrolifere – e successivamente impegnandosi a supportare lo sviluppo del settore nazionale del gas. In Siria, la Russia ha diritti esclusivi di produzione di petrolio e gas fornendo in cambio supporto alla ricostruzione del settore energetico del paese.

La presenza economica della Russia in Medio Oriente

Fonte: elaborazione dell'autore su Briefing del Parlamento Europeo Russia in the Middle East, 2018; la fonte dei dati è Eurasian Economic Commission.

Fonte: elaborazione dell'autore su Briefing del Parlamento Europeo Russia in the Middle East, 2018 e su stampa specializzata

Ma gli interessi energetici di Mosca in Medio Oriente non si limitano all’Oil&Gas. Diversi paesi della regione stanno investendo in capacità di generazione nucleare al fine di ridurre la loro dipendenza dai combustibili fossili e Rosatom, società statale russa, è diventata il principale fornitore di tecnologia. Completato nel 2011, Bushehr – in Iran – è la prima e ancora unica centrale nucleare della regione, attualmente in fase di espansione. In Turchia, alla fine del 2017, è stata avviata la costruzione dell’impianto di Akkuyu, il cui completamento è previsto per il 2025. Rosatom sta inoltre conducendo studi di fattibilità in Giordania e a dicembre 2017 ha firmato un accordo preliminare con l’Egitto per la costruzione della centrale di Dabaa. Anche l’Arabia Saudita, che ha annunciato piani in tale ambito, sta considerando Rosatom come uno dei potenziali costruttori, tanto da indurre la società russa ad aprire una sede a Dubai sperando di essere selezionata allo scopo. Rosatom si occupa anche della gestione delle centrali e della fornitura del combustibile, instaurando quindi un forte legame con i paesi in cui opera che ne sono in un certo senso dipendenti: non è infatti semplice acquistare da un altro fornitore il combustibile necessario ad alimentare un impianto nucleare costruito in Russia.

Questa panoramica, benché non esaustiva, indica chiaramente come i crescenti investimenti energetici russi nella regione medio-orientale stiano portando a una forte cooperazione economica, da cui quasi sempre derivano più stretti legami politici. Una cooperazione che ha sicuramente acquisito slancio nel biennio 2015-2016, prima grazie all’intervento militarie in Siria e dopo attraverso l’accordo coi tagli siglato con l’Opec.  

Conclusioni

L’Opec Plus nasce in primis come reazione alla crescita non prevista e non controllabile della produzione non convenzionale degli Stati Uniti, una variabile che ha sovvertito gli equilibri del mercato petrolifero mondiale e a cui l’Arabia Saudita da sola (o con il solo contributo degli altri stati membri dell’Opec) non è in grado di far fronte in modo efficace ai fini di una stabilizzazione delle quotazioni internazionali. Da qui, l’importanza della Russia, senza cui l’Accordo non ci sarebbe nemmeno stato e da cui dipende anche la sua futura tenuta. 

Risulta quindi evidente come, a fronte di un’Arabia Saudita decisamente ridimensionata nel suo ruolo di leader Opec, la Russia – anche attraverso l’Opec Plus – stia intensificando la sua politica espansionistica e di riaffermazione del suo ruolo di potenza economica, partendo proprio da quello di grande attore energetico, soprattutto in Medio Oriente.

Un ruolo che va altresì letto nel contesto della sua rivalità globale con gli Stati Uniti. Al di fuori dei paesi dell’ex Unione Sovietica, il Medio Oriente è probabilmente la regione in cui Mosca ha avuto maggior successo nel consolidare la sua influenza a spese dell’America. La credibilità degli Stati Uniti nell’area è indubbiamente danneggiata dall’eredità dell’invasione dell’Iraq del 2003 e dall’incapacità di intervenire con decisione nella guerra civile siriana. Il divieto di accesso ai cittadini provenienti da cinque paesi a maggioranza musulmana voluto dal presidente americano Donald Trump, così come la sua decisione di spostare l’ambasciata americana a Gerusalemme hanno ulteriormente aggravato la reputazione di Washington nella regione. In un simile contesto, la Russia, con i suoi importanti asset energetici e l’intervento decisivo in Siria, ha saputo ritagliarsi un ruolo strategico che, anche grazie all’Opec Plus, potrebbe durare a lungo.

 Note

[1]La Cina fece il suo dirompente ingresso come importante consumatore petrolifero nel 2004: in quell’anno la sua richiesta di petrolio arrivò a toccare quasi 1 mil. bbl/g. Fonte: Bp Statistical Review of World Energy 2005.

[2]Dal 2010 sino a metà 2014.

[3]Periodo intercorrente tra la scoperta di un giacimento e la sua messa in produzione.

[4] Il parametro di riferimento rispetto a cui attuare il taglio era la produzione di ottobre 2016 e venne anche definito un tetto cumulato di 32,5 mil. bbl/g

[5] La Russia aveva, al pari dell’Opec, pesantemente risentito del crollo delle quotazioni del periodo 2014-2016.

[6] Spesso supportati da riduzioni produttive non volontarie associate a tensioni geopolitiche.

[7] Come si nota dalla timeline che ripercorre gli accordi Opec e la sua evoluzione dal 2000 in poi, a dicembre 2018 la politica dei tagli dell’Opec Plus subisce una variazione: si decide per una riduzione complessiva di 1,2 mil. bbl/g in luogo dei precedenti 1,8 mil. bbl/g, avendo come riferimento la produzione di ottobre 2018 (prima si prendeva in considerazione quella di ottobre 2016). A giugno dello stesso anno l’aumento dei prezzi del petrolio aveva portato a un allentamento dei tagli. 

[8] Sabato 14 settembre i coordinati attacchi terroristici lanciati e rivendicati dai ribelli huthi yemeniti (alleati dell’Iran) hanno colpito la raffineria di Abqaiq, la più grande del mondo con una capacità di 7 mil. bbl/g, e il giacimento di Khurais (1,5 mil. bbl/g). Secondo le prime stime, gli attacchi – avvenuti con droni – potrebbero generare un ammanco di 5,7 mil. bbl/g, oltre la metà della produzione saudita e il 5% del consumo mondiale. In attesa che i dati energetici vengano confermati, l’Opec Plus non ritiene che ci siano al momento i presupposti per convocare un meeting urgente e intraprendere azioni, anche in considerazione della significativa disponibilità di scorte. Al di là delle sue ricadute energetiche, l’accaduto evidenzia però la gravità dello scontro politico-militare che lacera il Medio Oriente dallo scorso maggio, con i numerosi attacchi alle petroliere nello stretto di Hormuz. Evidenzia anche la tensione sempre più accesa tra Iran e Usa, con questi ultimi che hanno espressamente attribuito alla Repubblica Islamica la responsabilità degli attacchi dichiarandosi pronti a intervenire. La situazione andrà monitorata con attenzione essendo a oggi in pieno divenire. 

[9]A inizio settembre 2019 il re saudita King Salman bin Abdulaziz al Saud ha nominato suo figlio, il Principe Abulaziz bin Salman, come nuovo Ministro dell’Energia. La sua posizione in merito all’alleanza con la Russia non sembra essere in discussione. Il cambio al vertice è invece attribuibile alla ritrosia di Khaled al-Faleh kaleh verso la cessione del 5% di Saudi Aramco, fortemente caldeggiata dal Regno.

[10] Le previsioni formulate da agenzie e istituti internazionali non sono sempre comparabili le une con le altre per via dell’inclusione o meno dei natural gas liquids nei volumi di produzione di liquidi degli Usa. Una disamina delle stime più importanti è comunque utile per delineare il consenso prevalente e le incertezze che gravano sull’evoluzione di questa variabile chiave.

[11]Il Doe elabora diversi scenari oltre al Reference qui riportato; questi variano in relazione a ipotesi di prezzo (high e low) e al volume stimato delle risorse (high e low). Nei due casi estremi la differenza tra il livello produttivo al 2040 è superiore ai 10 mil. bbl/g, a dimostrazione della grande incertezza in materia.