Servirebbero cento miliardi di investimenti upstream prima di posare il tubo, impegno non assunto.

A metà luglio, una proposta di oleodotto da un milione di barili al giorno verso la costa occidentale ha acceso i titoli. Quasi sette settimane dopo, il numero che separa l’annuncio dalla realtà è di 100 miliardi di dollari canadesi: l’investimento upstream necessario perché quel tubo non resti vuoto.

Si tratta di una stima di ordine di grandezza, che non include ancora il costo dell’oleodotto e del terminale marino: sono solo i nuovi investimenti upstream nelle sabbie bituminose necessari a produrre i barili da trasportare. Non è un dettaglio tecnico: è il cuore del problema. L’offerta di trasporto rischia di superare l’impegno produttivo.

Un tubo da cento miliardi

Secondo il C.D. Howe Institute, un nuovo oleodotto da un milione di barili al giorno potrebbe essere eccessivo per il sistema. La formula è prudente, ma il significato è netto: prima ancora di posare il tubo, servirebbero quei 100 miliardi di dollari canadesi di nuovi investimenti upstream. Sono risorse che i produttori dovrebbero impegnare per estrarre il petrolio da immettere nella condotta, non costi che qualcuno può assorbire a valle.

Il paradosso è tutto qui. L’annuncio di metà luglio presenta l’infrastruttura come una soluzione, ma il collo di bottiglia non sta nella tubazione: sta nelle decisioni di spesa dei produttori. Chi scommette sul tubo da un milione di barili scommette implicitamente su un’espansione dell’offerta che al momento non risulta impegnata. Eppure la proposta non nasce dal nulla: ha precedenti precisi in cui lo Stato ha scommesso prima dei produttori.

L’azzardo di Stato

Il precedente più chiaro è TMX. Nel 2018, il governo canadese ha acquisito TMX da Kinder Morgan; l’oleodotto ha poi iniziato le operazioni a maggio 2024. In quel caso lo Stato è entrato in un progetto che il mercato, da solo, non riusciva a portare avanti.

Allo stesso modo, l’Alberta Petroleum Marketing Commission ha una storia di impegno di barili in progetti di pipeline in fase iniziale: l’espansione Trans Mountain e il revamp della Linea 9 di Enbridge in Ontario e Quebec. Ha anche impegnato volumi per la proposta Energy East di TransCanada Corp., oggi TC Energy, poi abbandonata. Sono precedenti che aiutano a capire perché oggi si ripresenti un’ipotesi simile: lo Stato e i suoi enti possono anticipare la disponibilità di barili prima che i produttori abbiano chiuso gli investimenti.

Ma il 2026 non è il 2018: i segnali del mercato sono cambiati e le pipeline esistenti faticano a riempirsi.

Il mercato frena, il tubo no

I numeri in campo lo mostrano. Il progetto Mainline Optimization Phase 1 aumenterebbe la capacità del sistema di circa 210.000 barili al giorno. Combinate con il progetto Drag Reducing Agent, le ottimizzazioni porterebbero la capacità totale da circa 890.000 a 1.190.000 barili al giorno. Per un sistema già in espansione, aggiungere un tubo da un milione significherebbe più che raddoppiare la capacità di trasporto disponibile.

Nel frattempo, Enbridge ha rinviato la seconda fase dell’espansione del Mainline da 250.000 barili al giorno, in parte perché i produttori canadesi di petrolio non si sono impegnati ad aumenti significativi della produzione. È il segnale più concreto: se mancano gli impegni per un’espansione da 250.000 barili, è difficile immaginare chi finanzierà i 100 miliardi di nuovi investimenti upstream necessari per un tubo da un milione. La domanda non è retorica.

Nei prossimi mesi non servirà guardare gli annunci di nuove pipeline, ma i contratti di impegno dei produttori. Senza quei 100 miliardi di investimenti upstream, il tubo da un milione resterà solo un progetto su carta.