shale gas e gnl sulla strada del decoupling in europa - Il Gruppo Hera

ENERGIA 4/2011
PETROLIO & GAS
* DG Sviluppo e Mercato,
Hera S.p.a., Bologna
** Hera Trading S.r.l., Bologna
stefano.verde@gruppohera.it
32
di Stefano Venier * e Stefano Verde **
SHALE GAS E GNL
SULLA STRADA DEL
DECOUPLING IN EUROPA
European gas market currently faces a transitory period
which may determine the move from traditional
oil-indexed gas price formulas to gas-to-gas competition.
The success of a lasting price decoupling in the
next years will depend on: new key investments in unconventional
gas and on the development of a global
LNG market with sufficient liquefaction capacity.
Il mercato europeo del gas vive una fase di transizione
in cui la tradizionale indicizzazione del prezzo al petrolio
potrebbe essere abbandonata a favore della gasto-gas
competition. Sulla strada del successo di un disaccoppiamento
duraturo tra greggio e metano giocheranno
un ruolo cruciale gli investimenti in gas non
convenzionale e lo sviluppo di un mercato globale del
GNL dotato di una sufficiente capacità di liquefazione.
Il mercato mondiale del
gas sta attraversando
una fase in cui incertezza
è la parola d’ordine e
le possibili evoluzioni
del settore potrebbero essere
molteplici, così come i fattori
che influenzeranno le strategie
e le scelte degli operatori nei
prossimi anni. Ai classici – essenziali
– fondamentali del
mercato (domanda, offerta,
prezzi), si aggiungono altri fattori
di carattere geopolitico
(tensioni nei Paesi produttori),
tecnologico (gas non convenzionale,
nuove infrastrutture),
contrattuale (rinegoziazione
degli accordi take-or-pay) o
ancora normativo/regolatorio
(politica climatica europea,
politiche di sostegno alle rinnovabili,
futuro dell’energia
nucleare). E l’elenco di varia-
bili che impatteranno sul settore
del metano potrebbe sicuramente
continuare, rendendo
davvero ardua qualunque previsione
in questa fase di transizione.
In questo quadro generale,
analizzato in un recente articolo
(Clô 2011) cui rimandiamo
il lettore che volesse approfondire
i diversi fattori nel loro
complesso, il nostro lavoro si
prefigge l’obiettivo di indagare
le questioni più strettamente
inerenti la formazione del
prezzo del gas naturale. Dapprima
presenteremo i meccanismi
di pricing alternativi e
proporremo un’analisi delle
ragioni a favore o contro l’impiego
di prezzi del gas indicizzati
al petrolio (oil-linked). In
seconda battuta cercheremo di
vagliare se in Europa sussistano
già le condizioni per un progressivo
decoupling «strutturale»
del prezzo del metano da
quello del petrolio e quali siano
gli investimenti infrastrutturali
necessari a favorire una
simile evoluzione nei prossimi
anni.
1. IL DISACCOPPIAMENTO
DI PREZZO
Dall’ultima «Statistical Review
of World Energy» della
BP emerge come l’Unione a 27
abbia importato nel 2010 oltre
i due terzi del proprio fabbisogno
annuale di gas naturale. A

fronte di una così forte dipendenza
dai Paesi fornitori non
sorprende che anche i prezzi
praticati ai consumatori riflettano
le condizioni contrattuali
negoziate in passato con i
Paesi produttori. Gli accordi
con cui gli operatori si assicurano
volumi di metano dai Paesi
extraeuropei sono contratti
di lungo termine (Gas Supply
Agreements, GSA) che prevedono
particolari disposizioni in
merito ai volumi e al prezzo da
applicare (Bandini e Orlandini
2008).
Riguardo alle quantità i
GSA definiscono generalmente
un volume contrattuale di
gas che l’acquirente può ritirare
durante l’anno, ma anche un
quantitativo minimo che deve
essere comunque pagato indipendentemente
dal ritiro (takeor-pay)
oltre a clausole che garantiscono
alle due controparti
maggiore o minore flessibilità
sui ritiri. Sul versante dei
prezzi, invece, la formula comunemente
utilizzata prevede
che il prezzo base del gas, fissato
in funzione dei prezzi delle
fonti alternative che va a sostituire
(net-back pricing), sia
indicizzato nel tempo a quello
medio di un paniere solitamente
composto da alcune varietà
di greggio e/o dai suoi
prodotti derivati, seppur con
un ritardo temporale ( 1 ).
L’indicizzazione è stata
adottata negli anni 1970 quando
petrolio e gas erano beni sostituti
nei consumi finali di
energia, col primo che dominava
largamente il secondo in
termini di quota di mercato. Al
fine di promuovere una maggiore
diffusione del metano, le
compagnie iniziarono a proporre
ai consumatori prezzi
finali del gas dipendenti da
quello del petrolio ma con l’applicazione
di uno sconto rispetto
allo stesso (a parità di
potere calorifico).
Da allora, il meccanismo
d’indicizzazione – seppur con
l’applicazione di diverse formule
più o meno complesse –
non è più stato abbandonato,
nemmeno a fronte del venir
meno della sostituibilità tra
petrolio e metano, con il primo
sempre più riferimento per
i trasporti e il secondo per le
attività industriali, il riscaldamento
civile, la generazione
elettrica. La Tab. 1 riporta la
quota di volumi di gas all’ingrosso
il cui meccanismo di
prezzo è indicizzato o meno
nei maggiori bacini di consumo
mondiali ed è facile verificare
come l’Europa e l’area del
Pacifico siano i mercati che
maggiormente ricorrono alle
formule indicizzate per prezzare
il proprio gas.
Le ragioni per il mantenimento
dell’indicizzazione sono
molteplici: anzitutto, quello del
petrolio è un mercato globale
liquido mentre quello del gas
– sicuramente fino a pochi
anni fa – non aveva esibito una
sufficiente liquidità (con l’eccezione
di alcune importanti
realtà come Regno Unito e
Nord America). Ancorarsi al
petrolio è quindi stato utile per
le imprese acquirenti perché
ha permesso di prezzare attraverso
mercati globali e concorrenziali
anche il prodotto di un
settore storicamente oligopolistico.
Dal canto loro, Paesi produttori
e compagnie attive nell’E&P
di petrolio e gas hanno
sempre manifestato la preferenza
a far dipendere dalla
stessa variabile – le quotazioni
del greggio – il prezzo di
ENERGIA 4/2011
entrambi i combustibili, così
da meglio pianificare e indirizzare
i propri investimenti su
entrambe le filiere e soddisfare
l’esigenza comune di abbattere
i costi di transazione.
Sopravvissuto al venire
meno dei fondamentali economici
che ne giustificavano
l’adozione e alla reiterata pressione
delle istituzioni comunitarie
per la creazione di un
mercato del gas che fosse indipendente
da quello del petrolio,
perché il meccanismo d’indicizzazione
nei GSA viene
messo ora in discussione?
Tra il 2008 e il 2009 una serie
di fattori congiunturali e
strutturali hanno drasticamente
cambiato le caratteristiche
del mercato europeo del metano
(ma anche di quello mondiale):
la crisi, prima finanziaria
e poi economica, ha sensibilmente
ridotto la domanda di
gas naturale nel Vecchio Continente,
per oltre 30 mld. m 3 .
Di converso, sul fronte delle ragioni
strutturali, quasi contestualmente
l’offerta globale di
metano si è arricchita grazie al
sempre maggiore sfruttamento
dello shale gas statunitense,
che ha trasformato il mercato
americano da importatore (cui
erano in larga parte destinate
le nuove capacità di liquefazione
che si andavano a realizzare
in Medio Oriente e Nord
Africa) a potenziale esportatore
netto.
Il combinato disposto di
questi due fattori ha portato il
bacino europeo a trovarsi in
un’insolita situazione di ecces-
Tab. 1 - GAS COMMERCIALIZZATO ALL’INGROSSO IN BASE A DIFFERENTI
MECCANISMI DI PREZZO, 2009
Indicizzazione Solo prezzi Regolato/ Totale
al petrolio (%) gas (%) amministrato (%) (mld. m 3 )
Nord America 0,0 98,8 0,0 800
Ex URSS 0,0 20,9 66,0 625
Europa 67,0 28,1 0,0 555
Medio Oriente 5,8 0,3 83,4 341
Asia-Pacifico 53,2 5,7 0,0 330
Asia 31,5 3,1 64,0 218
America Latina 15,3 14,0 55,9 129
Africa 6,4 0,0 88,3 98
Fonte: elaborazione su dati Nexant Global Gas e International Gas Union (2011).
33

ENERGIA 4/2011
so di offerta di gas («mercato
lungo»), potendo contare non
solo sui volumi contrattualizzati
nei tradizionali GSA di
lungo termine, ma anche sui
carichi di gas naturale liquefatto
(GNL) originariamente destinati
alla East Coast statunitense
e dirottati verso i rigassificatori
comunitari, che dopo
l’avvento dello shale gas rappresentavano
l’unica possibilità
di assorbimento alternativa
ai mercati asiatici.
L’abbondanza di gas nel
continente europeo ha scaricato
i suoi effetti sulle quotazioni
presso i principali hubs comunitari,
presso i quali il prezzo
di mercato del metano
emerge dalla normale interazione
fra domanda e offerta
(Weijermars 2011). Durante il
2009 e il 2010, il prezzo agli
hubs si è ridotto rispetto ai valori
del gas indicizzato anche
fino alla metà (Fig. 1). Questo
fenomeno di allontanamento
delle quotazioni di mercato del
metano dai valori impliciti nei
GSA (ancorati al petrolio) viene
indicato come disaccoppiamento
(decoupling).
Tale fenomeno ha creato
nuove opportunità di trading e
di profitto, di cui hanno beneficiato
gli operatori che si sono
potuti approvvigionare sugli
hubs a prezzi a pronti più com-
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
34
petitivi di quelli dei GSA. Al
contrario, le quantità importate
a prezzi indicizzati per rispettare
le rigide clausole takeor-pay
hanno addossato importanti
perdite sulle spalle dei
sottoscrittori di contratti di
lungo termine.
Dinanzi alle inaspettate
condizioni del settore, i più
importanti operatori europei
hanno cercato e stanno tuttora
cercando di rivedere i loro
GSA con le controparti extra-
UE, sulla base delle clausole di
rinegoziazione e dei test di revisione
previsti negli accordi di
lungo termine (Frisch 2010),
prevedendo maggiore flessibilità
nei loro contratti e maggiori
volumi a prezzi slegati dall’indicizzazione
dominante al
petrolio e correlati invece anche
alle quotazioni negli hubs
continentali più liquidi (l’inglese
National Balancing Point,
l’olandese Title Transfer Facility,
il belga Zeebrugge e il tedesco
NetConnect).
2. A FAVORE E CONTRO
IL DISACCOPPIAMENTO
Il dibattito sulla preferibilità
di un sistema con prezzi indicizzati
o di un meccanismo
che invece esuli dalle dinamiche
del settore petrolifero non
Fig. 1 - PREZZO MEDIO ANNUO DEL GAS IMPORTATO IN GERMANIA (INDICIZZATO) E DEL GAS
QUOTATO ALL’HUB BRITANNICO (NBP) E STATUNITENSE (HENRY HUB) (euro/m
0,30
0,30
3 )
Spot NBP
Indicizzato import Germania (BAFA)
Spot Henry Hub
1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011
Fonte: elaborazione su dati BAFA, BP, EIA-DOE, Thomson Reuters.
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
ha finora trovato, nemmeno
teoricamente, una conclusione
univoca, per via dei numerosi
fattori da tenere in considerazione
e degli effetti che una simile
trasformazione potrebbe
avere sullo sviluppo del settore.
La più immediata critica, di
carattere prettamente economico,
che può essere mossa al
sistema d’indicizzazione al petrolio
è quella relativa alla distorsione
dei segnali di prezzo.
Far dipendere il prezzo del
gas da quello dei prodotti petroliferi
non fornisce infatti
agli operatori del settore metanifero,
e a cascata anche ai
consumatori, i giusti segnali di
prezzo per orientare le proprie
scelte. Inoltre, si fanno dipendere
i prezzi di una commodity
che ad oggi è scambiata ancora
su scala regionale da quelli
di un’altra che invece ha una
connotazione più globale. Appare
evidente come in questo
modo i segnali di prezzo non
possano riflettere né i fondamentali
del mercato né la situazione
precipua del bacino di
consumo europeo (IEA 2011).
Su questo primo punto, i
difensori dell’indicizzazione al
petrolio oppongono che al sacrificio
dei segnali di prezzo
corrisponde un vantaggio derivante
dalla riduzione nella
volatilità del prezzo del metano
oil-indexed, grazie all’applicazione
di formule calcolate
sulla media dei prezzi del petrolio
e dei prodotti petroliferi
con un prefissato ritardo temporale
di 6-9 mesi. La minore
volatilità delle quotazioni del
gas oil-linked e l’allocazione del
rischio prezzo e volume tra
produttori e consumatori, in
ultima analisi, renderebbero
possibili gli investimenti nella
filiera altrimenti non realizzabili
(Stern 2007). Infatti, nel
caso di un prezzo gas sganciato
dal greggio e più volatile,
anche gli effetti ciclici del prezzo
sarebbero amplificati e im-

patterebbero sulle scelte d’investimento
degli operatori e
sulla loro tempistica. A periodi
dominati da un significativo
eccesso di offerta seguirebbero
periodi di eccesso di domanda,
come caratteristico di
tutti quei settori in cui l’ingresso
di nuova capacità/infrastrutture
– per ribilanciare il rapporto
domanda-offerta – può
avvenire solo nel medio termine.
Con un problema di non
poco conto da aggiungersi nelle
fasi di «mercato corto»: garantire
la sicurezza degli approvvigionamenti.
I sostenitori dell’oil-indexed
gas riconoscono poi a tale metodo
la capacità di contrastare
pratiche lesive della concorrenza
da parte dell’oligopolio
di Paesi esportatori (Finon
2008). Questo punto, tuttavia,
sembrerebbe abbastanza debole.
Anzitutto perché altre
sono le modalità con cui il Vecchio
Continente può combattere
la propria dipendenza da
un ristretto numero di produttori,
ad esempio diversificando
i propri approvvigionamenti
attraverso il GNL, così da
rendere più difficile un coordinamento
tra i produttori delle
loro decisioni, finalizzato a
ridurre gli investimenti per ricreare
in futuro condizioni di
«mercato del venditore». Inoltre,
il meccanismo d’indicizzazione
non fa altro che fissare
il metodo ed i tempi di aggiornamento
del prezzo del metano,
ma non necessariamente i
suoi livelli assoluti (Stern e Rogers
2011).
In una prospettiva di carattere
più geopolitico e finanziario,
i fautori del disaccoppiamento
sottolineano come l’Europa
abbia bisogno dei suoi
fornitori di gas in misura non
dissimile da quanto questi ultimi
necessitino del loro principale
mercato di sbocco per
la vendita dei prodotti energetici
che incidono largamente
sui loro bilanci pubblici. Alme-
no nel breve termine, infatti,
essi non potranno dirottare la
maggior parte della propria
produzione di metano verso
altri bacini di consumo – a
meno di rinunciare al completo
ammortamento delle infrastrutture
di trasporto alla cui
realizzazione hanno altresì
contribuito – dovendo quindi
riconoscere un certo potere
monopsonistico anche al mercato
europeo.
Infine, a favore dell’indicizzazione,
si è già ricordato
come sul lato della domanda
sia ormai scarsa la sostituibilità
tra i due combustibili,
mentre sul versante dell’offerta
esista un’integrazione intersettoriale
tra attività di esplorazione
ed estrazione di petrolio
e gas, tale da giustificare
l’interesse dei produttori a
mantenere i meccanismi di
prezzo vigenti. Gli stessi preferiscono
inoltre mantenere il
gas indicizzato al greggio poiché
il consumo di petrolio su
scala globale è un buon indicatore
dello stato dell’economia
mondiale e inoltre la domanda
di petrolio nel mediolungo
termine è minacciata in
misura minore rispetto a quella
di gas, che dovrà affrontare
la sfida delle fonti rinnovabili
e delle fossili a emissioni zero.
In questo modo anche i flussi
nelle casse dei Paesi produttori
rimarrebbero maggiormente
correlati allo stato dell’economia
nel suo complesso.
3. È TEMPO
PER IL DECOUPLING
NEL BACINO EUROPEO?
Dopo avere brevemente presentato
il tema del disaccoppiamento
e le ragioni teoriche
a favore e contro l’emancipazione
del prezzo gas dal greggio,
il prossimo passo sarà
quello di vagliare se un decoupling
durevole in Europa possa
affermarsi già adesso o piut-
ENERGIA 4/2011
tosto nei prossimi anni e solo
a condizione che alcune criticità
vengano superate.
La prima condizione fondamentale
affinché il disaccoppiamento
possa radicarsi in
Europa in maniera stabile è
che il mercato si trovi in una
situazione di eccesso di offerta
(al limite anche solo potenziale)
tale da non tenere gli importatori
europei sotto lo scacco
dei loro maggiori fornitori.
Si stima che la domanda di
gas nel bacino europeo nel
2012 ammonterà a circa 500
mld. m 3 , potendo contare su
una produzione dei Paesi UE
di circa 160 mld. m 3 e su almeno
94 mld. m 3 di produzione
norvegese – ipotizzando
cautelativamente che i volumi
del terminale di liquefazione
norvegese Snohvit (6 mld. m 3 )
vengano destinati ai Paesi
asiatici che ad oggi offrono un
premio più elevato ai volumi di
GNL (Fig. 2). Ne deriva che,
come già osservato, circa la
metà del fabbisogno di gas (250
mld. m 3 ) dovrà essere soddisfatta
ricorrendo alle importazioni
da Paesi non europei.
Il Vecchio Continente potrà
inoltre contare su una capacità
massima di rigassificazione
pari a circa 180 mld. m 3 /anno.
Tale capacità giocherà un ruo-
35

ENERGIA 4/2011
Fig. 2 - NETBACKS RICONOSCIUTI AI CARICHI DI GNL DAL QATAR, PER PAESE DI
DESTINAZIONE (euro/m
0,45
0,45
3 )
0,35
0,25
0,15
0,05
lo importante in termini di
concorrenza potenziale per
mostrare ai principali partner
commerciali l’esistenza di
un’alternativa al loro gas.
Ciononostante, se anche
immaginassimo un pieno
sfruttamento dei rigassificatori,
l’Europa non sarebbe comunque
in grado di sostituire
i propri volumi di importazione
a mezzo gasdotto, senza dimenticare
poi che buona parte
dei volumi di GNL vengono
importati nel Vecchio Continente
sulla base di contratti di
lungo termine dalle formule indicizzate
analoghe a quelle del
gas via pipelines, stipulati proprio
in sede di avvio dell’investimento
in rigassificazione per
assicurarsi la materia prima da
processare nel proprio impianto.
Si consideri, infatti, che la
quota del mercato spot del
GNL conta ancora per il 20%
del gas liquefatto scambiato nel
2010 su scala mondiale (International
Gas Union 2011).
È inevitabile che i fornitori
extra-europei mantengano, nel
complesso, il proprio ruolo pivotale
nel soddisfacimento dei
fabbisogni continentali di gas
naturale. Tuttavia, la costituzione
di un cartello tra i Paesi
fornitori, capace quindi di
sfruttare appieno tale pivotalità,
appare per il momento improbabile
(e forse impossibile),
36
Spagna
Belgio
Francia
Giappone
Dic 2009 Giu 2010 Dic 2010 Giu 2011
Fonte: elaborazione su dati Waterborne.
poiché un cartello tra i fornitori
europei di gas, come
l’OPEC nel caso del petrolio,
avrebbe ad oggi ben poche leve
su cui agire. La maggior parte
dei volumi esportati in Europa,
infatti, prevede l’applicazione
di formule di prezzo simili
con rigidi vincoli volumetrici
(Clô 2008).
Parallelamente, è altresì remota
l’ipotesi in cui i Paesi fornitori
dell’Europa si avventurino
in una competizione di
prezzo così forte da spingerli
ad abbandonare il metodo
d’indicizzazione. Piuttosto, sapendo
di competere per una
domanda europea che nei
prossimi anni sarà piuttosto
stagnante (per la difficile situazione
economica e la sempre
maggiore penetrazione delle
energie rinnovabili), i diversi
fornitori saranno disponibili a
qualche concessione ai consumatori
europei, nel tentativo di
difendere le proprie quote di
mercato, ma al contempo evitando
di riconoscere condizioni
di flessibilità per volumi tali
da fare da volano ad un impiego
sempre più massiccio delle
quotazioni spot.
A meno dell’affermarsi di
una nuova struttura del mercato
globale del gas, i tempi
appaiono quindi non essere
ancora maturi affinché in Europa
vengano progressivamente
abbandonate le strutture
contrattuali oggi vigenti. Allargando
l’orizzonte temporale al
medio termine, tuttavia, si stagliano
all’orizzonte almeno
due fattori che potranno incidere
in modo significativo sulla
struttura del settore: il gas
non convenzionale e un mercato
globale del gas.
Fino ad oggi gli effetti del
gas non convenzionale (tight
gas, shale gas e coal-bed methane)
si sono fatti sentire principalmente
sul mercato statunitense,
tuttavia il potenziale di
questa evoluzione ha una portata
enorme. L’Energy Information
Administration (EIA) ha
recentemente pubblicato un
primo rapporto sulle prospettive
del gas non convenziona-
Fig. 3 - STATI UNITI: ANDAMENTO DEI CONSUMI E DELLE IMPORTAZIONI ANNUALI (mld. m
120
3 )
700
100
80
60
40
20
Consumi (scala dx)
Imp. nette (scala sn)
0,35
0,25
0,15
0,05
0
2002 2004 2006 2008 2010
Fonte: elaborazione su dati EIA-DOE.
680
660
640
620
600
580
560

le da cui si evince che le riserve
ad oggi provate di metano
nei 32 Paesi analizzati ammonterebbero
a meno di un quinto
delle riserve stimate di gas
non convenzionale nelle stesse
aree geografiche (EIA 2011).
Negli ultimi anni la rivoluzione
dello shale gas statunitense
ha ridotto drasticamente
le importazioni nette degli
Stati Uniti: dai 105 mld. m 3 del
2007 ai 64 del periodo luglio
2010-giugno 2011. Per meglio
comprenderne l’impatto, si
consideri che nello stesso arco
temporale i consumi totali di
metano statunitensi sono invece
aumentati di circa 40 mld.
m 3 (Fig. 3), più che soddisfatti
da un incremento della produzione
domestica di 80 mld. m 3 .
Tale incremento produttivo
ha così avuto un effetto dirompente
sul mercato nordamericano
del metano e ne ha depresso
in modo permanente il
prezzo presso l’Henry Hub
(Fig. 1). Del resto, il mercato
americano si era finora inserito
nelle rotte commerciali
mondiali di GNL come importatore
e quindi non è dotato –
almeno per ora – di infrastrutture
di liquefazione per destinare
l’eccesso di gas verso i
maggiori bacini importatori
(Asia ed Europa), ad eccezione
di un terminale in Alaska che
serve il mercato giapponese.
I progetti per nuovi terminali
di liquefazione negli Stati
Uniti si trovano a diversi stadi
del processo autorizzativo e
potranno affacciarsi sul mercato
solo a partire dal 2015. Per
il terminale di Sabine Pass da
11 mld. m 3 /anno la prevista
entrata in esercizio al 2015
appare più probabile ora che
oltre la metà della capacità è
stata già assegnata con un contratto
ventennale il cui prezzo
è ancorato al prezzo dell’Henry
Hub. A Lake Charles e Freeport
(finora terminali di rigassificazione)
si progetta invece
di convertire gli impianti per
una capacità di liquefazione
rispettivamente fino a 18 e a 5
mld. m 3 /anno.
Nel frattempo, tra gennaio
2007 e giugno 2011 le importazioni
statunitensi di gas liquefatto
si sono ridotte di 11
mld. m 3 /anno, lasciati a disposizione
degli altri bacini di consumo
mondiali. Ai tassi di riduzione
delle importazioni di
GNL degli ultimi 12 mesi, è
possibile stimare che già nel
2012 gli Stati Uniti avranno lasciato
agli altri mercati ulteriori
5 mld. m 3 rispetto ai volumi
importati nel 2010.
Dal più recente rapporto del
Group International des Importateurs
du Gas Naturel Liquéfié
(GIIGNL 2011) si evince che
nel 2010 sono stati scambiati
su scala globale oltre 650 mld.
m 3 di GNL. Se anche il Giappone
– alle prese con la ricostruzione
e la conversione
energetica post-Fukushima –
nei prossimi anni sfruttasse al
massimo l’intera capacità nominale
di rigassificazione di
cui dispone (circa 255 mld. m 3 /
anno) residuerebbero comunque
per gli altri bacini di consumo
circa 400 mld. m 3 /anno
di GNL.
Il crescente interesse di Paesi
asiatici come la Cina a dotarsi
di terminali di rigassificazione,
per soddisfare la prevedibile
maggiore sete di gas
dei prossimi anni privilegiando
la diversificazione dei propri
approvvigionamenti, apre
poi ulteriori interrogativi sull’adeguatezza
della capacità di
liquefazione installata e in costruzione
e sulla possibilità di
creare un vero mercato globale
del metano grazie al GNL.
Già nel 2010 il tasso di impiego
degli impianti di liquefazione
è cresciuto fino all’81% (con
una capacità nominale di 361
mld. m 3 /anno) mentre la capacità
di rigassificazione (di circa
800 mld. m 3 /anno) è stata
decisamente sottoutilizzata,
per un tasso medio del 37% su
ENERGIA 4/2011
scala globale e con punte del
42% e del 50% rispettivamente
nel bacino asiatico ed europeo.
Aveva ragione Jonathan
Stern a lamentare la mancanza
di nuovi progetti di liquefazione
già all’epoca dei record
di prezzo delle materie prime
e prima della crisi e della stretta
finanziaria che ne è scaturita
(Stern 2008). Lo stallo dei
nuovi investimenti nel settore
fa sì che si preveda l’entrata in
esercizio di capacità per appena
una decina di miliardi di
metri cubi entro il 2014 (in Nigeria
e Australia), mentre gli altri
progetti per nuova liquefazione
potrebbero vedere la luce
solo a partire da tale data. Il
lato della liquefazione sarà
dunque il vero collo di bottiglia
del mercato del GNL nei
prossimi anni (senza dimenticare
poi eventuali bottlenecks
insiti nell’adeguatezza di una
sufficiente flotta di navi cisterna
per il trasporto del GNL).
4. ALCUNE CONCLUSIONI
Un decoupling tra gas e
greggio che possa affermarsi in
Europa in via duratura e stabile
non può quindi che dipendere
da due fattori decisivi e
interdipendenti: (a) una nuova
fase di investimenti infrastrutturali
in terminali di liquefazione
e rigassificazione; (b)
le conseguenze geopolitiche (e
strategiche) che lo sfruttamento
del gas non convenzionale
potrà avere sulla distribuzione
delle riserve mondiali.
I nuovi investimenti nel
mercato del GNL dovrebbero
servire da apripista per l’affermarsi
di un sempre più ampio
mercato (spot, ma non solo)
del gas e quindi per consentire
una convergenza dei prezzi
spot dei maggiori bacini di
consumo grazie alle operazioni
di arbitraggio sempre più in
uso. Questa possibilità, in condizioni
di eccesso di offerta,
37

ENERGIA 4/2011
porterebbe l’Europa ad un nuovo
disaccoppiamento come
quello che ha seguito la crisi del
2009. Il decoupling congiunturale
non potrà che rimettere
sotto pressione gli operatori
con importanti quote di gas oilindexed
nel proprio portafoglio
e, a cascata, aumentare la pressione
degli stessi sui fornitori
per un abbandono delle classiche
formule contrattuali.
Con un prevedibile limitato
successo, proprio come oggi,
nell’attesa che l’eccesso di offerta
venga ciclicamente riassorbito.
Il gas non convenzionale
potrebbe essere proprio il fattore
capace di scardinare in
maniera stabile il settore e promuovere
il disaccoppiamento
dei prezzi. Certo, non potrà
esserlo nel breve termine, dal
momento che in Europa il suo
sfruttamento è ancora agli albori
e rischia di essere frenato
dalle normative ambientali
nazionali (come in Francia) o
comunitarie ancora prima di
vedere la luce. Anche sul tema
dello shale gas, per il quale esiste
un forte trade-off tra sostenibilità
ambientale, sicurezza
energetica e costo dei futuri
approvvigionamenti di gas,
l’Europa avrebbe bisogno di
una politica energetica condivisa
che però non dimentichi
la necessità di permettere al
tessuto produttivo comunitario
di competere a pari armi
con la competizione globale.
Inoltre, il costo di produzione
del gas non convenzionale
non è più economicamente
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vantaggioso, almeno negli Stati
Uniti, rispetto al prezzo di
mercato che la recessione e
l’esplosione dello shale gas
hanno depresso sui 0,10 cent
di euro/m 3 (Macrì 2011). Così
si stima che il ruolo del gas non
convenzionale in Europa sarà
ancora molto residuale fino
almeno al 2020 (Gény 2010).
Nel frattempo, saranno invece
investimenti in altre infrastrutture
a poter piuttosto allontanare
il decoupling dal petrolio,
come nel caso in cui la
Russia riuscisse a ridurre il
potere monopsonistico dell’Europa
aprendosi nuove rotte
commerciali verso i grandi
Paesi consumatori dell’Asia
(Henderson 2011) prima che
l’Europa abbia efficacemente
diversificato i propri approvvigionamenti.
In questa particolare corsa
agli investimenti infrastrutturali
il Vecchio Continente appare
svantaggiato rispetto ad
un avversario russo-cinese: la
congiuntura macroeconomica
e finanziaria europea non arride
allo sviluppo di investimenti
caratterizzati da elevati
costi iniziali; le condizioni del
mercato del gas non incentivano
poi nemmeno i produttori
a investire i propri capitali nella
realizzazione di nuove strutture
di liquefazione o nell’incremento
della produzione
(anche non convenzionale);
mentre l’incertezza sulle formule
di prezzo che saranno
adottate in futuro consigliano
piuttosto di ritardare i nuovi
investimenti, specie se pura-
mente merchant esposti alla
ciclicità del mercato.
Uno stabile disaccoppiamento
di prezzo rimarrà quindi
in attesa che la corsa alle infrastrutture
tra Europa e Russia
rafforzi in misura incontrovertibile
la posizione della prima
o che comunque la maggior
parte dei contratti di importazione
di lungo termine raggiungano
la loro naturale scadenza
e debbano essere rinegoziati
sulla base delle condizioni di
mercato che prevarranno in
quel momento. A titolo esemplificativo,
nel solo caso italiano
entro il 2020 verranno a scadere
contratti inerenti il 30%
dei volumi oggetto di accordi
di lungo termine, ed entro il
2025 scadranno accordi per un
ulteriore 20% dei volumi ad
oggi assicurati (AEEG 2011).
Nel frattempo, a meno di un
double dip che riporti l’economia
globale nel baratro o di
un’ulteriore accelerazione nella
fuga dal nucleare, è ragionevole
attendersi che i Paesi
esportatori continuino a cercare,
in modo discreto, un equilibrio
tra il mantenimento della
propria quota di mercato e
la difesa delle formule di prezzo
tradizionali, con soluzioni
che non scontentino del tutto
nessuna delle parti al tavolo,
rimandando di qualche anno
il momento in cui scoprire tutte
le proprie carte quando sarà
più chiaro l’impatto che shale
gas e GNL avranno sul mercato
continentale e globale.
Bologna, Novembre 2011
Questo articolo è scritto dagli Autori a titolo personale e le opinioni espresse non rappresentano necessariamente
quelle delle società di appartenenza.

NOTE
( 1 ) A titolo esemplificativo una formula di indicizzazione
è generalmente così strutturata:
Pt =P0 + α1 (ΣPC1 t-k+i – PC1 0 )+ α2 (ΣPC2 t-k+i – PC2 0 )
dove Pt (prezzo della fornitura di gas al mese t) dipende: dal
termine fisso P0 , dal valore medio delle quotazioni giornalie-
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