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

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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-
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