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

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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 38 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.
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