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Come cambia il gas (prima parte)

  • 25 Maggio 2010

Perché il gas sta rafforzando il suo ruolo di fonte di transizione verso le fonti rinnovabili. Uno scenario su riserve e prezzi così come si sta delineando a livello mondiale in un articolo (qui prima parte) di Tullio Fanelli, Commissario dell'Autorità per l'energia e il gas, pubblicato sull'ultimo numero della rivista bimestrale QualEnergia.

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PRIMA PARTE


Se ne sono accorti solo i più attenti analisti, in Europa e in Italia: ma lo scenario mondiale del gas è cambiato. È cambiato non solo e non tanto perché la domanda di gas ha subito le conseguenze della peggiore crisi economica del dopoguerra. È cambiato soprattutto perché l’offerta mondiale di gas si è modificata sia in termini quantitativi che di allocazione geopolitica.

Da molti anni era noto che la disponibilità potenziale di gas non convenzionale era estremamente rilevante; si tratta di varie tipologie di gas: da scisti argillosi (shale gas), da formazioni sabbiose a bassa permeabilità (tight gas), da giacimenti di carbone (coal bed methane), da giacimenti molto profondi (deep gas), fino alle enormi disponibilità di idrati di metano, centinaia di volte superiori a quelle del metano convenzionale.

I costi di estrazione associati alle tecnologie disponibili facevano sì che queste disponibilità non solo non dessero contributi produttivi ma non fossero considerati nemmeno tra le riserve provate. In effetti, la definizione applicata dalle principali agenzie per “riserve provate” è: quelle quantità che le informazioni geologiche e ingegneristiche indicano – con ragionevole certezza – possano essere estratte nel futuro nelle esistenti condizioni tecnico-economiche.

La velocità di evoluzione delle tecnologie spesso supera quella di adeguamento delle statistiche. Le tecniche di fratturazione idraulica e di perforazione orizzontale e pluridirezionale – da un solo punto si perfora in molte direzioni – hanno drasticamente ridotto i costi di produzione di almeno due tipologie di gas non convenzionale, lo shale gas e il tight gas.

Il primo tangibile impatto di tale evoluzione nel mercato del gas si è registrato negli Stati Uniti: in soli due anni (2008-2009) la produzione di gas è aumentata del 15%, con un incremento in termini assoluti di oltre 80 miliardi di m3, equivalente al totale dei consumi italiani, pur in presenza di una domanda stabile.
Di conseguenza si sono ridotte le importazioni di gas naturale liquefatto (GNL). Questo incremento è in realtà solo la punta di un iceberg: già la produzione di gas non convenzionale negli Usa ha superato quella di gas tradizionale; si tratta di quantitativi annuali pari a oltre 300 miliardi di m3 (la produzione statunitense nel 2009 è stata di circa 620 miliardi di m3) pari al 10% della produzione mondiale (circa 3.000 miliardi di m3).

RISERVE IN RISERVA
Una lettura superficiale delle statistiche ufficiali, ad esempio quelle della IEA, porterebbe a ritenere questi eventi come un fenomeno transitorio: le riserve Usa di gas vengono stimate infatti pari a 6.730 miliardi di m3, con un rapporto riserve/produzione pari a soli 11 anni, contro gli oltre 60 anni del corrispondente rapporto a livello mondiale. Ma questi dati sono del tutto incompatibili con quelli relativi agli incrementi della produzione annuale.

E lo stesso World Energy Outlook 2009 ammette che «il recente e rapido sviluppo delle risorse di gas non convenzionale negli Stati Uniti e in Canada (…) ha trasformato lo scenario del gas» prevedendo un incremento della produzione di gas non convenzionale di oltre 250 miliardi di m3/anno nei prossimi 20 anni con il maggiore aumento proveniente dal Nord America. Invece secondo il bilancio pubblicato pochi mesi or sono dal Potential Gas Committee, un’organizzazione con sede presso la Colorado School of Mines, le riserve complessive di gas economicamente recuperabili degli Stati Uniti, inclusive del gas non convenzionale, ammontano a oltre 58.000 miliardi di m3 con un rapporto riserve/produzione pari quindi a circa 90 anni.

Nel solo bacino degli Appalachi (Pennsylvania, e altri Stati del Nord-Est) si troverebbero quantitativi pari a quelli di tutte le riserve di gas convenzionale degli Usa. Questi dati, applicati al bilancio mondiale, implicherebbero un incremento delle riserve di circa il 25% con un rapporto riserve/produzione pari a oltre 75 anni, e un radicale ribilanciamento geopolitico delle riserve mondiali: gli Usa avrebbero riserve superiori ai Paesi dell’area dell’ex Unione Sovietica e pari a oltre l’80% di quelle dell’intero Medio Oriente.

Ma in prospettiva il contributo aggiuntivo all’offerta mondiale di gas ottenibile grazie alle nuove tecnologie potrebbe essere ben superiore alle cifre sopra menzionate: è ben noto infatti che giacimenti di gas non convenzionale sono presenti in molte altre aree del Mondo, inclusa l’Europa occidentale e la stessa Italia. Ovviamente i quantitativi potranno essere molto diversi in relazione non solo alla qualità dei giacimenti ma anche alla sensibilità ambientale dei diversi Paesi, essendo certamente non trascurabile l’impatto sull’ambiente di tali produzioni, connesso anche alla necessità di utilizzare ingenti quantità di acqua.

Quello che è certo è che le riserve mondiali di gas, che pure sono cresciute negli ultimi 10 anni di oltre il 25% (circa 40.000 miliardi di m3), continueranno a crescere in misura molto significativa.
Un indicatore di tale evoluzione è rappresentato dalle iniziative assunte dalle majors petrolifere nel settore del gas non convenzionale; ad esempio la ExxonMobil ha recentemente acquistato per 41 miliardi di dollari la XTO, società che disponeva di riserve accertate di gas non convenzionale per 1.500 miliardi di m3 negli USA.


Per valutare i possibili impatti sul mercato del gas di questo nuovo scenario, è utile analizzare brevemente l’andamento dei prezzi del gas sui mercati Usa ed europei in corrispondenza della crisi petrolifera del 2008, cui è seguita – non casualmente – la crisi economica mondiale. Alla fine del 2007, con i prezzi del petrolio che provavano a sfondare la barriera di 100 $/b, i prezzi dell’Henry Hub degli USA viaggiavano intorno a 0,18 euro/m3, contro 0,26 euro/m3 sia dei prezzi spot europei (Zeebrugge, TTF, NBP) che del prezzo medio all’import in Europa dei contratti di lungo termine EBP (European Border Prices – World Gas Intelligence).

Nel giugno-luglio 2008, in corrispondenza del picco dei prezzi del petrolio che superavano i 145 $/b, i prezzi Usa arrivarono a sfiorare 0,30 euro/m3, allineandosi sostanzialmente sia con i prezzi spot europei che con l’EBP. Ma a novembre 2008, mentre i prezzi Usa erano scesi a 0,19 euro/m3, e i prezzi spot europei a 0,25 euro/m3, l’EBP schizzava a 0,45 euro/m3. A un anno dal picco petrolifero, nel luglio 2009 i prezzi Usa sono ulteriormente scesi a 0,09 euro/m3, i prezzi spot europei si sono allineati a quelli USA, mentre l’EBP era a 0,17 euro/m3. Da allora i prezzi spot Usa ed europei sono rimasti sostanzialmente allineati, sia pure a livelli di prezzo crescenti fino agli attuali 0,15 euro/m3, mentre l’EBP, tornato sopra i 0,2 euro/m3, ha mantenuto un significativo differenziale positivo rispetto ai prezzi spot.

QUESTIONE DI PREZZO
Questi andamenti dei prezzi vanno naturalmente depurati dagli effetti delle clausole contenute nei contratti di importazione di lungo termine europei, che introducono uno sfasamento temporale tra i prezzi petroliferi e quelli del gas importato, sfasamento che invece è sostanzialmente assente nei prezzi spot del gas sia negli Usa che in Europa. Riallineando i valori dei prezzi in corrispondenza del picco dei prezzi del petrolio, si nota in ogni caso che il gas spot ha raggiunto prezzi pari a meno della metà di quelli del petrolio a parità di contenuto energetico, mentre quelli dei contratti di lungo termine è risultato superiore al 70%. Successivamente i prezzi spot hanno seguito più l’andamento della domanda che quello dei prezzi del petrolio (il minimo è stato raggiunto in luglio), mantenendosi comunque ben al di sotto del 50% rispetto a quelli del petrolio, e soprattutto si è assistito ad un riallineamento dei prezzi spot sulle due sponde dell’Atlantico.


I prezzi dei contratti europei di lungo termine hanno invece continuato a seguire, con il consueto sfasamento, quelli del petrolio. Si è già accennato ad una prima motivazione di questi andamenti, ovvero alla drastica riduzione delle importazioni di GNL da parte degli Usa, ma il fenomeno può essere interpretato come una prima significativa evidenza di un progressivo disaccoppiamento dei prezzi del gas da quelli del petrolio.


In effetti se la produzione di gas non convenzionale ha resistito anche a livello di prezzi molto bassi (la produzione Usa nel luglio 2009, con prezzi a 0,09 euro/m3, è stata persino superiore alla media mensile dell’anno), ciò indica che i costi marginali di produzione sono molto bassi e che gli investimenti dovrebbero trovare remunerazione anche a prezzi inferiori ai 0,15-0,2 euro/m3. Ciò costituisce, sui mercati concorrenziali, un freno all’evoluzione dei prezzi del gas e un ostacolo per le formule contrattuali di ancoraggio al petrolio. Di fatto nelle nuove condizioni sembra destinato a prevalere un sistema dei prezzi basato sui costi marginali in funzione del livello di domanda.


Di tale situazione hanno preso gradualmente coscienza non solo le agenzie internazionali – il World Energy Outlook 2009 già ipotizzava che la caduta dei prezzi spot potesse far aumentare la pressione sugli esportatori «convincendoli a rivedere o a prendere le distanze dal legame formale che esiste tra petrolio e gas nei contratti a lungo termine» – ma anche i grandi importatori europei e i tradizionali Paesi esportatori; da qui le prime ricontrattazioni che stanno portando a legare una quota – ancora modesta – del prezzo del gas ai prezzi spot del gas e non del petrolio.

Tuttavia di fronte a questo nuovo scenario queste prime ricontrattazioni non possono essere sufficienti: i contratti di lungo termine con clausole take or pay, per continuare a essere strumenti utili sia ai Paesi acquirenti che ai Paesi venditori, dovranno essere sempre più legati ai prezzi spot o ai costi di produzione e di trasporto. C’è il tempo, peraltro, per adeguarsi alle nuove condizioni, posto che gli investimenti produttivi, soprattutto fuori dal Nord America, richiederanno anni né è immaginabile che nel breve termine esistano le condizioni economiche perché si attivi un significativo flusso di esportazioni dal Nord America verso l’Europa (il che inevitabilmente frenerà per qualche anno gli incrementi di produzione Usa).
In ogni caso certamente appaiono sulla via del tramonto quelle ipotesi di controllo politico dei prezzi europei che avevano ispirato iniziative quali la cosiddetta OPEC del gas: l’unica condizione che sembra necessaria in Europa affinché il mercato progressivamente evolva a favore dei compratori è un sistema infrastrutturale che non limiti in misura determinante la scelta dei fornitori.

Fine prima parte


 


Tullio Fanelli (Commissario Autorità per l’energia e il gas)


Leggi la seconda parte dell’articolo “Come cambia il gas




24 maggio 2010

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