FT – Le questioni energetiche per il 2019

FT - Energy issues to watch in 2019Secondo Nick Butler del Financial Times, sono quattro le variabili principali che nel 2019 la cui evoluzione dovrebbe influenzare in modo determinante gli equilibri dei mercati e delle società del settore:

  1. l’impatto delle sanzioni statunitensi all’Iran, che ha già perso 1 Mbbl/g di esportazioni (a prezzi di mercato correnti, parliamo di un controvalore nell’ordine dei 20 miliardi di dollari su base annua). Quanto le esportazioni residue (1,1 Mbbl/g), è possibile che aumentino (se Teheran troverà altre vie di esportazione, magari verso la Cina o l’India) o che si riducano ulteriormente (obiettivo dichiarato di Washington, che metterebbe spingere al limite la capacità degli altri esportatori), molto dipenderà da quanto gli Stati Uniti saranno in grado di fare pressioni sui possibili acquirenti. Secondo Butler, in base all’esito potrebbero esserci oscillazioni fino a 20 $/bbl, in su o in giù;
  2. il volume degli investimenti nel settore energetico, con conseguenze di lungo periodo. Secondo la IEA, il settore ha bisogno di 2.200 miliardi di dollari di investimenti di qui al 2025 e non è chiaro se tutti gli attori coinvolti vorranno o potranno investire abbastanza. Le società private potrebbero infatti non voler accettare il rischio geopolitico connesso a molti investimenti upstream (o potrebbero direttamente non avere accesso ai Paesi, a cominciare da Venezuela, Russia e Iran), mentre le società statali potrebbero non disporre delle risorse finanziarie necessarie a investire abbastanza, soprattutto nell’adeguamento delle reti elettriche esistenti;
  3. il consolidamento nel settore delle rinnovabili. Gli operatori del settore sono altamente frammentati e incapaci di avere la scala necessaria a investire in innovazione e in investimenti di lungo periodo su scala globale. Chi porterà avanti il consolidamento? Le opzioni sono tre: le società del settore, attraverso un consolidamento interno; società come Apple o Google, in grado di usare dimensioni e digitalizzazione per far fare un salto di qualità a settore; investitori finanziari, con la visione di creare compagnie globali nel settore;
  4. le strategie degli attivisti contro le emissioni di CO2. Dopo gli esiti poco incisivi della COP24 di Katowice, le ONG più attive nella campagna contro il cambiamento climatico potrebbero ricorrere alle vie legali (tipicamente, solo negli USA) contro le società petrolifere e del carbone per costringerle a pagare per le emissioni collegate ai prodotti che vendono. Naturalmente, finora questa via ha sempre fallito. Nondimeno, gli sforzi continuano anche lungo un’altra via: gli attivisti cercano di fare causa alle società (Exxon su tutte) per aver sottostimato nelle relazioni agli investitori il danno al proprio business derivante dal cambiamento climatico. Un po’ arzigogolato, ma se si dovesse trovare il giudice simpatetico, i risultati sulle società quotate negli Stati Uniti potrebbero essere molto gravi.

Queste le principali questioni, certamente non le uniche (basti pensare alla questione dei rapporti con la Russia, a quella dell’andamento della domanda cinese e alle incertezze sulla stabilità in molti Paesi esportatori, dalla Libia al Venezuela, dall’Iraq alla Nigeria). Butler ha sicuramente ragione quando conclude che l’unica previsione sicura sul 2019 è che non sarà un anno noioso. D’altronde, gli anni noiosi mancano da tempo nel settore energetico.

Eni – World Oil, Gas and Renewables Review 2018

Eni - World Oil, Gas and Renewables Review 2018Eni ha recentemente pubblicato la versione 2018 del proprio report annuale, la World Oil, Gas and Renewables Review. L’annuario è diviso in due volumi:

  • volume 1 (World Oil Review): raccoglie i dati relativi a riserve, produzioni, consumi, import/export e prezzi del petrolio, con un focus particolare sulla qualità dei greggi e sulle attività di raffinazione;
  • volume 2 (World Gas and Renewables Review): raccoglie i dati relativi a gas naturale, biocombustibili e nuove fonti energetiche rinnovabili (eolico e solare).

Le 10 compagnie petrolifere più grandi al mondo – 2018

Platts - Le più grandi compagnie petrolifere non-statali al mondo (2018)Platts ha pubblicato l’edizione 2018 del Top 250 Global Energy Ranking. Si tratta di una classifica delle società energetiche non-statali che include operatori oil&gas, utilities, raffinatori, produttori di carbone, provenienti dalle tre macroregioni del mercato globale: Americhe, Europa-Africa-Medio Oriente, Asia. La classifica è basata su quattro metriche (attivi patrimoniali, ricavi, profitti, ritorno sul capitale investito), secondo una metodologia specifica di Platts.

Guardando alla sola classifica di quelle a cui comunemente si pensa parlando di compagnie petrolifere (tecnicamente, “integrated oil&gas”), il mercato è dominato dalla statunitense Exxon, seguita dalla russa Lukoil e dalla francese Total. Eni è undicesima, dietro la specialista canadese del non-convenzionale Suncor Energy.

Mancano dalla classifica giganti come la saudita Saudi Aramco, l’iraniana Nioc, la russa Rosneft e la venzuelana PDV, che in quanto direttamente controllate dai rispettivi governi non sono inclusi nella classifica di Platts. Questi operatori sono inclusi nella classifica di Energy Intelligence, che tuttavia non è pubblicamente disponibile (il comunicato relativo all’edizione di quest’anno riporta lo stesso ranking dell’anno scorso).

Per quanto riguarda il ranking di Platts, suggeriamo di dare un’occhiata al report completo sul numero di settembre 2018 di Insight.

 

Eastmed: annunciato l’accordo, ma restano molti dubbi

EastmedLa stampa israeliana – ripresa anche dall’Agenzia Nova e dal Corriere della Sera, tra gli altri – ha annunciato un accordo da formalizzare entro tre mesi tra Italia, Grecia, Cipro e Israele per la costruzione del gasdotto Eastmed, che dovrebbe trasportare fino a 15 Gmc all’anno dal Bacino del Levante fino all’Italia, transitando per Cipro, Creta e la terraferma greca.

Lungo 1.700 km, il gasdotto dovrebbe costare oltre 7 miliardi di dollari, secondo quanto riportato dai media. Annunciato anche un contributo della UE di 100 milioni di euro per lo studio di fattibilità, che si aggiungerebbero ai 2 milioni già erogati in passato per gli studi pre-FEED.

Molti dubbi restano sia sulla sostenibilità finanziaria dell’operazione (tralasciando i problemi legati alle possibili dispute politiche tra Cipro e Turchia), perché il gas prodotto nella regione e i costi del trasporto via tubo non sarebbero competitivi coi prezzi del mercato europeo. A meno che non intervengano sussidi a far quadrare i conti dell’operazione, anche se non appare chiaro al momento chi potrebbe farsene carico.

All’esportazione via tubo dal Bacino del Levante [per una panoramica della situazione nell’area, suggeriamo la lettura di questo studio] esiste peraltro un’alternativa economicamente vantaggiosa: l’utilizzo dei terminali di liquefazione egiziani (Idku e Damietta), al momento fermi per mancanza di gas e che – anche considerando lo sfruttamento a regime di Zohr – offrirebbero capacità residua anche per le esportazioni israeliane. In questa direzione andavano anche gli accordi siglati a inizio anno tra l’egiziana Dolphinus Holdings e l’israeliana Noble per l’esportazione in Egitto di gas israeliano, per un controvalore di 15 miliardi di dollari in dieci anni.

In ogni caso, anche se il tubo effettivamente si facesse (cosa che al momento continua ad apparire molto dubbia) e dovesse effettivamente far arrivare un secondo tubo sulle coste pugliesi (dossier politicamente molto delicato), l’Eastmed – coi suoi 15 Gmc – non avrebbe un impatto significativo sulla struttura dell’approvvigionamento europeo: basti pensare nel 2017 le importazioni UE sono state pari a 360 Gmc, di cui 155 dalla Russia.

Diverso il discorso se guardiamo alla sola Italia, che importa 65 Gmc all’anno e vedrebbe così sensibilmente aumentare la diversificazione degli approvvigionamenti. Resta tuttavia la questione del prezzo: l’eventuale gas di Eastmed potrebbe essere competitivo coi fornitori storici (Russia, Algeria, Libia, Norvegia, tutti con infrastrutture già ammortizzate) e con TAP (i cui volumi sono stati tutti già comunque venduti per i prossimi 25 anni)? Molto difficile. Occorrerà tuttavia aspettare i dettagli dell’annunciato accordo, se e quando arriveranno, per avere una risposta.

Oltre Nord Stream 2: il Turk Stream

Beyond Nord Stream 2: a look at Russia’s Turk Stream projectSegnaliamo un interessante post di Simone Tagliapietra dal titolo Beyond Nord Stream 2: a look at Russia’s Turk Stream project, pubblicato da Bruegel.

Il pezzo analizza lo sviluppo della strategia di affrancamento dall’Ucraina messa in atto da Gazprom, che oltre al Nord Stream 2 è attivamente impegnata a realizzare il TurkStream, di cui una linea è già stata ultimata e l’altra è in fase di posa.

L’autore solleva anche il quesito fondamentale circa la strada che il gas russo prenderà a valle dell’approdo sulle coste turche. Tre le opzioni in discussione:

  • un South Stream Lite attraverso Bulgaria, Serbia e Ungheria, per raggiungere poi le infrastrutture già esistenti in Austria, incluso il TAG fino al Tarvisio);
  • un nuovo gasdotto Grecia-Italia, l’ipotesi meno probabile a causa dei costi elevati;
  • l’espansione del TAP, aggiungendo una stazione di compressione e raddoppiando la capacità di trasporto.

 

GIIGNL – Il mercato del GNL nel 2018

The LNG Industry. GIIGNL annual report 2018Segnaliamo la relazione annuale del Groupe International des Importateurs de Gaz Naturel Liquéfié (GIIGNL), dal titolo The LNG Industry in 2018 (per scaricare il file, occorre compilare un brevissimo form).

Si tratta del documento pubblico più ricco di dati sul settore, pubblicato fin dal 2006. L’edizione di quest’anno propone 28 pagine ricche di dati, tabelle e infografiche.

GIIGNL Annual Report 2018. Key figures