BP Statistical Review of World Energy 2012

BP Statistical Review 2012Il BP Statistical Review 2012 rappresenta la raccolta di dati sull’energia più ampia e completa tra quelle disponibili apertamente. Proprio in questi giorni è uscita, come da tradizione, l’edizione con i dati aggiornati all’anno scorso.

Tante le conferme delle tendenze in atto: consumi mondiali di energia in lieve aumento (a 12.275 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio, +2,5% rispetto al 2010), trainati dalla Cina (2.613 Mtep, +8,8%), ormai stabilmente primo consumatore mondiale, e in misura minore dalla Russia (686 Mtep, +2,5%). Tendenza opposta invece per Stati Uniti (2.269 Mtep, -0,4%), Ue (1.691 Mtep, -3,1%) e Giappone (478 Mtep, -5,0%).

Per quanto riguarda la composizione dei consumi, cresce il peso delle rinnovabili diverse dall’idroelettrico (1,6% dei consumi mondiali di energia primaria, con l’Ue primo consumatore mondiale) e soprattutto del carbone (30,3% ), vero e proprio motore dello sviluppo mondiale, ormai prossimo a insidiare il primato del petrolio quale prima fonte (sceso quest’anno al 33,1%). In lieve calo l’idroelettrico (6,4%) e il nucleare (4,9%, sul quale ha pesato Fukushima), stabile il gas naturale (23,7%).

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GNL: Asia e spot in crescita

GIIGNL - The LNG Industry in 2011  Il mercato mondiale del GNL è cresciuto nel 2011 del 9,4%, arrivando a superare i 300 Gmc (240 milioni di tonnellate). Questo il dato è stato diffuso nel rapporto annuale di GIIGNL, l’associazione degli importatori di gas naturale liquefatto, e riportato da StaffettaQuotidiana.

A trainare la domanda sono stati i mercati Asiatici, spinti dalla crescita dei consumi cinesi (13,6 Mt, +36,1%), indiani (12,3 Mt, +37,4%), sudcoreani (35,6 Mt, 8,9%) ma soprattutto giapponesi (79,1 Mt, +11,6%), a causa dell’effetto-Fukushima. Stagnante invece il mercato europeo (65 Mt, +0,4%), con la crescita britannica che compensa le minori importazioni in Spagna, Italia e Turchia.

Guardando al lato dell’offerta, il Qatar è saldamente leader mondiale, con quasi un terzo del la produzione complessiva (75,4 Mt) e clienti sia in Europa sia in Asia. Al secondo posto i grandi produttori asiatici, Malesia (24,9 Mt) e Indonesia (21,9 Mt), in attesa che nei prossimi anni lo sviluppo dei giacimenti in Mozambico (entro il decennio la capacità di liquefazione nel Paese potrebbe arrivare a 30 Mt annue).

Il dato più interessante è l’aumento della quota di GNL scambiato su base spot e breve termine: 61,2 Mt (25,4% del totale scambiato), con un incremento del 50% che segue il +40% del 2010. La crescita del mercato spot è stata trainata dall’aumento imprevisto della domanda giapponese (arrivata 16 Mt, +120%) e ha dimostrato ancora una volta il potenziale di flessibilità di un mercato globale. In Europa invece gli scambi a breve si sono contratti a 12,3 Mt (-8,5%), dopo il boom del 2010 (+50,9%), scontando la contrazione della domanda finale nel 2011 (-10,7%).

 

La manipolazione del mercato del gas

La manipolazione del mercato del gas

In un mercato del gas europeo che Eurogas press release on More customers, consuming less gas, in 2011 sotto il peso della crisi, mentre i costi dei contratti di lungo periodo con formula take-or-pay sono tenuti alti dall’indicizzazione al petrolio, i prezzi spot restano costantemente più bassi e gli operatori che hanno meno take-or-pay nei propri portafogli riescono a fare margini più importanti.

Non c’è da stupirsi che di fronte a questa situazione, i grandi operatori europei legati da contratti di lungo periodo – soprattutto con Russia e Algeria, ma anche Norvegia – cerchino di rinegoziare le proprie posizioni, ottenendo sconti e un maggior peso delle quotazioni spot nelle formule di prezzo. I primi a spuntare lo sconto sono stati i tedeschi di E.on (2010), ma quest’anno c’è riuscita anche Eni (con effetti retroattivi al 2011). Aggiustamenti marginali, ma che consentono di dare ossigeno ai bilanci.

Non c’è nemmeno da stupirsi del fatto che il principale fornitore di gas, nonché la principale controparte dei contratti take-or-pay degli operatori europei, cerchi in tutti i modi di difendere il favorevole status quo (il connubio “volumi garantiti + quotazioni alte” è una manna per i bilanci dei produttori). Il direttore per la strutturazione dei contratti di Gazprom, Sergei Komlev, ha recentemente paventato i rischi connessi al passaggio ad un modello più simile a quello americano, basato su soli contratti di breve periodo.

Come da copione, Komlev ha messo l’accento sulla necessità di mantenere contratti di lungo periodo per garantire gli investimenti necessari, paventando anche il rischio che prezzi più alti spostino volumi su mercati diversi da quello europeo. Su quest’ultimo punto, giova ricordare che per spostare volumi occorrerebbe avere le infrastrutture per farlo, e la rete di gasdotti che rifornisce l’UE è in questo senso un vincolo più per la Russia che per i Paesi europei.

Sulla questione degli investimenti, ammesso e non concesso che i contratti di lungo periodo siano indispensabili per creare nuova capacità di importazione, resta il fatto che l’indicizzazione ha da tempo perso la sua storica ragion d’essere (la sostituibilità del gas all’olio combustibile nella generazione elettrica, oltre alla difficoltà per i sovietici di prezzare una merce in un’economia pianificata) e che rappresenta una rendita per i produttori completamente scollegata dalle effettive dinamiche di domanda e offerta.

Il fatto che poi gli stessi produttori investano in nuove infrastrutture non significa che questa sia l’unica possibilità di garantire l’approvvigionamenti dei mercati europei. Come ricordato da Jonathan Stern, nessun altra materia prima si vende con contratti con un orizzonte temporale così lungo (oltre 15 anni) e sulla base del prezzo di un prodotto diverso (e scarsamente sostituibile).

Lungi dall’essere una protezione “da ogni forma di manipolazione del prezzo” – come ha sostenuto Komlev – in tempi di prezzi del petrolio strutturalmente alti, l’indicizzazione al prezzo del petrolio rappresenta dunque probabilmente la principale manipolazione del mercato del gas naturale in Europa.

South Stream avanza, sulla carta

South StreamNelle dichiarazioni di Gazprom, il progetto South Stream avanza a grandi passi. Il 13 aprile scorso si è tenuta a Mosca la prima riunione del consiglio di amministrazione del consorzio, presenti Paolo Scaroni (Eni), Henri Proglio (EDF), Harald Schwager (BASF), Alexey Miller e Alexander Medvedev (Gazprom), oltre al nuovo presidente Henning Voscherau, un altro politico tedesco (Gerhard Schröder, passato a Nord Stream) dimostratosi molto felice di passare alle dipendenze dirette dell’impresa di Stato russa. La vicenda è ripresa da Vitus Bering, che la inquadra nel contesto della vicenda South Stream.

Ho già affrontato il tema dell’assenza di domanda sufficiente a dare un senso economico alla realizzazione a breve di South Stream e il peggioramento della situazione in Europa ha se possibile rafforzato di dubbi sul fatto che per tutto quel gas (60 Gmc da South Stream, più 27,5 da Nord Stream II) ci sia mercato in Europa.

Per quanto riguarda invece la competizione con gli altri progetti sul corridoio Sud, quello che arrivano in UE attraverso i Balcani, i due progetti effettivamente in lizza – e sarebbe giusto che anche il Corrado Passera ne prendesse atto – sono TAP e SEEP, riforniti da Shah Deniz II (Azerbaigian), in continuo progresso. Più che rientrare in una strategia delle istituzioni europee, invero parecchio a corto di legittimità e di cartucce, questi progetti sono un tentativo dei competitors delle imprese coinvolte in South Stream di aumentare la competitività dei mercati finali, erodendo quote di mercato agli incumbents (leggi ex-monopolisti).

South Stream appare così soprattutto come un’operazione di chi, come Eni, cerca di mantenere il più possibile invariati gli equilibrî sui mercati finali. Nel caso italiano, infatti, l’arrivo di TAP consentirebbe ad imprese diverse da Eni di rifornire via tubo il mercato italiano escludendo completamente dal midstream il campione nazionale, avendo la possibilità di competere sul prezzo, a tutto vantaggio dei consumatori finali.

Sul fronte russo, i 10 Gmc di TAP – o SEEP, se l’Italia uscirà sconfitta – non sono tali da impensierire veramente Gazprom, che in UE ne esporta quasi 120 Gmc già oggi, e al massimo possono rallentare South Stream, quando emergeranno prospettive economiche sufficienti a giustificare l’investimento. Per i russi, il progresso di South Stream è dunque sostanzialmente un posizionamento cartaceo, in attesa di capire se la ripresa dei consumi ci sarà e quando. Per di più, la rete infrastrutturale russa si è sviluppata nel corso dei decenni e un’accelerazione proprio ora non sembra plausibile.

Un’ultima considerazione sulla competizione cinese: in realtà, i giacimenti della Siberia orientale che servirebbero a servire il mercato cinese sono in gran parte diversi da quelli, più occidentali, che servirebbero a sostenere i nuovi flussi verso l’Europa. Esiste invece una possibile sovrapposizione soprattutto su un’eventuale riesportazione di gas centroasiatico, ma non tale da precludere alcun progetto, allo stato attuale.

La competizione euro-cinese per il gas russo è invece in gran parte sulla priorità dell’allocazione degli investimenti. Sebbene una logica di differenziazione suggerirebbe di guardare a Est, tuttavia per Gazprom i clienti europei restano al momento gli unici in grado di garantire alti prezzi e il rispetto del diritto e dei contratti, mentre i cinesi hanno già tentato di ottenere prezzi molto inferiori a quelli europei e non offrono grandi garanzie di affidabilità in caso di contenzioso. Lo sviluppo orientale di Gazprom senza dubbio ci sarà (soprattutto su altri clienti asiatici), ma in ultima analisi le dinamiche del rapporto con l’Europa sono destinate a rimanere endogene, almeno nel corso del decennio.

Lo shale gas in Russia (può attendere)

Caravella.eu - Energia: la Russia svilupperà lo Shale GasCome riportato da Caravella.eu, Putin ha annunciato che gli operatori russi investiranno nello shale gas, per mantenere il passo con i mercati globali.

Al netto delle questioni di propaganda (dal BP Statistical Review 2012, gli statunitensi hanno sorpassato i russi come primo produttore), le dichiarazioni di Putin difficilmente segneranno un cambio di passo nella strategia russa, almeno nel breve periodo.

Forti delle più grandi riserve al mondo (48.000 Gmc), gli operatori russi non hanno mai dovuto affrontare davvero la sfida tecnologica del non convenzionale. Secondo la IEA, le riserve russe di shale gas dovrebbero essere pari a 4.000 Gmc: piuttosto modeste. E anche se il territorio russo richiede ulteriori esplorazioni e potrebbe nascondere grandi sorprese, al momento manca la necessità economica per investire nella tecnologia necessaria alla produzione su larga scala.

Considerando il più ampio spettro del non convenzionale, già oggi in Russia si stima una produzione da tight gas pari a circa 20 Gmc. Sempre secondo la IEA, la produzione complessiva da non convenzionale è destinata a crescere molto lentamente, arrivando a 30 Gmc nel 2035. Le priorità russe di investimento sono altrove.

L’evoluzione dell’interdipendenza russo-europea

Nel complesso, l’interdipendenza tra gli Stati europei e la Federazione Russa sembra destinata a permanere anche nel futuro, creando una struttura di incentivi molto favorevole alla cooperazione, sia sul piano economico sia su quello politico. In questo quadro si inscrivono gli effetti di altre tendenze in atto nei mercati mondiali dell’energia: in particolare, la progressiva affermazione di fonti energetiche alternative agli idrocarburi e l’esplosione della domanda energetica cinese.

L’affermasi delle fonti rinnovabili potrebbe consentire nel lungo periodo una differenziazione dei panieri energetici europei e una riduzione del livello di dipendenza dalle importazioni, anche russe. L’aumento della domanda energetica cinese consentirà invece una differenziazione dei mercati finali per gli idrocarburi russi, riducendo il peso relativo delle vendite sui mercati europei. Complessivamente, dunque, la tendenza potrebbe essere quella di un allentamento dell’interdipendenza energetica russo-europea.

L’effetto combinato del mantenimento dell’interdipendenza e al contempo un suo allentamento a causa dell’evoluzione del contesto sarebbe una relativa attenuazione della dimensione di sicurezza legata in particolare agli approvvigionamenti europei di gas naturale russo. Questo potrebbe favorire un ulteriore sviluppo dell’aspetto economico della cooperazione, soprattutto per quanto concerne gli investimenti.

 

Unione Europea - Federazione Russada Matteo Verda, Sicurezza energetica e politica estera. L’esperienza europea nel post-Guerra Fredda (2012, in pubblicazione)