Commissione vs Gazprom: pubblicati gli impegni

Gazprom’s proposed measures to remedy competition concernsIl procedimento della Commissione europea contro Gazprom per abuso di posizione dominante, avviato nel 2012, sembra finalmente giunto a un punto di svolta. La DG Comp ha infatti oggi pubblicato e messo in consultazione le proposte formulate da Gazprom per conciliare le proprie pratiche commerciali in Europa orientale con la normativa europea.

Per quanto riguarda la rivendita, Gazprom si impegna, tra l’altro, ad eliminare per sempre sia le limitazioni esplicite (e.g. divieto di riesportazione o clausole di destinazione), sia disincentivi al re-export (e.g. diritto per la stessa Gazprom a partecipare ai relativi utili).

Per quanto riguarda i prezzi, Gazprom si impegna a rivedere le clausole sulla revisione, introducendo tra l’altro benchmark competitivi (tra cui “i prezzi medi ponderati alla frontiera di Germania, Francia e Italia” e l’andamento degli hub liquidi dell’Europa Continentale) e aumentando la frequenza e la rapidità delle revisioni.

Formalmente la questione non è ancora del tutto chiusa, Gazprom ha ancora tanti avversari, a cominciare dal Governo polacco. Tuttavia la pubblicazione della consultazione e la nota di accompagnamento della Commissaria Margrethe Vestager sono un’indicazione piuttosto chiara: “Riteniamo che gli impegni di Gazprom consentiranno il libero flusso di gas nell’Europa centrale e orientale a prezzi competitivi. Questi impegni vanno incontro ai nostri timori in fatto di concorrenza e forniscono una soluzione lungimirante, in linea con le norme dell’UE. Di fatto concorrono a una migliore integrazione dei mercati del gas nella regione”.

TurkStream – Firmato il contratto con Allseas

turkstreamGazprom ha annunciato la firma con la svizzera Allseas del contratto per la posa della prima linea del gasdotto TurkStream, che collegherà le coste russe a quelle turche passando sui fondali del Mar Nero.
Nella strategia russa, il gasdotto ha sostituto il progetto South Stream, dopo la decisione di cancellare quest’ultimo a fine 2014. Le tensioni russo-turche del 2015 avevano però portato a un congelamento di TurkStream, che ora sembra invece aver trovato nuovo slancio e la cui posa dovrebbe iniziare nella seconda metà del 2017.

La scelta di Allseas, che impiegherà la nave Pioneering Spirit, è avvenuta a scapito di Saipem, che aveva un contratto da due miliardi di euro per South Stream e che, fino alla rescissione annunciata da Gazprom a metà 2015, sembrava poter essere coinvolta nella posa di TurkStream.

Saipem e Gazprom hanno ancora un contenzioso aperto davanti alla Corte arbitrale di Parigi per la cancellazione del contratto di South Stream, per cui la società italiana ha chiesto una compensazione di 680 milioni di euro. Nel frattempo, per gennaio il primo trimestre è attesa una decisione sulla posa di Nord Stream 2, per cui Saipem è ancora in gara, anche se pure in questo caso Allseas, che ha già firmato una LOI per la prima linea con opzione per la seconda, parte avvantaggiata.

Un GR dal futuro – La Turchia e l’approvvigionamento europeo

GR1 - 17/07/2016 - 19:00Forse grazie alle nuove risorse garantite dal canone in bolletta, la Rai manda in onda i GR del futuro. O almeno, così è parso di capire ieri sera.

Con ordine. Fallito golpe in Turchia. Analisi di rito sulle ricadute, con intervista nel corso del GR1 delle 19:00 (minuto 9:53) all’economista Giorgio Barba Navaretti. Preceduto da un’introduzione del giornalista che conduce l’edizione e fa riferimento alla strategicità della Turchia per l’Europa in quanto “corridoio di transito strategico per il gas e il petrolio verso l’Europa”. A rincarare la dose, ci pensa l’intervistatrice.

Letteralmente:

D: “La Turchia è uno degli snodi fondamentali anche per il gas e per il petrolio che arrivano in Europa. Potrebbe esserci un aumento dei prezzi a breve?”

R: “L’incertezza politica anche in questo caso può avere degli effetti sui prezzi. Se ci fossero, spero che siano degli effetti di breve periodo.
Quanto un’effettiva riduzione dei flussi di gas e di petrolio attraverso la Turchia, sono difficilmente ipotizzabili, a meno che non avvengano degli eventi politici davvero devastanti e catastrofici.”

Bene. Quindi, delle due, una: o siamo nel 2016 e il gas importato in UE attraverso la Turchia ammonta a meno di un miliardo di metri cubi (ossia lo 0,15% del gas consumato in UE), oppure ci troviamo nel 2026, quando il Corridoio meridionale del gas – l’insieme di gasdotti che porterà il gas azerbaigiano fino in Puglia, attualmente in costruzione – sarà ultimato. Allora, dovrebbe in ogni caso fornire il 2% di tutto il gas consumato in UE, ma transeat: in quel momento potrebbe perfino avere sul serio delle conseguenze per i prezzi in Sud Europa.

Quanto al petrolio, a onor del vero la Turchia è Paese di transito per l’esportazione di gran parte del petrolio azerbaigiano, per lo più diretto in UE (e soprattutto in Italia). Ma si tratta di quantità assolutamente marginali rispetto al mercato globale: 0,75 milioni di barili al giorno nel primo trimestre 2016, ossia lo 0,7% dei consumi mondiali. Non esattamente un quantitativo in grado di sbilanciare un mercato globale in eccesso strutturale di offerta.

Insomma, la Turchia non è esattamente un Paese-chiave per l’approvvigionamento europeo. Almeno, non oggi. E non fintanto che non sarà realizzato il Corridoio meridionale del gas.

Le 10 compagnie petrolifere più grandi al mondo

EI - 2015 Petroleum Intelligence Weekly Top 10Energy Intelligence – editore del Petroleum Intelligence Weekly – ha pubblicato l’edizione 2015 della consueta classifica delle 50 compagnie petrolifere più grandi al mondo. La classifica si basa su sei criteri: produzione di petrolio e di gas, riserve di petrolio e di gas, vendite di prodotti e capacità di raffinazione.

Online è possibile visualizzare le prime 10 posizioni. Come negli ultimi 26 anni, al primo posto si trova Saudi Aramco. Uguali all’anno scorso anche le posizioni dalla seconda alla settima: nell’ordine, l’iraniana NIOC, la cinese CNPC, la statunitense ExxonMobil, la venezuelana PDVSA, l’anglo-olandese Royal Dutch Shell e la britannica BP. In ottava posizione, la russa Rosneft scavalca la connazionale Gazprom, mentre la francese Total rientra nella top-ten, scalzando la statunitense Chevron.

La vendita di Saudi Aramco: che cosa c’è sotto?

Saudi aramcoIn questi giorni ha fatto molto clamore la notizia che la famiglia regnante saudita potrebbe vendere una parte della compagnie petrolifera di stato Saudi Aramco, il più grande produttore al mondo di petrolio greggio.

Si tratta senza dubbio di una novità importante, che segnala la necessità, percepita almeno da una parte della famiglia regnante, di avviare profonde riforme nel paese al fine di affrontare le sfide interne ed esterne, rese oggi più urgenti dal calo delle quotazioni petrolifere.

Sull’argomento, e sulle sue cause/implicazioni politiche, segnalo un articolo apparso ieri su le Formiche, al cui interno mi è stato chiesto di esprimere la mia opinione. Come si può leggere, ritengo che il senso delle dichiarazioni del principe saudita intervistato dall’Economist sia la volontà di utilizzare la difficile congiuntura economica per avviare un processo di riforma della società e dell’economia saudita, che porti a ridimensionare il ruolo del petrolio e dello stato, promuovendo invece l’iniziativa privata e l’apertura agli investitori esteri.

Si tratta a ben vedere di un percorso difficile, che non sappiamo quanto sia condiviso nel governo saudita, ma che sembra necessario se si è convinti che il sistema attuale non sia economicamente sostenibile nel lungo periodo. In questo senso, l’idea di vendere una parte di Saudi Aramco potrebbe confermare la convinzione da parte degli arabi che i prezzi del greggio resteranno bassi per un periodo piuttosto lungo (quanto lungo è difficile dirlo ovviamente) e che quindi si dovrà ridurre il deficit con nuove entrate/tagli della spesa e promuovendo l’investimento privato e la diversificazione economica.

Insomma, il new normal richiede adattamento, non solo da parte dei produttori indipendenti americani, ma anche da parte dell’Arabia (non più tanto) felix.

Egitto: Eni e il giacimento Zohr

Eni scopre nell'offshore egiziano il più grande giacimento a gas mai rinvenuto nel Mar MediterraneoEni ha diffuso ieri la notizia della scoperta di ingenti quantità di gas presso il prospetto esplorativo di Zohr, nell’offshore egiziano del Mediterraneo. La scoperta è di grande rilevanza, sia per il Paese mediorientale sia per la compagnia nazionale.

A giugno, Eni aveva siglato un accordo con il governo egiziano per investimenti nell’upstream del Paese pari a 1,5 miliardi entro la fine del decennio. L’accordo, oltre a consolidare la decennale presenza di Eni in Egitto, aveva anche consentito una parziale soluzione alla questione dei debiti commerciali egiziani verso la compagnia italiana, pari a 966 milioni di euro.

Secondo le stime, la quantità di gas presente nel giacimento sarebbe pari a 850 Gmc, ossia qualcosa come 14 volte i consumi italiani nel 2014, o a 16 volte la produzione di gas egiziana dello stesso anno. Si tratta di volumi notevoli, tuttavia la cifra non si riferisce alle riserve provate, ossia il gas presente con relativa certezza e producibile in modo economico. Si tratta invece, come il comunicato stampa dice chiaramente, della stima più alta relativa al gas in posto (in place), ossia tutto il gas che dalle indagini preliminari si calcola possa essere presente nella formazione geologica, a prescindere dal fatto che sia tecnicamente ed economicamente producibile.

EIA - Stylized representation of oil and natural gas resource categorizations (not to scale)

La quantità di gas che può essere effettivamente recuperato e commercializzato con profitto varia molto a seconda della conformazione geologica, delle tecniche adottate, dal costo del capitale impiegato per lo sfruttamento. Può arrivare fino all’80-90%, ma può anche attestarsi su percentuali considerevolmente più basse. Inoltre, le stime iniziali si basano su un numero limitato di dati empirici, mentre la reale consistenza dei giacimenti può essere – nel bene e nel male – confermata solo procedendo con le attività di perforazione.

In altri termini, la rilevanza della scoperta è innegabile e conferma la leadership europea di Eni nell’esplorazione, ma l’impatto dello sfruttamento richiederà tempo e molti dati aggiuntivi prima di essere valutato adeguatamente. Se la consistenza delle risorse presenti nel prospetto sarà confermata, in via preliminare si può ipotizzare una produzione di picco tra i 20 e i 30 Gmc all’anno, con un po’ di ottimismo. Ci vorranno tuttavia ancora diversi anni prima di vedere effettivamente il giacimento in produzione, probabilmente alla fine di questo decennio o all’inizio del prossimo, visto l’eccesso di offerta in vista a livello globale.

La scoperta di Zohr è importante per Eni, ma lo è anche (e molto) per l’Egitto. Il Paese ha oggi una capacità di liquefazione per l’esportazione di circa 16 Gmc/a, ma nel 2014 le esportazioni sono state pari a meno di 1 Gmc. La riduzione drammatica dei volumi esportati è dipesa dall’aumento della domanda interna, guidata dalla crescita demografica ed economica, e dalla contrazione della produzione. Questa doppia dinamica, dopo aver portato all’azzeramento delle esportazioni, ha costretto ora l’Egitto a diventare un importatore di GNL, grazie all’entrata in funzione quest’anno di un terminale galleggiante di rigassificazione (la FSRU Höegh Gallant).

Produzione, consumi ed esportazioni di gas in Egitto

La scoperta di Zohr potrebbe consentire all’Egitto di tornare a esportare volumi significativi di gas, riducendo il passivo di bilancia commerciale. Una possibile soluzione tecnica per l’esportazione sarebbe quella di portare il gas fino alla costa (170 km) via tubo e poi instradarlo ai terminali di liquefazione esistenti (Damietta e Idku). Resta tuttavia da vedere se tutti i volumi prenderanno la strada dell’esportazione, o se una parte finirà col rifornire il mercato interno egiziano.

In ogni caso, la scoperta è economicamente rilevante, ma dal punto di vista geopolitico e di sicurezza le conseguenze sull’area mediorientale sembrano essere limitate. Grazie alla scoperta, l’Egitto potrebbe ridurre il saldo netto delle importazioni di GNL, che tuttavia pongono pochi problemi di sicurezza, grazie all’ampia e crescente disponibilità di fornitori diversi. Per quanto riguarda la sicurezza – in senso stretto – degli impianti, il posizionamento offshore garantisce una maggiore difendibilità delle installazioni rispetto ad attacchi terroristici.

Dal punto di vista dell’utilizzo del nuovo gas egiziano presso altri mercati regionali, è da escludere ogni ipotesi di forniture a scopo politico, giacché Eni possiede i diritti di sfruttamento del giacimento e instraderà le eventuali esportazioni verso i clienti in grado di offrire il profitto maggiore, indifferentemente in Europa, in Medio Oriente o altrove. Con il benestare del governo egiziano, che ha un gran bisogno di Eni e dei suoi investimenti sia per fare cassa sia per sostenere la crescita economica di lungo periodo.