Segnalo un interessante articolo di Alessandro Da Rold e Antonio Vanuzzo: Arrivederci Kashagan, niente petrolio fino al 2014, dedicato alle difficoltà che il giacimento kazako continua ad affrontare.
A quanto pare, nonostante il largamente pubblicizzato avvio della produzione dello scorso settembre, si avrà l’ennesimo ritardo. l’ennesimo aumento di costi, che continuano a pesare sui conti di Eni, che partecipa al 16,81%. Dei flussi attivi di cassa se ne parlerà l’anno prossimo. Forse.
Eni ha pubblicato la World Oil and Gas Review 2013, l’annuario statistico dedicato agli idrocarburi. Giunta alla sua dodicesima edizione, la WOGR rappresenta il contraltare della Statistical Reveiw of World Energy di BP, ma si differenzia da quest’ultima per un’attenzione più marcata ai soli idrocarburi, di cui fornisce dati molto più approfonditi (anche se con serie storiche molto più brevi).
Particolarmente interessante la terza parte della WOGR, quella dedicata alle attività raffinazione. Con una completezza unica tra le fonti aperte a livello mondiale, l’annuario ricostruisce paese per paese la qualità dei greggi prodotti e la capacità di raffinazione. Uno strumento molto prezioso per chi voglia approfondire il tema.
Prosegue senza sosta la penetrazione cinese in Asia Centrale. Questa volta si tratta di Kashagan, il giacimento gigante nelle acque kazake del Caspio. Dopo oltre un decennio di lavori e contrattempi, finalmente quest’anno sono state avviate le attività di produzione.
Il giacimento è sfruttato dalla North Caspian Operating Company, di cui fanno parte Eni, Shell, Total, ExxonMobil, KazMunayGas (16,81% ciascuna) e Inpex (7,56%). A queste compagnie si aggiungeva ConocoPhillips (8,39%), che però ha scelto di monetizzare la propria partecipazione.
All’acquisto era interessata la compagnia indiana ONGC Videsh per 5 miliardi di dollari, ma la compagnia di stato kazaka Kazmunaygas ha esercitato il proprio diritto di prelazione. Un duro colpo per gli indiani, sempre in cerca di nuove riserve.
Ma non è finita qui. Perché Kazmunaygas ha subito dopo annunciato di voler cedere la quota (facendo margine) alla compagnia di stato cinese CNPC. La scelta rafforza il legame tra Astana e Pechino, dopo i numerosi accordi, tra cui quello che ha portato alla realizzazione della Central Asia China Pipeline, che porta il gas turkmeno verso Oriente.
Che un quantitativo crescente di idrocarburi stiano prendendo la via dell’Oriente preoccupa molti, tra cui gli azerbaigiani, che dovrebbero in ogni caso veder transitare dai propri terminali (e poi attraverso la BTC) almeno parte del petrolio di Kashagan (Kazakh Caspian Transportation System). Eni e Shell seguono il vento e stanno negoziando per vendere la propria parte di produzione alle raffinerie cinesi.
Di certo l’avanzata cinese allontana sempre di più l’ipotesi che il gas centrasiatico possa prendere la via dell’Occidente. Il gas azerbaigiano sarà probabilmente l’unico del Caspio a raggiungere in quantità significative i mercati europei. Ma più che di geopolitica, si tratta di economia.
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Aggiornamento: qualcuno mi ha fatto notare che forse ho guardato troppo alle cartine e troppo poco alle figure. Perché più che di un risiko fatto di tubi si tratta di aritmetica dei consumi e degli investimenti: il petrolio kazako prende la via della Cina perché laggiù c’è la domanda presente e futura per quel greggio, a prescindere dalla partecipazione cinese in NCOC.
C’è poi da considerare il fattore della capacità di raffinazione: per portare il petrolio ai clienti finali (e paganti), occorre raffinarlo dove conviene di più, per tecnologia e vicinanza ai mercati. E anche in questo caso, i cinesi si stanno attrezzando da tempo.
Aggiornamento: sul tema della raffinazione, segnalo il numero 22 – giugno 2013 di Oil Magazine.
Sul tema dell’ulteriore privatizzazione di Eni e Enel torneremo sicuramente nelle prossime settimane, anche se dato l’attuale contesto politico è probabile che nemmeno questo autunno torneremo sulla questione.
Solo una paio di osservazioni. La prima – fondamentale – è che si può recidere il cordone ombelicale tra lo Stato e le aziende che ne hanno fatto la politica energetica per decenni solo se lo Stato disponde della volontà politica di immaginare una politica energetica compiuta in ambiente di mercato (quindi non la SEN) e al contempo disponde dei mezzi per attuarla (mezzi innanzitutto organizzativi).
Secondo: privatizzare ora, senza se e senza ma, è un errore. Come fa notare Mario Semerio su Italia Oggi, perché con la poca liquidità in circolazione gli incassi sarebbero magri e l’impatto sul debito pubblico sarebbe poco rilevante.
E l’impatto sul mercato? Torniamo al punto uno, perché in assenza di capacità di regolazione e intervento efficaci da parte del Governo, il risultato sarebbe disastroso (come le privatizzazioni degli anni Novanta) trasformando posizioni dominanti pubbliche in posizioni dominanti private [liberale sì, ma sono anche realista!].
Convincono poco anche le argomentazioni di Giuseppe Artizzu su HuffingtonPost, che vorrebbe mettere all’angolo Eni e Enel perché si oppongono alle posizioni di rendita create dai sussidi alle rinnovabili.
Le posizioni di Eni e Enel sono sacrosante: più generazione termoelettrica oggi vuol dire prezzi più bassi per i consumatori, imprese comprese. In periodo di crisi, le bollette si appesantiscono per arricchire chi ha colto l’occasione di una regolazione fatta male (e torniamo al primo punto).
E a poco vale la difesa di obiettivi europei già di fatto raggiunti e – apparirà sempre più evidente – inutili per l’ambiente perché non globali. Spingere per la privatizzazione di Eni e Enel nella speranza che così si oppongano con meno efficacia ai sussidi attuali è interesse di parte, non disegno sistemico.
Tra l’altro, per perseguire obiettivi di diffusione delle rinnovabili da piano quinquennale si sta ammazzando il mercato elettrico. A dirlo sono i dati del rapporto annuale Aeeg relativi alle quote di mercato. Nel 2012, Enel ha perso 3 punti percentuali, Eni 2, Edison e E.On 1, mentre il Gestore dei servizi energetici (società del Ministero dell’economia che distribuisce buona parte delle rinnovabili sussidiate) ha guadagnato 4 punti ed è il secondo operatore dopo Enel.
Urgono partiti politici con una visione di insieme, un’idea di politica energetica e la volontà di attuarla. Poi si potrà parlare di privatizzazioni.
Paolo Scaroni ha annunciato nuovi investimenti in esplorazione in Algeria, dopo aver incontrato il Ministro dell’Energia algerino, Youcef Yousfi.
Eni ha anticipato un interesse alla collaborazione con la compagnia di stato Sonatrach (socio obbligato al 50%) per nuove attività di esplorazione nel Paese, sia offshore sia nell’area dell’Atlante, situata 100 chilometri a sud di Algeri.
A pesare non sono solo i rischi geologici (Scaroni ha definito l’attività “high risk high reward”), ma soprattutto politici. L’Algeria si prepara infatti da mesi alla transizione post-Bouteflika.
L’anziano presidente è rientrato martedì scorso dopo diversi mesi in Francia, dove era stato ricoverato per le conseguenze di un ictus. Le sue reali condizioni mediche sono avvolte dal mistero e ad Algeri è già aperta la competizione in vista delle elezioni presidenziali di aprile 2014.
L’Algeria è riuscita a evitare le conseguenze più destabilizzanti delle rivolte nei Paesi arabi e delle guerre in Libia e Mali, grazie ai solidi apparati di sicurezza e ai proventi delle esportazioni energetiche.
Il continuo aumento di popolazione, la possibilità che la lotta per la transizione si trasformi in scontro aperto, la minaccia di una ripresa delle attività terroristiche islamiste (favorite dalla porosità dei confini sahariani) rappresentano altrettanti elementi di rischio che rendono gli investimenti nel Paese una vera e propria scommessa.
Anche in caso di instabilità, tuttavia, le conseguenze di un’eventuale instabilità potrebbero essere solo transitorie. Come dimostrato anche dal caso libico, la prima priorità di chiunque prenda il potere resta sempre quella di accedere ai flussi di cassa generati dalle esportazioni, a tutto vantaggio di chi già gode di una posizione consolidata nel Paese.
E Eni sembra anche in questo caso avere le carte in regola: presente in Algeria dal 1981, partecipa in 8 permessi in fase di sviluppo e in 24 già in produzione, che l’hanno resa nel 2012 il primo produtte del Paese (come Libia). Un rischio calcolato, insomma.
Eni e il monopolista algerino Sonatrach sono giunti a un accordo sulla rinegoziazione degli accordi di fornitura di gas naturale algerini per il mercato italiano.
Secondo una nota diffusa da Eni, l’accordo riguarderebbe la revisione 2013 e il 2014 di alcune condizioni contrattuali e prevedrebbe la riduzione dei volumi contrattuali destinati al mercato italiano.
I contratti in vigore tra Eni e Sonatrach sono di lungo periodo con clausola take-or-pay e prevedono per l’acquirente l’obbligo di ritiro di una certa quantità di volume, anche in caso di domanda debole sul mercato finale. L’accordo dovrebbe alleggerire la posizione di Eni.
Attraverso il gasdotto Transmed, nel 2012 l’Italia ha importato 20,2 miliardi di metri cubi dall’Algeria (28% dei consumi). Nel primo trimestre 2013 le importazioni sono ammontate a 5,6 miliardi di metri cubi (22% dei consumi).
