Scenari energetici di riferimento

Segnaliamo alcuni dei principali scenari energetici disponibili online. Come tipicamente succede alle previsioni con un orizzonte temporale di 20-30 anni, si tratta con ogni probabilità di stime sbagliate, ma che nondimeno hanno il pregio di offrire spunti utili per la riflessione e di esplicitare (almeno in parte) i presupposti su cui si basano le scelte di policy o di investimento attuali e del prossimo futuro.

Tra le pubblicazioni disponibili:

TAP: completata la lista dei clienti

Gasdotto Tap, chiusi contratti gas In Italia arriveranno 8 mld mc/annoSecondo quanto riportato da SQ, si completa l’elenco dei clienti che hanno firmato per l’acquisto del gas azerbaigiano trasportato dal TAP. Complessivamente, la ripartizione dei primi volumi prevede  8 Gmc per il mercato italiano e 1 Gmc ciascuno per i mercati greco e bulgaro.

I contratti hanno una durata di 25 anni e riguardano 9 società. Accanto a Bulgargas per il mercato bulgaro e DEPA per il mercato greco, si sono 7 operatori che si sono aggiudicati volumi per il mercato italiano.

Hera (0,3 Gmc/a) e Enel avevano già annunciato venerdì la firma. A queste si sono aggiunte la francese GdF Suez (2,6 Gmc/a), la tedesca E.ON (1,6 Gmc/a), l’anglo-olandese Shell (1 Gmc/a), la spagnola Gas Natural Fenosa e la svizzera Axpo.

Gas Natural Fenosa, Axpo e Enel non hanno reso noti i volumi acquisiti. Per quest’ultima è probabile che il volume sia intorno a 1 Gmc, mentre gli altri due operatori dovrebbero aver acquisito volumi inferiori. Resta il dubbio sulle intenzioni dell’azienda di stato azerbaigiana Socar circa un proprio ingresso (indiretto, naturalmente) sul mercato finale italiano.

Per quanto riguarda i prezzi, non sono ancora trapelate indicazioni, se non un generico riferimento di E.On al fatto che le condizioni concordate «riflettono i mercati del gas europei». È dunque probabile che le formule di prezzo inglobino un livello significativo di indicizzazione spot. In ogni caso, la difficoltà di prevedere le evoluzioni del mercato a 7 anni lascia prevedere che i termini degli accordi includano un significativo margine di flessibilità e che saranno oggetto di ulteriore negoziazione più a ridosso dell’avvio dei flussi.

I limiti delle previsioni

FT - The World in 2040Con l’aumentare della complessità e dell’incertezza che caratterizzano il mondo (dell’energia e non), cresce la necessità di trovare un apparente conforto nelle previsioni e negli scenari dei ricercatori.

A gennaio BP ha aggiornato il proprio outlook al 2030, a marzo Shell ha pubblicato i New Lens Scenarios, a luglio la EIA ha pubblicato l’edizione 2013 del proprio International energy outlook e a novembre la IEA pubblicherà l’edizione 2013 del proprio World Energy Outlook.

Strumenti interessanti e ben confenzionati, ma intrinsecamente sbagliati. Come ha ben messo in luce Nick Butler, previsioni a trent’anni non fanno altro che proiettare il consenso degli addetti ai lavori oggi. Utili per capire le aspettative di oggi, ma incapaci (epistemologicamente, passatemi il termine) di cogliere l’ignoto che è destinato a verificarsi, nel settore energetico come in ogni altro settore.

Basta pensare ai cambiamenti tecnologici, economici, politici degli ultimi venti anni per giungere alla conclusione che molto spesso sia l’imprevedibile a essere maggiormente significativo. A cominciare dalla tecnologia, in continua e imponderabile evoluzione.

Come ricorda Butler, a metà anni ottanta di climate change non si parlava (bei tempi!), l’Asia centrale e il Causaso erano sovietici, la Cina era un Paese agricolo sottosviluppato con consumi petroliferi pari a quelli italiani, il fracking e la perforazione orizzontale erano tecniche esotiche.

Morale della favola? Una volta letti i vari scenari, la cosa più utile da fare potrebbe essere provare a pensare “cosa potrebbe andare storto”.

Kashagan, arrivano i cinesi

CNPC to take $5bn stake in Kashagan oilfieldProsegue 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.

Variazione dei consumi petroliferi (Mt - dati IEA)

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.