Le conseguenze inaspettate dello shale boom

La NASA ha recentemente pubblicato sul suo sito un’immagine notturna scattata dallo spazio (riportata anche dal FT), che illustra in modo piuttosto inquietante un’effetto indesiderato, e se vogliamo inaspettato, del recente boom del gas da scisti.

La foto mostra come l’area occidentale del North Dakota, uno degli stati meno abitati degli USA (densità 3,7 abitanti/km2 – tanto per capirci la Lombardia ha una densità di 420 ab./km2) e dove più è cresciuta negli ultimi anni l’attività estrattiva legata allo shale gas e allo shale oil (Bakken formation), sia “illuminata a giorno” a causa del gas flaring, la pratica di bruciare il gas naturale associato al petrolio che non si riesce a commercializzare economicamente.

La ragione di questo spreco (si parla del 30% del gas estratto) è semplice. Il boom dello shale ha depresso talmente tanto i prezzi del gas nel Nord America, che a molte società petrolifere non conviene realizzare i gasdotti e le altre infrastrutture necessarie a convogliare il gas verso i centri di consumo. Piuttosto che far ciò, si preferisce liberare il gas nell’atmosfera (gas venting) o bruciarlo all’uscita del pozzo. In ogni caso si verifica uno spreco e si crea una nuova e non trascurabile fonte di inquinamento.

Lungi dal voler esprimere un giudizio negatico sull’estrazione del gas da scisti, la mia intenzione qui è solo quella di sottolineare come sia spesso difficile valutare a priori i costi e i benefici di una certa attività umana a causa delle numerose “unintended consequences” che si generano.

Alcuni esperti hanno sottolineato come lo shale gas abbia permesso agli USA di ridurre il consumo di carbone nella generazione elettrica e di limitare le emissioni clima-alteranti più di quanto abbia fatto l’Europa negli ultimi 2 o 3 anni. Siamo sicuri che se si contassero le emissioni legate al gas flaring e al gas venting la bilancia sarebbe ancora positiva?

Come spesso accade, il diavolo si annida nei dettagli…

Smantellare i take-or-pay

RIE - EnergiaSergei Komlev, dirigente di Gazprom Export specializzato in prezzi e contratti, è da alcuni mesi impegnato in una vera e propria “offensiva teorica” votata a difendere lo status quo dei contratti di lungo periodo indicizzati al petrolio con clausola take-or-pay. Segnalo, per chi volesse approfondire, il paper Pricing the “Invisible” Commodity.

Come riportato oggi dalla Staffetta, in Italia l’ultimo numero di Energia ospita un articolo di Komlev. Sintetizzando molto, l’argomentazione centrale è che gli attuali prezzi spot agli hub europei sono frutto di una dinamica marginale, ossia basata sui volumi residuali rispetto alle forniture take-or-pay e che quindi non è in realtà possibile sostenere che i prezzi agli hub sono determinati da dinamiche di domanda e offerta autonome.

La conseguenza è che un meccanismo basato sempre più su prezzi agli hubs che si formano in modo ibrido sia insostenibile, tanto da portare al progressivo smantellamento dei contratti di lungo periodo.

Komlev vede nel fatto che gli hubs non trattino tutta la domanda e tutta l’offerta dei mercati europei una debolezza insanabile, che li rende di fatto ancora strettamente legati ai prezzi dei contratti di lungo periodo (assumendo – senza dimostrare – che questo sarebbe un male per i consumatori europei).

Komlev fa bene il suo lavoro, ma non convince. Il punto è che cercando di argomentare sulla dinamica di mercato, omette di affrontare il punto chiave: l’indicizzazione al petrolio non ha più ragion d’essere e distorce irrimediabilmente i fondamentali del mercato. Il fatto che l’inerzia contrattuale – nonostante i tanti arbitrati – attribuisca ancora un ruolo a questa consuetudine commerciale non è una buona ragione per mantenerla, se non per chi vende.

Qui subentra il secondo punto: il mercato è lunghissimo e la Russia si trova con un potenziale di esportazione completamente orientato verso il mercato europeo, dove la domanda langue e continuerà a languire. A correre rischi sono soprattutto gli esportatori, che si trovano a competere per vedere e che dall’indicizzazione lucrano margini che la domanda reale non giustificherebbe.

Per chiudere, un’ultima nota: superare le attuali formule di indicizzazione non significherebbe in alcun modo che i contratti di lungo periodo debbano necessariamente essere abbandonati, ma solo che sarebbe il mercato a prezzare questa soluzione, in base alla domanda dei clienti. Magari evitando di imporre ai consumatori finali strani meccanismi di assicurazione dalla dubbia utilità.

Revisione tariffe del gas: centinaia di milioni in gioco

AEEG - 13 novembre 2012 - 471/2012/R/gas In novembre l’Autorità aveva annnunciato l’intenzione di procedere a una revisione delle modalità di calcolo delle condizioni economiche per il servizio di tutela, che copre un terzo del mercato finale italiano (circa 18 Gmc all’anno) e che fa da riferimento anche per le dinamiche di prezzo sul mercato libero.

Attualmente, la tariffa della componente commercializzazione all’ingrosso (CCI, nel gergo dell’Autorità) – ossia il costo della materia prima in bolletta – è fissata con una formula che simula le quotazioni dei contratti di lungo periodo (95% greggio, gasolio e olio combustibile; 5% spot), quelli detenuti dai grandi operatori nazionali.

Tutto bene? Non troppo. Perché l’impianto dei contratti di lungo periodo (solitamente con clausola take-or-pay) è vecchio di decenni e non risponde più alle condizioni reali del mercato (le economie pianificate non esistono più, bruciare olio combustibile per generare grandi quantitativi di elettricità non è praticabile e i monopoli nazionali sono vietati dalla legilazione europea, per citarne solo alcuni). Tant’è vero che, grazie all’eccesso di offerta, i prezzi sui mercati all’ingrosso sono sistematicamente più bassi dei prezzi dei contratti di lungo periodo.

Chi ci rimette? I clienti finali, soprattutto. Perché i grandi operatori, per limitare l’impatto economico, comprano gas a prezzi spot e lo rivendono a prezzo regolato. L’Autorità riconosce apertamente che c’è un problema: «una regolazione divenuta obsoleta che comporta, date le condizioni e l’evoluzione del mercato, l’insorgere di rendite improprie a danno dei clienti finali».

Urgono quindi, secondo l’Autorità, modifiche alle modalità di calcolo delle condizioni economiche, per «trasferire al consumatore i benefici derivanti dallo sviluppo concorrenziale del mercato all’ingrosso». Per i dettagli, rimando al documento, che prevede sia un “allegerimento” della CCI (legandola maggiormente ai prezzi spot), sia un meccanismo di assicurazione contro le oscillazioni delle quotazioni spot (che remunererebbe comunque chi ha in portafoglio i contratti di lungo periodo).

Il risultato? Fino a -7,44% in bolletta, secondo le stime dell’Autorità. Un bel trasferimento di benefici, dai grandi grandi operatori a favore dei consumatori finali.

Una rapida stima dà conto delle dimensioni della questione: proiettando su base annua le tariffe attualmente in vigore per il cliente domestico tipo, un consumo di 18 Gmc vale indicativamente 15,5 miliardi di euro. La riduzione varrebbe 1,2 miliardi di euro all’anno.

Si tratterebbe di una riduzione netta di 800 milioni di euro all’anno per gli operatori (variamente distribuita a seconda dei portafogli e delle modalità di assicurazione introdotte, ma comunque in buona parte Eni e Edison) e 400 milioni all’anno in meno di pressione fiscale.

Gli operatori si stanno muovento attivamente per mettere i ammorbidire le proposte dell’Autorità. Come se questo non bastasse, il rischio è che venga meno anche l’appoggio “politico” all’Autorità (che formalmente resta indipendente) proprio a causa dell’impatto economico della misura, che ridurrebbe il gettito e sarebbe troppo favorevole ai consumatori.

Un duro compito attende l’Autorità: non si può che fare il tifo per lei.

L’impatto del gas non-convenzionale

A shale gas revolution?Segnalo un interessante studio del MIT su The Influence of Shale Gas on U.S. Energy and Environmental Policy.

Lo studio compara lo scenario energetico statunitense con e senza gas da argille e valuta l’impatto del non-convenzionale sul costo dell’energia, sugli interscambi con l’estero e sui livelli di occupazione.

I risultati sono tutti largamente prevedibili e naturalmente positivi in tutti gli ambiti. I ricercatori del MIT tuttavia sottolineano che il gas da argille ha anche l’effetto di prevalere sulle rinnovabili, riducendone il peso e quindi aumentando l’impatto in termini di emissioni.

Aggiungerei, però, che non si tratta di un fatto completamente negativo: oltre al fatto che il gas spiazza in larga misura anche il carbone, il cui uso per la generazione elettrica produce più alte emissioni, restano infatti due dati essenziali.

Il primo è che posticipare l’adozione di misure eccessivamente stringenti in materia ambientale, soprattutto nell’attuale contesto macroeconomico, rappresenta un vantaggio competitivo, anche perché consente di scaricare sugli altri i costi dei limiti autoimposti.

Il secondo è che entrare più tardi massicciamente nelle rinnovabili – ossia, quando il gas sarà troppo costoso in termini comparati – consente di utilizzare direttamente le tecnologie più avanzate, scaricando sugli altri i costi rappresentati dagli investimenti già effettuati (per semplificare molto, chi dubita che i pannelli solari tra 10 anni saranno molto più efficienti e molto meno cari? Bene, noi intanto avremo i pannelli di oggi e staremo ancora paganti il V conto energia…).

 Molto su cui meditare, su questa sponda dell’Atlantico.

Focus trimestrale sicurezza energetica – Q3 e Q4 2012

Osservatorio di Politica Internazionale - Focus sicurezza energetica - Q1 2012È stato reso pubblico il focus sulla sicurezza energetica relativo al terzo e quarto trimestre 2012 realizzato per l’Osservatorio di Politica Internazionale (Senato, Camera e MAE).

Il primo capitolo del Focus è dedicato all’analisi del fabbisogno di gas nei principali mercati europei, con specifico riferimento alla generalizzata contrazione dei consumi nel corso del 2012 e ai differenziali di prezzo finale tra i diversi Paesi europei.

Il secondo capitolo è invece dedicato all’offerta e, nello specifico, alle politiche dei Paesi produttori di gas naturale e dei Paesi di transito dei gasdotti attualmente in funzione o in fase di progettazione/realizzazione. Ai recenti sviluppi del sistema di infrastrutture di trasporto e alle prospettive di realizzazione di nuovi progetti è poi dedicato il terzo capitolo.

Infine sono presenti due approfondimenti, uno dedicato al decomissioning nucleare e l’altro alle conseguenze geopolitiche dei cambiamenti nel mercato petrolifero statunitense.

Nabucco/TAP, campanello d’allarme

Shah Deniz, composizione percentuale del consorzio (2012)Secondo quanto riportato da AzerNews e Reuters, i membri del consorzio di Shah Deniz si sarebbero prossimi a rilevare il 50% del Nabucco West.

A dichiararlo è stato Mikhail Andonov, ad della bulgara BEH, uno dei soci di Nabucco, che ha anche aggiunto che l’accordo potrebbe già chiudersi nella riunione degli azionisti di Nabucco del 10 gennaio prossimo.

Se confermata, l’operazione rappresenterebbe di fatto una scelta definitiva per il percorso di importazione del gas azerbaigiano, che arriverebbe in Austria anziché in Italia, affossando il TAP e danneggiando la nostra sicurezza energetica.

La competizione tra gasdotti è sia economica, sia politica. Sul primo aspetto c’è poco da fare, ma sul secondo scontiamo anni di scelte sbagliate (appoggiare un progetto perdente come l’ITGI) e azione internazionale del governo debole e frammentata (tanto per cambiare).

Visto che la scelta è ancora da fare – molte dichiarazioni sono pura tattica -speriamo che Passera e Terzi si diano da fare anche durante le vacanze.