Libia: il ruolo delle esportazioni energetiche e l’importanza per l’Italia

Libia, Gentiloni: il negoaziato è alla stretta finaleL’arrivo di un compromesso tra le fazioni libiche non troppo sgradite all’Occidente e alla Lega Araba parrebbe avvicinarsi, anche se restano tante incognite. Prima tra tutte, la possibilità che in sostegno del nuovo governo di unità nazionale possa arrivare una missione internazionale, come da tempo invocato dal governo di Tobruk. Intanto, ieri il Consiglio dell’UE ha dato il via libera alla seconda fase della missione navale nel Mediterraneo, che ora agirà fino al limite delle acque territoriali libiche.

Qualunque sviluppo arriverà nei prossimi mesi, il caos libico sembra destinato a continuare ancora a lungo. Intanto, l’Italia resta naturalmente in prima fila tra i Paesi più interessati a una stabilizzazione della Libia, non solo per bloccare i flussi immigratori ma anche per garantire la stabilità dei flussi energetici dal Paese nordafricano.

Guardando al ruolo della Libia nell’approvvigionamento energetico nazionale negli ultimi anni, emergono due fatti rilevanti. Il primo è che il gas e il petrolio libico sono importanti, ma non fondamentali per la sicurezza energetica italiana.

Quota della Libia sul totale delle importazioni italiane

Nel 2008, i flussi dalla Libia sono arrivate a rappresentare il 30% (24,5 Mt) del greggio importato e il 13% (9,6 Gmc) del gas importato in Italia. Con lo scoppio della guerra civile, i flussi dalla Libia sono crollati, senza tuttavia conseguenze rilevanti per gli approvvigionamenti italiani. Nel caso del petrolio, per via dell’esistenza di un mercato globale liquido, mentre nel caso del gas per via dell’esistenza di un sistema di importazione ampio e diversificato.

Il secondo fatto rilevante è che i flussi dalla Libia sono continuati in modo notevolmente stabile anche nell’epoca post-Gheddafi, nonostante la guerra civile. In particolare, il gas naturale ha ripreso a fluire (oscillando su base stagionale) a circa due terzi della capacità massima del gasdotto Green Stream, ossia a un ritmo di circa 500 Mmc al mese. A riprova del fatto che i giacimenti – Mellitah è offshore, ma gli impianti sono sulla costa – e le infrastrutture di trasporto sono stati adeguatamente protetti anche nel vuoto di potere formale della Libia post-Gheddafi.

Andamento delle importazioni mensili di gas dalla Libia

Che le infrastrutture energetiche siano ancora tutto sommato integre dopo quattro anni di guerra non deve stupire: le esportazioni di idrocarburi rappresentano infatti l’unica fonte di liquidità legale ancora in piedi per l’economia libica. Le esportazioni di petrolio vanno avanti essenzialmente dai terminali della parte orientale del Paese, sotto controllo del governo di Tobruk. Le esportazioni di gas avvengono invece esclusivamente dal gasdotto verso l’Italia ubicato nella parte occidentale, sotto il controllo del governo di Tripoli. Le rendite derivanti dalle esportazioni confluiscono, tutte insieme, nei conti nella Banca centrale libica, che poi le smista alle diverse fazioni che controllano le differenti regioni del Paese.

Controvalore delle importazioni italiane dalla Libia

Il danneggiamento di alcune infrastrutture di produzione ed esportazione petrolifera ha ridotto le esportazioni di greggio, aumentando l’importanza relativa delle esportazioni di gas, più stabili in controvalore e in volumi. Tuttavia il petrolio, esportato non solo in Italia, resta la fonte principale di finanziamento di tutte le fazioni impegnate nella guerra civile.

Controvalore delle importazioni petrolifere dalla Libia

Il valore totale delle rendite da esportazione petrolifera è stato anche influenzato profondamente dall’andamento delle quotazioni petrolifere. In particolare, nell’ultimo anno il crollo dei prezzi del greggio si è sommato alla riduzione dei volumi riducendo la nuova liquidità disponibile per la Banca centrale libica, costretta ad attingere anche alle riserve. Una tendenza che potrebbe continuare nei prossimi anni, data la possibile perdurante debolezza dei prezzi del greggio e la consistenza delle riserve finanziarie (76,6 miliardi di dollari a fine 2014) .

Controvalore delle importazioni petrolifere dalla Libia e prezzo del greggio

Nel complesso, l’esposizione della sicurezza italiana rispetto a un rischio di interruzione dei flussi dalla Libia è tutto sommato contenuta (sempre ammesso che le esportazioni di gas dall’Algeria attraverso la Tunisia restino stabili). Viceversa, l’importanza dell’accesso al mercato italiano per le diverse fazioni al potere in Libia continua a crescere, anche considerando che attualmente l’altra forma di finanziamento oltre agli idrocarburi è quella derivante dal transito dei migranti. Un’attività che nei prossimi mesi, tra inverno incipiente e missione EUnavfor Med, è con ogni probabilità destinata a conoscere una contrazione.

PS: qui il file excel coi dati relativi alle importazioni petrolifere dalla Libia dal 1995 al 2014, divise per Paese.

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.

Obama colpisce il carbone, ma a contare sono i consumi cinesi

Il presidente statunitense ha annunciato un piano di riduzione delle emissioni più stretto del previsto, con l’obiettivo di un taglio del 32% rispetto ai valori del 2005 entro il 2030. Tante le componenti che contribuiranno al risultato, dall’aumento dell’efficienza alla diffusione delle rinnovabili, ma l’elemento cruciale di questa accelerazione delle politiche climatiche statunitensi sarà la riduzione dell’utilizzo del carbone nella generazione elettrica, a favore in primo luogo del gas naturale, economico e con emissioni pari a quasi la metà.

La data dell’anno base (2005) è convenientemente posta alla vigilia dell’esplosione della produzione del gas da argille negli Stati Uniti e del crollo dei prezzi del gas in Nord America. In pratica, la sostituzione del carbone col gas sta già avvenendo, grazie a meccanismi di mercato. E se le tecnologie di accumulo elettrico continueranno a svilupparsi, anche il solare potrebbe erodere quote significative.

Si attendono i dettagli del piano di Obama e le contromosse dell’opposizione interna, ma la chiave del successo nel raggiungere l’obiettivo del -32% sarà quella di ridurre drasticamente la produzione delle centrali a carbone più vecchie. Ottima cosa, soprattutto perché si ridurranno gli inquinanti locali senza aumentare la dipendenza dall’estero, visto che sia il gas sia il fotovoltaico sarebbero fonti interne. Ma cambierà radicalmente la partita globale della lotta al cambiamento climatico? Guardiamo qualche dato.

L'evoluzione dei consumi di carbone delle principali economie (1965-2014)

Non solo la Cina è il principale consumatore di carbone al mondo da 25 anni, ma è arrivata a consumare più carbone di tutte le altre economie del mondo messe insieme.I principali consumatori di carbone al mondo (2014)

Grazie al costo contenuto, il carbone rappresenta infatti stabilmente la principale fonte di energia delle grandi economie emergenti, una situazione che nelle previsioni dell’IEA è destinata a continuare nei prossimi decenni. Nello scenario di riferimento, i consumi cinesi dovrebbero crescere costantemente anche nel prossimo decennio, arrivando a 10.200 Mtep nel 2030.
La quota del carbone sui consumi di energia primaria (2014)

Insomma, quando si parla di carbone (e di emissioni), si parla in primo luogo di Cina. Il contributo di tutti è utile, ma senza una seria riduzione delle emissioni cinesi, gli sforzi degli altri restano marginali: basti pensare che le emissioni cinesi già oggi sono quasi 2,5 volte quelle di tutti i 28 Paesi UE messi insieme. E che nel 2020 saranno il doppio di quelle statunitensi. Intanto, però, il governo di Pechino ha già annunciato che potrebbero continuare crescere fino al 2030.

La mossa di Obama, oltre a placare la sinistra liberal, dovrebbe in teoria servire a fare pressioni sulla Cina e sugli altri Paesi emergenti in vista della COP21 di Parigi, in programma a dicembre. Sarà tuttavia difficile convincerli a rinunciare al carbone e rallentare così il proprio sviluppo senza fornire alternative energetiche altrettanto economiche. Come peraltro accaduto agli statunitensi, che hanno preso sul serio la riduzione delle emissioni da quando dispongono del gas non convenzionale.
D’altronde, mica tutti sono autolesionisti come gli europei.

Turchia: esploso il gasdotto dall’Iran

Si alza la tensione in Turchia e le infrastrutture energetiche del Paese diventano bersaglio di attacchi esplosivi. Dopo l’avvio dei bombardamenti turchi contro le posizioni del PKK, condotti in parallelo agli attacchi all’ISIS, le forze armate curde hanno reagito facendo saltare ieri il gasdotto di importazione del gas iraniano in Turchia.

Turchia: il tratto di gasdotto saltato

L’Iran è il secondo fornitore di gas della Turchia, dopo la Russia, e tutti i flussi dipendono dal transito attraverso le aree orientali del Paese, dove la presenza e la capacità operativa curda sono più forti. Già in passato i gasdotti nell’area sono stati fatti saltare più volte, l’ultima su vasta scala nel 2012.

L'approvvigionamento di gas della Turchia (2014)

L’attacco di ieri non ha posto problemi di forniture ai clienti finali, perché durante la stagione estiva i consumi sono più bassi e perché le forniture russe e azerbaigiane consentono di compensare, in caso di necessità. Tuttavia l’episodio ha messo ancora una volta in evidenza la vulnerabilità del sistema turco, di fatto totalmente dipendente dalle importazioni e caratterizzato da consumi in crescita nel lungo periodo.

Una vulnerabilità che apre a due riflessioni: Gazprom si conferma ancora una volta il fornitore di ultima istanza, chiamato a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento quando i clienti europei e turchi ne hanno bisogno, sia che si tratti di instabilità delle forniture nordafricane o mediorientali, sia che si tratti di picchi invernali di freddo. A prescindere dal fatto che in questa circostanza siano aumentate o meno le richieste di gas russo, il polmone dell’approvvigionamento europeo resta la Russia, rete ucraina permettendo.

La seconda riflessione riguarda il gas iraniano: per quanto la coalizione internazionale – Iran incluso – possa sconfiggere militarmente l’ISIS, l’Iraq settentrionale e le aree circostanti sembrano destinati a rimanere fortemente instabili per parecchio tempo a venire. Ne consegue che l’ipotesi di esportare il gas iraniano in Europa via tubo nel corso del prossimo decennio resta un’ipotesi molto improbabile. Più probabile invece che, quando si troveranno i finanziamenti, le eventuali esportazioni di gas iraniano avvengano via tubo verso oriente o via GNL, limitando i rischi per la sicurezza delle esportazioni. Con buona pace del governo turco.

GazpromNeft abbandona il dollaro in favore del renminbi

gazpromneftSecondo quanto riportato da FT, dall’inizio dell’anno GazpromNeft ha iniziato a regolare le proprie esportazioni di petrolio verso la Cina in renminbi anziché in dollari.

In particolare, secondo il report dell’azienda russa relativo al primo trimestre del 2015, le esportazioni attraverso l’oleodotto East Siberian Pacific Ocean sono state di circa 50.000 bbl/g, per un controvalore di 250 milioni di dollari alle quotazioni attuali.

La decisione di GazpromNeft, ossia del governo russo che la controlla, va letta nel contesto della reazione alle sanzioni occidentali e alla scelta di riorientare le strategie di esportazioni russe verso i mercati asiatici, in più forte crescita e politicamente meno problematici rispetto ai tradizionali partners europei.

La necessità di ricorrere a prestiti cinesi per costruire le infrastrutture di esportazione energetiche in Siberia orientale ha peraltro senza dubbio contribuito alla scelta russa. Si tratta in ogni caso di una cifra tutto sommato modesta (pari circa 1 miliardo di dollari all’anno) se paragonata al totale delle esportazioni petrolifere russe (oltre 200 miliardi all’anno) o all’interscambio Russia-Cina (86 miliardi nel 2013).

Tuttavia segnala un nuovo passo avanti in una tendenza di lungo periodo, conseguenza inevitabile dell’ascesa cinese, che i russi hanno da tempo iniziato a sostenere in ottica di contenimento degli Stati Uniti.

Dal punto di vista dei mercati petroliferi, l’egemonia del dollaro non è al momento in discussione: l’impatto della decisione russa è poco più che simbolico, dati i volumi in questione. Resta però sul tavolo la questione dell’inevitabile superamento dell’unicità della posizione del dollaro e del disancoramento dei prezzi del greggio dalle politiche monetarie statunitensi.

Per noi europei potrebbe non essere poi così male.

Turkish Stream, TAP e la competizione che non c’è

pipesCome spesso accade quando si parla di nuovi gasdotti, una certa confusione sembra aleggiare intorno alle questione del Turkish Stream, il gasdotto proposto da Gazprom come sostituto di South Stream. In particolare, si parla di un’ipotetica competizione con il sistema TANAP/TAP, ossia l’infrastruttura che dovrà portare il gas azerbaigiano in Italia.

Per il momento, parlare di competizione è fuori luogo. I due gasdotti infatti sono molto diversi tra loro: il TAP, che ha appena ricevuto l’autorizzazione definitiva dal Governo italiano, porterà gas azerbaigiano sul mercato italiano, su quello greco e su quello bulgaro. 10 Gmc/a a regime, già tutti venduti e in consegna dal 2020.

Il Turkish Stream servirà invece a portare gas russo sul mercato turco, sostituendo il Trans-Balkan Pipeline, che dal 1987 raggiunge il mercato turco partendo dall’Ucraina e che dal 2003 è stato affiancato dal Blue Stream. Con il Turkish Stream, tutti i flussi di gas russo diretti in Turchia eviterebbero l’Ucraina, analogamente a quanto avviene nel caso delle Germania.

Per ora, del Turkish Stream si costruirà una linea sola da 15 Gmc/a, con l’inizio dei lavori di posa a giugno, secondo quanto annunciato da Gazprom. A eseguire i lavori sarà Saipem, sulla base dei contratti siglati in precedenza per South Stream. Proprio la necessità di assorbire i costi dei contratti di posa già siglati, delle forniture di tubi già consegnate e dei lavori di potenziamento della rete russa già eseguiti ha pesato sulla decisione russa di procedere in tutta fretta, con il primo gas annunciato in flusso per l’anno prossimo. Intanto, Gazprom e Botas stanno negoziando gli ultimi dettagli dei nuovi contratti di lungo periodo, mentre Gazprom e gli operatori privati turchi hanno già siglato i contratti.

La competizione, se mai ci sarà, potrebbe dunque essere in futuro per i volumi addizionali. Sul fronte South Stream, però, che si proceda a costruire altre linee non è affatto scontato, almeno a breve. Anzitutto, perché in questo caso Gazprom dovrebbe decidere di investire ulteriori risorse ex-novo, cosa piuttosto complicata in questo periodo. Inoltre, un’Ucraina completamente dipendente dall’Occidente e dai prestiti internazionali difficilmente potrà minacciare un’interruzione dei flussi di gas russo verso i clienti europei, riducendo l’urgenza della diversificazione delle rotte per Gazprom.

Sul fronte TAP, la capacità di portare nuovi volumi dipenderà invece dai ritmi di sviluppo della produzione azerbaigiana e soprattutto dalle prospettive del mercato europeo. E qui, per il gas azerbaigiano come per quello russo via Turchia, potrebbero esserci problemi. Perché se è vero che produzione in calo e i consumi in debole crescita faranno aumentare le importazioni, è però possibile che la competizione sul lato dell’offerta cresca, soprattutto dal mare.

La caduta dei prezzi del greggio ha infatti spinto verso il basso i prezzi del GNL in Asia, tanto che le quotazioni spot sono arrivate a essere temporaneamente più basse di quelle europee, nel corso del primo trimestre di quest’anno. Dopo una latenza di alcuni mesi, infatti, i prezzi dei contratti di lungo periodo indicizzati al greggio – dominanti sui mercati dell’Asia Orientale – si sono adeguati al ribasso. Con effetti inevitabilmente globali, visto che l’Asia rappresenta il 75% della domanda mondiale di GNL.

La prima conseguenza per l’Europa della convergenza dei prezzi globali del GNL è stata il rallentamento del re-export di GNL dalla Spagna. Negli ultimi anni, la crisi ha colpito duramente la domanda iberica e dal mercato spagnolo una parte dei carichi di GNL comprati con contratti di lungo periodo per il mercato interno sono stati ri-esportati, lucrando sul differenziale di prezzo.

La vicenza spagnola è giusto un sintomo, ma le conseguenze per l’Europa potrebbero però non finire qui. Se i prezzi sul mercato asiatico non dovessero tornare a salire, il mercato europeo sarebbe sempre più attraente per gli esportatori di GNL. La capacità di importazione europea ammonta infatti a quasi 200 Gmc, ma è utilizzata solo per un quarto, lasciando spazio per un forte aumento dei flussi, se il prezzo del GNL sarà abbastanza competitivo.

Se Turkish Stream e TANAP/TAP avranno da competere, non sarà solo tra di loro e sarà più per un mercato europeo anemico ed eccessivamente rifornito che non per oscure trame geopolitiche. E la partita, come quasi sempre avviene, sarà soprattutto una questione di prezzi finali e di costi.