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TAP, Nabucco, Corriere: quanta confusione

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Europa in ordine sparso nella battaglia energeticaQuando si parla di energia, la stampa italiana non sempre è sul pezzo. L’ultimo caso è un articolo del Corriere pensato per chiarire ai lettori il contesto della scelta TAP: Europa in ordine sparso alla battaglia energetica. Obiettivo non raggiunto.

Tralasciamo l’adeguatezza dei titoli roboanti per concentrarci sui contenuti. Nulla di personale contro l’autore, ma TAP e Nabucco West non sono Corridoi energetici, ma gasdotti (infrastrutture) in competizione sullo stesso corridoio (progetto politico), quello meridionale.

Certo, un dettaglio, ma nel gergo di Bruxelles sono cose parecchio diverse, tanto da consentire a Barroso di salvare la faccia congratulandosi per la scelta di TAP come infrastruttura europea del Corridoio meridionale.

Proseguendo, il TAP traspoterà 10 miliardi di metri cubi (e espandibili a 20) e non 16, che invece saranno il totale della nuova produzione di Shah Deniz, in parte assorbita da Georgia e Turchia. Anche qui, dettagli: ma 6 Gmc in più o in meno sono anche l’equivalente di un rigassificatore in più o in meno, tanto per fare un esempio.

Poi, non si capisce bene perché il Nabucco West avrebbe rappresentato un fattore di diversificazione dalla Russia mentre il TAP no. Per sostenerlo, bisognerebbe ignorare il fatto che Nabucco West e TAP fossero in competizione per essere interamente riempiti dallo stesso gas di Shah Deniz. Che transiti da una parte o dall’altra, sempre del gas azerbaigiano del Caspio si tratta.

Sostenere che il Nabucco West potesse garantire più diversificazione del TAP nasce da un equivoco. Una cosa è il Nabucco, il progetto originale di gasdotto da 31 Gmc/a, accantonato da diversi anni perché avrebbe dovuto approvvigionarsi di gas iraniano (!), iracheno e turkmeno. Un’altra è Nabucco West, un progetto (ufficialmente, “scenario”) da 10 Gmc/a (espandibili a 20) e basta, proposto come ripiego per continuare a competere con il TAP per il solo gas azerbaigiano [non metto link perché nel frattempo il sito di Nabucco è andato offline].

Un’ultima considerazione: sarà anche vero che «i gasdotti si realizzno non solo sulla base della loro aritmetica economica», ma i 50 centesimi di differenza nelle tariffe di trasporto (di cui si parla nell’articolo) corrispondo a risparmi per 250 milioni di dollari all’anno. Forse abbastanza per fare la differenza.

I limiti delle previsioni

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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”.

Chi ha paura delle materie prime in calo?

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INGRANDISCI - Andamento dei prezzi delle materie prime (fonte: IMF)Segnalo una breve e interessante analisi di Markus Jaeger (DB) su vincitori e perdenti tra i Paesi emergenti di una riduzione dei prezzi delle materie prime.

L’analisi parte dalla considerazione che il diffuso processo di industrializzazione ha negli ultimi anni spinto verso l’alto le quotazioni delle materie prime, energetiche e non, necessarie a sostenere consumi crescenti.

La tendenza è data per acquisita, ma nell’ipotesi di prezzi in discesa, chi sarebbe a beneficiarne? Jaeger indica Turchia e Corea del Sud tra i grandi vincitori, avvantaggiati soprattutto sul fronte del costo dell’energia.

Tra i perdenti ci sarebbero invece Indonesia, Brasile, Sudafrica, ma soprattutto Russia. Perché se l’energia pesa sulla crescita degli importatori, nell’ultimo decennio è stata anche il vero motore dell’ecnonomia russa.

INGRANDISCI - Esportazioni nette di materie prime (fonte: WTO e DB)Secondo DB, agli attuali livelli di prezzo del greggio, la Russia sarà in attivo di partite correnti anche nel 2013-2014. Senza la componente energetica, il passivo sarebbe pari al 15% del PIL. Assumento la domanda di importazione come stabile, con quotazioni intorno agli 80 dollari al barile, il passivo (energia inclusa) sarebbe il 3% del PIL.

Senza il gettito delle materie prime energetiche, il bilancio pubblico russo sarebbe oggi in passivo del 10% del PIL. Tuttavia, in caso di calo dei prezzi delle materie prime, la situazione russa non sarebbe drammatica: le metriche di finanza pubblica russa sono ottime. Grandi riserve di valuta (500 miliardi di dollari) e bassissimo indebitamento (12%) lasciano ampi margini di manovra.

La situazione sarebbe critica solo in caso di calo drastico e prolungato, tale dal imporre correzioni strutturali alla spesa pubblica russa. Ma in un contesto del genere, le difficoltà della Russia sarebbero forse il meno, perché probabilmente saremmo nel mezzo di una pesante recessione globale.

 

Kashagan, arrivano i cinesi

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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.

Il crepuscolo delle supermajor

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Supermajordämmerung - The day of the huge integrated international oil company is drawing to a closeL’Economist di questa settimana non è tenero con le supermajor petrolifere, prevedendo per loro un futuro più mini e più votato al gas naturale. Probabile, le argomentazioni sono plausibili (leggere per credere).

La parte più interessante del discorso riguarda le previsioni di domanda petrolifera. Partendo dalle previsioni al 2030 di consumi a 100 milioni di barili al giorno (Mbbl/g), si enumerano tutti i fattori che potrebbero ridurre la crescita (concentrata fuori dall’OCSE, naturalmente).

In ordine di apparizione: l’aumento di efficienza cinese (-3,8 Mbbl/g), la metanizzazione dei consumi statunitensi per trasporto (-3,5 Mbbl/g), la riduzione dei consumi per generazione elettrica e dei sussidi in Medio Oriente e negli altri Paesi produttori (-3 Mbbl/g).

Sommando questi fattori, si potrebbe scoprire che forse il picco petrolifero è di domanda (e non di offerta, con buona pace dei nipotini di Malthus) e che arriverà prima dei 100 Mbbl/g (oltre che prima del 2030).

Conseguenze? Prezzi in discesa e Paesi produttori in difficoltà. A cominciare dalla Russia, visti i costi crescenti di produzione, e dai Paesi mediorientali, vista la mancata diversificazione delle economie.

In ogni caso, c’è solo una certezza: poche cose sono aleatorie come le previsioni sul settore petrolifero.

Offshore LNG Toscana, tutto pronto

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FSRU Toscana (© Anthony Vella - MarineTraffic.com)È arrivata oggi nelle acque antistanti Livorno la nave Golar Frost (oggi FSRU Toscana), la metaniera riconvertita in unità di rigassificazione galleggiante (FSRU, Floating Storage and Regasification Unit) che sarà ancorata in modo permanente al largo di Livorno.

La FSRU Toscana, privata dei motori e riconvertita in terminale a Dubai, è l’elemento centrale del progetto OLT (Offshore LNG Toscana) e sarà ancorata 12 miglia al largo di Livorno. Con una capacità di circa 137.500 metri cubi di GNL, la nave-terminale consentirà infatti la rigassificazione e l’invio a terra via condotta sottomarina del GNL trasportato dalle navi metaniere per una capacità massima annua di 3,75 Gmc, pari a circa il 5% del consumo nazionale.

OLT sarà così il terzo rigassificatore attivo in Italia, dopo Panigaglia (3,3 Gmc/a, ma attualmente quasi fermo) e Porto Viro (8 Gmc/a), ma è il primo interamente imbarcato su una metaniera. Si tratta di una modalità operativa recente, che mira a ridurre i costi e l’impatto ambientale, già ampiamente sperimentatata nel mondo (Regno Unito, Stati Uniti, Brasile, tra gli altri).

Sebbene la capacità del nuovo terminale rappresenti solo una frazione della capacità di importazione della rete italiana, il contributo in termine di aumento della concorrezialità potrebbe essere significativo.

Non solo infatti l’approvvigionamento non avviene sulla base di contratti di lungo periodo, ma i soci di OLT (E.On e Iren) hanno anche deciso di offrire al mercato tutta la capacità. In questo modo sarà teoricamente possibile per gli operatori italiani avvantaggiarsi delle basse quotazioni di eventuali carichi spot sui mercati internazionali.

ps: mercoledì 31 luglio alle 21:00 il titolare sarà ospite di una trasmissione sul tema a Granducato TV.