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South Stream: retirement of a pipeline?

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South Stream: evolution of a pipelineNon è andata molto bene a Natural Gas Europe, che ieri ha organizzato ieri a Milano una confererenza dal titolo South Stream: evolution of a pipeline.

Come detto, tra gli ospiti nel programma, tanti nomi italiani che contano: da Paolo Scaroni (ad Eni) a Maurizio Lupi (Ministro delle infrastrutture), da Roberto Maroni (Presidente della Lombardia) a Gianni Pittella (vice-presidente del Parlamento Europeo). Peccato che non si sia presentato nessuno, lasciando i russi (di alto profilo, peraltro) a parlare da soli.

Un bel segnale sul fatto che appaia sempre più evidente il bluff del gasdotto da 60 miliardi di metri cubi e oltre 17 miliardi di dollari di investimenti (ufficiali, in realtà molti di più, contando l’adeguamento della rete russa), la cui costruzione è annunciata dal 2015 e il funzionamento dal 2017. Troppo gas e troppo caro per un mercato in difficoltà come quello europeo.

South Stream è nel complesso un investimento posticipabile (se non del tutto evitabile), il cui senso era principalmente strategico, ossia porre sul tavolo un’alternativa al Nabucco originale, quello che avrebbe dovuto portare decine di miliardi di metri cubi mediorientali in Europa e che si è spento lungo la strada negli ultimi anni.

Sempre più attori sembrano non voler più reggere il gioco, soprattutto dopo che la decisione di costruire il TAP ha tolto dal tavolo anche le ultime vestigia del nome Nabucco. Obiettivo raggiunto, dunque, per il tubo di carta del Cremlino.

TAP: completata la lista dei clienti

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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.

Enel e Hera firmano per il gas azerbaigiano

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Enel sigla accordo con il consorzio Shah Deniz per l'approvvigionamento di gas da AzerbaigianPrimi contratti per l’acquisto del gas azerbaigiano di Shah Deniz, che saràportato in Italia attraverso il TAP. Ieri Enel e Hera hanno dato l’annuncio di aver concluso due contratti di fornitura della durata di 25 anni.

Il gas sarà fornito non prima del 2019 (probabilmente sarà 2020-2021). Per quanto concerne i volumi, Hera ha dichiarato 300 milioni di metri cubi all’anno, mentre Enel non ha specificato nel comunicato i volumi acquisiti.

L’annuncio della sigla dei primi contratti di fornitura rappresenta un ulteriore segnale positivo in attesa che, dopo la scelta del gasdotto, venga ufficializzata la decisione finale di investimento sulle attività upstream nell’offshore del Caspio, al momento in sospeso a causa delle incertezze di BP sulla ripartizione dei costi.

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.

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.

Privatizzare Eni e Enel (magari non ora)

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Eni, Enel: privatizzazioni inutili 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.