Esportazioni UE in Ucraina? Tanti dubbi

UcrainaContinua la battaglia di dichiarazioni introno all’Ucraina in vista del terzo summit sul Partenariato Orientale UE. Da un lato, Gazprom ha da tempo intensificato il proprio pressing accelerando i preparativi per la costruzione di South Stream.

Dall’altro lato della barricata, si moltiplicano gli sforzi di quanti in Europa cercano di limitare il ruolo di Gazprom in Ucraina. In particolare, ha molto risalto in questi giorni la notizia dell’accordo preliminare sulla realizzazione di capacità di controflusso dalla Slovacchia verso l’Ucraina, che da  settembre prossimo si andrebbe a sommare ai flussi inversi dall’Ungheria e dalla Polonia (2,5 Gmc attesi per quest’inverno, sui 5 contrattualizzati con RWE).

Se agli accordi seguiranno tutti gli adattamenti tecnici necessari, la capacità massima sarebbe di circa 10 Gmc dalla Slovacchia e 6-7 totali da Polonia e Ungheria. Esiste tuttavia più di un dubbio sulla fattibilità di questi progetti e sul loro eventuale impatto.

Nel 2012, l’Ucraina ha importato 33 Gmc di gas russo, il doppio di quanto si spera di importare dall’UE. Considerando che la produzione è stabile e che il potenziale non-convenzionale del Paese è ancora molto distante da un effettivo sfruttamento, difficilmente il calo dei consumi (-7,7% nei primi otto mesi 2013) potrà arrivare a dimezzare le importazioni. Le forniture russe resteranno dunque in ogni caso essenziali per coprire il fabbisogno.

A questo si aggiunge l’apparente paradosso che il gas esportato dall’UE verso l’Ucraina sarebbe alla fine praticamente tutto gas russo, ponendo una questione di prezzo. Perché senza un’ulteriore evoluzione dei meccanismi di integrazione dei mercati europei, difficilmente si potrebbero praticare stabilmete agli ucraini prezzi più bassi di quelli di Gazprom (e questo senza considerare le conseguenze rialziste per i prezzi finali europei). A meno di non immaginare un’UE che decida di sussidiare i consumatori ucraini.

Infine, ci sono fondati dubbi circa la solvibilità dell’Ucraina, che sta andando incontro a seri problemi a pagare le proprie importazioni (UE e FMI sarebbero pronti a intervenire). Per il solo gas, Naftogaz ha un debito pendente nei confronti di Gazprom di 1,4 miliardi di dollari: difficilmente si potrebbe immaginare un cliente in condizioni peggiori per gli esportatori europei. E difficilmente si riesce a immaginare un intervento politico sufficiente a stravolgere la razionalità economica dell’operazione.

La battaglia mediatica in vista di Vilnius resta aperta, ma la distanza tra dichiarazioni e realtà non sembra ridursi.

WEO2013: il declino europeo

IEA - WEO2013La IEA ha pubblicato oggi il World Energy Outlook 2013. Tanti gli spunti interessanti, ma uno in particolare ci riguarda da vicino: il declino dei consumi attesi europei per i prossimi decenni.

Ricordando che gli scenari e le previsioni ci dicono di più sul presente che sul futuro, è interessante notare quanto le stime IEA relative all’Europa siano più basse rispetto anche solo a quelle di un anno fa. Per l’UE, la domanda energetica totale attesa per il 2020 è più bassa di 64 Mtep (1.614 anziché 1.678) e questo anche se le stime a livello mondiale sono state invece riviste al rialzo di 103 Mtep (15.025 anziché 14.922).

Interessante soprattutto l’impatto sul mercato del gas naturale: i consumi attesi sono ora di 485 Gmc al 2020 e di 527 Gmc al 2030. Il mercato europeo si è perso in un anno tra 40 e 50 Gmc a medio-lungo termine, concentrati soprattutto nella minor domanda elettrica. Con il corollario che in caso di rivisitazione delle politiche ambientali europee, lo scenario potrebbe migliorare sensibilmente.

Date le previsioni di consumi attuali e considerando che la produzione UE è attesa stabile, il risultato è un minor fabbisogno atteso di importazioni. Di conseguenza, la necessità di nuove infrastrutture si sposta più avanti nel tempo. Sì sì, sto parlando (anche) di South Stream.

Per approfondire: il foglio elettronico con il confronto tra i dati delle previsioni vecchie e di quelle nuove.

Italia: gas a buon prezzo

Che l’energia sia un input dei processi produttivi e il suo prezzo influenzi la competitività delle industrie è un noto. E che le imprese italiane di tutte le classi di consumo paghino l’elettricità molto più della media europea e dei concorrenti tedeschi è putroppo una realtà consolidata.

Nel caso del gas naturale però il discorso è diverso, stando alle statistiche di Eurostat relative al primo semestre di quest’anno. Perché il gas in Italia costa più della media europea (18%) e delle Germania (20%) per i piccolissimi consumatori industriali (fino a 25.000 mc). Un discorso analogo vale anche per la classe successiva (fino a 250.000 mc).

Se però si considerano le fasce di consumo superiori, la situazione si inverte completamente e si registra un ampio vantaggio competitivo per i medi e grandi consumatori italiani (oltre il 20%).

Da dove nasce questo vantaggio? In parte dal costo del gas e dei servizi, ma solo per le classi di consumo medie e solo rispetto alla Germania. Il vero elemento di vantaggio competitivo per i medi e grandi consumatori industriali italiani è la tassazione, che letteralmente crolla dal 31% per i piccolissimi consumatori al 19% per i medi, al 10% per i grandi e addirittura all’8% per i grandissimi, mentre per i concorrenti europei resta ampiamente sopra il 20%.

Chiamala, se vuoi, politica industriale.

Prezzo del gas per consumatori industriali per classi, tasse escluse (Eurostat, nrg_pc_203)

Prezzo tasse escluse

Prezzo del gas per consumatori industriali per classi, tasse incluse (Eurostat, nrg_pc_203)

Prezzo tasse incluse

Componente fiscale del prezzo finale del gas per consumatori industriali per classi (Eurostat nrg_pc_203)

Tassazione


Per approfondire: il foglio elettronico coi dati e con tutte le elaborazioni.

Le difficoltà del post-Gheddafi e la sicurezza italiana

Tracciato del gasdotto GreenstreamL’amministratore delegato di Eni, Paolo Scaroni, ha recentemente dichiarato che le esportazioni di gas dalla Libia all’Italia potrebbero essere sospese a seguito di alcune manifestazioni di protesta popolare nei pressi della centrale di compressione di Mellitah.

Un episodio come questo evidenzia quanto il Paese nord-africano fatichi a ritrovare una stabilità interna, elemento necessario per la ripresa dell’economia e per assicurare prospettive migliori ai suoi cittadini e ai soggetti esteri che come Eni che vengono a lavorarvi.

La faccenda tuttavia non deve preoccupare l’Italia, che al momento si trova ad avere un eccesso di offerta di gas dovuto a molti fattori, non ultimo l’autunno particolarmente mite. Anche se venisse meno l’apporto del gasdotto Greenstream che ci porta il gas libico, non rischiamo affatto di rimanere al freddo o senza luce.

Più complessa è invece la valutazione su Eni, che ha storicamente puntato molto sulla Libia (Eni ottiene circa il 15% della sua produzione di idrocarburi da quel paese). Tuttavia, il problema principale di Eni non dovrebbe essere tanto quello di non poter importare il gas libico, quanto piuttosto quello di vedere minacciata la propria produzione di petrolio in Libia.

Eni può infatti utilizzare per l’Italia i volumi di gas che deve ritirare da Russia e Algeria in base alle clausole take or pay (volumi che si sono rivelati eccessivi), coprendo così la mancata produzione libica senza riportare un danno economico netto.

Diverso il discorso sul petrolio libico, che Eni può invece vendere sui mercati internazionali. Il perdurare dell’instabilità in Libia non può che implicare maggiori costi per la sicurezza e per il capitale (più è rischiosa un’attività, maggiore è il tasso d’interesse preteso dai creditori o dagli azionisti), cose non positive in questo periodo non troppo felice dell’economia mondiale.

Italia-Azerbaijan, un amore di gas

Italia-Azerbaijan, un amore di gasLeft, il settimanale allegato all’Unità del sabato, dedicherà nel numero di domani un articolo all’Azerbaigian a firma di Cecilia Tosi. Del pezzo è già stata diffusa una parziale anticipazione.

Un paio di paragrafi molto interessanti, ma putroppo con qualche svista. Procediamo con ordine: dubito seriamente che una persona con la preparazione di Ferdinando Nelli Feroci abbia detto che l’Azerbaigian stia «emergendo come il maggior fornitore di gas del mondo», perché è completamente falso. Suggerisco di andare a vedere i dati BP (o Eni, o EIA): l’Azerbaigian non è nemmeno tra i primi venti Paesi al mondo né per riserve (27°) né per produzione (35°; con Shah Deniz 2 oggi sarebbe 26°).

Forse parla del ruolo del gas azerbaigiano per l’Ue nel prossimo decennio? Falso anche in quel caso. Perché anche con Shah Deniz 2 operativo e le infrastrutture di trasporto completate, si tratterebbe di 10 Gmc in più: il 2% del consumo europeo. Meno di un decimo delle importazioni dalla Russia o dalla Norvegia, meno di un quinto di quelle via GNL o di un quarto di quelle dall’Algeria.

Venendo alle rotte, nei Balcani il gas azerbaigiano non ci arriverà passando dall’Italia, ma dalla Bulgaria (o al massimo in futuro dall’Albania): è una questione di km e quindi di costi.

Esattamente come la scelta di costruire il Tap verso l’Italia anziché il Nabucco West verso l’Austria: 870 km il primo, 1.329 km il secondo. Se a questo sommiamo che secondo le stime la stariffa di trasporto a km del Tap è del 50% inferiore, non dovrebbe stupire che le imprese coinvolte risparmino volentieri circa 250 milioni di euro all’anno. Con buona pace degli austriaci e di Verdi.

Sulle ri-esportazioni dall’Italia in Francia, resto dubbioso, visto che non esistono le infrastrutture né sono state mai progettate da Snam Rete Gas. Se poi si riferisce a eventuali scambi di volumi virtuali, curiosa la scelta di indicare la Francia e non altri mercati europei.

Per quanto riguarda l’ipotesi che Tap sia stato scelto per non dare fastidio a Gazprom, ci sono due appunti da fare. Il primo è che i volumi di gas azerbaigiano non sono in ogni caso preoccupanti per i russi. Inoltre, Gazprom vende molto più gas in Italia che non in tutti i Balcani messi insieme: al massimo dovrebbe essere preoccupata per un aumento di concorrenza in Italia. Tutto questo tacendo le evoluzioni che prevedibilmente il mercato europeo avrà entro il prossimo decennio, quando il punto di ingresso sulla rete europea sarà sempre meno rilevante per la sua commercializzazione.

A volte guardare un po’ di più ai dati e ai fondamentali fa risparmiare sulle dietrologie (che qualcuno si ostina a confondere con la geopolitica). In ogni caso, buona lettura.

Il valore relativo dei livelli di produzione

Come tempestivamente riportato da Silendo, l’EIA statunitense ha pubblicato le stime relative alla produzione di petrolio e gas naturale per il 2013. Impressionante la prestazione degli Stati Uniti, che diventano il primo produttore mondiale di idrocarburi.

U.S. expected to be largest producer of petroleum and natural gas hydrocarbons in 2013

La crescita della produzione statunitense, grazie soprattutto al non convenzionale e all’attività dei piccoli operatori, è notevole.

Il dato deve tuttavia essere letto alla luce anche dei consumi interni e quindi della posizione dei singoli Paesi rispetto ai mercati internazionali.

INGRANDISCI - Esportazioni nette di petrolio (scuro) e gas naturale (chiaro) nel periodo 1986-2012, in milioni di tonnellate equivalenti di petrolio - Elaborazione su dati BP 2013

Nonostante la crescita della produzione interna, gli Stati Uniti restano un importatore netto. L’impatto della crescita è dunque meno destabilizzante per i mercati internazionali, soprattutto se letto in combinazione con il dato relativo alla Cina, che mostra come il Paese stia affrontando un rapido peggioramento del saldo netto. La minore domanda di importazione statunitense è di fatto compensata dall’aumento delle importazioni cinesi.

Esportazioni nette di petrolio (scuro) e gas naturale (chiaro) cinesi nel periodo 1986-2012, in milioni di tonnellate equivalenti di petrolio - Elaborazione su dati BP 2013

In conclusione, l’aumento di produzione statunitense rappresenta un’ottima notizia per l’economia americana e i primati mondiali rappresentano un’occasione per titoli accattivanti, però l’effetto complessivo sui mercati energetici globali è rilevante ma non rivoluzionario.

PS: Qui il file excel coi dati.