Segnalo un interessante articolo di Ahmed Mehdi su Foreign Affairs dedicato ai problemi di Gazprom sul mercato interno, dove la crescente competizione di altri operatori – tra cui Novatek – sta erodendo i profitti e i margini d’azione del campione nazionale russo.
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In un mercato del gas europeo che Eurogas press release on More customers, consuming less gas, in 2011 sotto il peso della crisi, mentre i costi dei contratti di lungo periodo con formula take-or-pay sono tenuti alti dall’indicizzazione al petrolio, i prezzi spot restano costantemente più bassi e gli operatori che hanno meno take-or-pay nei propri portafogli riescono a fare margini più importanti.
Non c’è da stupirsi che di fronte a questa situazione, i grandi operatori europei legati da contratti di lungo periodo – soprattutto con Russia e Algeria, ma anche Norvegia – cerchino di rinegoziare le proprie posizioni, ottenendo sconti e un maggior peso delle quotazioni spot nelle formule di prezzo. I primi a spuntare lo sconto sono stati i tedeschi di E.on (2010), ma quest’anno c’è riuscita anche Eni (con effetti retroattivi al 2011). Aggiustamenti marginali, ma che consentono di dare ossigeno ai bilanci.
Non c’è nemmeno da stupirsi del fatto che il principale fornitore di gas, nonché la principale controparte dei contratti take-or-pay degli operatori europei, cerchi in tutti i modi di difendere il favorevole status quo (il connubio “volumi garantiti + quotazioni alte” è una manna per i bilanci dei produttori). Il direttore per la strutturazione dei contratti di Gazprom, Sergei Komlev, ha recentemente paventato i rischi connessi al passaggio ad un modello più simile a quello americano, basato su soli contratti di breve periodo.
Come da copione, Komlev ha messo l’accento sulla necessità di mantenere contratti di lungo periodo per garantire gli investimenti necessari, paventando anche il rischio che prezzi più alti spostino volumi su mercati diversi da quello europeo. Su quest’ultimo punto, giova ricordare che per spostare volumi occorrerebbe avere le infrastrutture per farlo, e la rete di gasdotti che rifornisce l’UE è in questo senso un vincolo più per la Russia che per i Paesi europei.
Sulla questione degli investimenti, ammesso e non concesso che i contratti di lungo periodo siano indispensabili per creare nuova capacità di importazione, resta il fatto che l’indicizzazione ha da tempo perso la sua storica ragion d’essere (la sostituibilità del gas all’olio combustibile nella generazione elettrica, oltre alla difficoltà per i sovietici di prezzare una merce in un’economia pianificata) e che rappresenta una rendita per i produttori completamente scollegata dalle effettive dinamiche di domanda e offerta.
Il fatto che poi gli stessi produttori investano in nuove infrastrutture non significa che questa sia l’unica possibilità di garantire l’approvvigionamenti dei mercati europei. Come ricordato da Jonathan Stern, nessun altra materia prima si vende con contratti con un orizzonte temporale così lungo (oltre 15 anni) e sulla base del prezzo di un prodotto diverso (e scarsamente sostituibile).
Lungi dall’essere una protezione “da ogni forma di manipolazione del prezzo” – come ha sostenuto Komlev – in tempi di prezzi del petrolio strutturalmente alti, l’indicizzazione al prezzo del petrolio rappresenta dunque probabilmente la principale manipolazione del mercato del gas naturale in Europa.
La storia del gas naturale in Italia, si sa, è una delle grandi avventure industriali e politiche del Paese. Spesso tuttavia la ricostruzione degli eventi è frammentaria, o focalizzata solo su certi aspetti o alcuni attori.
Il libro di Zanardo ricostruisce la storia del metano dal secondo dopoguerra agli sviluppi infrastrutturali degli anni Settata e Ottanta, culminati con la realizzazione del Transmed. Particolarmente interessante l’analisi del rapporto tra la rendita metanifera, l’ampliamento della rete e il ruolo dei diversi decisori politici. Completano il testo un’interessante appendice statistica e un’intervista a Luigi Meanti.
Un testo agile e interessante, che aiuta a rileggere la storia del gas naturale in Italia e a capire un po’ meglio i meccanismi che hanno legato le scelte politiche a quelle industriali e di politica estera.
Alessio Zanardo
Una storia felice. Il gas naturale in Italia da Mattei al Transmediterraneo
Aracne, 2008, 166 pp.
ISBN/EAN: 978-88-548-1618-3
Scheda di IBS
Servizio bibliotecario nazionale
Nel caso qualcuno avesse avuto ancora dei dubbi, le dichiarazioni del premier ungherese Viktor Orban – che ha esplicitamente fatto riferimento all’uscita di MOL dal consorzio – mettono la parola fine al Nabucco così come proposto nell’ultimo decennio.
La notizia è ripresa anche da Reuters, che ricorda come in gennaio RWE avesse già iniziato a esprimere perplessità sul progetto.
Resta invece in piedi l’ipotesi di una versione ridotta (10-16 Bcm annui), limitata alla connessione tra la Turchia e l’Austria attraverso i Balcani, in diretta concorrenza con il TAP.
Come riportato da Caravella.eu, Putin ha annunciato che gli operatori russi investiranno nello shale gas, per mantenere il passo con i mercati globali.
Al netto delle questioni di propaganda (dal BP Statistical Review 2012, gli statunitensi hanno sorpassato i russi come primo produttore), le dichiarazioni di Putin difficilmente segneranno un cambio di passo nella strategia russa, almeno nel breve periodo.
Forti delle più grandi riserve al mondo (48.000 Gmc), gli operatori russi non hanno mai dovuto affrontare davvero la sfida tecnologica del non convenzionale. Secondo la IEA, le riserve russe di shale gas dovrebbero essere pari a 4.000 Gmc: piuttosto modeste. E anche se il territorio russo richiede ulteriori esplorazioni e potrebbe nascondere grandi sorprese, al momento manca la necessità economica per investire nella tecnologia necessaria alla produzione su larga scala.
Considerando il più ampio spettro del non convenzionale, già oggi in Russia si stima una produzione da tight gas pari a circa 20 Gmc. Sempre secondo la IEA, la produzione complessiva da non convenzionale è destinata a crescere molto lentamente, arrivando a 30 Gmc nel 2035. Le priorità russe di investimento sono altrove.
