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Il metano americano ci darà una mano?

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Sole24Ore - Un oceano di metano in Europa. Ma l'Italia rischia di perdere la partitaL’arrivo di Obama in Europa per il vertice nei Paesi Bassi e la successiva visita nella Penisola hanno portato alla ribalta il tema del metano americano come alternativa a quello russo.

Non mi soffermo sulla (non) necessità di diversificare rispetto alla Russia. Vorrei invece soffermarmi sulla questione della plausibilità dell’ipotesi che il gas statunitense rappresenti oggi un’alternativa a quello russo.

Attualmente gli Stati Uniti hanno un solo rigassificatore, in Alaska. Esistono diversi progetti tra conversione di rigassificatori esistenti in terminali di liquefazione e di creazione di terminali di liquefazione ex novo (36 35 hanno ricevuto una prima approvazione, per un totale di oltre 300 Gmc/a di capacità).

Di questi però solo un complesso, Sabine Pass, è attualmente in fase realizzazione e consentirà esportazioni (meno di 30 Gmc/a) a partire dal 2015. Troppo tardi e troppo poco per fare la differenza rispetto alle esportazioni di Gazprom, che nel solo 2013 hanno superato i 120 Gmc verso l’Ue, più altri 30 verso l’Ucraina e altri 25 verso la Turchia.

Ma anche fingendo per assurdo che Obama possa far apparire i terminali di liquefazione e le metaniere dal nulla, servirebbero a poco o a nulla. Perché se è vero che la capacità di rigassificazione massima annua in UE è di oltre 190 Gmc (di cui quasi 150 in teoria inutilizzati), in ogni caso i terminali non ci sono proprio in quei mercati che dipendono dal gas russo.

E non stiamo parlando solo di Bulgaria, Slovacchia e Ungheria. Stiamo parlando soprattutto di Germania, che con 38 Gmc è il primo importatore di gas russo. E che pur essendo il più grande mercato UE (89 Gmc), non dispone di un solo rigassificatore.

A questo aggiungiamo, a scanso di equivoci, che non esiste (perché troppo cara da realizzare) una significativa capacità di interconnessione tra i terminali esistenti e i mercati dell’Europa centrale e orientale.

Insomma, ce n’è abbastanza per poter dire in tutta serenità che l’inverno prossimo il gas consumato dai tedeschi (e quindi da tutto il resto d’Europa) o sarà russo o sarà russo.

Delle prospettive di più lungo periodo, dalla concorrenza cinese ai costi di trasporto, parleremo un’altra volta. Faccio solo una precisazione, visto che se ne parla tanto: la vera concorrenza canadese, se ci sarà, sarà sui mercati dell’Asia orientale.

Per capirlo, basta dare un’occhiata alle autorizzazioni per la realizzazione di nuovi terminali: uno solo su sei è sulla costa orientale del Paese. Gli altri sono in British Columbia e pensare di far transitare il gas diretto in UE attraverso Panama o le rotte artiche è a pieno diritto nel dominio della fantascienza.

Canale di Panama, ripartono i lavori

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gCapitain - Panama Canal Work to Restart ThursdayL’Autorità del Canale di Panama ha annunciato che i lavori per il terzo set di chiuse riprenderanno giovedì 20 febbraio, dopo diverse settimane di blocco a causa di un contenzioso con il consorzio GUPC, guidato dalla spagnola Sacyr e dall’italiana Salini Impregilo.

Il contenzioso riguarda la richiesta da parte del consorzio di ulteriori 1,6 miliardi di dollari per far fronte ai costi aggiuntivi emersi in corso d’opera.

L’espansione del Canale di Panama dovrebbe essere ultimata nel 2015 e dovrebbe portare a un significativo aumento dei traffici, grazie alla possibilità di far transitare navi più grandi. In particolare, grazie all’espansione potranno transitare da Panama le metaniere provenienti dagli Stati Uniti e dirette in Asia orientale.

Panama: interrotte le trattive con Sacyr e Impregilo

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ANSA - Canale Panama: Autorità interrompe trattative Secondo quanto riportato da Reuters e Ansa, l’Autorità per il Canale di Panama ha sospeso le trattative con il consorzio incaricato dell’espansione del canale e guidato dalla spagnola Sacyr e dall’italiana Salini Impregilo, riunite nel consorzio GUPC.

Il consorzio ha già completato il 70% dei lavori e per ultimare l’opera ha richiesto un’integrazione di 1,6 miliardi di dollari rispetto al preventivo iniziale. L’Autorità si è tuttavia opposta e le trattative degli ultimi mesi non sono riuscite a portare a un accordo, nonostante l’impegno diretto dei vertici politici panamensi ed europei.

I lavori sarebbero dovuti terminare a metà 2015, ma a questo punto c’è il rischio concreto di uno slittamento significativo. Anche perché un contenzioso legale diventerebbe inevitabile, mentre il non meglio precisato “piano B” dell’Autorità per completare l’opera dovrebbe misurarsi con l’0struzionismo delle imprese estromesse.

È ancora possibile che si tratti di una mossa negoziale per ridurre gli esborsi, ma se davvero si arrivasse a un ritardo significativo nei lavori, le perdite per Panama sarebbero notevoli. Secondo le stime di GUPC riportate da Ansa, le perdite per l’Autorità sarebbero di due miliardi di dollari all’anno per ogni anno di ritardo nell’espansione.

Il ritardo nella realizzazione del Canale potrebbe avere inoltre conseguenze significative per lo sviluppo delle attività di esportazione di GNL statunitense, che per raggiungere i mercati asiatici dovrebbe transitare proprio dal Canale a bordo di metaniere di grandi dimensioni.

Prospettive per l’esportazione di gas israeliano

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Zuzanna Nowak - Prospects for Gas Exports from IsraelIl tema delle esportazioni del gas presente nel Bacino del Levante continua ad attrarre l’interesse degli analisti. Nonostante le modeste riserve e le difficoltà di sviluppo infrastrutturale lascino immaginare alle attuali condizioni un ruolo comunque marginale nell’approvvigionamento energetico europeo per la regione del Mediterraneo Orientale.

Per chi volesse in due pagine due farsi un’idea della situazione, segnalo un breve paper di Zuzanna Nowak dal titolo Prospects for Gas Exports from Israel, pubblicato dal PISM di Varsavia. E che non a caso in chiusura ventila l’ipotesi di importare in Polonia il GNL israeliano-cipriota Świnoujście. Ammesso che prima o poi lo costruiscano, si intende.

Per un’analisi più lunga e dettagliata del contesto regionale, resta valido il suggerimento di leggere il paper di Simone Tagliapietra dal titolo Towards a New Eastern Mediterranean Energy Corridor?.

Il Canale di Panama e il GNL statunitense

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Reuters - UPDATE 2-Panama presses Spain and Italy to resolve canal cost rowLa crescita del non-convenzionale statunitense e il prezzo interno ampiamente inferiore alla media mondiale hanno spinto inevitabilmente i produttori nordamericani a guardare con crescente interesse all’ipotesi di esportare GNL.

Il grosso della capacità produttiva è concentrato nella parte orientale del Paese, mentre i mercati coi prezzi più alti sono quelli dell’Asia Orientale. Per raggiungere quei mercati mantenendo margini interessanti, l’unica soluzione è quella di far transitare le metaniere attraverso il Canale di Panama.

Per accogliere il traffico delle metaniere Panama ha tuttavia bisogno di una espansione, il terzo canale, attualmente in fase di realizzazione. La costruzione dovrebbe concludersi nel 2015, ma nei giorni scorsi ha fatto parecchio clamore il contenzioso tra le ditte appaltatrici e il governo panamense.

Il consorzio incaricato della costruzione, guidato dalla spagnola Sacyr e dall’italiana Salini Impregilo, ha chiesto ulteriori 1,6 miliardi di dollari all’Autorità per il Canale, che nel 2009 aveva commissionato l’opera per 3,2 miliardi.

Il governo panamense sta ricorrendo alle pressioni diplomatiche su Roma e Madrid per spingere a un compromesso. Vista la centralità del Canale per l’economia panamense, ci sono pochi dubbi sul fatto che un accordo sarà raggiunto a breve, ma resta l’incognita della ripartizione dei costi.

La vicenda non dovrebbe dunque avere ripercussioni sulla tempistica di sviluppo delle attività di esportazione del GNL statunitense, ma mette ancora una volta in luce l’importanza dei punti di transito e dei colli di bottiglia nello sviluppo dei traffici energetici via mare.

Quanto è lontano il Levante

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Quanto è lontano il LevanteLo sfruttamento del gas presente nei giacimenti del Mediterraneo orientale è una questione complessa e piuttosto delicata. La coltivazione di giacimenti sottomarini e la costruzione di infrastrutture di esportazione richiedono infatti grandi investimenti (nell’ordine dei miliardi di dollari), che gli operatori internazionali e gli istituti di credito sono pronti a fare solo se esiste una ragionevole certezza che i rischi di natura politica – se non direttamente militare – non siano troppo alti.

Partendo da queste premesse, difficilmente può venire in mente un posto peggiore delle coste orientali del Mediterraneo.

Tuttavia, trattandosi di giacimenti in mare, diversi operatori hanno deciso di accettare la sfida e avviare le operazioni di espolorazione e di estrazione. Il giacimento Tamar (250 Gmc; fonte: BMI) è già in produzione e arriverà a regime (4 Gmc/a) nel 2017, anno in cui dovrebbe anche inziare la produzione di Leviathan (530 Gmc; 16 Gmc/a). Gli altri giacimenti sono invece di piccole dimensioni oppure sono in fase di prospezione.

In totale, nel corso del decennio si avrà realisticammente una produzione non oltre i 20 Gmc/a, di cui il 40% deve andare per legge al mercato interno israeliano. Si parla dunque al massimo di 12 Gmc/a disponibili per l’esportazione in tempi relativamente certi.

Anche al netto dei problemi politici di definire una rotta (Turchia? Cipro?), non ci sono al momento i presupposti per avere un volume di esportazione tale da ripagare l’investimento di una condotta sottomarina (le stime arrivano a oltre 20 miliardi di dollari).

Molto più fattibile invece l’ipotesi di costruire un terminale di liquefazione (galleggiante o a terrra), che tra l’altro consentirebbe di dirigere i carichi sui mercati più remunerativi, ossia tendenzialmente su quelli asiatici, ma senza rinunciare a ogni altra opzione, Europa inclusa: a decidere è il prezzo (che peraltro attualmente si aggira intorno ai 40 centesimi di dollaro al metro cubo). Per gli operatori, in ogni caso la priorità resta  quella di coprire gli investimenti.

Si arriva così a un punto delicato: sebbene qualcuno sostenga il contrario, le eventuali esportazioni del gas del Mediterraneo Orientale verso i mercati europei avrebbero un impatto marginale (per non dire nullo). A fronte di importazioni attuali di 300 Gmc/a e attese a 350 Gmc/a al 2020 (fonte: IEA), 12 Gmc/a non farebbero di certo la differenza, soprattutto se paragonati con gli oltre 120 Gmc/a russi e i 100 Gmc/a norvegesi.

Nota: per chi volesse approfondire la questione del corridoio mediterraneo orientale, segnalo l’interessante nota di lavoro di Simone Tagliapietra (Towards a New Eastern Mediterranean Energy Corridor?) e la seconda sezione del Focus Sicurezza Energetica, a cura di Carlo Frappi.

Aggiornamento: John Roberts suggerisce anche la possibilità di utilizzare la tecnologica di compressione del gas senza liquefazione.