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Qui una analisi di Diego Gavagnin sul mercato mondiale del GNL dopo l’inizio delle esportazioni americane di shale gas, tratta da industriaenergia.it del 4 marzo.
Alla fine è successo, gli Stati Uniti da importatori sono diventati esportatori di gas naturale, sconvolgendo decine di anni di statistiche, previsioni geo-energetiche e opinioni consolidate. Mercoledì 24 febbraio alle ore 19,40 della scorsa settimana, come annunciato tempestivamente dal sito di ConferenzaGNL, la metaniera Asia Vision è salpata dal terminal di Sabine Pass, in Lousiana, al confine con il Texas nel Golfo del Messico.
È primo carico di shale gas liquido prodotto da un impianto di liquefazione che fino a pochi anni fa era sì in costruzione, ma come rigassificatore! Poi la grande svolta. La ricerca geologica, quella sui materiali e l’ingegno, stimolati dal prezzo del petrolio e del gas in vertiginosa salita a metà degli anni 2000, hanno portato alle innovazioni tecnologiche e geologiche della fatturazione idraulica e della perforazione orizzontale.
Una storia americana, che parte da una costante attività di ricerca finanziata dallo Stato. Tutti sapevano delle enormi riserve di gas naturale contenute negli strati argillosi (shale), ma impossibili da sfruttare perché troppo intrisi nella roccia orizzontale, quindi senza la possibilità di accumularsi nei reservoir a forma di cupola impermeabile.
Con la fatturazione degli strati rocciosi (scisti) si creano delle specie di serbatoi dai quali si riesce a prelevare il gas con i tubi che si allungano compiendo curve a 90 gradi. Questo fanno i Paesi seri, vedono le risorse potenziali, investono sul futuro e si ingegnano per estrarle, senza chiedersi se e quando.
Le riserve utilizzabili di shale gas nel mondo sono ormai pari a quelle tradizionali, ma continuano a crescere molto più velocemente e tra poco le supereranno. Più 25,5% le nuove scoperte negli USA tra il 2013 e il 2014. In totale siamo oggi a 216 mila miliardi di metri cubi, secondo l’Agenzia Internazionale dell’Energia di Parigi (AIE), un sessantina di anni ai consumi attuali.
Quantità più che sufficiente per gli usi che si pensa di poterne ragionevolmente fare prima del passaggio al tutto elettrico (che poi l’elettricità del futuro sia solo rinnovabile o non anche nucleare da fusione o da fissione ripensata, vedremo).
Allora il tema è il prezzo, e questo, posto che non c’è più un problema di domanda/offerta, si forma in base al costo di produzione e commercializzazione più il “giusto” guadagno di un mercato in concorrenza (che deve anche garantire gli investimenti in nuovi giacimenti, per sostituire quelli che si esauriscono).
Oppure, come è stato per decenni – sia pur tra errori e sbalzi – nel settore petrolifero e del gas, il prezzo viene deciso a tavolino in base al guadagno che ne vuole avere, indipendentemente dai costi. Irrilevanti le quantità, perché avendo il potere di aprire e chiudere i rubinetti, e magari potendolo fare in gruppo, si arriva facilmente al controllo del prezzo.
Tutto questo è finito. L’ingresso prepotente dei produttori indipendenti americani nel mercato mondiale del gas naturale – e la loro numerosità, che impedisce la formazione di nuovi cartelli – iniziato il 24 febbraio 2016 cambia il paradigma, che poi è semplicemente l’arrivo del mercato concorrenziale, laddove prima era solo oligopolio collusivo.
Ci saranno ancora per un po’ un sotto e un sopra: mercato concorrenziale sopra i costi americani, oligopolio sotto. Ma per poco. L’Henry Hub, dove si forma il prezzo USA, è da adesso il Price Cap Maker mondiale. Sommando al suo prezzo i costi di liquefazione, rigassificazione e di trasporto, si può sapere ogni mattina il prezzo minimo di acquisto in ogni parte del mondo dove ci sia un rigassificatore, senza dover telefonare a Mosca, a Doha o ad Algeri.
Sotto questa soglia potranno per un po’ resistere i cartelli di prezzo e le indicizzazioni al petrolio, ma si tratta di una soglia bassa, molto bassa, e parecchi produttori si troveranno a dover difendere le quantità piuttosto che il prezzo. Come ha dovuto fare l’Arabia Saudita un anno e mezzo fa per contrastare i prezzi dello shale oil USA (e da 110 dollari al barile siamo scesi a sotto i 30!).
Se Henry Hub a pronti quota 2 dollari a milione di BTU (british thermal unit), più 1-2 dollari per liquefazione e rigassificazione e altri 1-2 per attraversare l’Atlantico, il gas naturale americano, ad esempio, al rigassificatore al largo di Rovigo può avere un prezzo tra i 14 e i 18 euro a MWh, al cambio dollaro/euro di questi giorni, come rileva l’istituto di analisi dei mercati energetici REF-E.
Guarda caso, i prezzi del gas naturale sono scesi parecchio negli scorsi giorni al TTF, la principale borsa europea del gas naturale, poco sopra ai 12 euro MWh. Veniamo da un inverno particolarmente mite ma si parla da mesi di guerra preventiva sui prezzi da parte di Gazprom alle esportazioni USA: più i russi negano più i mercati si convincono del contrario.
Nuovo paradigma vuol dire che il metano liquido che arriva via nave dal Qatar, e quello che arriva via gasdotto dalla Siberia, d’ora in poi potranno gareggiare tra loro sul mercato padano – uno dei più importanti al mondo – solo per prezzi più bassi di 14 euro; se salgono sopra questa soglia arrivano gli americani.
Rispetto al passato, è un ottimo prezzo per i consumatori italiani ed europei, sopportabile per il Qatar, di cui si sa che ha costi di produzione bassissimi, anche se non permette più di sperperare come fatto fino ad ora. Molto tirato per i russi, di cui sono poco noti i costi di produzione, ma sono molto noti i problemi di finanza pubblica, e la necessità del governo di incamerare più soldi possibile dalle controllate energetiche come Gazprom.
Ma l’effetto del nuovo paradigma del gas si farà sentire, pure in Europa, anche sotto la soglia, come sta già accadendo, perché le esportazioni americane obbligheranno tutti i produttori a rivedere le proprie destinazioni in funzione della distanza che devono percorrere le navi.
Il primo carico di Sabine Pass è andato in Brasile, due mesi fa si sapeva che sarebbe andato nell’Europa del Nord.
Poi, a conferma del nuovo paradigma, sono attesi a giorni i primi carichi dei nuovi giacimenti australiani verso Giappone, Corea del Sud, Cina. Questo obbligherà il Qatar, ma anche l’Algeria, ad accorciare il raggio della propria azione e tornare sul loro principale mercato, che poi è anche il maggiore del mondo, l’Europa.
Non sono casuali i ripetuti e insistiti tentativi della Russia di riuscire ad avere uno sbocco a sud (evitando la Turchia) per il proprio gas, basti pensare ai nuovi accordi tra Gazprom e EDF per la rinascita del gasdotto Poseidon.
E l’Henry Hub dell’Europa, il luogo dove si formerà il prezzo di riferimento per il vecchio continente di questa ristrutturazione mondiale del mercato del gas, dove si incontreranno le gasiere provenienti da est e quelle provenienti da ovest, sarà un punto imprecisato ma in una area ben delimitata, il Canale di Sicilia.
Un punto collocato tra Grecia e Algeria, equidistante da Suez e Gibilterra, innervato di gasdotti da sud e da est, in un Mediterraneo ricco di giacimenti, liquefatori e rigassificatori, oltre che dei 16 miliardi di metri cubi di stoccaggi dell’Italia, capace di soddisfare con i suoi gasdotti la domanda di tutto il centro Europa.
Se mai il termine Gas Hub ha avuto una sua motivazione tecnica, eccola.
