Rivoluzione shale. Una storia ancora da scrivere
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Oggi la produzione di gas negli Stati Uniti incontra alcune difficoltà ma in realtà ha in prospettiva un potenziale enorme, se si guarda ai mercati asiatici, principali importatori di oro blu, e al mercato europeo, dove può concorrere con il gas russo

Il 2016 si è rivelato un anno di prova per quella che è diventata celebre come la ''rivoluzione dello scisto negli USA'', iniziata meno di dieci anni fa. I primi mesi dell’anno hanno visto il calo dei prezzi del petrolio sotto i 30 dollari al barile, la riduzione degli investimenti programmati nell’upstream USA di circa il 40 percento rispetto all’anno precedente e il crollo dei numeri relativi al gas statunitense di quasi il 60 percento sempre rispetto all'anno precedente. In effetti, oggi una convergenza di fattori sta mettendo a dura prova la produzione di gas negli Stati Uniti. Il deciso calo dei prezzi del petrolio dal 2014 non ha soltanto rallentato le attività di perforazione riducendo i margini di profitto per i produttori di petrolio e gas e quindi i livelli delle spese in conto capitale, ma ha anche indebolito il valore del liquido associato derivante dalle trivellazioni, che costituiva un’importante fonte di proventi per i produttori. Inoltre, i prezzi ridotti del gas sul mercato interno, compresi tra 1,50 e 3,00 dollari per milione di Btu (British Thermal Units, mmBtu), hanno messo sotto pressione l’economia della produzione di gas negli Stati Uniti. Secondo i dati più aggiornati della U.S. Energy Information Administration, la quantità media commercializzata di gas statunitense per il 2016 (in base al Documento sull’energia nel breve termine, pubblicato l’8 novembre) è stata pari a 77,3 miliardi di piedi cubi al giorno, con un calo dell’1,4 percento rispetto all’anno precedente. Inoltre, quest’anno gli Stati Uniti non hanno visto alcuna Decisione finale d’investimento nell’ambito dei progetti relativi al gas naturale liquefatto (GNL). Eppure, l’anno è stato tutt’altro che disastroso.

Un anno decisamente favorevole per l'America

A febbraio, gli Stati Uniti hanno messo a segno la prima esportazione di GNL dai 48 stati continentali. Le spedizioni di GNL dall’apposito terminale del gruppo Cheniere Energy, a Sabine Pass in Louisiana, hanno catapultato il settore statunitense del gas in una nuova era. Dal punto di vista del progetto, la prima spedizione è valsa le indagini approfondite e gli ostacoli normativi che il primo progetto di trasporto ha dovuto affrontare, essendo riuscita a rivoluzionare l’infrastruttura di importazione esistente a favore dell’esportazione del GNL. Dal punto di vista nazionale, la spedizione ha segnato la comparsa sulla scena degli Stati Uniti nelle vesti di esportatore netto di gas naturale di produzione nazionale già dal prossimo anno e, dato ancora più importante, di terzo maggiore detentore della capacità di esportazione di GNL entro il 2020. A ottobre 2016, più di 30 carichi di GNL sono già partiti dalla struttura per l’esportazione di GNL di Sabine Pass e cinque progetti (o meglio, circa 63 milioni di tonnellate annue (Mta) di capacità di esportazione) sono in fase di realizzazione. Un altro fattore chiave di sviluppo di quest’anno è stato l’apertura del Canale di Panama ampliato, che è avvenuta nel mese di giugno. In seguito all’investimento di oltre 5 miliardi di dollari statunitensi e a quasi dieci anni di lavori, il canale ha conquistato una linea di transito aggiuntiva e una maggiore larghezza e profondità per le linee di transito esistenti. Tale ampliamento ha permesso al canale di accogliere il 90 percento delle flotte mondiali di navi cisterna per il trasporto di GNL, rispetto al 6 percento registrato prima dei lavori. Per di più, il transito dal Canale di Panama, reso possibile in seguito al suo ampliamento, riduce le tempistiche di trasporto del GNL statunitense dalla Costa del Golfo ai mercati del Nord-est asiatico e del Sud America. Secondo quanto riferito dalla U.S. Energy Information Administration, la spedizione di GNL in Giappone dalla Costa del Golfo statunitense, passando per il canale di Panama, richiederà 20 giorni, invece dei 34 di viaggio con circumnavigazione dell’estremità meridionale dell’Africa o dei 31 con passaggio dal Canale di Suez. Il canale può persino ridurre i tempi di trasporto in Colombia ed Ecuador da 25 a 5 giorni e in Cile da 20 a 8-9 giorni. In un periodo di riduzione del differenziale tra i prezzi del GNL legati a quello del petrolio e i prezzi del gas statunitense prodotto internamente, i costi di trasporto inferiori derivanti dal risparmio su combustibile, boil-off e forza lavoro non vanno certamente dati per scontati. In effetti il contesto dei prezzi era piuttosto diverso a inizio decennio, quando molte aziende asiatiche, incluse la coreana KOGAS, l’indiana GAIL e diverse aziende giapponesi, hanno adottato importanti decisioni di investimento e i progetti di esportazione del GNL statunitense sono stati approvati. Ad esempio, le più importanti utility del settore elettrico, società del gas e imprese commerciali giapponesi si sono impegnate collettivamente per garantire un volume di GNL di provenienza statunitense pari al 20 percento dei livelli annui dell’importazione di gas del Giappone. Anche in seguito all’aumento del prezzo del GNL statunitense destinato ai mercati asiatici per via dei costi derivanti dalla liquefazione e dal trasporto, gli importatori asiatici, che pagavano circa 16 dollari statunitensi per mmBtu, hanno ritenuto che ci sarebbero stati differenziali di prezzo sufficienti per legittimare tali impegni.

Ad avvicinare gli acquirenti asiatici al GNL statunitense non sono stati soltanto i prezzi inferiori del gas nazionale del paese. A differenza del modello tradizionale dei contratti o dello sviluppo dei progetti di esportazione del gas naturale, il GNL statunitense offre una maggiore flessibilità

È la flessibilità ciò che piace del GNL a stelle e strisce

Tuttavia, ad avvicinare gli acquirenti asiatici al GNL statunitense non sono stati soltanto i prezzi inferiori del gas nazionale del paese. A differenza del modello tradizionale dei contratti o dello sviluppo dei progetti di esportazione del gas naturale, il GNL statunitense offre una maggiore flessibilità. I mercati del gas negli Stati Uniti sono molto fluidi e trasparenti e i progetti di esportazione del GNL statunitense non richiedono prezzi correlati a quello del petrolio o alla produzione del gas naturale da parte dei proprietari degli impianti di GNL per ammortizzare gli investimenti per lo sviluppo dell’upstream o delle infrastrutture di esportazione. La maggior parte dei progetti di esportazione statunitensi, al contrario, offre contratti GNL con tariffe basate sui prezzi spot del gas sull’Henry Hub e nessun obbligo per i clienti di assumersi la proprietà del gas quando i prezzi sono troppo elevati e quindi poco appetibili per l’estero (a condizione che versino una commissione (o ''toll'') per la capacità di liquefazione prevista dal contratto, ma rimasta inutilizzata). Inoltre, questo cosiddetto modello di ''tolling'' offre agli acquirenti una flessibilità di destinazione, ma al contempo fa ricadere su di loro il rischio correlato alla volatilità del prezzo del gas. Tale flessibilità, insieme allo stato attuale del surplus di GNL, ha già iniziato ad attirare l’attenzione di molti clienti asiatici, tra gli altri. Ad esempio, la giapponese JERA, una joint venture tra Chubu Electric Power Co. e Tokyo Electric Power Co. il cui potere di acquisto corrisponde a circa il 40 percento delle importazioni di GNL in Giappone, prevede di interrompere la sottoscrizione di contratti GNL contenenti clausole di destinazione e di ridurre in maniera significativa nei prossimi decenni la quantità di contratti GNL a lungo termine nel suo portafoglio. Inoltre, la Corea ha manifestato la volontà di ottenere termini più flessibili ed escludere le clausole di destinazione nell’ambito della rinegoziazione dei contratti GNL in scadenza. Peraltro, sono in atto sforzi volti alla creazione di uno o due hub per il commercio di GNL in Asia, al fine di migliorare la liquidità e la trasparenza del commercio di GNL, come dimostra il lancio del prezzo ''SLInG'' da parte di Singapore nel 2015 e la pubblicazione in Giappone di una roadmap per la creazione di hub del gas, nell’ambito della strategia GNL annunciata in occasione della riunione dei Ministri dell’Energia dei Paesi del G7, tenuta proprio in Giappone nel mese di maggio 2016. Per di più, ben consapevole dell’indagine da parte della Commissione europea sulle pratiche commerciali anticoncorrenziali di Gazprom sui mercati europei del gas, l’autorità giapponese garante per il commercio equo sta valutando se le clausole di destinazione dei contratti GNL asiatici violino le normative in materia di concorrenza. Gli acquirenti asiatici non dovevano essere gli unici a beneficiare di tale flessibilità. La flessibilità di destinazione del GNL statunitense ha guidato molti carichi del progetto Sabine Pass in mercati che non erano facilmente avvicinabili negli anni che hanno portato al crollo del prezzo del petrolio nel 2014, dal momento che quest’anno i prezzi spot del GNL in Asia ed Europa sono scesi a 4-5 dollari statunitensi per mmBtu. In effetti, circa la metà dei carichi totali trasportati fino a oggi dal terminale di Sabine Pass è arrivata in Sud America, mentre diversi altri sono approdati in Europa e Medio Oriente. Ad esempio, la prima spedizione di GNL dagli Stati Uniti continentali è stata effettuata a febbraio con destinazione Brasile e il trasporto è avvenuto con la nave da 160.000 mmc che, per inciso, porta il nome di Asia Vision. Il GNL statunitense, privo delle limitazioni di destinazione comuni nei tradizionali contratti GNL, può essere trasportato in qualunque paese disponga delle condizioni di mercato più appropriate. Sia il futuro della domanda asiatica che i futuri prezzi del gas avranno importanti ripercussioni sulle relazioni USA-UE dal punto di vista energetico. La domanda asiatica di gas influisce sull’andamento e sul volume di GNL statunitense che raggiunge i mercati europei e, di conseguenza, sul processo politico e sull’identificazione delle priorità da parte dei leader del settore pubblico e privato in relazione alla sicurezza energetica in Europa. Tuttavia, in alcuni importanti mercati asiatici le circostanze politiche e le condizioni del mercato interno che delineano il ruolo del gas naturale sono ancora in evoluzione. Nei mercati consolidati del GNL in Asia, sia la concorrenza tra combustibili che l’indebolimento della crescita del consumo di elettricità, trainato da uno scarso aumento della produzione e da cambiamenti sotto il profilo demografico, stanno portando a notevoli divergenze nelle previsioni relative alla domanda di gas.

Il caso del Giappone, primo importatore di GNL nel mondo

In particolare il Giappone, il maggiore importatore di GNL al mondo, si trova di fronte a una situazione di grave incertezza per quanto riguarda la domanda, dal momento che la ripartenza del nucleare procede a rilento, nonostante il governo abbia stabilito il ripristino del programma di produzione nucleare del Paese. L’incidente di Fukushima ha trasformato il Giappone da mercato GNL maturo e probabilmente saturo in un forte centro di domanda, con un aumento del 24 percento dei volumi di importazione di GNL, nel tentativo di colmare le carenze nella capacità di generazione di energia causate dalle interruzioni del funzionamento degli impianti nucleari. Tra il 2012 e il 2014, la quota di mercato del Giappone nella domanda globale di GNL è aumentata raggiungendo una media del 37 percento, dal 31 percento del 2010, il valore più basso mai registrato in quarant’anni. Se tutto andrà secondo quanto previsto dal governo in base al Piano strategico per l’energia 2014, la quota dell’energia nucleare tornerà al 20-22 percento nelle previsioni relative all’approvvigionamento energetico della nazione entro il 2030 (leggermente al di sotto della media decennale pre Fukushima), mentre la quota di GNL si ridurrà dal massimo post Fukushima del 43-44 percento alla media decennale pre Fukushima del 27 percento o al 18 percento nell’approvvigionamento energetico primario (circa 62 Mta di importazioni), sempre entro il 2030. Tuttavia, tali obiettivi appaiono piuttosto ambiziosi, alla luce dei costanti timori che il grande pubblico nutre rispetto alla sicurezza nucleare. All’inizio di novembre, il parco di 54 reattori giapponesi pre Fukushima risulta ridotto in maniera significativa: per 15 unità è stata programmata la chiusura permanente, mentre circa altre 20 restano sotto il controllo di sicurezza regolamentare necessario per il riavvio. Quasi tutte le altre hanno superato i controlli di sicurezza, ma sono in attesa della conclusione delle ultime procedure tecniche per essere rimesse in funzione. In mancanza della costruzione regolare di nuove unità o di estensioni tempestive delle licenze operative oltre i 40 anni, la produzione del parco centrali della nazione potrebbe ridursi a circa il 15 percento del mix di approvvigionamento di elettricità entro il 2030 e sparire quasi del tutto entro il 2040. Peraltro, il rilancio del carbone rende incerto il futuro livello di dipendenza del Giappone dal GNL. Tra il 2010 e il 2014, il consumo di carbone da parte del Giappone ha evidenziato un incremento del 19 percento, principalmente per colmare la lacuna determinata dalle interruzioni del funzionamento degli impianti nucleari. Con le iniziative di deregolamentazione nei settori del gas e dell’energia che inaspriscono la concorrenza tra le aziende del settore elettrico, le società del gas e nuovi concorrenti, il carbone sembra acquisire sempre maggiore fascino per chi è alla ricerca di una fonte di elettricità a basso costo. Con la prosecuzione delle importazioni di gas naturale, il GNL statunitense, privo di limitazioni di destinazione, potrebbe risultare particolarmente allettante agli occhi degli acquirenti giapponesi, che si trovano ad affrontare un’incertezza davvero profonda sotto il profilo della domanda.

La storia della rivoluzione statunitense dello scisto è ancora tutta da scrivere e il 2016 sembra essere soltanto una delle prime pagine di quello che potrebbe rivelarsi un capitolo molto lungo

I mercati della Corea e della Cina

La concorrenza tra combustibili nel settore energetico sta seminando dubbi anche sulle esigenze di importazione di GNL della Corea, attualmente secondo principale importatore di GNL del mondo. Il livello netto di importazione di GNL della Corea ha evidenziato un costante calo negli ultimi anni, dai 40,86 Mta del 2013 ai 37,98 Mta del 2014, fino ai 33,36 Mta del 2015, secondo quanto riferito dalla International Gas Union. Nel frattempo, la Corea sta pianificando la costruzione di 20 nuovi impianti di produzione di carbone entro il 2020 e un aumento del 70 percento della capacità di produzione di energia nucleare entro il 2029. Se nei prossimi anni il governo continuerà a favorire la produzione di energia dal carbone e dal nucleare, la Corea potrebbe rivelarsi molto più propensa a tenersi a debita distanza dai contratti a lungo termine. Le previsioni relative a un aumento della domanda sono più marcate per le economie emergenti asiatiche. Nonostante il rallentamento della crescita della domanda dal 2014, il gas naturale ha un notevole potenziale di crescita in Cina, dal momento che è considerato una delle fonti energetiche più valide per la riduzione della profonda dipendenza del Paese dal carbone e la mitigazione dei problemi ambientali e climatici che questo comporta. Ad esempio, la Cina si sta impegnando per aumentare la quota di gas naturale nei consumi energetici primari al 10 percento entro il 2020 (tredicesimo piano quinquennale). Oggi, il GNL copre soltanto la metà delle esigenze di importazione del Paese, che a sua volta soddisfa un terzo delle esigenze nazionali di gas. Tuttavia, dal 2006 quando la Cina ha effettuato le prime importazioni di GNL, le sue importazioni nette hanno registrato una rapida crescita, dai 9,47 Mta del 2010 ai 18,6 Mta del 2013, fino ai 19,83 del 2015, secondo i dati della International Gas Union. Nel breve periodo, i contratti a lungo termine esistenti offriranno una notevole crescita delle importazioni di GNL. Tuttavia, le prospettive a più lungo termine riguardo alle esigenze di GNL e al ruolo del GNL statunitense in Cina dipendono da diversi fattori, tra cui la potenziale commercializzazione di risorse di gas non convenzionale nazionale, il grado di dipendenza dalle importazioni di gas attraverso gasdotti (inclusa la portata delle future importazioni dalla Russia), nonché altre questioni di natura macroeconomica, quali il grado di rallentamento economico, le variazioni strutturali da percorsi più dispendiosi in termini energetici per la crescita economica a quelli meno dispendiosi e la portata della riduzione delle emissioni di anidride carbonica. Con il GNL statunitense privo di limitazioni di destinazione e trasportabile in qualunque paese dove si dispone delle condizioni di mercato più appropriate, in futuro potremmo riscontrare un flusso regolare di GNL statunitense verso la Cina. Ad esempio, alla fine di agosto, la Cina ha ricevuto GNL dagli Stati Uniti continentali, con la prima spedizione di questo prodotto ad aver attraversato il Canale di Panama ampliato.

Il GNL americano che va in Europa

Dall’inizio di quest’anno, il volume di GNL statunitense trasportato in Europa è stato limitato. Tuttavia, la scarsa crescita economica nei paesi in via di sviluppo e i bassi prezzi del GNL l’hanno già reso un’alternativa competitiva al gas attraverso i gasdotti in Europa continentale. Ad esempio, nel mese di dicembre 2014, l’Italia ha pagato una media di 9,61 dollari statunitensi per mmBtu di gas attraverso gasdotti e 9,01 dollari statunitensi per mmBtu per l’equivalente delle forniture di GNL, mentre la Spagna ha pagato una media di 10,02 dollari statunitensi per mmBtu di gas attraverso gasdotti e 8,97 dollari statunitensi per mmBtu per la stessa quantità di forniture di GNL, secondo quanto riferito dal Parlamento Europeo. Il settore mondiale del GNL sta entrando in un periodo di eccesso di offerta, con l’aumento della nuova capacità di esportazione in Australia, Sud-est asiatico e Stati Uniti, che aggiungeranno una capacità di circa 160 mmc entro il 2020. Successivamente, nel corso del decennio, il GNL statunitense avrà grandi possibilità di accedere in maniera considerevole ai mercati europei, in particolare laddove il moderato interesse dell’Asia non gli lasci molto spazio. È probabile che in un mercato caratterizzato da un eccesso di offerta, i paesi fornitori di GNL, quali Australia, Malesia e Indonesia, trarranno vantaggio dalla maggiore vicinanza geografica ai mercati asiatici rispetto al GNL statunitense, deviando così una maggiore quantità di quest’ultimo sui mercati europei. Una situazione di questo tipo potrebbe dar luogo a un’entrata in concorrenza del GNL statunitense con il gas russo, che prevede di mantenere circa il 30 percento del mercato europeo del gas per i prossimi vent’anni. Eppure, l’esito di tale concorrenza non è facile da prevedere, essendo fortemente influenzato dai prezzi mondiali del petrolio e da quelli del gas statunitense nel momento specifico, nonché dalla strategia di gioco della Russia e in particolare di Gazprom; l’azienda potrebbe decidere di ridurre il prezzo del gas fornito in Europa portandolo anche a 3,50 dollari statunitensi per mmBtu, allo scopo di bloccare il massiccio ingresso di GNL statunitense e/o ampliare i gasdotti di collegamento con l’Europa per conquistare più acquirenti nel lungo periodo. A dispetto di quesiti quali ''Per quanto tempo i prezzi del petrolio potranno restare relativamente bassi?'' e ''Per quanto tempo i progetti GNL statunitensi potranno operare sulla base di costi variabili?'', il futuro delle relazioni USA-UE sotto il profilo energetico lasciano presagire l’esistenza di diverse opportunità. La riduzione delle importazioni di GNL statunitense e l’avvento di imponenti forniture dello stesso stanno già contribuendo a elevare il ruolo del gas naturale nei dialoghi sulla sicurezza energetica in Europa. A condizione che siano disponibili le infrastrutture adeguate per agevolare le importazioni di GNL e la distribuzione intraregionale di gas, il GNL statunitense può indiscutibilmente configurarsi come un’ottima risorsa per l’impegno dell’Europa in favore della diversificazione delle fonti di approvvigionamento del gas e incrementare la sicurezza energetica regionale, direttamente attraverso il volume o indirettamente attraverso una maggiore liquidità globale e flessibilità contrattuale. La storia della rivoluzione statunitense dello scisto è ancora tutta da scrivere e il 2016 sembra essere soltanto una delle prime pagine di quello che potrebbe rivelarsi un capitolo molto lungo.