L’ASPETTO ECONOMICO: Il Mercato del gas naturale in Italia
2.5. Il mercato del GNL
Anche se le tre fasi (liquefazione, trasporto e rigassificazione) della filiera del GNL appaiono tutte in espansione, il problema principale è il coordinamento tra di loro. Le strategie che muovono gli investimenti nelle tre fasi della filiera sembrano avere almeno due diversi denominatori, potenzialmente in contrasto fra di loro.
Ciò che si può notare, è la tensione tra una tendenza alla così detta “integrazione verticale” e un aumento della flessibilità e della liquidità del mercato ancora limitato.
La situazione può essere ricondotta ad un processo di trasformazione del mercato stesso, mosso a sua volta da mutamenti tecnologici, regolatori, da scelte strategiche degli operatori e da mutamenti strutturali nella domanda di gas mondiale.
In breve, il mercato a partire dalla metà degli anni ‘90, da fortemente regionalizzato attorno a tre aree principali (Nord America, Europa/medio Oriente e Asia/Pacifico), si sta lentamente ma progressivamente globalizzando
Tale impianto strutturale garantisce ai venditori un uso efficiente degli impianti di liquefazione e dei margini più che adeguati al recupero degli alti capitali investiti. La fase del trasporto è in genere integrata con il processo di esplorazione e produzione del gas (upstream), e le navi sono di norma destinate ad una specifica rotta e di proprietà del venditore che resta responsabile del carico fino a destinazione.
. Il modello tradizionale si caratterizza per la presenza di contratti a lungo termine (20-25 anni), scarsamente flessibili, con clausole di destinazione e take-or-pay.
Questo modello si è incrinato sia con la crescita della domanda mondiale di gas naturale, sia con la parziale liberalizzazione dei mercati del gas nord americani ed europei28,
La reazione degli operatori a questi cambiamenti è stata duplice.
che hanno vivacizzato in una certa misura gli scambi spot sui mercati di destinazione, all’ingresso di nuovi paesi produttori e consumatori.
Molti operatori sembrano puntare ad aumentare il grado di integrazione verticale. Essi puntano a minimizzare i rischi connessi con il fare affidamento ad altri operatori, mentre cercano di ridurre i costi di transazione, incamerando più margini.
Gli studiosi del settore ritengono che questa strategia venga più spesso attuata da chi è ben posizionato nell’upstream, quindi produttori di gas e petrolio; tuttavia specie in Europa, forti operatori dei mercati nazionali del
gas naturale rispondono alla minaccia dei nuovi entranti promuovendo l’integrazione nel downstream e cioè nel settore che attua il trasporto del gas dai centri di produzione ai mercati, la distribuzione fino alla scala regionale e locale e la sua trasformazione energetica negli usi finali.
In entrambi i casi la verticalizzazione appare quindi come un tentativo di non perdere o rafforzare posizioni consolidate, in un contesto, quello del GNL, in cui aumentano le opportunità ma anche l’incertezza.
L’integrazione orizzontale petrolio-gas per compagnie presenti nella fase upstream di entrambi, potrebbe essere importante perché campi petroliferi e giacimenti di gas spesso coincidono: il gas mantiene in pressione il petrolio, se la pressione è eccessiva il gas viene spesso bruciato (flaring), in quantità consistenti, ben 150 Gmc/anno29
Attrezzarsi per utilizzare economicamente il gas piuttosto che bruciarlo sta diventando un’opzione sempre più appetibile (oltre che di gran lunga preferibile dal punto di vista ambientale), vista la recente crescita dei prezzi del gas.
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Contemporaneamente c’è chi scommette sulla possibilità che il GNL diventi una commodity (materia prima) come le altre e che il suo mercato diventi simile a quello del petrolio.
Anche se la strada è ancora lunga, ci sono segnali incoraggianti, come ad esempio la crescita della quota delle transazioni spot sul totale degli scambi GNL. Un altro elemento confortante è la concreta possibilità che il Medio Oriente (in particolare il Qatar) si affermi come swing producer (produttore che può far abbassare o alzare il prezzo), visto che il GNL lì prodotto può essere inviato ad ogni terminale di rigassificazione nel mondo senza differenze di costo rilevanti.
I costi di trasporto per il GNL dipendono molto dalla distanza tra l’impianto di liquefazione e la destinazione finale, diversamente dal caso del trasporto del petrolio o del carbone; il posizionamento dei paesi di produzione rispetto ai mercati finali è quindi cruciale. Il Medio Oriente oltre a beneficiare di un’ampia disponibilità di riserve appare particolarmente favorito sotto questo aspetto.
Esistono già impianti totalmente o prevalentemente merchant (che cioè vendono i loro servizi agli importatori, ma che non processano gas per conto proprio) 30
Quando si parla della definizione di mercato spot, bisogna stare attenti a non fare una certa confusione semantica. E’ necessario far luce di quale definizione di mercato si pensa:
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• in senso stretto tale mercato dovrebbe riguardare gli scambi della produzione realizzata in eccesso ai contratti di lungo termine;
• in senso lato, più fonti sembrano riferirsi a scambi spot anche semplicemente per contratti più flessibili di quelli tradizionali a lungo termine, quali l’accordo tra produttore e cliente per dirottare un carico ad un altro cliente e spartirsi gli utili, i contratti senza clausola di destinazione, gli swap(scambi) tra fornitura via gasdotto e fornitura GNL, eccetera.
In questa più larga accezione, l’IEA si aspetta che, nei prossimi anni, il GNL spot raggiunga il 20% degli scambi.
Il mercato spot è dominato da tre principali acquirenti: USA, Spagna e Corea del Sud. Sono ancora pochi, ma già esistono, impianti costruiti senza il supporto di contratti a lungo termine. E’ però possibile che qualora il mercato dovesse evolvere verso una maggiore liquidità, i contratti di lungo diventino essi stessi più flessibili, tramite ad esempio indicizzazioni di prezzo, il cui riferimento non sia più il petrolio ma qualche altro indicatore di prezzo. In Spagna sono già presenti contratti indicizzati ad indicatori del mercato elettrico.
Secondo l’IEA, l’ingresso sul mercato del GNL del Regno Unito nel luglio 2005 tramite l’apertura dell’impianto di Isle of Grain permette di individuare un chiaro esempio di arbitraggio tra mercato americano e mercato europeo. Le consegne di gas al terminale britannico seguono in maniera precisa l’andamento del differenziale tra il prezzo spot americano sull’Henry Hub (quotazione del gas) e il prezzo NBP inglese, con consegne decisamente più consistenti quando il prezzo britannico superava il prezzo americano. Un fenomeno analogo è registrabile nel caso della Spagna, dove però il prezzo Henry Hub va raffrontato non tanto con il prezzo (regolato) del gas spagnolo ma con gli indici di borsa elettrica.
30. Per la liquefazione, impianti di questo tipo sono presenti in Egitto (ELNG a Idku e SEGAS a Damietta); quanto alle navi, 17 navi non hanno al momento alcuna destinazione predeterminata (erano però 25 nel 2005) mentre di quelle in costruzione 8 non hanno destinazione e 5 sono a disposizione di più di un esportatore. Quanto alla rigassificazione, 4 impianti merchant sono stati proposti negli USA da Cheniere Energy.
La situazione attuale è quella di un mercato del GNL “in mezzo al guado”. Ad oggi, comunque, sembra prevalere il modello dell’integrazione di parte o di tutta la filiera. A volte, questa tendenza all’integrazione viene spinta fino all’utente finale (alcuni rigassificatori sono proprietà di aziende/holding che si occupano anche di distribuzione di gas alle utenze finali) o alla produzione di elettricità, con aziende di generazione elettrica che vanno a cercarsi il gas per le loro centrali (piuttosto che operatori del gas che investono in generazione - anche se operatori dei due settori possono associarsi per la realizzazione di un determinato progetto).
In ogni caso, il fatto che il modello di integrazione verticale dall’upstream sia e sarà quello prevalente per ancora qualche anno, porta come naturale conseguenza il fatto che il mercato del GNL resti un mercato del venditore (cioè di chi detiene gli impianti di liquefazione). Infatti, anche confrontando le più ottimistiche stime della capacità di liquefazione mondiale ad oggi con analoghe stime per la capacità di rigassificazione, risulta che la prima sarà circa il 90% della seconda.
Attualmente non si possono fare previsioni. Tuttavia è certo che il mercato è in una fase di transizione. Da una struttura regionalizzata attorno a tre grandi aree separate tra di loro da fattori tecnici ed economici ad una più integrata in cui gli scambi tra tali aree aumenteranno per effetto:
della crescente capacità globale del Medio Oriente (in particolare del Qatar);
delle dinamiche di crescita della domanda di gas;
della relativa flessibilità potenziale del GNL rispetto al gasdotto;
dell’interesse dei produttori upstream e petroliferi ad investire nella filiera del GNL;
dalle opportunità di diversificazione per gli importatori preoccupati per la sicurezza e il costo dei propri approvvigionamenti.
Per finire, il mercato del GNL esiste ed il dibattito attuale è quello relativo alla probabilità di costituire un “Hub” europeo del gas. L’Italia gode della favorevole posizione geografica, circondata dal mare e ad una distanza favorevole per le navi metaniere, in rapporto ai costi per il trasporto via mare del gas. Il nostro paese potrebbe candidarsi seriamente quale “Ponte verso l’Europa” e trasformarsi in un polo di smistamento e vendita del GNL non solo in Europa ma anche all’estero. Per fare tutto ciò, sarà necessario che il nostro paese aumenti la sua capacità di rigassificazione traducendo in opere i molti progetti di impianti presentati e cioè sveltendo in misura importante le procedure per le relative autorizzazioni.