Questo articolo è tratto da WE-World Energy n. 47 – Che mondo sarà?

Ad oggi restano poco chiare le conseguenze dirette della crisi da Covid-19 sui mercati mondiali del gas, a parte il fatto che sono probabilmente meno gravi di quelle che riguardano il petrolio o il carbone. Secondo le stime dell’Agenzia internazionale dell’energia, nel 2020 la domanda mondiale di gas potrebbe diminuire del 4 percento (laddove diminuirebbe del 9 percento per il petrolio e dell’8 percento per il carbone) per poi registrare un aumento annuo dell’1,5 percento fino al 2025. Prima della crisi, l’eccedenza dell’approvvigionamento mondiale di gas ha determinato la convergenza dei prezzi regionali e internazionali ai minimi storici. La crisi ha comportato una riduzione della domanda, costringendo i prezzi a scendere ancora e stimolando così forti incentivi per il passaggio a breve termine, ove possibile, da carbone e petrolio al gas. Tuttavia, nei settori energetici di molti paesi questo fenomeno sarà mitigato dal passaggio da gas a fonti rinnovabili. Il miglioramento della qualità dell’aria sarà un incentivo potente anche per il passaggio al gas nei settori non energetici (in particolare in quelli industriali), per i quali bisogna però tenere conto del fatto che l’uso delle energie rinnovabili può essere più complicato. Ma le recessioni nazionali e mondiali ampiamente previste potrebbero ritardare un forte rimbalzo della domanda di gas. Anche le conseguenze della transizione energetica sul gas saranno probabilmente meno gravi, vista la sua minore quantità di emissioni di anidride carbonica rispetto ad altri combustibili fossili. Ma il ricorso a combustibili meno inquinanti è un’opzione a più lungo termine solo in alcuni paesi (principalmente in Asia) e dipenderà da quanto le importazioni molto più consistenti di gas e LNG siano considerate accettabili relativamente alla sicurezza energetica e da quanto i prezzi del gas rimarranno accessibili nei paesi in rapida industrializzazione. Inoltre, fino a quando le emissioni di metano provenienti dai gasdotti e dalle catene del valore del LNG non saranno misurate con maggiore precisione e certificate in maniera indipendente, non sarà possibile conoscere con certezza l’impatto ambientale del gas naturale. Le prospettive del gas dipenderanno notevolmente dal modo in cui i singoli paesi e le regioni saranno influenzati sia dalla crisi sanitaria che dalla transizione energetica e da come essi sceglieranno di adattarvisi. Ciò dipenderà a sua volta da una combinazione di conseguenze economiche e politiche. Le conseguenze economiche saranno collegate principalmente al prezzo e alla disponibilità di gas e LNG importati, mentre quelle politiche alla priorità che i governi attribuiscono alle questioni ambientali: raggiungimento di obiettivi per ridurre a zero le emissioni nette di carbonio, che sono più rigidi di quelli fissati dalla COP21 (la Conferenza dell’ONU sul clima tenutasi nel 2015), nonché di obiettivi volti a migliorare la qualità dell’aria nell’ambiente urbano. Questo articolo prende in considerazione le conseguenze della crisi sulla domanda di gas e il commercio e gli investimenti internazionali, in particolare nei progetti LNG, nonché le conseguenze di una transizione a più lungo termine sui principali mercati del gas nazionali e regionali.

Dall’inizio della pandemia di Covid19, il Parlamento europeo e molti governi degli stati membri hanno espresso un costante impegno nei confronti del Green Deal, che impone emissioni nette pari a zero entro il 2050, aumenta gli obiettivi di riduzione delle emissioni per il 2030 e l’uso di fondi per la ripresa economica per raggiungere questi obiettivi. Ma le politiche del Green Deal potrebbero subire dei ritardi e i programmi di recupero sembrano ora concentrarsi maggiormente sui settori dell’energia e dei trasporti (accelerazione delle energie rinnovabili e supporto per i veicoli elettrici e per le relative infrastrutture), che avrebbero un impatto più immediato sulla domanda di carbone e di petrolio. La ristrutturazione degli edifici per l’efficienza energetica e l’energia a basse emissioni di carbonio avrebbe un impatto maggiore sulla domanda di gas, ma si tratterebbe probabilmente di un impatto a più lungo termine. Prima della crisi, molti governi europei consideravano il gas naturale come parte della transizione energetica, ma ritenevano che questo sarebbe stato progressivamente sostituito da “gas verdi” (biogas, biometano e idrogeno) grazie alla graduale evoluzione delle tecnologie e alla diminuzione dei loro costi. Gli investimenti in gas verde, in particolare nelle tecnologie legate all’idrogeno, fanno parte probabilmente delle misure previste per la ripresa, ma non avranno alcun impatto significativo sui bilanci energetici prima del 2030 (impatto che potrebbe essere ancora modesto perfino entro il 2040). L ’aumento dei prezzi o delle tasse relativi al carbonio, ai quali i consumatori potrebbero non opporsi (o che potrebbero notare di meno) visti gli attuali livelli dei prezzi dei combustibili fossili, avrà probabilmente un impatto più immediato e diventerà popolare tra i governi che necessitano di entrate supplementari. L ’introduzione di tasse di frontiera nazionali, e eventualmente dell’UE, sul contenuto di GHG (carbonio e metano) complicherebbe in maniera significativa le importazioni di gas con elevate emissioni di metano nella catena del valore (o che non sono in grado di fornire una certificazione indipendente delle proprie emissioni). La produzione indigena di gas (ad esclusione della Norvegia) ha registrato un calo a lungo termine e l’Europa dipenderà sempre di più dalle importazioni. Alcuni paesi hanno utilizzato l’LNG a basso costo per accelerare la riduzione della dipendenza dalle importazioni di gas russo, per motivi politici e di sicurezza, ma la maggior parte di essi sta basando le scelte di approvvigionamento su una logica commerciale. I livelli dei prezzi nel 2020 hanno messo ancora più in difficoltà i produttori europei di gas che erano già sotto pressione per via della flessione dei prezzi del 2018, e ciò accelererà il calo della produzione di gas nel Regno Unito. Inoltre, si registrerà un calo della produzione e delle esportazioni di gas norvegesi, in parte a causa dei tagli alla produzione di petrolio (stabiliti dall’accordo OPEC+), e la diminuzione dei prezzi ritarderà anche i nuovi sviluppi. Nel Mediterraneo, gli sviluppi nel settore del gas, che risultavano marginali anche ai livelli dei prezzi precedenti al 2019, progrediranno solo se saranno destinati ai paesi della regione (anziché all’Unione europea o ai mercati mondiali dell’LNG). Al di fuori dell’Europa e di alcuni altri paesi dell’OCSE (in particolare in alcune aree del Nord America e forse del Giappone), l’attenzione posta sulla transizione energetica e sulle emissioni di GHG sarà significativamente meno urgente per via della riduzione delle emissioni dovuta alla crisi. Le reazioni immediate si baseranno maggiormente sui prezzi internazionali del gas che nel 2020 hanno raggiunto il minimo storico, tendenza che sembra destinata a continuare almeno nel 2021. Non ci saranno cambiamenti nella politica di predominio energetico e autosufficienza degli Stati Uniti. Tuttavia, se alla fine dell’anno dovesse essere eletta un’amministrazione democratica, la politica federale sulle emissioni di gas a effetto serra potrebbe cambiare. In ogni caso, le iniziative statali e cittadine volte a ridurre l’emissione di gas a effetto serra continueranno ad essere perseguite. Nel frattempo, il passaggio dal carbone al gas, in particolare nel settore dell’energia, sta sostenendo la domanda di gas ma, come altrove, ciò sarà limitato dalla crescita delle energie rinnovabili. Gli investimenti nella produzione di shale gas sono diminuiti in maniera significativa, ma aumenteranno rapidamente se vi sarà un aumento dei prezzi del gas e del petrolio. In Cina, le importazioni di gas a basso costo stanno contribuendo ad accelerare la liberalizzazione del mercato, aumentando la possibilità di accesso da parte di terzi a gasdotti e terminali LNG. Le tensioni con gli Stati Uniti hanno spinto a porre maggiore attenzione sulla produzione interna di gas e di carbone pulito, ma la crisi metterà in evidenza le preoccupazioni riguardanti la sicurezza dell’approvvigionamento in merito alla dipendenza dalle importazioni e alla sostenibilità di una produzione interna in un momento in cui i prezzi delle importazioni sono molto bassi. Per l’India, i prezzi bassi delle importazioni rappresentano un vantaggio particolare, in quanto la sicurezza energetica consiste essenzialmente nel ridurre al minimo i disavanzi di bilancio. In entrambi i paesi, ma soprattutto in Cina, le energie rinnovabili stanno facendo progressi significativi, ma continua anche lo sviluppo del carbone e gli ultimi due anni hanno registrato dati negativi per la decarbonizzazione. La produzione di gas del settore privato indiano, che ha registrato un declino a lungo termine dei prezzi, è destinata a ridursi, mentre la produzione da parte delle società statali diminuirà, ma non in modo così drastico. Anche la qualità dell’aria sarà un fattore molto importante per promuovere il gas, in particolare per l’India, in quanto il passaggio da carbone a gas è già a buon punto in Cina, e in entrambi i paesi la riduzione delle emissioni dei veicoli può essere un obiettivo altrettanto importante. In sintesi, il Covid-19 provocherà una significativa riduzione della domanda globale di gas nel 2020, ma nei prossimi anni è possibile un ritorno a un intervallo dell’1,5-2,0 percento. La principale regione da cui dipende la ripresa della domanda di gas è l’Asia, e non solo Cina e India, ma anche il sud-est asiatico, che saranno le località in cui il passaggio da carbone a gas avverrà maggiormente, e il Medio Oriente, dove si passerà al gas dai combustibili liquidi. Il principale effetto immediato è stato il passaggio da carbone a gas a causa dei prezzi bassi, ma questo passaggio era già in atto prima della crisi. Alcuni di questi passaggi possono essere temporanei, a seconda dei relativi prezzi del carbone e del gas, ma potrebbero essere permanenti nei paesi in cui le centrali a carbone sono molto vecchie.

Con il calo dei prezzi e della domanda di gas durante la crisi, tutte le aziende del settore avranno meno possibilità economiche di investire in nuovi sviluppi. Il calo dei prezzi del gas è iniziato molto prima della crisi da Covid-19 e del crollo dei prezzi del petrolio. Inoltre, anche se a metà del 2020 sembrava che la fase peggiore della crisi dei prezzi del petrolio fosse passata, i livelli di prezzo del settore del gas registrati nel 2020 per lo statunitense Henry Hub (HH), nel mercato spot del gas naturale europeo (TTF) e in quello asiatico (JKM) potrebbero protrarsi per diversi anni. Da questo quadro derivano due interessanti prospettive: in Europa, i principali fornitori (Russia, Norvegia, Qatar e Algeria) potrebbero prendere in considerazione un accordo informale per controllare i volumi, soprattutto se i prezzi del gas in Europa diventassero negativi in seguito al completamento dello stoccaggio; e in Asia, una costante eccedenza mondiale di LNG e i prezzi spot molto bassi potrebbero accelerare l’allontanamento dai prezzi contrattuali a lungo termine legati al petrolio. Il calo dei prezzi unito alla riduzione delle aspettative della domanda comportano, eccezione fatta per il Qatar, una diminuzione degli investimenti nella produzione di gas e in nuovi progetti, diminuzione che potrebbe essere anche sostanziale dato che i progetti vengono rimandati. I progetti di LNG attualmente in corso potrebbero essere ritardati per motivi sia logistici sia finanziari. Le decisioni di investimento finale (FID) per i nuovi progetti saranno bloccate fino a quando la domanda e le prospettive dei prezzi non forniranno maggiore chiarezza. Molto probabilmente ciò influirà sui numerosi progetti di esportazione di LNG degli Stati Uniti (e su alcuni progetti canadesi), che devono ancora raggiungere l’FID, e per i quali potrebbe essere necessario un cambiamento dei modelli di business per attirare acquirenti e garantire i finanziamenti. In Australia, la crisi ha causato il rinvio di investimenti di 80 miliardi di dollari in progetti riguardanti gas e LNG, sebbene, in presenza una coproduzione di petrolio o in previsione della vendita di LNG a prezzi legati al petrolio, alcune di queste decisioni potrebbero essere più strettamente collegate ai livelli dei prezzi del petrolio. Alcuni progetti australiani esistenti necessitano di quantità aggiuntive di gas per mantenere gli attuali livelli di esportazione e, di conseguenza, le esportazioni potrebbero subire una modesta flessione negli anni successivi al 2020. Il governo ha dichiarato che non sosterrà le politiche climatiche che danneggiano l’economia o mettono a rischio posti di lavoro e, di conseguenza, ha manifestato il suo sostegno nei confronti dell’espansione del mercato interno del gas. Nei paesi del Golfo, la decarbonizzazione non ha costituito un motore politico significativo. Sebbene lo sviluppo delle energie rinnovabili stia aumentando (anche se a un ritmo lento in tutti i paesi ad eccezione degli Emirati Arabi Uniti), probabilmente le sue conseguenze principali si vedranno dopo il 2030. La crisi sembra avere avuto un impatto limitato sui piani del Qatar che prevedevano un’enorme espansione della capacità di esportazione di LNG, anche se per motivi logistici questi piano potrebbero subire dei ritardi. Se si registrano prezzi bassi per un periodo prolungato, potrebbero sorgere incentivi per favorire le esportazioni regionali, ma ciò richiederebbe un miglioramento delle relazioni politiche regionali, in particolare una risoluzione della frattura tra il Qatar e i vicini stati membri del Consiglio di cooperazione del Golfo. Altri paesi del Golfo ridurranno gli investimenti nel settore del gas, con la possibile eccezione di quelli che stanno costruendo terminali di ricezione del LNG per sfruttare il vantaggio dei prezzi bassi. In Russia, il governo può utilizzare il sostegno agli investimenti nei settori di petrolio e gas come motore della generale ripresa economica, e la svalutazione del rublo attenuerà parte delle conseguenze finanziarie. I progetti per la costruzione di gasdotti saranno completati, ma la crisi potrebbe ritardare la realizzazione dei nuovi gasdotti russi verso la Cina, mentre le sanzioni statunitensi stanno avendo conseguenze simili sul gasdotto Nord Stream 2 verso l’Europa. I prezzi europei, estremamente bassi nel 2020, hanno fatto sì che le vendite al mercato interno russo diventassero più redditizie delle esportazioni. Ma i prezzi interni sono stati congelati per sostenere l’industria e prevenire le proteste, e gli obblighi di pagamento sono stati allentati per i consumatori (metodo questo volto ad assorbire la produzione interna in eccesso). Sebbene il governo russo dovrebbe presentare una strategia nazionale ufficiale per lo sviluppo a basse emissioni di carbonio da qui al 2050, il progetto attuale suggerisce che la strategia avrà un impatto minimo e che le crisi economica e sanitaria indeboliranno probabilmente qualsiasi iniziativa. In Russia, India e Qatar, i principali produttori nazionali di petrolio e gas manterranno, o addirittura aumenteranno, la loro importanza man mano che gli investitori del settore privato e quelli stranieri si ritirano, lasciando le società nazionali come i principali investitori del progetto nel settore del gas che utilizzano i fondi di riserva e di stabilizzazione dei governi. Possiamo aspettarci che questi governi proteggano le loro società nazionali e le utilizzino per promuovere la ripresa economica. In Cina, si prevede che le nuove aziende nazionali private e internazionali possano entrare nel settore del gas e che possano scegliere di farlo per via del continuo aumento della domanda. Per quanto riguarda le strategie a più lungo termine, la percentuale di gas nei portafogli di riserva di molte compagnie petrolifere nazionali e internazionali (IOC) è aumentata negli ultimi dieci anni ed entrambi i gruppi di compagnie potrebbero vedere gli investimenti futuri nel settore del gas come meno rischiosi del petrolio (dato il futuro potenzialmente meno certo della domanda di petrolio nell’ambito della transizione energetica). Si può parlare in questo caso di diversificazione, almeno fino a quando gli investimenti su larga scala nei settori dell’energia non fossile diventano attraenti. Gli operatori del portafoglio con bilanci di grandi dimensioni saranno in grado di sviluppare nuovi progetti di LNG senza fare affidamento su finanziamenti esterni. Ma l’attuale eccedenza globale e un periodo potenzialmente prolungato del calo dei prezzi del gas possono cambiare l’attrattiva di tali investimenti, in particolare per le IOC che registrano rendimenti decisamente inferiori a quelli previsti sui progetti di LNG di grandi dimensioni la cui attuazione è iniziata nel 2015. Eccezione fatta per gli investimenti delle imprese del settore energetico e dei governi, non è chiaro se le banche, i fondi speculativi e i fondi pensione saranno ancora interessati e se disporranno di liquidità sufficiente per investire nei progetti sul gas. I loro criteri decisionali relativamente al rischio e al rendimento potrebbero favorire l’espansione di progetti esistenti a scapito di quelli nuovi. Tuttavia, è possibile che la volatilità dei prezzi e la politicizzazione possano aumentare il profilo di rischio dei progetti a un punto tale che il settore non è più visto come un investimento futuro attraente. La strategia di acquisto e di vendita mondiale di LNG, che ha avuto molto successo in un mercato con significativi differenziali di prezzo regionali, presenta molti meno vantaggi commerciali in un mercato in cui i prezzi regionali sono uniformi e bassi. Fino a quando non si potrà prevedere un aumento significativo dei prezzi, e finché non riemergeranno differenziali regionali, la diffusione del LNG nel mondo comporterà guadagni di arbitraggio molto limitati. Ciò significa che le aziende dovranno “operare sul mercato in modo più intelligente”, utilizzando strumenti finanziari sofisticati che sono più comuni nei mercati petroliferi. Ma ciò significa anche che la globalizzazione del gas rallenterà e che il commercio internazionale, in particolare quello del LNG, non aumenterà nella misura prevista prima della crisi.

Prima della crisi da Covid-19, la maggior parte dei modelli mostrava che, seguendo gli obiettivi della COP21, la domanda globale di gas avrebbe continuato ad aumentare dopo il 2030 per poi subire un calo fino al 2050. Per i paesi che mirano a ridurre a zero le emissioni, il calo nell’uso del gas naturale, a meno che questo non venga decarbonizzato tramite la cattura e lo stoccaggio del carbonio (CCUS), dovrebbe iniziare negli anni successivi al 2020. In entrambi i casi, il gas naturale può essere considerato un carburante di transizione, ma gli obiettivi di riduzione delle emissioni impongono che la transizione inizi presto e abbia una durata molto più breve. Quello che bisogna chiedersi ora è se la crisi da Covid-19 ha cambiato le prospettive a lungo termine. Come abbiamo già indicato, le risposte differiranno in modo significativo tra paesi e regioni e dipenderanno non solo dal gas ma anche dallo sviluppo di alternative e tecnologie a zero emissioni di carbonio. Ma la crisi da Covid-19 cambierà in modo significativo le prospettive sul gas per gli anni successivi al 2030 solo se le misure per la ripresa del governo verranno concentrate sullo sviluppo di idrogeno o sull’elettrificazione a scapito del gas, in misura maggiore di quanto fosse già previsto. Nei paesi che hanno già un mercato del gas, la maggior parte delle analisi mostrano che un mix di elettrificazione e gas sarebbe un’opzione molto più economica rispetto alla sola elettrificazione e che permetterebbe di raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione. I costi più bassi risulterebbero probabilmente in un mantenimento dell’infrastruttura della rete del gas anche se questa deve essere convertita per trasportare idrogeno, che dovrà essere disponibile su larga scala per l’uso nei settori industriale e in alcuni paesi nei settori residenziale, commerciale ed elettrico. Per aumentare rapidamente, l’idrogeno dovrà essere derivato dal gas naturale riformato con CCUS, e bisogna prevedere che dopo il 2040 il gas naturale sarà sostituito da grandi volumi di idrogeno derivati dall’elettrolisi di fonti rinnovabili. Una domanda chiave è quando l’equilibrio mondiale tra domanda e offerta si stabilirà e creerà le premesse per il successivo ciclo dei prezzi. La maggior parte dei nuovi progetti internazionali di gas e LNG ha costi di consegna di almeno 6 dollari/MMbtu (e un margine certo di redditività che si attesta intorno agli 8 dollari/ MMbtu), il che significa che gli investimenti, in particolare quelli in nuovi progetti greenfield, rappresenteranno un problema significativo. Inoltre, le nuove grandi infrastrutture del gas naturale, che saranno utilizzabili per soli 20-30 anni prima di essere eliminate gradualmente, potrebbero non essere realizzabili se non sono pronte per l’idrogeno. Per quanto riguarda l’idrogeno, questo sarà inizialmente a base fossile più CCUS, ma per diventare una fonte di energia su larga scala, la maggior parte dell’idrogeno dovrà derivare da elettricità rinnovabile. Ciò è particolarmente importante per gli esportatori di gasdotti su larga scala verso i paesi europei che si prefiggono l’obiettivo di ridurre a zero le emissioni nette, in cui gli investimenti in nuove infrastrutture dovranno essere ammortizzati prima della loro graduale eliminazione o prevedere una conversione in gas decarbonizzato, transizione questa che deve iniziare entro il 2030. Gli esportatori di LNG avranno una maggiore flessibilità di mercato, ma quelli che pianificano nuovi progetti devono essere consapevoli del fatto che per realizzare una transizione energetica che soddisfi anche gli obiettivi della COP21, dovranno affrontare entro il 2040 domande simili dalla maggior parte dei loro clienti.

Tatiana Mitrova è Direttrice dell'Energy Center della Skolkovo Business School di Mosca. È senior research fellow presso l’Oxford Institute for Energy Studies (OIES) e consulente scientifico presso l’Energy Research Institute dell’Accademia russa delle scienze.

Jonathan Stern è Distinguished research fellow del Programma di ricerca sul gas dell’Oxford Institute for Energy Studies (OIES) dall’ottobre del 2016. Stern ha fondato il Programma nel 2003 e ne è stato Direttore fino all’ottobre 2011, quando ne è diventato Presidente e Senior Research Fellow.