I principali paesi importatori stanno diventando esportatori, mentre i paesi esportatori si stanno anche affermando come motori di crescita della domanda globale. Le nuove risorse, come il light tight oil, hanno un profondo impatto sul settore energetico.
di Fathi Birol (Fonte OIL)
Molti dei tradizionali capisaldi del settore energetico sono in fase di ridefinizione. I principali paesi importatori stanno diventando esportatori, mentre i paesi storicamente considerati esportatori di energia si stanno anche affermando come motori di crescita della domanda globale. La giusta combinazione di politiche e tecnologie sta dimostrando che è possibile indebolire i legami tra crescita economica, consumi energetici ed emissioni di CO2 legate all’energia.
L’aumento della produzione di gas e petrolio non convenzionali e il contributo delle energie rinnovabili stanno modificando la nostra percezione della distribuzione delle risorse energetiche mondiali. Il baricentro della domanda di energia si sta fortemente spostando verso le economie emergenti, in particolare Cina, India e Medio Oriente, che saranno responsabili dell’aumento di un terzo del consumo energetico globale nel periodo 2011-2035.
Nel New Policies Scenario, lo scenario centrale del WEO 2013 della IEA, la Cina dominerà la scena in territorio asiatico fino al 2020, quando l’India diventerà il principale motore della crescita. Anche il Sud-est asiatico emerge come un centro di domanda in espansione. La Cina è in procinto di diventare il principale paese importatore di petrolio, mentre l’India è destinata a divenire il maggiore paese importatore di carbone all’inizio del decennio 2020. Nel frattempo gli Stati Uniti saranno in grado di soddisfare autonomamente il proprio fabbisogno energetico entro il 2035. Nel complesso, questi cambiamenti determinano un riorientamento degli scambi energetici dal bacino atlantico alla regione Asia-Pacifico.
In questo contesto mutevole, alcuni dei principali indicatori dello stato di salute del sistema energetico globale rimangono come sempre preoccupanti. Nonostante alcuni segnali incoraggianti – in particolare sull’efficienza energetica – e l’introduzione di nuove politiche, le emissioni di CO2 legate all’energia continuano ad aumentare a un tasso che rischia di provocare un preoccupante innalzamento delle temperature del pianeta. I sussidi ai combustibili fossili per gli utenti finali – che nel 2012 sono costati circa 544 miliardi di dollari a livello globale – continuano a distorcere i mercati energetici, gravano sui bilanci dei governi e incoraggiano un utilizzo dispendioso dell’energia. Prezzi del petrolio elevati, differenze regionali persistenti nei prezzi di gas ed elettricità e aumento in molti paesi della spesa per le importazioni energetiche accrescono l’attenzione sul rapporto tra l’energia e l’intera economia. E circa 1,3 miliardi di persone, quasi la metà delle quali in Africa, non hanno ancora accesso all’elettricità, la forma più elementare di sicurezza energetica.
DUE CAPITOLI DELLA STORIA DELLA PRODUZIONE DI PETROLIO
Mentre le risorse di gas e petrolio non convenzionali continuano a ridisegnare la mappa dell’energia globale, l’attenzione si è spostata dal gas di sci-sto al light tight oil (LTO). Da una percentuale prossima allo zero nel 2005, la produzione di LTO negli Sta- ti Uniti ha raggiunto i 2,3 milioni di barili al giorno a metà 2013, pari a un quarto dell’intera produzione statunitense e al 3 percento circa della produzione mondiale di petrolio.
L’LTO è il petrolio greggio contenuto nelle formazioni geologiche a bassa permeabilità, in genere scisto o arenaria compatta. La produzione di LTO richiede la stessa fratturazione idraulica e, spesso, la stessa tecnologia di perforazione orizzontale utilizzate nella produzione del gas di scisto. In effetti, sono stati proprio i progressi registrati nelle tecniche di perforazione del gas di scisto a spianare la strada allo sfruttamento commerciale dell’LTO, in precedenza ritenuto troppo costo- so da produrre. Questa impennata nella produzione ha avuto un profondo impatto sui mercati globali del petrolio, riducendo drasticamente la necessità degli Stati Uniti di importare petrolio e abbassando la richiesta di petrolio prodotto dai paesi dell’OPEC. L’LTO continuerà a influenzare le dinamiche dei mercati globali di petrolio, sebbene l’impatto a lungo termine non vada sovra- stimato. Gli Stati Uniti possiedono vaste risorse di LTO che, secondo le previsioni, determineranno un ulteriore incremento della produzione nei prossimi anni: nello scenario centra- le dell’ultimo World Energy Outlook, la produzione statunitense di LTO raggiunge un plateau di circa 4,3 milioni di barili al giorno entro il 2025, per poi calare lievemente entro il 2035. Un ulteriore contributo, seppure minore, arriva dal Canada.
Nel resto del mondo, la maggior parte dei paesi fatica a replicare l’esperienza del Nord America: nel 2035 la produzione di LTO toccherà quota 450.000 barili al giorno in Russia, 220.000 barili al giorno in Argentina e 210.000 barili al giorno in Cina, ma altrove rimarrà nell’ordine delle decine di migliaia di barili al giorno. Gli ostacoli normativi e l’assenza, nella maggior parte dei casi, di un settore upstream fortemente innovativo e competitivo tendono a mantenere i costi troppo alti per attirare gli investitori. Complessivamente, la produzione raggiungerà un picco di 5,9 milioni di barili al giorno attorno al 2030, prima di scendere a 5,6 milioni di barili al giorno nel 2035.
Secondo le previsioni, nel prossimo decennio l’aumento della produzione di LTO influenzerà la domanda di petrolio prodotto in Medio Oriente, anche se la regione rimane l’unica grande fonte di petrolio a costi relativamente contenuti, grazie a una geologia favorevole e all’accesso a un’infrastruttura consolidata. Stando alle previsioni, da qui al 2020 la produzione totale di petrolio in Medio Oriente registrerà solo un lieve aumento; l’Iraq è il solo paese nella regione per il quale è previsto un incremento della produzione, che risulterà quasi raddoppiata. La domanda di petrolio del Medio Oriente registrerà una ripresa dopo il 2020, quando il calo nella produzione di greggio convenzionale nella maggior parte degli altri paesi supererà di gran lunga la produzione combinata di LTO, petrolio estratto dalle sabbie bituminose canadesi, giacimenti in acque profonde del Brasi- le e gas naturali liquefatti in tutto il mondo. Complessivamente, le proiezioni sulla produzione petrolifera in Medio Oriente indicano un incremento di oltre 6 milioni di barili al giorno tra il 2020 e il 2035, pari all’intera crescita complessiva di petrolio; la produzione nelle altre regioni calerà di 1 milione di barili al giorno. La produzione petrolifera mondiale salirà dagli 87 milioni di barili al giorno nel 2012 ai 98 milioni di barili al giorno nel 2035, oltre due terzi dei quali verranno forniti dai paesi dell’OPEC, la cui quota nella produzione globale passerà dal 43 al 46 percento.
Queste proiezioni sottolineano l’importanza di continuare a investire nel settore upstream del petrolio, in particolare in Medio Oriente, per garantire la sicurezza a lungo termine dell’approvvigionamento di petrolio.
Il paese che detiene le più vaste risorse nella regione, ovvero l’Arabia Saudita, potrebbe, in via di principio, aumentare la produzione di greggio più rapidamente del previsto: il paese dispone senza dubbio delle risorse e dei mezzi tecnici e finanziari per farlo. Tuttavia, le politiche di gestione del mercato a breve termine, le politiche di sfruttamento a lungo termine e il cosiddetto “nazionalismo delle risorse” di alcuni paesi continueranno a ostacolare gli investi- menti anche in futuro, come hanno fatto negli ultimi decenni. Il rischio, come sempre, è che gli investimenti nella regione siano inferiori a quanto richiesto per soddisfare la do- manda, il che potrebbe determinare un’impennata dei prezzi. Sul fronte della domanda, i paesi consumatori saranno chiamati a incrementare i propri sforzi per promuovere un uso più efficiente del petrolio e favorire il passaggio a fonti di energia più sostenibili, soprattutto nel settore dei trasporti. I veicoli alimentati a energia elettrica e gas naturale potrebbero contribuire a ridurre i consumi di petrolio, nonostante la loro diffusione su vasta scala dipenda dalla disponibilità di un’infrastruttura di supporto e, in alcuni casi, di un’ulteriore riduzione dei costi.
MERCATI DEL GAS PIù INTERCONNESSI MA RESTANO LE DIFFERENZE DI PREZZO
Indipendentemente dalle politiche che verranno adottate nei prossimi 25 anni, il gas naturale acquisirà maggiore importanza a livello globale grazie all’ampia disponibilità, ai costi di approvvigionamento competitivi e ai vantaggi ambientali rispetto ai combustibili fossili. Le risorse totali di gas tecnicamente recuperabili ammontano a 810 tcm, che equivalgono a oltre 230 anni di produzione ai tassi attuali, e le dimensioni delle fonti di gas non convenzionale sono state riviste al rialzo, negli ultimi anni, grazie alle continue formazioni di scisto in tutto il mondo.
Negli ultimi anni, i mercati regionali del gas hanno subito profondi cambiamenti: il boom del- la produzione di gas di scisto ha determinato un calo dei prezzi in Nord America, mentre i prezzi del petrolio sostenuti hanno prodotto un aumento dei prezzi in Europa ed Estremo Oriente, dove i meccanismi di indicizzazione al prezzo del petrolio continuano ad avere un enorme peso. A metà 2012, il prezzo del gas importato in Europa ha raggiunto un livello di oltre cinque volte superiore a quello degli Stati Uniti, mentre i prezzi giapponesi erano addirittura otto volte superiori. Da allora i prezzi statunitensi sono risaliti, ma rimangono ancora significativamente più bassi rispetto a quelli di Europa e Giappone.
Poiché il gas è spesso un’importante fonte per la generazione di energia, queste differenze di prezzo stanno alimentando disparità significative nei prezzi dell’elettricità nelle varie regioni e stanno condizionando enormemente la competitività dei settori a maggior consumo energetico e delle economie in generale. Non sorprende quindi che i costi dell’energia siano diventati un tema caldo della politica – specialmente in Europa e Giappone. Questa divergenza senza precedenti nei prezzi del gas tra i principali mercati regionali è solo un fenomeno temporaneo o persisterà anche nel lungo periodo? Con l’espansione delle interconnessioni fisiche tra le regioni e la convergenza dei meccanismi di calcolo del prezzo del gas, un certo grado di convergenza dei prezzi sembra possibile.
Ad oggi, gli Stati Uniti non dispongono delle infrastrutture necessarie a esportare il gas in paesi al di fuori del Nord America, ma questa situazione cambierà prima della fine del decennio, quando verranno portati a compi- mento nuovi terminali per il gas naturale liquefatto (GNL) – attualmente in fase di costruzione – che consentiranno l’esportazione del gas in eccesso. Anche le nuove pipeline tra Europa, Medio Oriente e Asia Centrale e Orientale faciliteranno l’arbitraggio tra i mercati regionali. Inoltre, con il passare del tempo, si avrà una maggiore dipendenza, al di fuori del Nord America, da meccanismi di definizione dei prezzi che riflettono l’equilibrio offerta-domanda per il gas, piuttosto che il prezzo del petrolio.
In Europa, si ha una chiara tendenza verso una più diffusa adozione dei prezzi basati sull’hub, un maggiore ricorso al mercato spot e una mino- re durata dei contratti a lungo termine. Anche nella regione Asia-Pacifico, le alternative all’indicizzazione del petrolio e accordi commerciali più flessibili guadagneranno terreno e il ripensamento sulla politica nucleare del Giappone potrebbe avere un impatto significativo sul consumo e sui prezzi del gas nell’area. Il gas non convenzionale, destinato ad avere un ruolo sempre più importante nei mercati del gas naturale, rappresenterà circa il 50 percento dell’aumento della produzione di gas globale al 2035, a cui contribuiranno in qualità di produttori Cina, Australia e Argentina.
Tuttavia, in questi paesi rimangono delle incertezze circa la qualità delle risorse, i costi di produzione e, in alcuni casi, l’appoggio da parte dell’opinione pubblica al loro sviluppo. Malgrado queste nuove fonti di gas contribuiscano a diversificare ulteriormente l’approvvigionamento globale e nonostante i nuovi collegamenti tra i mercati regionali del gas che emergeranno nei prossimi anni, il differenziale di prezzo del gas, sebbene in calo, rimarrà ancora alto fino al 2035, in parte a causa degli elevati costi di trasporto sulle lunghe distanze tra le regioni esportatrici e quelle importatrici. Ciò che emerge da questo quadro è che i differenziali di prezzo strutturali dell’energia avranno conseguenze di ampia portata sulla competitività industriale regionale, con importanti effetti a catena sul resto dell’economia, in termini di sposta- mento degli investimenti, commercio dei beni e prospettive reddituali. La consapevolezza di queste dinamiche mutevoli è fondamentale per i decision maker che tentano di conciliare obiettivi economici, energetici e ambientali. Chi è in grado di anticipare correttamente gli sviluppi energetici mondiali può trarne vantaggio, mentre coloro che non sono in grado di farlo rischiano di assumere decisioni sbagliate sia in materia di politiche che di investimenti.
Chi è Fatih Birol
Chief Economist presso l’Agenzia Internazionale per l’Energia a Parigi, è responsabile della pubblicazione di punta della IEA, il World Energy Outlook. è inoltre il fondatore e il presidente
(sa)
