L’illusione di rimpiazzare il metano con il gas di scisto

L’illusione di rimpiazzare il metano con il gas di scisto

Nel gennaio 2011 l’Eni ha concluso i negoziati con l’azienda cinese Petrochina per una serie di collaborazioni commerciali e alcune operazioni industriali. Tra le varie informazioni elencate nei comunicati stampa, «Eni metterà a disposizione del partner cinese le proprie competenze nel gas shale (“gas di scisto”, estratto cioè da rocce scistose, ndr) maturate in Nord America». Forse Eni è caduta nella trappola cinese, visto che ormai chi vuole produrre nel Paese deve mettere a disposizione le proprie competenze tecniche?

La posizione di Pechino è chiara. La Cina oggi deve importare solo minime quantità di gas, poiché consuma 80 miliardi di metri cubi di metano l’anno, e ne produce 76. Si prevede però che entro il 2030 il fabbisogno aumenterà a 200 miliardi. Una parte sarà coperta da nuovi collegamenti energetici, tra cui un gasdotto recentemente inaugurato, che collega il Turkmenistan alla parte occidentale della Cina, e da qui arriverà fino alle aree costiere industrializzate. Almeno 130 miliardi dovranno però arrivare da fonti interne, e lo sfruttamento di tutte le risorse diventa fondamentale: il gas di scisto aiuterà a risolvere questa impellenza.

Per Eni la situazione è diversa. Le «competenze nello shale gas» sono state sviluppate tramite l’acquisizione del maggio del 2009 dell’azienda indipendente americana Quicksilver Resources. In cambio di 280 milioni di dollari, Eni ha ricevuto una partecipazione del 27,5% in un lotto da 53 chilometri quadrati in Texas. Ancora, nel novembre 2010 l’azienda di San Donato ha annunciato poi di voler sviluppare progetti per lo shale in Polonia, attraverso il supporto tecnico di Quicksilver. Da questo punto di vista, Eni si sta prestando a fare da tramite commerciale per impiegare queste capacità operative anche in Cina. Questo non è necessariamente un male.

Molte major energetiche internazionali si stanno concentrando sempre più sul gas, da Exxon a Shell. Le riserve di petrolio delle compagnie vengono prodotte e sostituite da gas. Cercare poi di inserirsi in un mercato così promettente con conoscenze prese in prestito rispecchia la realtà di numerose multinazionali del petrolio, che stanno passando a una logica organizzativa distribuita. Anziché fare tutto in casa, comprano i pezzi di cui hanno bisogno, e montano operazioni rivestendo un ruolo meno prettamente tecnico, e più simile a quello di finanziatori e ruoli diplomatici. A questa logica non si associa l’americana Exxon, che però fa mercato a sé.

Lo shale gas è un’ottima risorsa su cui puntare, per motivi che vanno dalla sicurezza energetica nazionale, a quella del mercato energetico mondiale. Gli Stati Uniti hanno raggiunto nel 2009 l’indipendenza energetica per il gas; altri paesi stanno seguendo questo tracciato. Le riserve sono distribuite in maniera più “fortunata” rispetto a quelle di petrolio: a parte negli Usa, sono presenti anche in Australia, in Canada, in Svezia, in Europa Centrale, in India e ovviamente in Cina. Mettere questa ricchezza in produzione riuscirebbe a limitare il potere crescente di chi detiene le riserve di “gas tradizionale”: Russia, Iran, Qatar, Turkmenistan, Azerbaijan, bellissimi Paesi, ma certamente a livello politico meno gestibili della Svezia.

A livello di mercato, potremmo assistere nei prossimi mesi a un cambiamento epocale. Fino almeno al 2008, il maggior determinante del prezzo del gas era il petrolio: se saliva il barile, saliva la quotazione del metano. Con lo shale abbiamo assistito a un fenomeno di decoupling, e il gas non ha seguito la corsa al rialzo del greggio tra il 2010 e il 2011. L’aumento dei prezzi del gas rilevato negli ultimi mesi è stato dovuto principalmente all’inverno insolitamente freddo in Europa e nella costa Est degli Stati Uniti.

In futuro possiamo aspettarci che se un numero sufficiente di centrali elettriche, impianti di riscaldamento e auto verrà convertito all’uso di gas, il metano spinga verso il basso il prezzo del petrolio. È per questo che è necessario continuare a puntare sul gas scistoso: nonostante sia più caro del gas tradizionale, imporrebbe sul mercato degli idrocarburi un limite massimo di rialzo. Se il prezzo aumentasse oltre la soglia dettata dalla “giustificazione economica” dello sviluppo delle riserve di shale, il mercato verrebbe inondato di gas – e perderebbero tutti. Questo rappresenterebbe un limite anche ai possibili rialzi del petrolio, pena la sostituzione dei serbatoi di benzina con le bombole di metano.

Attualmente le riserve mondiali di gas sono pari a 1,2 triliardi di petrolio equivalente, sufficienti per coprire 60 anni del consumo attuale. Il problema principale è che gran parte delle riserve sono ancora rappresentate dal gas tradizionale. Lo shale gas ha un comportamento molto diverso di quello “normale”. Anziché provenire da “trappole sotterranee”, da cui esce con dovizia di pressione, si trova incastrato dentro scisti di roccia, che devono essere fratturate con ampio uso di percussioni. Un reservoir di shale si esaurisce molto più in fretta rispetto a uno tradizionale: anziché attraversare un lento declino dopo aver raggiunto la cima, la produzione diminuisce bruscamente. C’è quindi chi stima che il gas di scisto produca tutto e subito, e che possa esaurirsi nel giro di poco tempo. La situazione americana potrebbe perdurare al massimo dieci anni.

È necessario continuare a sviluppare il gas tradizionale perché è ciò di cui abbiamo bisogno quando lo shale si esaurirà; o anche, si può continuare a sviluppare il gas tradizionale, cercando nel frattempo di accompagnarlo alla produzione di shale. Alcuni media hanno proposto di abbandonare tout court i progetti infrastrutturali di interconnessione con la Russia (South Stream, North-Stream, Nabucco) o i rigassificatori costieri, visto che tanto ormai c’è shale dappertutto. Può essere un’idea interessante per fare subito profitti (gli investimenti costano), ma quando lo shale si esaurirà, non potremo affidarci a ciò che non abbiamo sviluppato.

 *Docente di economia e politica presso l’Università di Potsdam e Senior Fellow di bigs-potsdam.org

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