EurogasI trade off del trilemma energetico

Per evitare una crisi dell’economia europea serviva un primo check sulla sicurezza di approvvigionamento e sulla competitività dei suoi costi. Ora è cominciato un percorso di maggiore pragmatismo del nostro continente

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Questo articolo è stato originariamente pubblicato sul numero 57 di We – World Energy, il magazine di Eni

Era facile immaginare che che i due cigni neri del triennio 2020/2022 – la pandemia Covid e l’invasione russa dell’Ucraina – si sarebbero abbattuti anche sul mercato dell’energia, primo sensibilissimo termometro dell’andamento dell’economia mondiale e delle turbolenze geopolitiche. Se la lettura del primo fenomeno è abbastanza intuitiva – il rallentamento dell’economia genera rallentamento della domanda energetica, il rimbalzo post Covid funziona al contrario – più articolata e multifattoriale è invece l’analisi degli impatti politici. Per almeno due ordini di motivi.

Da un lato, che questo accada per effetto di sanzioni o per scelta dei governi detentori delle risorse, siamo oramai abituati alla circostanza che l’energia è diventata organicamente un’arma parallela di ogni conflitto (“weaponization of energy”); dall’altro, perché pandemia e guerra sono accadute in un tempo segnato dalla discussione globale su clima e transizione energetica, di cui lo switch progressivo fra fonti fossili e fonti rinnovabili rappresenta uno dei temi principali. E questo chiama in causa una serie di nuovi argomenti: la fuoriuscita del carbone, il ruolo transizionale del gas, le nuove dipendenze geologiche dai minerali critici necessari alla infrastruttura del nuovo modello energetico.

Il terremoto economico e politico ha così riportato al centro della scena dei decisori occidentali i trade-off del “trilemma energetico”, come gestire cioè, minimizzando costi e contraccolpi, le diverse esigenze della transizione, della sicurezza di approvvigionamento, della competitività del proprio sistema economico. Un trilemma costato, alla sola Europa, svariate centinaia di miliardi di euro in pochi anni, fra Green Deal e provvedimenti tampone per attutire l’impatto del caro energia per imprese e famiglie.

Come è cambiato il mercato del gas europeo
Come è cambiato dunque, due anni dopo, il mercato del gas europeo e il suo posizionamento nelle rotte della commodity? Diciamo innanzitutto che, in termini di domanda complessiva, il mercato Ue è passato, fra 2021 e 2022, da 380 a 370 bcm totali, una riduzione abbastanza limitata se si considerano due stagioni con una climatica favorevole e l’approvazione di norme assai stringenti in materia di risparmio decise da Commissione e Stati membri. Si tratta della conferma di un argomento noto: i policy makers possono pure adottare decisioni robuste sulla natura del supply e sulla sua sostituzione “rinnovabile” ma la domanda ha una sua propria inelasticità fintanto che il nuovo modello energetico non sarà stabilmente realizzato. È inoltre doveroso ricordare che l’importazione di gas dalla Russia non è mai stata ricompresa negli 11 pacchetti di sanzioni finora approvati (si ricordano soltanto tre mesi di intenso dibattito sui contratti intestati in euro o in rubli), e che dunque la sostituzione delle forniture di Mosca avviene per una scelta politica di fuoriuscita da una “dipendenza” (che pesava circa il 40 percento del supply totale EU) che in più garantiva alla Russia ingenti introiti per finanziare la campagna militare contro Kiev. Riguardo alle rotte europee si registrano invece le novità più interessanti.

Bloccato l’ingresso in esercizio del Nord Stream 2, sabotato il Nord Stream 1, chiuso il gasdotto che transitava in Bielorussia, paradosso dei paradossi, resta attualmente in funzione soltanto il gasdotto che attraversa proprio il campo di battaglia in Ucraina e che, infatti, fra 2021 e 2022 ha perfino aumentato di poco i volumi (da 16,1 bcm a 16,8 bcm), mentre il secondo gasdotto ucraino – Soyuz – ha chiuso nell’ottobre 2022.

La gran parte del gas siberiano, abituato a viaggiare verso Ovest, è dunque al momento tecnicamente inutilizzato. Non è difficile immaginare in futuro un “pivot to Asia” (leggasi Cina) di queste risorse, anche perché la sola Cina in circa 30 anni è passata e passerà da una domanda di 80 bcm di gas a circa un multiplo di 10, 800 bcm, per poter gradualmente ridurre il peso del carbone nel proprio mix domestico. Se però attualmente il principale gasdotto Power of Siberia, che lavora sulla rotta cinese, lavora a pieno regime con 38 bcm di gas trasportati annualmente, ampliarne la portata per migliaia di chilometri per riassorbire gli 80 bcm persi in un solo anno sul mercato europeo richiederà tempo e denaro e, in aggiunta, trasporterà le risorse verso un mercato affamato sì ma consapevole, commercialmente, che Mosca non ha alternative a quella destinazione. Il prezzo, dunque, ne risentirà.

Della drammatica riduzione di peso del supply russo (dal 36 percento nel 2021 al 16 percento nel 2022) ha tratto profitto innanzitutto la Norvegia, che è rapidamente balzata al primo posto fra i fornitori europei (dal 20 al 25 percento del totale) e che si candida a espandere ulteriormente il proprio ruolo. Oslo è un caso politico singolare da studiare: un mix energetico domestico molto green, una continua attività di round esplorativi upstream destinati alla produzione per esportazione, 6000 km di pipeline offshore, diciotto miliardi di nuovi investimenti appena annunciati e il fondo sovrano più ricco al mondo, oggi attestato a oltre due trilioni di dollari.

Il balzo del Gnl e il gas a stelle e strisce
La crisi dei tubi da Est ha ovviamente rilanciato il mercato dell’GNL, balzato in un anno dal 19 al 33 percento del totale del supply europeo e – all’interno di questo segmento – del ruolo americano. Il gas a stelle e strisce, che fino a pochi anni fa era quasi nullo sui nostri mercati e che l’ex segretario americano all’energia Rick Perry invitava gli amici europei ad acquistare, è oggi la prima fonte di supply liquida con oltre il 50 percento del totale. Sicuramente complice, oltre all’amicizia transatlantica, è stato il prezzo record del mercato europeo registrato nel biennio, che ha tolto all’Asia lo scettro di mercato “premium”

Ma questa contingenza offre anche un motivo di preoccupazione per il futuro prossimo: rientrato il prezzo del gas a livelli accettabili (non ancora quelli precrisi ma insomma…), saranno i supplier americani ancora disponibili a venire in Europa o torneranno verso rotte asiatiche antiche e più remunerative, e verso partner disponibili ad impegnarsi in contratti di lungo termine che la narrativa politica europea non considera compatibili con i tempi della nostra transizione accelerata? Nelle forniture europee di GNL, fa però ancora capolino il gas russo di Yamal, che arriva negli impianti di rigassificazione olandesi, belgi e spagnoli.

Uscire totalmente dalla dipendenza russa richiede ancora almeno un paio di anni, il tempo necessario per incrementare ulteriormente le produzioni norvegesi del Mare del Nord, per trovare accordi più realistici con i supplier americani, per sviluppare compiutamente il corridoio africano mediterraneo e sub-sahariano.

Alla fine, in sintesi fotografica, l’Europa si era abituata a vedere le rotte di fornitura del gas da Nord a Sud e soprattutto da Est a Ovest. Due anni dopo, l’Est-Ovest ha quasi smesso di funzionare, il Nord-Sud si è rafforzato ulteriormente, il Sud-Nord è stato finalmente riscoperto e valorizzato, l’Ovest-Est è entrato in scena. Per rendere possibile questo nuovo quadro di rotte e forniture liquide, l’Ue ha dato grande impulso alle proprie infrastrutture di rigassificazione, 30 circa fra quelle esistenti, quelle in potenziamento e quelle in nuova costruzione. La progressione dei numeri parla da sola: 157 bcm di capacità di rigassificazione a fine 2021, 175 a fine 2022, 207 a fine di questo anno, 228 a fine 2024, 270 bcm infine entro il 2030. Resta ancora da fare molto per sbottigliare alcune strettoie – la più nota, quella ai Pirenei fra Spagna e Francia – e per lavorare in reverse flow su altre tratte: l’Italia, ad esempio, potrà valorizzare la propria aspirazione a divenire hub meridionale rifornendo Paesi continentali come Austria, Slovacchia, Cechia etc. solo potenziando ulteriormente gli afflussi di gas da Africa e Mediterraneo per indirizzarli verso destinazioni precedentemente rifornite dai tubi di Mosca.

Per evitare che i trade-off del trilemma mettessero in ginocchio l’economia europea serviva un primo check di realtà sulla sicurezza di approvvigionamento e sulla competitività dei suoi costi. Anche se queste scelte non fanno notizia, un percorso di maggiore pragmatismo del nostro continente probabilmente è iniziato.

Lapo Pistelli dal 1 luglio 2020 è Director Public Affairs di Eni. Vice Ministro degli Esteri e della Cooperazione Internazionale dal 2013 al 2015, si è dimesso dalla posizione al Governo e in Parlamento, entrando in Eni nel luglio 2015.