Evoluzione del mercato degli idrocarburi

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di Renato Urban
Evoluzione del mercato
degli idrocarburi
Riflessi del progresso tecnologico
e della geopolitica
IL PANORAMA CHE SI PRESENTA DAVANTI GLI ANALISTI
DEL MONDO DELL’ENERGIA È DUPLICE. DA UNA PARTE LE
RISORSE DI IDROCARBURI SONO IN CONTINUO DECLI-
Il ciclo dell’energia
NO, ANCHE SE CON UNA PROSPETTIVA DI LUNGO TERMINE, DALL’ALTRA LE NUOVE FORME DI ENERGIA PRE-
Fin dai primordi della vita umana l’energia è sempre stata caratterizzata da una centralità che ha segnato il destino dell’uomo ed il suo
sviluppo verso la civiltà moderna. Crescita, evoluzione, benessere
dell’umanità sono andate di pari passo con un utilizzo sempre più mirato delle forme di energia. Gli elementi che sono stati alla base di
questa crescita sono nell’ordine cronologico il legno, il carbone, il petrolio ed il gas naturale. Si tralascia in questa analisi il ruolo delle forme di energia minori e quello dell’energia nucleare, che da sola richiederebbe una analisi specifica. Si cercherà, nel prosieguo di questo
articolo, di vedere come si sia evoluto, con riferimento ai combustibili
fossili, il mondo dell’energia nel tempo e quale sia stata la razionalità
che ne ha guidato lo sviluppo. In Figura 1 è riportato il potere calorifico superiore di alcuni combustibili tipici, perché dall’esame dei loro
valori si possono dedurre alcune significative indicazioni. Come si può
dedurre dall’istogramma di Figura 1, il combustibile per eccellenza è
l’idrogeno, che con un potere calorifico di 33.944 kcal/kg si pone
nettamente al di sopra di tutti gli altri.
Per meglio capire l’evoluzione della domanda di energia mondiale si
può ricorrere al risultato di uno studio della Rockfeller University, dovuto a Jesse Ausubel, dal quale si rileva che il mondo dell’energia si è
sviluppato e continua a muoversi verso combustibili, caratterizzati da
un potere calorifico sempre maggiore. A parità di peso dei combustibili anche la ricerca, che non possiamo chiamare scientifica, dell’uomo primitivo era rivolta ad utilizzare, se vi era la disponibilità, prima
il carbone del legno. Per chiarire la dinamica della domanda delle
fonti di energia ci si può riferire ad uno studio di Marchetti e Nakicenovic che hanno analizzato a lungo questa tematica. In Figura 2 si
nota come il legno abbia coperto un ruolo essenziale nella fornitura di
energia, almeno fino alla metà del secolo scorso. Con il progresso
FIGURA 1 - Potere calorifico (kcal/kg)
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MONO ALLA PORTE. I CAMBIAMENTI IN QUESTO SETTORE SONO DI CARATTERE EPOCALE, NON SI POSSONO
PREVEDERE, MA QUANDO AVVENGONO IL PANORAMA
MONDIALE NE RISULTA PROFONDAMENTE MODIFICATO.
scientifico, che ha messo in primo piano la necessità di utilizzare combustibili meno ingombranti del legno ed a maggiore densità energetica, è decollato l’impiego del carbone che ha raggiunto il suo culmine
verso gli anni Trenta del secolo scorso. Anche il carbone ha dovuto
poi cedere il passo al petrolio che si è imposto in maniera dirompente
sui mercati dell’energia. Da quando il Col. Drake scoprì il primo pozzo a Titusville in Pensilvania, nel 1859, la domanda di petrolio è continuata a crescere in maniera prepotente. Dalla fine degli anni Ottanta
però un altro idrocarburo, il gas naturale, ne ha minato la supremazia. La domanda di gas naturale, come si evince dal grafico di Figura
2, continua a salire e si prevede che raggiungerà il suo culmine verso
la metà di questo secolo, quando comincerà il suo declino.
L’idrogeno, pur non essendo reperibile in natura e quindi da non considerare materia prima, potrà avere un ruolo importante come vettore
energetico, in particolare nel settore del trasporto in città. Infatti, ricavabile dall’acqua, l’idrogeno riproduce acqua e quindi si può considerare del tutto non inquinante (anche se il vapor d’acqua è considerato
tra i gas serra). È chiaro però che in un ciclo acqua - idrogeno - acqua è necessaria una somministrazione di energia (per cui Cesare
Marchetti pensa al solare, qualche altro al nucleare), che non può certamente essere fornita da combustibili fossili oggi disponibili su scala
industriale. Quali sono state le motivazioni che
hanno sconvolto il ciclo dell’energia e che hanno portato allo sviluppo di alcune fonti mettendo in ombra quello di altre? Anche questa domanda che sembra peregrina ha invece una
sua precisa risposta. La ricerca scientifica ed il
progresso tecnologico hanno contribuito in maniera determinante al cambiamento del mix dei
combustibili, per venire incontro alla crescente
domanda di energia che proveniva dal mercato. La chiave che si intravede in questa continua
evoluzione è costituita dal un altro fattore legato alla chimica dei combustibili: il rapporto tra
il contenuto di idrogeno dei combustibili e quelProf. ing. Renato Urban, CEO Urban Gas & Power,
Roma ([email protected]).
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FIGURA 2
FIGURA 3
lo del carbonio. In un altro magistrale saggio è riportato il risultato di
uno studio della Rockfeller University, dovuto sempre ad Ausubel, che
ha analizzato a lungo il fenomeno, da cui si può rilevare come il mondo dell’energia si sia sviluppato e continui a muoversi verso combustibili fossili, caratterizzati da un rapporto crescente tra idrogeno e carbonio. Dal grafico di Figura 2 si può constatare come il mondo sia
passato dall’età del legno a quella del metano con una progressione
costante, caratterizzata dalla ricerca del combustibile perfetto: l’idrogeno. Dal grafico di Figura 3 invece si nota come, nelle varie fasi
dell’evoluzione della domanda energetica, si sia passati progressivamente da un rapporto idrogeno carbonio di 0,1 nel legno ad un rapporto eguale ad 1 nel carbone, pari a 2 nel petrolio, per arrivare ad
un rapporto di 4 nel caso del metano (CH4). Secondo le valutazioni
dello studioso, il cambiamento epocale nel settore degli idrocarburi
dovrebbe avvenire attorno alla metà di questo secolo. Allora si passerà dall’economia del metano a quella dell’idrogeno, derivato anche
da fonti non fossili (H2O). Il passaggio non sarà indolore, in quanto
l’economia mondiale si dovrà stabilizzare in maniera molto diversa
da quella odierna, sotto gli effetti del cambio delle fonti di energia. Le
trasformazioni di questo genere non avvengono mai con un lasso di
tempo breve ma richiedono tempi lunghi e costi molto elevati. Basti
pensare alle implicazioni che porterà il cambiamento delle stazioni di
servizio, da benzina ad idrogeno. La logistica è oltremodo complicata
dalle pressioni coinvolte e la tempistica richiederà che, prima di cambiare, sia avvenuto il recupero degli ingenti capitali investiti nella ricerca e sviluppo degli idrocarburi.
tante, specie in questi ultimi anni. Oggi è possibile la loro ricerca in
acque profonde e la posa di condotte sottomarine a grandi profondità. La ricerca nel settore degli idrocarburi ha raggiunto posizioni di
eccellenza anche grazie allo sviluppo della sismica tridimensionale 3D
che ha permesso una migliore definizione dei giacimenti di petrolio e
di gas, con conseguente miglioramento dell’efficienza della produzione e con diminuzione dei costi di produzione. La tecnica 3D ha permesso infatti di diminuire sostanzialmente il numero di pozzi perforati
“sterili”, che non davano cioè seguito alla produzione di idrocarburi e
quindi, diminuendo le spese di Capex, di migliorare la redditività economica dei progetti. Grazie a questi potenti mezzi la ricerca di idrocarburi può essere effettuata anche in acque profonde, fino a 4-5 mila
metri di battente d’acqua. Se si tiene presente che le risorse di idrocarburi onshore sono state quasi del tutto esplorate, la domanda di energia mondiale da idrocarburi nel prossimo futuro dovrà essere cercata
in mare ed in zone sempre più profonde e costose. Da qui la necessità
di creare strumenti di ricerca e di sviluppo che siano in grado di reggere il confronto con la domanda del mercato.
Chi apre il rubinetto del gas nelle abitazioni spesso non si rende conto
di cosa c’è dietro a quello che sembra un semplice flusso di un elemento naturale. Ai fini di dare a tutti una visione delle difficoltà che si devono affrontare per produrre il metano che serve ai nostri fabbisogni
civili ed industriali, si riporta la Figura 4 da cui si può intravedere
l’enorme sforzo che si nasconde dietro alla produzione di una molecola di gas. Basta guardare queste piattaforme e pensare che operano fino a quattro mila metri di battente d’acqua per rendersi conto di quali
Il progresso scientifico e tecnologico
Come si pone il progresso scientifico e tecnologico nel rapporto tra
domanda ed offerta delle commodities degli idrocarburi? A questa
domanda si deve dare una risposta certamente comparata tra il mondo del supply e quello della domanda. Sono due categorie che viaggiano in maniera separata. Il supply di idrocarburi è soggetto a regole completamente diverse da quello del loro consumo. Questa parte
dell’analisi pertanto verrà divisa in due sottogruppi, quello della fornitura di energia e quello della domanda.
Il settore upstream
Analizziamo per primo il lato della fornitura di energia, limitandolo
ovviamente al mondo degli idrocarburi. La ricerca scientifica ed il progresso tecnologico in questo settore si sono sviluppati in maniera esal-
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FIGURA 4 - Diverse tipologie di piattaforme marine
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mezzi ci si debba dotare per risolvere il problema. La ricerca scientifica sta facendo fronte alla risoluzione di questi problemi, che implicano
un “brain trust” nel campo dell’ingegneria, della geologia, dei materiali, della oceanografia, della sismica e delle scienze matematiche.
La Figura 4 si riferisce solo ad una minima parte del lavoro che deve
essere fatto per produrre il petrolio ed il gas. Una volta sistemata la
piattaforma di produzione c’è da risolvere il problema della perforazione nella roccia madre per arrivare al cuore del giacimento. Nella
figura sono rappresentate quattro tipologie diverse di piattaforme marine, ognuna caratterizzata da una particolare specificità legata alla
natura del giacimento, alla profondità del battente d’acqua ed alle
condizioni del mare in cui si opera. Operare al di sopra del 50° parallelo, nelle gelide acque del mare di Bering oppure in quelle del mare Adriatico o in quelle offshore della Nigeria, comporta condizioni al
contorno molto differenti e quindi soluzioni appropriate al caso.
Nella grafica di Figura 5 viene data una visione di come sia complicata la ricerca scientifica nel settore degli idrocarburi, per le profondità
dei giacimenti, per la loro definizione geometrica, per le pressioni dei
liquidi e per le loro elevate temperature. Basti pensare che durante la
perforazione la temperatura che incontra la trivella aumenta di circa 3
FIGURA 5 - Le moderne tecniche di perforazione consentono
di raggiungere il giacimento da diverse direzioni
non provengono solo dai costi di perforazione,
ma sono anche legati alle caratteristiche del giacimento, quali volumi di greggio ritrovati e curva di
produzione nel tempo. Per perforazioni in acque
profonde si arriva anche a costi di 600 mila dollari USA per giorno con navi tipo Saipem 10000.
Il settore midstream
FIGURA 6 - Costi di produzione del petrolio
°C per ogni cento metri perforati. Ad una profondità di diecimila metri, che è un traguardo già raggiunto nella vecchia DDR, la temperatura era di circa 320 C°. Non ci addentriamo nell’approfondimento circa i materiali coinvolti nella realizzazione di queste opere, che da soli
meriterebbero una approfondita analisi e discussione. La tecnica di
perforazione ha raggiunto vette così elevate da permettere, tramite la
tecnologia 3D di arrivare in qualsiasi parte del giacimento. Da una
certa profondità in poi si può addirittura perforare il giacimento in
orizzontale, per avere un migliore flusso di gas o di petrolio verso il
terminale di stoccaggio. Nel ciclo degli idrocarburi il “production cost”
è fondamentale ai fini della decisione di mettere in produzione un giacimento. Nella Figura 6 si mette in evidenza il costo di produzione del
petrolio per alcuni paesi specifici. Questi valori non devono essere
presi in termini assoluti, in quanto per ogni giacimento ci sono particolari condizioni da considerare. I valori del grafico sono valori medi
utili ai fini di una comparazione di tipo generale. Si va da un costo di
produzione di circa 2 $USA/bbl dell’Iraq a quello di circa 12
$USA/bbl del Brasile (acque profonde). Va rilevato che la zona del
Golfo Arabico è quella con il minor costo di produzione in assoluto. Il
progresso tecnologico ci consente oggi di produrre petrolio anche a
sei mila metri di profondità, ma con costi molto elevati. I costi unitari
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Anche nella fase di raccordo, chiamata midstream, che permette di connettere, tramite opportune strutture, la produzione con il mercato finale sono stati fatti dei passi rilevanti, che hanno
permesso di posare i due gasdotti Blustream, che
collegano Russia e Turchia a circa 2.150 m di
profondità nel mar Nero. Questa tecnologia sta
anche alla base della realizzazione del gasdotto
Greenstream, che ha consentito il collegamento
dalla Libia alla Sicilia e che è entrato in funzione
ad ottobre del 2004. La ricerca scientifica e tecnologica è progredita specialmente nel settore della liquefazione del
metano, del suo trasporto liquido via mare, del trasporto ad alte
pressioni e nel settore della trasformazioni delle riserve remote di
gas in GTLs. La tecnologia di liquefazione ed il perfezionamento del-
FIGURA 7 - Il progetto Bluestream
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maggiore di energia si avrà nel prossimo futuro
un aumento della domanda, un aumento del
supply e contemporaneamente la ricerca di nuovi combustibili in grado di far fronte alla domanda futura del mercato. Ecco quindi come si faccia avanti il mondo delle celle a combustibile che
dovrebbe ancora migliorare l’efficienza energetica della domanda e come la ricerca sia orientata
verso l’utilizzo dell’idrogeno da fonti non fossili,
che potrebbero essere la chiave di volta della
domanda nel prossimo futuro.
Il mercato degli idrocarburi
FIGURA 8 - Il diverso procedere della ricerca sulle turbine e sulle lampade
la progettazione dei compressori a gas,con l’utilizzo nel sistema delle tecniche utilizzate per le turbine aeronautiche, ha permesso di
raggiungere dei livelli di eccellenza assoluta nel settore. Nella Figura
7 è riportato il tracciato del progetto Blustream, che è considerato il
capolavoro dell’industria mondiale nel settore. Si tratta di due linee
parallele da 24” che attraversano a 2.150 m di profondità d’acqua
il mar Nero. La capacità di trasporto complessiva dei due gasdotti è
di circa 16 miliardi di metri cubi standard di gas per anno.
Il settore downstream
L’effetto del progresso scientifico e tecnologico nel settore della domanda ha un andamento del tutto diverso da quello del supply. Mentre dal lato supply tutto lo sforzo è teso ad aumentare le risorse da collocare sul mercato, dal lato della domanda gli sforzi sono invece concentrati sulla riduzione unitaria dei consumi. La ricerca scientifica sta
puntando su automobili con motori che consumino minore energia ed
abbiano una percorrenza chilometrica maggiore. Nel settore delle turbine elettriche si stanno ottenendo efficienze e produttività in continuo
aumento. Nel grafico di Figura 8 viene evidenziato il lungo cammino
della ricerca nel settore della domanda di energia. Dalla scoperta della candela fatta con paraffina di petrolio siamo passati, passo dopo
passo, alle moderne lampade a diodo ad arseniuro di gallio (GaAs)
ed alle LED. Nel settore della generazione di energia elettrica siamo
invece passati dalla pompa di Thomas Savery alle turbine a gas
dell’ultima generazione a ciclo combinato CCGT, caratterizzate da
basse emissioni ed altissime efficienze. Si può osservare dal grafico di
Figura 8, sempre dovuto ad Ausubel, il diverso procedere della ricerca nei due settori. Quella sulle turbine è iniziata molto prima di quella
sulle lampade. Nel 1850 il fattore di efficienza era di 0,1 per le lampade e di 10 per le turbine. La progressione però era nettamente a favore delle lampade, data la relativa retta di sviluppo che ha un coefficiente angolare molto maggiore. Questo ha permesso che si raggiungesse il punto di equilibrio intorno al 1960.
Come risulta dal grafico di Figura 8, oggi il settore delle lampade ha
una efficienza superiore a quella delle turbine. Nel settore della domanda di energia la ricerca scientifica è tutta tesa a diminuire il consumo specifico degli utenti finali. Questo trend sembrerebbe in apparente contrasto con la ricerca spasmodica di volumi di idrocarburi
sempre maggiori. Dato però che il mercato, che è il vero arbitro della
situazione, tende a mettere a disposizione di tutti una quantità sempre
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Considerato che molti analisti ritengono che il
periodo del petrolio sia avviato sul viale del tramonto, ci riferiamo in questo paragrafo esclusivamente al mercato del gas naturale. Come abbiamo visto nei precedenti paragrafi, il gas naturale dovrebbe assumere un ruolo crescente nel
mercato futuro dell’energia. La combinazione di diversi fattori, indotta
dalla liberalizzazione del mercato dell’energia, la riduzione dei prezzi della catena del gas naturale, l’aumento della domanda di importazione del gas naturale, e la disponibilità dei produttori di gas a monetizzare le loro riserve sta dando il segnale dell’aumento mondiale del
commercio del gas naturale. Nella Figura 9 è riportata una analisi
delle riserve mondiali di gas dal 2000 al 2003. Come risulta dalla figura le riserve provate di gas sono in continuo aumento, da 92,7
TSCM nel 1983 a 141,1 TSCM nel 1993, 175,2 TSCM nel 2002 e
175,8 TSCM al 31 dicembre del 2003. Le aree in cui c’è la maggiore
concentrazione di riserve certe di gas naturale sono quelle del Medio
Oriente e della Russia, che da sole valgono circa il 70% delle riserve
mondiali. Nella Figura 10 è riportata la dislocazione delle riserve di
gas naturale posizionate vicino all’Europa, che deve pertanto considerarsi in posizione privilegiata rispetto alle altre aree del mondo. Dalla
cartina si ricava che le riserve della Russia sono quelle che occupano il
primo posto nella scala mondiale dei valori, seguite da quelle dell’Iran
e del Qatar. L’Italia si trova in una posizione particolarmente privilegiata rispetto alla collocazione delle riserve, specialmente per quanto
riguarda quelle del Nord Africa, Algeria, Libia ed Egitto.
Per quanto riguarda invece le riserve interne, queste stanno rapidamente esaurendosi, anche per le difficoltà connesse all’ottenimento dei
permessi di ricerca e di messa in produzione in quella parte del mare
Adriatico che va dal delta del Po fino alla foce del Tagliamento. Il problema della subsidenza e dell’acqua alta a Venezia ha creato un muro che sarà difficile da valicare anche per la valorizzazione dei giacimenti già individuati ed analizzati (30 miliardi di Scm).
FIGURA 9 - Le riserve provate di gas (TCM)
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La logistica del gas naturale
Le modalità del trasporto
“The transport of natural gas through pipes is easy, almost elegant,
but its scope is restricted and overseas transport impossible”. Questa
forte asserzione proviene da quella che è considerate la bibbia dei
petrolieri di P.H. Frankel, nel suo libro “Essentials of Petroleum”.
Molte cose sono cambiate dalla pubblicazione della prima edizione,
avvenuta a Londra nel 1946. Oggi il gas naturale è considerato il
combustibile per eccellenza, per le sue caratteristiche e può essere trasportato anche via mare. Il gas naturale è un elemento molto semplice
dal punto di vista chimico, perché è formato in prevalenza da metano,
con quantità piccole di etano, propano e butano e pentani. Al contrario del petrolio, la cui composizione chimica è complessa, la forma
contrattuale e la logistica sono semplici, il gas naturale, che ha una
composizione chimica molto semplice, ha caratteristiche commerciali e
logistiche molto complesse. I tecnici che si trovano di fronte ad un giacimento di gas da mettere in produzione e commercializzare si trovano ad affrontare problemi non facili da risolvere, sia dal punto di vista
tecnologico che per il sistema contrattuale del prezzo e delle tariffe di
trasporto. In questo paragrafo viene valutato il rapporto che intercorre
tra il costo vero di trasporto e le tariffe fissate dai Governi o dalle varie Autorità per l’energia, che sovrintendono all’attività gas.
La tariffa deriva invece da una valutazione di politica economica del
problema, che porta comunque al recupero di tutti i costi, ma in maniera diversa da come sono stati spesati. Le tipologie di tariffe sono
sostanzialmente tre e vengono di seguito illustrate.
• Chilometrica
Il costo del trasporto è direttamente proporzionale ai costi sostenuti
dall’impresa di trasporto per realizzare la struttura stessa, capex e costi
operativi, ed ai quantitativi di gas trasportati. Ha il pregio di consentire
alle aziende di programmare i loro investimenti con assoluta certezza
sulla base della redditività degli stessi, in quanto l’IRR% è noto a priori.
Viene utilizzata in tutti i gasdotti a carattere internazionale, TAG, Enrico Mattei, TENP,PDF, nel futuro Greenstream e nel futuro Medgas.
• Francobollo
Il costo del trasporto è direttamente proporzionale al costo medio paese, costo totale degli investimenti fissi e costi operativi riconosciuti divisi per il quantitativo totale movimentato, è costante ed eguale per tutto
il territorio nazionale. Si chiama così per sintonia con il metodo postale, che consente all’utente di spedire una lettera in tutto il territorio nazionale, applicando per tutte le destinazioni la stessa tariffa. Questo
metodo potrebbe essere considerato non in linea con i costi veri sostenuti dalle poste italiane, ma è l’unico che consente di far funzionare il
sistema in maniera efficace. Se si dovessero computare per ogni lettera le distanze chilometriche tra il punto di partenza e quello di arrivo,
il sistema postale andrebbe in tilt.
FIGURA 11 - Tipologia tariffe di trasporto
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FIGURA 10 - Distribuzione geografica delle riserve provate di gas
• Punti di ingresso/uscita
Questo metodo è basato su una complicata formula matematica, che
tiene conto di diverse variabili: punto d’ingresso, di uscita, quantità
trasportate e rete regionale. Tale sistema, come si può vedere dal grafico di Figura 11, è intermedio tra la tariffa chilometrica e quella francobollo, che abbiamo appena illustrato. Ha il pregio di mediare tra i
costi della formula chilometrica e quella francobollo, ma, in comune
con la tariffa francobollo, si presta a notevoli distorsioni del mercato,
in quanto non riflette i costi veri sostenuti dalle aziende di trasporto del
gas naturale. Ha inoltre il grave difetto di non permettere alle aziende
una buona programmazione degli investimenti, in quanto non si conosce in maniera preventiva la tariffa che verrà applicata dall’Autorità
nei punti di ingresso e di uscita del gas, se sono diversi da quelli già
identificati. Nella Figura 11, che ha valenza qualitativa, le aree nei tre
casi sopra menzionati, che rappresentano gli incassi della società di
trasporto, sono sempre eguali, con il risultato quindi che il costo medio
di trasporto risulta eguale in tutte e tre le soluzioni. Quello che varia è
la distribuzione dei costi tra i vari utenti. Le soluzioni di entry ed exit
possono essere infinite e quindi anche le tariffe che ne derivano possono essere le più svariate, a discrezione dell’autorità che le ha emanate.
Il costo di trasporto del gas naturale via gasdotto o Lng
Il gas naturale può essere trasportato dalla zona di produzione a
quella del consumo sotto forma gassosa oppure liquida. Si tratta di
due modi molto diversi di affrontare il problema. Nel grafico di Figura
12 vengono illustrate le due metodologie ed i costi correlati. La linea
viola rappresenta il costo di trasporto via pipeline onshore, mentre
quella verde è relativa al costo del gas naturale trasportato con gasdotti offshore. Il costo del trasporto per gasdotto via mare, come si rileva dalla linea verde del grafico, è più oneroso di quello via terra,
per il maggior costo di posa delle tubazioni. Attualmente essendo divenuto possibile il trasporto del gas anche in acque profonde, vedi il
Blustream posato a 2.150 metri nel Mar Nero, bisognerebbe aggiungere un’altra retta sopra quella verde, per simulare questo nuovo tipo
di trasporto. La linea verde si riferisce a costi di trasporto per gasdotti
posati in acque fino a 500 metri di profondità.
La linea azzurra rappresenta invece il costo del trasporto del gas naturale allo stato liquido, con le cosiddette navi gasiere. In entrambi i casi
il costo del trasporto viene determinato partendo dal costo dell’investimento e dai costi operativi, per un periodo di funzionamento del sistema di circa 20 anni (vita media). Il grafico di Figura 12 non costituisce un assioma assoluto, ma deve essere interpretato come una indicazione della qualità dei costi. I costi veri dipendono dalle caratteristiche di ogni singolo progetto e per sommi capi sono rappresentati dal-
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FIGURA 12 - Valore del gas nel punto di arrivo.
Lng vs Pipeline IRR=10% rt
le seguenti variabili: quantitativo di gas trasportato, diametro del tubo
e suo costo, costi operativi, costo delle centrali di spinta, costo della
posa delle tubazioni, costi dei rivestimenti, costi delle protezioni catodiche ecc. In sintesi ogni progetto rappresenta un caso particolare e
come tale deve essere esaminato. Il costo di posa di un pipeline varia
moltissimo tra un terreno agricolo, uno sabbioso desertico, uno roccioso desertico ed uno paludoso o marittimo. Da questo ne discende che
ogni progetto produrrà un suo grafico particolare e che pertanto quelli
rappresentati nella figura precedente debbono essere considerati, solo
ai fini didattici, elementi qualitativi dell’andamento dei costi stessi.
LNG in funzione della distanza, per una velocità della nave di 18 nodi, per una gasiera nuova dal costo di 200 milioni di dollari USA e
per una da 150 milioni di dollari USA. Vi è da notare che dai costi di
250 milioni di dollari USA del 1998 si è ora passati a costi di circa
150 milioni di dollari USA, praticati dai cantieri coreani e giapponesi. Si stanno attrezzando per entrare su questo mercato anche cantieri cinesi. La velocità della nave è una componente essenziale ai fini
della determinazione dei costi di trasporto.
Oggi si costruiscono navi gasiere che possono raggiungere anche i
20 nodi. La maggiore velocità aumenta il numero dei viaggi utili e diminuisce il fenomeno del boiloff. Ai fini di analizzare la correlazione
tra l’effetto della velocità e la tariffa di trasporto si riportano nel grafico di Figura 14 i costi di trasporto per una nave dal costo di 200 milioni di dollari USA e per una dal costo di 150 milioni di dollari USA.
Il tragitto della nave è quello tra Ras Laffan (QATAR) ed il porto di
Valona. Nella valutazione del costo di trasporto ha ovviamente un
particolare peso il costo del denaro che serve a finanziare il progetto.
In questo periodo i tassi sono favorevoli perché c’è una stagnazione e
quindi si riescono ad ottenere loans con tassi dell’ordine di 5-6% di
interesse. Ai fini delle nostre valutazioni ci siamo tenuti prudenzialmente su un tasso del 7%. Come si può rilevare dal grafico, per la
gasiera da 200 MM $ USA, il costo diminuisce da 97 cents di $
USA/MMBTU per una velocità di 15 nodi ad un valore di 80 cents di
$ USA/MMBTU per una velocità di 20 nodi. Per la gasiera da 150
MM $ USA la fee diminuisce da 86 cents di $USA/MMBTU a circa
71 cents di dollaro $USA/MMBTU. Nel nostro caso, con velocità di
18 nodi, il costo è di 76 cents di dollaro USA per milione di BTU.
Il trasporto dell’lng con le gasiere
Il secondo modo di trasporto del gas naturale, come abbiamo visto sopra, è quello liquido via LNG. Oggi circa 130 miliardi di metri cubi
standard per anno di gas naturale vengono trasportati liquidi, alla
temperatura di -161 °C via mare, mentre la parte restante dei circa
2.300 miliardi di m3 standard per anno commercializzati vengono
trasportati via tubo, allo stato gassoso e ad alta pressione. Il GNL è un
liquido trasparente, privo di colore, con una temperatura di -161 °C
alla pressione atmosferica, ed una densità di 0,42 long ton per 1 m3
di LNG. Il trasporto del gas naturale in forma liquida evita i rischi connessi al trasporto dello stesso ad alta pressione. Richiede, però un terminale apposito per ricevere il gas liquido e rigassificarlo e poterlo
poi immettere nella rete ad alta pressione.
Per il trasporto dell’LNG servono apposite navi gasiere, che mantengano il gas a -161 °C. La flotta mondiale attualmente comprende circa 180 gasiere, di cui circa la metà è di proprietà di consorzi di produzione ed esportazione del LNG. La velocità delle gasiere varia da
15 a 20 nodi. La capacità media standard di trasporto è di circa 135140 mila metri cubi di GNL per anno. La tendenza del mercato però è
quella di andare verso navi con capacità sempre maggiore, circa 210
mila cm. Anche qui bisogna stare molto attenti a non ripetere l’errore
commesso negli anni Ottanta con il GPL e ci si riferisce specificatamente alla nave GPL Le Floreal, di circa 80 mila ton di capacità, mai
entrata in servizio. La sua elevata capacità di trasporto mal si conciliava con le capacità dei terminali di ricezione e dei fondali di tali porti.
Il rapporto tra idrocarburi e geopolitica
La storia delle crisi
Si racconta che il primo ministro francese George Clemenceau, a chi
gli prospettava, poco prima della guerra mondiale del 1915-1918,
la necessità di costituire delle riserve strategiche per la Francia, avesse risposto dicendo: ”quando mi occorrerà il petrolio lo troverò dal
mio droghiere”. Le vicende della guerra, naturalmente, gli fecero
cambiare idea ed il petrolio lo dovette cercare, peraltro anche affannosamente, insieme agli Inglesi, in Medio Oriente. Crisi politiche e
petrolio sono sempre state, da allora, intimamente collegate. Anche
oggi, nonostante il mondo sia governato da una economia globalizzata e permeata da cambiamenti radicali indotti dalla new economy
Il costo di trasporto via lng
Il costo del trasporto viene valutato in base ai costi di acquisto della
nave (Capex), a quelli operativi, ai giorni di contro stallie, al costo
del denaro, al costo degli equipaggi ed al boil-off della gasiera. Naturalmente il costo del trasporto medio annuo, per una gasiera impiegata a full time su una rotta, dipenderà dai giorni di utilizzo della
stessa. Nella Figura 13 viene rappresentato il costo di trasporto del
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FIGURA 13 - Costo del trasporto del LNG in funzione della distanza,
velocità della nave 18 nodi, per gasiera da 200
e da 150 milioni di dollari
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la crisi politica del Medio Oriente, attivata dall’intifada, ha dato il via
ad una nuova crisi petrolifera mondiale. L’”escalation” della violenza
in Medio Oriente ci fa rivivere quei tristi giorni della guerra del Kippur, trentadue anni or sono, il sei ottobre, alle ore 14, e la conseguente crisi petrolifera che ne scaturì, la quarta postbellica, la prima
a livello mondiale, con l’embargo petrolifero decretato dall’OPEC a
danno degli Stati Uniti. Dalla prima crisi, originata dal decreto di nazionalizzazione della Anglo-Iranian del primo maggio 1951, firmato
dal primo ministro iraniano Mohammed Mossadegh, si passò poi a
quella di Suez del 1956. Nel 1967 ci fu la terza crisi causata dalla
guerra dei sei giorni, a cui seguì, nel 1973, la quarta, innescata dalla guerra del Kippur. La guerra Iran-Iraq del 1979 fu alla base della
quinta crisi. La sesta venne innescata dall’invasione del Kuwait ad
opera dell’Iraq nel 1990. L’ultima, quella che ancora non trova soluzioni, sfociata nell’intifada tra i palestinesi di Arafat ed Israele, trae
origine dalla complicata configurazione dei territori da attribuire alle
due parti in lotta. Oggi il mercato del petrolio si trova in una condizione diversa da quelle precedenti, con uno stretto equilibrio tra domanda ed offerta. La domanda di petrolio della Cina che è passata
dall’economia delle biciclette a quella delle macchine e quella dell’India hanno creato un mercato in cui manca la spare capacity. In caso
di una emergenza, che portasse ad una improvvisa interruzione
dell’offerta, non vi sarebbe produzione addizionale disponibile a livello mondiale capace di coprire la domanda ed i prezzi schizzerebbero alle stelle. Con un prezzo del petrolio sopra i 50 $USA/bbl si è
avuta la reazione nervosa dei mercati finanziari, capeggiata da Wall
Street, e si è ancora una volta chiarito, se mai ve ne fosse stato bisogno, che il prezzo del petrolio è uno dei pochi parametri capaci di
sconvolgere i mercati finanziari di tutto il mondo.
Dalla fine del secondo conflitto mondiale ai giorni nostri, si sono succedute ben sette crisi petrolifere, tutte localizzate in Medio Oriente,
che si può quindi a ragione definire una triste culla di questo fenomeno. Prima di entrare nel merito del problema della centralità geopolitica del Medio Oriente si ritiene opportuno chiarire alcune peculiarità
che caratterizzano il ciclo industriale del petrolio e del gas. Quanto il
primo è complicato dal punto di vista chimico, ma semplice dal punto
di vista logistico, il secondo invece, semplice chimicamente - costituito
prevalentemente da metano - è tremendamente complicato dal punto
di vista logistico e contrattuale. Per il petrolio si perfora il pozzo e, se
la scoperta è positiva, tramite un oleodotto si collega il giacimento ai
depositi costieri più vicini. Da qui il greggio viene trasferito su una
petroliera ed il problema logistico delle compagnie petrolifere si può
considerare risolto. Il petrolio, caricato sulla nave, ha una prima destinazione finale, ma mentre sta viaggiando sull’acqua può cambiare
di proprietà anche venti volte prima di arrivare al destinatario finale.
In pratica i progetti con ricerca di petrolio possono iniziare anche
senza aver definito un accordo commerciale di lungo termine per la
vendita del petrolio all’utente finale, in quanto il petrolio può cambiare di proprietà molte volte durante il trasporto marittimo. Per il gas invece le cose sono molto più complicate.
L’investimento minerario e di trasporto viene definito solo quando vi è
la certezza non solo dell’entità della risorsa scoperta, ma anche la
valutazione tecnico economica di tutta la logistica necessaria per trasferire il prodotto al mercato finale, in cui ci sono i vari compratori,
che garantiscono con i famosi e tanto discussi contratti ”take or pay”,
una remunerazione economica adeguata degli investimenti. Non si
dà quindi il via all’investimento minerario senza aver prima definito il
contratto finale di vendita di tutto il gas rinvenuto all’acquirente finale. Con la clausola del “take or pay” il compratore si assume l’impegno di ritirare i quantitativi di gas previsti dal contratto e di corrisponderne il corrispettivo, per un periodo di tempo che normalmente
è di circa venti anni. Senza questa clausola, che garantisce alle com-
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FIGURA 14 - Costo del trasporto del LNG
tra Ras Laffan (Qatar) e Valona
pagnie petrolifere le necessarie sicurezze sul ritorno degli investimenti, progetti come il gasdotto libico, che ha collegato le due sponde del
Mediterraneo di Mellitha e di Gela, con un gasdotto da 32”, capace
di trasportare otto miliardi di metri cubi di gas naturale per anno e
che costa circa 5,5 miliardi di dollari USA, non avrebbero mai potuto
essere messi in cantiere. Per questi motivi le due risorse energetiche,
petrolio e gas naturale, vengono trattate in maniera molto difforme,
anche all’interno delle società petrolifere, dove gli specialisti del mercato del gas naturale sono sempre diversi da quelli del petrolio. Nelle
nostre analisi, accanto al tema petrolio, approfondiremo la tematica
relativa al gas naturale, che sta occupando prepotentemente la scena
energetica mondiale, mettendo nella dovuta evidenza le sue maggiori
implicazioni logistiche e commerciali.
Mentre negli anni Ottanta prevaleva sugli altri il problema della sicurezza dell’approvvigionamento petrolifero, oggi per il petrolio tale
problema è meno sentito, anche per il ruolo crescente che sta assumendo il gas naturale, i cui consumi si prevede che crescano, tra il
1996 ed il 2020, ad un ritmo del 3,2% per anno, contro una crescita
della quota petrolifera dell’1,9%. Il gas naturale, specialmente dopo
le determinazioni della conferenza di Kyoto, che ha favorito l’uso dei
combustibili puliti, sta diventando l’idrocarburo di eccellenza, sia per
il suo basso contenuto di composti inquinanti, sia per l’alto rendimento nelle turbine a gas, ormai prossimo al 60%.
Le forche caudine degli idrocarburi
La geopolitica interviene non solo nel settore in cui sono localizzate
le risorse, ma anche nelle infrastrutture che permettono il trasporto
degli idrocarburi ai mercati finali. Durante la crisi che sconvolse i
mercati nel 1973 molte petroliere furono obbligate a fare il periplo
del Capo di Buona Speranza per raggiungere i mercati USA ed Europei, con un aggravio di costo dei noli di entità rilevante.
I giorni viaggio dal Golfo Arabico via Suez è di circa 11 giorni per i
mercati Europei e di 22 giorni per Houston. La rotta via Capo di
Buona Speranza ha un percorso di gran lunga superiore, sia per
l’Europa (26 giorni) che per gli USA (30 giorni). I punti cruciali del
traffico marittimo non sono peraltro costituiti solo dagli stretti di Hormuz o dal Canale di Suez. Sullo scacchiere della politica mondiale i
punti nevralgici del traffico marittimo di petrolio e di LNG sono anche rappresentati dagli stretti di Malacca, Canale di Panama, stretto
di Gibilterra, Bosforo ecc. In questi passaggi obbligati, spesso sotto il
controllo di stati sovrani, potrebbe anche accadere che il transito delle merci venga impedito con le più svariate motivazioni. Questo vale
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anche per gli oleodotti e per i gasdotti internazionali che, partendo
dai giacimenti di origine per arrivare ai mercati finali, debbono attraversare zone ad alto rischio di interruzione, per guerriglia, atti di
sabotaggio oppure semplicemente incidenti di ”oil and gas spill”.
L’evoluzione futura
Il prezzo del gas in funzione del greggio di riferimento
Non si può in una analisi come questa non fare cenno al prezzo del
petrolio ed a quello del gas e vedere come siano legati tra loro. Come legare ora il prezzo del gas naturale a quello del petrolio? La risposta che è stata data a tale problema non è univoca. Ci sono delle
scuole di pensiero che vorrebbero che il prezzo del gas fosse svincolato da quello del greggio di riferimento e fosse legato a parametri
asettici rispetto all’energia. Tali ipotesi prevedono che il costo del
gas naturale possa essere determinato in funzione di parametri quali
i salari, l’indice d’inflazione ed altri similari. Un’altra scuola di pensiero invece ritiene che il prezzo del gas debba essere determinato
da una funzione completamente legata al prezzo del petrolio. La
giustificazione deriva dal fatto che spesso il gas è associato al petrolio e quindi il recupero degli investimenti deve avvenire in modo certo, legando ricavi e costi con parametri similari. Nel mondo del gas
naturale la tesi prevalente resta la seconda: quasi tutti i contratti take
or pay sono legati al prezzo del petrolio, tramite formule matematiche complesse. Tali formule possono essere di forme diverse, moltiplicative o additive, ma tutte contengono i parametri fondamentali di
riferimento quali prezzi del gasolio, olio combustibile ATZ o BTZ. La
tendenza è quella di dimensionare il contratto conformandolo alle
esigenze del proprio mercato energetico.
Per un contratto d’acquisto di gas destinato al mercato residenziale
e domestico ci sarà una maggiore necessità di legare il prezzo alla
materia energetica competitiva, gasolio e olio combustibile di riferimento del mercato. Nell’area del Mediterraneo saranno pertanto
presi in considerazione gasolio 0,2% di zolfo e HSFO/LSFO, quotati
sul Platt’s, al CIF MED, mentre nell’area del Nord Europa sarà preso
come riferimento il Platt’s, CIF Nord Europa. Se il gas venisse utilizzato per uso petrolchimico, produzione di etilene, la formula dovrebbe tenere conto del prezzo della Virgin Nafta, che è la feed alternativa al gas naturale nel settore.
Dal valore dei parametri dei prodotti ( gasolio, olio combustibile ad
alto e basso zolfo) che normalmente si trovano nelle formule dei contratti “take or pay”, si può ricavare in linea di massima una formula
per legare il prezzo del gas a quello del petrolio di riferimento. Si
tratta di una formula del tutto teorica, in quanto lo “spread” dei prodotti rispetto al greggio di riferimento non avviene in base ad una
legge lineare, ma varia in funzione di diversi parametri, alcuni dei
quali legati alle caratteristiche del mercato locale (domanda/offerta
del prodotto). Tenuto conto di questo, la formula che cerchiamo di
costruire ci può dare una ragionevole valutazione del prezzo del
gas in funzione di quello del greggio. Va premesso che non esiste un
prezzo del gas naturale di per se, ma che il prezzo è legato a diversi fattori, quali il “delivery point” del gas, che gioca un ruolo sostanziale nel settore, il tipo di formula che si utilizza, il mercato finale del
gas, etc. Se la formula non risulta legata a fattori di origine petrolifera (gasolio, OC ATZ e BTZ), non sarà possibile costruire un “link” tra
il prezzo del greggio Brent e quello del gas.
Nel nostro caso prenderemo a riferimento una formula moltiplicativa, del tipo usato frequentemente nei contratti “take or pay”:
P = P0 *(α*GO/GO0 + β*BTZ/BTZ0 + γ*ATZ/ATZ0 ) $ US/MMBTU
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dove:
ATZ
è il prezzo dell’olio combustibile al 3,5% di zolfo,
Platt’s, CIF MED,
BTZ
è il prezzo dell’olio combustibile all’1% di zolfo,
Platt’s, CIF MED,
GO
è il prezzo del gasolio allo 0,2% di zolfo, Platt’s, CIF MED,
α, β, γ sono coefficienti relativi al mercato finale del gas,
P0
è il prezzo base di riferimento del gas.
Normalmente le formule moltiplicative, come quella sopra riportata,
vengono di preferenza utilizzate dai venditori mentre quelle additive
sono preferite dai compratori. Di seguito è indicata l’espressione
semplificata delle due formule:
P = P0 X (∆E) oppure
P = P0 + ∆E
Nel primo caso, formula moltiplicativa, il prezzo P del gas viene aggiornato, con una tempistica concordata, moltiplicando il prezzo base P0 di riferimento per le variazioni di valore ∆E, nel corso del pe-
FIGURA 15 - Prezzo del gas in rapporto al prezzo del Brent
riodo considerato, del pacchetto energetico degli indici energetici
utilizzati; nel secondo invece, formula additiva, il totale delle variazioni dei singoli indici ∆E viene sommato al prezzo base, ottenendo,
così, il prezzo applicabile. La valuta di riferimento che viene di norma utilizzata nell’upstream ai fini dei pagamenti è il dollaro USA.
Sulla base della formula moltiplicativa e dei relativi coefficienti è stata derivato il grafico di Figura 15, che ha una funzione puramente
esemplificativa e non deve essere assunto per fare valutazioni di carattere operativo. Come si può desumere, il valore del gas naturale a
SAF-SAF( linea rossa) risulta essere di 3,22 $ USA /MMBTU per un
costo del Brent di 30 $USA/bbl.
Con le dovute cautele, si potrebbe dedurre che il grafico rappresenti
abbastanza bene il prezzo del gas in relazione a quello del Brent,
dato che risulta in linea con quello del mercato nell’area. La linea
blu e quella viola rappresentano sempre il prezzo del gas ma con
diverso delivery point. Per un valore del Brent di 30 $USA/bbl abbiamo diversi prezzi del gas: i valori potrebbero essere infiniti, come
i punti di consegna dello stesso. Questo grafico cerca di dare una risposta a quelli che operano nel settore e che maldestramente continuano a chiedere quale sia il prezzo del gas in funzione del greggio
di riferimento. Se il prezzo del BRENT sale a 50 $USA/bbl, sulla base delle ipotesi sopra formulate, il costo del gas si posiziona a Mazara a circa 6,40 $ USA/MMBTU ed al centro Italia a 7,10
$/MMBTU, senza tenere conto del costo dello stoccaggio strategico
e di quello commerciale. Sempre a 50 $USA/bbl il costo del gas al
city gate, secondo il prezzo di mercato medio, si posizionerebbe su
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9.15 $ USA/MMBTU. In tema di esborsi di politica valutaria il maggior onere per lo Stato Italiano, passando da 30 $/bbl a 50
$USA/bbl sarebbe di circa 2,5 $USA/MMBTU, (142,28 Lit/SCM,
che in termini globali di 65 miliardi di metri cubi di gas importato
ammonterebbe a circa 9.248 miliardi di vecchie lire (4,77 miliardi
di euro). Questo naturalmente solo per il gas naturale, perché per il
greggio, sempre passando da 30 $USA/bbl a 50 $USA/bbl, il delta esborso sarebbe di circa 20.992 miliardi di vecchie lire(10,84 miliardi di euro). In totale il maggior esborso di valuta per l’Italia sarebbe per petrolio e gas di circa 30.240 miliardi di vecchie lire
(15,61 miliardi di euro). Se si considera invece l’opposto, con il
Brent che passa da 50 $USA/bbl a 30 $USA/bbl, quelli che sopra
erano maggiori esborsi potrebbero diventare invece dei risparmi.
Il rapporto riserve produzione di gas naturale
Un secondo argomento chiave per la comprensione completa del fenomeno è quello legato al rapporto riserve produzione di gas naturale. Quando abbiamo parlato di riserve ci siamo riferiti esclusivamente
Geopolitica sarà ancora la chiave di volta del supply mondiale di
idrocarburi e che condizionerà le politiche estere dei vari paesi. Si
provi solo ad immaginare cosa succederebbe se in un paese come
l’Arabia Saudita si instaurasse un regime fondamentalista che mettesse gli USA sulla black list del supply di petrolio.
Il panorama che si presenta davanti gli analisti del settore, come abbiamo visto, è duplice. Da una parte le risorse di idrocarburi sono in
continuo declino, anche se con una prospettiva di lungo termine,
dall’altra le nuove forme di energia premono alla porte. I cambiamenti in questo settore sono di carattere epocale, non si possono prevedere, ma quando avvengono il panorama mondiale ne risulta
profondamente modificato. Il futuro sarà certamente rappresentato
dalle celle a combustibile, sia per la loro efficienza energetica che per
motivazioni ambientali, dato che con esse verrebbe a cadere il problema dell’inquinamento atmosferico da CO e CO2. L’efficienza di tali celle è superiore al 60% ed è destinata ad aumentare in futuro. Sono già in circolazione i prototipi delle prime macchine di questo tipo e
risultano già essere in funzione le celle per certi agglomerati urbani in
Giappone, ad opera della Tokyo GAS.
Il futuro del mercato dell’energia
FIGURA 16 - Rapporto riserve/produzione
a quelle cosiddette certe, che formano il valore delle società petrolifere. Se dovessimo fare dei conti ragionieristici dovremmo tutti essere
allarmati perché ci troviamo di fronte a valori dell’ordine dei 60-70
anni per il gas e di 40-50 anni per il petrolio. Questo sarebbe perfettamente in linea con quello che ha previsto l’analista della Rockfeller
University e che abbiamo analizzato nei paragrafi precedenti: fine
dell’era del petrolio ed inizio di quella del metano. Anche se così fosse
la situazione non sarebbe tanto rosea, perché le riserve si consumano
in fretta e quindi il mondo dovrebbe affrontare una nuove fase di assestamento energetico. La situazione in realtà non è così drammatica
in quanto accanto alle riserve certe ci sono da considerare anche
quelle probabili e possibili e quindi il rapporto si dilata nel tempo, lasciando un ampio margine per la sostituzione con energie alternative
(idrogeno). Inoltre c’è da considerare che esistono altre enormi riserve
di metano sotto forma di idrati di metano che potranno dare un enorme contributo alla risoluzione dei problemi energetici del mondo.
Certamente dovrebbe far riflettere il dato che emerge dalla lettura del
grafico di Figura 16, relativo al Nord America, di un rapporto riserve
produzione di soli 8-10 anni, contrapposto a quello del medio Oriente di circa 291 anni. Anche l’Europa non si trova in condizioni del tutto brillanti con un rapporto riserve produzione di circa il 20 anni. In
pratica i paesi a maggior sviluppo industriale sono quelli che dovranno fronteggiare il grosso problema del supply di energia da idrocarburi negli anni a venire. Ne consegue che il problema di un mondo in
cui i commerci dovranno essere assolutamente liberi sarà la caratteristica chiave con cui traguardare il nostro futuro. Ecco quindi come la
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La volatilità del mercato mondiale del petrolio ha riportato in primo
piano il ruolo della organizzazione degli stati produttori di petrolio
(Opec), ma anche quello delle energie alternative. Con un prezzo del
petrolio superiore a 20 dollari per barile, il progresso tecnologico è in
grado di mettere a disposizione dei consumatori altre fonti energetiche
alternative al petrolio, quali idrogeno e liquidi da gas naturale (GTLs).
La redditività di un progetto di trasformazione del gas in liquidi GTLs
comincia a diventare interessante, con IRR%(reali) del 15 %, intorno
ad un valore del Brent di 20 $/bbl. L’evoluzione della ricerca nel settore delle celle a combustibile ha avuto un andamento piuttosto incerto. In periodi di prezzi alti del petrolio sembra che la risoluzione dei
problemi energetici mondiali sia dietro l’angolo. Quando invece il
prezzo del petrolio torna su livelli normali, tra 15 e 20 $/bbl, la risoluzione di questo problema si allontana all’improvviso dall’orizzonte
della fattibilità. Ha ricordato tempo fa in una intervista lo sceicco Zaki
Yamani, ministro del petrolio Saudita ai tempi del primo shock petrolifero del 1973, che i cambiamenti storici sono sempre avvenuti perché
la ricerca scientifica ha cambiato il panorama delle epoche. Con una
frase ormai diventata celebre, Yamani ha ricordato che” l’età della
pietra non è finita per mancanza di pietre”. Cosi oggi il carbone giace sottoterra ed è stato sostituito dal petrolio e dal gas. Non tirate
troppo la corda sembra dire il vecchio saggio ministro altrimenti anche il petrolio farà la stessa fine del carbone mentre altre energie alternative potrebbero essere le nuove risorse degli anni a venire.
L’industria del petrolio, comunque, continuerà, come per il passato, a
garantire ancora per molti anni la crescita dell’economia globale del
sistema mondiale. I problemi legati alla sicurezza degli approvvigionamenti, sia per il petrolio che per il gas, dopo la guerra del Golfo,
dovrebbero essere meno sensibili. Nonostante la guerriglia in atto in
Algeria il flusso di gas naturale non si è mai interrotto nel gasdotto Enrico Mattei, che collega l’Algeria all’Italia e funziona ormai da decenni. Anche durante la guerra fredda la Russia non ha mai cessato di
vendere il suo petrolio all’Occidente.
Tenendo conto che l’industria petrolifera è ad alta intensità di capitali,
la globalizzazione dei mercati porterà ad una elevata concentrazione
delle risorse e questa sarà l’unica variabile che dominerà il settore
energetico degli anni a venire, in cui le riserve di idrocarburi del Golfo
Arabico continueranno a giocare un ruolo strategico importante, ma
non più essenziale, per l’approvvigionamento di petrolio e di gas naturale, dell’Europa, degli USA e dell’Estremo Oriente.
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