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Shale gas e prezzi oil: cosa cambia?

    Resilienza, efficienza, produttività, ma anche indebitamento, insolvenza e futuro incerto. Sono questi i termini che attualmente identificano il business dello shale, da molti ritenuto vittima e carnefice del crollo delle quotazioni del greggiogreggio
    Petrolio estratto che non ha ancora subito un processo di raffinazione.
    , oggi dimezzatesi rispetto ai 100 dollari del luglio 2014.

    Se è vero che il calo dei prezzi oil è in larga parte ascrivibile alla condizione di oversupply esistente su scala mondiale, trainata dal boom unconventional del Nord America ed esacerbata dalla decisione dell’OPEC di difendere la propria quota di mercatoquota di mercato
    Percentuale del mercato servito da una determinata azienda, definita come il rapporto tra la quantità di prodotto venduto dall’impresa in un determinato mercato e quella venduta in totale (nello stesso mercato).
    , è altrettanto indubbio che un simile trend abbia messo a dura prova gran parte delle compagnie energetiche, costrette a rivedere anche in misura significativa le proprie spese di investimento.

    A risentirne maggiormente sono le società attive nello shale, già peraltro in stato di indebitamento a causa dei deboli prezzi del gas statunitense rispetto a costi di produzione elevati e ad una modesta crescita dei consumi [1]. Se le major internazionali mantengono una certa solidità grazie anche alla loro struttura verticalmente integrata, le società indipendenti che operano nell’upstreamupstream
    Operazioni svolte ‘a monte’, ovvero prima di una determinata fase presa come riferimento. Per esempio, nell’industria petrolifera, se si considera il trasporto del greggio, le attività di ricerca, perforazione e produzione saranno indicate come attività di upstream, perché sono precedenti al trasporto stesso.
    e cresciute con lo shale boom sono le più colpite. Tali imprese operano spesso sia nei giacimenti di shale oil che di shale gas, in virtù anche del fatto che quest’ultimo viene in alcuni casi estratto in forma di gas associato ai pozzi di petroliopetrolio
    Combustibile di colore da bruno chiaro a nero, costituito essenzialmente da una miscela di idrocarburi. Si è formato per azioni chimiche, fisiche e microbiologiche da resti di microorganismi (alghe, plancton, batteri) che vivevano in ambiente marino addirittura prima della comparsa dei dinosauri sulla terra. I principali composti costituenti del petrolio appartengono alle classi delle paraffine, dei nafteni e degli aromatici, che sono composti organici formati da carbonio e idrogeno e le cui molecole sono disposte secondo legami di varia natura.
    ; pertanto, risultano indebolite dal congiunturale calo del prezzo del petrolio che, sommato agli altri fattori sopra accennati, ha contribuito a contrarne i profitti. Basti pensare che tre delle maggiori compagnie USA – Anadarko, Chesapeake e Devon Energy – hanno chiuso il primo trimestre del 2015 in perdita, cui hanno contribuito minori entrate e svalutazioni (impairments) [2] per un totale di circa 13 miliardi di dollari.

    In taluni casi, si è palesato anche il rischio di default. Nei primi nove mesi del 2015, solo negli USA, sono andate in amministrazione controllata 9 società energetiche; addirittura, la criticità della situazione è tale da indurre alcuni analisti a preconizzare una possibile bolla finanziaria [3] . I casi di bancarotta, d’altronde, sono sempre più frequenti, come avvenuto nel caso di Samson Resources e prima ancora Energy FutureFuture
    Contratto a termine standardizzato, stipulato all’interno di un mercato regolamentato, in cui chi lo sottoscrive si prende l’obbligo di acquistare o vendere un determinato bene ad una data e prezzo prefissati.
    Holdings [4].

    In sostanza, il calo del prezzo del petrolio complica e peggiora un quadro finanziario già sotto pressione, costringendo le compagnie ad adottare una politica di riduzione dei costi, a rivedere i programmi di drilling e, conseguentemente, i piani di spesa nelle infrastrutture di supporto. Tale situazione, coadiuvata da un taglio della spesa anche da parte delle grandi major, contribuisce a mettere a rischio gli investimenti energetici a livello internazionale. Secondo Wood Mackenzie, si parla di circa $1.500 miliardi di progetti – sia nell’ambito di sviluppo di risorse convenzionali sia dell’unconventional nordamericano – che potrebbero restare sulla carta [5].

    L’analisi che segue riguarda i potenziali effetti del mutato contesto energetico internazionale sullo sviluppo dello shale gas, sia negli USA – sinora indiscusso protagonista – che al di fuori dei confini americani dove nuovi paesi potrebbero diventare i driver della futura offerta di gas non convenzionale.

    La “shale revolution” indietreggia

    Il settore dello shale gas negli USA è un importante business di cui l’economia domestica ha beneficiato in termini di occupazione, maggior introiti governativi provenienti da tasse e royalties, vantaggio competitivo delle imprese nazionali su quelle estere grazie a prezzi interni più bassi, rilancio di settori affini come l’industria della plastica [6]. Tuttavia, il mutato contesto internazionale comincia ad esercitare un impatto non trascurabile sul comparto, mettendo a rischio la produzione futura.

    Come già accennato, i prezzi oil possono avere un impatto diretto e indiretto sull’industria dello shale gas. Diretto, in quanto il suo sviluppo è legato anche all’estrazione del gas associato ai giacimenti di petrolio, come riscontrabile nei bacini di Eagle Ford e Bakken; indiretto, per via delle ripercussioni finanziarie sulle società energetiche che operano negli shale plays e che, pressate da minori profitti, sono costrette a tagliare le proprio spese di investimento. In assenza di adeguati investimenti, la produzione non può che frenare, specie nei campi unconventional che presentano un elevato tasso di declino dei pozzi (depletion) – nel primo anno arriva anche al 60-70% – fattore che richiede un maggior numero di perforazioni per mantenere un dato livello produttivo.

    La riduzione delle attività di drilling, come mostra il calo dei rig nei bacini di shale oil e shale gas negli USA nell’ultimo anno, è pertanto un campanello d’allarme che può incidere sulla futura produttività dei giacimenti (vedi fig. 1).

    Fig. 1 Rig Count negli USA (giugno 2014-settembre 2015)

    Nei primi mesi successivi al crollo delle quotazioni oil, l’industria dello shale si è dimostrata particolarmente resiliente con la tenuta della produzione O&G che, nel caso del gas, ha continuato a crescere fino all’inizio dell’estate. Tuttavia, negli ultimi tre mesi, la produzione ha avviato un lento declino che potrebbe consolidarsi in vista di un mancato recupero delle quotazioni. Attualmente, l’output di shale gas negli USA si attesta sui 44,9 mld pc/g, in calo dello 0,4% rispetto al mese di agosto. Le stime dell’EIA DOE per ottobre prevedono un ennesimo calo dello 0,5% rispetto a settembre, il quarto consecutivo. Sebbene per conoscere uno scenario di più lungo respiro bisognerà attendere il WEO 2015, in pubblicazione a novembre, già nel suo rapporto di medio termine l’AIE ha dato alcune indicazioni prospettiche. L’Agenzia resta convinta che la produzione di gas continuerà ad aumentare, prevedendo una moderata crescita per il gas associato al 2020 con una iniziale caduta cui poi seguirà una ripresa verso fine periodo. Un trend sostenuto dalla riduzione del tasso di depletion in alcuni bacini, come Haynerville, e dalla maggiore produttività dei pozzi come nei bacini di Marcellus/Utica.

    L’industria dello shale gas non è scomparsa sotto l’effetto del crollo dei prezzi oil ma chiaramente soffre un contesto di minore profittabilità che la mette sotto pressione: se da una parte la produttività dei pozzi è notevolmente aumentata, grazie ai grandi miglioramenti di efficienza nelle performance di fracturing e drilling, dall’altra le compagnie devono fare i conti con prezzi di breakeven sostenuti e costi di produzione più elevati rispetto ai tradizionali campi convenzionali [7].

    Se questa è la situazione negli Usa, principale protagonista della shale revolution, è interessante valutare cosa sta accadendo negli altri paesi che, si stanno affacciando ora sulla scena di questo nuovo settore.

    Cosa accade negli altri paesi produttori…

    Ad oggi, al di fuori dei confini statunitensi, lo shale gas è prodotto solo in altri tre paesi: Canada, Cina e Argentina. Si tratta di una produzione ancora esigua se paragonata a quella americana – l’output in Canada è poco più del 10% di quello statunitense, quello della Cina non raggiunge l’1%, mentre in Argentina è stata avviata da poco una produzione commerciale.

    Canada

    In Canada, secondo le stime EIA [8], le risorse di shale gas tecnicamente recuperabili si aggirano sui 573.000 mld pc, le quarte a livello mondiale, principalmente ubicate nelle provincie della British Columbia (BC), Alberta, Yukon, Northwest Territories, Quebec, New Brunswick e Nova Scotia. I primi volumi di shale gas sono stati prodotti nel 2005 nel bacino di Montney, in BC, ma è a partire dal 2007 che cresce l’interesse delle compagnie energetiche e vengono avviate nuove produzioni nella provincia dell’Alberta e della BC. Nonostante abbia in parte contribuito a compensare il declino dei campi di gas convenzionale nel paese, la produzione risulta essere ancora poco significativa: a maggio 2014 (ultimo dato disponibile [9]), i volumi estratti si sono attestati sui 3,9 mld pc/g, in aumento di quasi 2 mld pc/g rispetto al 2011.

    A differenza della produzione di petrolio da sabbie bituminosesabbie bituminose
    Sabbie contenenti oli molto pesanti o bitumi che richiedono operazioni di estrazione diverse rispetto agli idrocarburi presenti nelle cosiddette rocce serbatoio. Si ritiene che in futuro le sabbie bituminose, presenti soprattutto in Canada e Venezuela, possano essere sfruttate in modo economicamente conveniente per soddisfare la domanda di energia sempre crescente.
    , il settore dello shale gas ha attirato minori investimenti e il concatenarsi di una serie di fattori ne ha condizionato lo sviluppo.

    1. La vicinanza del colosso statunitense: grazie all’avvento dello shale gas, gli Stati Uniti sono passati dall’essere primo importatore di gas canadese a principale paese produttoreproduttore
    Secondo quanto stabilito dal decreto legislativo n. 79/99, il produttore è la persona fisica o giuridica che produce energia elettrica indipendentemente dalla proprietà dell’impianto.
    rivale sui mercati internazionali. L’abbondanza di gas ha generato, infatti, ambiziose aspettative di crescita di un’industria della liquefazioneliquefazione
    Processo che porta alla trasformazione di una sostanza solida o gassosa in una sostanza allo stato liquido. Nel caso del carbone si può ottenere un combustibile liquido attraverso 2 modi: o per reazione con l’idrogeno ad alta temperatura e pressione o attraverso un processo catalitico noto col nome di Fischer-Tropsch. Nel caso di liquefazione del gas naturale, invece, non sono coinvolte reazioni chimiche ma un procedimento fisico di aumento della pressione e/o riduzione della temperatura a -162 °C per formare il cosiddetto GNL, più facilmente trasportabile sulle lunghe distanze.
    diretta all’esportazione, ma le prospettive risultano essere ben diverse tra due paesi. Mentre negli Stati Uniti significativi progressi sono stati compiuti e ci si attende la partenza dei primi impianti di liquefazione nel brevissimo termine, in Canada nessun impianto di liquefazione è in costruzione con un conseguente procrastinamento in avanti dell’attività di vendita all’estero [10].

    2. Il basso prezzo del gas nel mercato domestico. L’AECO, il prezzo di riferimentoprezzo di riferimento
    Il prezzo del gas applicato dalle società di vendita agli utenti che non hanno ancora scelto un contratto diverso da quello in corso prima della liberalizzazione. È composto da una quota fissa e da una quota variabile.
    del mercato del gasmercato del gas
    Il mercato relativo al settore del gas strutturato secondo 5 fasi fondamentali: approvvigionamento, trasporto, stoccaggio, distribuzione e vendita.
    canadese, ha subito negli anni un drastico ridimensionamento in ragione della stretta correlazione di quest’ultimo con le quotazioni di riferimento del gas statunitense, l’Henry Hub, il cui valore si è fortemente contratto con l’aumento della produzione nazionale. Il collasso dell’AECO ha danneggiato non solo il comparto dello shale gas ma tutto il settore gasiero, già penalizzato dalla drastica riduzione delle importazioni di gas del vicino statunitense.

    3. La sempre più crescente opposizione pubblica per le preoccupazioni di ordine ambientale sull’impatto della fratturazione idraulica, con particolare attenzione alla gestione delle risorse idriche e all’inquinamento atmosferico. Iniziata nel 2009, la protesta ha costretto nel 2011 il governo provinciale del Quebec ad introdurre una moratoria temporanea al fracking e nel 2013 a vietarlo in alcune aree per un periodo di 5 anni.

    Cina

    La Cina, prima nazione al mondo per risorse tecnicamente recuperabili (1.115 migliaia di mld pc), sta conoscendo uno sviluppo del settore molto più lento delle attese. Nonostante gli sforzi profusi e i capitali investiti, molti progetti sono ancora fermi e altri sono stati abbandonati a causa del taglio degli investimenti dovuto al calo dei prezzi del greggio [11]. I volumi di gas prodotti sono esigui: nel 2014, l’output, seppur sestuplicato rispetto al valore del 2013, ha rappresentato appena l’1% della produzione nazionale di gas, attestandosi su 0,13 mld pc/g [12]. Gran parte del gas estratto proviene dai campi localizzati nel Bacino di Sichuan nella parte centro-meridionale del paese dove, nonostante la presenza di major occidentali ad operare prevalentemente sono le compagnie di stato cinesi: la China National Petroleum Corp. (CNPC) e Sinopec. Secondo fonti governative, le due compagnie dovrebbero essere in grado di produrre 0,6 mld pc/g entro il 2015: unico target che rispetterebbe le previsioni, qualora fosse effettivamente raggiunto.

    L’insorgere di una serie di criticità di diversa natura (geologica, economica e politica), infatti, ha ridimensionato le ambiziose aspettative di crescita precedentemente prefissate: a fine 2014, è stato dimezzato il target per il 2020 da 5,8 mld di pc/g a 2,9 mld di pc/g e negli ultimi mesi è aumentato lo scetticismo sul fatto che anche questo nuovo obiettivo venga effettivamente rispettato [13].

    Puntare sullo shale gas per la Cina è un’opportunità in termini economici (riduzione delle importazioni dall’estero e creazione di nuovi posti di lavoro), ma è anche un’esigenza in termini ambientali: l’obiettivo di Pechino è di contenere l’allarmante livello di emissioni, aumentando la domanda di gas a discapito dei più inquinanti consumi di carbonecarbone
    Il carbone è una roccia sedimentaria composta prevalentemente da carbonio, idrogeno e ossigeno. La sua origine, risalente a circa 300 milioni di anni fa, deriva dal deposito e dalla stratificazione di vegetali preistorici originariamente accumulatisi nelle paludi. Questo materiale organico nel corso delle ere geologiche ha subito delle trasformazioni chimico-fisiche sotto alte temperature e pressioni. Attraverso il lungo processo di carbonizzazione questo fossile può evolvere dallo stato di torba a quello di antracite, assumendo differenti caratteristiche che ne determinano il campo d’impiego.
    I carboni di formazione relativamente più recente (ovvero di basso rango) sono caratterizzati da un’elevata umidità e da un minore contenuto di carbonio, quindi sono ‘energeticamente’ più poveri, mentre quelli di rango più elevato hanno al contrario umidità minore e maggiore contenuto di carbonio.
    e petrolio [14]. Eppure il colosso asiatico fatica a superare gli ostacoli che si frappongono allo sviluppo dello shale gas.

    1. Da un punto di vista geologico, il paese sconta un territorio ostile: per trovare il gas bisogna andare in profondità, mentre la presenza considerevole di argille rende la fratturazione idraulica più complessa e richiede un maggior apporto di risorse idriche. Più che mai diventa indispensabile acquisire un’expertise qualificata a supporto delle tecniche di estrazione: un know how di cui manca l’industria cinese e a cui sta cercando di sopperire mediante acquisizioni di compagnie estere [15].

    2. A differenza di altri paesi, i campi sorgono in prossimità di aree densamente abitate, pertanto i costi di gestione sono molto più elevati e l’opposizione locale molto più pressante.

    3. Da un punto di vista infrastrutturale, il paese è carente sia della rete di trasporto (gasdotti e reti di distribuzionedistribuzione
    Attività di trasporto (di elettricità o di gas) agli utilizzatori finali attraverso le reti di distribuzione.
    ) che di siti di stoccaggiostoccaggio
    Attività di raccolta e deposito di una determinata risorsa. 
    , indispensabili per lo sviluppo del comparto.

    4. Per quanto nel corso degli anni il governo si sia impegnato a garantire un sistema prezzi e una politica fiscale incentivante, il framework regolatorio è ancora poco attrattivo per i capitali stranieri. Nonostante un timido tentativo di liberalizzazione, i prezzi rimangono sussidiati e regolati dal governo centrale e, pertanto, sono spesso più bassi di quelli del gas importato, rendendo poco profittevole investire in nuova produzione. Inoltre, il calo dei prezzi del greggio, riducendo il costo delle importazioni di gas oil-linked, ha costretto il governo ad abbassare il prezzo al citygate [16] per il settore industriale al di sotto del costo di produzione dello shale gas, creando uno svantaggio competitivo per quest’ultimo.

    5. Da un punto di vista fiscale ad essere incentivata è la produzione di shale gas e non l’esplorazione, attività imprescindibile per la buona riuscita del settore.

    Argentina

    Con buone prospettive di crescita si presenta il comparto dello shale gas in Argentina, secondo paese a mondo per risorse tecnicamente recuperabili (802.000 mld pc). Negli ultimi due anni, nel paese sono stati perforati oltre 270 pozzi ed è stata avviata la prima produzione commerciale di shale gas. Secondo l’ultimo dato disponibile dell’Aprile 2015, dalla formazione di Vaca Muerta, nella provincia di Neuquen, sono stati prodotti dalla compagnia nazionale YPF circa 67 mil. pc/g [17]. Si tratta di volumi ancora modesti, ma che confermano la presenza di un ampio potenziale che sta attraendo sempre più gli investitori stranieri: YPF ha già costituito joint ventures con Chevron, Dow Chemical e Petronas mentre ha firmato memorandum d’intesa con China Petroleum & Chemical Corp. (Sinopec) e Gazprom per una futura collaborazione.

    Diverse sono le ragioni che spiegano il crescente interesse per lo shale gas argentino.

    1. L’imponente ammontare di risorse su cui il paese può contare: nella sola formazione di Vaca Muerta, estesa quanto il Belgio, sono presenti 308.000 mld pc di shale gas capaci di soddisfare l’attuale domanda di energiaenergia
    Fisicamente parlando, l’energia è definita come la capacità di un corpo di compiere lavoro e le forme in cui essa può presentarsi sono molteplici a livello macroscopico o a livello atomico. L’unità di misura derivata del Sistema Internazionale è il joule (simbolo J)
    del paese per almeno 150 anni.

    2. Un incremento della produzione non solo compenserebbe il declino dei pozzi di gas convenzionale ma potrebbe far fronte ad un aumento del consumo interno, oggi soddisfatto da un maggior ricorso alle importazioni con un relativo aggravio sul bilancio dello Stato.

    3. La capacità produttiva dei pozzi è superiore alla media il che si traduce in una considerevole riduzione dei costi.

    4. A differenza di altri paesi, l’area di estrazione di Vaca Muerta ospita già un indotto petrolifero avviato con infrastrutture e servizi esistenti, sebbene in alcuni casi siano datati e obsoleti.

    5. L’impatto sulle risorse idriche (necessarie in grande quantità per la fratturazione idraulica) è minore che in altri paesi.

    6. La minore densità abitativa delle aree interessate dalle attività di esplorazione riduce notevolmente le opposizioni locali, nonché i rischi e i costi associati alla logistica, l’accesso ai siti e la costruzione delle infrastrutture.

    A questi fattori di vantaggio, tuttavia, si contrappongono ancora numerose barriere da superare: serve potenziare il quadro infrastrutturale specialmente la rete dei gasdotti e rete di distribuzione; manca ancora il know how tecnologico e operativo; occorre garantire ai capitali stranieri un framework regolatorio chiaro e incentivante, minato da anni di politiche nazionaliste [18], al fine di garantire un supporto politico certo e duraturo.

    In questa direzione si è mosso il Presidente Cristina Fernandez de Kirchner, approvando nell’ottobre 2014 una prima riforma della legge sugli idrocarburiidrocarburi
    Composti chimici formati da carbonio e idrogeno che costituiscono il petrolio e il gas naturale. Esistono diverse classificazioni degli idrocarburi a seconda dei legami chimici presenti nelle molecole.
    , con l’appoggio dei governatori delle province dell’Organizzazione federale degli Stati produttori di petrolio (Ofephi). Secondo le nuove statuizioni normative, è stato costituito un titolo concessorio esclusivo per le risorse non convenzionali che estende il periodo di concessione a 35 anni rispetto ai 25 riconosciuti alle risorse convenzionali; viene meno il potere di veto delle provincie e il processo autorizzativo è stato uniformato e accentrato al governo nazionale; è stato posto un limite alla soglia di royalties che le compagnie devono versare e sono stati riconosciuti degli sgravi fiscali.

    Si tratta di un primo, seppur importante, passo nella lunga strada dello sviluppo dello shale gas in Argentina. Le prospettive, a differenza di altri paesi sono positive ma soggette a numerose variabili di natura congiunturale tra cui: il calo delle quotazioni petrolifere, che potrebbe compromettere i piani di investimento delle compagnie, e le prossime elezioni presidenziali (ottobre 2015), appuntamento importante che inciderà sulle future politiche energetiche del paese.

    Fig. 2 Distribuzione delle risorse tecnicamente recuperabili di shale gas (in migliaia di mld pc) e stato di avanzamento del settore

    … e nel resto del mondo

    Al di fuori dei paesi già produttori, le attività di ricerca e sfruttamento dello shale gas procedono a differenti velocità. Lo sviluppo dello shale gas rientra tra le priorità strategiche degli Stati, per diverse ragioni: rilancio dell’economia, diversificazione delle fonti, minore dipendenza dalle importazioni e conseguente maggiore sicurezza energetica, necessità ambientali. Eppure nessuna produzione commerciale è stata ancora avviata; se è vero che alcuni governi si stanno impegnando nello sfruttamento delle proprie risorse non convenzionali, è altrettanto evidente come in taluni casi l’opposizione interna e altre criticità abbiano creato una situazione di stallo.

    America Centrale e meridionale

    L’intero continente americano è ricco di shale gas. Le stime parlano chiaro: nel Nord America, oltre a Canada e Stati Uniti, anche il Messico ha un vasto potenziale (545.000 mld pc), seguito dai paesi dell’America Latina quali Brasile (245.000 mld pc), Venezuela (167.000 mld pc), Paraguay (75.000 mld pc), Colombia (55.000 mld pc), Cile (48.000 mld pc), Bolivia (36.000 mld pc).

    In Messico, i risultati positivi delle trivellazioni, l’impegno della compagnia di Stato Pemex, l’approvazione della riforma energetica che apre il mercato messicano per la prima volta dal 1938, sono aspetti che potrebbero attirare i capitali esteri. Tuttavia, anche in questo caso molti ostacoli devono essere superati, tra cui la concorrenza del gas americano a buon mercato che disincentiva la produzione interna a favore delle importazioni.

    Nel resto dell’America latina, nonostante una buona propensione degli Stati a investire, il settore è ancora al punto di partenza. Alcune prospezioni sono state avviate in Brasile, ma ancora molto deve essere fatto per valutare la reale portata dello shale gas del paese. Anche la Bolivia si sta attivando, spinta dalla necessità di compensare il declino della produzione domestica e far fronte sia agli impegni di fornitura presi con i paesi vicini che alla maggiore richiesta interna.

    Africa e Medio Oriente

    Nel continente africano, lo shale gas è principalmente concentrato in Algeria (707.000 mld pc), terzo paese al mondo per ammontare di risorse. I primi test nel bacino di Ahnet sono stati condotti da Sonatrach nel 2011, ma un maggior interesse è stato mostrato sul finire del 2014. Con una produzione di gas convenzionale in declino a fronte di una crescita della domanda interna e in concomitanza con la caduta dei prezzi del greggio che ha contratto le entrate petrolifere, da cui dipende il 60% del budget nazionale, è diventata più stringente la necessità di diversificare gli introiti e puntare a nuovi settori. Le condizioni per operare sarebbero migliori rispetto ad altri paesi in ragione di un’industria del gas storicamente strutturata, della presenza di infrastrutture di trasporto, dell’ubicazione dei campi in zone poco popolate e di un crescente interesse delle compagnie straniere [19]. Tuttavia, il governo non ha ancora preso una decisione finale di investimento: a fungere da deterrente è l’insorgere di una violenta opposizione pubblica al fracking [20] insieme alla difficoltà di prevedere gli scenari della futura domanda di gas, specialmente quella europea che ha conosciuto un trend discendente negli ultimi anni.

    A seguire, il Sud Africa con 390.000 mld pc: nonostante il crescente interesse delle major, è forte l’opposizione ambientalista contro la fratturazione idraulica. Proteste e azioni legali hanno costretto inizialmente il governo a varare una moratoria, abolita nel 2012, e ad assumere poi una posizione attendista. Risorse significative anche in Libia con 122.000 mld pc, Egitto 100.000 mld pc e Marocco con 12.000 mld pc; mentre i primi due che hanno compiuto pochi progressi, il Marocco ha intensificato negli ultimi anni l’attività di perforazione, soprattutto ad opera di piccole compagnie, che sta restituendo risultati promettenti. Diversificare le forniture e poter contare su una nuova offerta per far fronte ai consumi nazionali in crescita rientra tra le priorità del paese. Tuttavia, come per altre realtà, esistono una serie di ostacoli quali la carenza infrastrutturale, la scarsità di ingenti quantità di acqua necessarie al fracking, l’assenza di un sistema fiscale e tariffario favorevole all’entrata dei capitali stranieri.

    Tra i paesi del Medio Oriente, eccezion fatta per qualche iniziativa di collaborazione tra l’Iran e le compagnie cinesi ed occidentali per l’acquisizione del know how, l’unico paese ad oggi interessato allo sfruttamento delle proprie risorse di shale gas è l’Arabia Saudita. Riyadh sta investendo miliardi di dollari in questo nuovo comparto per poter far fronte a una domanda di gas in continua crescita, soprattutto nel settore della generazione elettrica. Diversi accordi sono stati conclusi con le compagnie occidentali, vari progetti esplorativi avviati e c’è chi avanza addirittura l’ipotesi di un avvio della produzione già fra due anni [21].

    Asia e Australia

    Ad eccezione della Cina, nel continente asiatico non si evidenziano grandi sforzi diretti allo sviluppo dello shale gas; al contrario, prevale una situazione di inattività in Indonesia, Pakistan e India o persino un atteggiamento sfavorevole come nel caso della Russia nonostante possieda risorse per 287.000 mld pc. Lo shale gas non rientra infatti tra le priorità di Mosca: secondo il Cremlino, attualmente l’estrazione e le relative infrastrutture di supporto si rivelerebbero più costose dei possibili profitti, cui si aggiungono gli eventuali danni all’ambiente. Ragioni politiche ed economiche, si celano dietro il comportamento della Russia, impegnata in una campagna contro il fracking, anche fuori dai suoi confini nazionali.

    Per l’Australia, l’EIA stima un potenziale di 437.000 mld pc di risorse tecnicamente recuperabili. Tuttavia, a differenza del coal-bed methane ampiamente sfruttato nel paese, il settore dello shale gas è ancora ad uno stadio embrionale: i deludenti risultati ottenuti dalle esplorazioni, insieme ad una montante opposizione ambientalista, hanno indotto alcune compagnie ad abbandonare le ricerche.

    Europa

    Complessivamente, l’Europa [22] può contare su un ammontare di quasi 600.000 mld pc di risorse di shale gas, circa il 6,5% del totale mondiale. Tuttavia, ad oggi non sono adeguatamente sfruttate a causa dell’emergere di ostacoli operativi, ambientali e di consenso allo sviluppo delle estrazioni [23]. Negli ultimi mesi, si registrano segnali poco incoraggianti per le sue prospettive di crescita, con un aumento delle opposizioni locali e la rinuncia delle major.

    Le compagnie internazionali stanno orientando, complici i bassi prezzi del greggio, le proprie strategie industriali verso asset meno rischiosi ed verso una riduzione del capex, misure che hanno reso anche più difficoltosa la mobilitazione del capitale necessario da parte delle indipendenti. Ciò ha un chiaro impatto sull’esplorazione unconventional che in Europa ha costi più elevati rispetto agli USA per via di una regolazione stringente e condizioni geologiche differenti. In Polonia, ad esempio, le grandi major come ExxonMobil, Chevron, Total, Eni sono uscite dal paese – l’ultima è stata ConocoPhillips a giugno – specie dopo gli scarsi risultati dei test iniziali; ciò ha portato di recente anche l’indipendente San Leon a decidere di ridurre la sua esposizione vendendo diversi asset esplorativi nel paese [24]. Stessa sorte è toccata a Romania e Lituania con l’uscita di Chevron.

    Nel Regno Unito: nonostante il supporto governativo “all out for shale”, si procede lentamente nelle attività di drilling a causa di un aumento dei sentimenti anti-fracking sia nella popolazione che a livello di istituzioni locali. È significativa, in tal senso, la recente decisione della Contea di Lancashire di rigettare la proposta di Cuadrilla Resources di avviare attività di fracking al sito di Roseacre Wood così come l’approvazione di una moratoria temporanea in Scozia e Galles che sospende la concessione di permessi esplorativi. In tale contesto, le prospettive di massici investimenti nello shale gas si sono attenuate, almeno nel breve periodo. Sintomatica è la posizione del Ministro dell’Economia olandese che ha di recente escluso la possibilità di uno sviluppo delle risorse shale nel paese almeno per i prossimi 5 anni.

    In senso contrario sembra marciare, invece, la Germania che ha approvato quest’anno il disegno di legge che disciplina lo sfruttamento commerciale delle risorse di shale secondo regole ben stabilite. Questa draft law, che dovrà superare il voto del Parlamento atteso entro l’anno, segna un’importante presa di posizione della Germania che di fatto supera la moratoria in vigore, non escludendo l’uso del fracking in determinate circostanze, seppur con notevoli restrizioni. Anche in Spagna è stata approvata una nuova legge sugli idrocarburi che non pone divieti all’estrazione di shale gas ma, d’altra parte, introduce un aumento del carico fiscale sull’attività estrattiva. Nonostante alcuni paesi continuino a supportare lo sviluppo dello shale gas, in un’ottica soprattutto di sicurezza energetica, restano comunque notevoli incertezze sull’effettivo sviluppo dell’unconventional; dubbi che l’attuale contesto di mercato ha contribuito a consolidare.


    [1] Secondo le previsioni di medio termine dell’Agenzia Internazionale dell’Energia (AIE), la domanda di gas è prevista crescere in media del 2% nel periodo 2014-2020, in leggero calo rispetto al 2,3% dei 10 anni passati. Si tratta di una incremento modesto su cui pesa una crescente incertezza legata ad una serie di fattori quali: il rallentamento dell’economia della Cina e dei paesi emergenti; la maggior competitività delle rinnovabili nella generazione elettrica in Europa; il potenziale ritorno al nuclearenucleare
    Forma di energia derivante dai processi che coinvolgono i nuclei atomici (fissione e fusione).
    del Giappone; l’impatto di minori prezzi del carbone sulla competitività del GNL, specie in Asia. 
    [2] In particolare, le svalutazioni sono prevalentemente collegate alla perdita di valore dei terreni per l’esplorazione O&G a seguito della caduta del prezzo del petrolio. Fonte: bilancio trimestrale delle compagnie. [3] Sissi Bellomo, Nel settore dello shale si moltiplicano i casi di aziende in bancarotta, Il Sole 24 Ore, 18 settembre 2015; QualEnergia, Citigroup denuncia lo “sporco segreto” finanziario dello shale, 11 settembre 2015. [4] Con oltre 4 miliardi di dollari di debiti, Samson Resources, controllata dall’operatore internazionale di private equity KKR, ha avviato a settembre 2015 una procedura di riorganizzazione come previsto dal Chapter 11 del Bankrupcy Code, la legge fallimentare statunitense; stessa sorte era toccata lo scorso anno ad Energy Future Holdings, anch’essa controllata in parte da KKR, che aveva accumulato debiti per 40 miliardi di dollari.Henny Sender and Ed Crooks, Energy Future Holdings files for bankruptcy, Financial Times, 29 aprile 2014. [5] Christopher Adams, Plunging oil prices put question mark over $1.5 tn of projects, Financial Times, 21 settembre 2015. [6] American Chemistry Concil, Shale Gas Creating Renaissance in U.S. Plastics Manufacturing, 13 maggio 2015; Chiara Proietti Silvestri, Stati Uniti: le implicazioni di un politica energetica “non convenzionale”, The Risky shift, 21 febbraio 2013. [7] Pur in presenza di stime diverse sul breakeven degli shale plays statunitensi, la media tende ad oscillare tra i 40 e gli 90 $/bbl, variando a seconda delle formazioni di riferimento. In tale contesto, gli attuali prezzi del greggio faticano a coprire i prezzi di breakeven degli shale plays USA, rendendo quindi le attività di drilling meno sostenibili per le compagnie energetiche Reuters, Breakeven oil prices for US shale: analyst estimates, 23 ottobre 2014; Shale Gas International, US Shale gas under threat from oil price plunge, Focus Report 2014.[8] EIA DOE, Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States, 2013. [9] EIA DOE, Shale gas and tight oil are commercially produced in just four countries, 2015. [10] In Canada i 22 progetti proposti rischiano di essere ritardati o addirittura cancellati. Il Paese ha le potenzialità per diventare un importante esportatore, ma ad oggi nessun progetto ha ancora ottenuto la decisione finale d’investimento (FID); un contesto di prezzi del greggio così bassi riduce le possibilità per gran parte di tali progetti di poter ottenere la FID. Il Paese sconta degli svantaggi competitivi rispetto al vicino statunitense: i progetti greenfield della regione della British Colombia sono altamente capital intensive e su di essi gravano costi addizionali necessari per trasportare il gas da aree di estrazione lontane e ancora poco sviluppate. Si veda Repetto e Gugliotta, L’attuale mercato internazionale del GNL e gli impatti della caduta del prezzo oil, in Newsletter GME, n.82 Maggio 2015. [11] Chevron e ConocoPhillips hanno cessato l’attività di esplorazione intrapresa con Sinopec così come altre compagnie, quali Total ed Exxon Mobil, che avevano intrapreso studi di fattibilità. World Gas Intelligence, Shale pullbacks cloud China gas forecasts, Volume 26, n. 14, 2015. [12] Yuan J., Luo D., Xia L., Feng L., Policy recommendations to promote shale gas development in China based on a tecnica and economic evaluation, in Energy Policy, n.85, 2015. [13] Secondo il think thank governativo “Development Research Center of the State Council” (DRC), per raggiungere questo target è necessario perforare 14.000 pozzi; tuttavia, dal 2005 ad oggi ne sono stati perforati solo 400. World Gas Intelligence, cit. 2015. [14] Secondo i dati del National Bureau of Statistics cinese, il gas ancora ricopre solo il 5,4% dei consumi energetici della Cina. Yuan J., Luo D., Xia L., Feng L., cit. 2015. [15] Chilcoat C., Where In The World Is The Shale Gas Revolution?, Oilprice.com, 29 Luglio 2015. [16] Si intende il prezzo fatto all’industria al netto dei costi finali di rete. [17] EIA DOE, Argentina and China lead shale development outside North America in first-half 2015, 2015. [18] Nel maggio del 2012, YPF è stata nazionalizzata dal governo in ragione dello scarso impegno nell’incremento della produzione e poi risarcita nel 2015 a seguito della conclusione di un contenzioso legale. [19] Anadarko, BP, Eni e la canadese Talisman stanno puntando al potenziale del paese e, secondo quanto affermato dalla società di servizi Baker Hughes, i bacini algerini potrebbero rivelarsi altamente produttivi come quello di Marcellus negli Stati Uniti. [20] Le paure dei manifestanti sono di natura ambientale: la fratturazione idraulica viene ritenuta fonte di emissioni, water intensive e quindi una minaccia per l’agricoltura sahariana che già soffre la scarsità di acqua, e nociva per via delle sostanze chimiche utilizzate. [21] Natural Gas Asia, Saudi Arabia Will Be Second Shale Frontier, Says Aramco’s Al-Falih, 2015. [22] Nella voce Europa vengono considerati i seguenti paesi: Bulgaria, Lituania, Polonia, Romania, Danimarca, Francia, Germania, paesi Bassi, Norvegia, Spagna, Svezia, UK e Ucraina. [23] Per un’analisi più approfondita delle prospettive dello shale gas in Europa, si rimanda all’articolo “Shale gas in Europa: prospettive” comparso sulla newsletter del GME 2014, n. 70, Aprile 2014. [24] The News from Poland, Another shale gas firm exits, 21 luglio 2015.


    di Chiara Proietti Silvestri e Agata Gugliotta – RIE

    Fonte: GME

     

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