I paradossi dell’inefficienza energetica

Dove può vedere uno spiraglio, uno squarcio d’azzurro, un consumatore sempre più tartassato dai conti che hanno a che fare con l’energia? In alcune aree geografiche, ma come avrete immaginato non parliamo di Italia, è accaduto che le dinamiche dei mercati del petrolio e del gas naturale per inefficienze (ovvero per problemi di distribuzione delle materie prime e di “colli di bottiglia” nel loro trasporto) abbiano finito per creare sorprese positive per una parte di consumatori, anche se i maggiori beneficiari sono quelle industrie che dipendono essenzialmente dai combustibili fossili.

Contratti futures sul gas naturale (Bloomberg)

Partiamo dal gas naturale. L’immagine qui sopra, tratta da Soberlook.com, sottolinea come i contratti per la consegna ad aprile di questa materia prima negli Stati Uniti siano arrivati giovedì scorso ai livelli più bassi dal febbraio 2002: 2,266$ per milione di BTU. Oggi sta andando ancora peggio e all’ultima occhiata il grafico era fermo a 2,240$.

Come sottolinea Gail Tverberg nel suo blog sempre ricchissimo di dati, ci sono diverse ragioni  per cui i prezzi americani del gas sono così bassi se paragonati a quelli dell’Europa e dell’Asia, specialmente del Giappone, come si vede dal seguente grafico della Banca Mondiale.

Il sistema dei prezzi del gas non è globalizzato ma agganciato alla domanda ed offerta a breve termine. I limiti attuali della capacità di stoccaggio fanno sì che basti un inverno più caldo del solito che limiti la domanda (come appena accaduto) per scatenare una corsa al ribasso degli indici. La domanda americana (-13% a marzo) è rimasta piatta negli ultimi anni perché al leggero aumento della richiesta delle utilities di questa materia prima per sostituire gasolio o carbone nelle centrali è corrisposta un aumento dell’efficienza delle case per il riscaldamento.

Nel frattempo, per le innovazioni dell’ingegneria di settore implementate negli ultimi cinque anni, la produzione americana è arrivata al ritmo attuale giornaliero di 64 bcf (circa 1,8 miliardi di metri cubi). Ma è soprattutto lo stoccaggio che crea un ingorgo della materia prima che finisce per far crollare i prezzi: secondo gli ultimi dati dell’agenzia americana per l’energia attualmente ci sono disponibili nei depositi 2.380 miliardi di piedi cubici, equivalenti a circa 67 miliardi di metri cubi di gas.

Per confrontare la cifra con le dimensioni italiane: la nostra Stogit ha reso disponibile nel 2011 uno spazio di stoccaggio  di 10 miliardi di metri cubi di gas, senza contare i 5 di riserva strategica. Per i depositi americani le cifre di questi giorni significano uno stock di materia prima del 45% più alto di un anno fa e del 52% salito su base quinquennale. Lo stoccaggio americano nel grafico dell’Agenzia Americana dell’Energia è indicato dalla traccia rossa.

Working Gas in Underground Storage Compared with 5-Year Range

La sempre maggiore efficienza nell’estrarre gas ha riportato la produzione complessiva americana (cresciuta del 3,7% tra 2011 e l’anno precedente) davanti a quella russa, e questo fattore ha permesso ai consumatori americani, meglio di quanto non avvenga in Europa, di ammortizzare almeno in parte gli effetti dell’aumento dei costi dei carburanti destinati al trasporto.

Se il gallone di benzina infatti sta facendo imprecare ogni americano al momento di fare il pieno, proprio come capita a noi italiani, il crollo dei prezzi del gas naturale ha permesso di compensare il conto totale delle uscite legate alla voce-energia, recuperando da elettricità e riscaldamento almeno una parte degli aumenti della spesa per i trasporti. Come indica il grafico qui sotto, dal quale si evince quale sia l’incidenza totale delle materie prime energetiche in America: nonostante tutto ancora sotto al picco dell’anno da incubo, il 2008.

Indice delle materie prime energetiche Via IndexMundi.com

I consumatori (e le industrie energivore) per qualche tempo possono avere la speranza di mantenere questo vantaggio su europei ed asiatici. Perché le società che estraggono il gas hanno due costrizioni: una contrattuale ed una a livello di distribuzione. I contratti sui pozzi nella maggior parte dei casi hanno clausole tali da portare alla cancellazione se l’azienda che lo sottoscrive non usa il pozzo (use-it-or-lose-it). Perciò finora molte compagnie avevano continuato ad usarli anche mentre i prezzi scendevano.

Ma ai livelli di prezzi recenti si sono avute molte chiusure di piattaforme di trivellazione, passate a 652 la settimana chiusa il 23 marzo, ovvero 11 meno della settimana prima. Sono 228 meno di un anno prima. Nello stesso arco le piattaforme di trivellazione petrolifera sono invece salite da 462 a 1313. Si possono vedere i dati completi grazie alle statistiche compilate dall’azienda del settore Baker Hughes.

Le scoietà che operano col gas naturale sarebbero ovviamente entusiaste di spostare verso l’export una parte della produzione sotto forma di gas liquefatto, visto che altrove il gas naturale ha un mercato più generoso con i venditori. Ma come sottolinea Keith Schaefer sul sito Oilprice.com qui ci si scontra con un “collo di bottiglia” davvero difficile da superare.

Oggi ci sono 374 navi metaniere in mare, ovvero l’export di gas ha da fare i conti con un’offerta di relativamente poche navi. Secondo la società londinese di brokeraggio navale Clarkson PLC quest’anno si aggiungeranno solo due navi al totale della flotta affittabile per trasportare il gas liquefatto. Al contrario di quanto avviene ora nel trasporto di container ed altre materie prime in cui i prezzi dei noli sono scesi, chi noleggia le metaniere insomma avrà per un bel pezzo buon gioco nel fare i prezzi.

I vincoli in questo caso hanno un ovvio beneficio sui prezzi che pagano cittadini ed utilities americani, ma la prospettiva di far crescere l’export di gas naturale guadagna sostenitori: un editoriale del Washington Post lo richiedeva esplicitamente in prima pagina, partendo dalla notizia della richiesta della società Cheniere di trasformare un terminal di rigassificazione in Louisiana in una base per l’esportazione.

C’è stato chi ha fatto già i conti sull’impatto che avrebbe su privati ed aziende più export di gas. Secondo i calcoli della società americana RBAC, che sviluppa modelli sul mercato dell’energia, l’impatto sui prezzi dell’energia americana della crescita dell’export del gas naturale può essere 0,13$ se si toglie all’approvvigionamento continentale un miliardo di piedi cubici al giorno, mentre con quello che viene considerato scenario estremo, ovvero 6 miliardi di piedi cubici in più sulle metaniere l’aumento sarebbe di 1,33$.

Una prospettiva non catastrofica per utilities ed industrie energivore, oltre che per i cittadini, ma altri calcoli sono molto meno ottimisti sui riflessi che la crescita delle esportazioni avrebbe. Basandosi sul risultato più estremo calcolato dall’Agenzia per l’Energia, ovvero una crescita dei prezzi fino al 54% tra oggi ed il 2020, il deputato del Massachussets Edward J: Markey ha proposto di proibire ogni nuova infrastruttura per esportare gas naturale fino al 2025, in modo da conservare i prezzi più favorevoli ai consumatori e tenere bassa la bolletta energetica.

Se c’è stato un gigantesco “collo di bottiglia” nel settore del gas naturale, negli ultimi anni un analogo “collo di bottiglia” si è verificato per quanto riguarda il petrolio. Per le due materie prime sono analoghe le situazioni di domanda (stabile e addirittura in calo in certi periodi) ed offerta (con produzioni sempre crescenti). Ma un fattore differenzia le due materie prime, e come vedremo è sufficiente a determinare l’esito per i portafogli dei consumatori.

Da ormai 4-5 anni i prezzi del barile di alcune varietà di greggio come l’europeo Brent o quelli dei paesi arabi sono stabilmente più costosi di quelli dell’americano WTI (West Texas Intermediate). Il collo di bottiglia qui, al contrario di quanto accade per il gas, ha anche un riferimento geografico: Cushing, Oklahoma. Il prezzo più contenuto del WTI è dovuto soprattutto alla gestione ed alla direzione degli oleodotti nordamericani. Cushing è uno snodo fondamentale su questa mappa delle pipelines, come Bologna nel sistema ferroviario italiano. In parole povere alle raffinerie del Midwest americano si è presentata un’offerta sempre crescente di petrolio che arrivava da due direzioni, sua da sud (il Golfo del Messico) che da nord (dal Canada e a partire dal 2006 anche dal North Dakota).

In particolare due oleodotti (Seaway e Capline) per anni hanno portato petrolio a raffinerie di un’area, il Midwest, in cui gli impianti lavoravano da molti mesi già al 95% della capacità. Le società che gestivano le raffinerie, con più offerta di petrolio di quella che fossero in grado di lavorare, non hanno avuto problemi ad approvigionarsi a prezzi più favorevoli. Inoltre, come nel caso del gas, le scorte in eccesso, non comprate da raffinerie già a pieno regime, e bloccate dalle difficoltà della logistica degli oleodotti di si sono accumulate nella zona del Midwest (indicata nel settore petrolifero come PADD2).

In particolare il greggio proveniente dal Canada, più vicino geograficamente alla zona del Midwest ha particolarmente patito questo “collo di bottiglia”. I tentativi di scavalcarlo si sono scontrati con problemi tecnici, ambientali e politici (le perdite dell’oleodotto Alberta Clipper e lo stop dell’amministrazione Obama al tratto nord della nuova pipeline Keystone XL).

Ma le raffinerie americane del Midwest non sembrano così entusiaste di avere altro petrolio di cui non hanno attualmente bisogno, ed il Canada da tempo sta pensando (e litigando) su oleodotti che portino il greggio fuori dalla zona calda: uno, il  Northern Gateway ad est sul Pacifico, l’altro più ambizioso che lo porti fino in Quebec. Difficile dare torto ai canadesi: come rileva sul suo blog il professor Andrew Leach su un export totale di 2,3 milioni di barili al giorno, circa 1,8  attualmente fluisce verso quelle zone interne in cui il prezzo del greggio ha per riferimento il più conveniente WTI.

Se gas naturale e petrolio condividono alcuni aspetti di fondo, in particolare le inefficienze conseguenti a colli di bottiglia di produzione e trasporto ed anche la domanda, rimasta sostanzialmente debole per i prodotti petroliferi quasi quanto avvenuto per per la domanda di gas, i risultati per le tasche dei consumatori sono piuttosto diversi. Infatti se di queste inefficienze beneficiano le bollette quando parliamo di gas lo stesso non avviene quando c’è in ballo il petrolio. Gli americani delle aree continentali, quelle in cui le raffinerie lavorano con riferimento il più conveniente barile di WTI non hanno sensibili sconti alla pompa.

Differenza prezzi greggio e benzina (Via andrewleach.ca)

La tabella qui sopra, visibile sul blog del Professor Leach racchiude le cifre che riguardano in colore blu lo spread tra costo del greggio nel Midwest americano (in colore blu, è l’area indicata come PADD 2) e quello sulla Costa del Golfo (il barile di Brent o LLS nell’area PADD 3). In rosso, sulla scala di destra è indicata la differenza per quanto riguarda il prezzo in dollari per gallone. Nel 2011, su base settimanale, il greggio del Midwest costava $15,75 al barile meno di quello della Costa del Golfo, mentre la benzina al gallone costava  11,1 centesimi di dollaro più di quella del Golfo…

I consumatori del Midwest sono sì trattati meglio, quando fanno il pieno (secondo i dati dell’Agenzia dell’Energia) di quelli della Costa Atlantica o della California, ma hanno ben poco vantaggio dal fatto che le raffinerie dei loro Stati godano di un accesso ad un prezzo del barile di greggio meno oneroso. Perché al contrario di quanto avviene col gas naturale, che i produttori con fatica possono caricare su metaniere sempre in overbooking, per i prodotti raffinati, a cominciare dalla benzina, non ci sono ostacoli particolari a trasportare la produzione in Europa od in Asia. Anzi, proprio nei mesi scorsi gli Stati Uniti sono tornati ad essere un esportatore netto di prodotti raffinati. Non a caso le raffinerie dell’area PADD3, soprattutto quelle di Texas e Louisiana, negli ultimi mesi hanno imitato quelle del Midwest e lavorano ormai a piena capacità.

La raffinazione in USA divisa per aree (via ourfiniteworld.com)

Gli ultimi mesi hanno quindi cambiato anche il panorama della distribuzione del petrolio. La canadese Enbridge, per evitare l’ingorgo che blocca e svaluta la propria produzione, ha a lungo cercato di far invertire alla proprietaria dell’oleodotto Seaway (la ConocoPhilips) la direzione del flusso. Senza successo: alla ConocoPhilllips, proprietaria anche di raffinerie nel Midwest, conveniva lo status quo.

Allora i canadesi hanno comprato la quota della compagnia americana ed hanno potuto finalmente capovolgere la direzione del flusso che passa nei tubi Seaway: non più verso il Midwest ma verso il Golfo. La Royal Dutch Shell, azionista di maggioranza della Capline si sta interrogando a sua volta sulla opportunità di cambiare direzione alla propria pipeline per mandare greggio verso il Golfo del Messico. Se a questo quadro aggiungiamo un nuovo progetto della canadese Enbridge, di cui ha scritto un articolo uscito oggi sul quotidiano di Toronto Globe and Mail ed i lavori attorno al progetto dell’oleodotto XL Keystone viene da chiedersi se di qui ad una annetto non leggeremo di un altro “ingorgo” di barili di greggio…

Qui sopra vedete la bella infografica uscita sul sito internet del Globe and Mail. Un azzardo aggiungere altra materia prima verso il Golfo del Messico ? Il nuovo oleodotto alla Enbridge costerebbe $3,8 miliardi (dollaro americano e canadese sono vicini alla parità), ma ai produttori dell’Alberta vendere il greggio derivato dalle sabbie bituminose ai prezzi attuali (sganciati dai prezzi internazionali e legati al meno costoso WTI) costa $18 miliardi l’anno. Nessuno peraltro si aspetta che questi nuovi progetti possano portare un vantaggio diretto per chi andrà a fare il pieno, né in Canada né in U.S.A.

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Una risposta a I paradossi dell’inefficienza energetica

  1. fausto ha detto:

    Chissà se tutto questo mare di infrastrutture ha davvero senso; tra poco gas e petrolio “difficili” prenderanno a declinare, o almeno smetteranno di crescere. Sospetto che ora il vero affare lo faccia chi decide di non costruire altri tubi.

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