Il gas dopo la Russia – RiEnergia 10/01/2023

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Dopo il contributo di dicembre sul price cap, riportiamo alcuni passaggi dell’analisi di Massimo Nicolazzi per RiEnergia sul gas che viene “da Ovest e non più da Est”

RiEnergia – Due anni fa (11 gennaio 2021) ICE/TTF quotava il gas a poco più di 17 €/MWh. Il 22 dicembre dello stesso anno ha superato i 130. Una settimana prima dell’invasione dell’Ucraina (17 febbraio 2022) era tornato poco sopra i 64 Euro. L’invasione all’inizio lo fa salire ma non troppo. Poi il 3 Marzo schizza a quasi 133; si prende un breve riposo e poi (7 luglio) rischizza oltre i 180. Ad agosto più che schizzare esplode. Il 26 del mese segna 342,864. Poi comincia a scendere, con un piccolo rimbalzino (ma proprio piccolo) in coincidenza con l’esplosione di Nord Stream 1 e 2.

La discesa si è poi fatta ripida, al punto che a ottobre per qualche ora è persino successo che la quotazione si facesse negativa (insomma c’era chi era disposto a pagarvi purché gli ritiraste un po’ di gas); e infine oggi (e per oggi…) siamo tornati al prezzo prebellico. (…)

Verrebbe facile dire che son quasi due anni di montagne russe. In realtà, all’inizio, non sono solo russe. L’impennata dell’autunno 2021 segnala un mercato strutturalmente corto (che poi i russi smettendo di vendere spot e di riempire i loro stoccaggi europei abbiano contribuito ad accorciare è vero, ma da solo non basta). La ripresa post Covid della domanda (particolarmente vorace in quel periodo in Cina) si scontra con la difficoltà di far ripartire a pieno ritmo le infrastrutture dell’offerta (per ritardi di manutenzione a loro volta figli di Covid o altro). E poi ci si era messo il meteo.

Il gas ha tra i suoi principali utilizzi la generazione elettrica; e l’elettricità la puoi generare praticamente da tutto. Se però con una fonte generi meno del previsto e domandato, ti tocca chiamare in soccorso una fonte concorrente. Nel 2021 grande siccità in Brasile e crollo dell’idroelettrico. Per compensare almeno in parte hanno dovuto importare più gas. In contemporanea nel Mare del Nord il vento correva lento; e il gap di generazione eolica poteva essere compensato solo a gas; e così di seguito.

La guerra manda in tensione un mercato che già lo era di suo; e l’estrema volatilità che ne consegue alimenta tra l’altro una sua narrazione in termini di speculazione. (…)

Ritornando alle montagne russe. Per raccontare i saliscendi basta narrare di fondamentali. Del primo picco (dicembre 2021) e del mercato corto già si è detto. C’è poi l’invasione e il prezzo però per una settimana quasi non si muove. In ballo c’è la disponibilità per l’Unione Europea di 130 miliardi di mc (per la precisione, l’import dalla Russia via tubo nel 2021 è stato di 132,6 miliardi di mc), grosso modo il 30% dei suoi consumi. E però all’inizio tutti a pensare che sarà come nel 2014, che allora sopra era l’inferno e sotto il fiume azzurro del gas scorreva invece placido. Poi però si comincia a parlare di sanzioni e controsanzioni, e il mercato, come suo mestiere, sconta l’annuncio e comincia a dubitare della continuità delle forniture (picco di marzo 2022). Poi si ristabilizza tra i 90 e i 110, che gli annunci sono rimasti annunci. Da giugno/luglio riparte, che l’annuncio, infine, e, in parte, si è trasformato in realtà. Nord Stream 1 funziona al 25% della sua capacità. La linea dall’Ucraina (che è quella che arriva in Italia) viaggia sotto il 50% perché una delle due linee che la alimentano ha la stazione di compressione in area bellica e dunque è toccato chiuderla. I 130 miliardi si stanno riducendo a meno di 50. Non pare anomalo che con una simile riduzione dell’offerta il prezzo si impenni.

Poi ci mettiamo del nostro. Dobbiamo stoccare per l’inverno whatever it takes. Comincia una durissima competizione a e per l’ultima nave di GNL sia tra Asia e Europa che soprattutto intraeuropea. In pratica giriamo per traders con l’assegno in mano chiedendo che il prezzo lo scrivano pure loro. E facciamo il botto a 342,864. (…)

Poi il declino, a volte ripido come l’ascesa, e che nemmeno le esplosioni di Nord Stream riescono se non per brevissimo ad arrestare; e da ottobre il TTF back to normal ritorna ad uno spread prebellico rispetto agli altri hub. Il tutto frutto di tre fattori non propriamente finanziari. L’infrastruttura. La meteorologia. La distruzione della domanda.

Cominciamo dall’infrastruttura, che tra l’altro ci racconta l’andamento del TTF. Il gas che non viene più da Est non può che venire da Ovest. E dunque stiamo assistendo quasi a un’inversione dei flussi. Il gas che viene da Ovest per l’Europa Centrale è GNL, e l’Olanda (che è dove quotano il TTF) è nel 2021 il suo più importante punto di ingresso. Il punto si sovraffolla e dunque congestiona; e la congestione/collo di bottiglia spinge sul prezzo contribuendo al differenziale con gli altri hub. Poi a ottobre mettono in funzione due navi di rigassificazione aggiungendo 10 miliardi di mc di capacità, e lo spread ritorna in pratica ai livelli prebellici. Gratti la speculazione, e a volte ti capita che sotto ci trovi un problema di infrastruttura.

La distruzione della domanda. Da ottobre, in Italia 20/25% in meno di gas consumato per uso industriale, e non è una buona notizia (non è maggiore efficienza o sostituzione di fonte, ma in buona parte minore produzione). Ma anche il meteo, con l’inverno più caldo che mite che ci fa calare del 20% anche gli usi domestici e ci tiene a Capodanno gli stoccaggi ancora ben colmi.

Il risultato netto è che su base annua siamo passati da 75,6 a 68 miliardi di mc consumati, con il calo fortemente concentrato nell’ultimo trimestre (donde il 20% di calo comparato).

Dopo una campagna di riempimento degli stoccaggi condotta al ritmo della cavalcata delle Valchirie ci siamo insomma ritrovati via meteo e distruzione della domanda ad avere gas (temporaneamente) in eccesso; donde il prezzo negativo al TTF e il fatto che a fine anno scopriremo che nel 2022 l’Italia ha (ri)esportato gas verso l’Europa Centrale per 3 – 3,5 miliardi di mc.

Il prezzo è così sceso under 70 (che se vi pare poco ricordatevi comunque che due anni fa stava a 17). Però più che un prezzo è un saldo. L’acconto lo avevamo già versato ad agosto.

Il gas senza la Russia

Per come stanno oggi le cose suppongo che nessuno si spinga a ipotizzare un aumento nel 2023 degli attuali flussi dalla Russia. L’idea che ci sia concorso europeo (per non dire americano) alla riparazione dei Nord Stream o revoca del divieto polacco al transito di gas russo sulla linea da Yamal parrebbe a essere generosi peregrina; e perché aumentino i flussi dell’Ucraina occorrerebbe un accordo di pace o almeno di tregua. Insomma oggi il caso base è che i flussi restino quelli attuali (il che vorrebbe dire per il 2023 20/25 miliardi di mc, per lo più in arrivo in Italia, dalla Russia in UE al posto dei mitici 130) o per cautela di analisi che si azzerino del tutto. Con l’avvertenza che qui e nel testo “russo” sta per russo via tubo; che nel silenzio generale l’importazione di GNL russo in Europa prosegue e anzi cresce, e ha ampiamente superato nel 2022 i 20 miliardi di mc/anno.

Come lo sostituiamo il russo del tubo? Anzitutto possiamo provare a ridurre i volumi da sostituire agendo, magari senza distruggerla, sulla domanda. Un po’ è cambiamento di fonte (più generazione rinnovabile, il nucleare francese che si rimette a funzionare, e quant’altro); e un po’, e tendenzialmente, molto può essere riduzione della domanda via maggiore efficienza. Qui i modelli come d’uso si sbizzarriscono (AIE inclusa); ma l’idea prevalente e a cui faccio gli auguri è che già nel 2023 si possano via “efficienza” risparmiare in UE dai 22 ai 28 miliardi di mc di gas naturale.

I consumi ovvero la domanda è ciò su cui dobbiamo prioritariamente agire, ma non è questa la sede del dettaglio. Piuttosto qui si vorrebbe cercare di sintetizzare le lezioni che in tema di offerta ci ha dato la guerra, e vedere se se ne possano trarre direzioni dell’agire. La prima lezione è che la sicurezza è anzitutto ridondanza.

Nel trovarci a dover sostituire il russo facciamo i conti con il calo nell’ultimo decennio (e già prima) dei nostri investimenti di settore, che tanto il gas è fossile e dunque emette ed è meglio importarlo che farselo in casa; e anche che è inutile fare tubi o rigassificatori che tanto poi si decarbonizza. Il risultato netto è che non ci siamo “assicurati”via pluralità di fonti e infrastrutture contro il venir meno del russo; e che adesso scontiamo il tutti rigassificammo a stento.

La seconda lezione è che il russo sarà sostituito più che prevalentemente da GNL. C’è nel mondo nuova capacità di liquefazione (23 miliardi nel 2023) in costruzione; e la previsione generale è che il nuovo dovrebbe nel giro di due/tre anni consentire al mercato (inteso come equilibrio tra domanda e offerta al netto del russo) di normalizzarsi. Qui però la contraddizione europea. È chiaro a tutti che abbiamo bisogno nel breve di infrastrutture che normalmente si ripagano nel lungo; e anche che per garantirci la disponibilità dei volumi dovremmo rivisitare (come pesantemente stanno facendo i cinesi) la pratica di contratti di acquisto di lungo periodo e non limitarci ad acquisti spot. Né l’infrastruttura né il contratto long term sono però sicuramente compatibili nel lungo periodo di utilizzo che sottendono con gli obiettivi europei di decarbonizzazione; e dunque si rendono possibili per gli operatori solo in presenza di forme di sostegno pubblico che garantiscano comunque la remunerazione del capitale investito e/o la salvaguardia dal venir meno del mercato di destinazione. (…)

Terza lezione. Meno tubo e più GNL vuole dire che in mercato corto noi Europa si concorre sempre più con i mercati asiatici per il nostro approvvigionamento. Storicamente il gas in Europa costava meno del GNL in Asia. Poi il mercato corto (il differenziale premia per la prima volta il mercato asiatico nel dicembre 2021) e la guerra hanno ribaltato l’andamento; e adesso meteo e stoccaggi pieni hanno riportato il TTF sotto al JKM.

Qui però attenti al futuro, che di nuovo potrebbe farsi assai volatile. Meteo e domanda e infrastruttura. Ma il mercato non lo fanno (solo) loro. Il mercato lo fa (soprattutto)  la Cina. Nel 2022 i consumi cinesi, via anche prevenzione Covid, sono leggerissimamente diminuiti, laddove le importazioni di GNL sono scese di 21 miliardi di mc a fronte di un aumento delle importazioni via tubo di 5 miliardi. La previsione è che il tubo nel 2023 porterà via Russia 7 miliardi in più; ma ciò che succederà dei consumi in generale nel regime di dopo Covid ora instaurato è difficile prevedere. Se gli riparte la domanda sarà soprattutto di GNL e non sarà una buona notizia né per i nostri prezzi né per i nostri approvvigionamenti. Il nostro prossimo inverno dovrà comunque passare da Pechino.

Last but not leastil prezzo ai tempi del GNL. A mercato corto e prezzi alti il prezzo si rende del tutto indipendente dal costo di produzione. Alla fine tutto è gas, il prezzo lo fa la molecola e non la forma (liquida o gassosa) del suo ingresso in mercato e il suo prezzo se la giocano domanda e offerta. (…)

Anche ai “moderati” prezzi di gennaio i margini di arbitraggio rimangono enormi. Ma che succede se il mercato, nel senso sopraddetto, si riequilibra? In questo diverso contesto l’idea che il GNL “costi” più del tubo acquista significato. Liquefare, trasportare, rigassificare costa sicuramente più che pompare e vettoriare (soprattutto poi se il tubo è già ammortizzato). Se il GNL è parte essenziale del nostro approvvigionamento, il suo costo marginale (aumentato di un qualche aggio) diventa il prezzo del gas tout court. Nelle condizioni dell’oggi (con migliaia di variabili dal prezzo del fuel al costo dei noli a quant’altro) significa rispetto ad es. all’americano che per averlo non possiamo pensare di pagarlo meno di 40/45 €/MWh (il costo del russo per il russo era misurabile in centesimi; e il gasdotto da Cipro, pur da ammortare, veniva dato economico a meno di 30 €/MWh). Il vecchio normal stava dalle parti dei 20/25 €; e il new normal, a mercato riequilibrato potrebbe stare (al netto di ETS…) dalle parti dei 40/45.

Ma per carità, il mio è solo un guess e basato su una modellazione rudimentale. E i modelli, come tutti sappiamo, non sono proprio scienza; ma piuttosto ed etimologicamente speculazione.

P.S. Vi so stupiti che non abbia fatto cenno al price cap. È solo che, per parafrasare e un po’ storpiare il Maestro, di ciò di cui è inutile parlare si deve tacere. 

Fonte: Il gas dopo la Russia (RiEnergia, 10/01/2023)

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