2.5 Il commercio internazionale e l’industria del GNL · tecnologia a ciclo combinato alimentato...

Il gas naturale è stato, sino a tempi recenti, un combu-stibile essenzialmente regionale. Sino all’inizio deglianni Novanta, il commercio internazionale di gas natu-rale era in larga misura limitato alle principali reti digasdotti nordamericani, europei e russi. Un commerciodi Gas Naturale Liquefatto (GNL) di modeste dimen-sioni, seppure in crescita, riforniva i mercati dell’OCSE(Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Eco-nomico) nell’Asia orientale, in Europa e in Nordameri-ca. Tuttavia, vi era una scarsa interazione tra i diversimercati regionali: l’idea di un ‘mercato mondiale delgas’, analogo al florido ‘mercato mondiale del petrolio’era quasi inconcepibile.

Questa realtà sta cambiando. Con lo sviluppo dellatecnologia a ciclo combinato alimentato a gas naturale(CCGT, Combined Cycle Gas Turbine) il gas è diventa-to il combustibile privilegiato per la produzione di ener-gia elettrica, stimolando l’interesse mondiale per l’ac-quisto di forniture di gas. Ciò ha trasformato in impor-tatori le regioni povere di gas e ha altresì messo sottopressione i tradizionali paesi fornitori del Nordamericae dell’Europa, costringendoli a guardare più lontano persoddisfare il loro crescente fabbisogno. I progressi tec-nologici relativi alle modalità di trasporto di gas natura-le via gasdotto e di GLN hanno ridotto i costi di trasfe-rimento su lunghe distanze; allo stesso tempo, le possi-bilità di scoprire nuovi giacimenti di petrolio appaionosempre più limitate. Di conseguenza, le compagnie petro-lifere internazionali hanno deciso di investire nella ‘mone-tizzazione delle risorse di gas inutilizzate’.

2.5.1 Il commercio del gas

Tradizionalmente, i maggiori importatori sono stati i prin-cipali paesi industrializzati dell’OCSE. Nella tab. 1 sonoelencati i primi nove importatori di gas nel 2003; vengo-no anche indicati i quantitativi che arrivano via gasdotto

e sotto forma di GNL, nonché l’incidenza percentuale ditali importazioni sul quantitativo totale di gas che arrivaai mercati del paese. Un cambiamento dei mercati deter-mina una variazione nell’andamento delle importazioni.Il Regno Unito, che per molti anni ha avuto un surplus digas, si è trovato costretto a importarne quote significati-ve, in quanto la sua produzione nel Mare del Nord comin-cia a declinare, mentre il suo fabbisogno è in aumento.Né l’India né la Cina hanno importato gas prima del 2004,ma si prevede che ne diventeranno grandi importatori.

I principali esportatori hanno da sempre avuto riser-ve di gas abbondanti rispetto al fabbisogno. La tab. 2elenca gli undici paesi esportatori più importanti nel2003, indicando le quote esportate via gasdotto e sottoforma di GNL, nonché l’incidenza percentuale di taliesportazioni sulla produzione totale. Molti degli Statiche figurano in questo elenco dispongono ancora di unsignificativo surplus di riserve da destinare all’esporta-zione e saranno i principali protagonisti dell’espansio-ne del commercio di gas. Il Canada, che è stato il prin-cipale fornitore oltre frontiera degli Stati Uniti, costitui-sce un’eccezione, in quanto non è riuscito a tenere ilpasso con la domanda del Nordamerica; vi sono fortidubbi sulla sua capacità d’aumentare le esportazioni inmisura significativa.

Nel 2003, quasi il 60% della produzione petroliferamondiale era destinato al commercio internazionale, per-lopiù attraverso il trasporto su navi petroliere. Per con-tro, solo il 21% della produzione mondiale di gas attra-versava un confine internazionale. Tuttavia, questa per-centuale rappresenta un significativo incremento rispettoa quella del 1978, quando solo l’11% del gas prodottoera destinato al commercio internazionale, mentre il com-mercio internazionale di petrolio riguardava il 54% dellaproduzione. La fig. 1 illustra l’incidenza percentuale dellaproduzione di gas e petrolio sul commercio internazio-nale, indicando le quote trasportate via gasdotto e sottoforma di GNL.

155VOLUME IV / ECONOMIA, POLITICA, DIRITTO DEGLI IDROCARBURI

2.5

Il commercio internazionalee l’industria del GNL

I costi di trasporto del gasA causa della sua bassa densità, il gas naturale com-

porta costi di stoccaggio e di trasporto maggiori di quel-li del petrolio e del carbone; il gas (per parafrasare unadescrizione dei vini regionali francesi) ‘non viaggia be-ne’. Nella fig. 2 sono messi a confronto i costi di tra-sporto del gas, del petrolio e del carbone in funzionedella distanza. Per il gas, inoltre, tali costi sono partico-larmente sensibili alle economie di scala. I gasdotti di

grande diametro e gli impianti di GNL di grosse dimen-sioni minimizzano i costi sulla lunga distanza, ma potreb-bero fornire volumi superiori alla capacità di assorbi-mento immediato del mercato di destinazione. È quasisempre meno costoso trasportare petrolio mediante petro-liere che non attraverso oleodotti. Il trasporto del gaspone però problemi più complessi: su distanze brevi,quello via gasdotto è, di solito, più economico rispetto aquello di GNL effettuato su navi metaniere, che richiede

156 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

I FONDAMENTALI ECONOMICI DEGLI IDROCARBURI

tab. 1. Principali paesi importatori di gas (2003)

Importazioninette

via gasdotto

Importazioninette di GNL

Totaleimportazioni

nette

Fornituretotali di gas

Incidenza %delle

importazionisulle forniture

Stati Uniti 81,8 12,7 94,5 644,0 14,7%

Germania 76,4 0,0 76,4 94,1 81,2%

Giappone 0,0 79,8 79,8 82,5 96,7%

Italia 55,9 5,5 61,4 69,6 88,3%

Francia 31,8 9,9 41,7 43,5 95,9%

Corea del Sud 0,0 26,2 26,2 26,2 100,0%

Spagna 8,7 15,0 23,7 24,2 97,9%

Turchia 16,2 5,0 21,2 21,6 98,1%

Belgio/Lussemburgo 14,3 3,2 17,4 17,4 100,0%

tab. 2. Principali paesi esportatori di gas (2003)

Esportazioninette

via gasdotto

EsportazioniGNL

Totaleesportazioni

nette

Fornituretotali gas

Incidenza %esportazioni

sulle forniture

Russia 131,8 0,0 131,8 578,6 22,8%

Canada 90,8 0,0 90,8 180,5 50,3%

Norvegia 68,4 0,0 68,4 73,4 93,1%

Algeria 33,1 28,0 61,1 82,8 73,8%

Indonesia 3,7 35,7 39,4 72,6 54,3%

Paesi Bassi 29,2 0,0 29,2 58,3 50,2%

Malesia 1,6 23,4 25,0 53,4 46,8%

Qatar 0,0 19,2 19,2 30,8 62,3%

Trinidad e Tobago 0,0 11,9 11,9 24,8 48,0%

Nigeria 0,0 11,8 11,8 19,2 61,4%

Australia 0,0 10,5 10,5 33,2 31,7%

costosi processi di liquefazione e di rigassificazione, aprescindere dalla distanza del luogo di destinazione. Per-tanto, se ne deduce che i costi del trasporto a lunga distan-za di GNL (una volta liquefatto) risultano inferiori rispet-to a quelli via gasdotto, mentre il trasferimento a breveraggio di GNL è, in genere, più costoso di quello effet-tuato via gasdotto.

A causa dei vincoli imposti dalla tecnologia deigasdotti offshore, i trasporti di gas via mare avvenivano,inizialmente, soprattutto sotto forma di GNL. Le primeesportazioni di gas dall’Africa del nord verso la Francia,l’Italia e la Spagna, per es., furono fatte sotto forma diGNL, dato che all’epoca non esisteva la tecnologia neces-saria per costruire gasdotti nelle acque profonde del Medi-terraneo. Tuttavia, quando ciò è divenuto possibile, nel1981, con la posa del gasdotto Transmediterraneo, checollega l’Algeria all’Italia attraverso la Tunisia, nel com-mercio marittimo il trasporto di gas naturale via gasdot-to è diventato competitivo con quello di GNL. Dopo l’i-naugurazione del primo sistema transmediterraneo, leespansioni del commercio dall’Algeria all’Italia, allaSpagna e al Portogallo sono state tutte via gasdotto.

Tipi di commercio regionaleNelle sue fasi iniziali, il commercio internazionale

di gas nell’America Settentrionale e in Europa avveni-va, di solito, via gasdotto fra i paesi vicini (per es., dalCanada agli Stati Uniti o dai Paesi Bassi alla Germania).Con la crescita dei mercati e con l’aumento delle tassesui rifornimenti, il commercio a lungo raggio, come quel-lo di GNL o di gas naturale via gasdotto dall’Africa delnord all’Europa occidentale, hanno acquistato un’im-portanza crescente.

L’Agenzia Internazionale per l’Energia (AIE) defi-nisce questi scambi «commercio interregionale», perdistinguerli dai flussi su distanze più brevi, che general-mente caratterizzano il «commercio intraregionale».Anche se non tutto il commercio interregionale è costi-tuito da trasporti a lungo raggio, la distinzione adottataè un utile modo di considerare la tendenza all’affermar-si di un commercio internazionale di gas naturale sudistanze più lunghe. L’AIE ha definito le ‘regioni’ in que-stione in alcune delle sue pubblicazioni, per es. nel Worldenergy outlook 2004. Con lievi modifiche, il presentecontributo analizza le tendenze del commercio interna-zionale prendendo come riferimento le regioni indivi-duate dall’AIE, ossia: Europa dell’OCSE, America Set-tentrionale dell’OCSE, Nordest asiatico, Economie intransizione, Africa, Sudest asiatico (incluse Australasiae Asia del sud), Medio Oriente e America Latina. Altredue importanti regioni, Cina e India, sono rimaste esclu-se dal commercio internazionale fino alle prime espor-tazioni di GNL in India nel 2004, ma si prevede chediventeranno in futuro importatori di grande rilievo.

La fig. 3 illustra lo sviluppo del commercio interna-zionale di gas tra il 1978 e il 2003. Nel 1978, l’84,4%dei rifornimenti era destinato ai consumi interni del paeseproduttore, ma tale percentuale è scesa al 79,1% nel 2003.Il commercio intraregionale è aumentato dal 6,6% del1978 all’8,3% del 2003, con un tasso di crescita del 4%annuo nell’arco di tempo considerato; i movimenti di gasinterregionali, sia sotto forma di GNL sia via gasdotto,


IL COMMERCIO INTERNAZIONALE E L’INDUSTRIA DEL GNL

prod

uzio

ne m

ondi

ale

(%)

10

30

20

40

50

60

70

anno

commercio di petrolio

commercio totale gas

commercio via gasdotto

commercio GNL

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

0

fig. 1. Incidenza percentuale della produzione di gas e petrolio sul commercio internazionale.

doll

ari/

MB

tu

doll

ari/

boe

0

1

2

3

4

0

5

10

15

20

distanza (km)0 2.000

gasdottoonshore

di 20'' (2,6)

gasdotto offshorea bassa pressione

di 36'' (10,3)

gasdotto offshoread alta pressione

di 42'' (30,5)gasdotto onshorea bassa pressione

di 36'' (10,3)gasdotto onshorea bassa pressione

di 56'' (32)

trasportooleodotto onshore

trasporto inpetroliera

trasporto carbonein nave carboniera

impianto adue treni di GNL,

compresarigassificazione (8,9)

4.000 6.000 8.000 10.000 12.000

fig. 2. Esempio illustrativodei costi di trasporto di gas,petrolio e carbone, chemostra i costi più elevati e gli effetti di scala del gas(tra parentesi è indicata la capacità di trasporto del gas espressa in Gm3).

hanno avuto un incremento più rapido, con un tasso dioltre il 10% annuo.

America SettentrionaleLe industrie del gas nelle tre principali regioni impor-

tatrici dell’OCSE (America Settentrionale, Europa eAsia dell’Est) si sono sviluppate in modo molto diver-so. L’America Settentrionale, con le ingenti risorse digas degli Stati Uniti e del Canada, è diventata un siste-ma regionale quasi autosufficiente. Nel corso del tempo,la produzione nazionale di gas degli Stati Uniti non èpiù riuscita a soddisfare appieno la crescita del fabbi-sogno, sicché il paese si è trovato a dipendere semprepiù dai surplus canadesi. Nel 2003, tuttavia, il com-mercio intraregionale, principalmente dal Canada agliStati Uniti, rappresentava solo l’11,4% dei rifornimen-ti nordamericani.

La liberalizzazione e la ristrutturazione dell’industriadel gas nell’America Settentrionale, avvenuta tra la finedegli anni Settanta e l’inizio degli anni Ottanta, rappre-sentarono la risposta a un fallimentare esperimento dicontrollo dei prezzi alla fonte, condotto sia negli StatiUniti sia in Canada. L’abbandono del sistema dei prezzicontrollati e la liberalizzazione dell’accesso al sistemadel gas si ebbe dopo il cospicuo aumento dei prezzi ener-getici mondiali provocato dagli shock petroliferi dei primianni Settanta. Essi determinarono un notevole aumentodei prezzi nell’America Settentrionale e una conseguen-te contrazione della domanda, tali da creare una ‘bolla digas’ con una ridondanza di offerta per un esteso periododi tempo. Ciò favorì la concorrenza dei prezzi e, di conse-guenza, si arrivò all’impossibilità di vendere nei mercatinordamericani GNL a prezzo regolamentato. La bolla digas indotta dalla regolamentazione è stata la principale

causa della diminuzione del gas fornito dell’AmericaSettentrionale all’inizio degli anni Ottanta.

Gli scambi di GNL hanno rappresentato l’unico com-mercio interregionale dell’America Settentrionale. Leesportazioni si sono basate su un piccolo impianto diliquefazione (1,3 milioni di tonnellate) situato nella Baiadi Cook (Alaska), che cominciò a esportare verso il Giap-pone nel 1969. Nel 1972, con la costruzione del primodi quattro terminali di ricezione di GNL, prese avvio ilcommercio di GNL con l’Algeria. Tuttavia, una contro-versia sui prezzi con l’Algeria, associata alla ristruttu-razione dell’industria del gas dell’America Settentrio-nale che rese invendibile il gas di prezzo più elevato,causò una drastica riduzione delle importazioni di GNL.Per un certo periodo di tempo, tutti i terminali statuni-tensi vennero chiusi (due di essi per oltre 20 anni); conla rinascita dell’interesse per le importazioni nordame-ricane di GNL, tutti e quattro sono diventati nuovamen-te operativi e si è attuata, o è in progetto, una loro espan-sione. Inoltre, sono stati proposti numerosi progetti pernuovi terminali di importazione, alcuni dei quali hannosuperato la fase di approvazione.

Nordest asiaticoLo sviluppo dell’industria del gas naturale nel Nor-

dest asiatico ha seguito un percorso molto diverso. IlGiappone e Taiwan hanno una produzione nazionalepiuttosto limitata, mentre la Corea del Sud è del tuttopriva di queste risorse, pertanto l’industria del gas svi-luppatasi nella regione è basata quasi interamente suGNL importato: nel 2003, il 97,4% del consumo di gasnei tre paesi sopra citati era basato su GNL di impor-tazione. Così, mentre l’America Settentrionale può esse-re considerata ampiamente autosufficiente, il Nordest



Gm

3

0

3.500

importazioni di GNL

importazioni interregionali

importazioni intraregionali

rifornimento nazionale

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

anno1978

1978 (%)

84,46,65,04,0

nazionaleintraregionaleinterregionale

GNL

2003 (%)

79,18,36,16,4

1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002

fig. 3. Fonti dei rifornimenti mondiali di gas (1978-2003).

asiatico dipende quasi interamente dal commercio inter-regionale.

Le prime importazioni in questo mercato furonoinaugurate, nel 1969, dal contratto di fornitura dell’A-laska con le compagnie giapponesi Tokyo Electric eTokyo Gas. Nel 1973, il Giappone iniziò a importaregas dal Brunei e, nel 1977, seguirono altre importazio-ni dall’Indonesia e da Abu Dhabi. Dopo il Giappone, aipaesi importatori si aggiunsero la Corea del Sud (1986)e Taiwan (1990). Ancora nel 1996, le importazioni diGNL di questi tre paesi rappresentavano il 78% del tota-le mondiale.

Tra il 1977 e il 1994, le importazioni dall’Alaska eda Abu Dhabi hanno rappresentato gli unici rifornimen-ti di gas provenienti dall’esterno della regione Asia-Paci-fico. Successivamente, con un’espansione delle impor-tazioni provenienti da Abu Dhabi (1994) e grazie all’av-vio di alcuni progetti nel Qatar (1997) e nell’Oman (2000),il gas mediorientale ha acquistato un ruolo più impor-tante nel mercato del Nordest asiatico.

EuropaSe l’America Settentrionale costituisce un sistema

quasi interamente autosufficiente e il Nordest asiaticodipende quasi campletamente dal commercio interregio-nale, in Europa la domanda di gas si è sviluppata in modoassai più complesso. Secondo la definizione dell’AIE,l’Europa dell’OCSE include alcuni paesi dell’Europaorientale: Repubblica Ceca, Ungheria, Polonia e Repub-blica Slovacca. Secondo questa visione allargata, all’in-terno dell’Europa occidentale confluiscono tre modelliregionali di distribuzione del gas che per un certo temposono stati separati e in larga misura isolati: quello del-l’Europa continentale, del Regno Unito e della Russia.

Fatta eccezione per piccoli commerci di frontiera nelMare del Nord con la Norvegia e i Paesi Bassi, il RegnoUnito è stato autosufficiente fino al 1998, quando entròin funzione il gasdotto Interconnector, che lo metteva incollegamento con il Belgio. All’inizio, l’Interconnectorfu utilizzato soprattutto per esportare nel continente euro-peo il surplus britannico del Mare del Nord. Successi-vamente, è diventato un gasdotto di bilanciamento sta-gionale: esporta nel continente in estate e importa nelRegno Unito in inverno, per coprire il picco della doman-da che si verifica nella stagione fredda. Poiché il RegnoUnito dipende in misura crescente dalle importazioni,l’Interconnector può essere utilizzato per integrare i rifor-nimenti in diminuzione del Mare del Nord. Analoga-mente, se i volumi di GNL previsti dai contratti di for-nitura eccedono il fabbisogno del paese, il gasdotto puòessere usato per dirottare il surplus di gas verso l’Euro-pa. Il mercato britannico, pertanto, è integrato con la retecontinentale.

I paesi dell’Europa orientale entrati a far partedell’Europa dell’OCSE erano originariamente riforniti

esclusivamente dalla rete sovietica, che includeva anchela Finlandia, la maggior parte dell’Austria e la Turchia.Anche per questi Stati la realtà sta cambiando, per effet-to della progressiva integrazione fra le reti europea edex sovietica. Tutti i paesi dell’OCSE collegati in passa-to esclusivamente alla rete sovietica, hanno diversifica-to le loro fonti di approvvigionamento, fatta eccezioneper la Repubblica Slovacca.

Dal 1978 al 2003, la quota di mercato dei riforni-menti interni all’Europa dell’OCSE è scesa dal 58 al37%; anche la percentuale dei rifornimenti intraregio-nali è diminuita dal 24 al 22%. Gli approvvigionamentiinterregionali via gasdotto e sotto forma di GNL hannoconosciuto l’incremento più rapido. Di conseguenza,l’incidenza dei rifornimenti provenienti dai paesi ester-ni all’Europa dell’OCSE rispetto alle importazioni tota-li di gas è passata dal 17 al 41%.

All’inizio del secondo dopoguerra, l’Italia era unimportante produttore di gas e anche molti altri paesicontinentali, come la Germania e la Francia, avevanouna modesta produzione di gas; tuttavia, un’importan-te rete continentale ha cominciato a formarsi solo dopola scoperta e lo sviluppo dell’immenso giacimento diGroningen, nei Paesi Bassi, all’inizio degli anni Sessanta.Il gas di Groningen ha un alto tenore di azoto; le primeesportazioni in Belgio, Francia e Germania furono effet-tuate attraverso un sistema a basso potere calorifico. IPaesi Bassi per molti anni hanno importato gas a pote-re calorifico più elevato e hanno altresì un sistema delgas maggiormente articolato.

Le prime scoperte in Norvegia furono quelle di gasassociato nel giacimento di Ekofisk, agli inizi degli anniSettanta. Le esportazioni nel continente europeo inizia-rono nel 1977 e furono dirette in Germania; le successi-ve scoperte di gas nella porzione norvegese del Mare delNord, incluso il giacimento gigante di Troll, furono anch’es-se destinate al continente europeo. Esistono, in totale, cin-que gasdotti marini separati che servono la Germania, ilBelgio e la Francia. I Paesi Bassi e la Norvegia, insiemeal Regno Unito e alla Danimarca, che esportano mode-ste quantità, sono state le principali fonti di rifornimen-to di tutto il gas intraregionale nell’Europa dell’OCSE.

L’importante espansione della rete russa nell’Euro-pa occidentale (inclusi i rifornimenti provenienti dal-l’Ucraina e dal Turkmenistan) si ebbe nel 1973-74, quan-do i gasdotti che collegano la Germania e l’Italia con-sentirono di esportare il gas degli immensi giacimentidella Siberia occidentale. Successivamente, la quota russadel mercato dell’Europa OCSE è aumentata in modoconsiderevole, passando dal 13%, nel 1978, a quasi il27%, nel 1999. In seguito, un aumento delle importa-zioni di GNL ha ridotto leggermente la percentuale russache, nel 2003, restava peraltro attestata sul 25%.

L’Algeria ha iniziato, nel 1964, a esportare GNL inEuropa con spedizioni dirette verso la Francia e il Regno



Unito. Il mercato si è poi esteso al Belgio e alla Spagnae, assai più tardi, a Grecia, Portogallo e Turchia. Con lacostruzione del gasdotto Transmediterraneo, nel 1981,l’Italia si è aggiunta all’elenco degli importatori di gasdall’Algeria. Nel 1996, quando è stato completato ilgasdotto del Maghreb, che arriva in Spagna e in Porto-gallo, l’Algeria ha aggiunto una seconda linea transme-diterranea di collegamento con l’Europa.

Se in Europa fanno la parte del leone nel commer-cio internazionale (intra- e interregionale) Paesi Bassi,Norvegia, ex Unione Sovietica e Algeria, crescente impor-tanza ha acquistato il GNL proveniente da altri fornito-ri. La Libia si è inserita, nel 1971, nella lista dei paesiesportatori di GNL, grazie ai progetti per il rifornimen-to dell’Italia e della Spagna avviati in quell’anno. Conil rapido incremento del commercio di GNL, anche Nige-ria, Trinidad e Tobago, Egitto e Qatar sono diventati paesiesportatori con contratti europei a lungo termine, men-tre altri esportatori di GNL hanno fornito volumi a brevetermine. Nonostante l’aumento delle esportazioni nor-vegesi, i quantitativi a livello interregionale hanno avutoun incremento più rapido e sono arrivati a rappresenta-re il 67% del commercio internazionale globale.

Altri mercatiTradizionalmente, il commercio internazionale di gas

è stato dominato dai paesi collegati alle reti di gasdotti nor-damericana, europea e russa, nonché dalle importazionidi GNL del Nordest asiatico. Il resto del commercio inter-nazionale ha avuto carattere diffuso. Per molti anni, la Boli-via ha esportato gas in Argentina, ma gli approvvigiona-menti sono terminati nel 2000. Nello stesso anno, la Boli-via ha cominciato a esportare gas in Brasile attraverso ilgasdotto Bolivia-Brasile, ma il volume delle esportazioniiniziali è rimasto molto al di sotto delle aspettative. L’Ar-gentina ha esportato gas in Cile, Brasile e Uruguay.

Un commercio diffuso si è avuto anche nel MedioOriente. L’Afghanistan ha esportato gas in Russia sinoalla fine degli anni Ottanta e l’Iraq in Kuwait fino allaGuerra del Golfo nel 1990. Prima della Rivoluzione ira-niana, l’Iran esportava gas in Russia e, nel 2001, hannopreso avvio i rifornimenti alla Turchia. L’Iran importaanche piccole quantità di gas dal Turkmenistan ed è inol-tre attivamente impegnato nel progetto di un gasdotto dicollegamento con l’India attraverso il Pakistan, ma i pro-gressi in questa direzione sono stati rallentati dalle ten-sioni tra i due paesi asiatici.

Nel Sudest asiatico, le esportazioni via gasdotto dalMyanmar alla Thailandia sono iniziate nel 2000; Singapo-re ha avviato le prime importazioni di gas dalla Malaysianel 1992 e dall’Indonesia nel 2001.

PrevisioniNel World energy outlook 2004, l’AIE indica le sue

previsioni per il commercio interregionale di gas sino al

2030. Le stime indicano che l’Europa dell’OCSE, dovenel 2003 era concentrato il 63% del commercio interre-gionale mondiale di gas (il 21% del quale sotto forma diGNL), avrà nel 2030 il più alto tasso di crescita degliscambi. Tuttavia, la quota europea del mercato interre-gionale mondiale scenderà al 52% e l’America Setten-trionale, l’India e la Cina si affermeranno come paesiimportatori. L’AIE non fornisce stime relative all’inci-denza del GNL rispetto agli approvvigionamenti viagasdotto. In Europa, la Libia si aggiungerà agli esporta-tori via gasdotto grazie alla sua nuova linea Greenstream,che la collega a Italia; Russia e Algeria continueranno acompetere per il mercato degli approvvigionamenti viagasdotto. Tuttavia, per il GNL si prevede una crescita piùrapida. Il contributo nordamericano alla crescita del com-mercio interregionale (con tutta probabilità esclusiva-mente sotto forma di GNL) sarà secondo solo a quellodell’Europa.

Il previsto rallentamento della crescita dei mercatidel Nordest asiatico (le stime dell’AIE sono state retti-ficate per includere Taiwan) significa che il contributodella regione al commercio interregionale globale pas-serà dal 37 al 20%. Mentre in Giappone e in Corea è infase di studio l’approvvigionamento via gasdotto, si pre-vede che la crescita delle importazioni continuerà sottoforma di GNL.

Sia l’India sia la Cina si stanno aggiungendo all’e-lenco dei paesi importatori: l’India già a partire dal2004, con i terminali di recezione di Daheej per il gasproveniente dal Qatar, e la Cina nel 2006, con il termi-nale di Guandong per il gas australiano. Una serie didifficoltà politiche ha bloccato i progetti di un collega-mento via gasdotto dell’India con l’Afghanistan e l’I-ran attraverso il Pakistan e con il Bangladesh. Fino aquando questi problemi politici non saranno risolti, siprevede che il mercato interregionale in tale paese saràdominato dal GNL.

In Cina sono in fase di studio sia importazioni diGNL sia la costruzione di un gasdotto per l’importazio-ne di gas dal giacimento di Kovytka, nella Siberia orien-tale, o da Sakhalin. Il modo in cui, alla fine, si svilup-perà il bilancio degli approvvigionamenti dipenderà, inparte, dalla risposta dei mercati all’introduzione di ungas nazionale più costoso, per effetto dell’ambiziosogasdotto che attraversa il paese da Ovest a Est, dalla Cinaoccidentale a Shangai.

Secondo le stime dell’AIE, relative alle esportazioniinterregionali, nel 2030 il Medioriente e l’Africa sarannoi protagonisti dell’espansione dell’offerta. Nel 2003, ilcontributo congiunto delle due regioni al commercio digas ammontava al 33%, ma si prevede che salirà al 55%nel 2030. Le esportazioni mediorientali avverranno pre-valentemente sotto forma di GNL. Mentre è probabile chenell’Africa del nord le esportazioni via gasdotto avrannoun predominio ancora più marcato, le esportazioni dalla



Nigeria e da altri paesi dell’Africa occidentale sarannoprobabilmente sotto forma di GNL.

Tra il 2003 e il 2030, le economie in transizionevedranno diminuire la quota delle esportazioni dal 39 al23%. La principale area di rifornimento della Russia,nella Siberia occidentale, è arrivata alla maturità, in quan-to i grandi giacimenti di Urengoi, Yamburg e Medvezhyesi avviano al declino. L’espansione dipende in larga misu-ra dai progetti di sviluppo dell’immenso giacimento diShtokman, nel Mare di Barent, e dei giacimenti nellaPenisola di Yamal. A oriente, Sakhalin si avvia a diven-tare un’importante fonte di esportazioni di gas sotto formadi GNL (e forse via gasdotto), mentre il giacimento diKovytka, nella Siberia orientale, è il principale candida-to per le esportazioni via gasdotto dirette verso la Cina.

Vi sarà un’ulteriore crescita delle esportazioni di gasnel Sudest asiatico, in particolare dall’Australia, e anchedall’America Latina, principalmente sotto forma di GNL.

2.5.2 Economie di scala e costi di trasporto

Tecnologia e costi dei gasdottiL’energia utilizzata per il trasporto di gas in un

gasdotto serve non solo per compensare la dissipazio-ne dovuta all’attrito, come accade per il petrolio, maanche per conservare la densità del fluido nella con-dotta. In caso di eccessiva distanza fra le stazioni dicompressione, le perdite di pressione dovute all’attritodeterminano un’espansione del gas, a detrimento dellacapacità di trasporto della condotta. L’intervallo tra lestazioni di compressione ha, quindi, un’importanza cru-ciale. Il calo di pressione ottimale nei gasdotti conven-zionali si aggira intorno al 30%; oltre questa soglia sirende necessario riportare la pressione ai livelli di eser-cizio. La configurazione idealizzata di un gasdotto abassa pressione tradizionale è illustrata nella fig. 4. Nel-l’esempio le stazioni di compressione sono poste a unadistanza di circa 120 km.

I gasdotti traggono significativi vantaggi dalle eco-nomie di scala. Di conseguenza, nella loro progettazio-ne si preferisce dare alle condotte le dimensioni massi-me consentite dalle condizioni di mercato, al fine di mini-mizzare i costi di trasporto. I mercati, però, non sonostatici, bensì tendono a crescere. Un gasdotto progetta-to per un determinato livello di flusso sarà spesso sot-toutilizzato inizialmente, durante il primo periodo dibuild-up, ossia di avviamento del mercato, quando i flus-si sono al di sotto di quelli ottimali. Un gasdotto di que-sto tipo viene definito ‘sottoalimentato’. Ne risulta unaumento del costo unitario di trasporto, in quanto la capa-cità del gasdotto non è pienamente utilizzata.

In alcune fasi della crescita del mercato, gli opera-tori si trovano a dover fronteggiare richieste di flussi

superiori al livello ottimale. Prima di investire nell’e-spansione della capacità della condotta possono decide-re di aumentare la compressione per ‘stiparvi’ una mag-giore quantità di gas. Tuttavia questa ‘sovralimentazio-ne’ diventa anch’essa una scelta antieconomica, nellamisura in cui i livelli di flusso non aumentano tanto dacompensare i maggiori costi comportati da pressioni piùelevate.

Nella fig. 5 sono illustrati i costi di due gasdotti di1.000 km (con un diametro rispettivamente di 30" e di36") a vari livelli di flusso. È evidente come l’efficaciadei costi aumenti quando ci si avvicina a valori di uti-lizzo ottimali e diminuisca quando la condotta deve esse-re sovralimentata per incrementare ulteriormente i teno-ri di flusso. Nel progettare un sistema per un nuovo mer-cato, gli operatori devono decidere quali sono le di-mensioni ottimali in rapporto alla crescita attesa delmercato. Se si scelgono condotte di diametro troppo pic-colo si rischia di essere costretti in seguito a costoseespansioni; se il diametro è eccessivamente grande si



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1.000

1.250 calo di pressione ottimaledi circa il 30% tra stazioni

stazione 1

profilo di pressione

stazione 2 stazione 3

flusso

fig. 4. Condizioni di esercizio ottimale di un gasdotto: effetti di un aumento della compressione per ottimizzare i flussi.

cost

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km (

doll

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0,75

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capacità volumetrica (BCM)6 75 8

sottoalimentato

gasdotto di 30"gasdotto di 36"

sovralimentato

ottimale

109 11 12

fig. 5. Comparazione tra capacità volumetrica e costi di trasporto per un gasdotto di 1.000 km, 1.000 psi.

corre il pericolo di andare incontro a periodi prolungatidi sottoutilizzo del gasdotto.

I nuovi gasdotti hanno perlopiù caratteristiche atte asoddisfare le esigenze di un mercato significativamentepiù vasto di quanto non fosse all’inizio. Il sistema piùcomunemente utilizzato per contenere i costi è quello didilazionare l’investimento in alcune delle stazioni di com-pressione, fino a quando la crescita del mercato nonimponga di ristabilire i livelli di esercizio preventivati.Durante le fasi iniziali, quando i flussi sono ridotti, leperdite di pressione dovute all’attrito sono abbastanzacontenute, tanto da consentire al sistema di operare effi-cacemente con un numero minore di stazioni (fig. 6). Inun mercato in crescita, una volta raggiunti i limitati incre-menti di capacità ottenibili attraverso l’aumento dellacompressione, è necessario procedere all’espansione fisi-ca del gasdotto. Tali espansioni vengono realizzate alter-nando il ‘raddoppio’ delle linee esistenti all’aggiunta dialtre stazioni di compressione. Nel primo caso, si proce-de a raddoppiare le condotte tra le stazioni di compres-sione, creandone due tratti dove prima ne esisteva unosolo. Con questo sistema, la riduzione delle perdite nellecondotte raddoppiate consente al gas di immettersi neicompressori della stazione più vicina con una pressionesufficiente a riportare la pressione di esercizio ai livellipreventivati, anche se la stazione non può raggiungereun indice di compressione altrettanto elevato quanto quel-lo che può avere con i flussi preventivati dal progetto ori-ginario. Questo sistema è illustrato nella fig. 7.

Il passo successivo al raddoppio delle condotte è, disolito, l’aumento della compressione di determinate sta-zioni, in modo d’accrescere la capacità di flusso. A uncerto punto del processo di raddoppiamento delle con-dotte e di aumento della compressione, il gasdotto diven-ta a tutti gli effetti raddoppiato. Vi sono diversi esempidi gasdotti multipli in alcuni dei sistemi più vecchi degliStati Uniti: in un caso troviamo addirittura ben nove con-dotte parallele in un’unica località. A volte, l’esistenza

di condotte parallele consente al sistema di separare gasdi diversa qualità, ove ciò presenti dei vantaggi.

I gasdotti ad alta pressioneUno dei più importanti sviluppi tecnologici degli

anni Novanta è stato l’impiego di leghe speciali d’ac-ciaio che hanno consentito la costruzione di gasdotti adalta pressione. Quelli tradizionali, messi in posa onshorein America Settentrionale e in Europa, erano soltanto di1.220 psi; negli anni Novanta, però, sono stati costruitidiversi gasdotti con pressioni di valori compresi tra 2.200e 2.800 psi. Le pressioni elevate sono utili per i gasdot-ti a lunga distanza, in particolare per quelli marini. Peres., i gasdotti del Mare del Nord che collegano il giaci-mento norvegese di Troll con il continente europeo sonotutti ad alta pressione.

I gasdotti ad alta pressione sono vantaggiosi per il tra-sporto del gas destinato alle centrali elettriche alimentatea gas. I tradizionali gasdotti a bassa pressione potrebberoavere problemi nella gestione dei flussi transitori là dovei generatori di energia sono dispacciati come carichi inter-medi o di picco, mentre quelli ad alta pressione hanno unmaggiore line-pack e possono assorbire più facilmente lavariabilità dei carichi transitori. Questa è una delle ragio-ni che hanno determinato la costruzione del gasdotto ma-rino di Yacheng, che collega l’isola di Hainan, in Cina, aHong Kong, entrato in esercizio nel 1996.

La crescente tendenza all’esplorazione e alla pro-duzione offshore di gas naturale richiede un uso piùintensivo di gasdotti marini. Ciò vale, in particolare, peril Mare del Nord, il Golfo del Messico, l’Africa occi-dentale e il Sudest asiatico. Inoltre, in alcuni casi (nesono esempi i gasdotti transmediterranei che colleganol’Africa settentrionale all’Europa meridionale) i gasdot-ti marini offrono un’alternativa in grado di competerecon il processo di liquefazione e di trasporto del gassotto forma di GNL.



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1.000

1.250 calo di pressione tra le stazioni 1 e 3corrispondente al flusso ridotto

stazione 1


stazione 2(omessa)

stazione 3

flusso ridotto

fig. 6. Condizioni di funzionamento di un gasdotto omettendo una stazione di compressione nella fase di build-up del mercato.

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1.000

1.250 diminuzione della perdita di pressionequando le sezioni sono raddoppiate

stazione 1


stazione 2 stazione 3

flusso aumentato

fig. 7. Condizioni di funzionamento di un gasdotto quando vengono raddoppiate le condotte tra le stazioni per aumentare la capacità.

La necessità d’allestire stazioni di compressioneper assicurare flussi ottimali costituisce una grandesfida per i gasdotti marini. Su brevi distanze, come èstato il caso della maggior parte delle piattaforme diproduzione del Golfo del Messico, la compressionesulla piattaforma di produzione è sufficiente per l’in-vio del gas a una stazione di compressione sulla terra-ferma. Per distanze più lunghe, tuttavia, come succe-de sempre più di frequente nel Mare del Nord, potreb-be essere necessario aggiungere una piattaforma riser,cioè ‘di risalita’, sulla quale viene collocata una sta-zione di compressione intermedia che aumenta la pres-sione del gas: esse però accrescono in modo significa-tivo i costi del sistema.

Il primo trasporto di gas dalla porzione norvegese delMare del Nord verso il continente europeo ha riguarda-to il gas associato proveniente dal giacimento di Ekofiska Emden (Germania). Fu utilizzato un gasdotto lungo440 km e di 36" di diametro, dotato di due piattaformeriser, distanti circa 145 km. Alcuni giacimenti satellitidella stessa area utilizzavano la piattaforma Ekofiskper aumentare la compressione; quando l’esplorazionesi spinse più a nord, anche altri giacimenti utilizzaro-no il complesso di Ekofisk come stazione di compres-sione.

Uno dei vantaggi dei gasdotti ad alta pressione nelletratte marine è quello di ridurre la necessità di stazionidi compressione intermedie. I gasdotti progettati per col-legare l’Europa continentale con il giacimento norvege-se di Troll sono ad alta pressione. Per es., il sistema Fran-pipe con un diametro di 42" trasporta il gas da una piat-taforma riser centrale nel Mare del Nord a Dunquerque(Francia), coprendo una distanza di 840 km, senza chesia necessaria un’altra riser.

La fig. 8 chiarisce i vantaggi dell’alta pressione, uti-lizzando come modello un gasdotto che copre una distan-za equivalente a quella del sistema Franpipe nel Maredel Nord (850 km), progettato per 15 miliardi di metricubi (Gm3). Se il gasdotto fosse stato realizzato con lavecchia tecnologia a bassa pressione, sarebbe statonecessario costruire piattaforme di risalita e raddop-piare le condotte per convogliare tali volumi. Con unsistema ad alta pressione, la spesa di capitale (CAPEX,CAPtital EXpenditure) totale è significativamente infe-riore e la tariffa che ne deriva è più bassa del 36% rispet-to a quella che si sarebbe avuta con un sistema a bassapressione.

Tendenze dei costi di costruzione dei gasdottiL’introduzione di gasdotti ad alta pressione ha com-

portato una significativa riduzione dei costi laddove taletecnologia risultava applicabile (il sistema dell’alta pres-sione potrebbe non essere indicato per gasdotti di pic-cole dimensioni o su brevi distanze o ancora per gasdot-ti interconnessi con una rete a bassa pressione). Tuttavia,

alla riduzione dei costi si è associato un significativomutamento nella tipologia delle condotte. Nei casi in cuivengono utilizzate quelle di tipo standard, potrebbe darsiun aggravio delle spese, in quanto sono aumentati i costidi manodopera e dei materiali.

L’onere economico dei singoli gasdotti varia signi-ficativamente a seconda del progetto, anche quando lecondotte utilizzate sono dello stesso tipo, in ragione diuna serie di fattori: differenze di terreno, grado di urba-nizzazione, vincoli di legge e costo locale del lavoro.Pertanto, poiché il numero di progetti realizzati annual-mente è limitato, risulta difficile avere un campioneabbastanza ampio che consenta di stabilire le tenden-ze dei costi.

Una serie temporale di dati relativi ai costi di costru-zione dei gasdotti è pubblicata nel numero annuale Pipe-line economics dell’«Oil & Gas Journal», che presentauna sintesi dei costi di costruzione dei gasdotti negli StatiUniti, suddivisi in base al diametro, alla lunghezza e aquattro elementi che incidono sul costo: diritto di tran-sito, materiali, lavoro e costi vari. Per quanto limitato aiprogetti statunitensi, il campione è sufficientementeampio da dare un’idea delle tendenze dei costi e delleloro variazioni tra progetti analoghi.

I costi dei progetti analoghi subiscono notevoli varia-zioni anche nel corso di uno stesso anno. Per es., l’in-dagine relativa al 2005, prende in esame dodici diver-si progetti di gasdotti con diametro di 36". Il costomedio è risultato di 1,15 milioni di dollari per chilo-metro, ma con un campo di variazione compreso tra2,19 (massimo) e 0,72 (minimo) milioni di dollari. Ingenerale, si sono registrati costi superiori per i gasdot-ti di minor lunghezza o per quelli localizzati in areealtamente urbanizzate, come gli Stati Uniti nord-orien-tali. I sei gasdotti superiori a 50 km di lunghezza e



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stazioni dicompressione

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fig. 8. Costi illustrativi di un gasdotto marino: confronto tra un nuovo gasdotto ad alta pressione e un vecchio gasdotto a bassa pressione con piattaforme di compressione riser.

situati al di fuori del nordest urbanizzato avevano uncampo di variazione più ridotto: da un massimo di 1,11a un minimo di 0,72 milioni di dollari per km, con unamedia di 0,88 milioni.

Una serie temporale sui costi dei gasdotti tratta dallarilevazione dell’«Oil & Gas Journal» indica che vi è statauna certa tendenza all’aumento dei costi per progettisimilari. La fig. 9 mostra un indice relativo ai costi di ungasdotto con 36" di diametro e alla potenza del com-pressore: nel periodo di 14 anni preso in esame, la poten-za del compressore tende ad aumentare solo del 17%,mentre i costi del gasdotto tendono a un incremento del155%. Determinate caratteristiche del mercato norda-mericano potrebbero far sì che in questa serie tempora-le gli incrementi dei costi risultino sovrastimati rispettoalle tendenze registrate in altri mercati. La crescita delladomanda nel nordest degli Stati Uniti, un’area fortementeurbanizzata e quindi con costi elevati, ha imposto nume-rose espansioni più brevi e costose, mediante la molti-plicazione delle condotte. Inoltre, la cosiddetta ‘sindro-me del vicinato’ (nota come Not-In My-Back-Yard,NIMBY), ossia l’ostilità della popolazione della zonaprescelta nei confronti dell’installazione dell’impianto,ha reso più lungo e complicato il processo di approva-zione per la posa di nuovi gasdotti. Nei mercati in cui leregolamentazioni sono meno severe, vengono a manca-re alcuni dei fattori che causano alcuni di questi incre-menti dei costi.

Tuttavia, il brusco aumento del prezzo dell’acciaio,verificatosi a metà del 2000, associato alla straordinariaespansione della domanda cinese, ha influito pesante-mente sui costi dei gasdotti. Poiché il costo dell’acciaiorappresenta dal 20 al 30% dei costi dei gasdotti di gran-de diametro, qualsiasi significativo incremento nel prez-zo dell’acciaio ha un impatto notevole sui costi da soste-nere per la loro costruzione. L’impatto è maggiore per igasdotti più piccoli, in quanto la capacità di quelli dimaggiori dimensioni aumenta più rapidamente del con-tenuto in acciaio della condotta.

Tecnologia dei gasdotti in acque profondeUno dei progressi più significativi compiuti nella tec-

nologia dei gasdotti è la possibilità di posa delle con-dotte in acque profonde. Quando cominciarono le primeesportazioni di gas dall’Algeria all’Europa mediterra-nea, non vi era la capacità tecnica che consentisse la posanella fossa marina che separa la Tunisia dalla Sicilia o ilMarocco dalla Spagna. Di conseguenza, le prime espor-tazioni avvennero sotto forma di GNL, anche se il tra-sporto a breve raggio di GNL è svantaggioso dal puntodi vista economico, a prescindere dalla distanza, per viadei costi del processo di liquefazione e rigassificazione.

Il problema della posa delle condotte in acque profon-de fu risolto per la prima volta nel 1983, con la costru-zione del gasdotto Transmediterraneo che collega l’Al-geria all’Italia passando per la Tunisia. Il gasdotto attra-versa una fossa marina profonda 600 m, posta tra laTunisia e la Sicilia. Grazie a questa innovazione, tutte leespansioni delle esportazioni di gas dall’Algeria all’Ita-lia o alla Spagna sono state via gasdotto, anziché sottoforma di GNL.

Uno degli elementi chiave della nuova tecnologia èla messa a punto di nuove tecniche per la posa delle con-dotte in acque profonde. Nella tradizionale ‘posa a S’ lecondotte vengono saldate orizzontalmente sul ponte dellanave. La configurazione a ‘S’ è dovuta al fatto che letubazioni sono sospese orizzontalmente sulla rampa divaro; vengono poi fatte scivolare sul fondo del mare e,infine, sistemate nuovamente in posizione orizzontale.Per far sì che le condotte non si deformino, occorre evi-tare angoli bruschi; inoltre, la distanza del tubo inclina-to tra il bordo della nave e il fondo del mare deve esse-re notevole.

Una più innovativa tecnologia, introdotta per primadalla Saipem, affiliata dell’Eni, è detta ‘posa a J’. In que-sto caso, la condotta è tenuta in posizione verticale perla saldatura a bordo della nave; poi è fatta scivolare ver-ticalmente sul fondo del mare, in modo tale da ridurreal minimo la distanza tra l’estremità del tubo tenuto intensione sul bordo della nave e quella sul fondo. Se inquesta posizione la saldatura pone alcuni problemi, taletecnica permette però di raggiungere grandi profondità,senza sottoporre la condotta a sollecitazioni dannose.

Quando fu realizzato il sistema transmediterraneodivenne chiaro che i minori costi rendevano più conve-niente il trasporto via gasdotto, anziché sotto forma diGNL per la distanza più breve sino all’Italia. Tuttavia,sia il GNL sia i gasdotti hanno subito, nel corso deltempo, variazioni dei costi in rapporto al miglioramen-to delle tecnologie. Per il GNL, hanno avuto grandeimportanza le riduzioni dei costi del processo di lique-fazione e delle metaniere. Per quanto riguarda il pro-cesso di liquefazione, i miglioramenti più importantihanno riguardato la scala dei treni di liquefazione. Sein passato il tipo di turbine utilizzato limitava la portata



%

50

100

150

200

250 gasdotto di 36"

potenza del compressore

anno

indice 1990�100

1990 19941992 1996 1998 2000 2002 2004

fig. 9. Tendenze nei costi di costruzione dei gasdotti (diametro di 36" e potenza del compressore).

dei treni a 2 milioni di tonnellate, le dimensioni sononotevolmente aumentate, consentendo di realizzaremigliori economie di scala. Lo sviluppo più significa-tivo per gli impianti di liquefazione si è avuto nel 1999,con la costruzione a Trinidad e Tobago del primo trenoche superava il limite dei 2 milioni di tonnellate e conil conseguente avvio del proliferare di treni di grandidimensioni. Quelli da 4 milioni di tonnellate sono diven-tati la norma e il Qatar ha in progetto treni da 7,8 milio-ni di tonnellate.

La riduzione dei costi delle metaniere è dovutaassai più alla concorrenza tra i cantieri che non a muta-menti di dimensioni o di struttura. Per un certo tempo,i cantieri giapponesi hanno dominato il mercato dellemetaniere, ma negli anni Novanta la concorrenza diquelli coreani ha dato avvio a un’ondata di riduzionedei prezzi.

I minori costi nella costruzione dei gasdotti sono statisoprattutto l’effetto dei progressi tecnologici che hannoreso possibili, per es., i gasdotti ad alta pressione e laposa delle condotte in acque profonde. Tuttavia, questimiglioramenti sono controbilanciati, in parte, dall’au-mento dei costi di materiale e manodopera.

L’idea che il trasporto transmediterraneo via gasdot-to fosse più economico di quello in metaniera sottoforma di GNL è stata valida, probabilmente, fino allafine degli anni Novanta. Dalla metà del 2000, però, lasuperiorità del trasporto via gasdotto non è più cosìnetta. La fig. 10 pone a confronto, per gli anni 1997(pre-Trinidad e Tobago) e 2005, i costi del trasporto delgas naturale via gasdotto con i costi di quello che avvie-ne sotto forma di GNL dall’Algeria all’Italia. Il trasfe-rimento via gasdotto risultava l’alternativa più econo-mica nel 1997, ma nel 2005 il GNL risulta vincente.Come si evince dalla figura, il GNL ha beneficiato dellatendenza alla riduzione dei costi, ma l’uso di gasdottidello stesso tipo nei due periodi esaminati dà luogo aun incremento dei costi (intorno al 25%) dovuto all’au-mento dei costi di materiali e manodopera.

È difficile effettuare una comparazione diretta tra leeconomie dei due sistemi di trasporto del gas. Il gasdotto

considerato nella fig. 10 è destinato al trasporto di gasfino a Roma (anche se il sistema transmediterraneo sispinge più a nord) e lungo la strada rifornisce la Siciliae l’Italia del sud. L’impianto di GNL utilizzato per il con-fronto è limitato al trasporto di GNL rigassificato al ter-minale di La Spezia, vicino a Genova, senza ulterioridistribuzioni intermedie. Di conseguenza, le due desti-nazioni non sono strettamente comparabili. Inoltre, ilsistema transmediterraneo ha conosciuto significativeespansioni nel 1996, che hanno creato un certo poten-ziale di economia di scala rispetto al gasdotto originariodi dimensioni minori.

Il confronto dei costi di trasporto attraverso il Medi-terraneo fino alla Spagna evidenzia un chiaro vantaggioeconomico del trasporto via gasdotto. Anche il gasdot-to del Maghreb, collegato alla Spagna, fu terminato nel1996. Nonostante l’aumento dei costi dei gasdotti e ladiminuzione di quelli del GNL, l’alternativa del trasportovia gasdotto risulta vantaggiosa in entrambi i casi.

La tecnologia delle condotte in acque profonde haaperto nuove possibilità, un tempo precluse, per il tra-sporto via gasdotto. La Norvegia non era in grado di fararrivare il gas del Mare del Nord nel proprio territorio acausa della presenza della fossa marina che separa il con-tinente dalla piattaforma del Mare del Nord. Nel 1985,la Statoil riuscì per la prima volta ad attraversare la fossacon il gasdotto Statpipe, facendo arrivare il gas dalla piat-taforma di Statfjord, a Karsto, sulla terraferma, per poiinviarlo, attraverso la fossa, alle piattaforme di com-pressione del Mare del Nord.

Tuttavia, il più ambizioso sistema di trasmissionein acque profonde è il gasdotto Blue Stream, che attra-versa il Mar Nero dalla Russia alla Turchia. Entrato inesercizio nel 2003, esso è lungo 374 km; è di proprietàdell’Eni e della Gazprom e raggiunge la profondità di2.150 m. A tali profondità, occorre prestare attenzionealle eventuali tensioni esterne cui è sottoposta la con-dotta, che potrebbero causarne l’implosione. A 2.150 mla pressione supera le 3.100 psi. Di conseguenza, il BlueStream è progettato per sostenere 5.150 psi e ha una pres-sione di esercizio di quasi 3.700 psi.



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0

0,50

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1,50

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2,50trasporto a Roma via gasdotto

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rigassificazione

trasporto in metaniera

liquefazione

trasporto del gasdotto all’impianto

La Spezia

prospettiva 1997 prospettiva 2005Roma La Spezia Roma

GNL gasdottotransmediterraneo

GNL gasdottotransmediterraneo

i costidei gasdotti

sonoaumentati;

i costidel GNL

sonodiminuiti

fig. 10. Costi illustrativi del trasporto di gasdall’Algeria (Hassi R’Mel)all’Italia. Le stimeassumono un gasdotto di dimensioni standard,impianti di GNL a due treni, costi di produzione correnti e un fattore di carico del gasdotto del 90%.

Grande interesse hanno suscitato i miglioramenti tec-nologici (e la riduzione dei costi) del GNL. Ma graziealla tecnologia delle condotte sottomarine i gasdotti pos-sono competere con il GNL per i trasporti marittimi.

Economie di scala nei gasdottiI gasdotti consentono significative economie di scala:

mentre i costi di costruzione di quelli realizzati sulla ter-raferma sono proporzionali al diametro delle condotte, lacapacità di portata è più strettamente associata alla sezio-ne delle tubature, che è una funzione del quadrato del dia-metro. Così, raddoppiando il diametro di un gasdotto onsho-re si ottiene una capacità quattro volte superiore a quelladi un gasdotto di diametro inferiore. Le comparazioni nelcaso dei gasdotti sottomarini sono meno semplici, ma leeconomie di scala sono importanti anche per essi.

La fig. 11 confronta i costi di trasporto del gas rela-tivi a gasdotti onshore e offshore di differenti dimensio-ni, su una distanza di 1.000 km. Nel caso dei gasdottionshore, un aumento delle dimensioni delle condotte da30" a 42" riduce i costi del 32%; se il gasdotto di 42"viene convertito in un sistema ad alta pressione, la di-minuzione del costo totale arriva al 51%. Per i gasdottioffshore, i risparmi associati all’aumento delle dimen-sioni sono ancora maggiori: un gasdotto di 42" compor-ta un risparmio del 37% rispetto a quello di 30" e del63% se il gasdotto di 42" è ad alta pressione.

Il 'tiro alla fune' tra economie di scala dei gasdottie dimensioni del mercato

Al fine di minimizzare i costi, nella costruzione diun gasdotto è preferibile utilizzare condotte per quanto

possibile di grandi dimensioni. Tuttavia, molti merca-ti non sono abbastanza grandi da poter assorbire mag-giori volumi e si ha pertanto una sorta di ‘tiro alla fune’tra dimensioni del mercato e dimensioni ottimali delgasdotto.

Il GNL ha il vantaggio che i maggiori volumi resipossibili da treni di liquefazione su scala mondiale pos-sono essere distribuiti a terminali più piccoli in diver-si mercati, evitando così il sovraccarico di un singoloterminale. D’altro canto, i terminali di GNL sono loca-lizzati sulle coste e il GNL rigassificato deve esseretrasportato via gasdotto se è destinato a mercati del-l’entroterra. Così i paesi con elevate concentrazioniurbane sulla costa, come Giappone, Corea e Taiwan,sono adatti all’approvvigionamento sotto forma diGNL, mentre le vaste e popolose regioni di paesi comela Cina o l’India devono essere rifornite via gasdotto,anche se il gas proviene da terminali di GNL sullacosta.

È difficile stabilire in che misura l’approvvigiona-mento via gasdotto risulti economicamente vantaggio-so nei diversi paesi, ma si può avere un’idea del pro-blema delle economie di scala confrontando le dimen-sioni di diversi mercati nazionali. La fig. 12 offre unacomparazione di questo tipo: essa si avvale di serie sto-riche relative a un gruppo di grandi paesi che utilizza-no o hanno in progetto di utilizzare l’approvvigiona-mento via gasdotto, al fine di definire un ‘indice delledimensioni del mercato del gas’. L’indice considera l’in-cremento dell’utilizzo di gas per il consumo finale (esclu-sa la produzione di energia elettrica) nel quinquennio1998-2002, aggiungendo la quantità supplementaredi gas che si renderebbe necessaria se il 25% di tutta la



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ari/

MB

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0

0,50

1,00

1,50alta pressione

bassa pressione

42"

Gm3

42" alta pressione, 30,236" alta pressione, 20,530" alta pressione, 13,642" bassa pressione, 12,936" bassa pressione, 8,830" bassa pressione, 5,9

Gm3

42" alta pressione, 28,036" alta pressione, 19,030" alta pressione, 12,742" bassa pressione, 12,936" bassa pressione, 8,830" bassa pressione, 5,9

36" 30"

gasdotti onshore

42" 36" 30"0

0,50

1,00

1,50alta pressione

bassa pressione

42" 36" 30"

gasdotti offshore

42" 36" 30"

fig. 11. Costi illustrativi del trasporto di gas via gadotto su una distanza di 1.000 km (capacità volumetrica in Gm3).

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gasdotto bassa pressione 36"

25% energia elettrica prodotta da impianti CCGT

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gasdotto bassa pressione 30"

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fig. 12. Indice delle dimensioni del mercato del gas per alcuni paesi importatori di gas rispetto alle capacità di trasporto via gasdotto.

produzione incrementale di energia elettrica in unitàCCGT fosse alimentata a gas naturale in centrali a ciclocombinato. Da ciò si possono dedurre le dimensioni otti-mali del mercato che chi sviluppa il progetto potrebbeaver sperato di rifornire nei diversi paesi.

La fig. 12 indica, inoltre, la capacità volumetrica diun gasdotto ad alta pressione di 42", nonché quella digasdotti a bassa pressione di 36" e 30". Il grafico nontiene conto di variabili quali le differenze nel consumolocale o le importazioni di GNL. Esso, però, mette inluce come le dimensioni di alcuni di questi mercati sianoinadeguate alla capacità volumetrica dei gasdotti e in chemisura lo sviluppo di un mercato della produzione dienergia elettrica giustifichi la scelta di gasdotti di gran-de diametro.

Per il mercato della Cina, che ha l’indice più eleva-to, è di importanza cruciale l’incremento dell’impiegodi gas naturale nella produzione di energia elettrica. L’am-bizioso gasdotto, lungo 4.200 km, che si sviluppa lungola direttrice da Ovest a Est, dal Bacino di Tarim a Shan-gai, ha una capacità volumetrica di 12 Gm3, notevol-mente inferiore rispetto a quella che potrebbe offrire ungasdotto ad alta pressione con diametro di 42". Tuttavia,il costo del gas trasportato via gasdotto è assai più ele-vato di quello del carbone nel mercato regionale.

Sebbene la Corea abbia un mercato del gas assai piùmodesto di quello del Giappone (26,9 Gm3 nel 2003,rispetto ai 76,5 del Giappone), essa ha un indice piùelevato in ragione di un tasso di crescita più rapido.Fino alla metà del 2000, sia il Giappone sia la Corea,hanno importato gas esclusivamente sotto forma diGNL, sebbene entrambi avessero preso in seria consi-derazione l’alternativa dell’approvvigionamento viagasdotto. Tuttavia, la concorrenza tra GNL e approv-vigionamento via gasdotto nel mercato del gas in espan-sione rende ancora più difficile giustificare la costru-zione di gasdotti di grande diametro. Nel caso del Giap-pone, l’approvvigionamento via gasdotto è ulteriormentecomplicato dalla mancanza nel paese di una rete nazio-nale di distribuzione: la sua industria del gas si è svi-luppata in regioni isolate, attorno ai terminali di impor-tazione di GNL. Poiché i costi della costruzione di ungasdotto in Giappone sono assai alti, ne derivano seriostacoli all’alternativa dell’approvvigionamento viagasdotto.

La domanda attesa di energia termica in Brasile èstata uno dei principali motivi per la costruzione delgasdotto lungo 3.415 km, ed entrato in funzione nel1999, che collega il paese alla Bolivia. Il gasdotto hauna capacità volumetrica di 11 Gm3, ma nel 2003 i volu-mi effettivi sono stati di appena 4,9 Gm3. La difficoltàdi costruire nuove centrali elettriche alimentate a gas(con uno status di must run, ossia il cui funzionamentoè essenziale per il servizio elettrico), a fronte della pesan-te dipendenza del Brasile dall’energia idroelettrica, e i

problemi di svalutazione della moneta hanno costituitoun ostacolo per il raggiungimento dei livelli di eserciziopreventivati.

La fig. 12 evidenzia anche come l’attesa espansionedella domanda di gas in India sarà in gran parte legataalla produzione di energia elettrica. A causa delle diffi-coltà politiche connesse all’importazione di gas dall’I-ran o dal Turkmenistan via Pakistan o ancora dal Ban-gladesh, le prime importazioni di gas sono avvenute sottoforma di GNL. Mentre i progetti di gasdotti restano indiscussione, una divisione del mercato tra GNL e approv-vigionamenti via gasdotto complicherà il problema discala per i gasdotti.

2.5.3 Contratti internazionali

I termini dei contratti internazionali per la fornitura di gas

Sia i gasdotti sia gli impianti di GNL sono progettiad alta intensità di capitale e possono comportare signi-ficativi rischi finanziari per gli investitori. Non sorprendepertanto che gli investimenti in gasdotti e in impianti diGNL si siano basati tradizionalmente su contratti a lungotermine tra venditori e compratori, intesi come strumentodi condivisione dei rischi. Il fondamentale modello diriferimento per tali accordi è il Contratto di Compra-vendita.

Malgrado alcune differenze, i termini e le condizio-ni per le transazioni di GNL e di gas via gasdotto sonoper la maggior parte simili. I contratti possono essere lun-ghi pagine e pagine, ma generalmente definiscono iseguenti punti: a) termine; b) quantità; c) tassi di prelie-vo; d) obblighi relativi ai volumi; e) fonte di approvvi-gionamento; f ) punto di consegna e trasporto; g) qualitàdel gas e altre caratteristiche tecniche; h) prezzo; i) causedi forza maggiore; j) risoluzione delle controversie.

TermineQuesta parte del contratto ne definisce la durata e

specifica le scadenze delle consegne iniziali. I primi con-tratti avevano una durata perlomeno ventennale e nonerano insoliti i contratti di venticinque e trent’anni. Dopola ristrutturazione dell’industria del gas nell’AmericaSettentrionale, in Gran Bretagna e, in maniera crescen-te, nel continente europeo, vi sono state pressioni perabbreviare i contratti. Ciò vale, in particolare, per i con-tratti relativi all’approvvigionamento via gasdotto e, soloin misura minore, per quelli di fornitura di GNL. Il con-tratto specifica, di solito, un livello minimo di prelievo,ma poiché la maggior parte dei clienti ha bisogno di uncerto tempo per arrivare ai livelli di domanda di merca-to pianificati, vi si prevede anche una fase di build-up,ossia di ‘avvicinamento graduale’, durante la quale sipossono effettuare prelievi inferiori.



La liberalizzazione dei mercati del gas ha portato allosviluppo di scambi a breve termine e su mercati spot.Nei mercati liberalizzati dell’America Settentrionale edel Regno Unito (e in misura crescente nel resto del-l’Europa), l’accesso ‘aperto’o ‘a terzi’ (TPA, Third PartyAccess) è imposto per legge. Il modello tradizionale, incui il cliente doveva acquistare contemporaneamente gase trasporto, è stato eliminato ed è divenuto possibile com-prare il gas e provvedere separatamente al trasporto. Dac-ché il gas è diventato un bene commerciabile in questimercati, il mercato spot si è affermato come la formapredominante di commercializzazione del gas.

Nelle prime fasi della liberalizzazione, vi è stato uneccesso di capacità inutilizzata della rete ed era faciledisporre di una capacità a breve termine per i movimentidi gas. Negli Stati Uniti, la capacità delle condotte è sta-bilita su una base mensile, durante la cosiddetta bid week(settimana di offerta). In un periodo di surplus di capa-cità, non vi era bisogno di contratti a lungo termine. Tut-tavia, quando si rese necessaria l’espansione delle infra-strutture, gli investitori richiesero delle garanzie per lacopertura del servizio del debito. Nei contratti di tra-sporto del gas è stata quindi inserita una clausola shipor pay. Vari clienti potenziali possono fare un’offerta peruna capacità ampliata nel corso di una ‘stagione aperta’e i trasportatori vincitori sottoscrivono un’obbligazionedi pagamento a lungo termine, assai simile ai vecchi con-tratti a lungo termine. La durata può essere inferiore, main ogni caso abbastanza lunga da assicurare la copertu-ra del servizio del debito.

Il commercio a breve termine si è sviluppato ancheper il GNL, tuttavia ha un’incidenza assai minore rispet-to a quella che ha per le forniture via gasdotto. Nel 2004,il volume degli scambi a breve termine di GNL era paria meno del 12% del commercio totale e nessun nuovoimpianto di GNL è stato inaugurato senza che almenouna parte della produzione fosse ancorata a contratti alungo termine. Di conseguenza, questa tipologia di con-tratto, che ha perso importanza per gli approvvigiona-menti via gasdotto, rimarrà probabilmente la base delcommercio di GNL.

Quantitativi e tassi di prelievoI contratti di fornitura di GNL e via gasdotto spe-

cificano, normalmente, un volume minimo, definitoquantitativo annuo contrattuale (ACQ, Annual ContractQuantity). Al fine di consentire ai clienti di arrivare aottemperare gli obblighi contrattuali, la maggior partedei contratti prevede una fase di build-up, ossia di avvi-cinamento graduale al volume traguardo, nella quale èconsentito il prelievo di volumi inferiori al quantitati-vo annuo previsto dal contratto. Possono anche esser-vi clausole che prevedono una certa flessibilità dei quan-titativi annuali contrattuali e, in alcuni casi, una varia-bilità stagionale.

Data l’importanza di programmare gli invii dellemetaniere per un utilizzo ottimale dell’impianto, i con-tratti per il GNL prevedono una programmazione delleconsegne che fissa le scadenze annuali della consegna edella ricezione dei carichi.

Nel caso dei gasdotti, le capacità sono misurate, ingenere, su base giornaliera e molti contratti specificanopertanto una quantità massima giornaliera (MDQ, Max-imum Daily Quantity), oltre alla quantità annua. Le esi-genze dei clienti di solito mutano nell’arco delle venti-quattr’ore, ma per i carichi dei gasdotti tradizionali que-ste variazioni possono essere fronteggiate con il cosiddettoline-pack, ossia lo stoccaggio del gas mediante com-pressione nelle reti di trasporto e di distribuzione. Tut-tavia, quando i carichi intragiornalieri subiscono varia-zioni eccessive, ne può risultare compromessa la capa-cità dei gasdotti di convogliare i volumi previsti, cosicchéla maggior parte dei contratti pone dei limiti sui flussiorari. Per es., per alcuni gasdotti del nordest degli StatiUniti, dove predominano i carichi stagionali dovuti all’u-so degli impianti di riscaldamento, viene utilizzata la‘regola del 6%’. Essa prevede che gli utenti, in una qual-siasi ora del giorno, non possano prelevare più del 6%della loro quantità massima giornaliera, il che equivalea un fattore di capacità giornaliera del 70%, sulla basedell’erogazione oraria di punta.

Tale clausola si è dimostrata particolarmente impor-tante alla luce del crescente impiego di gas naturale perle centrali elettriche a ciclo combinato o con turbine acombustione (CT, Combustion Turbine). Si tratta diimpianti che, quando devono coprire una domanda inter-media o di punta, possono impoverire notevolmente leriserve di rete. Alcuni dei gasdotti più recenti destinatia questi tipi di carichi utilizzano un sistema ad alta pres-sione per massimizzare le riserve di rete.

Poiché i gasdotti sono il veicolo finale per la conse-gna del gas agli utenti, essi costituiscono l’elemento dicollegamento tra le attività di stoccaggio e l’utilizzo fina-le; per far fronte alle irregolarità della domanda, moltigasdotti prevedono una qualche forma di servizio sta-gionale, di stoccaggio o di punta.

Obblighi relativi al volumeNei contratti tradizionali il principio di condivisione

del rischio è enunciato come segue: l’acquirente si assu-me quello associato al volume, mentre il venditore si facarico di quello legato al prezzo. L’obbligo dell’acqui-rente di solito prende, normalmente, la forma di una clau-sola take or pay (prendere o pagare), in base alla qualeegli è obbligato a pagare un volume minimo di gas allivello di prezzo specificato dal contratto, indipenden-temente dal ritiro effettivo della merce. Per i contrattirelativi al GNL, l’entità di tale volume è pari al 90% dellaquantità annua contrattuale, anche se le pressioni degliacquirenti a favore di una maggiore flessibilità hanno



portato, in alcuni casi, a una riduzione del volume mini-mo. I contratti possono includere le clausole di make-up, ossia di compensazione, che consentono all’acqui-rente di ritirare in un determinato anno le quantità paga-te, ma non prelevate. In alcuni casi, tali clausole prevedonoil pagamento di una penale.

I contratti per le forniture via gasdotto, spesso desti-nati a una domanda di carattere più stagionale o varia-bile (e di frequente associate ad attività di stoccaggio)possono essere più flessibili. Per essi è anche prevista lapossibilità di utilizzare, al posto della clausola take orpay, la clausola minimum bill (addebito minimo), in basealla quale la somma che deve essere pagata per il perio-do viene stabilita moltiplicando per il prezzo il volumeminimo di prelievo richiesto.

Fonte di approvvigionamentoI gasdotti e gli impianti di GNL necessitano di riser-

ve di gas sufficienti ad assicurare i livelli di consegnaprevisti dal contratto per tutta la durata di quest’ultimo.Per gli impianti di GNL è prassi comune destinare unaspecifica riserva accertata di gas naturale all’esecuzio-ne del contratto, in modo da garantire il programma diconsegne previsto. Poiché i giacimenti di gas maturivanno incontro a un depauperamento, si rende necessa-rio, di solito, impegnare quantitativi di gas superiori alvolume totale contrattuale. Per es., per garantire le for-niture stabilite da un contratto ventennale potrebbe esse-re necessario vincolare per ventotto anni una riserva allaproduzione dei volumi minimi previsti dal contratto.

Nel caso del gas naturale, l’esplorazione consente diaggiungere nuovi giacimenti a un bacino di produzione,e dunque è possibile evitare la rigida destinazione di spe-cifiche riserve all’esecuzione del contratto. In tali casi,la società fornitrice si impegna (warrant) a rispettare gliobblighi di consegna del gas per tutta la durata del con-tratto, anche se non può specificare la fonte da cui pro-viene. Questo tipo di warrant è molto comune nel mer-cato del gas dell’America Settentrionale, anche se tal-volta vi sono stati alcuni fallimenti ben pubblicizzati.

Punto di consegna e trasportoI contratti specificano il punto in cui il titolo passa

dal venditore al compratore. Per i gasdotti, si tratta, nor-malmente, dei punti di misurazione, mentre per i con-tratti di GNL le alternative più comuni sono le consegnefranco a bordo (FOB, Free On Board)) o ex ship. Le con-segne FOB avvengono nella flangia di carico che colle-ga la metaniera all’impianto di liquefazione, mentre leconsegne ex ship avvengono nella flangia di scarico checollega la nave al terminale di ricezione.

Proprietari delle metaniere possono essere i vendito-ri, i compratori o soggetti terzi. In caso di consegne FOB,la metaniera può essere di proprietà dell’acquirente o diterzi, mentre nelle consegne ex ship essa può appartenere

al venditore o a terzi. Il contratto contiene, generalmen-te, l’indicazione di chi deve sostenere i costi di trasportoextra non previsti, dovuti, per es., a ritardi o a un eccessodi boil-off, cioè d’evaporazione, nella metaniera.

La maggior parte dei contratti tradizionali includevaclausole di destinazione, che limitavano le possibilitàdell’acquirente di rivendere il gas a lui specificamentedestinato nel contratto stesso. Il legislatore ha però rite-nuto tali clausole restrittive della libertà di mercato esono state gradualmente eliminate in molti contratti.

Un’altra questione controversa per i contratti che nonhanno restrizioni di destinazione riguarda le modalità dispartizione tra il governo e le società fornitrici degli even-tuali profitti supplementari, nel caso in cui i carichi diGNL siano reindirizzati verso mercati più vantaggiosi.Particolarmente spinosa è stata la diatriba fra il governodi Trinidad e Tobago e i produttori di GNL che effettua-vano operazioni di arbitraggio nell’Atlantico.

Qualità e altre clausole tecnicheI contratti precisano le procedure da seguire per misu-

rare e controllare il gas consegnato sotto forma di GNLo trasportato via gasdotto; essi contengono, inoltre, clau-sole relative ai requisiti di qualità del gas applicabili alleconsegne di GNL o al trasporto via gasdotto. Le clau-sole qualitative possono limitarsi a indicare la gammaammessa di valori calorifici del gas o possono essere piùdettagliate in merito alla composizione chimica.

Il problema della qualità ha assunto grande impor-tanza nel commercio di GNL. I primi contratti che veni-vano stipulati erano destinati, di solito, a un singolo clien-te o a un gruppo di clienti, i cui sistemi erano progetta-ti in base alle specifiche di qualità del gas che avrebberoricevuto. Tuttavia, con l’affermarsi di una flessibilità assaimaggiore negli scambi, i carichi cominciano a esseredirottati di frequente verso clienti i cui rifornimenti ori-ginari erano di qualità diversa.

Il problema è particolarmente grave per il GNL, inquanto i mercati dell’America Settentrionale e di granparte dell’Europa sono abituati a forniture via gasdottodi qualità relativamente pura (alto tenore di metano, con-centrazioni relativamente basse di idrocarburi superio-ri). Tuttavia, molti esportatori di GNL non trovano mer-cato per i liquidi di gas e lasciano una parte consistentedegli idrocarburi più pesanti, come l’etano e il propano,nel flusso di gas. Ne scaturisce un gas con un potere calo-rifico superiore che potrebbe causare problemi di inter-cambiabilità in alcuni mercati. È possibile modificarequesti gas ‘caldi’miscelando azoto o aria, o anche estraen-do liquidi, ma questo resta un problema per molti ter-minali di ricezione. La qualità del gas è diventata un temadi grande importanza ed è allo studio di alcune com-missioni dell’industria.

L’Europa ha avuto tradizionalmente un problemadi qualità del gas per i suoi gasdotti, in quanto il gas di



Groningen, esportato dai Paesi Bassi ha un alto tenore diazoto e, di conseguenza, un basso potere calorifico. Per-tanto, la Gasunie dei Paesi Bassi ha due sistemi di espor-tazione: il sistema di Groningen, a basso potere calorifi-co, e un sistema più comune, ad alto potere calorifico.

PrezzoSe nei contratti a lungo termine l’acquirente deve

assumersi il rischio del volume, il venditore si accollaquello delle variazioni di prezzo in un mercato concor-renziale delle fonti energetiche. All’interno del contrat-to, le parti contraenti concordano solitamente un ‘prez-zo di base’, il quale tiene conto della concorrenzialitàdel gas di quel dato progetto nel mercato obiettivo almomento della stipula dell’accordo. Per le fluttuazionidei prezzi nel mercato energetico si utilizza, in genere,una clausola di adeguamento o di indicizzazione del prez-zo, che ha come riferimento la serie dei prezzi riportatada una fonte trasparente e affidabile. Gli aggiornamen-ti di questa serie possono essere costanti, ma è prassicomune fare la media in un certo arco di tempo, per esem-pio trimestralmente, e procedere all’adeguamento deiprezzi a tale scadenza.

Quando il gas fu introdotto per la prima volta nellamaggior parte dei mercati, si trovò a competere con altricombustibili, come il petrolio e il carbone. Poiché ini-zialmente il gas era distribuito da società gestite dalloStato o da imprese di utilità pubblica regolamentate, ilprezzo non era comunemente determinato dal libero mer-cato. Così, la prassi dominante fino a poco tempo fa nellamaggior parte dei mercati è stata quella di indicizzare ilprezzo del gas a quello di altri combustibili. Il combu-stibile di riferimento della clausola di indicizzazionevaria notevolmente nelle diverse regioni.

In Europa, dove i contratti di fornitura via gasdottocoprono la quota più rilevante dei volumi importati, ilcombustibile di riferimento è stato qualche miscela diolio combustibile distillato e residuo. Le quotazioni uffi-ciali di quest’olio combustibile possono riguardare i portidell’America Settentrionale o del Mediterraneo oppurele chiatte sul Reno, a seconda di quanto detta il merca-to, ma devono avere due caratteristiche: essere assoluta-mente affidabili e avere una storia consolidata, in mododa poter essere considerate anche per il futuro un puntodi riferimento sicuro per la determinazione dei prezzi,come era nelle intenzioni originarie dei contraenti.

La prassi d’indicizzazione del prezzo del gas in Asiaè alquanto diversa. Nei mercati del Giappone, paese incui prima dell’introduzione del GNL il gas era scarsa-mente utilizzato e non esisteva una concorrenza tra com-bustibili, si è scelto, inizialmente, come prezzo di rife-rimento quello del greggio giapponese, una strada cheè stata seguita anche da altri mercati del Nordest asiati-co. Il prezzo di riferimento per la maggior parte dei con-tratti è il Japanese Customs Clearing, noto anche come

Japanese Crude Cocktail (JCC), ossia il prezzo compo-sito mensile (espresso in dollari per barile) di tutto ilgreggio importato in Giappone.

In alcuni periodi degli anni Novanta e dei primi anniDuemila, il prezzo del petrolio è stato molto volatile e,di conseguenza, in alcuni casi, ha reso volatile anche ilprezzo del gas indicizzato alle quotazioni del petrolio.Un crollo dei prezzi del petrolio, per es., può mettere arischio un importante progetto di GNL. Alcuni contrat-ti hanno cercato pertanto di limitare il rischio di volati-lità, introducendo un ‘prezzo minimo’; esso viene intro-dotto quando le quotazioni del petrolio raggiungonodeterminate soglie, al fine di limitare la caduta del prez-zo indicizzato a quello del petrolio. Il ricorso al prezzominimo tutela il venditore, ma non il compratore, cosic-ché in alcuni contratti, per salvaguardare la simmetria,viene utilizzata una curva a S che fissa dei limiti pre-stabiliti ai movimenti al rialzo e al ribasso del prezzocontrattuale del gas.

In tema di determinazione del prezzo del gas, inAmerica Settentrionale si è intrapresa una strada com-pletamente diversa da quella seguita dall’Europa o dal-l’Asia. Sia gli Stati Uniti sia il Canada hanno mante-nuto fino alla fine degli anni Settanta i controlli allafonte sul prezzo del gas naturale, cosicché la clausoladi indicizzazione dei contratti a lungo termine non hatrovato applicazione. Nel corso degli anni Settanta,divenne evidente che i prezzi controllati alla fonte crea-vano scarsità di gas indotta dalla regolamentazione. Diconseguenza, i governi di entrambi i paesi li aboliro-no, considerandoli un esperimento fallito e optaronoper una determinazione dei prezzi di mercato del gasbasata sulla concorrenza. L’idea che a fissare i prezzidel gas debba essere la competizione gas to gas, ossial’instaurazione di un mercato concorrenziale del gas,ha reso obsoleta la clausola di indicizzazione alle quo-tazioni del petrolio.

In America Settentrionale si è sviluppato un sistemadi hub, ovvero punti di snodo tra gasdotti appartenenti adiversi sistemi di trasmissione e centri di scambio neiquali è possibile negoziare gas naturale, capacità di tra-sporto e stoccaggio. Il principale punto di riferimento èlo Henry Hub, nella Louisiana meridionale, punto d’in-terconnessione di numerosi grandi gasdotti. In AmericaSettentrionale, il sistema dei prezzi si basa sulle quota-zioni dell’Henry Hub e i prezzi negli altri hub sono cor-relati a esse attraverso differenziali di prezzo chiamati‘differenziali di base’; essi equivalgono, approssimati-vamente, ai costi di trasporto del gas dall’Henry Hub almercato in questione, sebbene tali costi possano variarea seconda delle condizioni del mercato. Le quotazionipresso Henry Hub riguardano transazioni fisiche; essoè anche il punto di riferimento per i future del gas scam-biati sulla Borsa di New York (NYMEX, New York Mer-cantile Exchange).



Per le importazioni di GNL, vi sono pressioni affin-ché in America Settentrionale vengano adottate clauso-le di indicizzazione al prezzo del gas, anziché a quellodel petrolio, utilizzando come riferimento le quotazionidell’Henry Hub. L’indicizzazione al prezzo del gas, tut-tavia, cambia leggermente i termini della condivisionedel rischio dei tradizionali contratti a lungo termine: taleindicizzazione, infatti, intende riflettere l’andamento delmercato concorrenziale del gas anziché quello del petro-lio, ma ha indebolito l’assunzione di rischio da parte del-l’acquirente. In un contratto legato al mercato spot diHenry Hub un compratore può facilmente rivendere uncarico di GNL al prezzo di mercato, con un bassissimomargine di rischio relativo al volume. Così, nel caso del-l’indicizzazione al prezzo del gas, il rischio migra a monte,verso i produttori e, di conseguenza, si afferma tra i ven-ditori la tendenza a stipulare contratti con i propri affi-liati commerciali: si attua, quindi, un’integrazione a valle.

L’India e la Cina, tra gli ultimi arrivati nel commer-cio di GNL, hanno cercato di svincolarsi dalla rigidaindicizzazione al prezzo del greggio che prevale in altreregioni asiatiche. Un contratto cinese per una fornituraaustraliana riduceva notevolmente il tasso di variazionedel prezzo del gas per una data variazione del prezzo delpetrolio. Lo stesso accadeva per due contratti stipulatidall’India, nel 2004, per l’importazione di gas dal Qatar.Uno di questi contratti indiani includeva una moratoriadi cinque anni sull’indicizzazione al prezzo del petrolio.Inoltre, anche se in Europa esiste ancora una congruaporzione di contratti con clausola di indicizzazione allequotazioni del petrolio, si è affermato l’uso di ‘clausoledi rinegoziazione del prezzo’: esse, in certe circostanze,consentono di modificare la clausola di indicizzazionequalora, in futuro, un altro metodo di determinazione delprezzo dovesse meglio rispondere alle originarie inten-zioni di compratori e venditori. Tali clausole consenti-rebbero ai contratti di passare a prezzi indicizzati allequotazioni del gas presso determinati hub come, per es.,il National Balancing Point (NBP) nel Regno Unito o lohub alla frontiera tra Germania e Paesi Bassi, e di diven-tare affidabili punti di riferimento per il prezzo.

Mentre il gas naturale è acquistato a prezzi fissaticontrattualmente, per il gas rivenduto dalla rete si appli-cano tariffe pubbliche. Laddove la ristrutturazione del-l’industria ha separato le transazioni di gas dalle transa-zioni di capacità, nella maggior parte dei casi il traspor-to è ancora soggetto a tariffe.

Un ultimo gruppo di termini contrattuali nel settoredel prezzo riguarda le procedure di fatturazione e di paga-mento. Sebbene queste siano relativamente semplici, visono stati parecchi casi in cui la scarsa chiarezza sul fun-zionamento della clausola di indicizzazione nei contrat-ti per il GNL ha provocato una discrepanza tra il prezzofatturato dai venditori e quello pagato dai compratori,fino a quando queste controversie sono state risolte.

Cause di forza maggioreLa clausola delle cause di forza maggiore assume

importanza in tutti i contratti a lungo termine e copre lecalamità impreviste che possono colpire l’offerta o ladomanda del gas sotto contratto. È particolarmenteimportante che questa clausola sia scritta in modo chia-ro, al fine di evitare qualunque ambiguità sugli eventiche essa copre.

Risoluzione delle controversieI contratti devono specificare il sistema normativo al

quale ci si dovrà appellare in caso di controversia. Di soli-to, si cerca di far riferimento a un sistema neutrale rispet-to agli interessi delle parti. Tutti i contratti, inoltre, pre-vedono un qualche meccanismo di risoluzione delle con-troversie che possono insorgere nell’interpretazione deitermini del contratto; si tratta, generalmente, di una pro-cedura di arbitrato. Il contratto può indicare un metododi designazione degli arbitri o può deferire le controver-sie a un’organizzazione internazionale, come la Camerainternazionale di commercio o la Commissione per ildiritto commerciale internazionale delle Nazioni Unite.

2.5.4 L’industria del GNL

Data la sua bassa densità, il gas naturale comporta mag-giori costi di stoccaggio e di trasporto rispetto al petro-lio e al carbone. Prima dello sviluppo della tecnologiadel GNL il trasporto via mare, che è alla base del com-mercio internazionale di petrolio, era precluso al gas,che restava essenzialmente un combustibile regionale.Lo sviluppo del GNL ha permesso il trasporto in meta-niere e, a seguito dei miglioramenti tecnologici e del-l’abbassamento dei costi, il gas si sta rapidamente affer-mando come merce di scambio internazionale.

Tecnologia e struttura dei costi degli elementi fondamentali

Il processo di liquefazione raffredda il gas naturale atemperature criogeniche (circa �162° C), e lo trasformain un liquido a pressione atmosferica con un volume paria 1/600 di quello del combustile quando ha forma gas-sosa. Il gas, quindi, può essere immagazzinato in serba-toi di stoccaggio coibentati o caricato su speciali meta-niere criogeniche per il trasporto in mare. Spesso, il GNLè usato per creare una riserva di gas naturale, onde farfronte ai picchi stagionali della domanda (il cosiddettopeakshaving o ‘livellamento del picco’), ma il principa-le motivo di interesse del GNL è la possibilità che essooffre di trasportare gas per il commercio internazionale.

Un progetto di GNL rappresenta una catena di inve-stimenti di capitale interrelati, formata da quattro (tal-volta cinque) anelli: a) lo sviluppo del giacimento; b) inalcuni casi un gasdotto di collegamento tra la costa e



l’entroterra; c) l’impianto di liquefazione; d ) il traspor-to in metaniere; e) il terminale di ricezione/rigassifica-zione. Ognuno di questi elementi è ad alta intensità dicapitale. Per i nuovi progetti, l’investimento comporta,di solito, un caricamento iniziale. Poiché gli utili comin-ciano ad affluire solo quando il progetto è terminato,interruzioni e ritardi in qualunque punto della catena siripercuotono negativamente sul recupero del capitale eil tasso di rendimento interno del progetto (IRR, Intern-al Rate of Return).

La fig. 13 illustra il bilancio delle spese di capitalee i margini di utile di un ipotetico progetto di GNL, cheutilizza una fonte greenfield (ossia nuova, mai sfrutta-ta in precedenza) dell’Africa occidentale, la quale rifor-nisce un terminale di rigassificazione italiano e desti-nata a due treni di 4 milioni di tonnellate. Nell’esem-pio, la spesa di capitale totale è di 5,0 miliardi di dollarie richiederebbe un margine di guadagno di 2,70 dolla-ri per coprire i costi e avere un utile sul capitale inve-stito; inoltre, il 66% delle spese di capitale è localizza-to nel paese ospite, il 10% in Italia e il restante 24% èrichiesto dalle metaniere.

Lo sfruttamento di un giacimento comporta spese diesplorazione e di produzione: la trivellazione di pozzi diproduzione (comprese le piattaforme di produzione peri giacimenti offshore), il trattamento del gas del giaci-mento e la realizzazione di un sistema di raccolta per tra-sportare il gas all’impianto o a un gasdotto per l’ulte-riore trasporto. In genere, i progetti di GNL sono di gran-di dimensioni per trarre vantaggio dalle economie discala e, di conseguenza, richiedono riserve di gas abba-stanza abbondanti ed economiche, capaci di alimentare

un impianto di liquefazione per tutto il periodo in cuiesso è attivo. I fornitori tendono a mantenere livelli diproduttività del giacimento sufficienti a sostenere la pienaoperatività dell’impianto per vent’anni. A fronte dell’e-saurimento del giacimento, si rendono necessarie riser-ve che eccedono in misura significativa il volume da con-segnare in esecuzione del contratto. Ciò potrebbe signi-ficare, per es., che saranno necessari ventotto anni diriserve per rispettare l’impegno di fornitura di un con-tratto ventennale.

L’esigenza di un cospicuo quantitativo di riserve diqualità tende a restringere la localizzazione degli impian-ti di GNL nelle aree in cui vi è un giacimento gigante oun gruppo di giacimenti più piccoli in grado di alimen-tare l’impianto. Giacimenti sparsi e di piccole dimen-sioni possono essere utilizzati come ‘satelliti’ di quelloo di quelli che alimentano l’impianto, ma essi, di norma,non verranno utilizzati per giustificare la costruzione diun nuovo impianto. La scelta della riserva di gas da vin-colare all’esecuzione del contratto di fornitura può esse-re definito un processo di ‘selezione dei frutti migliori’.Ciò implica un possibile deterioramento della vitalitàeconomica delle riserve, in quanto le esportazioni intac-cano la riserva di base di un paese, talvolta controbilan-ciando, in parte, il risparmio derivante dall’espansionedegli impianti.

Si ritiene, di norma, che il gas associato bruciato intorcia non abbia alcun valore e quindi sia adatto ad ali-mentare un impianto di liquefazione, anche se spesso igiacimento di gas non associato altamente produttivisono fonti di rifornimento migliori rispetto al gas bru-ciato. Quest’ultimo, si trova frequentemente a bassa pres-sione in aree sparse e di dimensioni ridotte e, di conse-guenza, occorrono notevoli spese per accumularlo e arri-vare a comprimerlo per trasportarlo all’impianto. D’altrocanto, i giacimenti di gas condensato (che contengonoliquidi di gas sotto forma di greggio leggero di alta qua-lità) hanno spesso un grande valore, in quanto i ricaviderivanti dalla vendita dei liquidi contribuiscono in misu-ra significativa all’economia del progetto.

Sebbene spesso sia possibile trasportare direttamen-te il gas dal sistema di raccolta all’impianto di liquefa-zione, talvolta la produzione dei giacimenti ubicati nel-l’entroterra deve essere trasportata via gasdotto alla costaper la liquefazione. Ciò è accaduto, per es., sia in Alge-ria sia in Libia; anche i progetti per l’esportazione di gasda Sakhalin e dalla Bolivia presuppongono il trasportovia gasdotto. Si vengono così ad aggiungere i costi delgasdotto e ciò costituisce un problema per un processoin cui i volumi finali consegnati al cliente risultano ridot-ti dal combustibile consumato nel processo di lavora-zione, dal fenomeno del boil-off nelle metaniere e, infi-ne, dal combustibile richiesto dalla rigassificazione.

Esistono vari processi di liquefazione, ma tutti sibasano sulla compressione del gas e sul successivo



sviluppo delgiacimento

(varia)

rigassificazione (varia)

totale

liquefazione

spese dicapitale

(dollari.109)

margine(dollari)

metaniere(da 10 a 180 milioni

di dollari l’una)

1,6

0,5

5,0

1,7

1,2

0,80

0,33

2,70

0,97

0,60

fig. 13. Elementi di un sistema di base di fornitura di GNL:due nuovi treni di 4,0 Mt e 3.400 miglia nautiche(approssimativamente la distanza dalla Nigeria all’Italia)richiedono circa 12 Tft3 di riserve per un contratto di fornitura ventennale.

raffreddamento per espansione attraverso una valvola(l’effetto Joule-Thompson usato nella refrigerazione).Le dimensioni di un singolo modulo di liquefazione (il‘treno’ o linea di liquefazione) dipendono dalla tecnolo-gia dei compressori. Sino agli anni Novanta, le dimen-sioni del treno erano limitate a circa 2 milioni di ton-nellate e spesso un nuovo impianto richiedeva tre treniper risultare economico. Comunque, i miglioramenti deicompressori hanno reso possibili treni molto più gran-di: alla fine del 2004, quello di maggiori dimensioni inesercizio era di 5 milioni di tonnellate, ma i piani diespansione del Qatar prevedono treni che arrivano a 7,8milioni di tonnellate. I treni più grandi beneficiano delleeconomie di scala ed è oggi possibile giustificare lacostruzione di un impianto greenfield, con un unico trenodi dimensioni maggiori.

Le navi metaniere possono essere di diverso tipo, matutte hanno uno scafo esterno e un sistema interno coi-bentato per contenere il liquido. Le metaniere criogeni-che sono assai più costose delle petroliere, sia per la bassadensità del prodotto sia perché devono essere coibenta-te e richiedono l’uso di leghe adatte a temperature estre-mamente basse. Il numero e le dimensioni delle navimetaniere dipendono dal volume degli scambi. Se per iprimi trasporti transmediterranei dall’Algeria e dallaLibia verso l’Europa meridionale venivano utilizzate navidi piccole dimensioni, per trasporti a lungo raggio sonoadatte metaniere più grandi, cosicché le dimensioni so-no progressivamente aumentate.

La capacità delle navi metaniere è espressa in metricubi di liquido. Alla fine del 2004, la nave più grande inservizio aveva una capacità di 145.000 m3; una meta-niera di queste dimensioni può trasportare circa 85 milio-ni di m3 di gas a viaggio. I piani di espansione del Qatarcontemplano la possibilità di navi che arrivano a unacapacità di 250.000 m3.

L’anello finale della catena del GNL è il terminale dirigassificazione, che riceve il GNL, lo immagazzina inserbatoi criogenici sino a quando è necessario e poi lorigassifica perché possa essere immesso nella rete digasdotti per gli ulteriori trasporti. I terminali di rigassi-ficazione usano sistemi alimentati a gas o ad acqua mari-na: quelli alimentati ad acqua marina sono più costosida costruire, ma hanno costi di esercizio inferiori, e quin-di sono utilizzati per produzioni atte a coprire il caricodi base; le unità alimentate a gas hanno costi di eserci-zio superiori, ma sono adatte nei casi in cui si rende neces-sario coprire picchi elevati di domanda.

Storia del commercio mondiale di GNLLa prima spedizione di GNL su navi metaniere avven-

ne nel 1958: partì da Lake Charles, in Louisiana, e arrivòall’Isola di Canvey, nel Regno Unito, a bordo di una navesperimentale, il Methane Pioneer. A essa fece seguito,nel 1964, il primo trasporto commerciale (il progetto

Camel) con la spedizione di gas algerino al Regno Unitoe alla Francia. Nel 1969, furono avviati altri traffici:un’altra spedizione dall’Algeria alla Francia, una dallaLibia all’Italia e alla Spagna, e una dalla Baia di Cookal Giappone; quest’ultimo fu il primo progetto nel baci-no del Pacifico.

Mentre le prime spedizioni dall’Algeria erano tra-sporti relativamente a breve raggio verso l’Europa, gliStati Uniti entrarono nel mercato nel 1972, quando comin-ciarono gli invii di GNL per un piccolo progetto dellaDistrigas (Cabot) a Everett, in Massacchusetts. Nel 1978,iniziarono le spedizioni per i contratti di fornitura assaipiù importanti, dalla società El Paso Natural Gas allaColumbia Gas per Cove Point (Maryland) e dalla SouthernNatural Gas a Elba Island (Georgia). Seguì, nel 1982,l’avvio del progetto Trunkline per Lake Charles.

Lo sviluppo dei primi progetti statunitensi avvennein un periodo di cambiamenti senza precedenti nei mer-cati energetici internazionali, tra cui i due shock petro-liferi, le numerose nazionalizzazioni delle aree date inconcessione alle società petrolifere internazionali neipaesi dell’OPEC (l'organizzazione dei paesi esportatoridi petrolio) e la ristrutturazione dell’industria del gasnordamericana. Mentre le importazioni di GNL in Euro-pa continuarono ad aumentare, il commercio in Ameri-ca Settentrionale arrivò quasi al collasso, compromet-tendo l’attesa crescita nel bacino dell’Atlantico. Il com-mercio di GNL nell’area del Pacifico ebbe inizio conleggero ritardo rispetto ai tempi in cui si era sviluppatonel bacino dell’Atlantico: le spedizioni dalla Baia di Cookverso il Giappone si ebbero nel 1969; nel 1973, segui-rono quelle dal Brunei al Giappone. Tuttavia, dopo ilnotevole attenuarsi dell’interesse per il GNL nell’A-tlantico, il Pacifico cominciò ad assumere un ruolo piùimportante quando Corea e Taiwan si aggiunsero al Giap-pone come paesi importatori. Tra il 1975 e il 1996, ladomanda della regione Asia-Pacifico è aumentata di unamedia di 3,3 Gm3 all’anno (circa 2,4 milioni di tonnel-late, un quantitativo di poco superiore alla capacità deitreni di GNL utilizzati all’epoca). Per contro, la doman-da europea e statunitense è aumentata solo di 0,76 Gm3.Dal 1996, i mercati del bacino atlantico hanno comin-ciato a decollare: la crescita media è stata di 4,0 Gm3 al-l’anno, mentre quella asiatica si è attestata sui 4,2 Gm3.Questi quantitativi equivalgono all’incirca alla capacitàdi un treno più moderno di 3 milioni di tonnellate.

I principali fornitori dei mercati in crescita del Nor-dest asiatico erano i paesi della regione Asia-Pacifico:Indonesia, Malaysia, Australia e Brunei. Il primo pro-getto mediorientale fu avviato ad Abu Dhabi, nel 1977,ma non vi furono significative espansioni sino alla finedegli anni Novanta, con l’espansione di Abu Dhabi el’avvio dei nuovi grandi progetti nel Qatar e nell’Oman.Per contro, la lenta crescita iniziale dei mercati euro-pei e statunitensi limitò i fornitori del bacino atlantico



all’Algeria e alla Libia. Con l’entrata in esercizio degliimpianti di liquefazione di Trinidad e Tobago e Nigeria,nel 1999, l’offerta di quest’area sta conoscendo una rapi-da crescita.

Il rinnovato interesse per il GNL è dovuto a una seriedi fattori: a) l’impiego delle nuove centrali a ciclo com-binato per la produzione dell’energia elettrica; b) unariduzione dei costi dovuta ai progressi tecnologici, chehanno reso vantaggiosi commerci in precedenza antie-conomici; c) le preoccupazioni ambientali; d ) la con-versione all’uso del gas da parte di paesi ‘poveri di gas’;e) i problemi posti dai rifornimenti tradizionali e la neces-sità di diversificare l’offerta a fronte della crescita delladomanda; f ) il fenomeno del gas ‘abbandonato’.

Le centrali elettriche a ciclo combinato. L’efficien-za termica delle tradizionali caldaie a vapore per la gene-razione di energia elettrica è termodinamicamente limi-tata al 38% circa. Se, però, si aggiunge una turbina a gasad alta temperatura, si recuperano i gas scaricati dallaturbina in un generatore di vapore e si utilizza l’energiaceduta dai gas nel generatore per produrre vapore; lacombinazione dei due cicli a vapore e a gas (un’unità a‘ciclo combinato’) può raggiungere efficienze termichevicine al 60%. Inoltre, queste unità hanno costi di capi-tale relativamente bassi, posseggono dimensioni più pic-cole e maneggevoli e hanno un lead-time pianificabile abreve termine. Le turbine sono simili a quelle dei jet,pertanto il combustibile deve essere gas naturale o unprodotto distillato di altissima qualità. Le unità a ciclocombinato alimentate a gas si sono affermate come siste-mi privilegiati per la produzione d’energia elettrica neimercati dell’elettricità di tutto il mondo.

Tecnologia. La tecnologia ha reso possibile proget-tare impianti di liquefazione e navi metaniere di nuovaconcezione che consentono una notevole riduzione deicosti. Di conseguenza, il commercio di GNL non è piùeconomicamente svantaggioso. La riduzione dei costi diliquefazione è dovuta a una serie di fattori. Con l’inten-sificarsi dell’attività e il moltiplicarsi dei costruttori, gliimpianti hanno beneficiato di una maggiore concorren-za e di una più elevata produttività. La maturazione del-l’industria, con la diversificazione delle fonti di riforni-mento, ha portato ad allentare i requisiti eccessivamen-te rigorosi e/o sovrabbondanti imposti agli impianti (ilcosiddetto gold plating) per garantirne l’affidabilità.Significativi miglioramenti sono derivati dalle accre-sciute dimensioni degli impianti e dalle economie di scalache ne derivano; un’espansione attraverso un modernotreno di liquefazione di 4 milioni di tonnellate può ridur-re i costi di liquefazione di circa il 38% rispetto ai costicomportati dai treni di 1,8 tonnellate, ossia le dimensionimedie raggiunte negli anni Ottanta. Ciò viene illustratonella fig. 14.

Anche i costi delle navi metaniere sono stati ab-battuti, probabilmente in ragione di un incremento

dell’attività e della concorrenza tra i cantieri che ne con-segue. Le accresciute dimensioni delle metaniere nehanno anche migliorato l’economicità, sebbene i miglio-ramenti di scala non siano altrettanto marcati, in quantogli incrementi delle dimensioni sono stati meno signifi-cativi. Una metaniera di 138.000 m3 potrebbe probabil-mente ridurre i costi di capitale al m3 di circa il 3% rispet-to alle metaniere di 125.000 m3, utilizzate all’inizio deglianni Novanta. Le conseguenze sui costi di trasporto sonoillustrate nella fig. 15, con l’esempio di una spedizionedall’Algeria alla costa del Golfo statunitense.

Ambiente. Le preoccupazioni ambientali stimolano,ovviamente, l’interesse nei confronti del gas naturale. Ilgas liquefatto è privo di zolfo e di materiale particolatoed è altresì preferibile al carbone e al petrolio per quan-to riguarda l’effetto di riscaldamento del globo. Il gas haun maggior rapporto idrogeno/carbonio e dunque mini-mizza le emissioni di CO2, ma la maggiore efficienzatermica delle unità a ciclo combinato alimentate a gasrichiede meno combustibile fossile per MWh prodotto.Al confronto con le caldaie alimentate a carbone, le unitàa ciclo combinato alimentate a gas possono ridurre leemissioni di CO2 di circa il 40%. Anche calcolando iquantitativi di CO2 sviluppati nel processo di liquefa-zione, trasporto e rigassificazione del GNL, la riduzio-ne delle emissioni resta al 26%.

L’interesse dei paesi ‘poveri di gas’. Giappone, Coreae Taiwan, che hanno risorse di gas assai limitate, sonostati il fulcro del commercio di GNL, sin dall’iniziodegli anni Settanta. Alcuni dei paesi poveri di gas chesi affacciano sul mercato hanno optato per le unità a



cost

o de

ll’i

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(do

llar

i)

0

100

200

300

attribuibile alla scala attribuibile ai costi ridottidi costruzione

spese di capitale attuali spese di capitale 1980-1990

400

500

600

treno con dimensionemedia di 1,8 Mt

la riduzione è attribuibileper la maggior parte alla scala

attuale trenodi 4,0 Mt

treno propostodi 7,5 Mt

fig. 14. Riduzione dei costi di un impianto di liquefazione di GNL: comparazione tra il costo medio per tonnellata di capacità degli impianti costruiti tra il 1980 e il 1990 e i costi degli attuali treni di maggiori dimensioni.

ciclo combinato per la produzione di energia elettrica,diventando così nuovi importanti mercati obiettivo perle importazioni di GNL. India, Cina e Turchia sono i prin-cipali paesi di questo gruppo.

Le preoccupazioni per i rifornimenti. In alcuni paesicon importanti industrie del gas cresce l’interesse per ilGNL a fronte dei problemi posti dai rifornimenti tradi-zionali o al fine di una diversificazione dei fornitori. Èquesto il caso del Regno Unito e degli Stati Uniti. Lafiducia dell’America Settentrionale nell’autosufficien-za del paese è crollata a seguito dello ‘shock del gas’ del2000. Il Regno Unito, fino al 1998, è stato un esporta-tore netto: esportava verso il continente europeo attra-verso il gasdotto Interconnector, che collega Bacton(Regno Unito) con Zeebrugge (Belgio); con la crescitadei mercati e l’imminente declino della produzione delMare del Nord, esso è stato, però, costretto a ricorrere aimportazioni di GNL per integrare le proprie forniturenazionali. Con una motivazione diversa, la Spagna hacercato di diversificare i fornitori rappresentati, sino adallora, da un unico paese, l’Algeria, incrementando leimportazioni di GNL.

Il gas ‘abbandonato’. Un altro fattore che ha contri-buito ad accrescere l’interesse per il GNL è l’emergeredel problema del ‘gas abbandonato’. Tradizionalmente,le società che cercavano petrolio nelle aree date loro inconcessione internazionale hanno sempre consideratouna scoperta di gas come un ‘buco nell’acqua’ e rinun-ciavano a ogni ulteriore sforzo nell’area; ma dacché inmolte aree si riducono progressivamente le possibilità di

effettuare significative scoperte di petrolio, mentre lescoperte di gas si vanno moltiplicando, le società sonomolto più interessate allo sviluppo del gas.

Il ruolo dei contratti a lungo termine nelle vendite tradizionali di GNL

I principali anelli della tradizionale catena di un pro-getto di GNL (sviluppo del giacimento, liquefazione, tra-sporto in navi metaniere, ricezione e rigassificazione)sono stati considerati, per lungo tempo, interdipenden-ti, in quanto gli inceppamenti in uno qualsiasi di questielementi della filiera inficia il funzionamento e la remu-neratività degli altri. Poiché i progetti di GNL sono, disolito, iniziative internazionali, le varie attività della filie-ra sono soggette a normative e regolamentazioni diffe-renti. Le attività di produzione e liquefazione sono disci-plinate dal sistema fiscale e giuridico del paese produt-tore, mentre la rigassificazione dipende dalle norme delpaese consumatore. Le navi metaniere operano in unasorta di ‘terra di nessuno’ internazionale. Il fatto che leoperazioni siano soggette a differenti sistemi di regola-mentazione complica la struttura dell’impresa econo-mica e introduce un elemento di rischio politico.

La fig. 16 illustra un bilancio rappresentativo dellespese di capitale riferito a vari progetti di GNL destina-ti al mercato nordamericano. Nell’esempio, solo una pic-cola parte delle spese di capitale (dal 9 al 13%) è inve-stita nel paese destinatario; la maggior parte (dal 51 al70%) è investita in quello produttore. Se ne deduce l’im-portanza cruciale delle negoziazioni svolte nel paese



doll

ari/

MB

tu

0,00

0,50

attribuibile alla scala attribuibile ai prezzi dellemetaniere

costi 2001 costi 1991

1,00

1,50

metaniera di125.000 m3

nel 1991

il calo dei costi è attribuibileprincipalmente alla diminuzione

del prezzo delle metaniere


nel 2004


(in progetto)

fig. 15. Riduzione dei costi delle navi metaniere: confronto tra i costi di una spedizione Algeria - costastatunitense del Golfo del Messico nel 1991 e nel 2004, con metaniere di 125.000 m3 e moderne metaniere di maggiori dimensioni.

spes

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29% 26% 24% 22%

37% 40% 35% 27% 18%

17%13%

rigassificazione trasporto inmetaniera

gasdotto investimento nel giacimento

liquefazione di GNL

20%

11%29%

10%

40%

9%

30%

21%

9%

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

fig. 16. Profili illustrativi delle spese di capitale per alcuni progetti di GNL, con due treni di 3,3 Mt e un investimento annuale nel giacimento di 3,85 dollari/MBtu.

destinato a ospitare l’impianto per lo sviluppo di un pro-getto. Le spese per il trasporto in metaniera variano aseconda della distanza. La rotta a lungo raggio Qatar/costaorientale degli Stati Uniti ha la percentuale più alta (41%)delle spese di capitale.

I tradizionali progetti di produzione di GNL eranostrutturati in modo da assicurare la condivisione delrischio tra le parti. Il fulcro del progetto era il contrattoa lungo termine tra compratore e venditore di GNL, notocome Accordo di Compravendita (SPA, Sale and Pur-chase Agreement). La durata dei primi contratti era tipi-camente ventennale, ma non erano rari quelli a più lungotermine. Il punto di consegna poteva essere franco a bordo(FOB) o ex ship, a seconda di quale delle parti si assu-meva la responsabilità del trasporto in metaniera, ma inentrambi i casi la ricezione e il terminale di rigassifica-zione erano a valle del punto di consegna e, quindi, al difuori del raggio d’azione del contratto. Le metanierepotevano essere di proprietà del compratore, del vendi-tore, oppure appartenere ad armatori indipendenti ederano, in genere, specificamente adibite a questo tipo ditrasporto, di norma per tutta la durata del contratto.

La logica di condivisione del rischio alla base delcontratto era incarnata dalla frase «l’acquirente assumeil rischio relativo al volume e il venditore il rischio rela-tivo al prezzo». Per il rischio relativo al volume si uti-lizzava la cosiddetta clausola take or pay, la quale assi-cura un livello minimo di prelievo da parte dell’acqui-rente, mentre per il rischio relativo al prezzo si utilizzavauna clausola di indicizzazione, in virtù della quale si tra-sferisce al venditore la responsabilità delle fluttuazionidel prezzo. Nei primi contratti il combustibile concor-rente era considerato il petrolio, non il gas, e di conse-guenza il ‘rischio delle variazioni di prezzo’ nella clau-sola di indicizzazione era definito principalmente in rife-rimento al petrolio, un sistema che persiste ancora oggiin alcuni mercati.

I termini contrattuali che impegnavano acquirenti evenditori consentivano a progetti di GNL di ottenere con-dizioni di finanziamento favorevoli, con un rapportocapitale di prestito/capitale di rischio e un costo del capi-tale più simili a quelli del finanziamento di un’impresadi servizio pubblico che non a quelli degli investimentiin società di capitali. Nel modello originario del proget-to di sviluppo del GNL, quasi tutti i compratori eranogoverni di grandi paesi o affiliate commerciali di impre-se di pubblica utilità nei paesi dell’OCSE.

Il fatto che gli acquirenti fossero imprese di pubbli-ca utilità regolamentate o monopoli di Stato consentivaloro di far ricadere parte del rischio di mercato sugli uten-ti finali. Una volta che il contratto veniva approvato dagliorgani di controllo o dalle autorità di governo, i terminirelativi al prezzo e al volume contribuivano alla deter-minazione della tariffa di rivendita regolamentata; alfinanziamento provvedevano gli utenti finali. Poiché

l’affidabilità creditizia dell’acquirente era data general-mente per scontata, i progetti di GNL potevano ottene-re termini di finanziamento favorevoli, con un rapportocapitale di prestito/capitale di rischio e un costo del capi-tale più simili a quelli del finanziamento di un’impresadi servizio pubblico che non a quelli degli investimentiin società di capitali.

La situazione tuttavia è mutata. L’interesse per il GNLsi è esteso a compratori minori, per es. progetti indipen-denti per la produzione di energia elettrica, la cui affi-dabilità creditizia non è indiscussa. Inoltre, a seguitodella ristrutturazione dell’industria del gas spesso il com-pratore non è più in condizione di scaricare parte delrischio contrattuale sugli utenti finali. Di conseguenza,i rischi finanziari dei progetti sono spesso inferiori a quel-li che caratterizzavano l’industria nei primi tempi e gliacquirenti potrebbero avere meno possibilità di ottene-re termini di finanziamento favorevoli.

Gli investimenti nel settore della liquefazione com-piuti nel paese produttore si basavano, normalmente, suimportanti scoperte di gas. La maggior parte dei progettiè stata avviata da compagnie che avevano in concessio-ne i diritti d’esplorazione e i giacimenti scoperti eranodedicati all’esecuzione del contratto per garantire unafornitura affidabile per tutta la durata del progetto.

Nella maggior parte dei casi, i progetti erano impre-se in partecipazione di varie società, unite da un ‘accor-do tra azionisti’ o da un ‘accordo di impresa in parteci-pazione’, a seconda della natura della concessione, incui uno dei membri del gruppo fungeva da operatore. Acausa di questa struttura, le compagnie del gas operava-no come azionisti di una società, invece che come entitàsocietarie indipendenti e concorrenziali. Pertanto, la com-mercializzazione era effettuata, di solito, dall’impresa inpartecipazione anziché dai singoli soci: era un sistemache riduceva il numero degli operatori di mercato con-correnti. La concorrenza esisteva, ma tra i progetti e nontra i singoli partecipanti all’impresa.

L’Accordo di Compravendita prevedeva un sistemain cui le singole transazioni commerciali erano sostan-zialmente autosufficienti, con un determinato impiantodi liquefazione come fonte del GNL e navi metanierededicate al trasporto tra quel determinato impianto e ilsuo luogo di destinazione. Data la natura bilaterale degliscambi, non era necessario progettare le navi metanierein modo da assicurarne una flessibilità d’uso che con-sentisse di adibirle al servizio presso altri porti; inoltre,la questione dei gas qualitativamente intercambiabili erain larga misura ignorata. L’intercambiabilità dei gas èdiventata, invece, una questione importante, in partico-lare negli Stati Uniti e nel Regno Unito, in quanto l’in-dustria ristrutturata del GNL implica una maggiore fles-sibilità di destinazione.

L’obbligo relativo al volume nei contratti a lungo ter-mine era espresso dalla clausola take-or-pay e, di norma,



imponeva al compratore di prelevare un volume minimopari al 90% del quantitativo annuale previsto dal con-tratto. Il contratto mirava ad assicurare la copertura delservizio del debito sul finanziamento e quindi, ideal-mente, avrebbe dovuto fornire un flusso di cassa costan-te durante il periodo di validità del contratto. Tuttavia, imercati reali raramente si conformano al modello idea-le. Perlopiù i mercati crescono in misura tale che un datovolume modulato sulla domanda corrente diventa ina-deguato a soddisfare la domanda futura. Di conseguen-za, la maggior parte dei contratti prevede un volume mini-mo di prelievo (plateau) e un periodo di ramp up, ossiadi crescita, per consentire al cliente di arrivare ad assor-bire il volume contrattuale. I mercati possono anche averespiccate oscillazioni stagionali se una parte significati-va del carico è legata alle variazioni meteorologiche. Inol-tre, anche le incertezze del mercato relativamente ai ciclieconomici determinano una variabilità della domanda.

Nel corso del tempo, compratori e venditori hannotrovato vari sistemi per adattare le rigide strutture delcontratto alla realtà concreta di un mercato notevolmenteincerto. Assai prima che la ristrutturazione dell’industriadel gas nell’America Settentrionale e nel Regno Unitocreasse attivi mercati spot del gas, i compratori e i ven-ditori di GNL (per mutuo accordo) utilizzavano merca-ti a breve termine per adeguare alle loro esigenze i ter-mini del contratto. Queste transazioni, che non hannomai avuto grande incidenza sugli scambi globali di GNL,erano concordate bilateralmente ed erano chiamate ‘tran-sazioni a breve termine’, anziché ‘transazioni spot’. Que-sto mercato a breve termine ha avuto tra i suoi parteci-panti più attivi Kogas (Corea del Sud). Il suo mercatostagionale mal si adattava al vincolo del 90% impostotipicamente dalla clausola take-or-pay e ha fatto ricorsoin misura massiccia al mercato a breve termine per fron-teggiare i picchi della domanda.

Nel contratto tradizionale, le metaniere erano dedi-cate a una transazione specifica. Anche se poteva verifi-carsi un surplus di capacità delle navi, in caso di prelie-vo da parte dei compratori del minimo contrattuale, eradifficile riprogrammare le destinazioni delle metanierein surplus, in quanto esse erano tecnicamente vincolateal trasporto della merce al compratore a discrezione diquest’ultimo. Poiché per un nuovo contratto si ordinava-no nuove metaniere, accadeva talvolta che alcune navidiventate eccedenti rispetto al fabbisogno restassero inu-tilizzate. Negli anni Settanta alcune metaniere ordinateoriginariamente per esportare GNL dall’Algeria agli StatiUniti e per il progetto PacIndonesia, che prevedeva il tra-sporto dall’Indonesia alla costa occidentale degli StatiUniti, sono rimaste inattive per quindici anni o più, quan-do tali rotte commerciali sono state abbandonate.

La maggior parte dei contratti includeva altresì una‘clausola di destinazione’, che limitava la facoltà delcompratore di rivendere per proprio conto gli eventuali

quantitativi acquistati in surplus rispetto al suo fabbiso-gno, riservando qualsivoglia margine di guadagno sullarivendita al venditore.

La ristrutturazione dell’industria del gas:una sfida al sistema tradizionale

Il modello teorico per la ristrutturazione della indu-stria del gas (e dell’energia elettrica) rappresenta unasfida significativa a questa forma di relazioni commer-ciali altamente strutturata e avversa al rischio. Il pro-cesso di ristrutturazione (che gli Stati Uniti, il Canadae il Regno Unito sono stati i primi ad avviare) parte dalpresupposto che la forma tradizionale di monopolio sta-tale o di impresa di pubblica utilità regolamentata nelsettore del gas e dell’elettricità sia inefficiente. Un siste-ma basato sulla concorrenza è intrinsecamente adatto agarantire ai consumatori prezzi inferiori e servizi miglio-ri, in quanto prevede un mercato concorrenziale del gasin cui il prezzo è fissato dall’incontro della domanda edell’offerta.

Tuttavia, poiché le fonti di rifornimento del gas sono,di consueto, geograficamente distanti dai luoghi del con-sumo finale, il modello prevede anche un mercato con-correnziale del trasporto in un sistema aperto o accessi-bile a terzi. Nel caso del GNL, la ‘filiera’ dell’industriadel GNL viene ricostruita con criteri di efficienza median-te offerte concorrenziali e indipendenti in ciascuno deglianelli della catena, le cui attività sono svincolate da quel-le degli altri. Poiché molte decisioni di mercato impli-cano sfasamenti temporali tra gli obiettivi di profitto deivenditori e quelli dei compratori e, nel frattempo, si regi-stra una volatilità dei prezzi, è anche previsto un siste-ma di ‘gestione del rischio di prezzo’, in virtù dello svi-luppo di diversi tipi di derivati finanziari: contratti futu-re, opzioni e swap.

L’industria ristrutturata dell’America Settentrionalee del Regno Unito è caratterizzata da una significativaincidenza di compravendite spot, con prezzi spesso moltovolatili. I pochi contratti a lungo termine residui hannouna durata relativamente più breve. Per la determina-zione dei prezzi si fa riferimento a un indicatore del mer-cato del gas, in quanto l’indicizzazione alle quotazionidel petrolio non è un buon indice di riferimento del valo-re gas in un mercato concorrenziale gas to gas. Il fattoche il prezzo sia legato al mercato destituisce di valoreil tradizionale contratto take or pay.

I prezzi del gas in punti di riferimento come lo HenryHub (Stati Uniti) o il National Balancing Point (RegnoUnito) sono pubblicati in bollettini specializzati che for-niscono agli operatori informazioni sull’andamento delmercato. Le quotazioni meno liquide presso altri hubconsentono di stabilire ‘differenziali di base’ per colle-gare i prezzi in altri mercati al prezzo di riferimento. Seb-bene si siano verificati alcuni abusi nelle rilevazioni deiprezzi pubblicate nei bollettini specializzati, il mercato



dei future (come la quotazione Henry Hub nella Borsadi New York) fornisce un’informazione trasparente perla gestione del rischio. Si possono effettuare transazio-ni anche sulla capacità di trasporto, oltre che sulla mercestessa.

Le industrie del gas ristrutturate dell’America Set-tentrionale e dell’Europa si differenziano dal mercatotradizionale soprattutto per la scomparsa del contratto alungo termine come modello fondamentale delle tran-sazioni. Pertanto, quando si valutano le prospettive di unmercato globale del gas, il problema centrale è la soprav-vivenza dell’Accordo di Compravendita e la forma cheeventualmente assumerà all’interno di un’industria delGNL ristrutturata.

L’affermarsi di una nuova struttura di mercatoIl mercato a breve termine del GNL, per quasi un

decennio assai modesto, ha successivamente conosciu-to una rapida crescita. Ancora nel 1997, le transazioni abreve termine rappresentavano appena l’1,5% del com-mercio internazionale di GNL. Nei cinque anni succes-sivi, il volume delle transazioni a breve termine è aumen-tato di sette volte e, nel 2003, rappresentava l’8,9% delcommercio internazionale.

Negli anni Ottanta per il GNL si sono verificate note-voli eccedenze di capacità rispetto alla domanda, in largamisura in conseguenza delle controversie in merito alladeterminazione del prezzo tra l’Algeria e i suoi clienti.Tuttavia, l’inflessibilità dei legami commerciali rende-va difficile prendere in considerazione transazioni a brevetermine di una certa entità. Già all’inizio degli anni Novan-ta, il problema dell’eccedenza di capacità ha comincia-to a ripresentarsi e si è andato sviluppando un consistentemercato a breve termine.

Eccedenze a breve termine cominciarono a compa-rire a est di Suez all’inizio degli anni Novanta, a segui-to di incrementi di capacità di oltre otto milioni di ton-nellate nel Sudest asiatico, quando sia l’Indonesia sia laMalaysia aggiunsero treni di espansione. Oltre a ciò,nello stesso decennio, si ebbe anche il rallentamento deimercati asiatici, nonché l’affermarsi di una nuova capa-cità di esportazione dal Qatar e dall’Oman nel Golfo.Tuttavia, le ulteriori espansioni nell’area mediorientaleregistrate nel 1999 (al pari della comparsa di Trinidad eTobago e della Nigeria nel bacino atlantico) sembranoaver istituzionalizzato le capacità eccedenti.

Con l’allentarsi delle rigidità associate al contrattodi vecchio tipo, maggiori volumi sono diventati dispo-nibili per transazioni a breve termine e sul mercato spot.I volumi flessibili possono avere diverse origini. Granparte di essi deriva dall’asimmetria tra l’espansione diun impianto dedicato e la crescita del mercato del clien-te. I contratti a lungo termine prevedono, in genere, unperiodo di ramp-up, per consentire al cliente di arrivareai regimi di prelievo previsti dal contratto e i volumi che

ne derivano vengono utilizzati in misura crescente peralimentare il mercato a breve termine. A causa del matu-rare dell’industria del gas, molti contratti a lungo termi-ne giungono alla scadenza, cosicché i venditori posso-no rinnovare l’accordo originario oppure immettere sulmercato i volumi per transazioni più flessibili. L’espan-sione degli impianti esistenti (il cosiddetto debottle-necking) crea una capacità che è già stata finanziata dalcontratto originario.

Al crescere della competitività del mercato del gas,le società sembrano privilegiare i progetti in cui una partedella produzione è ‘scoperta’. Poiché la maggiore preoc-cupazione del venditore è il pagamento degli interessimentre è ancora in essere l’obbligazione sul prestito, èpossibile, in misura crescente, adattare la durata del con-tratto al periodo più breve della restituzione del capita-le; questo consente al venditore maggiore libertà nel col-locare volumi sul mercato a breve termine.

Se volumi di ramp-up sono sempre esistiti, la lorodisponibilità per le transazioni a breve termine è piutto-sto recente. Poiché essi diventano disponibili quando lacapacità del progetto è attivata, possono essere messi sulmercato rapidamente, senza dover attendere complessenegoziazioni tra compratore e venditore. L’effettiva capa-cità di ramp-up potenzialmente disponibile per i merca-ti a breve termine è maggiore della sua concreta utiliz-zazione per transazioni a breve termine.

Non sorprende che in un mercato con oltre qua-rant’anni di storia alle spalle e imperniato su contrattiventennali, molti dei primi contratti siano giunti a sca-denza. Nella maggior parte dei casi, tali contratti sonostati rinnovati, spesso con il cliente originario, ma in ter-mini rinegoziati.

Nel nuovo e più flessibile mercato del GNL, è pocoprobabile che i contratti in scadenza siano rinnovati alcompratore originario senza che siano state apportatesostanziali modifiche. Alcuni volumi potranno essereripresi dai venditori per essere immessi nel mercato abreve termine, ma spesso molti dei rapporti contrattua-li verranno conservati, seppure con termini modificati.

I volumi che lo scadere dei contratti rende disponi-bili per una rinegoziazione compaiono lentamente inquanto la maggioranza di tali contratti è a lungo termi-ne. Quelli più recenti hanno, in genere, una durata mino-re, ma ci vorrà un certo tempo prima che scadano. I nuovicontratti possono avere una durata di 15 anni, anche senel caso di alcune estensioni o espansioni i termini sonopure più brevi.

I contratti in scadenza sono più numerosi nel bacinodel Pacifico, dove si è verificata la gran parte della primacrescita del mercato di GNL. L’Indonesia e l’Australiasono diventate particolarmente vulnerabili. Nel caso del-l’Indonesia, il declino dell’impianto di Arun (Sumatraoccidentale) complica il processo di esaurimento dei con-tratti a lungo termine. Le forniture di gas di Arun sono



in uno stadio avanzato di esaurimento; la ribellione sepa-ratista nella provincia di Aceh non incentiva a tenerel’impianto in esercizio ricorrendo a gas proveniente daaltre fonti. Nondimeno, l’Indonesia cerca ancora di com-pensare le perdite con espansioni in altre località, in par-ticolare con il progetto Tangghu.

Il ritmo rallentato con cui i contratti giungono allascadenza e possono essere rinnovati non preclude neces-sariamente una rinegoziazione anticipata degli stessi.Una situazione in cui i venditori cercano mercati più este-si e i compratori vogliono termini contrattuali più fles-sibili offre importanti incentivi reciproci per riaprire alcu-ni di questi contratti prima del termine. Tuttavia, è pro-babile che queste rinegoziazioni anticipate portino aimpegnare volumi maggiori, sebbene flessibili, anzichédeterminare un’immissione dei volumi contrattuali nelmercato spot.

La flessibilità dei volumi si deve anche all’aumento dicapacità dovuto all’espansione degli impianti, che ha con-tribuito a un incremento di capacità del 18%. Poiché i con-tratti originari finanziavano l’impianto, la capacità espan-sa è in larga misura priva di costi per i venditori. Tale capa-cità potrebbe essere prontamente trasferita al portafogliodi volumi a breve termine del fornitore destinati al mer-cato spot, ma gran parte della nuova capacità (in partico-lare nel bacino del Pacifico) finisce per essere anch’essavincolata da contratti a lungo termine, spesso nell’ambi-to di una rinegoziazione del contratto originario.

Il rallentamento verificatosi nel mercato del Pacifi-co ha intensificato la concorrenza tra vari potenziali pro-getti, ulteriormente acuita dalla tendenza a creare trenidi dimensioni più grandi. In passato, la concomitanza dicrescita del mercato e treni di minori dimensioni potevagiustificare più facilmente le espansioni. Via via è anda-to aumentando il tempo necessario per mettere insiemeuna domanda sufficiente a giustificare la realizzazionedi nuove infrastrutture potenziate. Di conseguenza, pro-getti concorrenti spesso trovano difficile giustificareun’espansione utilizzando la vecchia copertura contrat-tuale riferita a un periodo precedente. A fronte della con-correnza di altri progetti nella stessa situazione, gli ope-ratori tendono ad avviare un nuovo progetto con unacopertura contrattuale che sarebbe stata stimata pruden-te in passato. Pertanto, un maggior numero di volumi neinuovi progetti risulta ‘svincolato’, ossia non coperto dacontratti a lungo termine.

Le navi metaniere erano tradizionalmente dedicate arotte commerciali specifiche. In ragione dell’obbligocontrattuale di consegnare il quantitativo massimo con-cordato a discrezione dell’acquirente, la nave non eradisponibile per altri carichi, nemmeno quando il com-pratore riduceva la domanda. La manutenzione dellemetaniere perlopiù era programmata nei periodi in cuisi prevedeva un basso livello di domanda, ma anche cosìera inevitabile un certo grado di inutilizzo delle navi.

La destinazione di nuove navi a nuovi contratti com-portava una scarsa flessibilità della flotta. Era assai dif-ficile che le navi metaniere rimaste inutilizzate per qual-che motivo fossero noleggiate per trasporti alternativi;solitamente esse erano messe in cantiere. Tra la fine deglianni Settanta e l’inizio degli anni Ottanta, molti com-merci per i quali erano state ordinate le metaniere non sisono concretizzati o sono cessati dopo un breve periodo.Ne sono esempi il fallimento del progetto della PacIndo-nesia, per l’esportazione di gas dall’Indonesia verso laCalifornia, e le esportazioni di GNL Algeria/Stati Unitia Cove Point, Elba Island e Lake Charles, che cessaro-no dopo meno di due anni. Inoltre, per due metaniereche erano state costruite per fini speculativi non furonomai stipulati contratti di fornitura. Complessivamente,15 navi vennero messe in cantiere a seguito di questevicende. Sei di esse furono demolite, mentre le altre noverimasero inattive (alcune per oltre vent’ anni) prima diessere riadattate a un nuovo mercato più flessibile. Lafig. 17 presenta un profilo storico della capacità e del-l’utilizzo delle navi metaniere.

La prassi di riservare le metaniere alle forniture sottocontratto comporta il rischio di una programmazioneinefficiente della flotta. Per es., è possibile prevederespedizioni incrociate, quando le navi adibite al traspor-to su una determinata rotta si incrociano in direzioniopposte. In questo caso, un accordo di scambio potreb-be ridurre i costi di trasporto. Per fare un esempio con-creto, la ConocoPhillips considerò, a un certo punto, lapossibilità di inviare il gas del suo giacimento di BayuUndan, nel Mare di Timor in un eventuale terminale dellaBassa California (attraverso un impianto di liquefazionelocalizzato a Darwin, in Australia). La ConocoPhillipsè comproprietaria dell’impianto di GNL della Baia diCook che serve il mercato giapponese. Se l’iniziativaavesse dovuto essere realizzata in base alle vecchie regole



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anno1980

surplus di capacità netta

fattore di capacità sottocontratto - 39% nel 1983



stime Jensen

capacità inutilizzata1

utilizzo a breve termine utilizzo sotto contratto

1 Quindici navi costruite per commerci falliti o per fini speculativi

1990 2000

fig. 17. Confronto tra capacità e domanda di metaniere.

che imponevano di riservare una data metaniera a unarotta specifica, il trasporto incrociato Alaska/Giapponee Bayu Undan/Messico avrebbe dovuto coprire una distan-za complessiva di 10.547 miglia nautiche. Tuttavia, sefosse stato possibile effettuare un accordo flessibile discambio Alaska/Bassa California e Darwin/Giappone,la distanza complessiva sarebbe stata più che dimezza-ta (5.055 miglia nautiche). La questione delle spedizio-ni incrociate è stata trascurata, ma con la crescente disper-sione geografica delle fonti di rifornimento e dei mer-cati è destinata probabilmente ad acquistare maggioreimportanza.

All’inizio si riteneva che le metaniere destinate al tra-sporto di GNL avessero vita breve e quindi non sareb-bero durate oltre la scadenza del contratto originario; seil contratto fosse stato rinnovato si sarebbe reso neces-sario ordinare nuove navi. Nel corso del tempo, si è inve-ce riconosciuto che le metaniere possono essere utiliz-zate per oltre quarant’anni e non devono essere sostitui-te quando il contratto viene prorogato.

In molti casi, le metaniere ancora funzionanti resta-no inutilizzate quando il rinnovo di un contratto richie-de nuove navi. Tuttavia, numerose metaniere usate sonoutilizzate proficuamente per commerci a breve termine.Creare una capacità di riserva nelle nuove metaniere com-porta dei costi, ma molte di queste navi di seconda manopossono effettuare trasporti a tariffe di noleggio relati-vamente basse.

La fig. 17 mostra ancora come resti un’eccedenza dicapacità in grado di sostenere un cospicuo volume ditransazioni sul mercato a breve termine. Tuttavia, non èchiaro a quale livello di utilizzo della capacità il merca-to diventi ‘stretto’. I dati pubblicati alla fine 2002, face-vano riferimento ai mercati stretti delle navi metanierein conseguenza di una serie di turbolenze nel mercatodella regione Asia-Pacifico. Tuttavia, il fattore di capa-cità media per i volumi contrattati in quell’anno era appe-na dell’81%.

Ovviamente, è difficile evitare che parte della capa-cità resti inutilizzata. Una metaniera temporaneamenteinutilizzata in un dato servizio di fornitura spesso nonpuò essere dirottata verso altre destinazioni in questoperiodo di inattività. Nei casi in cui l’utilizzazione dellanave è a discrezione dell’acquirente, questi potrebbe nontrovare alcuna convenienza a disimpegnarla tempora-neamente.

Nei contratti flessibili si tende a eliminare o ridurrele restrizioni della clausola di destinazione, dando cosìal compratore la possibilità di realizzare utili dirottandoil proprio surplus sul mercato a breve termine. Resta davedere in che misura questa tendenza influenzerà il limi-te pratico sui fattori di capacità delle navi. Alcuni ele-menti inducono a ritenere che gli investitori sono in-clini a speculare sulla capacità di nuove metaniere peril commercio sul mercato a breve termine. Accade di

frequente che vengano ordinate nuove navi non destina-te a un particolare commercio e che sembrano acquista-te per scopi speculativi. Se le metaniere di seconda manoappaiono i candidati più ovvi per transazioni spot di tipospeculativo, data la limitata esposizione economica cheun investimento di questo tipo comporta, la situazione èpiù ambigua quando si tratta di navi nuove. Alcuni com-mercianti di gas nordamericani ordinarono metaniere perfini speculativi prima che si verificassero problemi finan-ziari in questo settore. Alcune di queste ordinazioni ven-nero cancellate, ma è di pubblico dominio che tutte legrandi società di GNL come British Gas, British Petrol-eum e Shell hanno ordinato navi metaniere non destina-te a uno specifico servizio di fornitura. Tuttavia, la cre-scente tendenza delle grandi società verso un’integra-zione a valle, con la stipula di contratti con i propri affiliaticommerciali, rende incerto il confine tra appalto e com-mercio delle navi. Una metaniera ordinata per un servi-zio di navetta tra diversi impianti di liquefazione e diricezione, controllati dalle grandi società, potrebbe nonrientrare nella definizione tradizionale di commercio‘dedicato’, ma sarebbe egualmente difficile classificar-la come ‘speculazione’.

Nei mercati ristrutturati dell’America Settentrionalee in misura crescente in Europa, le società utilizzanoderivati finanziari per la gestione del rischio di prezzo.Negli Stati Uniti, il mercato dei future nella Borsa diNew York ha avuto grande successo e costituisce unpotenziale modello per la gestione del rischio nel setto-re del gas in altri paesi. Esso ha fornito uno strumentomolto liquido per la copertura delle transazioni a brevetermine nel mercato del gas statunitense e ha altresì con-sentito alle società di stabilizzare utili e remunerativitàquando la volatilità del mercato provoca inaccettabilifluttuazioni. Inoltre, il mercato dei future ha consentitoa compratori e venditori di utilizzare i prezzi di merca-to correnti come punto di riferimento per le transazionifisiche future.

Nel settore del GNL, il mercato dei future consentedi compensare l’occasionale irregolarità nelle forniture.Una transazione per il trasporto di GNL mediorientaleverso la costa statunitense del Golfo del Messico puòessere ancorata al prezzo di mercato corrente, anche sela nave metaniera può impiegare tre settimane per con-segnare il carico.

La maggior parte dell’attività nel NYMEX è con-centrata nel breve termine e la liquidità del mercato scemanotevolmente per transazioni con scadenza a due anni.Di conseguenza, è sempre più difficile coprire i rischidelle variazioni di prezzo per transazioni di volumi conscadenze in un futuro molto distante.

Alcuni fervidi sostenitori dell’uso dei derivati finan-ziari hanno affermato che questi potrebbero essere impie-gati in ultimo come strumenti di copertura del rischioper investimenti multimiliardari in GNL, sostituendo la



forma del contratto a lungo termine per la gestione delrischio del progetto. L’idea, assai controversa al momen-to della sua affermazione, ha perso molta della sua cre-dibilità. I mercati dei future dipendono fortemente daglispeculatori, che tendono ad agire come controparti delleattività di copertura delle società. Tuttavia, il loro inte-resse scema per transazioni a lungo termine. Per perio-di contrattuali più lunghi il mercato utilizza gli swap overthe counter, per i quali le società commerciali specia-lizzate e le banche di investimento agiscono da contro-parti. La Enron, per es., era una multinazionale specia-lizzata in swap a lungo termine del gas. Una delle prin-cipali conseguenze della bancarotta della società è statal’inadempienza di numerosi contratti a lungo termine eciò ha danneggiato quanti si erano rivolti a essa per lacopertura del rischio.

Il tracollo delle società commerciali ha notevolmen-te cambiato le prospettive della gestione del rischio alungo termine. Poiché alcune delle società coinvolte ave-vano un ruolo guida nell’impegnativo progetto di svi-luppare il mercato dei derivati a lungo termine, i loroproblemi (e in alcuni casi la cessazione completa del-l’attività) ha drasticamente ridotto il numero degli atto-ri disposti ad assumere tale rischio.

Una delle caratteristiche di questo nuovo mercato diGNL è l’emergere degli autocontratti. Il contrasto tra duemodelli strutturali dell’industria internazionale del GNL(il modello basato sul tradizionale contratto a lungo ter-mine e avverso al rischio e il modello del libero merca-to) ha spostato in modo significativo la distribuzione deirischi e dei guadagni tra le parti, con modalità non anco-ra pienamente comprese. Il contratto a lungo terminedava ai venditori la garanzia di avere sbocchi commer-ciali sicuri senza bisogno di attuare un’integrazione avalle, come ha fatto tradizionalmente l’industria petro-lifera.

Tuttavia nei mercati ristrutturati, come quelli degliStati Uniti e del Regno Unito, sembra sempre più diffi-cile trovare acquirenti in grado di adempiere l’impegnorelativo al volume del tradizionale contratto take or pay.In questi mercati, i compratori spesso cercano di mini-mizzare il rischio indicizzando il prezzo a un indicatoredel mercato del gas, in quanto potrebbe essere molto dif-ficile vendere gas indicizzato alle quotazioni del petro-lio in un mercato concorrenziale del gas; i clienti vin-colati, inoltre, sono in ampia misura scomparsi. Per con-tro, un obbligo di volume associato a un indicatore delmercato concorrenziale del gas consente al compratoredi rivendere sul mercato i volumi in surplus con pochis-sime perdite rispetto a quanto è obbligato a pagare dallaclausola di indicizzazione. Di conseguenza, una porzio-ne significativa del rischio di mercato è migrata a monte.A fronte dei rischi politici e di mercato derivanti dagliinvestimenti in GNL, l’integrazione a valle e la creazio-ne di un portafoglio diversificato di fonti di rifornimento

potrebbero essere una buona strategia d’investimento peri produttori.

Un problema è costituito dal fatto che il prezzo delladiversificazione (ossia la partecipazione a diversi mer-cati con un portafoglio diversificato di fonti di riforni-mento) è talmente elevato che poche società possonopermetterselo. Ciò tende a favorire le grandi società chedispongono di ingenti capitali, ma lascia spazio anche aoperatori di nicchia, in grado di focalizzarsi su una situa-zione specifica che sono in grado di controllare.

L’integrazione nell’industria del GNL ha anche unaltro aspetto. Per i compratori che esercitano ancora unqualche controllo sui propri mercati, la possibilità d’ac-quistare una posizione a monte nella produzione (con-siderata di solito l’anello più remunerativo della filiera)offre un sistema d’integrazione a monte. La Kogas, inCorea, è stata uno dei primi compratori ad acquistare unapartecipazione a monte ottenendo una cointeressenza nelprogetto Rasgas 1 nel Qatar. La stessa strada è stata segui-ta dalla Chinese National Offhsore Oil Company(CNOOC), che ha comprato una partecipazione nel pro-getto della Piattaforma nordoccidentale australiana, nel-l’ambito del contratto di acquisto con la Provincia diGuangdong, e ha negoziato una posizione analoga nelprogetto indonesiano per il terminale di Tangguh dellaBP, in cambio del contratto per il terminale della Pro-vincia di Fujian.

La Tokyo Electric e la Tokyo Gas, per citare altri dueesempi, hanno acquistato una partecipazione nel proget-to per lo sfruttamento del giacimento di Bayu Undan nelMare di Timor. Significativamente, la ConocoPhillips (lasocietà venditrice per il giacimento di Bayu Undan) haribaltato il proprio ruolo acquistando una posizione perlo sfruttamento del giacimento di North Field nel Qatar,in cambio di un contratto di fornitura della Qatargas peril mercato statunitense. In questo caso, ConocoPhillipsoffre l’accesso al mercato statunitense attraverso la suaaffiliata commerciale negli Stati Uniti.

Determinazione del prezzo, costi di trasporto e netback del GNL

Il prezzo al quale il GNL può essere venduto van-taggiosamente viene spesso calcolato tenendo conto deicosti di sfruttamento del giacimento, liquefazione, tra-sporto in cisterne e rigassificazione. Questo approccioè definito determinazione del prezzo in base al princi-pio del ‘costo del servizio’, in quanto presuppone che iprezzi siano pilotati dai costi.

Non è questo, però, il modo in cui funziona la deter-minazione del prezzo del GNL e del gas naturale tra-sportato via gasdotto in un mercato concorrenziale. Ilgas è un bene interscambiabile: il suo valore provenien-te da due diverse fonti resta uguale a prescindere dalleeventuali differenze nelle strutture dei costi sostenuti daifornitori. Dopo i fallimentari esperimenti con i prezzi



controllati alla fonte basati sul principio del costo delservizio, sia gli Stati Uniti sia il Canada hanno scelto,negli anni Settanta, una strada diversa, optando per unsistema in cui è la concorrenza sul mercato a determi-nare i prezzi.

Il meccanismo di determinazione del prezzo che con-sente al venditore di fissare per la sua produzione unprezzo che ne rispecchi il valore di mercato (al netto deicosti di trasporto) è detto netback. La fig. 18 illustra ladifferenza tra il prezzo basato sul principio del costo delservizio e il netback, prendendo come esempio un ipo-tetico progetto di GNL per il trasporto di gas nella sezio-ne statunitense della costa del Golfo da un impianto diliquefazione a 6.200 miglia nautiche di distanza (gros-so modo la distanza dalla Nigeria). Se il costo alla fontedel fornitore è di 0,80 dollari, egli potrebbe giustifica-re il suo progetto in base al principio del costo del ser-vizio qualora il prezzo del GNL rigassificato fosse fis-sato a 3,26 dollari. Se egli fosse soggetto alle regola-mentazioni delle imprese di pubblica utilità, questo è ilprezzo che potrebbe praticare. Tuttavia, in un mercatoconcorrenziale in cui il prezzo è di 4 dollari, il suo net-back è di 1,42 dollari, di molto superiore a 0,80 dollariche avrebbe ricevuto in base al principio del costo delservizio, il che gli consente di trattenere una certa ren-dita economica.

Per molti anni, i mercati mondiali del gas erano costi-tuiti da una serie di scambi bilaterali di gas trasportatovia gasdotto o di GNL, isolati e scarsamente interrelati.Le rigidità del contratto a lungo termine, caratterizzatodall’interdipendenza tra fonti di rifornimento, trasporto

in metaniere e terminali di ricezione, rendevano diffici-li transazioni a breve termine o spot. Il commercio di gasnaturale via gasdotto, in ragione del rigido collegamen-to fisico tra fonti e mercati era, se possibile, ancora piùvincolato alla dimensione regionale. Di conseguenza, ilcommercio internazionale di gas operava all’interno diuna serie di mercati regionali isolati e scarsamente o nien-te affatto interrelati.

Questi rigidi modelli cominciarono ad allentarsi neglianni Novanta, quando le eccedenze di GNL sul merca-to dell’Asia-Pacifico e la presenza di una capacità nonimpegnata del terminale ricevente (specialmente negliStati Uniti) resero possibili transazioni a breve termine.Sebbene rappresentassero una percentuale ancora ridot-ta del commercio internazionale globale, queste transa-zioni a breve termine cominciarono a creare collegamentipilotati dal prezzo al di fuori dei tradizionali mercatiristretti di tipo regionale. Cominciava così a emergereun ‘mercato mondiale del gas’.

Tuttavia, il mercato mondiale del gas non può averele stesse caratteristiche del mercato mondiale del petro-lio, assai più flessibile. Gli elevati costi di trasporto delGNL continuano a preservare dalla concorrenza inter-regionale determinati collegamenti regionali di offerta edomanda. Quando si verifica un surplus di capacità negliimpianti di liquefazione e nelle metaniere, i fornitoripotrebbero essere pronti a competere in mercati distan-ti. A tal fine, tuttavia, dovrebbero essere disposti a ope-rare con un costo marginale, recuperando meno degliutili attesi sul capitale investito.

Considerando le possibili esportazioni di GNL versola costa occidentale dell’America Settentrionale, inclusequelle dalle regioni occidentali dell’America Meridiona-le, se ne deduce che solo per Trinidad e Tobago, nel baci-no dell’Atlantico, i costi di trasporto di GNL verso gliStati Uniti sono inferiori a quelli del trasporto in Euro-pa. Per il Medio Oriente, i costi di trasporto verso l’Eu-ropa meridionale (Spagna) sono inferiori a quelli versoil Giappone, ma i costi di trasporto nell’Europa setten-trionale (Belgio) sono pressoché identici. Non sorpren-de che per le forniture provenienti dal bacino del Pacifi-co orientale i costi di trasporto verso la costa occidenta-le siano inferiori a quelli del trasporto nel Nordest asiatico,ma le forniture asiatiche sono più vicine al Giappone.

È evidente come carichi spot geograficamente distan-ti possano competere pressoché ovunque nel mondo suuna base di costi diretti nei periodi in cui vi è un sur-plus di capacità, ma subiscano una notevole penalizza-zione in termini di costo quando i fornitori cercano direcuperare integralmente i costi pieni sostenuti in unmercato stretto.

Gli elevati costi di trasporto verso mercati più distan-ti, come la costa statunitense del Golfo del Messico o ilNordest asiatico, sono parzialmente compensati dal fattoche in tali mercati il GNL tende ad avere un prezzo di



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costo dellaliquefazione

prezzo di mercato delGNL rigassificato

fig. 18. Confronto tra la determinazione del prezzo del GNL in base al principio del costo del servizio e del netback, in un ipotetico trasporto di GNL negli USA. Si assumono un costo alla fonte di 0,80 dollari, due treni di 3,3 Mt, un nuovo impianto, una distanza di 6.200 miglia nautiche dalla costa statunitensedel Golfo del Messico, un prezzo di mercato di 4 dollari.

sbarco più alto, in particolare se il Medio Oriente è desti-nato a diventare la fonte marginale di GNL per i merca-ti mondiali. Negli Stati Uniti, Henry Hub è diventato ilpunto di riferimento del prezzo per i mercati del gas sta-tunitensi. I prezzi in altri mercati regionali sono riferitiai prezzi nell’Henry Hub in virtù di differenziali di base,che tendono a riflettere i costi di trasporto dall’HenryHub al mercato in questione. I differenziali di base effet-tivi possono essere superiori o inferiori a quelli che potreb-bero comportare i costi di trasporto, a seconda della rela-tiva forza o debolezza di tale mercato.

Se il Medio Oriente si accinge effettivamente a diven-tare il fornitore marginale di GNL per i mercati mon-diali, è possibile immaginare un sistema di differenzia-li di base che riflettano i costi di trasporto del GNL dalMedio Oriente ai terminali dei vari mercati. La fig. 19illustra come potrebbero configurarsi questi differenzialidi base, assumendo costi di trasporto in tipiche meta-niere di 138.000 m3.

Il Qatar ha valutato l’opportunità di utilizzare trenidi liquefazione di GNL e metaniere più grandi per mini-mizzare i costi di trasporto in mercati distanti. Se il Qatardovesse rifornire la sezione statunitense della costa delGolfo con contratti a lungo termine, servendosi di meta-niere dedicate di maggiori dimensioni, ciò tenderebbe aridurre il differenziale di base per quel mercato. La fig. 19mostra anche come l’uso di metaniere da 200.000 m3

ridurrebbe i differenziali di base di circa 0,14 dollari.

Non esistono ancora terminali di ricezione nella costaoccidentale statunitense o messicana, ma sono attiva-mente allo studio diverse proposte. Il differenziale dibase della costa occidentale degli Stati Uniti non potràprobabilmente essere stabilito facendo riferimento a viag-gi che provengono dal Medio Oriente, in quanto nume-rosi fornitori del bacino del Pacifico che riforniscono ilNordest asiatico sarebbero in grado di effettuare spedi-zioni di GNL in quel mercato a un prezzo inferiore rispet-to a quello praticato dal Qatar. La fig. 19 offre una com-parazione tra il differenziale che si avrebbe se il gas fossetrasportato direttamente dal Qatar e il differenziale chesi avrebbe dislocando il gas di Sakhalin dal Giapponealla Bassa California. Se Sakhalin accettasse dalla BassaCalifornia lo stesso netback che otterrebbe in parità conspedizioni dal Medio Oriente al Giappone, ciò potrebberidurre di 0,31 dollari il differenziale di base della spe-dizione diretta nella costa occidentale statunitense.

L’affermarsi di operazioni di arbitraggio per collegare i prezzi tra regioni

Una parte importante di questo nuovo modello delcommercio è l’affermarsi dell’ arbitraggio tra mercati.L’arbitraggio consente alla società commerciale di dirot-tare i carichi verso quei mercati che offrono i netbackpiù alti. Tuttavia, per poter effettuare operazioni di arbi-traggio occorre un surplus di capacità delle metaniere edei terminali di ricezione che consenta di sfruttare leopportunità di mercato quando si presentano. Parte dellacapacità eccedente è il risultato del normale squilibriotra offerta e domanda, che può essere utilizzato, quandodisponibile, per ricercare i netback più convenienti.

La lunghezza media del viaggio di una nave meta-niera per volumi a breve termine è di solito notevolmentesuperiore a quella di un viaggio associato a un contrat-to di fornitura a lungo termine. Ciò indica l’importanzadella capacità eccedente delle metaniere per il raggiun-gimento di mercati che potrebbe risultare difficile ser-vire economicamente sulla base di contratti a lungo ter-mine. Tuttavia, le società possono scegliere di creare unacapacità eccedente di metaniere e terminali al fine ditrarre vantaggio da operazioni di arbitraggio, sebbene lacreazione deliberata di un surplus di capacità non siapriva di costi. Creare un’eccedenza di capacità produt-tiva annua del 25% significa aumentare di circa il 10%i costi della rigassificazione.

La creazione di un surplus di capacità nella liquefa-zione o nelle metaniere attraverso l’acquisto di nuoveinfrastrutture è notevolmente più costosa. Un surplus dicapacità del 25% può far aumentare di circa il 22% icosti di liquefazione e di circa il 21% il costo delle meta-niere. Nel caso delle navi, tuttavia, per il commercio a bre-ve termine si tende a utilizzare metaniere usate che nonsono più adibite al servizio originario. In questo caso, i co-sti possono essere notevolmente ridotti rispetto a quelli



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metaniere più grandiridurrebbero ildifferenziale dellacosta statunitense delGolfo del Messico

differenziale viadislocamento aSakhalin anzichétrasporto direttodal MedioOriente

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fig. 19. Differenziali di base per un hub di GNL localizzato nel Medio Oriente, con trasporto in metaniere di 138.000 m3.

di un investimento fatto per aumentare la capacità pro-duttiva di navi nuove.

Il teatro privilegiato delle operazioni di arbitraggiointerregionali è stato, tradizionalmente, il bacino del-l’Atlantico, dove i principali fornitori sono stati Trini-dad e Tobago e Nigeria e i mercati di destinazione StatiUniti ed Europa (principalmente la Spagna). Il gas vieneindirizzato verso il mercato che offre i migliori netbacke i flussi si spostano di conseguenza. Un altro tipo diarbitraggio si è sviluppato tra i mercati del Nordest asia-tico e quelli del bacino dell’Atlantico, con spedizioni digas dal Medio Oriente. I fornitori mediorientali, in primoluogo il Qatar, sono in una posizione tale da poter espor-tare il gas in Asia o nella regione atlantica a seconda dellaconvenienza del mercato.

La fig. 20 illustra il funzionamento di questo tipo diarbitraggio utilizzando come esempio una delle opera-zioni più diffuse nel bacino dell’Atlantico. Nell’esempiosi assume un esportatore di Trinidad e Tobago, per il qualesia indifferente esportare a Huelva, in Spagna, o a Everett,

sulla costa orientale degli Stati Uniti, in quanto i netbacksono uguali in entrambi i mercati. Il fornitore in que-stione avrà a Huelva un prezzo ex ship di 3 dollari; il net-back a Everett sarà invece di 2,82 dollari (un prezzo infe-riore compensato dai minori costi di trasporto).

Lake Charles, nella sezione statunitense della costadel Golfo, presenta due svantaggi rispetto a Everett: haun differenziale di base inferiore su Henry Hub ed è piùlontano dalle fonti di rifornimento di GNL. Pertanto, inquesto caso, per l’esportatore di Trinidad e Tobago puòessere indifferente la scelta tra Huelva o Everett, ma entram-be offrono netback superiori rispetto a Lake Charles.

Quando l’arbitraggio è effettuato tra Everett e Huelva,sia la Nigeria sia il Qatar riceveranno in Spagna net-back più alti di quelli che possono realizzare a Everetto Lake Charles. Quando i prezzi fluttuano sulle duesponde dell’Atlantico, i punti di bilanciamento dell’ar-bitraggio si spostano con essi e le spedizioni di GNLtendono a indirizzarsi verso i mercati che offrono i net-back migliori.

I prezzi hanno subito notevoli fluttuazioni sulle duesponde dell’Atlantico, offrendo ampie opportunità di arbi-traggio. La fig. 21 presenta una comparazione dei netbackin alcuni mercati, dal 2000 al 2004. Poiché i costi di tra-sporto da Trinidad e Tobago e dalla Nigeria alla Spagnasono pressoché identici, i netback dei due mercati per ifornitori sono simili. Trinidad e Tobago è avvantaggiatoper il trasporto a Lake Charles e quindi dovrebbe avere unnetback più alto rispetto alla Nigeria. I netback illustrati



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Lake Charles ha un differenzialedi base inferiore e

costi di trasporto più alti

fig. 20. Netback per i porti di carico di Trinidad e Tobago,Nigeria e Qatar da terminali in Spagna e Stati Uniti,assumendo che l’operazione di arbitraggio avvenga tra il prezzo ex ship di 3 dollari di una consegna da Trinidad a Huelva, in Spagna, e quello di una consegna da Trinidad a Everett, Massachusetts.

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10Trinidad e Nigeria ottengononetback simili dalla Spagna

Trinidad e Tobago/Lake CharlesNigeria/Lake CharlesTrinidad e Tobago o Nigeria/Spagna

ma Trinidad è avvantaggiata rispetto allacosta statunitense del Golfo del Messico

lug 00 lug 01 lug 02 lug 03 lug 040

fig. 21. Esempi di netback per alcune operazioni di arbitraggio nel Bacino Atlantico, ottenuti da Trinidad e Tobago e Nigeria in Spagna e costa statunitense del Golfo del Messico. I prezzistatunitensi sono prezzi di mercato; i prezzi spagnoli sono prezzi di importazione e comprendono importazionicon termini contrattuali relativamente stabili.

nella fig. 21 sono calcolati assumendo un trasporto inmetaniera con quote di capacità di trasporto pienamenteallocate. In periodi di eccedenza di capacità, le quotesaranno scontate, spostando il punto di equilibrio del-l’arbitraggio verso fonti di rifornimento più distanti.

L’assenza di terminali di GNL sulla costa orientaledel Pacifico ha impedito lo sviluppo in quest’area di ope-razioni di arbitraggio analoghe a quelle praticate nel baci-no dell’Atlantico. Tuttavia, sia questo bacino sia quellodel Pacifico sono collegati attraverso il Medio Oriente,che può agire come ‘fornitore oscillante’dell’Asia e del-l’Atlantico. Ciò è illustrato nella fig. 22, che mostra i net-back realizzati dal Qatar nella costa statunitense del Gol-fo del Messico, in Spagna e in Giappone.

I dati relativi ai prezzi del Giappone, come quellidella Spagna, riguardano tutte le importazioni di GNLe quindi tengono conto dell’effetto stabilizzante delleforniture vincolate a contratti di lungo periodo. Quan-do i prezzi statunitensi sono stati forti, hanno offerto imigliori netback al Medio Oriente. Il Giappone offre,di solito, migliori netback rispetto alla Spagna, ma poi-ché ha un mercato a breve termine assai più limitato ilcommercio dei volumi mediorientali tende a focaliz-zarsi in Europa.

Gli attivi sforzi per installare terminali di GNL sullacosta occidentale degli Stati Uniti e in Messico, sia peri mercati messicani sia per l’approvvigionamento dellaCalifornia, aprono la possibilità di effettuare operazio-ni di arbitraggio anche nel bacino del Pacifico, analo-gamente a quanto avviene in quello Atlantico, anche se,per varie ragioni, i due mercati saranno diversi. I diffe-renziali di base del GNL saranno basati sul dislocamen-to dei rifornimenti provenienti dalla regione Asia-Paci-fico nel Nordest asiatico, anziché sul trasporto direttodal Medio Oriente. Per es., un dislocamento a Sakhalin(che ha un costo di 0,31 dollari inferiore rispetto a unaspedizione diretta dal Medio Oriente) è stato utilizzatonella fig. 19 per stabilire il differenziale di base per laBassa California, relativamente al Medio Oriente. Inol-tre, le distanze sono maggiori per l’abbinamento fontedella costa del Pacifico/mercato, con il risultato cheoccorre una capacità di metaniere assai maggiore pertrarre vantaggio da una situazione di arbitraggio. Per es.,il trasporto di GNL da Bontang all’Indonesia richiederàil doppio delle metaniere necessarie per il trasporto diuna identica quantità alla costa occidentale dell’Ameri-ca Settentrionale.

James T. JensenJensen Associates

Weston, Massachusetts, USA



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il Giappone di solitooffre netback migliori

della Spagna, ma è moltomeno attivo nei mercati

a breve termine

Lake Charles Spagna Giappone

la costa statunitense del Golfo del Messico può essere unmercato attraente quandoi prezzi USA sono forti

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fig. 22. Netback realizzati dal Medio Oriente nella costa statunitense del Golfo del Messico, in Spagna e Giappone, e relative opportunità di arbitraggio. I prezzi USA sono prezzi di mercato; i prezzi spagnoli e giapponesi sono prezzi di importazione e comprendonoimportazioni con termini contrattuali relativamente stabili.

2.5 Il commercio internazionale e l’industria del GNL · tecnologia a ciclo combinato alimentato...

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