La crisi Russia-Ucraina ha amplificato la tendenza, già in atto dalla fine del 2021, dell’aumento dei prezzi delle materie prime, tra cui greggio e gas, ma ha soprattutto reso evidente il reale peso dell’export russo nel settore energetico e il ruolo, da un punto di vista logistico, del Mar Nero quale area nevralgica per la caricazione di materie prime, semi lavorati e prodotti finiti non solo di origine russa.
L’inizio del 2022 è stato protagonista di importanti tensioni geopolitiche che hanno impattato, in primis, il settore energetico. La guerra russo-ucraina sta mettendo a rischio i vari equilibri internazionali, essendo rilevante il ruolo che la Russia ricopre come produttore e maggior esportatore di energia.
La reazione dell’Unione europea alla guerra prevede, fra le varie misure, anche quella di sanzionare il mercato delle materie prime energetiche.
Da più di due mesi il mondo sta vivendo una crisi che non ha precedenti: l’invasione dell’Ucraina da parte della Russia ha portato ad un contrasto, che non trova riscontro nella storia recente, e che vede opporsi la Russia, da una parte, e Stati Uniti ed Europa dall’altra, mentre il resto del mondo è diviso tra posizioni di neutralità e di condanna dell’intervento delle truppe russe.
Anche se l’UE non imporrà un embargo totale al petrolio russo, le sanzioni ad oggi decise avranno comunque effetti molto pesanti sull’industria Oil&Gas di Mosca. Prima di tutto, per le compagnie russe sarà particolarmente difficile assicurarsi linee di credito internazionali e questo rappresenta un problema dato che queste ultime hanno tassi di interesse di gran lunga inferiori a quelli oggi praticati sul mercato russo che sono arrivati a toccare il 20%. Un dato senza precedenti.
Il passaggio della Cina da esportatore netto a importatore netto di petrolio avvenuto a metà degli anni ‘90 ha certamente rappresentato uno dei momenti topici nel mercato petrolifero delle ultime tre decadi. Da lì, spinta da una apparentemente instancabile crescita economica, Pechino ha costantemente accresciuto la propria posizione nel mercato globale, fino al punto di superare gli Stati Uniti come maggiore importatore di petrolio a partire dal 2017. In tale contesto, soprattutto dal 2004 in avanti, la Cina ha messo in atto un significativo sforzo di diversificazione, sia per quanto riguarda l’origine che le vie di transito del petrolio, nell’ottica di mantenere una certa capacità di resilienza di fronte a situazioni di riduzione nella capacità di offerta dei principali partner petroliferi.
A differenza degli altri pacchetti di sanzioni imposti dall’Unione Europea, sembra che il sesto – relativo all’embargo del petrolio e dei prodotti petroliferi russi - stia dividendo gli stati membri e non sia di facile attuazione. Quali sono le vere ragioni che non rendono praticabile quest’opzione e che esulano dalla mera opposizione di alcuni paesi come l’Ungheria? Ce lo spiega in una lunga e puntuale intervista Salvatore Carollo, Oil and Energy Analyst and Trader.
Il gas naturale contribuisce a soddisfare circa un quarto della domanda di energia mondiale. Se vi sommiamo petrolio e carbone, questa quota sale all’ 84%. Mentre il mix energetico UE mostra una quota simile relativamente al gas, quello italiano vede il gas superare il 40%, per di più, quasi esclusivamente da importazione.
Una volta era semplice. Il gas viaggiava solo via tubo, e il tubo non essendo girevole garantiva l’ultima forma sopravvissuta di matrimonio indissolubile. Quello tra il giacimento (di provenienza) e il mercato (di destinazione). Il tubo però costava e costa; e lo si aveva da finanziare. Donde la necessità che gli fosse assicurato un cash flow pluriennale utilizzabile a garanzia del debito. Il contratto venne così a prendere forma obbligata. È bilaterale e deve essere pluriennale. A garantire la cassa contiene di regola una clausola di take or pay, in virtù della quale il compratore si obbliga a garantire in ogni anno il pagamento di un volume minimo di gas anche se in ipotesi ne ha ritirato di meno. La pluriennalità ti pone poi il problema della formula di prezzo. Su quello “istantaneo” di oggi si può trattare; ma come lo aggiorniamo per i prossimi vent’anni? La scelta fu di aggiornarlo non all’inflazione ma al costo dell’energia; e dunque di utilizzare a fini di indicizzazione il cugino petrolio, in forma dell’evoluzione di prezzo (di regola) di un paniere di greggi e/o di prodotti.
Qual è il futuro delle reti locali del gas nella transizione energetica? Per le sue dimensioni, il sistema di tubi, cabine e contatori che porta il metano nelle nostre case, uffici, ospedali e Pmi sarebbe a pieno titolo uno dei giganti tra le infrastrutture energetiche nazionali. Forse troppo frammentato per accorgersene, però, vive da tempo una fase di stagnazione e disorientamento, anche a causa della disattenzione del decisore pubblico, che sembra ricordarsi che esiste solo quando la cronaca ce lo costringe.
È ormai riconosciuto che le infrastrutture di trasporto di gas sono necessarie a supportare la transizione energetica; un processo che si protrarrà per alcuni decenni. La Direttiva 2021/0425 (COD) “on common rules for the internal markets in renewable and natural gases and in hydrogen” riconosce, infatti, che: “Gaseous fuels will play an important part in the energy mix by 2050, requiring the decarbonisation of the gas sector via a forward-looking design for competitive decarbonised gas markets”.
