Un’economia mondiale che fatica a crescere, una instabilità ormai frequente nelle quotazioni del greggio e dei prodotti petroliferi, una pandemia che sconvolge i consumi di energia a livello globale. In questo scenario che ormai in molti definiscono inedito, i principali attori dei mercati energetici stanno reagendo in maniera talvolta simile, talvolta del tutto differente. Insieme a Andrei Belyy, Professore Associato presso la University of Eastern Finland e fondatore della società di consulenza Balesene abbiamo intrapreso un viaggio per scoprire affinità e differenze nella gestione dell’incertezza, a partire dalla Russia.

La pandemia da Covid 19 ha esercitato un impatto considerevole sui mercati energetici globali. In Russia i contraccolpi rischiano di essere significativi. Quali i contraccolpi attesi su Mosca anche alla luce del delicato equilibrio dei prezzi del petrolio?

In Russia, gli effetti della pandemia sul settore degli idrocarburi non è stato per nulla marginale. Innanzitutto, l’emergenza sanitaria e il rischio di nuove ondate provoca incertezza sullo scenario che interessa la domanda di petrolio. Prima del diffondersi del Covid-19, ad esempio, il settore dell’aviazione era considerato il principale comparto per una crescita della domanda di prodotti petroliferi. Adesso i dubbi sono tanti, specie sul breve periodo. Il crollo della domanda, poi, si è inserito in un contesto di bassi prezzi del greggio che già a marzo era nel pieno del braccio di ferro tra Russia e Arabia Saudita, dopo il rifiuto di Mosca di tagliare l’output produttivo. Per molti tale rifiuto era giustificato dal fatto che quest’ultima fosse meglio posizionata rispetto al Regno Saudita e fosse in grado di acquisire maggiori quote di mercato, sopportando prezzi del petrolio più bassi.

E invece?

Un articolo del Financial Times del 30 marzo arrivò ad affermare che per le compagnie russe anche un prezzo del greggio a 20 doll/bbl potesse essere sostenibile a causa della svalutazione della moneta russa. La situazione in realtà non è così semplice. In risposta a questo articolo, il 2 Aprile ho scritto una lettera al Financial Times in cui spiegavo che la struttura delle esportazioni russe di greggio – dipendenti dagli oleodotti – rende Mosca, al contrario, più vulnerabile rispetto a Ryad. Inoltre, il greggio russo, l’Urals è un greggio pesante a differenza di quello saudita che è più leggero e quindi di migliore qualità. Caratteristica che spinge gli acquirenti, in un contesto generalizzato di prezzi bassi, a preferire quest’ultimo, anche se l’Urals dovesse risultare più conveniente. Nei fatti, le vendite delle compagnie russe si sono ridotte e alcune di loro, fra cui Lukoil, hanno denunciato la situazione. Non stupisce, quindi, che da lì a poco, l’8 aprile, all’interno dell’OPEC Plus si sia giunti ad un nuovo accordo, che se da un lato ha portato a un rebaunding dei prezzi dall’altro ha determinato un significativo taglio dell’output. Una riduzione che colpisce pesantemente i piccoli e medi oil producers, ma che non lascia indenni nemmeno i colossi come Rosneft che stanno provando a proporre misure per ridurre i costi di transito attraverso le pipelines.

Sul fronte del gas naturale la situazione è identica? Quali gli impatti sul breve e medio termine?

Sul fronte delle esportazioni di gas, la situazione non è più semplice. Un inverno insolitamente mite in Europa aveva contribuito alla contrazione della domanda che unita a un’abbondante offerta ha impattato sui prezzi, crollati poi del tutto con la diffusione della pandemia. Consumi scarsi e stoccaggi pieni già al 60% ad aprile (nel pari mese del 2019 il tasso di riempimento non raggiungeva nemmeno il 40%) hanno finito per generare nel primo trimestre 2020 perdite per Gazprom. Tuttavia, sul medio termine, un crollo dei prezzi finirà per colpire maggiormente i produttori di GNL, ritardandone i progetti di espansione della capacità, mentre potrebbe andare meglio per le vendite di gas via gasdotto. Questo anche perché stoccare GNL è molto più costoso, oltre al fatto che ci sono perdite pari a un 0,13% al giorno a causa dell’evaporazione. Rigassificare e poi stoccare gas nei siti sotterranei non è nemmeno un’opzione percorribile, dal momento che i siti sono già pieni. In ogni caso, anche per i produttori russi la parola d’ordine sarà incertezza e bisognerà imparare a conviverci. Ma in questo, la recente esperienza del 2008/09 rende tutti, Russia compresa, più preparati.

A proposito di incertezza, il Qatar non sembra essere particolarmente turbato. Nonostante la situazione di oversupply che il mercato del GNL sta vivendo e la riduzione della domanda, sta infatti spingendo per l’espansione del giacimento North Field. Un programma ambizioso, non crede? Di quale vantaggio gode rispetto alla Russia?

I piani del Qatar sembrano essere quelli di espandere la propria capacità produttiva e assorbire nuove quote di mercato in Asia.  Se, come previsto, la capacità di liquefazione degli Stati Uniti si dovesse ridurre e i nuovi progetti faranno fatica a partire, si apriranno enormi opportunità per il Qatar, geograficamente ben posizionato per rifornire l'Asia, compresa quella meridionale, dove si registra un'espansione dei progetti di importazione di GNL dal Pakistan al Bangladesh. Resta difficile dire però affermare che il Qatar sia posizionato meglio della Russia, specie se consideriamo le esportazioni di GNL verso l’Europa. Il porto russo di Vysotsk e il previsto terminal di esportazione a Murmansk offrono un solido vantaggio competitivo a Mosca, soprattutto per l’esportazione di GNL nel Nord Europa. Ad esempio, il GNL dell’impianto Novatek rimane il più economico sul mercato Baltico e difficilmente il GNL del Qatar potrebbe competere con quello russo in questa regione. Non va dimenticato inoltre che Novatek riceve generose agevolazioni fiscali in Russia, il che ne aumenta la sua competitività nei confronti di Qatargas.

Aumentano di giorno in giorno i casi di cancellazione dei carichi di GNL provenienti dagli USA. Il mercato è saturo e gli acquirenti invocano la clausola di forza maggiore per evitare la consegna di gas liquefatto difficilmente allocabile sul mercato vista la scarsa domanda e i siti di stoccaggio pieni. Quale sarà il destino dell’industria dello shale gas?

In realtà un trend ribassista per la produzione di gas negli USA si era registrato ancora prima del diffondersi del coronavirus. Già nel 2016, i prezzi del petrolio e del gas erano crollati, ma mentre i primi hanno recuperato, in America quelli del gas si sono mantenuti su livelli più bassi rispetto a quelli asiatici ed europei. Lo sfruttamento dello shale gas e del gas associato alle estrazioni petrolifere ha cominciato a diventare improduttivo e questo spiega in parte perché nel 2018 e nel 2019 le quantità di gas flaring (gas bruciato in torcia direttamente al momento della lavorazione del petrolio) siano aumentate. In questo momento, paradossalmente, i prezzi dell’Henry Hub americano sono più elevati di quelli dell’Asia e dell’Europa, ma a causa di una domanda scarsa e di alti costi di trasporto esportare GNL non è conveniente per i producer americani che provano ad allocare il gas sul mercato interno. In un contesto globale così complicato, è verosimile pensare che sul lungo periodo i progetti per l’espansione della capacità di liquefazione possano essere ritardati e annullati: un ‘evenienza che potrebbe ridimensionare il ruolo degli USA in questo mercato.