Allo stato liquido – di Marzio Bellacci

Nuove soluzioni tecniche e ragioni di convenienza economica spingono la crescita sul mercato del gas naturale liquefatto. Diventano così strategici gli impianti di rigassificazione. Nel Mediterraneo e soprattutto in Italia.

Martedì 22 marzo al terminale di Panigaglia ha attraccato la prima naveImpianto di rigassificazione gasiera che trasportava Gnl (Gas naturale liquefatto) proveniente dal giacimento egiziano di Idku, situato al largo del delta del Nilo. L’avvenimento non ha avuto un grande rilievo sui quotidiani nazionali, ma è stato un deciso passo in avanti per un diverso dialogo tra produttori e importatori di gas naturale. Un avvenimento importante soprattutto per i paesi europei che si affacciano al Mediterraneo, un  bacino destinato a diventare uno snodo essenziale per la futura sicurezza e flessibilità negli approvvigionamenti di metano per l’intero vecchio continente. Così come la destinazione a Panigaglia del Gnl egiziano ha confermato la lungimiranza di Eni che fin dal lontano 1967 aveva deciso di costruire, in questo punto del golfo di La Spezia, un rigassificatore in grado di partecipare alla crescita italiana riconvertendo da liquido a gassoso il metano che, allora, proveniva dai giacimenti libici. La storia commerciale del gas naturale aveva poi preso una strada diversa centrata sulla costruzione di condotte, tra l’altro all’avanguardia dell’ingegneria di settore, che veicolavano il gas naturale dal Nord Africa, dall’Olanda e dalla Russia alla Valle Padana in quantità ben maggiori di quelle che la tecnologia della liquefazione e della successiva rigassificazione potevano permettere in quegli anni ormai lontani. Si è trattato da sempre, tuttavia, di un diverso sistema di trasporto che prima o poi sarebbe tornato di attualità per ammorbidire il rigido legame che i metanodotti hanno tessuto tra paesi produttori e paesi consumatori di gas naturale, soprattutto in Europa. Per l’Italia questo latente pericolo è diventato una preoccupante realtà nel pieno dell’inverno 2006. La tensione tra Russia, grande produttore di metano, e Ucraina forte conconsumatore di questa fonte energetica durante i mesi invernali, si è ripercossa sull’Italia. Il metanodotto che fa affluire il gas naturale siberiano, attraverso l’Ucraina, alla frontiera italiana ha ridotto, a più riprese, la sua portata con un flusso condizionato agli alti e bassi del braccio di ferro tra Mosca e Kiev. Ne è derivato, per l’Italia, un ricorso preoccupante alle proprie riserve di gas, comprese quelle strategiche, che ha riaperto e accentuato l’attenzione al Gnl, una forma di trasporto fino a pochi anni fa ritenuta non necessaria per un mercato, quello italiano, abbondantemente collegato con i più tradizionali tubi (terrestri e sottomarini) ai paesi produttori, sia europei sia mediterranei. Nel frattempo in altre parti del mondo l’approccio era stato diverso e, come sempre accade nella dinamica di mercato, anche la filiera del Gnl (impianti di liquefazione, navi gasiere per il trasporto e impianti di rigassificazione) aveva conquistato traguardi di affidabilità economica e di sicurezza ambientale tali da renderla sempre più concorrenziale nei confronti dei metanodotti. A testimoniare questa crescita possono bastare alcuni dati. Uno dei primi impianti di liquefazione del gas risale al 1964. Fu costruito dalla Shell ad Arzew in Algeria. Così come è nato nel 1959 il primo rigassificatore al mondo costruito in Inghilterra a Conwey Island. Gli importatori di Gnl si potevano contare, allora, sulle dita di una mano. Oggi le nazioni che si riforniscono di gas naturale liquefatto sono 13 e diventeranno 35 tra quattro anni. Le quantità importate sono salite da pochi milioni di metri cubi degli anni a cavallo tra i Sessanta e i Settanta ai 178 miliardi di metri cubi del 2004, destinati a diventare 300 miliardi al 2010. Tra gli importatori la corsa è diventata frenetica. Gli Usa passeranno dai 7 miliardi di metri cubi di questi ultimi anni ai 56 miliardi del 2010. Il Giappone, già all’avanguardia con 77 miliardi di metri cubi, ne acquisterà dai giacimenti mediorientali e asiatici per un totale di 150 miliardi. Secondo stime dei governanti cinesi nel 2030 il fabbisogno di gas naturale per quell’immenso stato sarà coperto per il 40% da Gnl importato. Di converso si sono moltiplicati gli impianti che stanno all’origine e alla fase terminale di questo mercato. I complessi per la liquefazione del gas naturale hanno avuto un forte incremento a partire dagli anni Novanta. Al momento ne sono in marcia 18 per un totale di 80 treni (impianti) di liquefazione con una capacità di produzione pari a 180 milioni di tonnellate l’anno. Sono ubicati in 13 paesi produttori che vanno dall’Africa al Medio Oriente e all’Asia. In corso di progettazione e realizzazione vi sono altri 30 treni che entreranno in marcia tra la fine dell’anno in corso e il 2010. Si trovano in Angola, nella Guinea Equatoriale, in Perù, Russia, Norvegia e nello Yemen. Un incremento altrettanto velocizzato lo sta registrando la flotta delle navi metaniere, quelle che trasportano il Gnl ai terminali di rigassificazione. A fine marzo di quest’anno la flotta mondiale era di 199 metaniere per un totale di 24 milioni di metri cubi di Gnl trasportabile. Alla stessa data nel carnet di ordini vi erano 146 navi, di stazza sempre più alta, per un totale complessivo di altri 24 milioni di metri cubi. In aggiunta, a favorire l’espansione di questo particolare mercato, si sono sommati i costi in netta decrescita per le infrastrutture di liquefazione e trasporto e il prezzo finale della rigassificazione. Se ancora agli inizi del 2000 il Gnl aveva un prezzo all’importazione (cif) paragonabile a quello del barile di petrolio, vale a dire quasi il doppio del gas naturale trasportato via tubo, oggi il suo prezzo cif è in linea con quello immesso sul mercato attraverso metanodotti. La crescita quantitativa dei progetti per la filiera di Gnl è stata fortemente legata oltre che al progressivo calo dei suoi costi industriali anche al concretizzarsi di altre importanti valenze. Una di particolare interesse per gli stati produttori nasce dalla possibilità di immettere sui mercati eventuali produzioni in eccesso non veicolabili con i metanodotti esistenti, soprattutto quando queste eccedenze sono inattese, magari per l’interruzione improvvisa di qualche contratto o per altri incidenti di percorso analoghi. Sempre in questa ottica di maggiore agilità contrattuale si va inserendo l’avviata crescita del tanto atteso mercato spot del metano, ovviamente possibile con la flessibilità insita e in continuo aumento della filiera del Gnl. Un insieme di fenomeni che ha rilanciato anche la fase terminale del Gnl, vale a dire la rigassificazione. I rigassificatori esistenti nel mondo sono attualmente 37, venti dei quali nel solo Giappone, nazione interamente dipendente dal gas liquefatto. Le ipotesi per nuovi impianti terminali sono così numerose da modificare l’intera geopolitica mondiale del metano. Sono ormai delineate tre grandi aree: quella asiatica concentrata su India, Giappone, Corea e Cina per il versante delle importazioni e Malesia, Australia e Golfo Persico per le esportazioni; quella statunitense che importerà Gnl dall’Africa, dai Caraibi e dalla Russia; poi quella del Sud Europa che avrà come fonte principale di acquisto i paesi produttori che si affacciano sul Mediterraneo. In questo ultimo scenario gli esperti sono concordi nell’assegnare all’Italia una funzione non indifferente e un corrispettivo sviluppo dei terminali di rigassificazione. Le motivazioni per questa prevedibile crescita della presenza italiana nel Gnl ha due motivazioni di fondo: una legata al fabbisogno nazionale di gas, l’altra insita nella posizione geografica della penisola nei confronti del resto d’Europa e del Mediterraneo. Sul primo fronte la flessibilità del mercato del Gnl è destinata a evitare futuri contraccolpi politici o di produzione che dovessero ripetere situazioni di carenze nelle forniture di gas simili a quelle dello scorso inverno. La crescita poi di un mercato spot del metano via nave potrà avere una ricaduta positiva sui prezzi di questa fonte energetica, qualora venga sottratta, almeno in parte, alla rigidità contrattuale che è connaturata al sistema di approvvigionamento via metanodotti. Sulla base di queste considerazioni e sulla scia delle più recenti indicazioni governative (legge Marzano) per lo sviluppo in Italia di questo particolare mercato si stanno sovrapponendo uno all’altro progetti per ben 11 rigassificatori che, dall’Adriatico al Mar Ligure e al Canale di Sicilia, passando per il Mar Ionio, dovrebbero costellare il bacino italiano del Mediterraneo di impianti onshore e offshore in grado di rigassificare quantità non indifferenti di Gnl. Qualcosa come 100 miliardi di metri cubi di gas naturale che, ovviamente, non finirebbero soltanto in Italia, tenuto conto delle capacità già esistenti attraverso i metanodotti (Algeria, Libia, Russia, Olanda, Norvegia), ma che aprono anche una serie di interrogativi e perplessità che non si rifanno soltanto a motivazioni allarmanti, come possono essere il degrado ambientale o la sicurezza degli impianti (in ogni caso tra i più sicuri e controllabili al mondo). Una visione del futuro che ha come cardine l’ipotesi di creare in Italia l’hub metanifero del Mediterraneo sulla scia di quanto è avvenuto tra gli anni Cinquanta e Settanta per i prodotti petroliferi è affascinante, ma rischiosa. In quei decenni passati l’Italia era stata definita la raffineria d’Europa e i calcoli errati di allora hanno lasciato in eredità, soprattutto al Sud, montagne di ferri vecchi. L’hub del metano non può correre un rischio analogo. La saggezza degli operatori e l’equilibrio dei politici (centrali e locali) dovranno essere in grado di puntare su un numero di terminali e su quantità di gas corrispondenti a reali bisogni di stabilità delle forniture di gas e a una corrispettiva agilità dei loro prezzi finali, tenuto conto che errori di calcolo economico o di strategie continentali potrebbero annullare la convenienza di un’espansione troppo accelerata del sistema Gnl concentrato nel Mediterraneo.