Studi e Analisi Finanziaria. Studi di Settore IL MERCATO LNG NEL MEDITERRANEO E IN ITALIA

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1 Studi e Analisi Finanziaria Studi di Settore IL MERCATO LNG NEL MEDITERRANEO E IN ITALIA

2 Indice Introduzione 2 Capitolo 1 - Il mercato mondiale dell LNG 3 Capitolo 2 - Gli economics della filiera del LNG e la loro applicazione nell area mediterranea L offerta La domanda I costi di liquefazione I costi di shipping I costi di rigassificazione Comparazione tra prezzi alla frontiera via gasdotti e via LNG Capitolo 3 - I progetti di terminali LNG nell area Mediterranea: una valutazione qualitativa 23 Capitolo 4 - Le prospettive per i terminali LNG in Italia 24 Settembre 2002 A cura di Luigi Napolano Tel.: Studi e analisi finanziaria 1

3 Introduzione La forte crescita della domanda mondiale di gas naturale a causa dei noti fattori di minore impatto ambientale e del maggiore utilizzo come combustibile per la produzione termoelettrica ha come conseguenza la ricerca di vie di trasporto alternative dalle aree di produzione (Russia, Medio Oriente, Africa del Nord), verso i mercati di sbocco (Europa, Estremo Oriente, USA). Data l impossibilità di approvvigionare queste aree esclusivamente tramite pipeline, una soluzione tecnicamente nota e utilizzata fin dagli anni 60, ma oggi sempre più competitiva, è data dalla tecnologia LNG (Liquefied Natural Gas), che prevede la trasformazione della materia prima dallo stato gassoso a quello liquido tramite procedimenti di compressione e refrigerazione, il trasporto via appositi tanker e la conseguente rigassificazione nel terminale di arrivo. Si tratta di un procedimento più costoso del tradizionale trasporto via tubi, ma che è risultato l unico praticabile per paesi come Giappone e Corea non raggiungibili altrimenti. Negli ultimissimi anni, il miglioramento economicotecnico che ha provveduto ad abbattere i costi di produzione della catena, nonchè una domanda sempre più orientata non solo alla sicurezza delle forniture ma anche alla loro flessibilità, stanno facendo proliferare progetti per nuovi terminali LNG, anche in aree relativamente vicine a quelle di produzione e quindi tradizionalmente approvvigionate via pipeline come l Europa mediterranea. Lo scopo di questo articolo è, dopo un introduzione relativa al mercato mondiale di LNG, di identificare quali aspetti vadano considerati al fine di un investimento di LNG, al fine di stabilire fattori di successo e di criticità dei progetti in corso nell area mediterranea, per poi concludere con una trattazione specifica della situazione italiana. Studi e analisi finanziaria 2

4 Capitolo 1 - Il mercato mondiale dell LNG Nel 2001 sono stati importati quasi 143 Bcm tramite LNG, più della metà dei quali dal Giappone. L altro grande importatore mondiale è la Corea del Sud, mentre tra i paesi di prima industrializzazione è la Francia il principale acquirente. Un ruolo minore è svolto dagli Stati Uniti, paese sostanzialmente autonomo in termini di offerta, anche se anche oltre Atlantico le forniture di LNG sono in fase di ripresa. Il mercato è in forte crescita, avendo registrato un aumento dei volumi del 24.5% dal 1997 al 2001, nonostante la crisi asiatica del 1998 e il perdurante stato di debolezza dell economia giapponese. Fig. 1 - GLI IMPORTATORI MONDIALI DI LNG ,00 140,00 Bcm/y 120,00 100,00 80,00 60,00 40,00 20, Giappone Sud Corea Francia Belgio Taiwan Grecia Italia Spagna Portogallo Turchia USA Fonte: IEA, BP World Review 2002, ENI World Oil and Gas Review 2002 I principali paesi esportatori sono i paesi produttori dell Estremo Oriente (Indonesia, Malesia, Australia), che hanno prediletto questa forma di trasporto rispetto alle pipelines in considerazione del loro relativo isolamento geografico. Tra questi si inserisce poi l Algeria, secondo esportatore mondiale, nella cui località di Arzew è stato costruito il primo terminale di liquefazione da parte di Shell nel Recentemente, un ruolo di primo piano è stato assunto anche dal Qatar, che attraverso la costruzione di tre treni di LNG (e l avviato progetto di un quarto) a Ras Laffan ha raggiunto la quarta posizione mondiale. Tab. 1 - IL COMMERCIO INTERNAZIONALE DI LNG, 2001 (BCM) Da A USA Trinidad & Tobago Oman Qatar UAE Algeria Libia Nigeria Australia Brunei Indonesia Malaysia Taiwan imports Nord America USA - 2,62 0,34 0,64-1,84-1,08 0, ,59 Sud e Centro America Puerto Ric - 0,58 0, ,63 Europa Belgio ,32-0, ,40 Francia ,15-9,80-0, ,45 Grecia , ,50 Italia ,25-3, ,25 Portogallo , ,26 Spagna - 0,45 0,91 0,78 0,02 5,20 0,77 1, ,84 Turchia ,63-1, ,83 Asia Giappone 1,79-0,83 8,30 6, ,05 8,20 22,74 15,27-74,07 Corea Sud - - 5,30 6,67 0, ,08 0,80 5,36 3,04 0,41 21,83 Taiwan ,70 2,60-6,30 Export tot 1,79 3,65 7,43 16,54 7,08 25,54 0,77 7,83 10,20 9,00 31,80 20,91 0,41 142,95 * i flussi sono stimatii su base contrattuale, non sulla base delle quantità effettivamente trasportate Fonte: BP World Review 2002 su dati Cedigaz Studi e analisi finanziaria 3

5 I terminali di import e di export esistenti a livello mondiale sono in realtà molto pochi. La stragrande maggioranza dei terminali di importazione esistenti (20 su 37) si trovano in Giappone, che conta su una capacità di lavorazione di circa 230 Bcm/y. In Europa se ne contano nove (di cui tre in Spagna e due in Spagna) 1, quattro, di cui due chiusi, negli Stati Uniti. Solamente quattordici quelli di esportazione, il più recente dei quali è l Oman LNG, operativo dal Terminali di importazione Paese Nome Working capacity (bcm/y) Tab. 2 - I TERMINALI MONDIALI DI LNG Storage capacity ('000 cm) Terminali di esportazione Paese Nome Working capacity (bcm/y) Storage capacity ('000 cm) Belgio Zeebrugge 6, Australia Burrup 10,1 260 Taiwan Yung Aun 7, Abu Dhabi Das Island 7,5 980 Francia Fos Sur Mer 7, Algeria Arzew 22,3 671 Montoir de 11, Skidda 7,9 308 Bretagne Totale 19, Totale 30,2 979 Grecia Revithousa 1, Brunei Lumut 8,9 180 Islet Italia Panigaglia 3, Indonesia Arun 16,2 635 Giappone Chita 12, Bontang 24,6 507 Chita Kyodo 9, Totale 40, Fukuohoku 0,72 70 Libia Mars el 1,8 96 Brega Futtsu 24, Malesia MLNG 21,4 325 Hatsukaichi 0,36 85 Nigeria Bonny 7,8 na Island Himeji 11, Oman Oman LNG 5 na Himeji- 5,4 560 Qatar Ras Laffan 9,1 340 Seizousyo Kagoshima 0,36 36 Trinidad Atlantic LNG 4,1 na Kawagoe 7, USA Kenai 1,8 108 Negishi 18, Higashi- 23,4 720 Nigata Higashi- 20, Ohgishima Ohgishima 3,6 200 Ohita 6, Sendai 1,08 80 Senboku 62, Sodeshi 0, Tobata Yanai 3, Yokkaichi 10,8 480 Totale 232, Sud Korea Pyeong 21, Taek Incheon 27, Totale 49, Spagna Barcelona 10, Cartagena 1, Huelva 2, Totale 14, Turchia Marmara 4, Ereglisi UK Canvey 1,62 55 Island* USA Everett 2, Lake 7, Charles Cove Point* 11, Elba Island* 4, Totale 26, * terminali chiusi Fonte: IEA Natural Gas Information, 2001 Edition 1 L impianto di Convey Island in UK, il primo esistente al mondo la cui operatività risaliva al 1959, è chiuso da diversi anni. Studi e analisi finanziaria 4

6 Anche la flotta mondiale di LNG tanker 2 è limitata. Le navi sono 128 in tutto il mondo e lavorano per la gran parte su basi di contratti di esclusiva, normalmente legati ai contratti di lungo termine di approvvigionamento del gas. Infatti, i maggiori proprietari di flotte di navi di LNG sono grandi compagnie petrolifere (su tutte, Petronas e Royal Dutch Shell). I numeri lasciano immediatamente intuire che se vi sono così poche infrastrutture di LNG è perché i costi complessivi della catena sono molto ingenti. In effetti, un investimento in LNG è un vero e proprio package contract che implica: - la costruzione del terminale di liquefazione con annessi centri di stoccaggio, a cui possa giungere via pipeline il gas; - l affitto, o più spesso la costruzione, di navi LNG ; - la costruzione del terminale di rigassificazione, con annesse le facilities di stoccaggio e portuali necessarie per l approdo della nave e per l immissione del gas riconvertito nella rete di trasporto. Il costo CIF 3 di LNG quindi è composto da quattro diverse componenti: oltre al costo di produzione, vanno considerati i costi di liquefazione, i costi di trasporto via nave (shipping costs), i costi di rigassificazione: il costo CIF di un gas trasportato via pipeline invece contempla i costi di produzione e i costi di trasporto, che devono recuperare l investimento relativo alla posa dei tubi e della costruzione delle stazioni di compressione. Tendenzialmente quindi, il costo alla frontiera del gas trasportato via LNG sarà superiore a quello del gas trasportato via pipeline, a meno che la distanza tra paese produttore e paese consumatore non sia particolarmente elevata: come regola del pollice, il discrimine si trova a 3,000 Km. In entrambi i casi, si tratti di investimenti formidabili, tant è che la definizione della struttura contrattuale (e finanziaria) di un progetto di LNG o di un gasdotto dura parecchi anni. Questi vede coinvolte unicamente grandi multinazionali del settore e/o compagnie di Stato, spesso in forma di joint venture dedicate allo specifico progetto, nessuna essendo in grado di reggere da sola tali investimenti. La loro sostenibilità viene pertanto solitamente basata su contratti di approvvigionamento take or pay a lungo termine (venti-venticinque anni), con formule di pricing indicizzate al prezzo di un qualche combustibile alternativo (generalmente il crude oil di riferimento per l area di importazione) che blindino fortemente il progetto. Assolutamente fondamentali sono quindi la credibilità e la solidità finanziaria di tutte le controparti contrattuali. Nonostante le barriere all ingresso, sono estremamente numerosi i nuovi progetti relativi alla filiera di LNG. Quattro impianti di liquefazione sono pianificati in Egitto, in Qatar è prevista la costruzione del quarto treno a Ras Laffan così come a Dua (Malesia), due nuovi treni, la cui capacità è già stata interamente contratta, sono previsti a Bonny Island (Nigeria), un nuovo impianto è progettato in Yemen. Per quanto riguarda i terminali di rigassificazione, solamente in Europa si parla di 6-7 nuovi impianti, mentre tre-quattro dovrebbero essere costruiti nei prossimi anni in Cina e due in 2 E da sottolineare che una nave LNG può approdare unicamente in porti appositamente dedicati, e ve ne sono ben pochi al di fuori dei terminali di liquefazione e di rigassificazione veri e propri. 3 CIF è l acronimo di costs+insurance+freights, ed indica il costo di ricezione alla frontiera (di un paese consumatore) di una commodity come il petrolio o il gas. Studi e analisi finanziaria 5

7 India. Per quanto riguarda le navi da trasporto, vi sono ben 47 ordini per nuovi tanker di LNG in grado di trasportare 135,000 cm di gas liquido per viaggio. La domanda principale è quindi se si tratti di investimenti sostenibili, e quali possono essere i driver di successo dei progetti LNG; questa domanda è di particolare importanza soprattutto se si considerano i progetti relativi all area mediterranea, dove i terminali LNG devono competere con il gas che può giungere via pipeline in maniera abbastanza agevole data la relativa vicinanza tra paesi produttori (Russia, Egitto, Algeria, Libia, Olanda, Norvegia e in prospettiva i paesi dell area del Caucaso) e paesi consumatori. Studi e analisi finanziaria 6

8 Capitolo 2 - Gli economics della filiera del LNG e la loro applicazione nell area mediterranea I punti da analizzare per valutare un investimento in LNG sono i seguenti: 1. l analisi dell offerta riserve di gas, export capacity, e infrastrutture disponibili nei paesi esportatori; 2. l analisi della domanda prospettive del mercato di importazione e solidità finanziaria delle controparti acquirenti; la distanza dal mercato, e le potenzialità del mercato spot; 3. l investimento in capitale per gli impianti di liquefazione; 4. i costi di shipping; 5. gli impianti di rigassificazione: i costi di stoccaggio e le tariffe di trasporto. 6. i prezzi relativi di LNG e pipeline e le modalità di pricing dei contratti; L offerta Il primo fattore da analizzare è ovviamente la disponibilità di materia prima e di eccesso di offerta rispetto al fabbisogno locale di gas. Si tratta di un problema solo apparentemente banale, in quanto l investimento può essere considerato sostenibile solamente se vi sono volumi tali da assicurare l utilizzo della piena capacità operativa dell impianto per tutta la durata dell investimento (almeno vent anni) 4. Per quanto riguarda il bacino del Mediterraneo, gli approvvigionatori di LNG sembrano avere risorse più che adeguate. I paesi che esportano, o che sono a candidati ad esportare, LNG verso l Europa Mediterranea sono sostanzialmente Algeria, Egitto, Libia e, seppure più lontani e quindi con costi di trasporto più costosi, Nigeria, Qatar, Abu Dhabi, e Trinidad, quest ultima però più orientata all esportazione verso gli Stati Uniti. Tab. 3 - RISERVE, PRODUZIONE E CONSUMI PER I PAESI ESPORTATORI DI LNG VERSO L AREA MEDITERRANEA (2001) Paese Riserve Tcm Produzione (Bcm/y) Consumi (bcm/y) Eccesso di produzione (bcm/y) Algeria 4,52 78,2 21,6 56,6 Egitto 1,00 21,0 21,0 - Libia 1,31 5,4 5,2 0,2 Nigeria 3,51 13,4 7,1 6,4 Trinidad 0,66 12,9 10,0 2,9 Oman 0,83 13,4 6,3 7,1 Qatar 14,40 32,5 16,0 16,5 EAU 6,01 41,3 34,3 7,0 Fonte: BP World Review Si vedano ad esempio le difficoltà che stanno avendo i progetti di pipeline in Cina e in Azerbaijan, a causa dell accertamento di riserve inferiore alle previsioni. Studi e analisi finanziaria 7

9 Diversi fattori favoriscono tra questi Algeria ed Egitto. Innanzitutto le grandi riserve disponibili in Egitto soprattutto negli ultimi anni si sono susseguite diverse scoperte di nuovi giacimenti di gas e un eccesso di capacità disponibile molto ampio, unite ad una vicinanza geografica che abbatte grandemente i costi di trasporto. L Algeria inoltre ha infrastrutture adatte già costruite da tempo, mentre l Egitto le sta costruendo in tempi rapidi, sulla base di una politica di sviluppo economico fortemente orientata al petrolchimico (di cui il gas è fattore di produzione importante) e proprio all esportazione di gas. Rispetto agli altri, qualche problema sembra averlo la Libia, il cui impianto di liquefazione funziona a regime ridotto ormai da tempo e necessiterebbe di una profonda ristrutturazione; anche per questo il paese nordafricano sembra favorire la costruzione di nuove pipeline. Gli altri paesi che esportano verso l Europa subiscono chiaramente uno svantaggio competitivo, dovuto alle maggiori distanze, rispetto alle aree di approvvigionamento più vicine all Europa occidentale. In passato, ciò ha spinto Nigeria e i produttori del Medio Oriente ad esportare verso altre aree (verso l Estremo Oriente per quanto riguarda i Paesi del Golfo, verso gli Stati Uniti per quanto riguarda Nigeria e Trinidad). Negli ultimi anni tuttavia, da un lato i paesi produttori hanno iniziato una ricerca di nuovi acquirenti in modo da sfruttare meglio le proprie riserve e sganciare le proprie economia dalla dipendenza petrolifera, dall altro, i paesi europei consumatori hanno iniziato a ricercare altri fornitori in modo da diversificare le fonti di approvvigionamento e da renderle più flessibili. 5 Conseguentemente, l interesse verso il trasporto di gas via LNG è enormemente cresciuto. Nuovi contratti sia spot che a lungo termine sono stati infatti recentemente stipulati. Ai fini di questo studio, i più interessanti tra questi contratti sono quelli relativi ai paesi potenzialmente esportatori di LNG in Europa, e principalmente Egitto, Qatar, Nigeria e Algeria. Il primo ha progetti per la costruzione di quattro terminali di liquefazione. La produzione del terminale di Damietta è già stata destinata ad Union Fenosa, mentre la produzione del primo treno di Idku è stata ceduta da EGPC-Edison Gas-British Gas a Gaz de France (4.7 Bcm/y). Il consorzio anglo-italo-egiziano sta ora valutando la costruzione di un secondo treno, la cui produzione potrebbe essere messa in vendita nei prossimi anni. Altri due progetti, proposti da Eni-BP e da Shell sono in fase meno avanzata di sviluppo. A Bonny Island, l ente petrolifero nigeriano ha deciso la costruzione di altri due treni da Bcm/y l uno, in aggiunta ai due già esistenti e al terzo in costruzione. La produzione del quarto e quinto treno è stata ceduta nell aprile scorso a Eni (1.5 Bcm/y destinati ad Iberdrola in Spagna), Enel (2 Bcm/y destinati sempre in Spagna a Viesgo), a Transgas (Portogallo, 2 Bcm/y destinati al terminale in corso di costruzione) a Iberdrola (0.5 Bcm/y) e a Royal Dutch Shell (3.3 Bcm/y). In Algeria, Sonatrach ha recentemente richiesto manifestazioni di interesse per un progetto da 3.5 milioni di dollari, che comprende lo sviluppo di un giacimento di gas nel sud del paese, la costruzione di una pipeline e di un terminale di liquefazione con infrastrutture connesse. Infine, il Qatar intende sfruttare massicciamente le gigantesche riserve del giacimento singolo più grande del mondo, il North Dome. QatarGas sta costruendo il quarto treno di liquefazione presso il proprio terminale di Ras Laffan, ed un accordo preliminare per la cessione della produzione è stato siglato con Enel e con Repsol. RasGas a sua volta 5 Con l aumento atteso della domanda di gas in Europa, cresce il rischio di un eccessiva dipendenza dalla Russia. Studi e analisi finanziaria 8

10 ha definito la cessione di 4.8 Bcm/y ad Edison, destinati a Porto Viro, e la conseguente costruzione di un quarto treno presso il proprio terminale sito sempre a Ras Laffan (dove si sta concludendo la costruzione del terzo, la cui produzione è però destinata all India). Una joint venture tra QatarPetroleum ed ExxonMobil dovrebbe portare alla costruzione di altri due treni, per una capacità complessiva di 10 mtonn/y, la cui produzione sembra però essere destinata al mercato britannico. Infine, OmanLNG ha contrattato la cessione di 3.2 mtonn/y a UnionFenosa, il che comporterà la costruzione di un terzo treno presso il terminale di liquefazione di Sur. Sembra esserci quindi ampia disponibilità di gas liquido per approvvigionare l area Mediterranea. Tuttavia, un fattore importante che guiderà nei prossimi anni la scelta dei partner commerciali è legato alla stabilità politica del paese. Da questo punto di vista, Egitto, Algeria e Nigeria, pur aventi governi che collaborano con i paesi occidentali, possono presentare problemi di stabilità, mentre migliori appaiono le prospettive del Qatar. Tab. 4 - RATING SOVRANO DEI PAESI POTENZIALI ESPORTATORI DI LNG VERSO L EUROPA Paese Rating Outlook Algeria nr - Egitto BBB Stable Libia nr - Nigeria nr - Trinidad BBB - positive Oman BBB + Stable Qatar A - positive Fonte: Standard and Poor s La domanda Altrettanto importante è il lato della domanda. La questione base è se vi sia un mercato di sbocco in crescita in grado di assorbire per un arco di tempo sufficiente i volumi contrattati, non potendo un progetto di LNG sopportare un eccessivo rischio di mancato ritiro del gas. In linea generale, i paesi importatori dell area mediterranea hanno notevoli prospettive di crescita della domanda, guidata principalmente dalla crescita dei consumi termoelettrici, ma anche dallo sviluppo da una rete locale di trasporto e distribuzione ancora non compiutamente sviluppata (è il caso di Spagna, Grecia, Portogallo). In linea generale, fino al 2010 sono previsti tassi annui di crescita mediamente sostenuti: si va dal 4.3% previsto per la Spagna, al 3-3.5% previsti per Grecia, Turchia e Portogallo, fino al 2.5-3% per l Italia (che in volumi vorrebbe dire circa Bcm, considerato che l Italia è già il terzo mercato europeo per dimensioni). Minori sono le prospettive di crescita francesi, dove il consumo di gas è prevalentemente industriale, ma la crescente aggressività di Gaz de France sul mercato europeo, la rende comunque un partner credibile. E poi da sottolineare che le società europee interessate ad entrare nel mercato del LNG sono considerate controparti solide, come dimostrano i rating loro assegnati. Studi e analisi finanziaria 9

11 Fig. 1 - PROSPETTTIVE DI CRESCITA DELLA DOMANDA NEI PAESI EUROPEI DELL AREA MEDITERRANEA 51.7 bcm 95 bcm 40.4 bcm 70.4 bcm 23.8 bcm 15.6 bcm 29.8 bcm 3.6 bcm 2.3 bcm 14.7 bcm 2.1 bcm 3.06 bcm Fonte: IntesaBCI su dati IEA (Colonna Sx: 2001; Colonna Dx: 2010) Tab. 5 - RATING DELLE SOCIETÀ DI PAESI DELL AREA MEDITERRANEA COINVOLTE IN PROGETTI DI LNG Paese Società Rating (S&P) Outlook Italia Enel AA Stable Edison BBB Negative ENI AA Stable Francia Gaz de France AAA Negative TotalFinaElf AA Stable Spagna Iberdrola A+ Stable Endesa A Negative Union Fenosa BBB+ Stable Repsol YPF BBB Negative Fonte: Standard and Poor s Un importanza notevole viene rivestita dalla distanza fisica tra luoghi di produzione e luoghi di vendita. Ovviamente, tanto più un mercato è fisicamente vicino ad un altro, tanto minori sono i costi di trasporto. Ciò può favorire i produttori di gas algerino ed egiziano di LNG rispetto a quelli mediorientali, sempre che la costruzione di gasdotti provenienti dall area mediterranea non sia ancora più conveniente; è chiaro che la costruzione di un sistema LNG può essere favorita rispetto alla costruzione di un gasdotto solo laddove quest ultima iniziativa risulti essere troppo costosa o rischiosa. Studi e analisi finanziaria 10

12 Fig. 2 - LE IMPORTAZIONI VIA PIPELINE VERSO L AREA MEDITERRANEA 12.4 bcm from Norway and 11.3 bcm from Netherlands 12 bcm 21 bcm 1.5 bcm 10.1 bcm 25.3 bcm from Algeria to Italy Source: IEA data Fonte: IEA La distanza fisica dai mercati inoltre è importante soprattutto relativamente ad un altro aspetto, cioè quello dello sviluppo del mercato per consegne spot di LNG. Il vero vantaggio di questo tipo di fornitura rispetto a quella via pipeline è la sua maggiore flessibilità; sul modello del mercato del petrolio infatti, potrebbe svilupparsi (e anzi è già in crescita rilevante) un mercato per approvvigionamenti di LNG dell ultimo minuto 6 in modo da garantire maggiore flessibilità di fronte alle fluttuazione della domanda che anche per il gas sono considerevoli 7. Questo potrebbe essere quindi il vantaggio competitivo delle forniture di LNG proveniente dai paesi produttori del Mediterraneo e dirette ai paesi consumatori europei: la brevità dei viaggi di andata e ritorno (6 giorni, comprensivi le procedure di carico e scarico del gas liquefatto) rispetto ai tempi più lunghi per i viaggi dalla Nigeria o dal Medio Oriente (20-25 giorni), potrebbe favorirli in caso di sviluppo di un mercato europeo spot. Con la liberalizzazione del mercato europeo del gas, infatti un fattore di successo è relativo alla capacità di garantire forniture progressivamente più flessibili ai clienti finali. Tale flessibilità nelle forniture è per certo maggiormente garantita dal LNG (o dagli stoccaggi) che dal trasporto via tubi. Perché questo accada occorrono tuttavia alcune condizioni: che il luogo di approvvigionamento sia vicino, che vi siano spare cargoes, disposti a essere utilizzati per consegne non contrattualizzate in precedenza, che vi siano spare capacities e slot liberi nei terminali di rigassificazione. Non tutte queste condizioni sono attualmente realizzate, in Europa soprattutto: i tanker esistenti sono praticamente tutti contrattualizzati, e quindi vi è scarsa possibiltà di effettuare carichi spot di LNG - così come i terminali di rigassificazione sono spesso interamente impegnati da contratti a lungo termine. D altra parte, non può neanche essere esagerata l importanza del mercato spot: l ingenza degli investimenti richiesti necessita, per essere finanziata, di diversi strumenti di collateralization, il principale dei quali è dato dalla 6 Si tratta di almeno quindici giorni, 7 I consumi di gas hanno una stagionalità e dipendono fortemente dalle temperature, essendo usati non solo per usi industriali ma anche per il riscaldamento domestico. Ciò genera la volatilità tipica del mercato delle commodities, anche se non è così sostenuta quella del prezzo dell elettricità, avendo il gas la possibilità di essere stoccato. Studi e analisi finanziaria 11

13 garanzia di acquisto di buona parte della capacità disponibile nel lungo periodo. Fig. 4 - L ANDAMENTO MONDIALE DEL MERCATO SPOT DI LNG mt/y US Asia Europe Fonte: Oil&gas Journal I costi di liquefazione Continuando con l analisi delle varie componenti di costo relative alla catena di produzione del LNG, vanno evidentemente considerati innanzitutto gli investimenti relativi alla costruzione degli impianti di liquefazione del gas siti ovviamente nei luoghi di produzione. La costruzione di un terminale di liquefazione è estremamente costosa; nella filiera complessiva di produzione di LNG questa componente può pesare per il 40-50% del costo complessivo. Bisogna però sottolineare che gli abbattimenti di costo soprattutto a partire dall inizio degli anni 90 sono stati molto consistenti. Ciò è dovuto a tre fattori: - Miglioramenti tecnologici tali da aumentare la scala di produzione del singolo processo (in gergo treno ). Dai primi impianti di Arzew e Skidda costruiti negli anni 60 in Algeria e in grado di processare solamente 0.5 t/y di LNG, si è passati nel 1999 a singoli treni in grado di lavorare 3.3 t/y (Oman LNG). E da sottolineare che il grande salto tecnologico è assai recente, potendo essere fatta risalire al 1995, con la costruzione di Dua in Malesia, in grado di lavorare 2.5 t/y di LNG. Tecnologicamente è già possibile costruire treni singoli da t/y (quali quelli previsti per gli ampliamenti di Ras Laffan e di Dua), e anche la frontiera dei t/y è ormai prossima 8. A ciò si sono accompagnate accelerazione nei tempi di costruzione, che si sono ridotti dai 4-5 anni a circa tre e mezzo; - All aumento della taglia del singolo treno ha corrisposto una riduzione dei costi unitari, passati da oltre 400 $/tonn a circa 230 $/tonn (a fronte di un accresciuta capacità di lavorazione). Oman LNG addirittura ha 8 Considerando gli stoccaggi di gas e un operabilità media di venti anni, può essere calcolato che un singolo treno di LNG richiede una disponibilità di gas pari a 85 bcm per poter essere un investimento sostenibile. Studi e analisi finanziaria 12

14 raggiunto un costo unitario di 200 $/tonn e il prossimo impianto (che verrà costruito da Royal Dutch Shell, presumibilmente l ampliamento di Dua, in Malesia) dovrebbe vedere un costo per singolo treno di 150 $/tonn. - Infine, è da sottolineare che l effetto delle economie di scala è assai considerevole. In altri termini, affiancare nuovi treni a fronte di un singolo impianto già esistente garantisce un sicuro abbattimento dei costi unitari. Secondo alcuni esperti di settore, ponendo pari a 1 il costo unitario di un singolo treno, la costruzione di due treni comporta un costo di 1.60, di tre treni un costo di 2.10 e di quattro treni di soli Ciò è determinato dallo sfruttamento di facilities comuni a tutti i treni dell impianto (stoccaggi, pipeline di trasporto gas, compressori e produzione di energia elettrica necessaria al processo di raffreddamento). Ciò spiega perché tutti i progetti di terminali impianti di liquefazione prevedono ampliamenti a fronte degli iniziali (di solito) due treni, come del resto annunciato da Nigerian LNG e da QatarGas e QatarPetroleum. Fig. 5 - L ANDAMENTO DEI COSTI DI PRODUZIONE UNITARI E DELLE TAGLIE DEI SINGOLI TRENI DI LNG t/y 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0, Skidka 1970 Brunei 1977 Bontang 1995 Malaysan Dua Plant 1995 Trinidad 1999 Oman LNG? GameChanger $/tonn Single train size (t/y) Unit cost ($/tonn) Fonte: Oil&Gas Journal Inoltre, la costruzione delle infrastrutture necessarie per gli impianti di liquefazione può essere utilizzata anche per facilitare la costruzione di impianti petrolchimici, o per la trasformazione del gas metano in altre forme di distillati petroliferi. Intorno al terminal LNG si formano di solito poli produttivi o città industriali specializzate nel trattamento del gas naturale e dei derivati del petrolio, come Ras Laffan in Qatar; non è un caso che nella pianificazione economica di quasi tutti i paesi mediorientali e nordafricani che possiedono buone riserve di petrolio e di gas, LNG e petrolchimica siano considerati i principali progetti di sviluppo del paese. Studi e analisi finanziaria 13

15 Tab. 6 - I PROGETTI DI TERMINALI DI LIQUEFAZIONE LNG Sito Paese Sponsor Capacità tonn/y Anno previsto di entrata in funzione Località imprecisata Bonny Island 4-5 trains RasLaffan train 4 RasLaffan train 4 Località imprecisata Algeria Sonatrach 8? Nigeria NLNG Qatar QatarGas 4, Qatar RasGas 4, Qatar QatarPetroleum e ExxonMobil Sur Train 3 Oman OmanLNG 3, Damietta Egitto Union Fenosa Idku Egitto BG-Edison Damietta Egitto Eni-BP 4? Nemed Egitto RoyalDutch Shell 4? Fonte: MEED, Oil&Gas Journal, Unione Petrolifera I costi di shipping I costi di shipping rappresentano una componente non secondaria del costo complessivo di produzione del LNG, all incirca un terzo. Tali costi sono generalmente internalizzati nel progetto; una delle parti oppure la società progetto si occupa di ordinare un certo numero di navi (di solito due o tre), dedicate interamente al trasporto del gas liquefatto presso gli acquirenti. Anche in questo caso, è da notare un progressivo e considerevole abbattimento dei costi di produzione. Fig. 6 - ANDAMENTO STORICO DEI COSTI DI PRODUZIONE DI LNG VESSEL (CAPACITÀ 135,000 CM DI LNG) $ million Fonte: Clarkson Research Studies, 2002 Dec-91 Jun-92 Dec-92 Jun-93 Dec-93 Jun-94 Dec-94 Jun-95 Dec-95 Jun-96 Dec-96 Jun-97 Dec-97 Jun-98 Dec-98 Jun-99 Dec-99 Jun-00 Dec-00 Jun-01 Dec-01 Studi e analisi finanziaria 14

16 E importante sottolineare che gli investimenti per la costruzione di tanker sono generalmente recuperati tramite tariffe che poco hanno a che fare con i noli tradizionalmente impiegati in questo comparto. Mentre i noli per le petroliere e per le gasiere (GPL o GTL) sono definiti sulla base del trend di domanda e offerta, essendo i singoli cargo delle infrastrutture merchant che vengono attivati da operatori specializzati il cui compito è quello di organizzare i due lati del mercato e i carichi, le navi LNG, essendo projectdedicated, hanno tariffe di shipping che si formano in maniera simile a quelle applicate per recuperare gli investimenti di rete (nell industria del gas, le pipeline) sostanzialmente il recupero dei costi di investimento a cui viene applicato un internal rate of return atteso. La forma della tariffa è normalmente data da una componente variabile, a copertura dei costi di trasporto (funzione della distanza e dei volumi trasportati) e da una componente di capacità, a copertura dei costi fissi. E evidente quindi che, per data tipologia di nave e ipotizzando che l investimento nelle navi sia incluso nel prezzo di consegna del gas, i costi di shipping diventano unicamente funzione della distanza. Nell ipotesi di impiego di navi di capacità di 135,000 cm di LNG, il costo di trasporto dall Egitto potrebbe essere stimato in $/Mmbtu, quello di trasporto dalla Nigeria in 0.49 $/Mmbtu, quello dai paesi del Medio Oriente 0.53 $/Mmbtu. Le navi LNG sono quindi per molti versi un caso anomalo all interno del mondo dei trasporti internazionali via nave; sono di fatto intese come infrastrutture di trasporto tradizionali e nascono e sono remunerate all interno di un progetto più ampio. E evidente che tale concezione ostacola la nascita di un mercato spot del LNG, per il quale devono esistere spare tanker pagati a tariffe competitive che sopportano il rischio di rimanere ferme in certi periodi dell anno (rischio volume) e il rischio dato dalla variabilità dei noli (rischio di prezzo). Per certi versi, il mercato del LNG sembra scommettere su uno sviluppo in questo senso, dato lo straordinariamente elevato numero di ordini per la costruzione di nuove navi (ben 47), che non può essere giustificato unicamente dai nuovi progetti di terminali LNG annunciati. E evidente che, anche se vi sono elementi speculativi, molte società di shipping (quindi non direttamente legate alle società che sviluppano i progetti LNG) stanno scommettendo su questo potenzialmente ricco business I costi di rigassificazione L LNG richiede poi la costruzione di terminali e impianti appositi per la rigassificazione presso il paese acquirente, impianti che devono essere poi collegati al sistema di trasporto e distribuzione locale. Il costo di questi impianti è elevato ma abbattibile grazie all esistenza di economie di scala 9. Definire il costo di un terminale di rigassificazione non è facile, perché molto dipende anche dalle infrastrutture connesse come gli stoccaggi e le pipeline di collegamento con la rete di gasdotti in alta pressione. Per questo spesso si cerca di costruire impianti di rigassificazione in aree industriali già almeno 9 Un terminale LNG con capacità operativa di 3.5 t/y ha un costo unitario che può essere stimato intorno a 0.55 $/MMBTU, mentre un terminale da 8 t/y ha un costo unitario di 0.37 $/MMBTU. Studi e analisi finanziaria 15

17 parzialmente attrezzate per l ingresso di navi di stazza considerevole 10. I costi inoltre sono funzione della conformazione geografica in cui è posto il terminale. Tre sono i tipi di terminali esistenti: Terminali on-shore, in cui la rigassificazione è effettuata in impianti a terra che vengono collegati alla nave al momento dell approdo; Terminali off-shore, divisi in terminali off-shore ancorati al fondale sottomarino e terminali floating. In questi casi la rigassificazione è effettuata al largo della costa e il gas rigassificato viene poi trasportato via gasdotto a terra; On board regasification, che rappresenta l ultima tecnologia disponibile: il gas è rigassificato direttamente sulla nave che viene poi collegata tramite gasdotti sottomarini alla rete terrestre, evitando la costruzione di un terminale di rigassificazione 11. Il costo di un terminale on-shore con una capacità standard di lavorazione di 4 Bcm all anno oggi si aggira intorno ai 420 milioni di euro (al netto delle infrastrutture connesse). Chiaramente più costosi sono i terminali off-shore non galleggianti, il cui costo può aggirarsi intorno ai milioni di euro, ma che hanno il vantaggio di un minore impatto ambientale sulle coste. Il costo di una nave in grado di effettuare rigassificazione on-board è invece stimato intorno ai 200 milioni di euro. I progetti per nuovi impianti di rigassificazione in Europa sono assai numerosi, ma pochi di questi progetti vedranno effettivamente la luce (alcuni di essi sono alternativi gli uni degli altri), giacchè sono evidentemente eccedenti la domanda. Tab. 7 - I PROGETTI DI TERMINALI DI RIGASSIFICAZIONE NELL AREA MEDITERRANEA Paese Sito Sponsor Capacità bcm/y Anno previsto di entrata in funzione Italia Porto Viro Edison Cornigliano Calabro Falck 8? Lamezia Terme Falck 8? Livorno Falck 2? Trieste Falck 2? Taranto Enel 8? Trieste Enel 8? Vado Ligure Enel 8? Brindisi British Gas 8? Spagna Sagunto (Valencia) Union Fenosa Bahia de Bizkaia BP-Repsol- Iberdrola Francia Fos sur Mer (2 treno) Gaz de France Turchia Izmir??? Portogallo Sines Galp 4 ottobre 2001 Fonte: IntesaBci da fonti varie 10 Una nave di LNG tuttavia non può utilizzare infrastrutture portuali alternative, come gli scali petroliferi. I terminali portuali di ricezione sono dedicati pienamente a queste navi e sono funzionali alla trasformazione del gas naturale dallo stato liquido a quello gassoso. Si tratta di un altro fattore che rende particolarmente oneroso questo tipo di investimenti. 11 I tempi di scarico di sono però grandemente allungati; passano infatti da due a cinque giorni. Studi e analisi finanziaria 16

18 Ad ogni modo, il maggiore ostacolo alla produzione è dato dall affollamento delle coste europee e dalle opposizione locali, contrarie all installazione di nuove infrastrutture industriali ad alto impatto, nonché ai sempre più stringenti vincoli ambientali (anche se i terminali di LNG sono relativamente meno inquinanti rispetto ad altre industrie). Inoltre, i terminali di rigassificazione presentano alcune problematiche che sono emerse a seguito della liberalizzazione del settore in Europa. La prima di questa non ancora del tutto risolta riguarda il trattamento regolatorio: i terminali LNG sono a tutti gli effetti un infrastruttura di importazione di gas come qualsiasi altra pipeline e pertanto per esse vale l applicazione del Third Part Access. Se spinto all estremo, questo principio finirebbe con il levare qualsiasi incentivo agli operatori per costruire nuovi terminali, in quanto perderebbero l accesso privilegiato al mercato finale di vendita che la costruzione di una propria infrastruttura rappresenta. E anche vero tuttavia che in linea teorica il problema potrebbe essere aggirato, se a costruire i terminali fossere imprese di trasporto pure, che quindi recuperino l investimento attraverso l applicazione di tariffe applicate a qualunque operatore. Tuttavia, ancora una volta, i rischi di infrastrutture puramente merchant risultano essere troppo elevati. La pesantezza degli investimenti, recuperabili in arco di tempo molto lunghi, fa sì che solo la presenza di contratti a lungo termine incentivi gli operatori a entrare in questo tipo di operazioni (senza contare che vi sono anche problemi di programmazione economica e di sicurezza del sistema energetico che sono estremamente difficili da coordinare in un ambiente puramente merchant e, quindi, teoricamente fortemente competitivo). Ciò non toglie che la liberalizzazione dell industria europea del gas implica l esistenza di un sistema di regole di accesso e tariffe trasparenti per i fruitori delle infrastrutture di trasporto e di rete, il che dovrebbe portare almeno ad utilizzo efficiente dei terminali di rigassificazione (per i quali sarà certamente redditizio prevedere una certa spare capacity da riservare ai carichi spot). In secondo luogo, i terminali di LNG possono essere considerati anche un infrastruttura di stoccaggio, come avviene in Gran Bretagna. Gli stoccaggi non rappresentano un monopolio naturale, e quindi possono essere eserciti da privati; ciò non toglie tuttavia che rappresentano una facility essenziale per il corretto funzionamento del settore e, in più, forniscono un elemento di flessibilità che garantisce ai proprietari un certo grado di potere di mercato 12. La doppia natura di infrastruttura di trasporto e di infrastruttura di stoccaggio dei terminali LNG ne rende quindi particolarmente delicato il trattamento regolatorio. In Italia, i terminali LNG sono considerati infrastruttura di trasporto e come tali regolate; in Gran Bretagna, sono considerate invece stoccaggi e conseguentemente regolati. Non è detto che in futuro i due paradigmi non vengano fusi Comparazione tra prezzi alla frontiera via gasdotti e via LNG La sostenibilità di un investimento in LNG, soprattutto se orientato verso mercati che possono essere approvvigionati anche con gasdotti, deve essere sempre comparata con un sistema di trasporto alternativo, soprattutto se si sta valutando un progetto di LNG nel Mediterraneo. Fino ad oggi, il costo di importazione di gas via LNG ha sempre pagato un 12 Vedi lo Studio di Settore di IntesaBci La regolamentazione degli stoccaggi in Italia Studi e analisi finanziaria 17

19 premio rispetto ai costi di importazione via pipeline, i costi complessivi di investimento essendo superiori a quelli di un infrastruttura di trasporto tradizionale. Tuttavia, l abbattimento dei costi di investimento negli impianti di liquefazione e nei costi di shipping stanno riducendo questo gap, che sarebbe tutto da verificare se comparato a fronte di una nuova pipeline 13. Queste ultime infatti devono essere tracciate su vie sempre meno naturali e quindi rischiano di divenire altrettanto se non più costose, rendendo per contrasto maggiormente attraenti gli investimenti in LNG. 14 Ciò non toglie che l LNG mediterraneo in effetti potrebbe essere spiazzato dal gas trasportato via gasdotto, soprattutto considerando che vi sono differenti progetti di questo tipo. Una pipeline collegherà a partire dal 2005 Libia e Italia, il cosiddetto gasdotto GreenStream; è stata avviata l analisi di un progetto per collegare Algeria, Sardegna, Corsica e Francia meridionale; la Turchia dovrebbe divenire il nuovo hub medio-orientale per il gas proveniente da Russia (Blue Stream), Iran e forse area caucasica; la Grecia potrebbe essere meglio approvvigionata dall esistente Balkan Line proveniente dalla Russia, che potrebbero espandersi, via Croazia o Slovenia, verso l Italia. Infine, non va sottolineata la possibiltà di ulteriori espansioni della capacità di esportazione russa tramite le pipeline che passano dall Europa dell Est e dalla Germania. In sostanza quindi, il fattore chiave per definire la sostenibilità di un investimento in LNG nel Mediterraneo richiede un analisi di competitività dei prezzi del LNG rispetto ai sui concorrenti via gasdotto. E evidente che un analisi di competitività deve tenere conto della probabilità di successo dei progetti citati nel paragrafo precedente. Una valutazione grossolana può essere effettuata osservando l andamento dei prezzi CIF di alcuni contratti che arrivano ai confini italiani, spagnoli e francesi Il ragionamento si basa sull assunto che le attuali infrastrutture di trasporto non siano sufficienti a soddisfare il crescente fabbisogno di gas nell area Europea. 14 Esemplare è il caso di una progettata nuova pipeline sottomarina tra Algeria e Spagna che, secondo uno studio citato da Oil&Gas Journal, potrebbe non essere realizzabile a causa della presenza di fondali troppo accidentati e ad alto rischio sismico. 15 Si tratta di prezzi all ingrosso relativi ad alcuni contratti di importazione pubblicati sulla rivista italiana Energia, che fa capo all istituto di ricerche specializzate RIE. Non è possibile pertanto distinguere al loro interno tra le varie componenti che formano il CIF price. Studi e analisi finanziaria 18

20 Fig. 7 - PREZZI AL CONFINE IN SPAGNA, IN BASE AD ALCUNI CONTRATTI DI IMPORTAZIONE 5,5 $/MMbtu 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1, Algeria/Spagna LNG Norvegia/Spagna Fonte: Energia, IEA, Natural Gas Information, 2001 Edition Fig. 8 - PREZZI AL CONFINE IN FRANCIA, IN BASE AD ALCUNI CONTRATTI DI IMPORTAZIONE 5,5 5 $/Mmbtu 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1, Algeria/Francia LNG Norvegia/Francia Olanda/Francia CSI/Francia Fonte: Energia, IEA, Natural Gas Information, 2001 Edition Studi e analisi finanziaria 19

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