L’Oxford Institute for Energy Studies prevede una crescita cumulativa della capacità di esportazione di GNL di circa 400 miliardi di metri cubi tra il 2024 e il 2035. Circa tre quarti di questa crescita ha preso avvio da FID ed è in fase di costruzione, con ulteriori FID imminenti nei prossimi 12-18 mesi
L’ondata di offerta di GNL, attesa da tempo, è ormai alle porte e si prevede che supererà l’aumento della domanda. I prezzi spot, nei mercati europei e asiatici, potrebbero rispondere all’eccesso di offerta passando a prezzi più a breve termine, come si è visto nel 2019 e nel 2020, e, di conseguenza, i prezzi potrebbero scendere a 6 dollari per MMBTU, la metà dei livelli attuali.
LE PREVISIONI SUI PREZZI DEL GAS IN EUROPA E IN ASIA
Con l’aumento dell’offerta di GNL che durerà per diversi anni, i prezzi europei e asiatici a 6 dollari potrebbero essere mantenuti per diversi anni. In un simile scenario, non solo potrebbe verificarsi una risposta di cambio di combustibile a breve termine (da carbone e petrolio a gas), ma anche una risposta a lungo termine, che potrebbe ritardare l’introduzione delle energie rinnovabili, in particolare l’eolico offshore più costoso.
LE IMPORTAZIONI DI GNL POTREBBERO AUMENTARE TRA L’8% E IL 10%
Secondo un’analisi condotta dall’Oxford Institute for Energy Studies, la potenziale risposta varierebbe a seconda del mercato e del settore. Nel breve termine, entro il 2030, le importazioni di GNL potrebbero aumentare di circa l’8% (60 miliardi di metri cubi). Metà di questa quota riguarderebbe il settore elettrico (passaggio da carbone a gas) e un terzo l’industria. La maggior parte della risposta si registra in Asia, in particolare in Cina e nell’ASEAN, mentre in Europa la risposta è più contenuta, con la chiusura delle centrali a carbone.
Si prevede che la risposta a lungo termine, entro il 2035, sarà più consistente, circa il 10% in più (80 miliardi di metri cubi), ma limitata, ipotizzando che dopo il 2030 entreranno in funzione pochi impianti di esportazione di GNL. Si prevede una risposta più forte da parte dell’India nel lungo termine, soprattutto nei settori dell’edilizia e dei trasporti, dove la domanda potrebbe essere più forte anche in Cina in questi settori.
Il gas potrebbe anche beneficiare di un potenziale rallentamento della diffusione dell’eolico offshore in Europa, Giappone e Corea. In un mercato globale a 6 dollari, la domanda di GNL potrebbe salire a 900 miliardi di metri cubi all’inizio degli anni ’30 (550 miliardi di metri cubi al 2024), rispetto al livello sottostante OIES (pre-demand response) di circa 820 miliardi di metri cubi.
EUROPA
Il ruolo del gas in Europa sta cambiando sempre più, orientandosi verso un utilizzo come riserva per le energie rinnovabili intermittenti. Sebbene la domanda di gas possa essere sostenuta in parte dalla graduale eliminazione dell’energia a carbone, il passaggio da carbone a gas sta diminuendo, con la chiusura delle centrali a carbone.
La domanda nel settore edilizio non è sensibile al prezzo, ai livelli di prezzo qui valutati, e la domanda del settore industriale ha mostrato una ripresa limitata dalla distruzione della domanda nel 2022. Un aumento della domanda a breve termine con gas a 6 dollari è modesto, compreso tra 5 e 9 miliardi di metri cubi. Nel lungo periodo, la risposta al passaggio da carbone a gas diminuisce ulteriormente, ma esiste il potenziale per un rallentamento nella diffusione dell’eolico offshore, che potrebbe aggiungere circa 10-16 miliardi di metri cubi di domanda.
CINA
Il gas ha un ruolo relativamente limitato nel settore della produzione di energia elettrica, ma è significativo nell’industria e sta diventando sempre più importante nel settore edilizio. Si prevede che la domanda di gas continuerà a crescere e i prezzi bassi, soprattutto se sostenuti, potrebbero stimolare la domanda.
Una risposta a breve termine compresa tra 16 e 70 miliardi di metri cubi è possibile entro il 2030, di cui metà destinata all’industria. L’intervallo di risposta a lungo termine per la domanda totale di gas in Cina è compreso tra 25 e 115 miliardi di metri cubi nel 2035, ma data l’apparente volontà delle autorità cinesi di mantenere la produzione interna tra il 50% e il 60% della domanda totale, forse solo metà di questa produzione potrebbe essere destinata alle importazioni di GNL.
INDIA
In India la crescita della domanda di gas sta accelerando, e si prevede che accelererà nei prossimi dieci anni, con un tasso probabilmente sostenuto dai prezzi più bassi del gas. Si prevede che la risposta nel settore energetico sarà minima nel breve termine, mentre c’è un certo potenziale nel lungo termine, con una migliore redditività per gli impianti inutilizzati e un maggiore ruolo di picco.
La risposta del settore è maggiore nel breve termine, ma nel lungo termine la risposta più significativa si verificherebbe nei settori degli edifici CGD e dei trasporti, inclusa la possibilità di autotrasporto di GNL. L’intervallo di risposta nel breve termine è compreso tra 4,6 e 11 miliardi di metri cubi e nel lungo termine tra 17 e 35 miliardi di metri cubi, con la maggior parte del significativo potenziale di incremento derivante dall’espansione della domanda di gas nella distribuzione e nel trasporto del gas nelle città.
GIAPPONE, COREA E TAIWAN
I Paesi tradizionalmente importatori di GNL stanno attraversando diverse fasi della domanda di gas. Taiwan sta eliminando gradualmente carbone e nucleare e diventerà sempre più dipendente dall’energia a gas. La Corea negli ultimi anni ha registrato una certa crescita, ma la domanda di gas giapponese è in calo con la riattivazione delle sue centrali nucleari.
Dato il numero di centrali a petrolio e a carbone in Giappone e di centrali a carbone in Corea, il potenziale per il passaggio da carbone e petrolio a gas è elevato, anche in assenza di un prezzo del carbonio significativo. L’intervallo di risposta a breve termine è compreso tra 3 e 14 miliardi di metri cubi, mentre a lungo termine si stima che si attesterà tra 3 e 32 miliardi di metri cubi. Tutto ciò proviene dal settore energetico, con gran parte della risposta in Giappone.
I MERCATI ASIATICI EMERGENTI
I mercati emergenti dell’Asia presentano uno dei maggiori potenziali di assorbimento dell’ondata di offerta di GNL, con una domanda in rapida crescita e una produzione stagnante o in calo. Nella regione si fa ampio uso del carbone per la produzione di energia elettrica, ma non si prevede un’ulteriore capacità di produzione di energia elettrica a carbone oltre il 2030.
La crescita dell’energia elettrica a gas sta beneficiando della rapida crescita della domanda di elettricità nella regione, ma la potenziale risposta aggiuntiva della domanda derivante da prezzi più bassi potrebbe essere limitata, data la forte crescita già prevista.
L’intervallo di risposta a breve termine, compreso tra 6 e 16 miliardi di metri cubi, riguarda interamente il settore elettrico e si verificherebbe con fattori di carico leggermente più elevati per l’energia a gas a scapito del carbone. L’intervallo di risposta a lungo termine, compreso tra 6 e 20 miliardi di metri cubi, potrebbe essere incrementato da una più lenta implementazione dell’eolico offshore, costoso e costoso, nei Paesi in cui esiste un potenziale.
AFRICA
Attualmente, il GNL viene importato in quantità molto limitata nel continente africano, con le forniture destinate principalmente all’Egitto per alleviare la carenza di gas. Tuttavia, diversi Paesi, tra cui il Sudafrica, hanno in programma di importare GNL in futuro. Gran parte della crescita della domanda di gas nell’Africa subsahariana è dovuta al passaggio dall’energia a petrolio a quella a gas, come è accaduto di recente in Ghana.
Tuttavia, la gestione e la mitigazione dei rischi di progetto rimangono più importanti per gli investitori rispetto ai prezzi del gas quando si tratta dello sviluppo di progetti di gas commercialmente sostenibili in Africa. Non si prevede alcuna risposta della domanda a breve o lungo termine in Africa, almeno per quanto riguarda un eventuale passaggio da 8 a 6 dollari al prezzo del gas. Prezzi a 8 dollari o anche leggermente superiori sono sufficientemente bassi da generare un passaggio dal petrolio al gas in Africa.
AMERICA CENTRALE E SUDAMERICA
La regione comprende un’ampia gamma di mercati del gas, da molto piccoli a molto più grandi. La potenziale risposta della domanda è concentrata, almeno nel breve termine, nei mercati del gas più grandi di Argentina, Brasile, Cile, Colombia e Repubblica Dominicana. La risposta a breve termine potrebbe arrivare fino a 9 miliardi di metri cubi, gran parte dei quali provenienti dall’industria, in gran parte in Brasile, con un passaggio dall’olio combustibile, mentre il settore energetico subirà un cambiamento meno significativo.
La risposta a lungo termine è compresa tra 14 e 17 miliardi di metri cubi, con un potenziale di crescita maggiore nel settore energetico, così come nell’industria, in particolare in alcuni dei nuovi Paesi caraibici importatori di GNL, nonché nei mercati del gas più grandi. Sia nel breve che nel lungo termine, la risposta della domanda ai prezzi più bassi del GNL importato potrebbe essere limitata dai costi di commercializzazione e trasporto relativamente elevati in alcuni Paesi.
CONCLUSIONI
L’ondata di fornitura aggiuntiva di GNL è iniziata, e l’OIES prevede una crescita cumulativa della capacità di esportazione di GNL di circa 400 miliardi di metri cubi tra il 2024 e il 2035. Circa tre quarti di questa crescita ha preso avvio da FID (decisione finale di investimento) ed è in fase di costruzione, con ulteriori FID imminenti nei prossimi 12-18 mesi. Metà di questa crescita si verifica in Nord America e un altro quarto in Qatar, seguito da circa il 15% dall’Africa subsahariana.
Al contrario, la crescita totale delle importazioni di GNL tra il 2024 e il 2035 è di circa 262 miliardi di metri cubi. Di conseguenza, l’utilizzo della capacità di esportazione di GNL disponibile scenderà a circa l’85%, in media, tra il 2030 e il 2035, rispetto al livello del 2024 di oltre il 97%. L’ultima volta che l’utilizzo è stato inferiore al 90% è stato nel 2020, durante la pandemia Covid.
IL CALO DEI PREZZI SPOT DEL GAS
Questa distensione del mercato globale del gas porta ad un calo dei prezzi spot globali a circa 8 dollari per MMBTU (prezzi reali del 2024) sia per i prezzi spot del TTF che per quelli del GNL asiatico. Tuttavia, questo risultato di modellazione rappresenta un equilibrio parziale iniziale – basato su un’analisi bottom-up della domanda – e con quel volume di potenziale offerta disponibile inutilizzata (in media circa 120 miliardi di metri cubi all’anno tra il 2030 e il 2035 inclusi, tenendo conto del boil-off gas) si verificherebbe molto probabilmente una risposta significativa dei prezzi, spingendoli al ribasso.
Chiaramente, se un volume significativo di tale offerta aumentata venisse trattenuto dal mercato, si potrebbe sostenere un prezzo di 8 dollari. Tuttavia, se l’offerta venisse resa disponibile, come in un secondo modello eseguito in modalità di costo marginale di breve periodo, ciò si tradurrebbe in prezzi spot del TTF e dell’Asia inferiori a 6 dollari per MMBTU.
Tale scenario è coerente con i risultati del 2019 e del 2020, a seguito dell’ondata di fornitura di GNL nel 2019 e dell’impatto del Covid nel 2020. Se questi prezzi più bassi si traducessero in una maggiore domanda di GNL, aumenterebbe l’utilizzo degli impianti di esportazione di GNL.
IL RUOLO DELLE ESPORTAZIONI DI GNL
Ogni aumento di 1 punto percentuale nell’utilizzo equivale a poco meno di 10 miliardi di metri cubi di domanda incrementale di GNL. È chiaro che ci sono discussioni e dibattiti da intraprendere in merito all’aumento della capacità di esportazione di GNL e al probabile livello di domanda di GNL nei vari Paesi importatori. Diverse organizzazioni, aziende e consulenti elaborano scenari e previsioni differenti. Vi è un ampio consenso sull’entità dell’ondata di GNL, poiché è già in gran parte in fase di sviluppo, ma probabilmente vi è meno consenso sul livello di domanda per questa maggiore offerta di GNL.
Tuttavia, l’analisi dell’OIES si concentra meno su quale sia la “migliore” previsione dell’equilibrio tra domanda e offerta nei prossimi dieci anni, concentrandosi maggiormente su un’analisi “what-if” nel caso in cui l’eccesso di offerta sia significativo, e analizzando qualsiasi conseguente risposta della domanda ai prezzi più bassi. Se i prezzi spot asiatici e del TTF dovessero scendere a 6 dollari o meno, l’entità della risposta della domanda dipenderà dal volume di GNL importato nei mercati rilevanti, il cui prezzo è fissato a spot.
IL PREZZO GAS-ON-GAS IN EUROPA
L’Europa è dominata dal prezzo del gas-on-gas (GOG) e i principali mercati importatori asiatici hanno tutti quote significative di prezzi GOG per le importazioni di GNL. L’importanza dei prezzi GOG sta aumentando anche nella regione ASEAN, ma è inferiore in Pakistan e Bangladesh, sebbene vi sia ancora il potenziale per un aumento dell’offerta spot di GNL per questi Paesi.
Le importazioni di GNL dell’America Latina sono quasi tutte basate sul prezzo GOG. Attualmente, in Africa, l’unico Paese che importa gas direttamente è l’Egitto (il Marocco acquista forniture di GNL tramite la Spagna e il Senegal ha iniziato a importare volumi molto piccoli di GNL su base temporanea), ma esiste un potenziale per le importazioni di GNL nella regione.
L’ECONOMICITÀ DEL GAS RISPETTO AGLI ALTRI COMBUSTIBILI
Se il gas a 6 dollari verrà realizzato entro la fine di questo decennio, la risposta della domanda dipenderà dall’economicità relativa del gas rispetto ad altri combustibili, comprese le energie rinnovabili. La risposta a breve termine – che confronta l’economicità dei costi marginali del combustibile utilizzando le infrastrutture esistenti – consiste principalmente nel confrontare i costi relativi del gas rispetto al carbone nel settore energetico, ma anche al petrolio nel settore industriale.
Un prezzo del gas di 6 dollari per MMBTU sembrerebbe essere molto competitivo rispetto al carbone in un mercato come l’Europa, con un prezzo significativo del carbonio. In un mercato asiatico, dove non esiste un prezzo o una tassa sul carbonio, l’economicità è più marginale, ma il gas potrebbe diventare seriamente competitivo rispetto al carbone, a seconda del livello del prezzo del carbone nei vari mercati.
LE PREVISIONI A LUNGO TERMINE
La risposta a lungo termine, che include il costo di costruzione di nuove infrastrutture, rappresenta un calcolo diverso, chiamato costo livellato, che include il costo dell’investimento di capitale e i costi operativi. Senza alcun prezzo o tassa sul carbonio, il gas a 6 dollari sembrerebbe avere un costo livellato significativamente inferiore rispetto all’eolico offshore, tranne forse in Cina, e sarebbe ampiamente paragonabile all’eolico onshore, ma superiore al costo del solare.
Se esiste un prezzo del carbonio, come in Europa, allora agli attuali prezzi dell’ETS UE, il costo livellato dell’energia eolica offshore e dell’energia a gas, a un prezzo del gas di 6 dollari, è sostanzialmente comparabile.
Tuttavia, c’è una considerazione secondaria per la risposta a lungo termine: in diversi mercati, il fattore di carico delle centrali elettriche a gas si attesta tra il 30 e il 40% e vi è un certo margine per aumentare questi fattori di carico, sostituendo il carbone negli impianti esistenti e/o ritardando la costruzione di energie rinnovabili, in particolare l’eolico offshore. Il gas potrebbe diventare un carico di base e svolgere un ruolo meno importante di bilanciamento in questi mercati.
