L’energia del futuro, fra ideologie e sanzioni

A partire dallo scoppio della pandemia di COVID-19 nei primi mesi del 2020, la composizione del mix energetico globale ha assistito a una delle maggiori riconfigurazione nell’arco di decenni, con particolare riferimento all’intreccio tra forme di energia convenzionali e di ultima generazione; la ricostituzione di intere catene di fornitura; e l’espressione di interventi regolatori che stanno accompagnando quella che è comunemente riconosciuta come Transizione Energetica. Ciononostante, pure in considerazione degli ambiziosi accordi raggiunti in occasione della 29ma Conferenza delle Parti (COP29) tenutasi a Baku lo scorso Novembre, i cui piani prevedono la mobilizzazione di circa USD 300bn all’anno in favore dei paesi in via di sviluppo fino al 2025, la natura intrinsecamente frammentata dei bisogni energetici su scala mondiale, e i diversi piani per l’ottenimento di traiettorie energetiche sostenibili hanno fino a ora prevenuto la formulazione di una agenda energetica mondiale, lasciando manager e istituzioni in una situazione di pericoloso stallo tra domanda di energia immediata; ricerca di fonti di approvvigionamento sicure, accessibili e convenienti; e piani su scala mondiale volti alla riduzione delle emissioni.

In tale contesto, l’industria petrolifera rappresenta un chiaro esempio di resilienza, profondità e liquidità. Alla fine del 2019, la domanda mondiale di greggio e prodotti petroliferi si aggirava attorno ai livelli massimi del tempo di circa 101.68mboe (1), del tutto in linea con la disponibilità di volumi dal lato dell’offerta (circa 101.63mboe/d) (2), generando di conseguenza una protratta stagione di stabilità di prezzo nell’intorno di ca. USD 60-70/boe (3) e riflettendo un mercato altamente efficiente, in grado di soddisfare ca. 33% del consumo di energia mondiale (4). La diffusione della pandemia di COVID nel primo trimestre del 2020 ha comportato una improvvisa, profonda crisi della domanda, portando i consumi al di sotto di circa 85mboe/d già entro il mese di Giugno, scavando di fatto un divario con l’offerta di circa 8mboe/d e ingenerando una crisi di prezzo senza precedenti che ha portato il corso per entrambe le varietà Brent e WTI al di sotto di USD 30/boe, come del resto plasticamente rappresentato dall’episodio del 20 Aprile 2020, quando il contratto futures a pronti (mese di Maggio) per il WTI crollò per USD 55.90/boe durante il giorno, chiudendo la sessione di scambi al prezzo negativo di USD 37.62boe.

Nonostante la crisi, già nel terzo trimestre del 2020 (dunque prima degli annunci circa la scoperta e la diffusione dei vaccini), la domanda di greggio e prodotti petroliferi rimbalzò già al di sopra di 93.5mboe/d, mentre le forniture si contrassero ulteriormente a causa di tagli simultanei a produzione e investimenti, che gettarono l’intero settore in una situazione di cronica insufficiente dell’offerta che sarebbe perdurata fino al terzo trimestre del 2022. Da allora, il mercato fisico del greggio avrebbe impiegato un ulteriore anno per assestarsi su livelli di  domanda e offerta al di sopra dei valori pre-pandemici, mentre nel corso dell’ultimo anno abbiamo osservato un solido bilanciamento tra domanda e offerta, rivelatosi peraltro impervio alla crescita di entrambi i lati dell’equazione, anche alla luce di dati di consumo mondiale ormai stabilmente al di sopra del livello di 103mboe/d, bilanciati da un’offerta di poco inferiore a 102.5mboe/d a causa dei tagli mirati apportati al cartello dell’OPEC per favorire lo smaltimento degli inventari a partire dal mese di Aprile di quest’anno.
Il prodotto di una tale stabilità è stato un meccanismo di aggiustamento dei prezzi preciso e interamente dettato dal mercato, che a seguito della sostenuta ripresa del 2021 ha saputo far fronte al picco di oltre USD 105/boe per entrambe le varietà Brent and WTI verificatosi nel 2022 a seguito dell’improvvisa fiammata di volatilità causata dagli eventi scatenatisi sul piano geopolitico. Nello specifico, pure a seguito della più acuta stagione di inflazione registrata dagli Anni ’80 su scala globale, il percorso di normalizzazione dei prezzi dei beni energetici si è rivelato sorprendentemente armonico, riportando il corso del Brent a una media di USD 92.36/boe per l’intero anno 2023 (corso medio del WTI per lo stesso periodo pari a USD 86.36/boe), scendendo ulteriormente per entrambe le maggiori varietà di ca. USD 10/boe nel corso del terzo trimestre di quest’anno.

Nel complesso, è possibile osservare tre dinamiche in gioco simultaneamente nel settore: da principio, un rimarchevole livello di resilienza, liquidità e profondità che hanno consentito al modello industriale di produzione- trasformazione-distribuzione di recuperare in tempi ragionevoli e senza scalfire l’infrastruttura di fondo pure alla luce di shock quali la pandemia COVID e la recente stagione inflattiva, e l’importante ri-orientamento di volumi di alcuni tra i maggiori produttori mondiali quali la Russia e l’Iran. A tale proposito, è ancora più notevole apprezzare come il settore abbia assorbito rapidamente le prescrizioni del regime sanzionatorio, disegnando nuove rotte commerciali e forgiando partenariati con potenze emergenti in particolare nel Sud Est asiatico e nel sub-continente indiano, di fatto depotenziando l’effetto stesso delle sanzioni e contribuendo con rinnovato vigore alla crescita delle economie in quelle aree.
In modo strettamente collegato, l’eruzione di conflitti in diversi punti-chiave dello scacchiere geo-politico ha riaperto il dibattito nella materia della sicurezza e dell’accesso alle fonti di energia in condizioni di economicità. In particolare, Paesi storicamente trasformatori come l’Italia e la Germania stanno affrontando sfide considerevoli nella ristrutturazione delle proprie catene di fornitura, dovendo allo stesso tempo fare i conti con livelli di costo degli approvvigionamenti all’incirca doppi rispetto a quelli osservati solo nel 2021 e con la realtà che la ricostituzione dei panieri energetici finalizzata all’inclusione di un maggiore numero di fonti richiederà anni di investimenti sul piano industriale (ancora tutt’oggi la Germania non dispone di impianti di rigassificazione, fondamentali per l’importazione di Gas Naturale Liquefatto (GNL) e la cui costruzione è stimata richiedere non meno di 3-4 anni a partire dall’ottenimento dei permessi), politico (che ha condotto alla chiusura di centrali nucleari nel continente, solo per vedere necessaria la riapertura degli impianti a carbone), e finanziario, reso particolarmente spinoso dalla necessità di comunicare alle popolazioni l’imperativo di convertire i sussidi a breve termine in budget di spesa infrastrutturale.
Da ultimo, i rivolgimenti originatisi dal 2020 hanno mostrato come la Transizione Energetica volta a trasferire il carico dell’offerta di base dalle fonti fossili a quelle a basse emissioni di CO2 (Low Carbon) Finally, per quanto attraenti, non possano procedere senza unirsi con i significativi progressi tecnologici compiuti negli ultimi anni dal settore energetico convenzionale, con particolare riferimento ad esempio agli impianti di co-generazione (CCGT); alle linee di trasmissione potenziate dall’impiego dell’Intelligenza Artificiale; e da vascelli di trasporto di ultima generazione come gli YamalMax.

Gli analisti del settore hanno denominato Addizione Energetica (5) (Energy Addition) la fase di convergenza tra il persistere del consumo delle fonti di energia tradizionali e la crescita del mondo Low Carbon. Tale fase ha già avuto luogo in occasione di precedenti trasformazioni a livello strutturale del sistema energetico: ad esempio, quando la rapida crescita del carbone all’inizio del XX secolo rese obsoleto il consumo di biomasse (incluso il legname), diventando di fatto la prima fonte di energia mondiale, prima di essere a propria volta sostituita dal petrolio, il quale assurse già a metà del ‘900 a forma di energia dominante. Il concetto di Addizione Energetica si riferisce dunque a un momento ben preciso del cambio di paradigma nel quale il settore – notevolmente dal lato dell’offerta quanto di quello della domanda – ha già individuato quella che sarà la successiva forma di energia dominante, eppure non smette di consumare quella precedente, in forza a considerazioni di economicità comparata; disponibilità di accesso; e grado di sviluppo tecnologico dell’uso intermedio e finale. Tale effetto si traduce dunque in un aumento del consumo di energia orizzontale, beneficiando sia in termini volumetrici, sia di diversificazione inter-generazionale tra le fonti.

Nello scenario corrente, l’ambizione di sostituire il petrolio con fonti Low Carbon, quali in particolare eolico e solare, non tiene conto di una fonte di approvvigionamento efficiente, a basse emissioni e accessibile in modo economico: nello specifico, il gas naturale, che già oggi rappresenta ca. il 23% della domanda energetica mondiale (6) e il cui mercato ha evidenziato radicali miglioramenti in termini di liquidità e distribuzione grazie all’entrata in operazione di diversi impianti di liquefazione e le importanti innovazioni sul trasporto a lungo raggio, rese possibili ad esempio dalla tecnologia FSRU (Floating Storage and Regasification Unit). Nel corso degli ultimi 10 anni, il gas naturale è cresciuto fino a rappresentare oltre il 50% del mix di produzione di idrocarburi di campioni energetici mondiali quali ENI, Equinor e TotalEnergies, rappresentando in molti casi più della metà dei profitti operativi grazie alla struttura altamente contrattualizzata delle condizioni di mercato, che di norma lega i costi di estrazione, produzione e trasporto ai prezzi finali. Inoltre, e in maniera del tutto simile al mercato dei beni petroliferi, quello del gas naturale ha risposto con sorprendente solidità al picco di volatilità registrato nell’Agosto 2022, e che ha visto il prezzo della consegna al punto di scambio TTF in Olanda – il riferimento per la distribuzione via condutture in tutta Europa – superare il livello di EUR 346/MWh; infatti, in poco più di un anno, la ragione di scambio è tornata a poco più di EUR 30/ MWh, prima di apprezzarsi nuovamente a fronte dell’instabilità geopolitica che ha investito lo scenario mondiale dalla fine del 2023 e per tutto il 2024, traducendosi tuttavia in un corso attuale di poco al di sotto di EUR 50/ MWh (7). In altre parole, il mercato del gas naturale appare già aver sviluppato meccanismi di calibrazione di prezzo del tutto affini a quello petrolifero, tali dunque da consentire tanto a operatori nazionali, quanto a quelli regionali e indipendenti di poter contare su condizioni di accesso e distribuzione trasparenti, efficienti e profittevoli. Lo stesso non può essere detto per fonti rinnovabili quali eolico e solare, intrinsecamente contraddistinte da sporadicità della manifestazione, che non consente il loro impiego per la soddisfazione della domanda energetica di base (base load), in particolare se si considerano i mercati internazionali della corrente elettrica, storicamente caratterizzati da frammentazioni industriali e politiche.
Commettere errori di pianificazione circa l’alimentazione del base load, nel tentativo di accrescere artificiosamente il peso delle fonti di energia Low Carbon nel paniere energetico mondiale, esporrebbe equamente i Paesi sviluppati e le economie in crescita a rischi non giustificati e contro-producenti. Solo in termini dimensionali, pur considerando il raddoppio in termini relativi nel mix energetico delle fonti di energia rinnovabile, le Low Carbon sono ancora largamente rappresentate dal nucleare e idroelettrico, contando nel complesso poco meno dell’8% della domanda mondiale. I significativi passi in avanti nella materia della conservazione e stoccaggio dell’energica, come del resto esemplificato dalle innovazioni nel campo delle batterie e dei sistemi di accumulo, potrebbe solo beneficiare dai traguardi raggiunti in seno alle fonti di energia tradizionale nella materia di cattura delle emissioni di CO2 (carbon capture; carbon sequestration), i cui risultati provano difatti la significativa opportunità rappresentata da una Transizione Energetica guidata dal gas naturale, in grado di preservare e accompagnare la crescente domanda di energia mondiale, e allo stesso tempo allinearsi con i naturali e biologici meccanismi del pianeta per l’assorbimento e la rientrata in circolazione delle emissioni. Infine, sul piano finanziario, la stesura di una agenda globale che si occupi direttamente del tema dell’Addizione Energetica guarderebbe in modo più organico alle differenti velocità di sviluppo economico, industriale e tecnologico dei Paesi: in tal senso, è possibile prefigurare la formalizzazione del concetto di Portafoglio Energetico, in forza del quale allocare in maniera efficiente le forme di approvvigionamento sulla base dell’intensità e grado della domanda, mettendo in evidenza le correlazioni tra i Paesi e adottando dunque una prospettiva obbiettiva, guidata dai fatti e di lungo termine sotto i vincoli di economicità e sostenibilità.
Il budget di emissioni a disposizione del mondo si sta esaurendo. La sfida per il sistema energetico mondiale è tra le maggiori dell’epoca moderna: guidare una Transizione dalla fase di Addizione Energetica verso una nuova Sostituzione Energetica. Gli organi, le istituzioni e le personalità apicali del mondo potrebbero beneficiare in maniera tangibile dalle evidenze e opportunità rappresentate dalle crisi del COVID e dalla susseguente stagione di grande instabilità politica, tradottasi in alcuni casi in scontri militari accesi ancora oggi, per apprezzare la resilienza ed efficienza dell’attuale sistema energetico e delle relative infrastrutture quali basi importanti da un lato per i Paesi in via di sviluppo per edificare la propria ascesa a maggiori livelli di benessere, e dall’altro per le economie altamente industrializzate per favorire il trasferimento tecnologico e premiare livelli di efficienza e diversificazione ancora superiori. Qualora le nazioni riuscissero a superare le pressioni che vorrebbero una Transizione Energetica al livello del consumo di base verso fonti di energia che hanno già dimostrato di non poter fare fronte tale impegno, per lo meno allo stato attuale, diventerebbe possibile riportare il dibattito sul piano più realistico di una Transizione Energetica che benefici dei frutti dell’Addizione Energetica quale cinghia di trasmissione verso un futuro di Sostituzione dominato da rapporti di domanda e offerta a oggi, forse, ancora non conosciuti.
Le tecnologie, così come le arti e le tecniche, difficilmente vengono del tutto messe da parte. La Prima Legge della Termodinamica prescrive esattamente lo stesso per l’Energia.

1 Fonte: Energy Information Agency (EIA), Short-Term Energy Outlook, Dicembre 2020
2 Ibid.
3 Varietà Brent, riferimento per il Mare del Nord; intorno di prezzo per la varietà WTI: USD 54-60/boe
4 BP Statistical Review of World Energy 2020, 69ma edizione
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5 Ibid.
6 Energy Institute Statistical Review of World Energy 2024, 73rd edition
7 L’Henry Hub, la base di calcolo per il prezzo del gas naturale negli Stati Uniti, ha riflettuto solo in parte la volatilità osservata sul mercato europeo, scambiando nella prima settimana di Dicembre di quest’anno sostanzialmente in linea con le condizioni osservate nel 2021 grazie alla natura largamente segregata delle consegne.