Corso di Laurea magistrale in Economia e Gestione delle Aziende, curriculum Management delle Imprese Internazionali Tesi di Laurea
La sfida dello shale gas negli Stati Uniti e in Europa
Relatore Ch. Prof. Stefano Micelli Laureando Francesco Cuccarolo Matricola 811193 Anno Accademico 2012 / 2013
Introduzione: .............................................................................................................................. 4 Capitolo 1 : Il mercato mondiale del gas ........................................................................... 6 1.1 La produzione ............................................................................................................................... 7 1.1.1 Proiezioni future riguardanti la produzione di gas .................................................................. 9 1.2 Il consumo .................................................................................................................................... 11 1.3 Il Commercio mondiale del gas ............................................................................................. 14 1.3.1 Paesi importatori ................................................................................................................................. 15 1.3.2 Paesi esportatori .................................................................................................................................. 16 1.4 I Prezzi ........................................................................................................................................... 16 1.4.1 I prezzi del gas in Europa ................................................................................................................. 16 1.4.2 I prezzi del gas negli Stati Uniti ...................................................................................................... 19 1.4.3 Differenze nei prezzi tra Stati Uniti ed Europa ....................................................................... 22
Capitolo 2 : : Shale gas .......................................................................................................... 24 2.1 Cos’è lo shale gas? ...................................................................................................................... 25 2.1.1 Gas convenzionale e gas non convenzionale ............................................................................ 25 2.1.2 Gas da argille o shale gas .................................................................................................................. 27 2.2 Storia dello shale gas ................................................................................................................ 29 2.3 Tecniche per l’estrazione di gas naturale convenzionale ............................................ 31 2.3.1 Tecniche per l’estrazione di gas non convenzionale: tecnica dell’hydrofracking .... 33 2.3.2 Tecniche per l’estrazione di gas non convenzionale: perforazione orizzontale ....... 35 2.4 Ripercussioni ambientali possibili ...................................................................................... 37 2.4.1 L’inquinamento delle falde acquifere .......................................................................................... 38 2.4.2 Rischio sismico ...................................................................................................................................... 39 2.4.3 Altri rischi correlati allo shale gas ................................................................................................ 40 2.5 Bacini mondiali di shale gas ................................................................................................... 42 2.5.1 Stati Uniti ................................................................................................................................................. 42 2.5.2 Resto del Mondo ................................................................................................................................... 46 2.5.3 Cina ............................................................................................................................................................ 49 2.5.4 Un focus sulla situazione europea ................................................................................................ 50
Capitolo 3 Analisi di profittabilità per un pozzo nel bacino Marcellus Shale ... 53 3.1 Background riguardante il deposito Marcellus Shale ................................................... 54 3.2 Fattori di incertezza economica legati alla produzione di shale gas ....................... 56 3.2.1 Tassi decrescenti di produzione .................................................................................................... 57 3.2.2 Discesa dei prezzi ................................................................................................................................. 58 3.2.3 Problematiche legate alla sovrapproduzione e alla lenta crescita della domanda . 58
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3.2.4 Aumento dei costi di produzione .................................................................................................. 59 3.2.5 Situazione nel Marcellus Shale ....................................................................................................... 59 3.3 Analisi dei costi .......................................................................................................................... 60 3.3.1 Osservazioni generali introduttive ............................................................................................... 60 3.3.2 Contratti di locazione e royalties .................................................................................................. 60 3.3.3 Permessi ................................................................................................................................................... 61 3.3.4 Costi di preparazione del sito ......................................................................................................... 62 3.3.5 Valori di produzione ........................................................................................................................... 62 3.3.6 Costi di perforazione e completamento ..................................................................................... 63 3.3.7 Costi operativi d’affitto ...................................................................................................................... 64 3.3.8 Prezzi del gas naturale ....................................................................................................................... 64 3.3.9 Deduzioni fiscali ................................................................................................................................... 64 3.3.10 Depletion Allowance ........................................................................................................................ 65 3.3.11 Tasse statali e federali ..................................................................................................................... 66 3.3.12 Analisi degli scenari ......................................................................................................................... 67 3.4 Risultati dell’analisi di profittabilità ................................................................................... 68 3.4.1 Curve decrescenti di produzione .................................................................................................. 68 3.4.2 Scenario 1 ................................................................................................................................................ 72 3.4.3 Scenario 2 ................................................................................................................................................ 75 3.4.4 Scenario 3 ................................................................................................................................................ 76 3.4.5 Scenario 4 ................................................................................................................................................ 77 3.4.6 Breakeven prices .................................................................................................................................. 77 3.5 Analisi dei risultati e conclusioni ......................................................................................... 78
Capitolo 4 : Europa e shale gas, differenze rispetto agli USA e fattibilità di un investimento ............................................................................................................................ 81 4.1 Differenze strutturali tra USA e Europa ............................................................................. 82 4.1.1 Mineral rights ........................................................................................................................................ 82 4.1.2 Geologia .................................................................................................................................................... 84 4.1.3 Tecnologia ............................................................................................................................................... 85 4.1.4 Regulation ............................................................................................................................................... 86 4.1.5 Tassazione ............................................................................................................................................... 88 4.1.6 Logistica ................................................................................................................................................... 89 4.2 Le politiche della Comunità Europea in merito all’energia e allo shale gas .......... 90 4.3 Polonia e Shale gas .................................................................................................................... 96 4.3.1 Risorse di shale gas in Polonia e investitori ............................................................................. 96 4.3.2 Regulatory Environment ............................................................................................................... 101
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4.3.3 Tassazione ............................................................................................................................................ 103 4.4 Analisi di profittabilità ......................................................................................................... 104 4.4.1 Caratteristiche del pozzo e dell’investitore ........................................................................... 104 4.4.2 La curva di produzione ................................................................................................................... 105 4.4.3 Caratteristiche del pozzo ............................................................................................................... 106 4.4.4 Analisi dei costi .................................................................................................................................. 106 4.4.5 Definizione degli scenari analizzati .......................................................................................... 108 4.5 Risultati dell’analisi ............................................................................................................... 108 4.5.1 Scenario 1 ............................................................................................................................................. 109 4.5.2 Scenario 2 ............................................................................................................................................. 109 4.5.3 Scenario 3 ............................................................................................................................................. 110 4.5.4 Conclusioni .......................................................................................................................................... 111
Conclusione ............................................................................................................................ 113 Ringraziamenti: .................................................................................................................... 115 Bibliografia: ............................................................................................................................ 116 Sitografia: ................................................................................................................................ 118
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Introduzione: Il presente lavoro ha avuto origine grazie ad un tirocinio di ricerca svolto presso Duke University in North Carolina, USA, conseguente alla partecipazione a Venice International University durante il semestre autunnale dell'a.a. 2012/2013. Ho avuto così la fortuna di frequentare la Nicholas School of The Environment, rinomato centro di ricerca sull’ambiente presente all’interno dell’università, dove, sotto la supervisione del prof. Lincoln Pratson ho avuto la possibilità di raccogliere materiale informativo e bibliografico inerente tutto ciò che concerne il campo dello shale gas. Ho potuto così, inoltre, entrare in contatto con esperti e ricercatori del settore, grazie ai quali ho potuto scoprire ed approfondire varie tematiche legate a questo gas. Si spiegherà nel corso di questa tesi più nello specifico in cosa consiste lo shale gas, ma in questa introduzione voglio evidenziare i motivi per cui ho scelto questo tema. Lo shale gas è un gas non convenzionale la cui scoperta e la cui commercializzazione è avvenuta negli ultimi 10-‐15 anni. Il paese che più di tutti ha investito in questa nuova energia sono gli Stati Uniti, e ciò è dovuto a molteplici fattori, come l’abbondanza di questa risorsa nel sottosuolo, ma soprattutto al perfezionamento della tecnica d’estrazione. Le caratteristiche delle rocce all’interno delle quali si trova intrappolato questo gas, infatti, non permettevano, fino a qualche anno fa, la sua estrazione in maniera economicamente vantaggiosa; non era possibile, infatti, estrarlo utilizzando le tecnologie applicate all’estrazione del gas convenzionale, e questo ne rendeva impossibile lo sfruttamento. L’evoluzione della tecnologia ha portato però alla messa a punto di una nuova tecnica, chiamata hydrofracking o fratturazione idraulica, la quale, attraverso l’inserimento nel sottosuolo di un liquido di estrazione, favorisce la fratturazione delle rocce facilitando così la risalita del gas attraverso i pozzi. L’utilizzo di questa tecnica e gli investimenti fatti negli Stati Uniti a favore di questa nuova energia, hanno permesso agli USA di passare nel corso di poco più di un decennio dall’essere importatori netti di gas all’esserne esportatori. Questo dato (che verrà ovviamente analizzato più nello specifico nel corso della tesi) da solo basta a far comprendere la portata economica di questa energia.
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Ai fattori economici, i quali sono ovviamente il punto centrale di questa ricerca, non si possono però non affiancare i fattori ambientali coinvolti. La tecnica della fratturazione idraulica, infatti, oltre ad aver permesso la commercializzazione dello shale gas, porta con sé molti dubbi e molte critiche a riguardo del suo impatto ambientale; questa tecnica infatti è accusata di creare inquinamento nelle falde acquifere e di aumentare il rischio sismico nei luoghi d’estrazione. A conferma di questi timori ci sono numerosi dati e numerosi rilevamenti di attività sismiche, anche importanti, nelle vicinanze dei pozzi di estrazione. Lo scopo di questa tesi, dunque, è quello di analizzare in primis il mercato mondiale del gas, per evidenziare poi la situazione americana e la sua evoluzione negli anni. In seguito si analizzeranno i costi relativi ad un pozzo di estrazione negli Stati Uniti, in modo poi da poter utilizzare tali dati al fine di ipotizzare la messa in opera di un pozzo di estrazione in suolo europeo. La domanda fondamentale che sottostà a questo elaborato è infatti la seguente: è possibile riprodurre l’esperienza americana in suolo Europeo? Si cercherà di rispondere a tale domanda attraverso un’analisi di fattibilità e profittabilità di un ipotetico pozzo in Europa, cercando però di evidenziare le differenze tra i due continenti e le caratteristiche che permettono o meno all’Europa di riprodurre il modello americano.
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Capitolo 1 : Il mercato mondiale del gas In questo capitolo si intende analizzare il mercato globale del gas naturale, senza distinzioni tra gas convenzionale e non convenzionale, in modo da quantificare la domanda e l’offerta che tale mercato presenta. Vedremo prima quali sono i produttori principali, poi analizzeremo i consumi, concentrandoci soprattutto su Stati Uniti ed Europa, per poi spostare la nostra analisi sull’evoluzione riguardante i prezzi e i possibili futuri scenari che possono svilupparsi nel medio e lungo termine. Questo capitolo intende dunque fare una panoramica sull’importanza e la grandezza del mercato mondiale del gas, fondamentale per poter poi analizzare nello specifico (nei capitoli successivi) il mercato dello shale gas.
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1.1 La produzione Nell’analizzare il mercato del gas naturale, relativamente alla produzione e ai consumi mondiali, comprenderemo tutte le tipologie di gas naturale commercializzate, indipendentemente dalla loro fonte, sia essa convenzionale o non. Nel sito della Central Intelligence Agency troviamo un documento chiamato World Factbook, il quale contiene delle stime sulla produzione mondiale di gas; nello specifico racconta che nel 2010 si sono prodotti 3401 miliardi di metri cubi di gas naturale. Sempre secondo i dati forniti dal CIA World Factbook, aggiornati al 2010, il più grande produttore mondiale di gas naturale sono gli Stati Uniti, con una produzione annuale pari a circa 611 miliardi di metri cubi, seguita dalla Russia, la quale produce annualmente circa 588,9 miliardi di metri cubi di gas. Se analizziamo le produzioni di questi due paesi nel corso della storia però, ci accorgiamo che la produzione statunitense ha superato quella russa solo nel 2009, e questo grazie alla commercializzazione dello shale gas.
Figura 1.1: Confronto produzione di gas naturale tra USA e Russia
Il sito stesso della CIA, infatti, a riguardo della produzione mondiale e regionale di gas, fornisce anche degli altri dati, ma non tutti aggiornati allo stesso anno.
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Elenchiamo quindi i dati riferiti ai 10 più grandi produttori mondiali, evidenziandone l’anno in cui sono state effettuate le stime (il numero si riferisce a miliardi di metri cubi)1: Posizione Stato
Produzione
Anno della stima
(miliardi di metri cubi) 1
Russia
653
2010
2
USA
651,3
2012
3
Unione Europea 167,1
2011
4
Canada
160,1
2011
5
Iran
146,1
2011
6
Quatar
116,7
2010
7
Cina
107,7
2010
8
Norvegia
103,1
2011
9
Arabia Saudita
99,23
2011
10
Algeria
84,61
2011
Tabella 1: produzione di gas per Stato
In questa classifica l’Italia si trova alla posizione numero 47, con una produzione stimata nel 2011 pari a 8, 364 miliardi di metri cubi. In ogni caso, il dato più importante che possiamo ricavare da questa tabella ai fini del nostro interesse in questo paragrafo è la produzione mondiale stimata all’anno 2010, pari a 3401 miliardi di metri cubi di gas. Un altro dato importante, più che la posizione in sé dei vari Stati nella classifica, è che il primato come produttori se lo contendono Russia e USA, con un ammontare prodotto sostanzialmente simile. Un'altra regione importante quando si parla di produzione di gas è sicuramente il Medio Oriente, ossia la zona che comprende Stati come l’Arabia Saudita, Pakistan, Emirati Arabi, Qatar ecc. Queste si possono definire le tre maggiori potenze mondiali nel mercato del gas, seguite poi da Unione europea, Canada, Cina e Norvegia, tutti stati la cui produzione non è assolutamente trascurabile, anche se di molto inferiore a quella delle tre potenze sopraelencate. 1
per l’elenco completo di tutti gli stati e le loro rispettive produzioni di gas si rimanda alla tabella presente nella pagina web:
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In ogni caso, come abbiamo visto, gli Stati Uniti hanno visto impennarsi la loro produzione interna in concomitanza con la commercializzazione dello shale gas; vedremo più avanti nello specifico i consumi, ma per ora basti sapere che grazie all’entrata nel mercato di tale fonte di energia, negli USA è stato raggiunto il soddisfacimento del fabbisogno interno. Facile pensare, poi, a come potrebbero cambiare gli assetti politico economici mondiali se effettivamente la Cina, già tra i primi 10 stati al mondo per produzione di gas naturale, riuscisse ad estrarre in maniera economica lo shale gas, data l’enorme quantità di riserve presenti nel suo sottosuolo.
1.1.1 Proiezioni future riguardanti la produzione di gas Nel 2001 l’agenzia EIA ha rilasciato un documento chiamato Interntional Energy Outlook 20112 che mira a delineare una prospettiva futura nel mercato del gas, nello specifico dal 2008 al 2035. In esso lo shale gas gioca un ruolo principale, in quanto viene accolto come il cardine per il futuro ampliamento e incremento delle riserve mondiali e quindi dell’offerta. Le proiezioni per i maggiori incrementi di produzione riguardano il Medio Oriente (1421 miliardi di metri cubi) e i paesi asiatici non appartenenti all’OCSE (1097 miliardi di metri cubi). In Iran e in Qatar la prospettiva dell’incremento della produzione di gas naturale è pari a 994 miliardi di metri cubi, ovvero quasi un quinto dell'incremento totale della produzione mondiale di gas prevista; una quota significativa di questo aumento dovrebbe provenire da un unico bacino offshore, chiamato North Field nel lato del Qatar e South Pars in quello iraniano. Sebbene l'entità della base di risorse di gas naturale non convenzionale nel mondo (sono stati considerati tali nel IEO2011 lo gas shale gas, il tight gas e il coalbed methane), non sia stata ancora valutata appieno, l’IEO2011 prevede un sostanziale aumento di tali forniture, soprattutto negli Stati Uniti, in Canada e in Cina. Negli Stati Uniti, come vedremo, la chiave dell’aumento nella produzione di gas naturale sono stati i progressi effettuati nell'applicazione delle tecnologie di perforazione orizzontale e di fratturazione idraulica, che hanno reso possibile lo sviluppo di vaste risorse di shale gas nel paese e han contribuito a quasi raddoppiare il totale delle risorse stimate degli Stati Uniti negli ultimi dieci anni. 2
da qui in poi lo chiameremo IEO2011
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Nel documento lo shale gas rappresenta il 47% della produzione di gas naturale degli Stati Uniti nel 2035. Sempre secondo le proiezioni future, le risorse non convenzionali sono ancora più importanti per il futuro delle forniture domestiche di gas naturale in Canada e in Cina, dove rappresenteranno rispettivamente il 51% e il 72% della produzione totale nazionale nel 2035. Per quanto riguarda l’Europa, la crescita della produzione di gas naturale per la produzione di energia elettrica è seconda come proiezioni solamente a quella riguardante le fonti rinnovabili (fotovoltaico, eolico ecc..), poiché la sua quota di produzione di energia sul totale dell’energia prodotta crescerà dal 20% al 22%.
Figura 1.2: Evoluzione nella produzione di gas naturale in Russia e in USA
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Figura 1.3: Produzione di gas naturale in Cina, Canada e Stati uniti nell’anno 2008 e proiezioni per il 2035 (trillion cubic feet)
1.2 Il consumo Dopo aver visto i principali produttori mondiali di gas, e quindi l’offerta, analizziamo la domanda, ossia il consumo. Secondo i dati forniti sempre dal World Factbook pubblicato nel sito della Central Information Agency (CIA), nel 2010 il consumo mondiale si gas è stato pari a 3294 miliardi di metri cubi. Elenchiamo i paesi maggiori consumatori di gas naturale: Posizione Stato
Consumo
Anno della stima
(miliardi di metri cubi) 1
USA
689,9
2011
2
Russia
460
2012
3
Unione Europea 459,8
2011
4
Cina
147,1
2011
5
Iran
144,6
2010
6
Giappone
112,6
2011
7
Canada
103,3
2011
8
Arabia Saudita
99,23
2011
9
UK
82,21
2011
Tabella 2: Consumo di gas naturale per Stato
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Ciò che si evince da questa tabella è che il primo consumatore mondiale sono gli Stati Uniti, mentre in seconda posizione ci sono i paesi dell’Unione Europea e la Russia, con consumi molto simili. Importanti consumi si riscontrano anche nella zona del Medio Oriente, in paesi asiatici come Cina e Giappone, e in Canada. Vediamo innanzitutto quali sono gli utilizzi principali del gas naturale. Esso viene infatti impiegato in molteplici attività, quali: -‐
uso resideziale: è utilizzato in molte abitazioni private come principale fonte di riscaldamento domestico, nella preparazione di cibo con cucine e forni a gas e nella produzione di acqua calda tramite caldaie;
-‐
produzione di energia: numerosi paesi hanno scelto il gas come combustibile fossile per la produzione di energia elettrica. Il gas infatti alimenta le centrali a turbogas, a ciclo combinato e impianti di cogenerazione;
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combustibile per autoveicoli: molto diffuso nella sua forma liquida (gasolio), ma la crescente domanda di combustibili sempre più “verdi”, meno costosi e a minore impatto ambientale sta indirizzando l’interesse del mercato verso l’utilizzo del metano come combistibile;
-‐
impieghi nel settore industriale: i settori industriali nei quali il gas viene utilizzato in processi produttivi (coem la saldatura, la combustione ecc..) sono molteplici e vanno dall’industria metallurgica a quella alimentare, dalla tessitura fino alla lavorazione del vetro, ad esempio;
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chimica: viene utilizzato come materia prima per la produzione di coloranti, medicine, materie plastiche.
I clienti serviti da questo mercato sono quindi sia pubblici che privati. Partiamo con un grafico tratto dal IEO2011, che indica la crescita mondiale nei consumi di gas naturale. Il grafico divide i consumi nei paesi appartenenti all’OCSE da quelli non appartenenti a tale organizzazione, ma per ora concentriamoci solo sul totale.
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Figura 1.4: Crescita stimata dei consumi mondiali di gas naturale dal 2008 al 2035 in trillion cubic feet
Nel 2009, la domanda mondiale di gas ha visto un calo del 4%, causato dalla recessione a livello globale; nel 2010 però, quando la recessione ha cominciato a ridursi, e la crescita economica ha visto un inizio di ripresa, la domanda si è assestata a livelli addirittura superiori ai livelli di consumo precedenti la recessione. Il gas naturale, infatti, continua ad essere preferito agli altri combustibili fossili, grazie al suo minore impatto sull’ambiente, e la stima riguardo al suo consumo vede una crescita che parte dai 3135 miliardi di metri cubi del 2008 e arriva ai 4777 miliardi di metri cubi nel 2035. Inoltre, la minore intensità di carbonio presente nel gas naturale lo rende una fonte di combustibile attraente per tutti i paesi i cui governi stanno attuando politiche per ridurre le emissioni di gas effetto serra, e il suo prezzo, inferiore a quello del petrolio in molte zone del mondo, contribuiscono a mantenerne alta la domanda. I soli settori industriale e della produzione di energia elettrica (che come abbiamo visto sono due degli utilizzi del gas naturale) rappresentano l’87% dell’aumento previsto totale del consumo.
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Le stime, infatti, prevedono che dal 2008 al 2035 il consumo di gas naturale per uso industriale crescerà con un tasso pari all’1,7% annuo, mentre i consumi nel settore dell’energia elettrica cresceranno del 2% annuo. Per quanto riguarda i paesi europei appartenenti all’OCSE, la crescita media stimata dei consumi aumenterà con un tasso pari allo 0,7%, passando dai 552 miliardi di metri cubi del 2008 ai 657 miliardi di metri cubi del 2035, e vede il settore dell’energia elettrica come principale protagonista di questa crescita.3
1.3 Il Commercio mondiale del gas Come abbiamo visto, non c’è una naturale corrispondenza tra i paesi produttori di gas naturale e i paesi consumatori; se a questo si aggiunge l’aumento atteso della domanda, il quadro che si delinea è caratterizzato da un’espansione del commercio internazionale per quanto riguarda questa risorsa energetica. Gran parte di questa espansione è dovuta ai consumi dell’Unione Europea; in Europa infatti, la produzione interna non soddisfa assolutamente la domanda, e per questo nel vecchio continente la quantità di gas naturale importato è significante. Secondo lo IEO2011 infatti, le importazioni da parte dell’Europa di gas naturale nel 2035 saranno quasi doppie rispetto al livello attuale, a fronte invece di un declino nelle importazioni da parte degli Stati Uniti (i quali addirittura passeranno dallo status di paese importatore e quello di paese esportatore) e l’Asia. Una piccola parentesi va aperta per quanto riguarda il trasporto del gas. Abbiamo parlato in precedenza dell’estrazione del gas, con varie tecniche (come quella della fratturazione idraulica e della perforazione orizzontale per quanto riguarda lo shale gas); una volta estratto, il gas viene trasportato dal pozzo al posto dove verrà poi consumato sostanzialmente in due modi: -‐
attraverso le pipeline (i gasodotti) sotterranee, costituite da tubature d’acciaio rivestite da bitumi, catrami e resine sintetiche per evitarne la corrosione; ogni 100-‐ 200 kilometri, la pressione necessaria a far muovere il gas ad una velocità di 20-‐30 km/h viene ristabilita da delle specifiche stazioni di compressione; all’interno di queste reti poi, ci sono anche delle stazioni di stoccaggio, dove il gas viene tenuto a
disposizione per situazioni di emergenza; 3 la discordanza tra i dati forniti dal CIA World Factbook e quelli forniti dal EIO2011 sono probabilmente dovuti ad una differenza nel calcolo delle variabili dei consumi (i vari settori nei quali il gas naturale viene utilizzato); abbiamo comunque deciso di trattarli entrambi in quanto forniscono in ogni modo un quadro generale per quanto riguarda la domanda in questo mercato.
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-‐
se le distanze da affrontare sono troppo lunghe o il trasporto necessita il passaggio attraverso una tratta di mare eccessiva, il gas viene liquefatto (diventando così LNG ossia liquid natural gas) e trasportato attraverso navi metaniere.
Attualmente, la percentuale di gas che viene trasportato sotto forma di gas liquefatto è attorno al 25%. La liquefazione permette infatti di ridurne il volume di circa 600 volte, e il trasporto medio che una nave metaniera può affrontare è pari a 130000 metri cubi di gas liquefatto, corrispondenti a 78 milioni di metri cubi allo stato gassoso. Il trasporto e l’utilizzo del GNL, però, implicano costi sensibilmente maggiori rispetto al trasporto tramite gasdotto; la cosiddetta catena del GNL infatti si snoda attraverso vari passaggi: in primis il gas viene trasportato dal pozzo dove è stato ricavato alla costa tramite il gasdotto, dove viene poi liquefatto e caricato sulla metaniera; una volta giunto a destinazione viene scaricato, riscaldato, riportato allo stato gassoso e immesso nel gasdotto del paese di destinazione. Tutti questi passaggi dunque, aumentano i costi per la compagnia, e potrebbero rivalersi sui prezzi finali, ma questo lo vedremo meglio in seguito.
1.3.1 Paesi importatori Dopo aver visto la produzione e il consumo mondiale di gas, cerchiamo di analizzare quali sono gli stati il cui fabbisogno di gas viene soddisfatto attraverso le importazioni. I dati relativi al 2010 e al 20114 affermano che nel mondo le importazioni di gas naturale sono pari a 1448 miliardi di metri cubi. L’unione Europea è il maggior importatore, con 420 miliardi di metri cubi di importazioni, seguita dal Giappone con 110 miliardi e gli Stati Uniti con circa 100 miliardi. Nello specifico in Europa, il paese che importa più gas è la Germania (87,57 miliardi di metri cubi) seguita dall’Italia (70,37 miliardi di metri cubi), ma le importazioni sono significative anche nel Regno Unito (53,43 miliardi di metri cubi) e in Francia (47,04 miliardi di metri cubi). Il maggior partner commerciale europeo è indubbiamente la Russia, infatti nel 2009 il 36% del gas importato in Europa proveniva proprio dal paese russo. Oltre a quello russo, il gas importato in Europa proviene principalmente dalla Norvegia (31% delle importazioni europee) e dall’Algeria (15% delle importazioni). 4
Dati relativi al CIA World Factbook
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Questi tre paesi insieme dunque contribuiscono all’82% delle importazioni. Il restante proviene per il 6% dal Qatar, il 6% da Nigeria e Libia il 2% dall’Egitto e il rimanente 4% da altri paesi.
1.3.2 Paesi esportatori Per quanto riguarda le esportazioni mondiali invece, i dati vedono la Russia come primo paese esportatore (dati relativi al 2012) con 200,1 miliardi di metri cubi di gas esportato. Seguono il Qatar (113,4 miliardi di metri cubi) e la Norvegia con 98,3 miliardi di metri cubi. Dato interessante è quello relativo agli Stati Uniti, i quali si trovano in nona posizione con “solo” 42, 67 miliardi di metri cubi di esportazioni; il dato assume ancora più valore se si pensa al fatto che fino a qualche anno fa il fabbisogno USA non veniva soddisfatto internamente, ma si faceva ricorso alle importazioni. Ora, grazie soprattutto allo sviluppo dello shale gas, il paese è passato dall’essere un importatore all’essere un esportatore, e la prospettiva riguardante le esportazioni è in continua crescita. Sempre per quanto riguarda la questione europea, un dato da evidenziare è quello che riguarda l’incidenza delle esportazioni verso l’Europa sul totale delle esportazioni per la Russia, la Norvegia (che abbiamo visto essere i principali fornitori di gas europei): -‐
per la Russia, le esportazioni di gas verso l’Unione Europea corrispondono al 70% del gas esportato
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quasi tutto il gas esportato dalla Norvegia finisce nell’Unione Europea e nel Regno Unito
Inoltre, un ultimo dato riguardante le esportazioni che ci sembrava interessante puntualizzare racconta che il 93% del gas esportato dalla Libia è diretto verso l’Italia.
1.4 I Prezzi 1.4.1 I prezzi del gas in Europa Il fattore che principalmente influenza il prezzo del gas è il costo d’importazione stabilito con i fornitori. Per l’Italia, come abbiamo visto, i fornitori principali sono Russia, Libia e Algeria. La modalità principale con la quale il gas metano viene acquistato in Italia, ma anche nel resto d’Europa, sono i contratti cosiddetti Take or pay.
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Questi contratti sono solitamente contratti a lungo termine (nell’ordine di 20 o 30 anni) e sono il contratto tipico (per quanto riguarda l’Europa) negli scambi di gas di grandi dimensioni. Essi vincolano l’acquirente all’obbligo di pagare in ogni caso una quantità minima di gas, indipendentemente dal fatto che esso venga effettivamente ritirato o no. Inoltre, è molto importante evidenziare il fatto che in questa tipologia di contratti la determinazione del prezzo del gas è indicizzata ai prezzi del petrolio. Ciò significa che se il prezzo del petrolio sale, inevitabilmente è seguito da una crescita del prezzo del gas. Questi contratti hanno dei vantaggi ma anche degli svantaggi. I vantaggi sono, ad esempio che: -‐
riducono i rischi per i fornitori, e per questo le aziende clienti possono chiedere un prezzo ridotto
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scoraggia i concorrenti ad inseguire i clienti delle aziende che comprano il gas, aumentando il rischio di ritorsioni
Esempi di svantaggi invece possono essere: -‐
la creazione di una feroce battaglia dei prezzi se i deterrenti alla concorrenza vengono meno
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la creazione di forti barriere all’entrata per nuovi operatori, e ciò può portare ad un aumento dei costi per i consumatori, e quindi ad una perdita pesante per i clienti finali
A giovare da questo tipo di contratti sono quindi indubbiamente i paesi produttori; per fare un esempio veloce, che poi cercheremo di analizzare più in profondità, si stima che in Russia il costo di estrazione del gas sia di circa 2 centesimi di euro al metro cubo, ossia un ammontare ben distante dai 30-‐35 centesimi al metro cubo pagati alla frontiera italiana, anche se si considerano i prezzi di trasporto. Bisogna puntualizzare, però, che i prezzi dei contratti Take or Pay sono coperti da segreto commerciale e quindi non sono disponibili al pubblico. I contratti Take or Pay, essendo a lungo termine, portano con sé lo svantaggio di diventare troppo onerosi nel momento in cui la situazione del mercato cambia, ad esempio con
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l’introduzione di nuove tecnologie di estrazione più economiche, o l’entrata nel mercato di nuove tipologie di gas (come lo shale gas). Il mercato del gas è infatti caratterizzato da alta volatilità, soprattutto in questi ultimi anni, e questo tipo di contratti tutelano il produttore dalle oscillazioni dei prezzi, a scapito del consumatore. Stime deduttive effettuate da esperti del settore come quelli di Nomisma Energia ci dicono che il costo del gas in Italia non è superiore al resto d’Europa, essendo i fornitori gli stessi. I costi di stoccaggio, trasporto e distribuzione, che in Italia sono regolati dall’AEEG (Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas)5 appaiono come voci fisse nella tariffa finale, e quindi vanno aggiunti al costo della materia prima. Nel caso italiano vanno poi ulteriormente aggiunti circa 30 centesimi di tasse (IVA e altre imposte statali e regionali). La tariffa finale per le utenze domestiche italiane, dunque, finisce per essere pari ad 85-‐90 centesimi di euro al metro cubo, a fronte dei 30-‐35 centesimi di euro di materia prima pagati alla frontiera ai paesi fornitori. Quello dei contratti take or pay però non è l’unico mercato del gas presente in Europa; ne esiste infatti anche un altro, non legato al prezzo del petrolio: il mercato spot. In questo tipo di mercato il prezzo del gas lo stabilisce direttamente l’incontro tra la domanda e l’offerta. In certi periodi, come è successo nei mesi scorsi a causa della contrazione nei consumi creata dalla crisi e dell’immissione nel mercato di grandi quantità di gas, il mercato spot può essere più conveniente per il consumatore del mercato tradizionale caratterizzato dai contratti take or pay; nell’esempio appena citato infatti, il prezzo del gas nel mercato spot era arrivato attorno ai 20 centesimi di euro al metro cubo, inferiore ai 30-‐35 centesimi di euro del mercato tradizionale di cui abbiamo parlato prima. Questo non significa che il mercato spot offra sempre prezzi più favorevoli, prova ne è il fatto che le fluttuazioni di mercato hanno recentemente fatto portato il prezzo del gas in questo mercato a 40 centesimi, ossia un prezzo superiore a quello negoziato a lungo termine. 5 L'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) è un'autorità formalmente indipendente che, come l'Autorità per le garanzie nelle comunicazioni, ha la funzione di favorire lo sviluppo di mercati concorrenziali nelle filiere elettriche e del gas naturale, principalmente tramite la regolazione tariffaria, dell'accesso alle reti, del funzionamento dei mercati e la tutela degli utenti finali.
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Comunque sia, per quanto concerne l’Italia, ci si sta muovendo verso una logica più di mercato per quanto riguarda il prezzo del gas: il recente governo Monti, tramite il suo decreto sulle liberalizzazioni, aveva infatti deciso che il prezzo del gas dovesse essere calcolato tenendo conto di entrambi i mercati spot e Take or Pay, essendo stati questi ultimi solitamente più onerosi dei primi. Lo stesso governo, inoltre, ha cercato di agire incoraggiando la concorrenza rispetto a situazioni quasi monopolistiche in questo mercato, ad esempio attraverso lo scorporo forzato di Snam6 da ENI7. In ogni caso, perché si crei un libero mercato in cui il prezzo sia la risultante dell’incrocio tra la domanda e l’offerta, c’è la necessità di diversificare le fonti di approvvigionamento. Quasi tutta l’Europa, infatti, è fornita dal gas tramite le pipeline che abbiamo descritto in precedenza. La scarsa presenza di rigassificatori infatti limita la possibilità concreta di un’entrata significativa nel mercato da parte del GNL (gas naturale liquido, che come abbiamo visto, per poter tornare allo stato gassoso ha bisogno di essere lavorato all’interno dei rigassificatori presenti nel paese di utilizzo finale). La creazione di nuovi rigassificatori in Italia sta incontrando molti freni da parte di vari enti, soprattutto ambientalisti, non convinti dell’effettiva non dannosità di questi progetti. La creazione di gassificatori permetterebbe un’effettiva entrata nel mercato di gas liquido proveniente da Paesi che lo esportano a prezzi minori, come ad esempio potrebbe essere l’America con il gas derivante dalle rocce d’argilla. Il costo della materia prima incide sulla bolletta finale quasi per il 50%, e quindi l’entrata di materie prime più a basso costo permetterebbe una sensibile riduzione dell’onere da pagare. Per contro, lo svantaggio sarebbe quello di un aumento della volatilità dei prezzi, non essendo questi più determinati a lungo termine.
1.4.2 I prezzi del gas negli Stati Uniti Negli Stati Uniti, invece il mercato è completamente liberalizzato, e il prezzo del gas non è condizionato dal prezzo del petrolio, non più almeno. La determinazione del prezzo è determinata dall’incontro tra la domanda e l’offerta. 6 7
SNAM è un’azienda che opera nel sistema delle infrastrutture del gas Ente Nazionale Idrocarburi
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Negli USA il mercato del gas è caratterizzato principalmente da due tipologie: il mercato fisico, ossia il prezzo pagato per le consegne effettive del gas naturale in un qualsiasi punto degli States, e il mercato finanziario, basato sui contratti future scambiati al NYMEX (New York Mercantile Exchange). Il contratto future NYMEX standard riguarda la consegna di 10 miliardi di Btu (280.000 metri cubici) di gas in un dato mese e in un dato punto dell’America, ossia l’Henry Hub. Una piccola precisazione va fatta sul perché si sia scelto proprio l’Henry Hub come punto di consegna. Henry Hub è un importante punto d’incontro di molteplici pipeline americane, di cui 4 interne agli Usa e 9 esterne, situato nella città di Erath, in Louisiana. Si è deciso di utilizzare i prezzi ai quali il gas viene venduto in quel posto come punto di riferimento per i prezzi del gas per tutta l’America.
Figura 1.5: Pipelines americane e Henry Hub
I contratti scadono dai tre ai cinque giorni prima del primo giorno del mese di consegna, in modo che i commercianti possano risolvere le loro posizioni finanziarie con gli altri operatori del mercato (se non l'hanno già fatto) oppure scegliere di andare nel mercato "reale" e di accettare la consegna fisica di gas naturale.
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Si deve notare che la maggior parte delle operazioni finanziarie per il gas naturale si svolgono effettivamente fuori borsa in mercati over-‐the-‐counter ("OTC"), ossia mercati che utilizzano contratti somiglianti a quelli future NYMEX e che soddisfano le condizioni e le caratteristiche generali di questi ultimi, ma che non sono soggetti alle norme e regolamentazioni necessarie nei mercati di scambio; sono contrattazioni personali, tra compratore e venditore. Nel mercato fisico, invece, il prezzo viene stabilito dal valore finanziario del gas in quel dato momento che abbiamo definito prima, più una costante base che cambia in base al punto di consegna. Una volta che i contratti scadono lo scambio viene eseguito attraverso mercati day-‐ahead dove i prezzi vengono stabiliti dagli operatori il giorno precedente allo scambio attraverso lo studio delle condizioni particolari di domanda e offerta di ogni località dove il gas verrà consegnato (principalmente in base alle previsioni del tempo). Vediamo dunque quali sono i driver di domanda e offerta per un mercato come quello del gas. I driver della domanda sono: -‐
il tempo (inteso proprio come condizioni metereologiche): la domanda di energia infatti aumenta nei periodi di grande freddo, nei quali ilgas viene utilizzato come combstibile per il riscaldamento, e nei periodi di grande caldo, dove l’utilizzo dei climatizzatori aumenta la domanda di energia elettrica, e dunque quella di gas;
-‐
La demografia: i movimenti demografici infatti influenzano la domanda, in quanto il numero di persone che vivono in posti molto freddi o molto caldi risulta significativo ai fini del consumo di gas;
-‐
La crescita economica: questo vale soprattutto per quanto riguarda i consumi industriali, in quanto nei periodi di crescita economica le industrie lavorano di più e dunque necessitano di maggiore energia;
-‐
I livelli di stoccaggio: alti livelli di stoccaggio infatti mantengono bassi i prezzi e quindi alta la domanda;
-‐
Il livello di esportazioni
I driver dell’offerta invece sono: -‐
la capacità delle pipeline: la capacità di trasportare il gas dai pozzi di estrazioni ai luoghi di consumo influisce sull’offerta, anche perché le pipeline hanno una portata
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massima, e quindi pongono un limite all’ammontare massimo di gas che può raggiungere il mercato; -‐
lo stoccaggio: come per la domanda, la possibilità di usufruire dei centri di stoccaggio risulta essere una fonte aggiuntiva per l’offerta in caso di necessità;
-‐
il tasso di trivellazione di gas: quando l’offerta è più bassa della domanda, il prezzo sale, e per questo il numero di trivellazioni aumenta in modo che l’offerta possa aumentare e far scendere i prezzi;
-‐
fenomeni naturali: i tornado, molto frequenti negli Stati Uniti, possono compromettere la capacità di estrazione del gas, abbassando quindi l’offerta per un dato periodo;
-‐
problemi tecnici: ad esempio nelle pipeline possono fermare il flusso di gas abbassando quindi la domanda;
-‐
importazioni: le importazioni sono una forma di offerta, e quindi influiscono sul suo totale.
1.4.3 Differenze nei prezzi tra Stati Uniti ed Europa La differenza sostanziale tra il mercato del gas negli Stati Uniti e l’Europa è dunque legata alla differente conformazione del mercato e della definizione dei prezzi; nel vecchio continente infatti, i Paesi importatori sono legati ai Paesi esportatori (Russia su tutti) dai contratti “take or pay” che abbiamo visto, e questo impedisce lo sviluppo di un libero mercato. Libero mercato che comunque per potersi sviluppare avrebbe bisogno di infrastrutture molto costose, quali i rigassificatori. Il legame con Paesi come Russia e Algeria infatti non è dovuto solo ad un fattore culturale o storico, ma soprattutto al fatto che il gas proveniente a questi stati può essere trasportato attraverso gasdotti, mentre il gas proveniente da paesi più distanti deve essere trasportato via navi sotto forma di gas liquido, per poi venire riportato allo stato gassoso una volta raggiunta l’Europa. Per importare gas da paesi oltreoceano è quindi necessario costruire una rete di infrastrutture in grado di immettere tale gas nel mercato. Questa rete di rigassificatori in Europa è ancora poco sviluppata (in Itala i gassificatori funzionanti sono 2, uno a Panigaglia, comune nella provincia di La Spezia e uno off-‐shore a Rovigo, i quali insieme soddisfano il 12% della domanda nazionale), anche se numerosi
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progetti sono in via di sviluppo in tutta Europa, spesso però rallentati o bloccati dalle proteste dei gruppi locali, intimoriti da una possibile minaccia di inquinamento eccessivo del territorio. In ogni caso queste differenze hanno portato i due mercati, quello Americano e quello Europeo, ad avere differenze sostanziali per quanto riguarda i prezzi della materia prima. Il gas in Europa, infatti, costa 5-‐6 volte di più che negli Stati Uniti. C’è da dire però, che i prezzi così bassi presenti nel mercato americano, sono il risultato dell’improvvisa abbondanza nell’offerta che gli Stati Uniti hanno riscontrato negli ultimi anni grazie allo shale gas. L’evolversi delle esportazioni provenienti dagli Stati Uniti potrebbe portare con sé un aumento dei prezzi interni, in ogni caso ben distanti dai prezzi europei. Cercheremo comunque più avanti di fare una stima di quel che potrebbe succedere al mercato del gas nei prossimi anni.
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Capitolo 2 : Shale gas Questo capitolo mira a focalizzare l’attenzione su un particolare tipo di energia, lo shale gas, o gas da argilla. Negli ultimi anni lo shale gas è stato il protagonista degli scenari energetici mondiali, principalmente negli Stati Uniti, dove centinaia di pozzi sono stati trivellati alla ricerca di questa nuova fonte di ricchezza e di energia. In questo capitolo spiegheremo in cosa consiste lo shale gas, ne racconteremo la sua storia, le tecniche e le tecnologie di estrazione e i risvolti ambientali che porta con sé. In ultima analizzeremo la presenza di tale gas nel mondo, e come potrebbero cambiare gli assetti geopolitici mondiali nel caso si investa in tal senso.
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2.1 Cos’è lo shale gas? 2.1.1 Gas convenzionale e gas non convenzionale Le energie sono molteplici, rinnovabili e non, pulite e non; il gas è la terza fonte energetica per consumi mondiale, e la sua quota di consumo è pari al 21%. Inoltre il consumo mondiale di gas naturale dal 2007 al 2035 è previsto in crescita dell’1,4%8 annuo, mentre l’OCSE9 prevede che la domanda globale di gas crescerà del 2,7% annuo tra il 2012 e il 2017. La Russia, con ben 10 tra i primi 20 giacimenti mondiali di gas in ordine di grandezza, è lo stato con le maggiori riserve mondiali di gas naturale. Posto
Paesi
Riserve dimostrate (metri cubi)
1
Russia
44,800,000,000,000
2
Iran
29,610,000,000,000
3
Quatar
25,370,000,000,000
Tabella 3: Fonte Cia World Factbook
Se si parla di produzione annua, invece, i dati vedono gli Stati Uniti e la Russia rispettivamente al primo e secondo posto, staccati dagli altri produttori, come il Canada, l’Iran e il Quatar. Posto
Paese
1
Stati Uniti
2
Russia
Produzione (metri cubi)
611,000,000,000 588,900,000,000
152,300,000,000
138,500,000,000
3
Canada
4
Iran
Tabella 4: fonte CIA World Factbook
Gli Stati uniti, però, pur essendo i primi produttori mondiali di gas, non soddisfano il proprio fabbisogno, che ammonta a 683,300,000,000 metri cubi. Il gas metano (come viene comunemente definito, anche se bisogna specificare che la sua composizione vede al suo interno la presenza sia di metano che di altri gas), in natura, lo si trova assieme al petrolio e al carbone, allo stato fossile, o, come abbiamo visto, da solo in 8 9
Dati relativi ad una ricerca svolta da assofinance nel 2010. Per confronti: www.assofinance.eu OCSE: Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico, è un’organizzazione internazionale di studi economici.
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giacimenti di gas naturale e viene prodotto dalla decomposizione anaerobica di materiale organico. Quando si parla di gas non convenzionali, invece, bisogna prima di tutto definire il concetto stesso di “non convenzionale”, in quanto tale accezione ha conosciuto diversi significati nel corso della storia. A metà anni settanta, la distinzione si basava sull’economicità, e in tal senso venivano definiti come “non convenzionali” le risorse di gas non o poco convenienti; alla fine degli anni settanta, il governo degli Stati Uniti varò due atti, il Natural Gas Policy del 1978 e il Crude Oil Windfall Profits Tax del 1980, volti ad incoraggiare la conservazione dell’energia da parte delle imprese e la produzione di risorse energetiche alternative, tra le quali il gas non convenzionale, attraverso degli incentivi fiscali; questi contribuirono alla diffusione del termine “non convenzionale”. Ultimamente, la distinzione tra “convenzionale” e “non convenzionale” ha cominciato a basarsi più su aspetti geologici, intendendo come convenzionali le risorse di gas i cui depositi sono guidati dalla spinta di galleggiamento, e come non convenzionali i depositi che non sono guidati da tale spinta.10 Dunque, vediamo nel dettaglio quali depositi di gas vengono definiti “non convenzionali” secondo quest’ultima distinzione: -‐
gas naturale in carbone, (Coal Bed Methane, CBM)
-‐
gas da arenarie compatte (tight gas)
-‐
gas biogenico naturale nei serbatoi convenzionali
-‐
idrati di gas naturale (idrati di metano)
-‐
gas naturale nei rifiuti solidi urbani (gas biogenico)
-‐
gas naturale negli acquiferi geopressurizzati
-‐
gas naturale in rocce metamorfiche e ignee con sistemi di fratture naturali
-‐
gas naturale in formazioni carbonatiche e clastiche profonde
-‐
gas da argille (shale gas)
Di tutti questi bacini di gas, sono 4 le tipologie che attualmente sono in fase di esplorazione per fini di produzione industriale: il gas naturale in carbone, il gas da argille, il gas da arenarie compatte e gli idrati di metano.11 Law and Curtis, 2002 http://www.treccani.it/export/sites/default/Portale/sito/altre_aree/Tecnologia_e_Scienze_applicate/enciclopedia/italiano_v ol_3/057-‐084_ita.pdf 10 11
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Questa tesi intende focalizzare l’attenzione su una di queste tipologie: lo shale gas. La tipologia di roccia in cui il gas è contenuto e le tecniche di produzione per ricavarlo sono le discriminanti principali tra un giacimento convenzionale e uno “shale”. Le rocce che costituiscono il giacimento di gas convenzionale sono porose e permeabili. Il gas intrappolato al loro interno si è inizialmente generato in rocce ricche di materia organica, per poi migrare all’interno delle rocce in cui ora si trova, che come abbiamo detto sono facilmente permeabili e porose. Lo shale gas invece non subisce questa migrazione, ma rimane “intrappolato” nella stessa roccia in cui si è originato, ossia argille, che, come quelle appena descritte, sono porose e quindi ricche di gas, ma poco permeabili. Come abbiamo visto i depositi di shale gas, in quanto non convenzionali, non sono caratterizzati dalla spinta di galleggiamento, e ciò implica che una volta perforate, il gas contenuto in queste rocce non sale in superficie, a differenza del gas convenzionale. Un’ulteriore differenza tra un giacimento shale e uno tradizionale sta nelle dimensioni degli stessi: un giacimento di gas da argille può svilupparsi anche per centinaia di chilometri, a differenza di uno convenzionale che, per quanto vasto, non arriva ad avere dimensioni così grandi. Anche la quantità di gas estratto nel tempo differenzia le due tipologie di giacimento: la produzione di shale gas, infatti, vede inizialmente un picco, seguito da una decrescita rapida, ma ha una durata nel tempo più lunga se confrontato con i giacimenti tradizionali, i quali assicurano un’estrazione più costante ma meno longeva. Inoltre, la produttività dello shale gas è inferiore rispetto al gas convenzionale. La percentuale di gas intrappolato nelle rocce d’argilla che si riesce ad estrarre è intorno al 30%, mentre in un giacimento tradizionale è intorno al 70% del gas intrappolato. La produttività così scarsamente elevata giustifica quindi l’alto numero di pozzi di perforazione.12
2.1.2 Gas da argille o shale gas Come abbiamo detto, negli ultimi anni, si è cominciato, soprattutto negli Stati Uniti, a ricavare gas naturale da giacimenti non convenzionali di rocce d’argilla, i quali attraverso la decomposizione anaerobica di materia organica contenuta in argille, sviluppano gas. 12 ENISCUOLA.NET , “Shale Gas”. Per ulteriori approfondimenti si rimanda allo studio effettuato nel 2011 dalla IEA (International Energy Agency) dal titolo “Are we entering a Golden Age for Gas?”
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L’argilla, però, è scarsamente permeabile, per cui, a differenza dei giacimenti tradizionali, i giacimenti di shale gas hanno bisogno di essere trattati artificialmente in modo da aumentarne la permeabilità nei pressi dei pozzi di produzione. Vediamo ora come si forma il gas all’interno dei bacini. Innanzitutto, bisogna specificare che il gas naturale è una miscela di idrocarburi gassosi, che si produce attraverso la decomposizione anaerobica di materiale organico. All’interno del gas naturale si trova come componente principale il metano (CH4), il quale è il più semplice e il più leggero tra gli idrocarburi; esso è un gas insapore, inodore e incolore, più leggero dell’aria (la sua densità in condizioni standard è infatti di 0,6796 kg/m3) e non tossico. Per concentrazioni in aria tra il 5 e il 15% in volume diventa esplosivo ed infiammabile, e si auto accende ad una temperatura superiore ai 500°C. Oltre al metano, altri idrocarburi più pesanti possono trovarsi all’interno del gas naturale, come etano, propano, butano , pentano e azoto. Possono esserci inoltre dei contaminanti che devono essere rimossi prima che esso possa essere utilizzabile, come il solfuro di idrogeno e il mercurio. Esiste una normativa che stabilisce le percentuali dei vari gas contenuti al suo interno affinché esso possa essere commercializzabile, e la media italiana per quanto riguarda il gas naturale commercializzato è: -‐
99,5 % di metano
-‐
0,1 % di etano
-‐
0,4% ca. di azoto
Come per il petrolio, il gas naturale è un combustibile di origine fossile, ottenuto tramite la lenta decomposizione di sostanze di origine animale. I depositi di idrocarburi si originano, infatti, attraverso la trasformazione delle sostanze organiche animali e vegetali raccolte in sedimenti chiamati rocce madri. La morte di microrganismi che milioni di anni fa vivevano sulla superficie marina ha fatto si che, dopo la loro morte, essi si accumulassero sul fondo marino e progressivamente ricoperti da vari sedimenti (come sabbia, terriccio ecc..) i quali hanno permesso di isolarli dall’esterno.
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Questo ambiente si rivelò dunque ideale (in quanto privo di aria e luce) perché i batteri trasformassero i resti degli organismi in idrocarburi, dando origine al petrolio e al gas naturale. In seguito gli idrocarburi, sottoposti a varie forze naturali, migrarono dalla roccia madre verso altri strati, riempendo gli spazi vuoti fintanto che le rocce attraverso le quali si distribuirono risultarono essere rocce porose (come sabbie e arenarie); nel momento in cui incontrarono strati non porosi e dunque impermeabili, la loro migrazione si fermò, dando così origine alle rocce serbatoio. La composizione chimica del gas, diversa da zona a zona di estrazione, influenza significativamente le proprietà del gas naturale, come ad esempio il suo potere calorifico.13
2.2 Storia dello shale gas In questo paragrafo racconteremo la storia dello shale gas, partendo dalle prime imprese che con coraggio e spirito d’innovazione hanno investito in questa fonte energetica, fino ad arrivare al panorama attuale che gravita attorno a questo gas. L’inizio della produzione di gas da argille risale al 1821, in un paese degli Stati uniti vicino alla città di Fredonia, nello stato di New York. “Peebles (1980) ha affermato che: “l’accensione accidentale da parte di alcuni ragazzini di una infiltrazione di gas naturale al vicino torrente Canadaway fece comprendere agli abitanti del posto il potenziale valore di questa ‘sorgente di fuoco’. Venne perforato un pozzo profondo 27 piedi (8 metri) e tramite dei piccoli tronchi cavi il gas venne convogliato per l’illuminazione a diverse abitazioni situate nelle vicinanze. Queste primitive tubature costituite da tronchi vennero in seguito sostituite da tubature di piombo di ¾ di pollice (1,9 cm) costruite da William Hart, l’armaiolo locale. Quest’ultimo fece scorrere il gas per circa 25 piedi (7,5 m) in un recipiente rovesciato pieno d’acqua, chiamato “gasometro”, e da lì con una tubatura fino all’Abel House, una locanda del posto, dove il gas venne utilizzato per l’illuminazione.” Un giornale locale, il Fredonia Censor, nel dicembre del 1825 riportava: “Ieri sera abbiamo assistito a 66 belle luci a gas che bruciavano e 150 luci potevano essere rifornite da questo gasometro. Ora c’è gas a sufficienza per rifornirne un altro (gasometro) altrettanto grande.”
13
MERCATO DEL GAS NATURALE, V.Mazzaferri, 2012
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Cominciarono così ad essere valorizzati, seppur ancora a livello locale, questi bacini argillosi presenti nella zona orientale del Nord America ed il gas contenuto in essi; questo fenomeno andò avanti per tutto il 1800 e continuò anche nel 1900. Nella parte est del Kentucky, era presente quello che nel 1935 verrà definito come “il più vasto accumulo di gas negli Stati Uniti”, il quale nel 1921 venne perforato nella Ohio Shale, raggiungendo così una produzione di gas pari a 2,8 ⋅ 104 m3 al giorno. Gli studi e le ricerche su questo nuovo gas si svilupparono ed intensificarono soprattutto a partire dalla metà degli anni Settanta, fino agli anni Novanta, anche grazie a delle politiche adottate dal governo americano atte a sponsorizzarne la ricerca e lo sviluppo. Fu così che l’industria del gas da argille vide un’espansione nella Antrim Shale del Michigan Basin (nello stato del Michigan), sito che divenne economicamente produttivo alla fine degli anni Ottanta. In seguito, negli anni Novanta, la Lewis Shale nel San Juan Basin (Wyoming) e la Mississipi Barnett Shale nel Fort Worth Basin in Texas si svilupparono commercialmente, aumentando il numero di pozzi di shale gas presenti negli Stati Uniti. La stessa Barnett Shale divenne uno dei giacimenti più produttivi e prolifici d’America; si stima che la sua produzione attuale sia di circa 3,5 ⋅ 107 m3 al giorno con più di 3700 pozzi produttivi. Dal 1981 la produzione totale di gas del giacimento viene stimata in 4,0 ⋅ 1010 m3, e dei dati relativi al 2004 evidenziano come solamente in quell’anno la Barnett Shale abbia prodotto più di 1,0 ⋅ 1010 m3 di gas.14 L'avvento della produzione di gas di scisto su larga scala, infatti, non si è verificato fino a quando la Mitchell Energy Development Corporation fece degli esperimenti nel corso degli anni 1980 e 1990 per rendere la produzione di gas di scisto in profondità una realtà commerciale nel bacino Barnett Shale in Texas. Mentre il successo di Mitchell Energia e dello Sviluppo diventava evidente, altre società cominciarono ad interessarsi a questo bacino, fino al punto che, nel 2005, il Barnett Shale da solo stava producendo quasi mezzo trilione di metri cubi all'anno di gas naturale. Quando i produttori di gas naturale hanno cominciato ad apprendere la capacità di produrre gas naturale nel Barnett Shale in modo profittabile, e la conferma di questa capacità è stata fornita dai risultati del Fayetteville Shale in Nord Arkansas, hanno cominciato a perseguire altre formazioni di scisti, tra cui il Haynesville, Marcello, Woodford , Aquila Ford e altri scisti. 14
Treccani, “Enciclopedia degli Idrocarburi”, volume III
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2.3 Tecniche per l’estrazione di gas naturale convenzionale Il gas naturale tradizionale viene quasi sempre estratto dagli stessi giacimenti dai quali si estrae il petrolio. Sia il petrolio che il gas naturale, infatti, si creano attraverso la trasformazione delle sostanze organiche che si sono depositate sul fondale di antichi laghi e mari (chiamati bacini sedimentari). Non si può quindi scindere la ricerca del gas naturale da quella del petrolio, in quanto l’attività di ricerca degli idrocarburi è unica, e solo dopo aver perforato dei pozzi esplorativi si può certificare la presenza di petrolio e/o gas. Se il gas si trova disciolto nel petrolio o forma lo stato di copertura del deposito stesso, allora si parla di “gas associato”, mentre se la natura del giacimento è quasi interamente gassosa (come ad esempio i giacimenti dell’Olanda o del Mare del Nord) si parla di “gas non associato”. Le prime attività quindi consistono nella ricerca di idrocarburi, e nell’individuazione di una potenziale riserva di essi. Quando tali attività terminano, si procede con la perforazione di un pozzo esplorativo. La tecnica maggiormente utilizzata a tal fine è la cosiddetta “tecnica a rotazione”: una torre alta circa 50 metri, chiamata derrick, sostiene una serie di aste d’acciaio (le quali possono essere aggiunte per avvitamento, in base alla profondità del pozzo, e possono raggiungere addirittura i 6-‐7 km di lunghezza) alle cui estremità è agganciato uno scalpello. Lo scalpello viene lubrificato e raffreddato al suo interno dai fanghi di perforazione, i quali oltre a consolidare le pareti del pozzo stesso, fanno emergere in superficie i detriti prodotti dalla perforazione della roccia. Mentre si perfora, il pozzo viene rivestito da tubi metallici, chiamati casing, e una volta raggiunta la profondità che ci si era prefissati, questi casing vengono avvitati tra loro e cementati alle pareti. Arrivati a questo stadio, si è giunti al momento in cui bisogna accertare l’effettiva mineralizzazione del giacimento (e quindi la presenza di idrocarburi) o meno. Se il giacimento risulta mineralizzato, bisogna poi accertarsi del fatto che la quantità di idrocarburi presente sia commercialmente sfruttabile; in caso contrario il pozzo viene detto sterile, e quindi la ricerca si ferma qui. In questo caso il pozzo sterile viene sigillato secondo le leggi sui criteri di sicurezza e sulla tutela ambientale previste.
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Gli impianti che operano sulla terraferma sono chiamati on-‐shore, mentre quelli che operano in mare sono chiamati off-‐shore.15 Se, invece, viene certificata la presenza di gas tradizionale in un giacimento in quantità adatta all’economicità dell’operazione, la sua estrazione risulta piuttosto facile, in quanto nella maggior parte dei casi il gas è intrappolato congiuntamente al petrolio sotto uno strato di roccia. Il gas dunque, grazie alla “spinta di galleggiamento” di cui abbiamo parlato prima, e alle forti pressioni cui è soggetto, sale verso l’alto non appena finiscono le trivellazioni. Tutto quello che resta da fare non è altro che incanalarlo all’interno di tubature che provvederanno al suo indirizzamento verso i centri di stoccaggio o verso le destinazioni finali. Va specificato che i centri di stoccaggio di cui sopra sono dei giacimenti naturali esauriti, dove in passato vi era la presenza di gas naturale e che ora vengono utilizzati per immagazzinarci quello “nuovo”.
Figura 2.1: Esempio pozzo on-‐shore
15
http://www.petrolioegas.it/per-‐conoscere/perforazione/
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2.3.1 Tecniche per l’estrazione di gas non convenzionale: tecnica dell’hydrofracking Abbiamo visto la principale tecnica utilizzata per l’estrazione di gas convenzionale, la tecnica a rotazione. Tale tecnica non è attuabile quando si parla di gas non convenzionale, in quanto, come abbiamo visto, esso si trova intrappolato all’interno di rocce compatte e poco permeabili, e non fuoriesce grazie alla spinta di galleggiamento. Fino a qualche anno fa, il gas non convenzionale era difficile da sfruttare in quanto la sua estrazione era altamente costosa e tecnologicamente complicata. Analizzeremo in seguito le nuove tecniche estrattive per quanto riguarda lo shale gas. Come abbiamo detto, lo shale gas si trova intrappolato all’interno delle rocce d’argilla, dunque per estrarlo occorre “stimolare” la roccia e permettere la sua migrazione verso la superficie del pozzo. Le principali tecniche utilizzate per permettere ciò sono la perforazione orizzontale (HDD – horizontal directional drilling) e la fratturazione idraulica (hydrofracking). La fratturazione idraulica o hydrofracking consiste nell’inserimento all’interno di un giacimento (nel nostro caso all’interno delle rocce d’argilla) di un fluido ad alta pressione, in modo che le microfratture che si creano si connettano con quelle preesistenti costruendo così una “via di fuga” per il gas verso la superficie. Il fluido utilizzato contiene granelli di sabbia o di ceramica, oltre ovviamente all’acqua, che ne è la componente principale, allo scopo di evitare che le fratture create si richiudano. Le fratture idrauliche artificiali, infatti, vengono create pompando tale fluido all’interno della roccia; una volta aperte tali fratture, vi si introduce sabbia, ghiaia o granuli di ceramica in modo da riempirle con materiale permeabile, cosicché non si richiudano una volta che l’acqua viene meno, e consentano al gas di propagarsi al loro interno. Le schegge di roccia e i detriti prodotti dalla trivellazione possono infiltrarsi nei pori e nelle crepe delle pareti del pozzo, diminuendone così la permeabilità; la fratturazione idraulica consente di ristabilire un flusso adeguato di estrazione di gas dal pozzo.
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Questo è il motivo per cui nella maggior parte dei pozzi di gas naturale (circa il 90%) trivellati in rocce scarsamente permeabili negli Stati Uniti si utilizza la fratturazione idraulica allo scopo di produrre gas ad un prezzo competitivo. Prima, generalizzando, abbiamo detto che il fluido che viene iniettato è composto da acqua e sabbia e/o ceramica, ma ciò non è del tutto esatto. Vediamo nello specifico la sua composizione. Il fluido può essere composto da acqua, gel, schiuma o gas compressi come azoto, diossido di carbonio o semplice aria. Anche il materiale solido che viene iniettato per mantenere le fratture aperte e permeabili può essere formato da vari materiali, come sabbia, sabbia con rivestimenti in resina, o piccole sfere di ceramica che vengono progettate in base al tipo di permeabilità che si vuole ottenere e alla pressione a cui il materiale sarà soggetto; in qualche caso, le sabbie utilizzate contengono dei traccianti radioattivi naturali, in modo da poter successivamente monitorare e seguire le fratture create. Il liquido fessurante è fatto per l' 80,5% di acqua, il 19% di "proppant"(principalmente sabbie) e il 0,5% di additivi chimici, utilizzati per inibire la crescita batterica, ridurre la frizione ed aumentare la viscosità. Esistono degli strumenti per rilevare l’orientamento e la dimensione delle fratture create; durante il pompaggio del liquido, infatti, installando vari geofoni (dei sensori utilizzati in geologia caratterizzati da una specie di microfono capace di captare frequenze anche di pochi Hertz, permettendo così di cogliere movimenti del suolo o onde sismiche) nei pozzi adiacenti, si può mantenere monitorato l’andamento sismico delle fratture.
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Figura 2.2: Esempio di fratturazione idraulica
2.3.2 Tecniche per l’estrazione di gas non convenzionale: perforazione orizzontale La maggior parte dei pozzi (d’acqua, di petrolio, di gas naturale) ha un andamento verticale, dalla superficie terrestre direttamente verso il centro del globo. Perforare con un’angolazione diversa da quella verticale permette però di ottenere informazioni e raggiungere obiettivi altrimenti impossibili; ciò richiede però ovviamente un’abilità e una capacità particolare, ed è qui che subentra la perforazione orizzontale. Quando fratturazione idraulica e perforazione orizzontale si combinano, giacimenti che prima (tramite la sola perforazione verticale) non risultavano produttivi, possono diventare magnifici produttori di petrolio o gas. Questo è ciò che è successo ad esempio nell’impianto Marcellus Shale in Pennsylvania, un esempio che tratteremo largamente più avanti.
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Inoltre la perforazione orizzontale può essere utile per raggiungere obiettivi giacenti in terre adiacenti a quella in cui si trova la bocca del pozzo, per aumentarne la cosiddetta “pay zone” ossia la zona dalla quale è possibile estrarre il materiale desiderato, costruire pozzi di soccorso o scavare al di sotto di terre nelle quali altrimenti sarebbe stato impossibile o vietato farlo, come ad esempio città o parchi naturali. Ciò non significa che la perforazione verticale sia inutile; essa, essendo meno costosa, è altamente efficace quando la roccia che si intende perforare è caratterizzata da un’alta permeabilità. All’interno di tali rocce, infatti, i fluidi scorrono molto velocemente ed efficacemente anche all’interno di pozzi di grande lunghezza. Quando però la roccia che si intende perforare è caratterizzata da bassa permeabilità, i fluidi al suo interno non si muovono così facilmente e velocemente e fanno fatica a raggiungere il canale del pozzo; la perforazione orizzontale dunque può ovviare a questo problema portando il canale del pozzo più vicino alla fonte del fluido. Per quanto riguarda lo shale gas dunque, la perforazione orizzontale ha giocato e gioca tuttora un ruolo molto importante, poichè, come già abbiamo detto, l’argilla è caratterizzata da una bassa permeabilità; prendendo l’esempio del Nord America, la sfida per le aziende intenzionate a perforare i bacini di shale gas non era infatti quella di trovare le riserve in sé, quanto quella di recuperare il gas all’interno dei piccolissimi pori delle rocce argillose. Vediamo ora brevemente come funziona la perforazione orizzontale. Inizialmente, la perforazione orizzontale corrisponde a quella verticale, infatti dalla bocca del pozzo si perfora perpendicolarmente alla superficie fintanto che la punta di perforazione non si trova a qualche centinaia di metri dalla roccia obiettivo. A quel punto il tubo viene tirato fuori dal pozzo e un motore idraulico viene collegato tra la punta e l’asta di perforazione. Il motore idraulico è alimentato da un flusso di fango di perforazione lungo la tubatura; esso può far ruotare la punta perforante senza per questo far ruotare anche l’asta, e ciò permette alla perforazione di cambiare angolatura, passando gradualmente da verticale ad orizzontale.
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Figura 2.3: Perforazione orizzontale
Le compagnie di perforazione dunque combinano queste due tecniche utilizzando prima la perforazione orizzontale per creare ed indirizzare il pozzo, e poi l’hydrofracking per aumentare artificialmente la permeabilità della roccia. La perforazione orizzontale è però molto costosa; combinandola con la fratturazione idraulica il pozzo può costare fino a tre volte di più per foot (1 foot = 30,48 cm) rispetto a quello che sarebbe costato se perforato veritcalmente. Tale costo viene recuperato dall’aumento della resa e della produzione del pozzo stesso.
2.4 Ripercussioni ambientali possibili Come abbiamo visto, lo shale gas è una valida alternativa nel campo delle energie, soprattutto sotto l’aspetto economico. Tuttavia sono state mosse varie critiche sul suo utilizzo, le quali mirano non tanto a screditare il gas d’argilla come effettiva fonte di energia alternativa, né tanto meno la sua efficacia o la sua efficienza economica, quanto a dubitare dei rischi per l’ambiente che la tecnica della fratturazione idraulica e della perforazione orizzontale portano con sé.
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Tali critiche si muovono principalmente verso due direzioni: -‐
l’inquinamento delle falde acquifere
-‐
il rischio sismico che la tecnica dell’hydrofracking porta con sé
Analizzeremo in seguito nel dettaglio entrambi i rischi contestati a tale tecnica di estrazione
2.4.1 L’inquinamento delle falde acquifere Come abbiamo detto, le tecniche di perforazione utilizzate nei pozzi di sahle gas sono la perforazione orizzontale e la fratturazione idraulica. Queste due tecniche hanno destato delle preoccupazioni dal punto di vista ambientale nei geologi e nei chimici che si sono interessati all’argomento. Uno dei rischi principali nell’utilizzo di queste tecnologie è l’inquinamento delle falde acquifere. A tale riguardo, uno studio molto interessante è stato condotto da alcuni ricercatori della Duke University. Argomento dello studio sono stati 60 pozzi di acqua potabile collocati nella regione Nordorientale della Pennsylvania, in corrispondenza della formazione rocciosa Marcellus Shale, e nella parte settentrionale dello stato di New York, anch’essa zona di trivellazione. Lo scopo era ricavare dei campioni di tali pozzi e compararli con campioni provenienti da pozzi collocati in zone distanti dalle trivellazioni, per vederne le differenze. Il risultato di tale ricerca è stato che la concentrazione media e massima di metano contenuta nelle falde acquifere cresce in base alla prossimità di tali falde alle zone di estrazione di gas. Sebbene il metano disciolto nell’acqua potabile non sia, ora come ora, classificato come un rischio per la salute nel caso di ingestione, lo studio ricorda come esso sia un asfissiante se presente in posti chiusi, e crei un pericolo di esplosione e/o incendio se la sua concentrazione è alta. La ricerca, inoltre, sottolinea come non sia stata trovata alcuna evidenza di contaminazione nei campioni di acqua potabile con i fluidi di fratturazione, e chiude dicendo che probabilmente c’è la necessità di una regolamentazione più specifica a riguardo e una maggiore gestione e amministrazione di dati su tale argomento per assicurare un futuro eco-‐ sostenibile all’estrazione dello shale gas e migliorare la fiducia del pubblico riguardante la sua estrazione.
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2.4.2 Rischio sismico Le tecniche di estrazione del gas portano con sé un interrogativo sul come utilizzare le acque di scarico provenienti dalle perforazioni. Secondo i dati forniti da Chesapeake Energy16 un’iniziale operazione di perforazione può utilizzare una quantità di fluido di perforazione tra i 60000 e i 600000 US gallons (1 US gallon= 3,785 litri), mentre se si considera l’intero periodo di vita di un pozzo medio, la quantità necessaria può arrivare fino a 5 milioni di galloni d’acqua. L’acqua, come descritto precedentemente, viene pompata all’interno delle tubature con lo scopo di creare delle fratture artificiali che si intersechino con quelle naturali. Una volta create queste crepe, il liquido viene ripompato in superficie insieme al petrolio e al gas estratti dalle rocce. Quest’acqua è però contaminata, ovviamente non potabile, ma nemmeno riutilizzabile, se non attraverso un processo di “pulizia”, e quindi in genere viene ripompata al di sotto della superficie terrestre nei vuoti lasciati da bacini precedentemente svuotati, ovviamente al di sotto della falda acquifera. Questa tecnica è oggetto di critiche da parte di molte associazioni ambientaliste, in quanto nelle zone dove le acque di scarico vengono iniettate nel sottosuolo, la frequenza di sismi e microsismi si è innalzata. Per spiegare come questo possa succedere, Cliff Frohlich, ricercatore presso l’Institute of Geophysics dell’Università del Texas, ad Austin, paragona questo modello ad un tavolo da air-‐ hockey, il famoso gioco nel quale il disco da hockey viene sostenuto da centinaia di spruzzi d’aria che riducono il suo attrito, permettendogli di “scivolare” sul tavolo. Se togliamo l’aria, il disco non si muove se non viene spinto o toccato, in quanto la resistenza creata dall’attrito glielo impedisce, mentre nel momento in cui accendiamo l’aria il disco comincia a scivolare. Il concetto nel nostro caso è uguale, in quanto le faglie funzionano allo stesso modo: se si pompa acqua tra le faglie queste cominceranno a scivolare l’una sull’altra, proprio come il disco da hockey, creando quindi dei movimenti sismici.
16 Chesapeake Energy è una compagnia di estrazione di petrolio e gas situata in Oklahoma City, nonché la seconda compagnia americana in temrini di produzione di gas naturale
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Esempi di terremoti nelle vicinanze di impianti di smaltimento delle acque di scarico ce ne sono molti; uno recente è il terremoto di magnitudo 4.8 che ha colpito nell’ottobre del 2011 la zona vicina al Eagle Ford Shale Play, nel sud del Texas, sede di più di 550 pozzi di gas. Ma il Texas non è l’unico stato degli Stati Uniti colpito da terremoti collegabili alla presenza di impianti di smaltimento delle acque di scarico: nei primi giorni del 2012 ad esempio, in Ohio si è registrato un terremoto di magnitudo 4.0, vicino alla cittadina di Youngstown; in Ohio vengono smaltite la maggior parte delle acque di scarico degli impianti di estrazione di shale gas della Pennsylvania. Ciò ha portato il governo dell’Ohio a sospendere l’iniezione di fluido nel sottosuolo, ma una regolamentazione precisa a riguardo non è ancora stata fatta. Le forze in gioco sono molte in quanto le compagnie di estrazione finanziano lo stato per potervi smaltire i fluidi, dunque il rapporto tra il rispetto ambientale, il risvolto economico implicato e la politica è molto stretto e di non facile analisi. Inoltre bisogna ricordare che l’utilizzo massiccio della tecnica dell’hydrofracking si è sviluppato in tempi relativamente recenti, quindi una regolamentazione specifica non è ancora stata messa in atto, anche per mancanza di dati esaustivi a riguardo.
2.4.3 Altri rischi correlati allo shale gas Le due critiche mosse allo shale gas appena analizzate, risultano essere le principali, ma, ad onor del vero, non sono le uniche. La composizione degli additivi aggiunti nel fluido di perforazione è, per legge, segreta, per lo meno negli USA, ma certamente contengono composti tossici e cancerogeni. Più che una critica è un dubbio, l’ipotesi sostenuta dal sito greenstyle.it, dove si sostiene che il fluido pompato nelle fratture della roccia di cui prima abbiamo parlato sia costituito dal 99,5% di acqua e sabbia, ma nel restante 0,5% da un mix di sostanze quali:
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acido idrocloridrico
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acido muriatico
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glutaraldehyde
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persolfato di ammonio
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N, N-‐dimetil formaldeide
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Distillato di petrolio
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Etildrossietilcellulosa
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Acido citrico
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Cloruro di potassio
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Carbonato di sodio o potassio
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Glicoletilene
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Isopropanolo.
Tra queste sostanze, alcune sono ovviamente innocue, mentre altre sono estremamente pericolose. Se a ciò si somma il rischio di contaminazione delle falde acquifere, ecco che nasce il pericolo per la salute pubblica. Inoltre, vengono mosse delle critiche all’usanza che si ha negli Stati Uniti di inserire una barretta di materiale radioattivo all’interno del pozzo con lo scopo di tracciare le fratture nella roccia e determinare se sono sufficienti per permettere la fuoriuscita del gas. Inoltre, c’è da considerare l’impatto sul clima dello shale gas. Il gas metano stesso che fuoriesce è di per sé un possibile problema, in quanto è un gas che possiede un potenziale di global warming decine di volte superiore alla CO2. C’è poi un altro problema, che accomuna sia il gas convenzionale che quello non convenzionale, e deriva dalla pratica di evitare le esplosioni di un pozzo che potrebbero essere causate dal gas fuoriuscito in eccesso. Questa tecnica viene chiamata flaring, ed è caratterizzata dal fatto che il gas viene bruciato, direttamente in atmosfera, senza l’uso di particolari filtri, ma anzi a canna libera. Reuters riporta i dati della Banca Mondiale, secondo i quali le emissioni collegabili alla pratica del flaring sono cresciute dal 2010 al 2011 del 4,5%. Non è da sottovalutare infine, il fatto che i milioni di galloni d’acqua necessaria per fratturare il sottosuolo vengono ricavati dalle falde acquifere, sottraendoli dunque ai privati cittadini; fintanto che le riserve d’acqua abbondano questo non è un problema in sé, ma nel momento in cui queste dovessero venire meno lo diventerebbe. Inoltre anche il trasporto delle acque di scarico crea inquinamento, venendo trasportato principalmente tramite ruota; a riguardo la presidenza di Obama sta valutando la possibilità di un trasporto tramite chiatte, ma il dibattito è ancora in corso.
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2.5 Bacini mondiali di shale gas 2.5.1 Stati Uniti Vediamo ora un po’ più in dettaglio quali sono le riserve mondiali di shale gas. Innanzitutto partiamo con i dati più sicuri, ossia quelli sugli Stati Uniti. Non è infatti facile stabilire la vera e propria entità mondiale dei bacini di shale gas, in quanto non in tutto il mondo si sta investendo, e quindi ricercando, su di esso. Per quanto riguarda gli Stati Uniti, però, possiamo affermare che i bacini finora scoperti e utilizzati sono 5: Haynesville, Marcellus, Woodford, Fayetteville e Barnett. Essi, secondo dei dati del 2010, producono, rispettivamente, 1.6, 0.7, 0.7, 1.8 e 4.8 miliardi di piedi cubi di gas al giorno (Bcfd), per un totale di 9.6 Bcfd.17 Le maggiori riserve sono collocate negli stati Uniti Orientali, ma anche gli Stati Uniti occidentali sono ricchi di riserve di shale gas, come quelle che si trovano in Colorado, in Montana, in Utah, nel New Mexico e non solo. I bacini dell’Ovest però non reggono la concorrenza con i bacini dell’Est, in quanto la qualità del gas imprigionato e il prezzo al quale viene venduto sono entrambi inferiori a quelli orientali, nonostante la dotazione di gas nonché il potenziale sarebbe enorme.
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www.rpsea.org
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Figura 2.4: Bacini di shale gas degli Stati Uniti Orientali, fonte: Advanced Resources International
Per quanto riguarda gli Stati Uniti, le riserve provate di shale gas sono cresciute dai 23,304 Bcf del 2007 ai 97,449 Bcf del 2010, secondo i dati forniti dall’ Energy Information Administration18. I dati dall’EIA evidenziano il fatto che le riserve di gas naturale degli Stati Uniti (comprendendo sia il gas convenzionale che il non convenzionale) sono passate dai circa 250 Tcf19 del 2007 ai 317,6 Tcf del dicembre 2010. Questo dato in sé, però, non sottolinea l’importanza e il ruolo chiave nel mercato dell’energia americana dello shale gas; questo emerge se si analizzano nello specifico gli aumenti delle riserve provate per tipologia di gas. Così facendo si scopre che a fronte di un aumento delle riserve di gas complessivo provate tra il 2009 e il 2010 pari a 33,7 Tcf, l’aumento nello stesso periodo delle riserve di shale gas è stato pari a 36,8 Tcf, riuscendo così da solo a compensare la diminuzione delle riserve nette di tutte le altre fonti. 18 19
natural gas production and proved reserves, 2008-‐2010, EIA Trillion CUbic Feet
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Figura 2.5: Cambiamento annuale nelle riserve di gas naturale provate, fonte: EIA
Un altro indice che racconta l’importanza dello shale gas nell’industria del gas americano è la quota di shale gas rispetto al totale delle fonti di gas presenti in america; questa quota è andata crescendo dal 2007, passando dall’essere inferiore al 10% in tale anno e finendo ad essere superiore al 30% nel 2010. Se si analizzano gli stati nello specifico, il più grande aumento di riserve certe di shale gas si è avuto nel Texas, dove, grazie al continuo sviluppo dei bacini di scisto Barnett e Haynesville/Bossier, esso è stato pari a 9,3 Tcf. In Lousiana, sempre grazie ai programmi di perforazione in corso nel bacino di Haynesville si sono avuti 10,8 Tcf di aumento, il quale ha compensato i cali registrati nelle fonti diverse dallo scisto. In Pennsylvania si è riscontrato un aumento di 7,1 Tcf, grazie soprattutto all’aumento nei programmi di trivellazione del bacino Marcellus. Praticamente tutte le riserve (96%) di gas di scisto presenti negli Stati Uniti dunque provengono dai 5 maggiori giacimenti che prima abbiamo citato. Se si volesse dunque stilare una classifica basata sull’ammontare delle riserve certe di questi bacini, i dati confermano anche per il 2010 che Barnett rimane il più vasto, mentre aumenti significativi nell’ammontare di tali riserve si sono avuti nel bacino Haynesville/Bossier, il quale ha più che raddoppiato i valori rispetto al 2009, e nel bacino Marcellus, quasi triplicato.
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Figura 2.6: Evoluzione nella produzione di gas naturale in Russia e in USA
Ad onor del vero, bisogna dire che sono stati trovati anche altri bacini più piccoli ed economicamente poco rilevanti negli Stati Uniti (ad esempio Antrim, Huron ed Eagleford), ma la loro importanza è trascurabile, per cui quando si parla dei bacini di shale gas del Nord America ci si riferisce principalmente a quelli sopra citati.
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2.5.2 Resto del Mondo Non è facile stimare con esattezza la presenza di giacimenti di shale gas nel mondo, in quanto i dati in possesso non sono completi e soprattutto perché non ovunque si è ancora ricercata la presenza o meno di tali bacini. Come abbiamo visto, i dati riguardanti gli Stati Uniti sono abbastanza precisi e dettagliati, e ciò è dovuto al fatto che il gas di scisto è diventato una realtà produttiva e commerciale importante per il continente americano, e perciò vi è stato l’interesse di andare alla ricerca di tutte le risorse disponibili nel sottosuolo. Non in tutte le parti del mondo è così. Uno studio importante in tal senso è stato fatto dalla EIA, la Energy Information Administration, un’agenzia federale americana, forse la più importante al mondo nel settore, che ha come scopo quello di raccogliere, tradurre, indicizzare e diffondere dati riguardanti l’energia nel mondo. Per questo nel 2011 la EIA, avvalendosi anche della consulenza esterna di un’altra agenzia quale la ARI (Advanced Resources International, Inc.) ha redatto un report riguardante i progressi nelle scoperte di nuovi bacini di shale gas nel mondo, dal nome World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States. In totale, la relazione ha valutato 48 bacini di gas di scisto in 32 paesi; tali valutazioni riguardano le risorse di shale gas più promettenti in un gruppo selezionato di paesi nei quali smebra che questo mercato possa svilupparsi in termini relativamente brevi e per i bacini che hanno una quantità sufficiente di dati geologici per l'analisi delle risorse. Le 14 regioni e 32 paesi trattati nella relazione sono: Canada, Messico, la parte settentrionale del Sud America (Colombia, Venezuela), la parte meridionale del Sud America (Argentina, Cile, Uruguay, Paraguay, Bolivia, Brasile), Africa del centro-‐nord (Algeria, Tunisia, Libia), Africa nord occidentale (Marocco, Mauritania, Sahara Occidentale), l’Africa del sud, l’Europa occidentale (tra cui, Francia, Germania, Paesi Bassi, Norvegia, Danimarca, Svezia, Regno Unito), Polonia, Ucraina, Lituania e altri paesi dell'Europa Orientale, la Cina, l’India e il Pakistan, la Turchia e l'Australia.
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Figura 2.7: Bacini mondiali di shale gas
La legenda indica quattro colori diversi sulla mappa del mondo che corrispondono al campo di applicazione geografico della presente valutazione iniziale: -‐ Le aree colorate di rosso rappresentano la posizione del bacini di shale gas le cui stime delle risorse recuperabili e potenziali sono state fornite; -‐ Le aree colorate di giallo rappresentano le posizioni dei bacini di gas di scisto che sono state recensite, ma per i quali le stime non sono ancora state fornite, principalmente a causa della mancanza dei dati necessari per lo svolgimento della valutazione. -‐ Le aree colorate di bianco sono quelle per le quali almeno un bacino di shale gas è stato considerato nella presente relazione. -‐ Le aree di colore grigio sono al di fuori della ricerca in questo report. Una cosa certa la si può evincere da questa ricerca: la quantità di risorse di shale gas nel mondo non è assolutamente trascurabile. Detto questo, va specificato che questi dati saranno soggetti a variazioni nel tempo, col crescere della disponibilità di dati. La stima iniziale di risorse tecnicamente recuperabili di gas di scisto nei 32 paesi esaminati è 5760 Bcf.
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Se a questa si somma la stima delle risorse di gas di scisto tecnicamente recuperabili di 862,000 Bcf, il tutto si traduce in una risorsa di base di scisto totale di 6.622 Bcf tra gli Stati Uniti e gli altri 32 paesi valutati. Le riserve mondiali provate di gas naturale al 1 ° gennaio 2010 sono pari a circa 6.609 Bcf, mentre le risorse mondiali di gas tecnicamente recuperabili sono circa 16.000 Bcf, escludendo quelle di shale gas. Perciò, se aggiungiamo le risorse di gas shale individuate alle altre risorse di gas, ci rendiamo conto che il gas di scisto contribuisce ad aumentare le risorse mondiali complessive tecnicamente recuperabili di oltre il 40%, portando queste a 22.600 Bcf. Andando più a fondo a livello statale, ci si rende conto che i gruppi di paesi nei quali la prospettiva di commercializzare lo shale gas può essere attraente sono due. Il primo gruppo è costituito da paesi che sono attualmente fortemente dipendenti dalle importazioni di gas naturale, che hanno già, almeno in parte, le infrastrutture necessarie alla produzione di gas, e nei quali le risorse stimate di shale gas sono sostanziali rispetto al loro consumo attuale di gas. Per questi paesi, lo sviluppo di shale gas potrebbe alterare sensibilmente l'equilibrio del mercato e dell’approvvigionamento futuro di gas. Esempi di paesi che ricadono all’interno di questo gruppo sono la Francia, la Polonia, la Turchia, l’Ucraina, il Sud Africa, il Marocco e il Cile. Il secondo gruppo, invece, è costituito da quei paesi in cui le risorse stimate sono di significativa importanza (ad esempio superiore a 200 Bcf) e nei quali esistono già infrastrutture importanti di produzione del gas naturale (sia per uso interno che per l'esportazione). Oltre agli Stati Uniti, notevoli esempi di questo gruppo sono il Canada, il Messico, la Cina, l'Australia, la Libia, l’Algeria, l’Argentina, e il Brasile. Le infrastrutture esistenti diventerebbero utili nello sfruttamento tempestivo elle risorse, ma potrebbero anche portare ad una concorrenza con altre fonti di approvvigionamento di gas naturale. Come abbiamo sottolineato, alcune zone del mondo non sono state analizzate, come ad esempio la Russia, l'Asia centrale, il Medio Oriente, il Sud Est Asiatico e l’Africa centrale; questo soprattutto per due motivi: o perché sono presenti significative quantità di gas
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convenzionale in tali zone, (come ad esempio in Russia e in Medio Oriente), oppure a causa di una generale mancanza di informazioni sufficienti ad effettuare anche solo una valutazione iniziale.
2.5.3 Cina Enormi riserve di shale gas sono state stimate in Cina, principalmente nella zona chiamata Sichuan (Cina meridionale) e nei bacini di Tarim, ma ne son stati stimati anche molti altri sparsi in tutta la regione. Non si è ancora certi circa la loro effettiva profittabilità commerciale, ma proprio per questo sono in fase di esplorazione. Le grandi regioni nelle quali sono stati stimate le riserve si gas sono sostanzialmente quattro: Cina settentrionale, Cina meridionale, nord-‐ovest della Cina e nord-‐est della Cina. In queste quattro regioni, depositi di scisto sono stati trovati in otto bacini: il bacino Songliao, la baia Bohaiwan, il bacino della Cina del Nord, Sichuan o il bacino della Cina meridionale , il bacino di Ordos, il bacino Tuha, il bacino Zhungaer e il bacino del Tarim. Di questi, il bacino della Cina del Nord, Sichuan (Cina meridionale) e i bacini di Tarim sono depositi marini, mentre gli altri cinque sono depositi continentali. Con quasi il 25% in più di riserve rispetto agli Stati Uniti, la Cina sogna una rivoluzione energetica maggiore rispetto a quella vista in America. Stando alle stime, questi 1.275 miliardi di metri cubi di riserve di gas di scisto trovati in Cina dureranno per circa 300 anni, al ritmo attuale di produzione e di consumo. La produzione attualmente è pari a zero, con un paio di pozzi sperimentali che producono solo 10.000 metri cubi di gas al giorno, ma le potenzialità future sono enormi, stando anche alle parole della Shell, la quale ha recentemente annunciato che i risultati delle esplorazioni nel bacino del Sichuan sono soddisfacenti. Nonostante i bacini siano ancora in fase di esplorazione, la Cina ha in programma di iniziare la produzione commerciale nel 2013, arrivando ad una notevole produzione entro il 2015, con l'obiettivo di diventare uno dei maggiori produttori mondiali, se non il maggiore, nel 2020.
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Governo cinese ha già iniziato a modificare le proprie leggi in modo da incoraggiare, società straniere di esplorazione e produzione di shale gas a collaborare con aziende cinesi.
2.5.4 Un focus sulla situazione europea Le risorse di gas non convenzionale hanno suscitato un notevole interesse in Europa negli ultimi anni, anche se la spinta a sviluppare questa risorsa varia notevolmente da paese a paese, a seconda del mix di combustibili presenti nel paese, delle importazioni e delle percezioni sui rischi per la sicurezza e l'ambiente. L'attenzione al gas non convenzionale inizialmente si era concentrata su tipologie di gas come il Coal Bed Methane (gas metano proveniente da depositi di carbone), ma un po’ alla volta si è spostata verso lo shale gas. Le risorse disponibili, come già abbiamo in parte visto precedentemente, si stima che siano di grandi dimensioni, anche se rimane ancora incerta l’effettiva quantità di gas che possa essere economicamente ricavata. Le risorse europee principali di shale gas si trovano in tre grandi aree che contengono più bacini e sottobacini: -‐
la prima parte dalla Danimarca orientale e dalla Svezia meridionale e arriva alla Polonia orientale e del nord (tra cui i giacimenti di scisti Alum in Svezia e Danimarca, e Silurian in Polonia);
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la seconda va da nord-‐ovest dell'Inghilterra, attraverso i Paesi Bassi e la Germania nordoccidentale fino a sud-‐ovest della Polonia;
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la terza inizia nel sud dell'Inghilterra e attraversa il bacino di Parigi, in Francia, i Paesi Bassi, la Germania settentrionale e la Svizzera.
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Figura 2.8: Bacini europei di gas naturale
Si ritiene che la Polonia e la Francia siano le nazioni con le maggiori risorse di shale-‐gas, seguite da Norvegia, Ucraina, Svezia, Danimarca e dal Regno Unito. Per ora, la produzione su larga scala di gas non convenzionale in Europa non è ancora cominciata. Quando inizierà e quanto velocemente crescerà resta da vedere, ma i fattori che ne incoraggiano lo sviluppo sono molteplici. L'Unione europea è il secondo più grande mercato del gas mondiale, con una domanda pari a circa 550 miliardi di metri cubi nel 2010, ed è destinata a diventare sempre più dipendente dalle importazioni, poiché la produzione interna di gas convenzionale continua a diminuire e la domanda continua ad espandersi. La regione ha una pipeline (gasodotti) ben consolidata, così come la rete di stoccaggio (anche se non così densamente sviluppata come negli Stati Uniti). E, soprattutto, i prezzi del gas naturale sono alti rispetto a quelli del Nord America, e ciò non può che creare interesse attorno alla possibilità di produrre internamente un gas a prezzi più bassi di quelli attuali. Ma ci sono altri fattori che possono ostacolare una rapida crescita nella produzione di gas, il più significativo dei quali è l'alta densità di popolazione in molte aree potenzialmente sfruttabili; questo aumenta la probabilità di opposizione da parte degli enti locali,
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soprattutto nelle zone in cui non vi è una “tradizione” riguardante la perforazione di petrolio e di gas. Anche la proprietà statale del petrolio e i diritti sul gas possono ridurre l’interesse delle comunità ad accettare lo sviluppo delle risorse di gas non convenzionale; negli Stati Uniti, infatti, questi diritti sono detenuti dai privati proprietari terrieri, i quali vengono pagati dalle compagnie di perforazione per l’utilizzo di tali diritti, ma questo ed altri aspetti che differenziano l’Europa dagli Stati Uniti li analizzeremo nello specifico più avanti.
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Capitolo 3 Analisi di profittabilità per un pozzo nel bacino Marcellus Shale Dopo aver analizzato il mercato del gas nelle sue componenti principali, questo terzo capitolo mira ad un’analisi più puntuale degli aspetti economici, e in particolare un’analisi dei costi, correlati con un impianto di estrazione di shale gas. Nello specifico, si è deciso di analizzare i costi relativi ad uno tra i maggiori e più importanti depositi di shale gas d’America: il Marcellus shale. Cercheremo di capire dunque quali costi deve affrontare un’impresa americana che decida di investire nella produzione di gas naturale, ricavandolo da questo bacino di shale gas; cercheremo inoltre di evidenziare la profittabilità di tali impianti, i margini di guadagno che possono scaturire, la durata nel tempo e il breakeven point di un investimento di questo tipo. Questi dati sono frutto di una ricerca effettuata da Ryan J. Duman presso la “Michigan Technological University” nel 2012 e della tesi che da essa è provenuta, intitolata “Economic viability of shale gas production in the Marcellus Shale; indicated by production rates, costs and current natural gas prices”. Questo capitolo mira dunque a mettere in evidenza i dati principali ricavati dalla ricerca di Ryan J. Duman, in modo da poter comprendere maggiormente il motivo per cui i prezzi dello shale gas riescono a rimanere così bassi negli Stati Uniti.
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3.1 Background riguardante il deposito Marcellus Shale Lo sfruttamento di numerosi depositi di shale gas negli Stati Uniti, come il Barnett Shale in Texas, Fayetteville Shale in Arkansas, Woodford Shale in Oklahoma, Haynesville in Luisiana e in Arkansas, nonché ovviamente Marcellus Shale in Pennsylvania e nello stato di New York è stato reso possibile dallo sviluppo negli ultimi 20 anni delle tecnologie di estrazione di cui abbiamo parlato nel capitolo 2, ossia la fratturazione idraulica e la perforazione orizzontale.
Figura 3.1: Bacini di Shale Gas negli Stati Uniti
Tuttavia, di tutti questi bacini, Marcellus shale è quello che per certi versi cattura di più l’attenzione. I motivi sono molteplici, come la sua prossimità ad alcune zone densamente popolate del nordest degli Stati Uniti e quindi i problemi ambientali che l’utilizzo delle tecniche di fratturazione idraulica possono provocare, la grandezza di tale deposito, i potenziali benefici economici che dal suo sfruttamento possono scaturire per l’economia americana intera.
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La principale produzione di questo deposito si sviluppa lungo un’area la cui ampiezza va dai 16 ai 32 milioni di acri20, in una zona che va dal nordest della Pennsylvania fino all’interno dello stato di New York.
Figura 3.2: Marcellus Shale
La maggior parte delle compagnie che stanno investendo in questo bacino stanno perforando e producendo gas principalmente dalla Pennsylvania, sia per i numerosi incentivi che tale stato offre, sia per il fatto che una buona parte dell’area di maggiore estrazione del bacino si trova al suo interno. Stime risalenti al 2010 (O’Neil 2010) ritenevano che il Marcellus Shale sarebbe stato in grado di produrre più di 12 miliardi di piedi cubici di gas al giorno entro la fine del 2012, e che la sua produzione sarebbe potuta salire a 17,5 miliardi di piedi cubici al giorno entro il 2015. Questo significa che il Marcellus Shale da solo è in grado di produrre da un sesto ad un quarto della domanda interna di gas degli Stati Uniti. Le stime inoltre raccontano che il totale del gas recuperabile da questo bacino è pari approssimativamente a 141 miliardi di piedi cubici, che equivale alla domanda interna totale degli Stati Uniti di gas per 6 anni.21 20
1 acro equivale a 4046.9 m2
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A differenza dei bacini del Sud o dell’Ovest degli Stati Uniti, il Marcellus Shale si sviluppa in prossimità di numerosi centri altamente abitati del Nordest. Questo ovviamente ha degli aspetti negativi, visti i rischi ambientali di cui abbiamo parlato nel capitolo 2, ma comporta anche dei benefici; una grande popolazione implica una grande domanda di energia, e quindi la possibilità di soddisfare questa domanda attraverso lo sfruttamento del gas proveniente da questo bacino, il che, visto il breve tratto che questo gas deve attraversare per arrivare dalla fonte al consumatore comporta dei costi di trasporto decisamente più bassi rispetto ad una fornitura proveniente da stati come il Texas, Oklahoma o Wyoming e che raggiunge la sua meta attraverso le pipeline.
3.2 Fattori di incertezza economica legati alla produzione di shale gas Non è ancora ben chiaro quanto sia effettivamente profittevole lo sfruttamento dei bacini di shale gas, questo nonostante le tecnologie come la fratturazione idraulica e la perforazione orizzontale abbiano reso economica la sua produzione. I motivi sono molteplici, il primo è legato proprio alle tecnologie necessarie al suo ricavo, le quali rendono la produzione di shale gas enormemente più costosa rispetto a quella di gas convenzionale; altre fonte di dubbi per le imprese sono sicuramente la sovrapproduzione che si è verificata in questi ultimi anni nel mercato del gas statunitense con la commercializzazione dello shale gas, e la conseguente caduta dei prezzi, la consapevolezza di dover affrontare un business nel quale i costi di produzione risultano crescenti a fronte di un tasso di produzione significativamente decrescente. Come abbiamo detto, il mercato dello shale gas è un mercato nuovo; ciò comporta ovviamente che i dati di lungo termine a riguardo sono solamente stime, ma non dati effettivi. Questo è un altro fattore di incertezza da non trascurare. I bacini di shale gas che sono stati sfruttati più a lungo sono Barnett Shale in Texas e Fayetteville Shale in Arkansas; questi bacini sono stati perforati fin dagli anni 80 e, vista la grande similitudine tra la qualità del gas ricavatovi e delle rocce di tali bacini con quelli del Marcellus Shale nonché le stesse tecniche di estrazione utilizzate, si è deciso di prendere i dati di medio lungo termine provenienti da questi due bacini come paragone, ma non bisogna dimenticare che esistono comunque delle differenze dovute allo sviluppo della tecnologia e alle contingenze dei diversi territori. 21
dati EIA 2012b
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Cercheremo di analizzare in seguito con più accuratezza le incertezze che circondano la produzione di gas dai bacini di shale gas.
3.2.1 Tassi decrescenti di produzione La produttività dei pozzi di shale gas è destinata a diminuire nel tempo ad un tasso relativamente alto; questo è dovuto principalmente alla conformazione dei bacini di shale gas, i quali, come abbiamo visto, sono caratterizzati da rocce scarsamente permeabili e da una bassa concentrazione di gas distribuito in ampie zone. I pozzi del Marcellus Shale solitamente vedono diminuire la loro produzione nei primi 12 mesi ad un tasso compreso tra 65% e 85%, diminuzione che continua nel corso degli anni successivi. Un valore importante da calcolare se si decide di intraprendere una perforazione è il calcolo dell’EUR (expected ultimate recovery); esso consiste nella quantità di gas che si ritiene possa essere ricavata da un pozzo, e solitamente si procede con le operazioni solo se l’EUR supera un dato valore-‐soglia, in quanto il suo ammontare determina il periodo di esaurimento di un pozzo, le previsioni per quanto riguarda le rendite e dunque la profittabilità dell’investimento. Molti dei pozzi presenti nel Marcellus Shale hanno un EUR pari a 4-‐5 miliardi di piedi cubici di gas (Baylor 2010). Ovviamente una riduzione della produzione implica anche una riduzione nelle entrate per la compagnia, in quanto si riduce la quantità di prodotto che viene venduto, ma questa situazione è spesso appesantita dal fatto che i produttori spesso stipulano contratti che li impegnano ad assicurare la produzione di un dato ammontare di gas per un dato periodo di tempo. Nel momento in cui la produzione diminuisce, dunque, i produttori si trovano di fronte ad una doppia soluzione: aumentare la produttività di un pozzo già esistente attraverso una maggiore stimolazione della roccia, o la perforazione di un nuovo pozzo. In entrambi i casi comunque, le tecniche di fratturazione idraulica alle quali si deve nuovamente ricorrere sono l’aspetto più capital intensive nell’economia di un’impresa di perforazione. Si stima infatti che l’hydrofracking rappresenti approssimativamente il 40-‐60% dei costi totali di un pozzo, che se monetizzati equivalgono a più di 2 milioni di dollari.
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3.2.2 Discesa dei prezzi La crisi economica sommata alla sovrapproduzione sembrano essere stati i due fattori principali che hanno causato una forte discesa dei prezzi, i quali son passati dai quasi 10 dollari per migliaia di metri cubi del 2008, ai 3-‐4 dollari per migliaia di metri cubi nel 2011, dunque più che dimezzati. Le previsioni riguardanti i prezzi del gas naturale fatte da EIA, inoltre, non vedono salire il prezzo del gas oltre i 5 dollari almeno fino al 2025. Questo cambiamento nei prezzi di vendita ha quindi ridimensionato i profitti per le compagnie, anche quelli nei progetti più importanti, aumentando l’attenzione riguardo i costi di produzione e diminuendo la possibilità di offrire alte royalties e bonus.
3.2.3 Problematiche legate alla sovrapproduzione e alla lenta crescita della domanda Il tasso di crescita della domanda di gas negli Stati Uniti è ben distante dal tasso di crescita dell’offerta. Quest’ultima, come abbiamo visto, è enormemente aumentata da quando si sono cominciati a sfruttare i bacini di shale gas, ma a fronte di questo non c’è stato un pari aumento nella domanda. Questo soprattutto perché gli Stati Uniti sono una nazione con un’economia sviluppata e non ci sono motivi particolari per cui il fabbisogno di gas dovrebbe crescere in modo anomalo nei prossimi anni. Un esempio opposto invece è quello della Cina, la quale ha un’economia in continuo e rapido sviluppo, e per la quale il fabbisogno di energia cresce continuamente. Inoltre l’agenzia EIA sostiene che il livello di efficienza degli impianti alimentati a gas, degli edifici commerciali e delle abitazioni sia in media relativamente alto, il che esclude ulteriormente un aumento del fabbisogno; essa infatti sostiene che la domanda crescerà in media di un punto percentuale all’anno fino al 2035. Nei primi mesi del 2012 l’offerta di gas negli Stati Uniti era più alta del 21% rispetto alla media dell’offerta dei 5 anni precedenti. Normalmente, un eccesso di offerta dovrebbe portare i produttori a rallentare la produzione in modo da far aumentare i prezzi; molte compagnie invece stanno facendo il contrario, aumentando la produzione in modo da compensare i prezzi bassi e mantenere il livello di rendita. Inoltre c’è da dire che molti produttori non chiudono i loro pozzi in quanto nei
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contratti stipulati con i clienti spesso ci sono clausole che proibiscono la restrizione della produzione. Anche le caratteristiche stesse della roccia spesso limitano la possibilità di fermare la produzione, e, nondimeno, il valore attuale netto delle rendite dell’investimento spesso sono una motivazione più che stimolante per le imprese per produrre la maggior quantità possibile di gas nel minor tempo possibile, invece di posticiparne l’estrazione.
3.2.4 Aumento dei costi di produzione I costi dell’attrezzatura e i costi operativi legati alla produzione di shale gas han cominciato a crescere sin dall’inizio del 2000, ad un tasso ben maggiore di quello di crescita dei prezzi. In quegli anni, infatti, la corsa da parte delle compagnie per l’acquisizione dei diritti per la produzione di gas nel Marcellus Shale causò una grande domanda per l’attrezzatura necessaria, creando così una carenza nel mercato di attrezzi legati alla perforazione. Quasi tutti i fattori di costo legati allo sviluppo dello shale gas (impianti di perforazione, personale, rivestimenti per i pozzi, le forniture per la perforazione e le attrezzature per il fracking) aumentarono di prezzo. Tra il 2002 e il 2008 i costi dei contratti di estrazione e delle attrezzature aumentarono rispettivamente del 60% e del 65%. (EIA 2010) Si pensa che nel 2009 si sia toccato il picco per quanto riguarda la crescita dei costi di produzione, in quanto questi hanno cominciato lentamente a diminuire, ma il rapporto tra questi e i margini di profitto continua ad essere motivo di fondamentale monitoraggio.
3.2.5 Situazione nel Marcellus Shale Tutti questi fattori di incertezza preoccupano gli investitori e tutti gli stakeholders coinvolti riguardo la capacità da parte delle compagnie di continuare a produrre gas in regime di profittabilità. La situazione però sembra dimostrare che le compagnie sono in grado, almeno per ora, di tollerare l’equilibrio tra gli alti costi e i bassi prezzi. Cercheremo dunque di capire quanto a lungo saranno in grado queste imprese di continuare in questo mercato, e quanto siano effettivamente fonte di profitto i pozzi nel Marcellus Shale.
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3.3 Analisi dei costi 3.3.1 Osservazioni generali introduttive Questa analisi mira a scoprire se le contingenze avverse di cui abbiamo parlato nel paragrafo precedente hanno inibito la possibilità di creare profitto per le aziende che hanno deciso di investire nel Marcellus Shale. Per fare questo si simulerà la creazione di un pozzo in tale area, evidenziandone i costi derivanti e le variabili di produzione. I valori delle variabili di produzione e di costo utilizzati al suo interno sono rappresentativi dei valori tipici riscontrati nelle compagnie presenti in tale bacino di shale gas. Si cercherà dunque di analizzare i flussi di cassa al fine di poterne ricavare dei semplici indici di profittabilità, quali il TIR (Tasso Interno di Rendimento, o IRR), il VAN (Valore Attuale Netto, o NVP) dei flussi di cassa e il breakeven price per le compagnie, ossia il prezzo necessario a coprire i costi sostenuti. La valutazione di profittabilità verrà poi analizzata in base alla positività o negatività dei valori per quanto riguarda il VAN, che i valori del TIR siano più alti di un tasso soglia fissato al 10% e in base al fatto che il prezzo corrente a cui viene venduto il gas sia maggiore rispetto al breakeven price calcolato. Ovviamente questo modello necessita di numerose componenti, ma anche di alcune ipotesi. Andremo ora a vedere sia le une che le altre.
3.3.2 Contratti di locazione e royalties Alcune analisi dei costi effettuate su questo mercato ritengono non sia necessario analizzare i costi derivanti dai contratti di locazione, in quanto possono essere ritenuti dei costi sommersi, ma in questa ricerca si è ritenuto opportuno inserirli in quanto il loro ammontare è significativo e non includerli avrebbe potuto distorcere la percezione relativa all’investimento nel suo totale. Negli Stati Uniti, per perforare su suolo privato una compagnia deve innanzitutto stipulare un contratto con il titolare del terreno; oltre a tale contratto, e quindi ad un determinato prezzo fissato dalle parti, ai proprietari terrieri vengono offerte come incentivo in pagamento di alcune royalties, ossia una percentuale sui ricavi provenienti dalle vendite del gas.
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Solitamente, una compagnia necessita di almeno 640 acri di terra (un miglio quadrato, ossia 1609,344 metri quadrati) per poter procedere alla perforazione. Quasi sempre un unico proprietario terriero non possiede questi 640 acri, per cui le compagnie stipulano vari contratti con vari proprietari in modo da raggiungere tale misura. Una prima ipotesi di questa analisi dunque è che a tutti i proprietari terrieri con cui l’azienda stipula dei contratti, vengano offerte le stesse condizioni contrattuali, in modo da poter considerare l’insieme dei contratti come uno unico. Il range all’interno del quale si trovano le cifre alle quali vengono chiusi i contratti di locazione nel Marcellus Shale varia da qualche centinaio di dollari per acre a oltre 10000 dollari per acre. In questa analisi si è considerata la media corrente per quanto riguarda tali prezzi, ossia 3450 dollari per acre, la quale moltiplicata per i 640 acri è pari a 3450$ * 640= 2208000$ Per quanto riguarda le royalties invece, variano da un minimo pari al 12,5% dei ricavi ad un massimo del 18%; per quanto riguarda i contratti stipulati in Pennsylvania nella zona di nostra indagine, queste sono solitamente pari al 17%, e quindi si è deciso di utilizzare questo valore ai fini della ricerca. I contratti stipulati in quell’area hanno solitamente una durata pari a 5 anni, con l’opzione per il rinnovo allo scadere del contratto per altri 5 anni. L’ipotesi è dunque quella che ogni 5 anni all’interno del periodo di vita dell’investimento, i contratti di locazione vengano rinnovati, alle stesse condizioni appena citate.
3.3.3 Permessi Oltre ai contratti di locazione e alle royalties, i quali sono contratti privati stipulati tra la compagnia e il singolo proprietario terriero, ci sono anche dei permessi pubblici da pagare prima di poter procedere con la perforazione del sito. In Pennsylvania, per perforare un pozzo di gas naturale nel Marcellus Shale, si deve ottenere un permesso dal Department of Environmental Protection (DEP, dipartimento della protezione dell’ambiente) nonché pagare una cauzione; questo affinchè lo stato possa monitorare le attività di perforazione e diminuire la possibilità di problemi ambientali.
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Per ottenere il permesso si deve pagare una tassa iniziale, correlata alla lunghezza del pozzo che si intende scavare. In questa analisi si è ipotizzata una lunghezza del pozzo pari a 10000 piedi (poco più di 3 km), alla quale corrisponde una tassazione pari a 2600$. Come abbiamo detto, oltre alla tassa sulla lunghezza del pozzo la compagnia deve anche depositare una cauzione, la quale serve per assicurarsi che i problemi riguardanti la fornitura dell’acqua necessaria non saranno ignorati, che le operazioni di perforazione saranno fatte in sicurezza e rispetto delle leggi vigenti e che il sito verrà chiuso e risanato al termine delle operazioni. Per un singolo pozzo questa cauzione è pari a 2500$.
3.3.4 Costi di preparazione del sito Una volta ottenuti i permessi, prima di poter procedere con la perforazione bisogna preparare il sito alla sua messa in opera. Questo implica dei costi, come ad esempio quelli necessari a: -‐
costruire una strada che permetta il trasporto dei materiali e delle persone che vi lavoreranno
-‐
costruire un lago nel quale apporvi una nave necessaria a immagazzinare i liquidi necessari alla fratturazione idraulica e le acque di scarto risultanti;
-‐
la posa delle rocce necessarie alla costruzione della piattaforma di perforazione
Questi ed altri costi di preparazione sono stati stimati grossomodo essere pari a 400000$. In molti siti, con una stessa piattaforma di perforazione si riescono a scavare più pozzi, riducendo quindi l’incidenza dei costi di preparazione per le perforazioni successive alla prima, ma per semplicità nel calcolo dei fattori economici riguardanti un singolo pozzo si è assunto in questa analisi che da una piattaforma si possa ricavare un unico pozzo.
3.3.5 Valori di produzione La determinazione dei valori di produzione è stata una delle componenti più critiche per quanto riguarda questa analisi. Questo perché i dati relativi alla produzione mensile dei siti operativi nel Marcellus Shale sono difficili da trovare, in quanto tenuti riservati dalle compagnie.
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Per stimarli dunque si è deciso di utilizzare i tassi iniziali di produzione, i valori approssimati dell’EUR, i tassi di diminuzione annuali di produzione e il modello delle proiezioni delle curve di produzione riguardanti i pozzi recentemente scavati nella zona. Queste informazioni hanno portato alla simulazione dei valori di produzione attraverso l’utilizzo della seguente curva iperbolica discendente:
qt=qi*(1+b*Di*t)(-‐1/b) dove: qt = tasso di produzione al tempo t (volume/tempo) qi = tasso di produzione al tempo 0 Di = tasso nominale iniziale di decrescita al tempo t=0 (1/tempo) b = esponente iperbolico t = tempo Per i valori inseriti in questa curva ai fini dell’analisi, si è tenuto conto dei dati relativi ad alcune compagnie rappresentative che operano nel territorio del Marcellus Shale.
3.3.6 Costi di perforazione e completamento I costi di perforazione e completamento (D&C, Drilling and Completion costs) corrispondono alle spese da sostenere per la perforazione del pozzo e per la preparazione dello stesso ai fini della produzione. Nei costi di perforazione rientrano quelli relativi alla perforazione verticale e orizzontale necessaria per l’estrazione del gas di cui abbiamo parlato nel capitolo 1, mentre in quelli di completamento rientrano i costi riguardanti la stimolazione delle rocce attraverso la tecnica dell’hydrofracking, il rivestimento e la cementazione del pozzo. I primi, i costi di perforazione, incidono circa per il 40% sui costi totali di D&C, mentre quelli di completamento per il restante 60%. In questa ricerca si è ipotizzato un totale di costi di D&C pari a 4,5 milioni di dollari, risultante dalla media di questi costi nelle compagnie utilizzate come riferimento per la nostra analisi.
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3.3.7 Costi operativi d’affitto Una volta che il pozzo è stato perforato e completate le operazioni che permettono la produzione di gas, bisogna considerare i costi operativi d’affitto giornalieri associati alla produzione dello stesso. Rientrano all’interno di questa categoria la manodopera, la manutenzione e la riparazione, i materiali e le forniture sommati ai costi amministrativi. Tali costi rappresentano la parte principale dei costi sostenuti annualmente da una compagnia. Sempre calcolando una media dei costi operativi d’affitto sostenuti dalle compagnie presenti nel Marcellus Shale, si è identificato un costo unitario pari a 0,70$ per mcf di gas naturale. Si è poi ipotizzato che questo costo unitario rimanga costante per tutto il periodo di vita del pozzo.
3.3.8 Prezzi del gas naturale Come prezzo ai fini dell’analisi si è tenuto conto dei cosiddetti prezzi alla bocca pozzo (wellhead price), il quale rappresenta il prezzo unitario al quale il gas viene venduto prima dei costi di raccolta, di trasporto e di raffinazione. Dall’EIA2011 si è appreso che il prezzo unitario medio che si è deciso di utilizzare come prezzo di partenza è di 4,04$ per mcf, e che la crescita annuale relativa prevista è pari a 2,1% fino al 2035, sempre secondo le previsioni derivanti dall’EIA2011.
3.3.9 Deduzioni fiscali Per quanto riguarda le deduzioni fiscali relative ai costi di perforazione e completamento, questi ultimi possono essere divisi in due categorie: tangibili ed intangibili. Tangibili sono quei costi che possono essere recuperati. Ricadono all’interno di questa categoria le spese che riguardano l’attrezzatura utilizzata e che è soggetta ad un ammortamento fisso in un periodo di 7 anni, secondo il sistema MACRS (Modified Accelerated Cost Recovery System). Il piano di ammortamento relativo a questo sistema di calcolo è rappresentato da questa tabella:
Anno
Percentuale
1
14,29%
64
2
24,49%
3
17,49%
4
12,49%
5
8.93%
6
8.93%
7
8.93%
8
4,46%
Tabella 5: piano di ammortamento a 7 anni secondo il sistema MACRS
Si è stimato che i costi di D&C tangibili corrispondono al 25% del totale di questi costi, per cui su un totale che è stato stimato pari a 4,5 milioni di dollari, essi risultano ammontare a 1125000$. I costi di D&R intangibili invece includono ad esempio la manodopera, i prodotti chimici utilizzati nelle fasi di completamento del sito, e più in generale tutti ciò che è stato utilizzato per le operazioni di perforazione e completamento e che non è recuperabile. Queste spese possono essere calcolate come deduzione nell’anno in cui questi costi intangibili sono stati sostenuti. Allo scopo di questa analisi i costi intangibili di D&R si sono ritenuti pari al 75% dei costi totali di D&R, ossia pari a 3375000$.
3.3.10 Depletion Allowance Con il termine depletion allowance si intende una particolare tipologia di agevolazione fiscale concessa a coloro che sono proprietari di risorse esauribili, come nel nostro esempio il gas naturale. Può essere tradotta in italiano come detrazione per esaurimento e ha un duplice scopo: evitare un’imposta sul patrimonio quale quella sul reddito derivante dalla vendita delle risorse naturali e incentivare lo sfruttamento di particolari risorse che rimarrebbero altrimenti inutilizzate. Può essere calcolata in due modi: attraverso la statutory depletion o la cost depletion. Il primo metodo di calcolo è consentito solamente ai produttori indipendenti di gas naturale, mentre nella nostra analisi si è ipotizzato che l’impresa che decide di perforare nel Marcellus Shale sia un asset di una compagnia energetica integrata e non di un produttore indipendente, per cui si utilizzerà il metodo della cost depletion.
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Questa tecnica di calcolo misura quanta depletion può essere contabilizzata per ogni anno secondo un valore unitario di gas naturale, e la formula per calcolarla è la seguente:
" reddito imponibile federale − valore inferiore della % tassa = tassa base + aliquota fiscale * $ ' fascia di reddito # & I costi deplezionabili non recuperabili includono l’investimento residuo. Il valore delle unità stimate in rimanenza si basa sul valore iniziale dell’EUR a cui viene sottratta la produzione cumulativa di gas da quel momento in avanti. Il numero di unità vendute durante l’anno si è ipotizzato equivalere al 100% della produzione dello stesso anno.
3.3.11 Tasse statali e federali Per calcolare le tasse statali si è tenuto conto di un’aliquota fiscale rappresentativa della attuale percentuale richiesta alle aziende in Pennsylvania, pari a 9,99%. Per quanto riguarda il calcolo delle tasse federali sul reddito societario, esso è determinato attraverso una formula federale, che equivale a:
" reddito imponibile federale − valore inferiore della % tassa = tassa base + aliquota fiscale * $ ' fascia di reddito # & La tabella seguente elenca la suddivisione in base alle fasce di reddito e le rispettive tasse base e aliquote relative. Fascia di reddito
Tassa Base
Aliquota fiscale
0-‐50000
0
15%
50000-‐75000
7500
25%
75000-‐100000
13750
34%
100000-‐335000
22250
39%
335000-‐10000000
113900
34%
10000000-‐15000000
3400000
35%
15000000-‐18333333
5150000
38%
Oltre 18333333
35% su tutto il reddito
Tabella 6: Fasce di reddito e relative tasse base e aliquote fiscali
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3.3.12 Analisi degli scenari I fini della completezza dell’analisi, si è deciso di modellizzare quattro possibili scenari, il primo relativo ad un pozzo che produca gas per dieci anni, il secondo a venti anni di produzione, il terzo a venti anni comprendendo gli interventi e le re-‐stimolazioni delle rocce necessari, il quarto a venti anni con una produzione sviluppata attraverso la perforazione di due pozzi, il primo all’anno zero e il secondo all’anno dieci, entrambi con una produzione lunga dieci anni. Così facendo si è cercato di dimostrare il meglio possibile l’effetto della curva discendente di produzione sulla profittabilità generale. Il primo scenario infatti servirà a comprendere se gli effetti di tale curva intaccano la profittabilità di un pozzo nel corso sei suoi primi dieci anni di vita. Il secondo scenario servirà come paragone per il primo, in modo da poter delineare gli effetti sulla profittabilità generale del progetto provenienti da dieci anni addizionali di produzione. I valori di input utilizzati in questi due primi scenari sono gli stessi, in modo che la comparazione possa risultare il più veritiera possibile, con la sola differenza che, come avevamo spiegato precedentemente, all’anno dieci e all’anno quindici si dovranno sostenere delle spese per rinnovare i contratti di locazione, mentre i calcoli per la cost based depletion continueranno dall’anno dieci all’anno venti. Il terzo scenario analizza una situazione sempre a vent’anni, ma le rocce vengono re-‐ stimolate all’anno dieci, in modo da aumentarne la produzione di gas; oltre agli sforzi per la re-‐stimolazione si è presupposto che all’anno dieci vengano fatti anche degli interventi di riparazione e manutenzione del pozzo, come la pulizia dello stesso o la posa di nuovi rivestimenti. Anche queste tipologie di interventi mirano ad aumentare la produzione. Inoltre, si è presupposto che sempre all’anno dieci si proceda con un altro intervento di fratturazione idraulica; quest’ultimo è l’elemento di maggiore spesa e lo scopo dell’analisi di questo scenario è vedere se l’aumento della produzione derivante da questi tipi di interventi sarà grande a sufficienza da giustificare la loro messa in opera invece di procedere con la perforazione di un nuovo pozzo. Per quanto riguarda questa terza situazione, i costi di restimolazione e degli interventi necessari sono stati quantificati pari al 60% del costo iniziale di D&C; si è inoltre presupposto che tali interventi aumentino la produzione nell’anno dieci del 40% del tasso di produzione iniziale.
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Infine, nel calcolo dei costi, queste spese sono state calcolate come in costo di perforazione intangibile nell’anno dieci. Nel quarto ed ultimo scenario invece l’analisi verte su un periodo di vent’anni, nei quali due diversi pozzi vengono scavati, uno all’anno zero e uno all’anno dieci; entrambi producono gas per dieci anni e hanno le stesse caratteristiche dei precedenti. Quest’ultima ipotesi sarà ovviamente quella che realizzerà la più alta produzione tra le quattro, ma anche quella che dovrà sostenere i costi più alti, quindi sarà interessante vederne la profittabilità finale paragonata a quella degli altri scenari. I calcoli finali di profittabilità, come abbiamo già detto, saranno sviluppati attraverso l’utilizzo di tre valori ben noti: il VAN, il TIR e il breakeven price degli investimenti relativi ad ogni scenario. Per quanto riguarda il VAN, lo si è calcolato attualizzando il valore all’anno t secondo un tasso di sconto pari al 10%, il quale è stato utilizzato come tasso minimo di rendimento. Si è dunque considerato profittabile ogni scenario in cui il VAN risulti essere un valore positivo. Per quanto riguarda il TIR, ossia il tasso di interesse che rende il valore attuale netto di un investimento pari a zero, lo si è giudicato vantaggioso se superiore al tasso minimo di rendimento, che come abbiamo appena detto è stato posto pari a 10%. In ultima, per quanto riguarda il breakeven price, ossia il prezzo di vendita necessario al produttore per raggiungere un VAN dell’investimento pari a zero, dato il tasso di sconto del 10%, lo si è ritenuto vantaggioso se risulta essere inferiore al prezzo alla bocca pozzo medio del 2011, ossia 4.04$ per mcf. L’ipotesi di fondo per il suo calcolo è che la percentuale annua di crescita del prezzo sia del 2,1%, come previsto per il prezzo reale del gas.
3.4 Risultati dell’analisi di profittabilità 3.4.1 Curve decrescenti di produzione Ai fini dello svolgimento dell’analisi e del calcolo dei suoi risultati, un ultimo aspetto da analizzare sono le curve decrescenti di produzione utilizzate.
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Nello specifico, sono state usate tre differenti curve, una relativa alla produzione di un pozzo per la durata di dieci anni, una relativa alla sua produzione per vent’anni senza interventi di restimolazione o manutenzione, e una sempre a vent’anni ma in presenza di tali interventi. Tutte tre queste curve sono state costruite partendo dagli stessi valori di input, qui di seguito elencati: Valori di input Tasso iniziale di produzione
4000 mcf al giorno
Tasso annuale di declino iniziale 70% Variabile b
0,9
Tabella 7: valori di input per la curva di produzione
Ricordiamo che la formula utilizzata per il calcolo della curva di produzione è:
qt=qi*(1+b*Di*t)(-‐1/b) dove: qt = tasso di produzione al tempo t (volume/tempo) qi = tasso di produzione al tempo 0 Di = tasso nominale iniziale di decrescita al tempo t=0 (1/tempo) b = esponente iperbolico t = tempo Per quanto riguarda il valore di b ricordiamo che è indipendente dal valore della produzione iniziale del pozzo, ma si tratta di un valore stimato. Esso assume un valore tra 0 e 1 e determina l’inclinazione della curva, in quanto più questo valore è alto (e quindi prossimo ad 1), più la curva sarà inclinata verso il basso.
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Il valore 0,9 è stato scelto in base a delle analisi fatte da alcuni produttori di gas naturale nel Marcellus Shale, tra cui Chesapeake Energy e Range Resources.22 La prima di queste curve dunque è stata calcolata per un calcolo del rendiconto finanziario per una produzione di dieci anni. L’EUR relativo a questo pozzo è stato calcolato essere pari a 4,14 Bcf (billion cubic feet). Questa curva dunque da un lato fornisce le basi per il calcolo dei valori derivanti dal suo proseguimento lungo un periodo di venti anni, e dall’altro verrà utilizzata anche nell’analisi del quarto scenario ipotizzato (che ricordiamo essere un investimento a vent’anni caratterizzato dalla perforazione di un secondo pozzo all’anno dieci), semplicemente replicandola all’anno 10. Così facendo dunque, l’EUR relativo al quarto scenario sarà pari al doppio di quello relativo a questa cuva, ossia 8,28 Bcf.
Figura 3.3: curva di produzione relativa ad un periodo di vita del pozzo di 10 anni
La seconda curva presuppone una produzione per un periodo di vent’anni senza interventi di re stimolazione e manutenzione. Essa non è altro che una continuazione della precedente per un periodo di altri dieci anni, e determina un incremento dell’EUR pari a 1,1 Bcf tra l’anno dieci e l’anno venti, che sommato a quello relativo ai primi dieci anni risulta essere di 5,24 Bcf. 22 sono entrambe due importanti compagnie che lavorano nel mondo della produzione di gas e petrolio, la prima con sede ad Oklahoma City, in Oklahoma, la seconda con sede a Fort Worth, in Texas; entrambe hanno pozzi produttivi nella zona del Marcellus Shale.
70
Figura 3.4: curva di produzione relativa ad un periodo di vita del pozzo di vent'anni senza interventi di re stimolazione e manutenzione
La terza ed ultima curva invece, calcola la produzione relativa ad un pozzo con un periodo di vita sempre di vent’anni, ma nel quale vengono effettuati lavori di manutenzione e re stimolazione nell’anno dieci. L’incremento sulla produzione derivante da tali interventi si è ipotizzato essere pari al 40% del tasso iniziale di produzione; l’EUR derivante da questi presupposti risulta essere pari a 5,79 Bcf, ossia superiore di 0,55 Bcf rispetto a quello derivante dalla seconda curva.
Figura 3.5: curva di produzione relativa ad un periodo di vita del pozzo di vent’anni in presenza di interventi di manutenzione e re stimolazione nell’anno dieci
Le curve mostrano come il calo della produzione negli anni sia significativo e evidenziano quanto siano i primi anni quelli maggiormente produttivi.
71
Per rendere più efficace questo concetto si è calcolato dopo quanto tempo nelle varie curve la produzione cumulativa raggiunga il 50% della produzione totale, e per quanto riguarda la prima tale valore lo si raggiunge dopo 29 mesi, mentre per quanto riguarda le altre due tale valore viene raggiunto rispettivamente dopo 44 e 52 mesi. Questo significa che un pozzo di shale gas nei primi 5 anni produce il 50% della produzione totale, mentre il restante 50% viene prodotto negli altri 15 anni. La produzione ha ovviamente un effetto sulle vendite, e quindi sui ricavi, ma questo lo vedremo meglio in seguito.
3.4.2 Scenario 1 Prima di vedere i risultati dell’analisi riguardante il primo scenario, riassumiamo i dati di input iniziali utilizzati: Costi di D&R
4500 $
Costi Operativi
0,70 $
Prezzo iniziale del gas naturale
4,04 $ per mcf
Permessi e preparazione del sito
405,100 $
Percentuale di royalties
17%
Costo totale dei permessi di locazione
2208000 $
Tabella 8: dati di input utilizzati nell’analisi di profittabilità
Qui di seguito riportiamo il cash flow relativo allo scenario numero 1, ossia ad una produzione continua per dieci anni. I flussi di cassa sono stati ovviamente calcolati per ognuno dei 4 scenari oggetto dell’analisi, ma non essendo questa analisi il punto principale di questa tesi si è deciso di riportare solo questo primo cash flow, per dare un’idea delle modalità con cui essi sono stati calcolati. Per i prossimi scenari ci atterremo a riportare i risultati. Tutti i flussi di cassa sono comunque consultabili all’interno della ricerca effettuata da Ryan J. Duman intitolata “ECONOMIC VIABILITY OF SHALE GAS PRODUCTION IN THE MARCELLUS SHALE; INDICATED BY PRODUCTION RATESM COSTS AND CURRENT NATURAL GAS PRICES” del 2012.
72
Year Revenues Production Price of Natural Gas ($/mcf) Gross Receipts Royalty Payments Net Receipts
0
1
2
3
4
0
1,112,493 4.04 4,494,474 -764,061 3,730,413
705,498 4.12 2,910,068 -494,712 2,415,356
512,248 4.21 2,157,314 -366,743 1,790,570
399,910 4.30 1,719,576 -292,328 1,427,248
0.00 0 -405,100 -3,375,000 -2,208,000
-0.70 -778,745
-0.70 -493,849
-0.70 -358,574
-0.70 -279,937
0 0
-1,399,000 -160,650
-820,600 -275,513
-565,861 -196,763
-424,301 -140,513
Total Costs
-5,988,100
-2,338,396
-1,589,961
-1,121,197
-844,751
Taxable Income
-5,988,100
1,392,017
825,395
669,373
582,497
Pennsylvania State Taxes
592,822
-137,810
-81,714
-66,268
-57,667
Federal Taxable Income
-5,395,278
1,254,207
743,681
603,105
524,830
1,834,395
-426,431
-252,852
-205,056
-178,442
Income after Tax
-3,560,884
827,777
490,829
398,049
346,387
Cash Flow After Tax Income
-3,560,884
827,777
490,829
398,049
346,387
0 0
160,650 1,399,000
275,513 820,600
196,763 565,861
140,513 424,301
0 0 0
Costs: Lease Operating Costs per Mcf Cash Operating Site Prep and Permitting Intangible Drilling Costs Lease Acquisition (5-year lease) Non-cash costs Cost Based Depletion Tangible Drilling Costs Depreciation
Taxes
Non-cash charges Depreciation Cost Depletion Capital Expenditures Tangible Drilling Costs
-1,125,000
Net Cash Flow
-4,685,884
2,387,427
1,586,942
1,160,673
911,201
Present Value at 10%
-4,685,884
2,170,389
1,311,522
872,031
622,363
73
Year Revenues Production Price of Natural Gas ($/mcf) Gross Receipts Royalty Payments Net Receipts Costs: Lease Operating Costs per Mcf Cash Operating Site Prep and Permitting
5
6
7
8
9
10
326,742 4.39
275,445 4.48
237,570 4.58
208,508 4.67
185,536 4.77
166,941 4.87
1,434,464 -243,859 1,190,605
1,234,653 -209,891 1,024,762
1,087,245 -184,832 902,413
974,282 -165,628 808,654
885,146 -150,475 734,671
813,159 -138,237 674,922
-0.70
-0.70
-0.70
-0.70
-0.70
-0.70
-228,720
-192,812
-166,299
-145,956
-129,875
-116,859
Intangible Drilling Costs Lease Acquisition (5year lease) Non-cash costs Cost Based Depletion Tangible Drilling Costs Depreciation Total Costs
-2,208,000
-2,208,000
-334,723 -100,463
-272,964 -100,463
-227,543 -100,463
-192,146 -50,175
-162,512
-133,208
-2,871,905
-566,238
-494,304
-388,277
-292,387
-250,067
Taxable Income Pennsylvania State Taxes Federal Taxable Income Taxes
-1,681,300 166,449
458,524 -45,394
408,109 -40,403
420,377 -41,617
442,284 -43,786
424,855 -42,061
-1,514,852
413,130
367,706
378,760
398,498
382,795
515,050
-140,464
-125,020
-128,778
-135,489
-130,150
Income after Tax Cash Flow After Tax Income
-999,802
272,666
242,686
249,982
263,009
252,645
-999,802
272,666
242,686
249,982
263,009
252,645
100,463 334,723
100,463 272,964
100,463 227,543
50,175 192,146
0 162,512
0 133,208
-564,616 -350,582
646,092 364,702
570,691 292,855
492,303 229,663
425,520 180,462
385,853 148,763
Non-cash charges Depreciation Cost Depletion Capital Expenditures Tangible Drilling Costs Net Cash Flow Present Value at 10%
Figura 3.6: Resoconto del flusso di cassa relativo ad un pozzo di shale gas con una produzione di dieci anni
74
Riassumiamo quindi in una tabella i risultati provenienti dall’analisi di questo cash flow: EUR 4,14 Bcf VAN 1156284 $ TIR
19%
Tabella 9: Risultati analisi relativi al cash flow del primo scenario
Il VAN risulta essere pari a 1156284 $ mentre il TIR al 19%. Come possiamo vedere il Valore Attuale Netto calcolato è ben superiore allo 0, e il Tasso Interno di Rendimento è quasi il doppio del tasso soglia, che era stato definito pari a 10%. Si può dunque ritenere questo primo scenario vantaggioso dal punto di vista economico, nonostante i fattori di incertezza che caratterizzano questo mercato e che abbiamo visto in precedenza. Un periodo di dieci anni risulta quindi essere sufficiente a recuperare le spese sostenute nel progetto e a creare profitto, per quanto riguarda un pozzo nel Marcellus Shale.
3.4.3 Scenario 2 Il secondo scenario, come abbiamo detto ipotizza una produzione di gas all’interno del pozzo continua per vent’anni. Si sono utilizzati gli stessi dati di inputi utilizzati nel primo scenario per quanto riguarda la produzione iniziale e i costi, e in più bisogna ricordare che in questo scenario si assume che non vengano sostenute spese di manutenzione e re stimolazione del pozzo. Ricordiamo che al decimo e al quindicesimo anno, i contratti di locazione verranno rinnovati, come avevamo ipotizzato all’inizio. Come detto in precedenza, per quanto riguarda questo e i prossimi due scenari analizzati, riporteremo, per semplicità, solamente i risultati ricavati. I risultati sono dunque i seguenti: EUR
5,24 Bcf
VAN
1884464 $
TIR
24%
Tabella 10: Risultati analisi relativi al cash flow del secondo scenario
75
I risultati mostrano che il prolungamento della produzione per altri 10 anni, ha portato ad un incremento del Valore Attuale Netto di 728181 $, e ad un aumento del Tasso Interno di Rendimento di 5 punti rispetto ai valori trovati nel primo scenario. Questi dati indicano dunque che se le ipotesi riguardanti le royalties, i contratti di locazione e i costi operativi rimangono costanti, per un produttore risulta vantaggioso non fermarsi ai primi 10 anni di produzione, ma continuare con la stessa fino al ventesimo anno.
3.4.4 Scenario 3 Come si è già visto, i produttori hanno la possibilità di aumentare la produttività di un pozzo, attraverso delle operazioni di re stimolazione e manutenzione dello stesso. Questo tipo di attività includono ad esempio un nuovo rivestimento del pozzo e nuove operazioni di fratturazione idraulica. Ovviamente, tutte queste attività hanno un costo significativo per il produttore. Questa analisi ipotizza che tali interventi vengano effettuati all’anno dieci, e che il loro costo sia pari a 3375000 $, ossia il 60% dei costi originari di D&C. Si ipotizza inoltre che il tasso di produzione del pozzo aumenti del 40% all’anno dieci, grazie a questi interventi. Per il resto, tutti i valori di input iniziali sono uguali a quelli utilizzati nei precedenti scenari. I risultati ricavati da questa terza analisi sono dunque i seguenti: EUR 5,78 Bcf VAN 1389170 $ TIR
21%
Tabella 11: Risultati analisi relativi al cash flow del terzo scenario
Il problema principale che devono affrontare i produttori che decidono di effettuare un investimento di questo tipo è se l’aumento della produzione sarà o meno sufficiente a compensare i costi sostenuti per raggiungere tale incremento. Inoltre, nonostante l’aumento di produzione, bisogna tener conto delle curve decrescenti di produttività, che abbiamo visto in precedenza. I risultati ottenuti sono nel complesso positivi, in quanto sia il Valore Attuale Netto, che il Tasso Interno di Rendimento sono sufficienti a poter ritenere questo investimento vantaggioso.
76
Più avanti verranno effettuati dei confronti tra i vari scenari, ma per ora si può affermare che un investimento in un pozzo di shale gas nel Marcellus Shale a vent’anni, effettuando interventi di re stimolazione e manutenzione dello stesso all’anno dieci, risulta essere vantaggioso.
3.4.5 Scenario 4 Il quarto e ultimo scenario riguarda un investimento con durata ancora pari a vent’anni, ma all’interno dei quali vengono perforati due diversi pozzi, uno all’anno dieci e uno all’anno venti. I valori di input riguardanti la produzione e i costi si sono ipotizzati uguali per entrambi i pozzi, ma per quanto riguarda il prezzo del gas c’è da ricordare che il tasso di incremento annuale che si è applicato ad esso è pari a 2,1%. Ecco dunque i risultati ricavati da questa ultima analisi: EUR 8,26 Bcf VAN 2154848 $ TIR
21%
Tabella 12: Risultati analisi relativi al cash flow del quarto scenario
I dati mostrano come il Valore Attuale Netto di questo ultimo scenario sia ben più grande di quelli relativi agli altri due investimenti di durata vent’anni, e in ogni caso anche questo quarto scenario risulta essere economicamente vantaggioso per il produttore.
3.4.6 Breakeven prices Un ultimo indice utilizzato in questa analisi è il prezzo di breakeven, ossia il prezzo necessario ai produttori per raggiungere un ritorno sull’investimento pari al 10%, ed è stato calcolato determinando il prezzo al quale l’investimento raggiunge un VAN pari a 0, utilizzando un tasso di sconto pari a 10%. La tabella successiva riassume i valori del breakeven price per ognuno dei quattro scenari: Scenario 1 3,29 $ Scenario 2 2,94 $ Scenario 3 3,27 $ Scenario 4 3,09 $ Tabella 13: Breakeven prices per ognuno dei quattro scenari analizzati
Affinchè un investimento possa risultare vantaggioso, il suo breakeven price deve risultare inferiore al prezzo di mercato del prodotto.
77
Il prezzo di mercato per il gas è stato calcolato essere pari a 4,04 $, e perciò tutti e quattro gli scenari risultano avere dei prezzi di breakeven inferiori ad esso. La differenza più grande si nota tra il primo e il secondo scenario, e ciò è dovuta al fatto che lo sfruttamento del pozzo per altri dieci anni aggiuntivi, senza interventi di manutenzione o re stimolazione, permette un aumento della produzione senza dover far fronte a significativi costi aggiuntivi negli ultimi dieci anni.
3.5 Analisi dei risultati e conclusioni Una volta analizzati i diversi scenari è possibile commentare i risultati ricavati. Per farlo, però è opportuno prima riassumere gli indici ricavati dall’analisi in un’unica tabella:
EUR
VAN
TIR
BREAKEVEN PRICE
Scenario 1 4,14 Bcf 1156284 $ 19%
3,29 $
Scenario 2 5,24 Bcf 1884464 $ 24%
2,94 $
Scenario 3 5,67 Bcf 1389170 $ 21%
3,27 $
Scenario 4 8,26 Bcf 2154848 $ 21%
3,09 $
Tabella 14: Riassunto degli indici ricavati dai quattro scenari analizzati
La prima cosa da sottolineare è che tutti e quattro gli scenari hanno prodotto valori positivi per quanto riguarda il VAN, valori superiori al 10% per quanto riguarda il TIR e breakeven prices inferiori al prezzo di mercato di 4,04$; nel complesso, dunque, sono tutti economicamente vantaggiosi. Detto questo, però, va evidenziato come lo scenario numero 2, ossia quello relativo ad una produzione di vent’anni senza spese di re stimolazione o manutenzione, sia probabilmente la migliore opzione possibile tra le quattro per un produttore. Se tali spese non vengono affrontate, infatti, il VAN e il TIR risultano essere maggiori rispettivamente di 495294 $ e 3 punti percentuali rispetto allo scenario 3, dove tali spese vengono sostenute. Inoltre, permettendo al pozzo di prolungare la sua produzione per ulteriori dieci anni, il produttore aumenta di 728180 $ il VAN dell’investimento rispetto allo scenario numero 1, dove la produzione del pozzo si ferma all’anno dieci. Per quanto riguarda il breakeven price, quello relativo al secondo scenario è quello più basso tra i quattro, e quindi quello che permette il maggior profitto.
78
Bisogna notare però, come il valore più alto per quanto riguarda il VAN sia quello associato all’ultimo scenario; anche per quanto riguarda il brakeven price (bp) e il TIR questo tipo di investimento presenta buoni risultati, ossia il secondo più basso bp e TIR tra i quattro, rispettivamente pari a 3,09 $ per mcf e 21%. Ciò fa del quarto scenario, ossia quello dove vengono perforati due pozzi, uno all’anno zero e uno all’anno 10, la seconda migliore opzione per un produttore, tra le quattro. Lo scenario numero 3, pur essendo, come si è visto, economicamente vantaggioso, non presenta dei valori del VAN, del TIR e del breakeven price grandi abbastanza da ritenere meritevole tale tipo di investimento, se paragonato agli altri. Confrontandolo con i valori relativi al quarto scenario, infatti, si nota come il VAN di quest’ultimo sia di 756,678 $ superiore ai 1389,170 $ del terzo; ciò fa pensare che un investitore, molto probabilmente, sarà più incline ad investire dopo dieci anni nella perforazione di un nuovo pozzo, piuttosto che nella re stimolazione e manutenzione del primo. In ogni caso, indipendentemente dalla durata della produzione di un pozzo e dalla tipologia di investimenti addizionali che vengono fatti in esso, si è visto come tutti questi scenari risultino essere vantaggiosi economicamente, nonostante i fattori di incertezza che abbiamo analizzato in precedenza, per quanto riguarda un ipotetico pozzo nel Marcellus Shale.
79
Box 1: Principali aziende operatrici nel bacino Marcellus Shale Sono numerose le compagnie che operano in questo bacino; ne citeremo alcune, le principali: -‐
Chesapeake Energy CHK: è la compagnia che possiede più terreni nel territorio (1,55 milioni di acri, con una aggiunta di altri 50000 da gennaio 2010) e la seconda produttrice di shale gas del bacino, nonché l’azienda più attiva nelle operazioni di trivellazione.
-‐
EOG Resources EOG: nella parte del bacino che si trova in Pennsylvania, EOG Resources possiede 220000 acri di terreno.
-‐
Rex Energy REXX: Negli ultimi anni questa compagnia ha incrementato l’ammontare dei terreni da essa posseduti nell’area di 3300 acri, arrivando a coprire un’area di 36000 acri.
-‐
Unit Corp UNT: questa compagnia ha una partecipazione in due pozzi verticali dislocati in Pennsylvania, precisamente nella zona Somerset County. Nel 2009 poi hanno partecipato alle perforazioni di un altro pozzo verticale e di sue orizzontali. Nel complesso possiedono approssimativamente 55000 acri di terra nell’area del Somerset.
-‐
Exxon Mobil XOM: Nel bacino Marcellus Shale, questa compagnia possiede 5 piattaforme operative, con dei possedimenti terrieri equivalenti a poco meno di 700000 acri.
-‐
Molte altre aziende operano in questo bacino, come Andarko Petroleum, Soutwestern Energy, Range Resources, Chevron, Talisman Energy, Penn Virginia, Ultra Petroleum, EQT Corporation e negli ultimi periodi molte altre, anche più piccole, stanno cercando di entrare in questo mercato.
1: fonte oilshalegas.com/marcellusshale Box
80
Capitolo 4 : Europa e shale gas, differenze rispetto agli USA e fattibilità di un investimento Quest’ultimo capitolo mira ad analizzare la fattibilità di un investimento in un pozzo di shale gas in Europa. Nei capitoli precedenti abbiamo visto la composizione del mercato, le riserve di shale gas, i produttori e i consumatori principali di gas naturale, abbiamo analizzato la profittabilità di un pozzo negli Stati Uniti. In questo capitolo concentreremo la nostra attenzione sull’Europa, cercando di evidenziare prima le differenze che si presentano tra un investimento come quello visto nel Marcellus Shale e uno in un bacino europeo, poi vedremo le regolamentazioni e le direttive in vigore nell’Unione Europea per quanto riguarda la produzione e lo sfruttamento delle energie, infine cercheremo di ipotizzare il rendimento di un pozzo Europeo, per quanto i dati ce lo consentano. Scopo di questo capitolo è dunque vedere se in Europa è prospettabile una rivoluzione energetica come quella che ha rivoluzionato il mercato americano.
81
4.1 Differenze strutturali tra USA e Europa Per poter analizzare un investimento europeo riguardante lo shale gas, e, più in generale, per vedere se lo shale gas può diventare in futuro un driver nell’economia energetica del vecchio continente come è successo per l’America, dobbiamo innanzitutto analizzare le differenze di fondo esistenti tra le due situazioni. Queste differenze riguardano vari ambiti: -‐
differenze legislative, legate ad una diversa concezione della proprietà dei diritti sul sottosuolo
-‐
differenze fiscali, legate ad una diversa tassazione in Europa rispetto a quella americana
-‐
differenze demografiche, legate ad una maggiore vicinanza dei centri abitati ai bacini di shale gas per quanto riguarda l’Europa
-‐
altre differenze legate alla specificità della cultura europea rispetto a quella d’oltreoceano.
Analizzeremo ora in dettaglio queste differenze. Alcune di esse risulteranno essere delle barriere all’entrata nel mercato o allo sviluppo dello stesso, ma va ricordato che esse sono principalmente legate alla differenza culturale che esiste tra i due continenti.
4.1.1 Mineral rights Il primo aspetto da analizzare per un’azienda che intenda investire in una materia proveniente dal sottosuolo è certamente capire a chi appartengono i diritti riguardanti lo sfruttamento del sottosuolo stesso, ossia con chi doversi relazionare prima di tutto per poter ottenere l’accesso alle materie da sfruttare. Come abbiamo visto nel capitolo 3, negli Stati Uniti i proprietari terrieri detengono il diritto allo sfruttamento di tutto ciò che si trova al di sotto del loro terreno, circoscritto nei confini del loro terreno. In America infatti è diritto del proprietario terriero scavare, sfruttare e produrre qualsiasi minerale risieda nel proprio sottosuolo. Questo diritto si estende dunque anche al petrolio o al gas contenuto al di sotto della superficie di un possedimento.
82
Il diritto minerario è quindi costituito da 5 elementi: -‐
il diritto di utilizzare tanta superficie quanta ne sia ragionevolmente necessaria all’accesso ai minerali
-‐
il diritto di trasferire in futuro questo diritto
-‐
il diritto a ricevere una bonus consideration23
-‐
il diritto a ricevere dei delay rentals24
-‐
il diritto a ricevere delle royalties
Il possesso del diritto minerario sul sottosuolo permette dunque ai proprietari terrieri di guadagnare dalla cessione del proprio diritto nei confronti delle aziende che intendono investire, sia attraverso un pagamento iniziale che delle royalties future sui guadagni dell’azienda stessa. L’America, però, è l’unica nazione al mondo dove il diritto sui minerali presenti nel sottosuolo appartiene al proprietario terriero; in tutto il resto del mondo, e quindi anche in Europa, la proprietà del sottosuolo è sì appartenente al proprietario terriero, ma non per quanto riguarda i minerali in esso giacenti, i quali sono proprietà dello Stato. Nella legge italiana, ad esempio, l’art.840 del codice civile riguardante la proprietà fondiaria recita così: “La proprietà del suolo si estende al sottosuolo, con tutto ciò che vi si contiene (1), e il proprietario può fare qualsiasi escavazione od opera che non rechi danno al vicino. Questa disposizione non si applica a quanto forma oggetto delle leggi sulle miniere, cave e torbiere (2) (3). Sono del pari salve le limitazioni derivanti dalle leggi sulle antichità e belle arti [839], sulle acque [909], sulle opere idrauliche e da altre leggi speciali [Cost. 42]. Il proprietario del suolo non può opporsi ad attività di terzi che si svolgano a tale profondità nel sottosuolo o a tale altezza nello spazio sovrastante (4), che egli non abbia interesse ad escluderle (5).”25 Un’azienda che intenda dunque sfruttare dei minerali contenuti nel sottosuolo europeo, dovrà dunque tener conto del fatto che tali minerali risultano essere proprietà dello Stato dove essi si trovano.
23 Chiamasi bonus consideration l’incentivo monetario che il soggetto locatario (sia esso un’impresa o un gruppo di imprese) paga al soggetto locatore (il proprietario del diritto minerario) per eseguire o ratificare il contratto di acquisizione di tale diritto. 24 Chiamasi delay rental il pagamento da parte del soggetto locatario nei confronti del soggetto locatore nel caso la produzione non inizi secondo gli accordi stipulati, ma il suo inizio venga ritardato; il mancato pagamento da parte del soggetto locatario implicherà la conclusione del contratto in essere. 25 Codice Civile, LIBRO TERZO - DELLA PROPRIETÀ, Titolo II - Della proprietà (Artt. 832-951), Capo II - Della proprietà fondiaria, Sezione I - Disposizioni generali
83
4.1.2 Geologia Alcuni studi preliminari, hanno evidenziato come nel mondo ci siano 142 bacini di scisto, e più di 650 formazioni scistose. Queste riserve ammontano a 456 Tcm di shale gas, di cui si stima che il 40 % sia recuperabile. Si stima inoltre che gli Stati Uniti e gli stati appartenenti al CSI posseggano quasi il 60% delle risorse disponibili al mondo. L’Europa invece, dispone del 7% di tali risorse, senza dimenticare che queste stime potrebbero crescere (o diminuire) con l’avanzare degli studi a riguardo. In ogni caso, le proprietà delle formazioni scistose sono abbastanza simili tra USA e Europa, nonostante alcune caratteristiche quali la profondità, la temperatura del sottosuolo, la porosità e il contenuto di argilla varino da bacino a bacino. Come abbiamo detto, lo shale gas è un gas non convenzionale, ma che si trova generalmente in prossimità di riserve convenzionali, vecchie rocce sedimentarie che contengono principalmente argilla e quarzo. La maggior parte delle formazioni scistose negli Stati Uniti si sviluppano su grandi aree, e il loro sfruttamento si è concentrato sull’utilizzo di molteplici “sweet spots”, che producono generalmente 4 milioni di piedi cubici di gas al giorno. Uno sfruttamento delle risorse come questo potrebbe rivelarsi difficile in un continente così densamente popolato quale l’Europa, in quanto ciò comporterebbe la costruzione di piattaforme di estrazione nelle vicinanze dei centri abitati; la mancanza di terre disabitate nelle quali poter procedere con l’installazione di piattaforme estrattive potrebbe dunque rivelarsi un primo problema per l’Europa. Inoltre, c’è da dire che in alcune zone dell’Europa il gradiente geotermico26 risulta essere relativamente alto: ogni 15-‐20 metri di profondità infatti, la temperatura terrestre sale di 1 grado Celsius, a differenza dei 33 metri di media mondiale. Questo, unito al fatto che le riserve di shale gas conosciute in Europa si trovano ad una profondità 1,5 volte superiore a quella delle riserve analoghe negli Stati Uniti, potrebbe rivelarsi un problema per quanto riguarda l’innalzarsi eccessivo della temperatura. 26 il gradiente geotermico corrisponde alla variazione di temperatura alla variazione di profondità all’interno della crosta terrestre
84
4.1.3 Tecnologia Come abbiamo visto nei capitoli precedenti, lo sfruttamento e la produzione di shale gas richiedono l’utilizzo di tecnologie quali la fratturazione idraulica e la perforazione orizzontale. Negli Stati Uniti, grazie alle piattaforme di perforazione, si è reso possibile lo sviluppo di molteplici pozzi di estrazione da un unico sito. Questa tecnologia, in Europa, dovrebbe essere maggiormente sviluppata, poiché, come abbiamo appena visto, i territori europei sono caratterizzati da alta densità di popolazione e da una scarsità di zone libere per la perforazione. Inoltre, siccome i tassi di declino della produzione nei pozzi sono molto alti, negli Stati Uniti le tecniche di fratturazione si stanno evolvendo e perfezionando sempre più. Detto ciò, dunque, ci si può attendere che la progettazione generale per i pozzi nel vecchio continente sia simile a quella dei pozzi d’oltreoceano, con la differenza che la profondità che essi dovranno raggiungere, e le temperature terrestri che dovranno affrontare saranno diverse, come abbiamo visto nel paragrafo precedente. Inoltre, c’è da dire che la disponibilità di attrezzatura necessaria alla perforazione è limitata in Europa rispetto agli USA: ad inizio del 2012, le piattaforme di perforazione terrestre disponibili negli Stati Uniti erano circa 2000, mentre quelle disponibili in Europa solamente 7227, e la situazione non sembra destinata a cambiare di molto. Il trasporto fisico delle attrezzature dall’America all’Europa risulta infatti difficile e costoso, e in ogni caso la maggior parte delle attrezzature americane esistenti vengono già utilizzate in territorio domestico; per questo, gli operatori europei si trovano costretti ad ordinare delle nuove attrezzature, siano esse provenienti da fornitori statunitensi o locali, e ciò comporta sia un grande impiego di capitale, che delle tempistiche d’attesa per la produzione (si va dai 9 ai 12 mesi in media). L’interesse di molte aziende Europee e non, si è quindi spostato verso l’entrata in società (attraverso l’acquisizione di azioni) di imprese americane già presenti nel mercato dello shale gas, in modo da poter acquisire e riprodurre il loro know how. Un esempio delle acquisizioni che ci son state in Europa è riassunto nella tabella seguente: 27
fonte: KPMG analysis based on information by WTRG, Baker Huges and Rigdata.com
85
Nazione Bulgaria
Compagnia
Compagnia
Quota
acquisita
acquisita
Transatlantic Direct Petroleum
100%
Valore ($)
Data
34,5 milioni
Febbraio
Petroleum
2011
Bulgaria Lituania
Tethys Oil
UAB Minijos 25%
17,3 milioni
Nafta Polonia
LNG Energy
Gennaio 2012
Kunagu Real 100%
9,28 milioni
Maggio 2010
4 milioni
Febbraio
Estate Polonia
LNG Energy
Joyce
50%
Podlasie and
2011
Maryani Podlasie Polonia
San
Leon Realm
100%
17,7 milioni
Agosto 2011
Energy
Energy
Polonia
Petrolinvest
Eco Energy
40+48%
70,4 milioni
Maro 2012
Polonia
Petrolinvest
Silurian
60%
25000
Dicembre 2010
Polonia
Eni
Minsj Energy 100%
n/a
Resources
Dicembre 2010
Tabella 15: Acquisizioni quote societarie tra Europa e USA
Il mercato del gas Europeo è stato storicamente detenuto da grandi imprese multinazionali, più che da piccole medie aziende, e questo ha parzialmente ostacolato lo sviluppo di tecnologie di perforazione rispetto a quanto è avvenuto negli Stati Uniti, dove ci sono molteplici operatori e quindi maggiore concorrenza e maggiore sviluppo di tecnologie. Ciononostante, il mercato europeo, per quanto riguarda la tecnologia, ha la possibilità di adottare le best-‐practices delle imprese statunitensi come modello di riferimento, adattando queste soluzioni al proprio mercato.
4.1.4 Regulation Le regolamentazioni riguardanti lo shale gas in Europa variano molto da paese a paese; nonostante l’importanza e la centralità della Comunità Europea, gli stati hanno la possibilità e l’autorità di definire e varare la maggior parte delle proprie regolamentazioni legislative. Ciò porta a grandi differenze nell’approccio ai vari argomenti tra stato e stato.
86
Per quanto riguarda lo shale gas, queste differenze sono ben visibili, ad esempio tra due nazioni come la Francia e la Polonia. In Francia, com’è noto, negli anni passati si è creduto ed investito moltissimo nell’energia nucleare, e questo (senza sottovalutare i problemi che i rischi sismici derivanti dalla fratturazione idraulica potrebbero comportare in vicinanza di centrali nucleari) ha portato il governo francese a decidere di fermare le perforazioni del sottosuolo, chiudendo quindi la porta allo sviluppo del mercato dello shale gas. In Polonia, invece, lo shale gas è visto come una grandissima prospettiva futura per il paese, viste anche le grandi riserve che il sottosuolo polacco possiede; in questo senso il governo spinge affinché sia fatto tutto il possibile per ricercare, stimare, esplorare e infine produrre shale gas. In questo quadro si racchiudono dunque le difficoltà incontrate dalla Comunità Europea a coordinare e accordare tutti gli stati membri in un’unica regolamentazione. Ad oggi una precisa regolamentazione a livello europeo riguardante lo shale gas non è ancora stata decisa e delineata. Un piccolo accenno ai gas non convenzionali (e dunque in generale anche allo shale gas) lo si trova nel testo della Energy Roadmap 2050, il piano d’azione riguardante l’energia varato dalla Comunità Europea nel 2011; in esso infatti sono definite le linee guida che l’Europa intende seguire per quanto riguarda l’energia, ponendosi come obiettivo la decarbonizzazione dell’intera economia europea e il raggiungimento della riduzione dell’80% delle emissioni totali di CO2 entro il 2050.28 Nonostante questo, nel testo si accenna allo shale gas come potenziale risorsa energetica sulla quale bisogna continuare a ricercare; non si specificano dunque le regolamentazioni che questo mercato deve seguire. Alcuni stati europei, come ad esempio la Polonia, cercano di rivendicare il diritto statale sulle decisioni che riguardano lo sfruttamento delle proprie risorse, opponendosi dunque ad una regolamentazione centralizzata e valida per tutta l’Europa. In mancanza dunque di un modello legislativo centrale, la Commissione europea non ha potere sul controllo delle leggi riguardanti le risorse del sottosuolo; queste decisioni vengono perciò lasciate ai governi statali. 28
il testo integrale lo si può consultare sul sito http://ec.europa.eu/energy/energy2020/roadmap/index_en.htm
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L’unico elemento comune che si può riscontrare nelle regolamentazioni introdotte dai vari stati è quello di seguire, appunto, le direttive generali introdotte dalla Commissione Europea per quanto riguarda il mercato dell’energia e gli obiettivi da raggiungere. Infine, va detto che laddove manchino degli specifici ordinamenti riguardanti lo shale gas, si tende in genere a seguire quelli riguardanti il gas convenzionale.
4.1.5 Tassazione Come per quanto riguarda la regolamentazione, in Europa non c’è ancora una tassazione specifica riguardo allo shale gas. Nella maggior parte degli stati europei, come abbiamo detto, vengono applicate allo shale gas le stesse leggi fiscali del gas convenzionale. Tuttavia i principi che stanno alla base della legislazione in merito al gas convenzionale non sempre si rivelano idonei anche per quanto concerne l’estrazione dello shale gas, date le differenze nella tecnologia utilizzata e nei modelli economici che ne derivano. Solitamente, nonostante ogni Stato abbia le sue particolarità, la tassazione applicata allo shale gas in Europa riguarda principalmente i diritti di licenza, gli accordi sulla spartizione dei prodotti e tasse specifiche sugli idrocarburi. Ancora una volta, l’unico stato che nello specifico si sta impegnando a delineare una tassazione riguardante lo shale gas è la Polonia. Come abbiamo detto, il governo polacco vede nello shale gas un’importante risorsa per il futuro dell’energia e del proprio paese, e intende investire nel settore. Affinché ciò sia possibile, oltre alle risorse, sono necessarie le conoscenze, e proprio per questo il governo polacco si sta impegnando in modo da attirare al suo interno investitori esteri che possano applicare il proprio know how nell’estrazione delle risorse. In merito, nel 2012 il ministero della finanza polacco aveva affermato che la tassazione e il prelievo fiscale sulla produzione di shale gas sarebbe stato pari approssimativamente al 40% dei profitti ricavanti da questo mercato, a partire dal 2015. Recentemente, lo stesso ministro ha affermato che tale legge entrerà effettivamente in vigore nel 2015, ma che non saranno effettuati prelievi fiscali fino al 2020, con lo scopo di attrarre ulteriori investitori esteri.
88
In ogni caso, al di fuori della situazione della Polonia, negli altri stati europei non sono ancora state varate leggi che specifichino la fiscalità applicata alla produzione dello shale gas, e questa è un’altra grossa differenza tra la situazione europea, e quella statunitense, dove la tassazione, pur variando leggermente da stato a stato, è comunque chiara e definita. Affinché la produzione di shale gas diventi una realtà anche nel vecchio continente sarà necessario dunque che anche i governi degli stati europei discutano e decidano la linea da seguire per quanto concerne questa tipologia di energia, tenendo in considerazione le peculiarità di questo settore, come la tecnologia utilizzata per l’estrazione.
4.1.6 Logistica Affinché l’Europa possa investire nello shale gas, è necessario valutare anche le problematiche legate alla logistica derivante dalla sua produzione. Come già appurato in precedenza, infatti il trasporto del gas naturale all’interno e tra gli stati europei è affidato principalmente ai gasodotti. La capacità delle pipeline esistenti è sufficiente a soddisfare i volumi di gas trasportato attualmente; nonostante questo, comunque, c’è da rilevare il fatto che se nuove e consistenti quantità di shale gas venissero introdotte nel mercato, la rete dovrebbe essere sicuramente sviluppata e ampliata, attraverso investimenti significativi Non solo il trasporto del gas prodotto può sollevare problemi di logistica, ma anche il trasporto dell’acqua necessaria all’esplorazione dei bacini stessa. Come abbiamo visto, infatti, il processo di fratturazione idraulica ha bisogno di ingenti quantità di acqua per essere messo in atto. Alcuni studi hanno evidenziato che per la perforazione di un singolo pozzo negli Stati Uniti, la quantità d’acqua necessaria può arrivare a 17 milioni di litri. Se teniamo conto del fatto che i bacini europei sono caratterizzati dal trovarsi ad una profondità maggiore rispetto a quelli americani, e da un gradiente geotermico più alto, la quantità d’acqua necessaria all’esplorazione di un pozzo si shale gas europeo è ritenuta essere addirittura maggiore. L’approvvigionamento dell’acqua necessaria al processo di fratturazione idraulica è un problema primario nel computo dell’analisi di profittabilità di un pozzo di shale gas, in quanto il suo costo può cambiare pesantemente i risultati dei progetti. Attualmente questo problema viene risolto in due modi negli Stati Uniti:
89
-‐
il trasporto via camion, nel caso l’acqua utilizzata provenga da una zona distante dal sito di perforazione
-‐
il trasporto via pipeline, nel caso la fonte d’acqua sia disponibile all’interno di un raggio di 2-‐3 kilometri dal sito.
Realisticamente queste sono le due opzioni adottabili anche nel vecchio continente, anche se bisogna valutarne i costi, essendo più alti i prezzi in Europa rispetto a quelli statunitensi. Inoltre, bisogna anche valutare il fatto che, come abbiamo già evidenziato, la distanza tra i siti di esplorazione e i centri abitati, in Europa, risulta essere bassa, e questo può scaturire una sorta di “competizione” per l’approvvigionamento della risorsa tra le imprese e i centri cittadini, con la conseguenza di un innalzamento dei prezzi. Si rende dunque necessario lo sviluppo di una soluzione che possa far incontrare sia la necessità di abbattere i costi che la necessità di approvvigionamento, sfruttamento e trattamento delle risorse d’acqua disponibili, minimizzare i rischi ambientali legati al suo utilizzo e tener conto delle necessità dei privati cittadini.
4.2 Le politiche della Comunità Europea in merito all’energia e allo shale gas Vediamo ora più nello specifico le normative, le linee guida e le regolamentazioni della comunità europea in materia di energia. Analizzeremo le normative varate dall’UE, cercando di evidenziare i punti relativi al mercato del gas. Parlando delle linee guida future che la comunità europea ha deciso di seguire per quanto riguarda l’energia, bisogna sicuramente fare riferimento alla già citata Energy Roadmap 2050, un documento redatto dalla Comunità Europea il 15 dicembre 2011. In esso sono contenute le modalità attraverso le quali raggiungere gli obiettivi energetici precedentemente prefissati. Esso va infatti ad integrare un precedente documento della Comunità Europea del novembre 2010, denominato “Energia 2020 Una strategia per un’energia competitiva, sostenibile e sicura”, nel quale sono stati stilate le priorità necessarie a conseguire gli obiettivi in materia di energia e cambiamenti climatici da raggiungere entro il 2020, già decisi dal Consiglio nel 2007:
-‐
ridurre le emissioni del gas serra del 20%
-‐
aumentare del 20% la quota di energie rinnovabili sfruttate
90
-‐
migliorare del 20% l’efficienza energetica europea
Dal punto di vista operativo, le priorità che la Comunità Europea si è prefissata sono 5: -‐
ridurre il consumo energetico in Europa
-‐
creare un mercato integrato dell’energia realmente paneuropeo
-‐
responsabilizzare i consumatori e raggiungere il massimo livello di sicurezza
-‐
estendere la leadership europea nella tecnologia e nelle innovazioni legate all’energia
-‐
rafforzare la dimensione esterna del mercato energetico dell’UE
Per quanto riguarda il risparmio energetico, i due settori individuati come driver potenziali di questo trend sono quello degli immobili e quello dei trasporti. Perché ciò avvenga, la Comunità Europea auspica un’accelerazione nelle ristrutturazioni, la definizione di criteri energetici comuni da utilizzare nelle gare d’appalto, lo sviluppo di programmi finanziari incentrati sui progetti che mirano al risparmio energetico, il miglioramento della sostenibilità dei trasporti e la riduzione dalla dipendenza dal petrolio.29 Per quanto riguarda la libera circolazione interna dell’energia, l’intenzione è quella di realizzare uno schema delle infrastrutture europee per il 2020-‐2030 relativo allo sviluppo delle reti degli operatori dei sistemi di trasmissione del gas e dell’energia elettrica. Per quanto riguarda il mercato del gas, nello specifico, si costituisce così la REGST (rete degli operatori dei sistemi di trasmissione del gas), la quale ha il compito di regolamentare i termini di entrata nel mercato, lo stoccaggio, l’utilizzazione della rete ecc., e di sviluppare un libero mercato al suo interno, assicurando disponibilità della massima capacità di utilizzo della rete a tutti gli operatori; questo organo deve quindi rendere conto annualmente alla Comunità Europea. La CE auspica poi un maggiore coinvolgimento dei consumatori all’interno del mercato, attraverso una maggiore conoscenza dello stesso e delle sue possibilità (cambio operatore, fatturazione, gestione reclami ecc.) Intende inoltre perseguire l’indipendenza dal carbone attraverso il lancio e il sostegno a progetti e a nuove tecnologie a basse emissioni di carbonio e alte prestazioni. Infine è obiettivo della Comunità quello di rafforzare il mercato interno attraverso una consolidazione delle normative sull’energia, in modo poi da favorire la partecipazione dei paesi vicini al mercato europeo, un mercato unico e ben definito. 29
per approondimenti: http://europa.eu/legislation_summaries/energy/european_energy_policy/en0024_it.htm
91
Tornando dunque alle strategie operative per il 2050, va detto che la Comunità Europea si è impegnata a ridurre entro il 2050 le emissioni di gas serra dell’80-‐95% rispetto ai livelli del 1990. Il Consiglio, attraverso appunto la Energy Roadmap 2050, ha dunque cercato di effettuare un’analisi degli scenari che potrebbero portare alla decarbonizzazione dell’Europa nel il 2050, e le loro implicazioni, in modo da dare una direttiva sugli investimenti che i singoli Stati membri potrebbero sostenere per raggiungere l’obiettivo finale. Per quanto riguarda il ruolo del gas nel futuro della strategia energetica Europea, il documento sostiene che la sostituzione del carbone (e del petrolio) con il gas a breve o medio termine potrebbe aiutare a ridurre le emissioni utilizzando le tecnologie esistenti fino ad almeno il 2030 o 2035. Nel settore dell’elettricità, affinché il gas possa mantenere i propri vantaggi come combustibile utilizzato nella generazione di elettricità, il suo mercato necessita di una maggiore integrazione, più liquidità, un aumento della diversificazione delle fonti di approvvigionamento e una maggiore capacità di stoccaggio. Per quanto riguarda i prezzi, l’Unione Europea vede come necessaria una maggiore flessibilità nella formulazione degli stessi, e un distacco di questi dall’indicizzazione del prezzo del petrolio. Nel documento si parla poi del mutamento che il mercato mondiale del gas ha subito negli ultimi anni, grazie soprattutto all’introduzione dello shale gas americano. Una volta liquefatto infatti (GNL), il gas di scisto proveniente dagli Stati Uniti diventa una nuova fonte di approvvigionamento anche per l’Europa, sempre secondo il principio del libero mercato che la Commissione Europea si auspica per il gas nel vecchio continente. Dato il calo della produzione di gas convenzionale, l’Europa dovrà fare affidamento su importazioni di gas consistenti oltre che sulla propria produzione di gas naturale e sull’eventuale sfruttamento del gas di scisto. Gli scenari sono piuttosto conservatori rispetto al ruolo del gas. Attualmente, i vantaggi economici offerti dal gas forniscono agli investitori una ragionevole certezza di utili, oltre a rischi minori e, di conseguenza, incentivi a investire in centrali elettriche a gas. Le centrali elettriche a gas hanno costi iniziali di investimento più bassi, vengono costruite in tempi piuttosto rapidi e il loro utilizzo è relativamente flessibile.
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Gli investitori possono inoltre proteggersi contro i rischi di evoluzione dei prezzi, in quanto il prezzo di mercato all’ingrosso per l’elettricità è spesso fissato sulla base della produzione di energia elettrica a gas. Tuttavia, in futuro i costi operativi potrebbero essere più elevati rispetto alle opzioni di produzione di energia da fonti prive di carbonio e le centrali elettriche a gas potrebbero dover funzionare per meno ore. L’utilizzo futuro del gas, secondo la Comunità Europea, è però subordinato alla cattura e allo stoccaggio del carbonio (CCS: Carbon Capture and Storage), ossia alla capacità degli impianti di catturare e imprigionare le emissioni di CO2 sviluppate nella produzione del gas, come già avviene in certi impianti di gas convenzionale. Per tutti i combustibili fossili, la tecnologia di cattura e stoccaggio del carbonio dovrà essere attuata a partire dal 2030, e in sua assenza il gas è relegato a diventare una fonte di energia secondaria, al meno per quanto riguarda l’Europa. Per quanto riguarda gli investimenti sullo shale gas in Europa infatti, il documento non fa previsioni particolari, ma si limita a definire tale mercato come un mercato in via di esplorazione, e il cui sviluppo è legato alla possibilità appunto di applicare i sistemi di CCS agli impianti di produzione, alle scelte future riguardanti l’energia nucleare, e alle decisioni che gli Stati Membri prenderanno a riguardo.30 Da questi documenti si nota che l’attenzione della comunità Europea in materia di energia verte principalmente attorno al tema del rispetto ambientale. Grandi sforzi, infatti, si stanno facendo affinché il mercato energetico europeo diventi sì un mercato libero ed integrato, ma anche un mercato che ponga l’accento sul rispetto dell’ambiente, sul controllo delle emissioni di gas effetto serra e sull’indipendenza dalle fonti energetiche provenienti dal carbone. In questo orientamento al futuro, il gas si inserisce come valida alternativa al carbone, anche se perché possa diventarlo del tutto gli impianti dovranno essere sviluppati e migliorati secondo le normative che obbligheranno la costruzione di sistemi di cattura e stoccaggio delle emissioni di CO2.
30
per
approfondimenti
è
possibile
consultare
il
documento
http://ec.europa.eu/energy/publications/doc/2012_energy_roadmap_2050_en.pdf , pagg.12-‐13
alla
pagina
web
93
Nonostante questo, comunque, la posizione dell’Europa in quanto Unione Europea, nei riguardi dello shale gas non è ancora ben definita. La Commissione, come abbiamo visto, lo definisce una possibile fonte futura, degna di nota e di ulteriore investigazione, ma non si sbilancia ancora a favore o meno del suo effettivo sfruttamento. Come sappiamo infatti, la Comunità Europea deve cercare di bilanciare e mettere d’accordo i pareri degli Stati Membri, i cui pareri sulla questione sono discordanti. In Francia, ad esempio, lo sfruttamento dello shale gas è stato vietato da una legge varata nel luglio 2011. Questa legge, formalmente, vieta l’utilizzo della tecnica della fratturazione idraulica, e non dello sfruttamento dello shale gas in sé, ma essendo questa l’unica tecnica tutt’ora conosciuta ed utilizzata per l’esplorazione di tali bacini, di fatto ne blocca lo sfruttamento. Questo argomento è molto sentito dal governo francese, da un lato perché l’investimento fatto sull’energia nucleare negli anni passati è stato consistente e quindi va preservato, dall’altro perché il governo attuale è composto anche dall’ala ecologista, la quale ha posto il non utilizzo della tecnica della fratturazione idraulica come base necessaria per il loro appoggio al governo. Il presidente francese, ha comunque lasciato aperta una porta allo studio di tecniche alternative e meno rischiose per l’ambiente della fratturazione idraulica, e il 1 febbraio 2013 il governo francese ha annunciato il lancio di uno studio appunto su queste tecniche alternative. Resta da valutare, comunque, la fattibilità di queste tecniche, tutt’ora non conosciute e non utilizzate, e le tempistiche per la loro applicazione. In Spagna, recentemente una legge varata dal parlamento regionale della Cantabria ha vietato l’utilizzo delle tecniche di hydrofracking all’interno del proprio territorio. Bisogna specificare che questa è una decisione presa a livello regionale, e potrebbe essere ribaltata a livello nazionale, ma questo è un esempio che rende l’idea di quanto sia divisa l’opinione pubblica su questo argomento. Un altro esempio europeo importante in merito allo shale gas è quello britannico.
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Nel 2011, infatti, la compagnia Cuadrilla Resources Ltd, uno dei principali esploratori di shale gas in Gran Bretagna, ha ottenuto il permesso di scavare dei pozzi d’esplorazione nel nordovest del territorio britannico. A seguito di alcune scosse sismiche rinvenute nell’area esplorativa, successivamente, sempre nel 2011, fu varato un divieto temporaneo sulla fratturazione idraulica. Nel dicembre 2012 tale divieto è stato nuovamente rimosso, consentendo dunque a Cuadrilla di proseguire nelle esplorazioni. Il governo britannico ha in previsione di introdurre un nuovo sistema fiscale volto a incentivare gli investimenti nell’industria dello shale gas, attraverso agevolazioni per lo sfruttamento dei giacimenti e una semplificazione dei processi di ottenimento dei permessi necessari alla costruzione delle piattaforme di esplorazione. In Gran Bretagna, qualunque operazione di perforazione di shale gas dev’essere sottoposta alle procedure di applicazione della pianificazione locale (zonizzazione) e, prima che qualsiasi perforazione avvenga, la proposta dev’essere approvata dall’Agenzia Ambientale britannica (UK Environment Agency) la quale certifica che non sussistano rischi per l’ambiente, dal comitato Esecutivo per la Salute e la Sicurezza (Health and Safety Executive) che ne certifichi la sicurezza e dal Dipartimento dell’Energia e del Cambiamento Climatico (Department of Energy and Climate Change) che assicuri venga fatto il miglior uso possibile delle risorse. Il Governo britannico elaborerà entro luglio 2013 una guida sulla pianificazione tecnica relativa allo shale gas e volta a chiarire le circostanze in cui il permesso di pianificazione dev’essere concesso durante le fasi di esplorazione e assicurare che il sistema di pianificazione sia propriamente in linea con i regimi di salute, sicurezza e protezione ambientale. Le regole della VIA riguardo al fracking sono infatti attualmente poco chiare e beneficeranno delle chiarificazioni contenute in questa guida alla pianificazione. Ulteriori proposte verranno inoltre sviluppate nel 2013 al fine di assicurare che le comunità locali traggano benefici dai progetti di shale gas presenti nella loro area. Questi sono alcuni esempi di come in Europa lo shale gas venga trattato in modo completamente diverso dai vari governi; abbiamo visto che alcuni, come la Francia, sono completamente contrari alla fratturazione idraulica, altri, come la Gran Bretagna, dopo alcuni
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cambiamenti d’opinione stanno investendo in questo mercato, mentre altri non si sono sbilanciati particolarmente a favore o contro. Uno stato che fin dall’inizio si è proclamato favorevole allo shale gas e al suo sfruttamento tramite la tecnica della fratturazione idraulica è sicuramente la Polonia. Vedremo ora nello specifico la situazione polacca.
4.3 Polonia e Shale gas La nostra attenzione si focalizza ora sulla situazione polacca. Come ampiamente detto in precedenza, il governo polacco vede lo shale gas come un’importante risorsa energetica potenziale per il proprio paese, e ha deciso di investire su questo mercato. Abbiamo dunque deciso di analizzare il mercato polacco dello shale gas, essendo la Polonia lo Stato europeo che permette un suo studio più approfondito dal punto di vista delle stime delle risorse disponibili, ma anche per quanto riguarda la regolamentazione di tale mercato e la tassazione applicata. Come nel capitolo 3 per quanto riguardava un pozzo nel bacino americano del Marcellus Shale, cercheremo infine di calcolare la profittabilità derivante da un’investimento in un pozzo di shale gas polacco, per quanto i dati disponibili ce lo concedano.
4.3.1 Risorse di shale gas in Polonia e investitori Già nei capitoli precedenti abbiamo affrontato il tema delle risorse di shale gas nel mondo e in Europa. Ora restringeremo la nostra attenzione per quanto riguarda le risorse disponibili in Polonia. Le riserve stimate in questa regione sono pari a 22,45 Tcm (trillion cubic meters), di cui 5.3 si stima siano tecnicamente recuperabili. Questo fa della Polonia lo Stato Europeo con la maggiore quantità di riserve disponibili. Come si può vedere dalla figura 20, i bacini di shale gas sono potenzialmente 3: Baltic Sea Basin, nel nord della regione con 3,66 Tcm di shale gas stimato, il Lublin Basin nel sud con 1,25 Tcm e 0,4 Tcm nel Podlasie Basin, nell’est della regione. Il bacino più consistente è il Baltic Sea Basin, il quale con 14,4 Tcm di shale gas stimato, e 3,6 Tcm di shale gas recuperabile, possiede il 65% del totale delle risorse del Paese.
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Figura 7: bacini di shale gas in Polonia; fonte: US Energy Information Administration: World Shale Gas Resources, An Initial Assessment of 14 Regions Outside The United States.
La percentuale rimanente si spartisce tra il Lublin Basin (28% delle riserve del paese, con 6,2Tcm di shale gas stimato e 1,2Tcm di shale gas recuperabile) e il Podlasie Basin (7% delle riserve totali, con 1,6Tcm stimati e 0,4Tcm recuperabili). La Polonia è un importatore netto di gas naturale; i dati relativi al 2010 affermano che sono stati consumati 14,3 miliardi di metri cubici di gas, a fronte di una produzione interna di 4,1 miliardi. La maggior parte del gas importato proviene dalla Russia31.
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BP plc, BP statistical Review of World Energy 2011, giugno 2011
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Inoltre la produzione interna di gas convenzionale è diminuita negli anni, e per questo il governo polacco ha deciso di investire nel gas non convenzionale, e nello specifico nello shale gas, come fonte di approvvigionamento di energia interna. Il regime fiscale per questo mercato è stato reso molto attrattivo per gli investitori esteri, nonostante rimangano ancora delle barriere allo sviluppo dal punto di vista normativo e delle infrastrutture. Entro la metà del 2011, infatti, il Ministero dell’Ambiente polacco ha garantito 86 concessioni per l’esplorazione di gas non convenzionale, e 5 pozzi d’esplorazione sono stati completati. Sono numerose le compagnie di esplorazione che hanno investito nel Baltic Basin; la più attiva di esse è la 3Legs Resources. Questa compagnia, tramite una joint venture con la ConocoPhilips ha perforato nel settembre 2010 i primi 2 pozzi d’esplorazione nel bacino, Lebien LE1 e Legowo LE1, i quali hanno riscontrato risultati positivi nel settembre 2011. Altri tre pozzi accompagnati da test sismici sono in programma per il 2012 e 2013 da parte della compagnia Talisman Energy, così come la compagnia Marathon Oil intende intraprendere le manovre di perforazione di un pozzo nello stesso bacino. Chevron e ExxonMobil hanno acquisito i diritti su una superficie pari a 2,1 milioni di acri nel Baltic Basin, con il progetto di perforare un pozzo d’esplorazione nel 2012. Molte altre compagnie più piccole stanno comunque investendo in questo bacino, come Realm Energy International, San Leon Energy, Aurelian Oil and Gas. Per quanto riguarda il Lublin Basin, come per il Baltic Basin, molte compagnie, sia internazionali che statali (polacche, come la PGNiG) stanno valutando il suo potenziale a riguardo dello shale gas. La compania Halliburton ha completato in questo bacino le operazioni di fratturazione per il primo pozzo di shale gas (Markowola-‐1), per conto della PGNiG Production. Altre 6 compagnie d’esplorazione hanno acquisito le concessioni esplorative per questo bacino, tra cui Orlen (la più grande compagnia polacca del settore,) ExxonMobil, Chevron, Marathon Oil, e non solo.
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Nel 2011 non erano ancora stati perforati dei pozzi nel Podlaie Basin, anche se comunque la ExxonMobil detiene la maggior parte dei diritti terrieri riguardanti tale area, nonché tre concessioni esplorative.32
Figura 8: Mappa delle licenze esplorative in Polonia, con evidenziati i pozzi esplorativi presenti al 4 Marzo 2013. (Fonte: Ministero dell’Ambiente polacco)
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Shale gas report — Poland – Tax and accounting issues for foreign investors and service companies, by Eernst & Young
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Box 2: Principali aziende e concessioni in Polonia Per quanto riguarda il mercato dello shale gas in Polonia, non essendo ancora cominciato lo sfruttamento vero e proprio di questa risorsa, è ancora difficile dire quali siano le maggiori compagnie che opereranno in esso. Un’analisi, però, può essere fatta guardando i dati riguardanti le concessioni date dal governo alle aziende per l’esplorazione del bacino. In questo box si vedrà quali sono le aziende principali che hanno richiesto e ricevuto le concessioni esplorative in Polonia. Queste concessioni sono poco più di 80 e le compagnie che le detengono sono 37; qui di seguito si elencheranno le maggiori: -‐
PGNiG SA: è la compagnia che detiene il maggior numero di concessioni, ossia 15;
-‐
Marathon Oil Poland Sp. Z.o.o.: è la seconda, con 11 concessioni;
-‐
LOTOS Petrobaltic S.A.: questa compagnia ha ricevuto dal governo polacco 7 concessioni esplorative.
-‐
Lane Energy Poland Sp. Z.o.o. e Orlem Upstream Sp. Z.o.o. sono altre due compagnie che hanno ricevuto un buon numero di concessioni, ossia 6.
-‐
Tutte le altre compagnie detengono un numero di concessioni pari o inferiore a 5; tra queste, le più importanti sono: DPV Service Sp. Z.o.o., Silurian Sp., Chevron Polska Energy Resources Sp., Indiana Investments Sp., Lane Resources Poland Sp., Saponis Investments Sp. E Talisman Energy Polska Sp.
Box 2: principali aziende detentrici delle concessioni esplorative in Polonia, fonte: Unconventional gas – a chance for Poland and Europe? Analysis and Recommendations, The Kosciuszko Institute
100
4.3.2 Regulatory Environment La legislazione di base a cui fa riferimento il mercato dell’energia in Polonia è contenuta principalmente in due leggi: Business Freedom Act e Geological and Mining Act. Lo sfruttamento e la produzione delel risorse in Polonia, sono attività che sottostanno a contratti di licenza. In entrambi i casi si devono ottenere le concessioni necessarie, e perché ciò avvenga il Ministero dell’Ambiente polacco deve ricevere dalle compagnie delle richieste dettagliate riguardanti i progetti che esse vogliono svolgere. Come abbiamo detto precedentemente, le riserve di idrocarburi contenute nel sottosuolo sono di proprietà dello Stato, e per questo le compagnie che intendono operare in questo settore necessitano un contratto di usufrutto minerario (mining usufruct). Non è chiaro se tali diritti possano essere condivisi tra le aziende, ma in ogni caso, il Ministero dell’Ambiente ha concesso il trasferimento di quote riguardanti i MUA (Mining Usufruct Agreements), alla condizione che la quota ceduta non superi il 49%; di fatto comunque questa concessione ha dato il via alle joint-‐ventures tra aziende. Perché una compagnia ottenga una concessione, la legge sull’ambiente polacco richiede che venga effettuato una valutazione ambientale preliminare, legata allo stato del territorio e all’impatto che i progetti possono avere su di esso. Inoltre, in base alle tecnologie che saranno poi utilizzate, c’è la possibilità che le compagnie debbano acquisire ulteriori permessi ( geological work permits, construction permits, waste management and emission-‐related decisions). Le compagnie sono tenute inoltre a monitorare e inviare al Ministero i risultati riguardanti i dati sismici rilevati durante le operazioni, in modo che il Ministero possa monitorare l’andamento e l’impatto ambientale dei progetti. Nel marzo 2013, il Ministro dell’Ambiente polacco ha terminato il disegno di legge relativo alla modifica della legge vigente, il cosiddetto “New Geological and Mining Act”. Esso andrà a modificare alcuni aspetti sia normativi che fiscali, e soprattutto definirà più precisamente i parametri per quanto riguarda il mercato dello shale gas. Alcune caratteristiche della proposta di modifica sono: -‐ per quanto riguarda le licenze:
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-‐ cambiamento delle tipologie di concessione da tre a una e l’emissione di tutte le nuove concessioni secondo il principio della gara di appalto. -‐ priorità nell’ottenimento di licenze di produzione per gli operatori già presenti nel mercato ed in possesso di concessioni esplorative, per un periodo di due anni a partire dall’approvazione della documentazione necessaria. -‐ permesso di creazione di partnership da parte delle compagnie al fine di condividere diritti e doveri di estrazione. -‐ per quanto riguarda la partecipazione statale all’interno die progetti, attraverso la creazione della compagnia pubblica NOKE (Narodowy Operator Kopalin Energetycznych): -‐ partecipazione dello stato all’interno dei progetti di esplorazione e produzione attraverso una quota di minoranza fissata al 5%. -‐ creazione di un Generations fund, il quale a partire dal 2019 investirà i profitti derivati dalla produzione di gas e petrolio in progetti di ricerca e sviluppo, progetti scientifici ed educativi, pensioni e sistemi sanitari. -‐ per quanto riguarda le normative legate all’ambiente: -‐ una generale semplificazione delle procedure, attraverso una diminuzione delle normative legate ai progetti d’esplorazione e una maggiore chiarezza sui requisiti fondamentali richiesti dallo Stato. -‐ possibilità di perforare pozzi di lunghezza massima 5 km nella fase esplorativa senza l’applicazione di procedure di valutazione ambientale completa; -‐ ottenimento più economico e veloce delle relazioni di impatto ambientale, in quanto tali rapporti verranno richiesti solo per un sito di perforazione di 2 km quadrati, e non più per tutta la superficie della concessione. -‐ eliminazione dell’obbligo di ottenere un permesso separato per cambiare il programma di perforazione o perforare più a fondo del previsto. -‐ modernizzazione dei sistemi di controllo alle concessioni -‐ istituzione di una nuova condizione per i gruppi ambientali che intendano prendere parte al processo di valutazione dell’impatto ambientale dei progetti, tale che la partecipazione sarà riservata solamente ad organizzazioni istituite almeno 12 mesi prima della data di inizio del processo.
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-‐ per quanto riguarda l’impatto comunitario: -‐ aumento della quota di profitto derivante dalle operazioni di perforazione e produzione per le regioni interessate e la quadruplicazione dei ricavi per le comunità locali -‐ obbligo per le compagnie di istituire un sito web nel quale vengano pubblicate informazioni complete ed esaustive riguardanti le loro attività. -‐ approfondiremo in seguito i cambiamenti relativi alla tassazione.33
4.3.3 Tassazione Norme chiare e stabili sono di importanza fondamentale per lo sviluppo del settore polacco dello shale gas, in quanto consentiranno agli investitori di calcolare i costi ei benefici futuri e, di conseguenza, la valutazione del rischio. Nel corso degli ultimi mesi, notevoli progressi sono stati compiuti nel cammino verso una legislazione uniforme sullo shale gas in Polonia, ma alcune incognite restano ancora. I progetti di legge rilevanti per questo mercato sono due: quello sull’estrazione degli idrocarburi e quello riguardante la tassazione applicabile; entrambi sono già stati inviati alla consulta. Il Vice Ministro delle Finanze Maciej Grabowski il 22 marzo 2013 ha detto all’agenzia di stampa polacca che contava di avere il voto sul secondo disegno di legge presentato alla camera per la fine di giugno. Il presupposto è che per entrambi i disegni si proceda in tempi simili. Il regolamento adottato dal governo nel mese di ottobre 2012 presume che tutte le imposte e gli oneri addebitati alle aziende del settore estrattivo non saranno superiori (anzi, verosimilmente saranno pari) al 40% dei profitti lordi delle aziende stesse. Secondo le informazioni fornite dal Ministero delle Finanze, come annunciato il 1 ° marzo, questa tassa comprende diversi elementi, tra cui una tassa “Royalty-‐style” per i depositi non convenzionali che sarà pari al 3% per il petrolio e all’ 1,5% per il gas. Il piano include anche una tassa speciale sugli idrocarburi pari al 25% dei profitti. 34
33 34
fonte: http://www.loc.gov/lawweb/servlet/lloc_news?disp3_l205403543_text fonte: Polish Press Agency, Economic Service
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4.4 Analisi di profittabilità Abbiamo visto, finora, i dati disponibili riguardanti lo shale gas in Polonia e gli aspetti economici ad esso legati. Abbiamo visto innanzitutto la presenza di riserve consistenti e sfruttabili. Abbiamo analizzato la situazione dal punto di vista della politica interna al Paese, e abbiamo visto come il governo sia favorevole allo sfruttamento di tale risorsa e stia varando una legislazione mirata all’entrata di capitali esteri all’interno di questo mercato. Infine, abbiamo visto come il disegno di legge varato dal Primo Ministro polacco contenga al suo interno una regolamentazione fiscale per quel che riguarda gli investimenti sullo shale gas polacco estremamente favorevole. Ora possiamo quindi provare ad ipotizzare un piccolo modello economico che rispecchi la profittabilità di un investimento di questo tipo. Prima, però, va specificato che gran parte dei dati in nostro possesso o sono ipotetici (ad esempio l’effettiva approvazione del disegno di modifica di legge proposto dal primo ministro), oppure teorici (come la quantità di gas contenuto nei bacini polacchi, essendo questa una misura stimata, mentre la misura effettiva non è ancora stata resa pubblica). Il nostro modello dunque non mira ad essere esaustivo dal punto di vista dell’analisi, ma a dare un’idea di quanto lo sfruttamento di questa risorsa possa effettivamente cambiare il mercato europeo del gas, e quanto la rivoluzione energetica ed economica attuata in America dallo shale gas possa essere replicabile anche in Europa. Per prima cosa, dunque, andremo a spiegare le ipotesi sottostanti al nostro modello per capire come sono stati ricavati i dati utilizzati.
4.4.1 Caratteristiche del pozzo e dell’investitore La nostra analisi verte sullo shale gas. Come abbiamo visto in precedenza, dai bacini dai quali si ricava il gas naturale si estrae anche il petrolio. La percentuale di gas naturale estratta non è dunque pari alla totalità del materiale estratto dal pozzo.
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Nella nostra analisi, invece, non avendo dati riguardanti le percentuali di petrolio e di gas presenti nei bacini polacchi, abbiamo ipotizzato che il materiale estratto sia interamente shale gas. Abbiamo poi ipotizzato che l’investimento venga effettuato da una sola azienda, senza condivisione di quote.
4.4.2 La curva di produzione In mancanza di dati riguardanti la curva di produzione specifica per i bacini Europei (e più in particolare polacchi), si è ipotizzato che la produzione di shale gas in un pozzo europeo segua l’andamento della curva che abbiamo incontrato nel capitolo 3 riguardante un pozzo di shale gas nel bacino di Marcellus Shale, negli Stati Uniti. È evidente che questa è una prima forzatura al modello, in quanto abbiamo visto che le caratteristiche dei bacini europei (come ad esempio la loro maggiore profondità) possono influire sulla produzione giornaliera di gas; tuttavia questo fatto può essere controbilanciato dalle tecnologie che si stanno sviluppando e che mirano a migliorare le tecniche di estrazione e produzione, perciò abbiamo mantenuto tale curva invariata ai fini della nostra analisi. Ricordiamo dunque che la curva utilizzata è la seguente:
Figura 9: Curva di produzione di un pozzo di shale gas
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I dati riguardante tale curva, che verranno inseriti nel nostro modello sono, invece, i seguenti: Valori di input Tasso iniziale di produzione
4000 mcf al giorno
Tasso annuale di declino iniziale 70% Variabile b
0,9
Figura 10: dati di input relativi alla curva di produzione
Il tasso iniziale di produzione che utilizzeremo sarà quindi pari a 4000 mcf al giorno, equivalenti a circa 690 boe (barrells of oil equivalent) al giorno. Il tasso di declino iniziale usato nella curva di produzione è pari al 70% mentre la variabile b, ossia il coefficiente esponenziale, è pari a 0,9.
4.4.3 Caratteristiche del pozzo Ai fini della nostra analisi non è risultato importante il calcolo dell’ampiezza del terreno necessaria alla messa in opera del pozzo, che nel caso del bacino del Marcellus Shale era stata calcolata pari a 640 acri. Questo perché per quanto riguarda il calcolo dei costi, il numero di acri veniva moltiplicato per il lease bonus medio pagato ai proprietari terrieri, al fine di calcolarne l’ammontare. Come abbiamo visto, le risorse contenute nel sottosuolo in Europa appartengono allo Stato, per cui i lease bonus statunitensi non vengono pagati direttamente, ma indirettamente all’interno del costo dei contratti e dei permessi di produzione, e attraverso le tasse. Come già anticipato, abbiamo assunto che il materiale estratto dal pozzo sia interamente gas. La percentuale di petrolio estratto nel nostro ipotetico pozzo sarà dunque pari allo 0%, mentre la percentuale di shale gas sarà del 100%.
4.4.4 Analisi dei costi Per quanto riguarda il nostro modello, abbiamo deciso di tenere in considerazione i costi principali relativi alla perforazione di un pozzo in Europa. Il primo costo da affrontare sono i costi complessivi di D&C (drilling and completing). Le notizie relative a tali costi per quanto riguarda i pozzi europei non sono molto precise, per cui abbiamo deciso di calcolarli partendo dagli stessi costi in un bacino statunitense.
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Come abbiamo visto, per il pozzo nel bacino del Marcellus Shale si era tenuto conto di un ammontare dei costi di D%C pari a 5 milioni di dollari. I costi di D&C per un pozzo negli Stati Uniti infatti, vanno dai 3 ai 10 milioni di dollari. I bacini europei, però, hanno caratteristiche geofisiche diverse, e questo comporta costi di D&C più elevati. KPMG in un suo studio sui bacini europei afferma che in Polonia i costi di perforazione vanno dai 10 ai 15 milioni di dollari, e che i costi di perforazione incidono solo per quasi la metà dei costi totali di D&C35. Ai fini dell’input di costo da inserire nel nostro modello abbiamo deciso di utilizzare un valore pari a 15 milioni di dollari. Questo valore, nella realtà potrebbe essere molto più elevato, ma va calcolato il fatto che la tecnologia riguardante i macchinari per la perforazione è in continuo sviluppo, soprattutto in Europa, data la maggiore profondità dei bacini e per questo è verosimile aspettarsi un abbassamento dei costi di D&C in futuro. Per quanto riguarda la tassazione si è deciso di utilizzare il valore soglia di 40% sulle entrate lorde per calcolare la parte di entrate che andranno versate nelle casse dello Stato polacco. Questo in accordo con il disegno di legge proposto dal Primo Ministro, che, come abbiamo visto, propone una tassazione pari circa al 40% delle entrate lorde, comprensiva anche di una tassa comparabile alle royalties sul gas statunitensi. Infine, per quanto riguarda i costi operativi di produzione (manodopera, noleggio attrezature ecc) si è deciso di inserire lo stesso valore utilizzato nel pozzo del Marcellus Shale. Questo valore è pari a 0,7 dollari per migliaio di piedi cubici di gas prodotti. Riassumendo, i valori di input utilizzati ai fini del calcolo sono i seguenti:
35
Central and Eastern European Shale Gas outlook, KPMG
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Working Interest, %: Royalty, %: Initial production rate, boepd: Fraction of production that is oil: Initial decline rate (%/y): Hyperbolic exponent: Severance tax % (oil / gas): Lease bonus (2010), $/acre Well spacing unit, acres Well cost (2011 D&C), M$ Lease Operating Expense, $ / mcf
100,0% 0,0% 690,000 0% 70% 0,9 0% 40% n.d. n.d. 15.000,0 0,7
4.4.5 Definizione degli scenari analizzati Dopo aver visto i dati di input inseriti nel modello d’analisi, rivolgiamo la nostra attenzione agli scenari oggetto dell’analisi stessa. Innanzitutto, bisogna dire che la variabile incognita in questo modello è il prezzo del gas. Questo infatti ci permetterà di confrontare il mercato potenziale dello shale gas in Europa con quello effettivo americano, per poter vedere se può portare ad una vera rivoluzione dei prezzi, come è successo negli Stati uniti. Tutti gli investimenti realizzati si riferiscono ad un pozzo operativo per un totale di 10 anni, senza costi aggiuntivi di manutenzione durante questo periodo. Equivalgono dunque allo scenario 1 nell’analisi effettuata nel capitolo 3. Abbiamo dunque deciso di provare ad analizzare in primis cosa succederebbe al nostro investimento in un pozzo polacco se il prezzo al quale il gas venisse successivamente venduto fosse pari a quello medio utilizzato nell’analisi effettuata nel capitolo 3, ossia 4,04$/mcf. Nel secondo scenario invece abbiamo calcolato il prezzo al quale il gas deve essere venduto affinchè il Valore Attuale Netto del nostro investimento sia uguale a 0. Nel terzo scenario, infine, abbiamo calcolato il prezzo al quale il gas europeo dovrebbe essere venduto affinchè il Van relativo all’investimento ipotizzato fosse uguale a quello ricavato dall’analogo scenario 1 dell’analisi effettuata nel capitolo 3, ossia 1156284$.
4.5 Risultati dell’analisi Di seguito elencheremo i risultati determinati dalla nostra analisi.
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I valori reputati maggiormente interessanti ai fini della nostra ricerca sono quelli relativi al VAN dell’investimento (per il quale si è ipotizzato un TIR pari al 10%), il TIR (che per essere valutato vantaggioso si è ipotizzato debba superare un valore soglia del 10%, e gli anni necessari al cash flow dell’investimento per diventare positivo.
4.5.1 Scenario 1 Nel primo scenario dunque, abbiamo inserito i seguenti dati:
Initial production rate, boepd: Fraction of production that is oil: Initial decline rate (%/y): Hyperbolic exponent: Severance tax % (oil / gas): Lease bonus (2010), $/acre Well spacing unit, acres Well cost (2011 D&C), M$ Lease Operating Expense, $ / mcf Gas Price, $
690,000 0% 70% 0,9 0% 40% n.d. n.d. 15.000,0 0,7 4,04
I risultati che abbiamo ottenuto, sono i seguenti: VAN
-‐ 8210000 $
TIR
-‐15,4 %
Breakeven Year
Oltre l’anno 10
Come vediamo, ipotizzando per il nostro modello un prezzo del gas pari a 4,04$, ossia il prezzo medio di vendita ipotizzato per lo shale gas in USA, vediamo che il nostro investimento risulta essere estremamente negativo. Sia il Valore Attuale Netto che il Tassi Interno di Rendimento sono infatti negativi, mentre l’anno in cui il cash flow raggiunge il punto di breakeven è stimato essere oltre l’anno 10. Tale prezzo del gas, dunque, non è attuabile.
4.5.2 Scenario 2 Nello scenario numero 2 abbiamo calcolato il prezzo al quale lo shale gas prodotto dal nostro pozzo deve essere venduto affinché il VAN relativo al nostro investimento sia pari a 0.
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Questo sarà dunque il nostro breakeven price, ossia il prezzo oltre il quale il nostro investimento sarà ritenuto vantaggioso. I valori di input utilizzati in questo scenario sono dunque i seguenti:
Initial production rate, boepd: Fraction of production that is oil: Initial decline rate (%/y): Hyperbolic exponent: Severance tax % (oil / gas): Lease bonus (2010), $/acre Well spacing unit, acres Well cost (2011 D&C), M$ Lease Operating Expense, $ / mcf VAN
690,000 0% 70% 0,9 0% 40% n.d. n.d. 15.000,0 0,7 0
I risultati ottenuti utilizzando questi dati sono i seguenti: Breakeven price
9,675 $
Breakeven Year
5
Il TIR di questo investimento è pari ovviamente al 10%, in quanto nel calcolo del VAN supponiamo appunto un TIR del 10%, percentuale a cui il VAN assume il valore di 0, come da noi ipotizzato in questo scenario. Ciò che è importante notare è che il prezzo che pareggia l’investimento è di 9,675 $, ossia più del doppio del prezzo a cui il gas viene venduto negli Stati Uniti. Questo è un indice di quanto siano economicamente diversi questi due investimenti, e nello specifico quanto sia più costosa la produzione di shale gas in Europa rispetto che in America. Per ora comunque, ci limitiamo ad analizzare i dati ricavati; in seguito li commenteremo ed analizzeremo.
4.5.3 Scenario 3 Nel terzo scenario della nostra analisi, abbiamo calcolato il prezzo al quale il gas ricavato dovrebbe essere venduto al fine di ottenere un VAN pari a quello ottenuto nello scenario 1 del capitolo 3, ossia 1156284 $.
110
Questo ci permetterà di fare un ulteriore confronto tra i due investimenti. I dati di input utilizzati sono dunque i seguenti:
Initial production rate, boepd: Fraction of production that is oil: Initial decline rate (%/y): Hyperbolic exponent: Severance tax % (oil / gas): Lease bonus (2010), $/acre Well spacing unit, acres Well cost (2011 D&C), M$ Lease Operating Expense, $ / mcf VAN
690,000 0% 70% 0,9 0% 40% n.d. n.d. 15.000,0 0,7 1156284
I risultati ottenuti sono i seguenti: Prezzo TIR Breakeven Year
10,468 $/mcf 13,2 % 5
Il prezzo a cui il gas deve essere venduto affinché il nostro investimento realizzi un VAN pari a 1156284 $ è di 10,468 $ per mcf di gas. A tale prezzo, il cash flow dell’investimento diventa positivo durante il quinto anno, e il Tasso Interno di Rendimento che tale prezzo consente di raggiungere all’investimento è pari al 13,2%, dunque oltre la soglia del 10% ritenuta necessaria per poterlo definire vantaggioso.
4.5.4 Conclusioni L’analisi effettuata ci consente di giungere ad alcune conclusioni. Innanzitutto va detto che i risultati ottenuti derivano dai dati di input utilizzati nel nostro modello; questi, come abbiamo detto, in molti casi sono ipotesi che nella realtà potrebbero rivelarsi diverse dal valore utilizzato. Inoltre ci sono altre variabili meno rilevanti delle quali non è stato tenuto conto nel modello.
111
I nostri calcoli infatti, mirano a dare un’idea approssimativa di come potrebbe svilupparsi un investimento in un pozzo di shale gas, ma non hanno la presunzione di essere esaustivi o perfetti. Essi comunque ci permettono di farci un’idea circa le differenze derivanti da un investimento in un pozzo di shale gas Europeo (per la precisione, in Polonia), rispetto ad un omologo investimento negli Stati Uniti. La prima differenza importante sta appunto nell’entità del capitale iniziale necessario. Come abbiamo visto, i costi di D&C in Europa sono più che doppi rispetto a quelli statunitensi, e tali costi vanno sostenuti prima di poter ottenere delle entrate dall’investimento. Per questo, anche se nel nostro modello abbiamo ipotizzato che l’investimento fosse sostenuto da un’unica azienda, nella realtà è presumibile che tale capitale sarà finanziato attraverso prestiti bancari o joint venture tra diverse compagnie. Guardando i risultati dei tre scenari invece, si nota come quella risorsa che negli Stati Uniti (lo shale gas, appunto) ha permesso un grande abbassamento dei prezzi del gas, in Europa non permetta margini altrettanto ampi. Dallo scenario numero 1 notiamo che se il prezzo di vendita del gas fosse pari a 4,04 $/mcf come negli USA, nessuna compagnia sarebbe disposta a sfruttare le risorse polacche, in quanto tutti i valori dell’investimento (VAN, TIR, breakeven point) risultano sfavorevoli. Perché un investimento di tale entità risulti vantaggioso, il prezzo di vendita deve superare i 9,675 $/mcf, come è possibile vedere nello scenario 2; tale prezzo risulta essere più che doppio rispetto a quello medio di vendita incontrato nell’analisi di un pozzo statunitense. Se, infine, si volesse eguagliare il VAN derivante dall’investimento a 10 anni effettuato nel Marcellus Shale con quello derivante dal pozzo in Polonia, allora il prezzo Europeo dovrebbe essere pari a 10,468 $/mcf, a fronte dei 4,04 $/mcf a cui viene venduto negli USA. Tutto questo fa intendere come i due mercati siano profondamente diversi tra loro, e come sia difficile poter replicare l’esperienza americana nel territorio europeo. Questo non significa che il mercato dello shale gas in Europa sia economicamente sfavorevole, ma semplicemente che i risultati del suo sfruttamento saranno inferiori in termini di abbassamento dei prezzi di mercato del gas rispetto a quanto è successo negli Stati Uniti
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Conclusione Scopo di questo elaborato era cercare di ipotizzare uno scenario in cui il gas che sta trainando l’economia energetica americana venisse sfruttato anche in Europa. Abbiamo visto infatti che lo shale gas ha avuto un ruolo centrale in quella rivoluzione che ha portato in pochi anni gli Stati Uniti a passare da importatori di gas ad esportatori. Tutto questo è stato però possibile grazie alla “scoperta” e all’utilizzo di alcune tecnologie particolari per la sua estrazione, vale a dire la tecnica della fratturazione idraulica e della perforazione orizzontale, le quali, come abbiamo visto, portano con sé tanti benefici economici, quanti dubbi e problemi sul loro impatto ambientale. Tutto quel che si può dire, comunque, è che nell’America dei terremoti causati dall’estrazione dello shale gas, il suo sfruttamento ha permesso ai prezzi di mercato di diventare pari ad un terzo rispetto ai corrispettivi europei. Questo elaborato ha cercato dunque di concentrarsi sugli aspetti prettamente economici di questo mercato, nel tentativo di studiarne ed evidenziarne le caratteristiche come si farebbe con qualsiasi altro mercato. Trattandosi di energia, tuttavia, la componente ambientalistica si è rivelata essere centrale per quanto riguarda questo argomento, tale da essere una variabile di importanza cruciale nel modello, alla pari delle altre variabili più strettamente “economiche”. La differenza principale tra un investimento nello shale gas negli Stati Uniti e uno in Europa, riguarda infatti proprio l’ambiente; la conformazione stessa dei bacini trovati in Europa è diversa (ed economicamente meno vantaggiosa) di quella dei corrispondenti americani, la densità di popolazione (e quindi la possibilità di avere delle terre distanti dai centri abitati dove poter trivellare) è molto più alta in Europa, creando così un’ulteriore barriera al mercato europeo dello shale gas. In generale abbiamo visto che sarebbe impossibile replicare l’esperienza americana in Europa negli stessi termini. Per questo motivo, nonché per una maggiore propensione e tendenza alle energie rinnovabili da parte della Comunità Europea, quasi tutti gli stati Europei si sono dichiarati contrari, o non particolarmente interessati allo sfruttamento e allo sviluppo dello shale gas.
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Lo stato europeo che sembra essere più interessato all’argomento è certamente la Polonia; nel suo sottosuolo infatti è stato stimato il bacino di gas d’argilla più importante in Europa, e il governo polacco ha visto tutto questo come un’opportunità concreta per il proprio paese. In questo elaborato abbiamo quindi cercato di ipotizzare lo sfruttamento di un pozzo di shale gas in Polonia, e confrontarne le caratteristiche economiche derivanti con quelle di un pozzo analogo situato nel Marcellus Shale, negli Stati Uniti. Il risultato finale evidenzia molto bene le differenze sostanziali tra i due continenti, e sottolinea come anche dal punto di vista economico la rivoluzione avvenuta in America grazie al gas d’argille non sia replicabile in Europa; non con gli stessi effetti, se non altro. Questo non significa che dal punto di vista strettamente economico non sia vantaggioso, ma semplicemente che gli effetti tangibili (come ad esempio l’abbassamento dei prezzi del gas) non sarebbero così grandi come è avvenuto oltreoceano. La Comunità Europea, inoltre, per quanto riguarda il mercato dell’energia, sta puntando fortemente e chiaramente in direzione delle energie rinnovabili, categoria in cui lo shale gas ovviamente non ricade, altro motivo per cui probabilmente il vecchio continente non è la culla ideale per un investimento in questo gas. Per concludere, se si guarda questo argomento solo dal punto di vista economico investire in Europa nello shale gas risulta essere vantaggioso; sarebbe superficiale, però, pensare che le uniche variabili coinvolte in questo mercato siano quelle economiche. Da un punto di vista ambientale e culturale, un investimento di questo tipo in Europa troverebbe di fronte a sé molti ostacoli e barriere, sia a livello locale che politico. Questo elaborato, però, ha come scopo quello di analizzare gli aspetti economici di tutto questo, i quali da soli, come è stato detto in prcedenza, dimostrano la fattibilità e la profittabilità di un investimento europeo nello shale gas.
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Ringraziamenti: Ai professori Stefano Micelli e Lincoln Pratson, per avermi seguito, guidato, incoraggiato, ma mai sostituito durante questo cammino, e per avermi permesso di conoscere un mondo finora a me oscuro e sconosciuto come quello delle energie. Un ringraziamento ovviamente va anche a tutto lo staff di VIU per l’incredibile opportunità concessami di soggiornare a Duke University. A mia mamma, perché la tua onestà è stata la mia forza, e il tuo continuo aiuto, soprattutto quello psicologico, il mio sostegno. Grazie per non avermi mai fatto mancare la cosa più importante: l’amore. A mio papà, per avermi insegnato la più grande lezione economica, ossia che ogni cosa ha un costo. A Giorgia, perché così come le foreste crescono senza fare rumore, così è cresciuta la nostra amicizia: nel silenzio. Grazie perché ho imparato che l’amicizia non si basa sulla quantità di tempo condiviso, ma sulla qualità dello stesso e sull’energia espressa in quei momenti, e con te, Giorgia, non ho mai passato un solo momento banale in vita mia. Grazie per essere stata amica quando serviva, bastone quando avevo bisogno e compagna di viaggio quando tutto ciò che volevo era solamente non essere da solo. A Mattia, Mario, Marco, Luca e tutti gli amici che in un modo o nell’altro, in una serata o nell’altra mi hanno ascoltato, aiutato e capito. Spero siate orgogliosi di me almeno quanto lo sono io di essere vostro amico. A Laura, perché non so come fai, ma riesci a sopportarmi. Grazie perché mi hai rimesso in piedi nel momento più difficile e mi hai dato la forza e la grinta decisiva per fare gli ultimi passi di questo percorso e non perdermi nel tragitto. Senza di te sarebbe stato tutto diverso.
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Bibliografia: Leonardo Maugeri, “Con tutta l’energia possibile”, (2011) Sperling & Kupfer editori, Stephen G. Osborn, Avner Vengosh, Nathaniel R. Warner, and Robert B. Jackson, Methane contamination of drinking water accompanying gas-‐well drilling and hydraulic fracturing, Edited by William H. Schlesinger, Cary Institute of Ecosystem Studies, Millbrook, NY, and approved April 14, 2011 (received for review January 13, 2011) Kelly Connelly of KUT News, and David Barer and Yana Skorobogatov of StateImpact Texas and Reporting Texas, How Oil and Gas Disposal Wells Can Cause Earthquakes, reported by StateImpact Texas Jared Shelly, “Risk and Insurance”, (2012), Waste water from hydraulic fracturing may have led to Ohio earthquakes: state regulators have asked for a moratorium on injection wells from fracking, p.12 Lauren O’Neil and Christi Shafer, “Natural Gas Week”, (2012), Study finds shale gas fracking unlikely to cause seismic activity, p.6 Energy Information Administration, (April 5 2011), World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States,
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International Energy Agency, (29 May 2012), Golden Rules for a Golden Age of Gas, World Energy Outlook Special Report on Unconventional Gas, China Weekly News, (Feb. 26, 2013), China Shale Gas -‐ One of the World's Largest Shale Finds Industry Analysis -‐ 2013 Report, p.100 KPMG Global Energy Institute, Central and Eastern European Shale Gas Outlook
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Sitografia: http://geology.com/articles/horizontal-‐drilling/ http://www.sourcewatch.org/index.php/Fracking_and_water_consumption#Pennsy lvania http://stateimpact.npr.org/texas/tag/earthquake/ http://thinkprogress.org/climate/2012/01/05/398406/after-‐earthquakes-‐ohio-‐ decides-‐to-‐stop-‐fracking-‐process-‐to-‐help-‐stop-‐the-‐ground-‐from-‐shaking/?mobile=nc http://www.eia.gov www.eniscuola.net ec.europa.eu https://www.cia.gov/library/publications/the-‐world-‐ factbook/rankorder/2251rank.html http://epp.eurostat.ec.europa.eu/statistics_explained/index.php/Energy_production _and_imports/it#Importazioni www.eni.com/og www.agienergia.it
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