Gas a prezzi record, ma negli Usa la produzione cresce col freno tirato

Quest’ultimo ostacolo è particolarmente serio nella regione degli Appalachi, da cui proviene quasi un terzo del gas americano: «I limiti della capacità di trasporto nella regione sono ormai stati raggiunti», ammette l’Energy Information Administration (Eia), che fa capo al Governo, e non si riescono a costruire nuovi gasdotti, per l’esplosione dei costi, per la minor propensione a finanziare investimenti nei combustibili fossili e per le crescenti proteste ambientaliste, sfociate in alcuni casi in lunghe cause giudiziarie.

Anche le pipeline in uscita dal bacino di Permian (dove la produzione di gas ormai cresce soprattutto al traino del petrolio) potrebbero arrivare a saturazione nel 2023, temono molti analisti.

I problemi dello shale gas potrebbero insomma non avere una soluzione facile, né immediata: uno scenario che proietta qualche ombra sulla speranza che Washington possa davvero aiutarci a sostituire fino a un terzo delle nostre importazioni da Gazprom.

Il patto tra la Casa Bianca e la Commissione europea, stipulato a fine marzo, mette a disposizione del Vecchio continente fino a 50 miliardi di metri cubi di gas americano entro il 2030, circa il doppio dell’attuale capacità di esportazione di Gnl a stelle e strisce (che è raddoppiata dal 2019). Ma lo stesso Governo Usa sembra scettico sulla possibilità di espandere rapidamente le estrazioni di combustibile, prima ancora che la capacità di liquefazione.

Le ultime previsioni dell’Eia, pubblicate ad aprile, indicano che la produzione di gas aumenterà del 4% nel 2022, a una media di 97,4 miliardi di piedi cubi al giorno (circa 2,8 miliardi di metri cubi) e del 3,5% il prossimo anno, a 100,9 miliardi.

Può sembrare un buon tasso di crescita – e comunque si tratta di livelli record – ma è ben poca cosa rispetto ai ritmi del passato, a doppia cifra percentuale nei periodi di rialzo dei prezzi: tra il 2017 e il 2018 l’incremento era stato del 12 per cento.

Le società quotate attive nello shale gas, stima Rystad Energy, vedranno crescere del 70% il free cash flow quest’anno, alla bellezza di 830 miliardi di dollari, ma le spese in conto capitale saliranno solo dell’11% a 286 miliardi: in pratica reinvestiranno nelle operazioni produttive appena il 26% dei flussi di cassa disponibili. Un tempo era oltre il 70%, ricorda la società di ricerca norvegese .

Gli incentivi a fare di più non mancherebbero. I prezzi del gas, come già detto, corrono anche negli Usa: all’Henry Hub si avvicinano ormai a 9 $/MMBtu, il triplo rispetto alla media dell’ultimo decennio (anche se tuttora circa un terzo rispetto ai prezzi europei), un rally che non dipende solo da speculazioni al Nymex, ma che rispecchia una forte domanda sia sul mercato domestico, sia – soprattutto – su quelli di esportazione, che ha fatto svuotare gli stoccaggi del Paese ai livelli stagionali più bassi da tre anni.

Le tensioni hanno risvegliato proteste (mai del tutto sopite) tra i consumatori industriali e a febbraio hanno spinto un gruppo di parlamentari a invocare limiti all’export per tutelare l’economia Usa.

Oltreocano gli impianti che esportano Gnl ormai “consumano” più di 12 miliardi di piedi cubi di gas al giorno, più o meno quanto il settore residenziale. E nel mondo la fame di gas «made in Usa» aumenta sempre di più.

Se l’Asia ha rallentato gli acquisti, soprattutto per via dei lockdown in Cina, l’Europa sta invece letteralmente fagocitando Gnl: ad aprile abbiamo di nuovo battuto ogni record di arrivi di metaniere, con ben 104 attracchi presso i rigassificatori, stima S&P Global, oltre il 20% in più che a marzo (in Italia sono sbarcati 15 carichi, contro i 12 del mese precedente).

Gli Usa sono rimasti di gran lunga il nostro primo fornitore, per il quinto mese consecutivo, con 4,5 milioni di tonnellate di Gnl che hanno raggiunto il Vecchio continente secondo Refinitiv: il 64% dell’export a stelle e strisce, che in generale rispetto al record di marzo ha fatto un passo indietro (-8% a 7,1 milioni di tonnellate) a causa di manutenzioni nei terminal Cameron Lng e Freeport Lng solo in parte compensate dall’avvio del nuovo impianto di Venture Capital a Calcasieu Pass e del sesto treno di liquefazione a Sabine Pass da parte di Cheniere Energy.