Il GNL come ponte

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l gas naturale continua a svolgere un ruolo centrale nei sistemi energetici dell’ASEAN, bilanciando la crescente domanda con gli obiettivi di transizione della regione. Nonostante le sfide in termini di riserve, produzione e commercio, questo combustibile - sia veicolato tramite gasdotto sia sotto forma di GNL - rimane indispensabile per la produzione di energia, per l’industria e per i ricavi da esportazione.

 

 

 

Offerta in calo e domanda in aumento

Le riserve accertate di gas naturale dell’ASEAN sono diminuite dello 0,94 percento nel 2023, soprattutto a causa del calo del 3,79 percento delle riserve in Indonesia, sollevando preoccupazioni in quanto a sostenibilità nel lungo periodo. Mentre la produzione di gas ha seguito una traiettoria discendente dal 2016 (con un calo medio annuo del 3,02 percento), il 2023 ha segnato una modesta inversione di tendenza, registrando un aumento dello 0,84 percento e raggiungendo i 19,8 BSCFD (Billion Standard Cubic Feet per Day). Tale crescita è stata trainata dai tre principali produttori della regione: Indonesia (+1,52 percento), Malesia (+0,77 percento) e Thailandia (+0,25 percento).

 

Di contro, in prospettiva, la crescita della domanda è destinata a superare di gran lunga quella dell’offerta. L’ottavo ASEAN Energy Outlook (AEO8) prevede che il consumo di gas potrebbe aumentare del 163 percento nello scenario di base (Baseline Scenario - BAS)1 e dell’87,3 percento nello scenario obiettivo (ASEAN Target Scenario - ATS)2 degli Stati Membri (Brunei, Cambogia, Filippine, Indonesia, Laos, Malesia, Myanmar, Singapore, Thailandia e Vietnam, ndr) dell’ASEAN (AMS) entro il 2050. Tali stime riflettono la solida crescita del PIL della regione e la dipendenza dal gas per la produzione di energia elettrica, oltre che per il settore industriale.

 

Il paradosso del commercio del gas

Le dinamiche commerciali rivelano un equilibrio mutevole. Fino al 2023, l’ASEAN era un esportatore netto di gas e Paesi come il Brunei Darussalam, l’Indonesia, la Malesia e il Myanmar compensavano le importazioni di Singapore e Thailandia. Le esportazioni hanno raggiunto 55,8 milioni di tonnellate (rispetto ai 51 milioni del 2022); ciononostante, l’export netto è diminuito del 13 percento su base annua e del 66 percento rispetto al 2019, una tendenza che lascia trasparire come l’ASEAN diverrà un importatore netto entro il 2027.

 

 

 

 

Gli sviluppi specifici per paese rivelano strategie divergenti all’interno dell’ASEAN, ma al contempo evidenziano la profonda integrazione della regione nei mercati globali del gas. L’Indonesia si è impegnata a dare priorità all’uso interno del gas per sostenere la sicurezza energetica e la crescita economica, registrando un calo delle sue esportazioni nette del 3 percento nel 2023. La Malesia si conferma come il principale esportatore con 28,91 milioni di tonnellate (Mt), ma solo il 12 percento di questo volume è rimasto all’interno dell’ASEAN. L’Indonesia, il secondo esportatore, ha invece diretto il 30 percento del suo export verso i mercati regionali, in particolare Singapore. In tutto ciò, la dipendenza della Thailandia dalle importazioni è aumentata dell’11 percento e il deficit commerciale di gas di Singapore è cresciuto del 2 percento, riflettendo la costante necessità di importare gas per la produzione di energia.

 

Nel complesso, l’80 percento delle esportazioni dell’ASEAN è stato diretto al di fuori della regione, principalmente verso Giappone, Cina e Corea, che insieme hanno assorbito il 95 percento dei flussi extra-ASEAN. Sul fronte importazioni, Australia e Qatar hanno dominato come fornitori, rappresentando rispettivamente il 46 percento e il 26 percento delle importazioni totali non provenienti dall’ASEAN. Queste dinamiche evidenziano il duplice ruolo dell’ASEAN: da un lato, un blocco di consumatori sempre più dipendente dal GNL; dall’altro, un esportatore chiave che plasma la sicurezza energetica dell’intera area Asia-Pacifico.

 

Le dinamiche legate ai prezzi globali aggiungono un ulteriore livello di complessità. Mentre benchmark come Henry Hub segnalano un eccesso di offerta e una crescita debole della domanda per il 2024, i prezzi del gas nell’ASEAN rimangono relativamente più elevati a causa dei prezzi regolamentati e degli impegni di esportazione. Questo scollamento espone la regione sia alla volatilità esterna sia a problemi di accessibilità sul mercato interno.

 

 

 

 

Quali sono quindi gli elementi da prendere in considerazione? Il settore del gas dell’ASEAN si trova a un bivio. L’aumento della domanda interna, l’irregolarità nella ricostituzione delle riserve e il calo della capacità di esportazione netta suggeriscono una crescente dipendenza dal GNL nei prossimi anni. Di fatto, l’ASEAN ha investito e costruito le infrastrutture necessarie per garantire l’approvvigionamento e per espandere il contributo del GNL agli obiettivi di transizione energetica, delineando al contempo percorsi di decarbonizzazione volti a garantirne la sostenibilità; tuttavia, le sfide regionali e globali per l’utilizzo del gas naturale si fanno sempre più impegnative.

 

Iniziativa regionale e sviluppo nazionale

Il programma di sviluppo energetico dell’ASEAN, che prende il nome di Plan of Action on Energy Cooperation (APAEC), sottolinea questo aspetto cruciale promuovendo l’iniziativa Trans-ASEAN Gas Pipeline (TAGP), volta a migliorare l’accessibilità e la connettività tramite gasdotti e impianti di rigassificazione. Ad oggi, la TAGP ha messo in collegamento sei AMS mediante 13 gasdotti che si estendono per 3.631 km e 14 terminali di rigassificazione del GNL (RGT) che offrono una capacità complessiva di 59,6 Mtpa. Eppure, secondo l’ASEAN Council on Petroleum (ASCOPE), tutti gli oleodotti - siano essi già costruiti o proposti - rimangono di portata nazionale o bilaterale; inoltre, non esistono collegamenti multilaterali in fase di sviluppo, fatto che sottolinea il divario tra le ambizioni della regione e le realtà nazionali.

 

In un contesto di integrazione transfrontaliera meno incisiva, gli AMS hanno promosso le proprie strategie nazionali relative al GNL e alle infrastrutture del gas, con l’obiettivo di coprire la domanda interna e potenziare la sicurezza energetica. L’Indonesia ha incrementato la propria capacità grazie all’entrata in funzione, nell’ottobre 2023, dell’impianto GNL di Tangguh - Treno 3, con una portata di 3,8 MTPA. Attualmente, l’obiettivo è raggiungere i 180 carichi annuali, pari a circa il 60 percento della produzione nazionale di gas. A complemento di ciò, l’impresa statale PLN Energi Primer Indonesia (PLN EPI) sta sottoscrivendo nuovi protocolli d’intesa mirati allo sviluppo di impianti midstream per gas/GNL integrati con le infrastrutture portuali, al fine di assicurare l’efficienza logistica e una maggiore indipendenza energetica, in linea con il RUPTL 2025-2034.

 

La Malesia, che è già un esportatore regionale di primo piano, gestisce due terminali di rigassificazione nella Malesia peninsulare (a Sungai Udang e Pengerang). Per far fronte alla domanda in crescita, è inoltre prevista la realizzazione di un terzo terminale a Lumut, Perak. La Malesia orientale continua ad essere il pilastro della capacità di esportazione del Paese: il Sarawak conserva una vasta base di approvvigionamento di GNL e il Sabah sta espandendo gli impianti galleggianti di GNL, la cui entrata in funzione è prevista entro il 2027.

 

Il Vietnam sta procedendo con determinazione nello sviluppo del GNL per la produzione di energia, con la previsione di realizzare sei terminali di GNL e i relativi progetti per una capacità complessiva superiore a 22.000 MW entro il 2035. Per incentivare l’adozione, il governo ha ridotto le tariffe di importazione del GNL dal 5 percento al 2 percento nel 2025; tale misura riflette l’obiettivo di allineare il GNL ai percorsi di transizione verso l’energia pulita.

 

Le Filippine si stanno rapidamente profilando come un futuro hub di importazione di GNL: con otto progetti in cantiere, il Paese potrebbe presto vantare la maggiore capacità di importazione del Sud-est asiatico, raggiungendo un potenziale di 30,2 Mtpa. Si prevede che le importazioni di GNL subiranno un incremento di oltre cinque volte nel periodo 2025-2029, andando a sostituire il declino della produzione di gas di Malampaya. L’investimento stimato per i terminal e le infrastrutture necessarie è di 5,4 miliardi di dollari.

 

Singapore sta inoltre consolidando il suo ruolo di hub regionale per il commercio e la distribuzione del GNL: è atteso per il 2030 il secondo terminale di GNL sull’isola di Jurong, che sarà dotato di un’unità FSRU da 200.000 m³ e avrà una capacità di rigassificazione di 5 Mtpa. Nel mentre, è in fase di realizzazione un nuovo impianto di caricamento di GNL su autocisterne per espandere la distribuzione dell’ultimo miglio e le catene di approvvigionamento industriali.

 

 

 

 

 

Gas naturale: una contrazione su tutti i fronti

Nonostante il ruolo di combustibile ponte, il gas naturale si trova in una posizione precaria. I decisori politici lo considerano un asset cruciale per l’obiettivo di un’elettricità più pulita e di una sicurezza energetica a breve termine; tuttavia, la sua etichetta di combustibile di transizione genera diffidenza tra gli investitori. Mentre il capitale globale si indirizza rapidamente verso le rinnovabili, l’ASEAN rischia lo stallo: troppo dipendente dal gas per potervi rinunciare e al contempo non abbastanza in grado di giustificare pienamente l’entità degli investimenti necessari per garantirne l’approvvigionamento.

L’accessibilità economica aggiunge un ulteriore livello di fragilità

Un approccio orientato al mercato espone l’ASEAN a picchi di prezzo, a una forte volatilità e all’influenza sproporzionata degli attori dominanti. Consumatori e governi risultano vulnerabili, mentre le fasce più povere sono maggiormente colpite dagli shock che si propagano sui mercati globali. È ben lontana la stabilità: la regione si trova di fronte a oscillazioni imprevedibili che minano la fiducia e ostacolano la pianificazione a lungo termine.

 

La geopolitica accentua questi rischi. Le controversie relative a riserve contese (come quelle nel Natuna Orientale e nel Mar Cinese Meridionale) mantengono vasti giacimenti di risorse bloccati nell’incertezza. Nel frattempo, gli Stati membri dell’ASEAN rimangono polarizzati tra la necessità prioritaria di approvvigionamento interno e la ricerca di ricavi dalle esportazioni. Questa mancanza di allineamento mina la validità delle strategie collettive e frena l’avanzamento di progetti chiave come la TAGP. Senza unità d’intenti e un piano generale condiviso, il futuro del gas nell’ASEAN rischia di non rappresentare un elemento fondamentale di sicurezza energetica, ma di diventare una vittima degli interessi concorrenti e delle tensioni irrisolte.

 

Ad aggravare questi vincoli interni e regionali si aggiunge l’indifferenza della comunità internazionale. Le economie avanzate continuano a sollecitare l’ASEAN ad accelerare la transizione energetica, pur mantenendo le proprie importazioni di GNL - una pratica che contribuisce a preservare il ruolo del Sud-est asiatico come fornitore chiave nel commercio globale di gas. Le esportazioni dell’ASEAN verso i mercati esterni la vincolano alle dinamiche globali e le recenti deviazioni di carico evidenziano come le fluttuazioni della domanda altrove possano ripercuotersi sulla regione. Tale asimmetria è inasprita dalla carenza di finanziamenti significativi e di trasferimenti di tecnologia, lasciando l’ASEAN con strumenti limitati per la decarbonizzazione, oltre che con l’onere di sostenere l’offerta.

 

Inoltre, sebbene la regolamentazione nazionale e le politiche di esportazione possano attenuare la volatilità nel breve termine, la regione non può sottrarsi completamente alle dinamiche globali del gas, che includono i costi d’importazione, la concorrenza sui carichi spot e la mutazione dei benchmark, che continuano a trasmettere gli shock dei prezzi nei sistemi nazionali. Questo doppio standard schiaccia l’ASEAN tra l’aumento della domanda interna e le pressioni esterne, paventando un futuro in cui la regione si assume gli oneri della transizione ma si vede negati i mezzi per gestirla in modo efficace.

 

Non solo riconfigurazione regionale

Gli ASM dovrebbero cessare di considerare il finanziamento del gas naturale come una mera giustificazione difensiva, inquadrandolo invece come un fattore abilitante strategico per le energie rinnovabili. Integrando i progetti sul gas all’interno di percorsi di decarbonizzazione più ampi, per esempio accoppiando i terminali GNL con infrastrutture hydrogen-ready o con progetti pilota di cattura del carbonio oppure introducendo misure di mitigazione delle emissioni di metano lungo la catena del valore del gas naturale, i decisori politici possono attrarre finanziamenti misti e capitali allineati al clima.

 

Per la comunità globale, in particolare le banche multilaterali e i fondi per il clima, ciò impone di ripensare le rigide esclusioni sul gas: penalizzare l’ASEAN per un uso pragmatico del gas mentre si sovvenziona la transizione nel Nord globale rischia di accentuare le iniquità. È necessario introdurre un quadro di “giusta transizione del gas” con chiare clausole di uscita temporalmente vincolate.

 

L’ASEAN dovrebbe abbandonare i sussidi reattivi e investire, al contrario, in meccanismi di stabilizzazione dei prezzi a livello regionale. Ciò può avvenire tramite l’approvvigionamento congiunto, lo sviluppo di scorte strategiche di GNL o l’introduzione di un indice dei prezzi capitanato dall’ASEAN che riduca la dipendenza da benchmark esterni come Henry Hub o JKM. Questa strategia sposta il potere contrattuale dai fornitori esterni e rafforza la capacità negoziale dell’ASEAN.

 

A livello globale, i grandi produttori e gli snodi commerciali devono riconoscere che il Sud-est asiatico è più di un semplice price-taker. La trasparenza dei contratti di GNL e l’adozione di meccanismi per contenere l’eccessiva volatilità dovrebbero essere considerati parte dell’architettura della sicurezza energetica globale, non un mero problema regionale.

 

Invece di lasciare che le dispute marittime e le priorità frammentate ostacolino la cooperazione, l’ASEAN dovrebbe sfruttare il suo peso collettivo nei flussi globali di GNL. Un messaggio coordinato che colleghi i progressi sulla TAGP o su un mercato del gas integrato ad accordi commerciali e di investimento più ampi segnalerebbe che le potenze esterne hanno tanto da perdere dall’instabilità quanto l’ASEAN stessa.

 

Nel frattempo, la comunità globale deve smettere di trattare le dispute nel Mar Cinese Meridionale come semplici punti di scontro territoriali, riconoscendo che sono anche punti di strozzatura energetica. Le acque contese racchiudono vaste riserve non sfruttate di petrolio e gas e rotte marittime che veicolano un terzo del commercio globale di energia; qualsiasi escalation non solo interrompe l’esplorazione e la produzione, ma minaccia la stabilità dei mercati energetici regionali e globali. Sono quindi essenziali quadri multilaterali proattivi per lo sviluppo congiunto e la riduzione dei conflitti, pena il rischio di vulnerabilità strutturali per il commercio globale di GNL.

 

In ultima analisi, sebbene siano molteplici gli ostacoli all’ulteriore espansione del GNL nell’ASEAN, una cosa è certa: il GNL può fungere da ponte stabile verso un mix energetico sicuro e sostenibile per l’ASEAN, a condizione che decida di percorrere tale strada.