Nella crisi del gas la priorità dell’Unione Europea è ridurre la dipendenza dal gas russo. La Russia, da parte sua, sta indirizzando le sue forniture verso altri mercati, con il taglio del 20% delle forniture per i Paesi dell’UE attraverso il gasdotto Nord Stream 1. Nel frattempo il prezzo di riferimento per le importazioni del gas naturale in Europa, fissato alla Borsa di Amsterdam, qualche giorno fa è aumentato di un altro 10%, toccando i 220 euro al megawattora, per poi riscendere subito dopo a 200 euro.

Nel frattempo la Cina si fa avanti per occupare spazi nell’approvvigionamento del gas estratto in Russia e lasciati liberi dai Paesi dell’UE, dovendo mettere in atto una transizione energetica per una crescita economica sostenibile.

Nella Siberia orientale, il giacimento di Chayandinskoye (Чаяндинское месторождение) raggiungerà la sua capacità nominale di 25 miliardi di m cubi all'anno entro il 2024, consentendo di aumentare l’esportazione di gas naturale verso la Cina attraverso il gasdotto Power of Siberia. Il Kovyktinskoye (Ковыктинское газоконденсатное месторождение - Ковыкта), inoltre, dovrebbe essere collegato al sistema di gasdotti Power of Siberia entro l'inizio 2023 e raggiungere la sua capacità nominale di 15 miliardi di metri cubi all’anno. Tale complesso è in fase di espansione e dovrebbe prevedere una nuova sezione meridionale, i cui lavori sono iniziati nel 2021 e dovrebbero terminare entro il 2025. Infine l'impianto di lavorazione del gas situato sull’Amur dovrebbe raggiungere la sua capacità di 42 bcm/anno entro il 2025. Nel febbraio 20220 Gazprom e China National Petroleum Corporation (CNPC) hanno firmato un contratto di fornitura a lungo termine di 10 miliardi di metri cubi all'anno. Una delle principali risorse potrebbe essere il giacimento di Yuzhno-Kirinskoye (Южно-Киринское), con una capacità progettuale di 21 bcm/anno. Il giacimento dovrebbe essere messo in funzione nel biennio 2023-2025 e potrebbe consentire la fornitura di gas alla Cina attraverso la rotta dell'Estremo Oriente.

Secondo il Gas Market Report, Q3-2022, a cura dell’International Energy Agency (IEA), le esportazioni di gas via gasdotto della Russia verso l'Europa si sono attestate a 167 bcm nel 2021 e sono diminuite del 25% su base annua nella prima metà del 2022 e saranno dimezzare entro il 2025 rispetto ai livelli del 2021. Questa previsione della IEA si basa sulla graduale scadenza dei contratti di fornitura a lungo termine di Gazprom e sull'ipotesi che non vengano firmati nuovi contratti o proroghe, a seguito delle tensioni diplomatiche e del conflitto in corso. Inoltre le sanzioni imposte alla Russia avranno come conseguenza collaterale il mancato utilizzo del gasdotto YAMAL-Europa (Ямал — Европа), che ha una portata di 33 miliardi di metri cubi all'anno di gas e che collega gli impianti della penisola di Yamal e della Siberia Occidentale con la Polonia e con la Germania attraverso la Bielorussa.

L’accelerazione con cui l’UE sta rinunciando al gas russo dovrebbe corrispondere a una diminuzione entro il 2025 di circa l’80%, se comparato ai livelli del 2021. Tale previsione si basa sulle dichiarazioni dei vertici dell’UE di voler essere indipendenti dal gas russo entro il 2027. Le intenzioni dell’UE sono comunque soggette all’imprevedibilità delle mosse strategiche della Russia, che potrebbe anticipare l’UE e tagliare senza preavviso in modo drastico le forniture all’UE molto prima del 2027.

Per contro, le importazioni da parte della Cina del gas russo sono aumentate del 25% (o 11 bcm) nel 2021, sostenute dalla ripresa delle forniture dell'Asia centrale e dal graduale aumento del gas che arriva dal complesso Power of Siberia, i cui flussi hanno superato i 10 miliardi di metri cubi nel 2021 e che la IEA prevede raggiungeranno i 38 miliardi di metri cubi all’anno entro il 2025. La Cina è il Paese dell’Asia Orientale che importa all’anno più gas dalla Russia, con 17 miliardi di metri cubi, segue il Giappone con 9 miliardi di metri cubi e la Corea del Sud, con 4 miliardi di metri cubi. Nel medio termine le importazioni di gas in Cina dovrebbero aumentare di quasi il 60%, raggiungendo gli 85 bcm/anno entro il 2025. Ciò è dovuto in gran parte alle forniture incrementali che in parte dovrebbero giungere a partire dal 2024-2025 in Cina attraverso la rotta dell'Estremo Oriente dall'isola di Sakhalin.

Sempre secondo il recente rapporto della IEA, le forniture di gas della Russia ai mercati asiatici potrebbero aumentare di 40 miliardi di metri cubi all'anno, per raggiungere poco più di 70 miliardi di metri cubi all'anno entro il 2025. In base al contratto a lungo termine che è alla base delle forniture di gas attraverso il gasdotto Power of Siberia, le esportazioni russe di gas verso la Cina sono destinate ad aumentare a 15 miliardi di metri cubi entro la fine del 2022 e aumentare gradualmente fino a 38 miliardi di metri cubi all'anno entro il 2025, come già spiegato sopra.
La Russia potrebbe poi dirottare dall’Europa ai mercati asiatici oltre 10 bcm di gas naturale liquefatto attraverso l'impianto di YAMAL, anche se il trasporto di tutti i flussi di gas naturale liquefatto verso l’Asia Orientale avrebbe come conseguenza costi alti, soprattutto nel periodo da dicembre a giugno, quando la navigazione sulla rotta artica è difficoltosa a causa dei ghiacci e delle cattive condizioni metereologiche.

Le attuali sanzioni nei confronti della Russia mettono, inoltre, a rischio lo sviluppo delle nuove infrastrutture per il trasporto del gas naturale verso l’Asia, che la IEA ipotizza possano essere completate soltanto nella seconda metà del decennio, quindi non entro il 2025, come inizialmente previsto. Una volta operativi, però, tali gasdotti potrebbero fornire altri 18 miliardi di metri cubi all'anno ai mercati asiatici. Il previsto gasdotto Power of Siberia 2, da 50 miliardi di metri cubi all'anno, è stato progettato per collegare i giacimenti della Siberia occidentale alla Cina attraverso la Mongolia. Secondo le stime di Gazprom, il gasdotto potrebbe essere costruito entro il 2027-2028, anche se al momento non è stato stipulato ancora nessun contratto di fornitura che vincoli legalmente i due Stati, pertanto l’inizio dei lavori potrebbe slittare anche oltre il 2030.

Per la Cina, il più grande consumatore di energia al mondo, il gas naturale rappresenta al momento il combustibile fossile più pulito, con emissioni del 29%-44% in meno di CO2, del 79%-80% in meno di NOx, del 99,9% in meno di SO2 e il 92%-99,7% in meno di particolato rispetto al petrolio e al carbone. Il suo consumo in Cina è in continuo aumento dal 2017, dopo un lungo ventennio in cui si è fatto largo uso del carbone, con gravi conseguenze per l’inquinamento atmosferico.

La Cina, trainata dal settore industriale, è il Paese che contribuisce in via principale alla crescita dei consumi e rappresenta oltre il 75% dell'aumento della domanda di gas nella regione per il periodo 2021-2025. Come in Unione Europea, anche in Cina, il gas naturale sarà sostituito nel lungo periodo da fonti di energia rinnovabili, essendo un fossile che emette comunque una notevole quantità di gas serra. Gas a basso contenuto di carbonio, come il biometano e il metano biosintetico ricavati dalle biomasse, così come l’idrogeno da energia elettrica e il metano sintetico, hanno il vantaggio di emettere nell’atmosfera una quantità di carbonio inferiore rispetto al gas naturale, inoltre possono essere trasportati utilizzando le infrastrutture già esistenti per il gas naturale, senza necessità di modifiche.

Circa i due terzi dei nuovi contratti sottoscritti per l’approvvigionamento del gas naturale in Cina prevede un nuovo afflusso nell’ultimo trimestre del 2023 e quasi il 90% dei contratti stipulati sarà esecutivo prima della fine del 2025. L'obiettivo del governo cinese con il 14° Piano quinquennale è quello di raddoppiare la capacità di stoccaggio di gas e gas naturale liquefatto in Cina, per un volume stimato intorno ai 55-60 miliardi di metri cubi entro il 2025, allo scopo di ridurre al massimo il rischio di dannose impennate dei prezzi invernali e di carenze di carburante. il Piano a medio e lungo termine per lo sviluppo dell'industria dell'idrogeno (2021-2035) ha fissato, inoltre, un obiettivo di produzione di 0,1-0,2 Mt/anno di idrogeno da energia rinnovabile entro il 2025 (che si traduce in 1-2 Mt/anno di risparmio di emissioni di carbonio). Si tratta di una colossale operazione atta a migliorare a migliorare la resilienza energetica cinese, ma anche a salvaguardare il ruolo del gas naturale nel sistema energetico.

In Cina la crescita del consumo di gas naturale dovrebbe arrestarsi nel 2035, come confermato da recenti studi effettuati dall’International Energy Agency (IEA), dal World Energy Outlook e dal China Renewable Energy Outlook (CREO). Pur essendo un produttore di gas naturale, la Cina non riesce a coprire il fabbisogno interno. Per esempio, nel 2018 l’estrazione in Cina di gas naturale è stata di 157,5 miliardi di m3 (BCM), mentre il consumo ha raggiunto i 280,3 BCM. Circa la metà del gas naturale consumato in Cina è quindi importato attraverso gasdotti a lunga distanza, mentre il gas naturale liquefatto (GNL) è importato via mare per mezzo di navi metaniere.

Il World Energy Outlook della IEA ha evidenziato che nel 2040 oltre il 7% dell'offerta globale di gas sarà costituito da gas a basse emissioni di carbonio, con un trend in forte crescita. Come sottolineato dal Gas Market Report, Q3-2022, sopraccitato, gli investimenti in nuovi impianti a idrogeno a basse emissioni e nell'ammodernamento degli impianti esistenti con CCUS (Carbon Capture Use and Storage) consentiranno di passare a una modello più sostenibile. La CCUS è una soluzione tecnologica in grado di ridurre significativamente le emissioni di CO2 e riguarda una serie di processi che prevedono dapprima la separazione della CO2 dalle fonti energetiche, o dai gas di risulta o di scarico di processi industriali, quindi uno specifico utilizzo della CO2 o il relativo trasporto in un luogo di stoccaggio, ovvero il suo isolamento a lungo termine dall’atmosfera. Grazie alla CCUS i principali Paesi consumatori di fertilizzanti, come l'India, potranno ridurre le importazioni di gas naturale liquefatto.

Un recente studio di Jinrui Zhang et al. dal titolo Potential role of natural gas infrastructure in China to supply low-carbon fa una previsione di sette differenti scenari per bilanciare la domanda e l’offerta di gas in Cina nel periodo tra il 2020 e il 2050. Fattori che non variano per tutti e sette i modelli sono la domanda globale di gas della Cina, così come le rotte di trasporto, che restano invariate, tranne che per uno scenario, in cui sono incrementate. Nel primo scenario ipotizzato, quello base, gli autori del paper si basano sull’assunto che tutta la domanda di gas in Cina sia soddisfatta in via principale tramite gas naturale, sia di produzione nazionale, che importato via gasdotto e, infine, dalle importazioni di gas naturale liquefatto.

Il modello parte dal presupposto che l'alta percentuale di dipendenza dalle importazioni di gas naturale in Cina aumenta il rischio di sicurezza energetica dell'approvvigionamento di tale fonte di energia, pertanto tutti gli scenari proposti, a eccezione dell’ipotesi di base, utilizzano la produzione nazionale di gas a basso contenuto di carbonio per sostituire le importazioni sia di gas naturale che di gas naturale liquefatto, al fine di ridurre sia le emissioni di gas serra che il rischio di sicurezza dell'approvvigionamento di gas in Cina.

Nei primi due scenari che si discostano dall’ipotesi di base, tutto l'idrogeno prodotto dal solare e dall'eolico è convertito in gas naturale compresso a basse emissioni di carbonio, mentre nei successivi due scenari l'idrogeno è miscelato direttamente nell'infrastruttura di gas naturale e il resto dell'idrogeno è convertito in gas naturale sintetico, sempre a basse emissioni di carbonio. Negli ultimi due scenari l'idrogeno prodotto dal solare e dall'eolico è lavorato attraverso un gasdotto dedicato, un idrogenodotto ad alta tecnologia.

Le infrastrutture saranno strategiche per il fabbisogno di gas naturale in Cina tra il 2030 e il 2050 ed è necessario progettarne una rapida espansione sin da ora. Infatti, sebbene sia stato ipotizzato dagli studiosi che la domanda di gas dovrebbe diminuire a livello internazionale tra il 2040 e il 2050, la rete di gasdotti, come dimostrato, può ancora essere riutilizzata per il trasporto di idrogeno o di metano sintetico. Nel 2020 la produzione di gas a basse emissioni di carbonio era così composta: biometano (30%), bio-SNG (68%) e SNG a basso contenuto di carbonio o idrogeno (2%). Nel 2050 le stime prevedono rispettivamente il 17%, il 39% e il 44%.
Per quanto riguarda la Cina, lo Yunnan e la Mongolia Interna dovrebbero contribuire a circa il 17% della produzione totale di gas a basse emissioni di carbonio nel periodo 2020-2050. Le province di Yunnan, Guangxi, Guizhou, Hunan, Mongolia Interna e Jilin hanno il potenziale per diventare autosufficienti per quanto riguarda la richiesta di gas a bassa emissione di carbonio, che può ridurre il divario del 20%-67% tra l'offerta e la domanda interna, aumentando così l'indipendenza dell'approvvigionamento di gas da parte della Cina.

La domanda di gas in Cina è concentrata soprattutto nelle province costiere orientali, perciò la sostituzione del gas importato dai gasdotti, principalmente da Ovest, con gas a basso contenuto di carbonio prodotto internamente dovrebbe ridurre la distanza di trasporto del gas e, di conseguenza, ridurre le infrastrutture necessarie per il trasporto del gas naturale, mentre dovrebbero aumentare le infrastrutture per il gas prodotto internamente a basso contenuto di carbonio. Applicando questa strategia, la Cina potrebbe, sia nel breve che nel lungo periodo, ridurre in modo significativo le emissioni di gas serra e le importazioni di gas naturale da Paesi terzi.