• L’impatto del Coronavirus è molto forte anche sui mercati energetici con effetti che potrebbero trascinarsi per lungo tempo.
    Sono 6 le variabili dell’economia del petrolio che detteranno il futuro del settore:
    – Prezzi
    – Domanda
    – Produzione
    – Investimenti
    – Competitività intrafuel
    – Economie produttrici/consumatrici
    La dinamica dei prezzi, che ha visto una forte discesa fino a circa la metà di aprile (con addirittura quotazioni negative per il WTI americano), nell’ultimo mese mostra segni di ripresa, con quotazioni attorno ai 35 $/barile. Che rimane, comunque, un prezzo piuttosto basso per il bene in questione. Ovviamente questo andamento, e soprattutto quello futuro, è conseguenza della domanda. Negli ultimi periodi quella cinese è scesa del 20%, cui si affianca la decisa contrazione delle richieste da parte del settore trasporti, che da solo assorbe circa il 60% della produzione mondiale con una media, pre Covid-19, di circa 58 milioni di barili/giorno. Gioco-forza a questi numeri si è dovuta adattare la produzione, per quanto, almeno per quella tradizionale, i tempi di reazione non possono essere immediati (o almeno non tanto quanto quelli per shale oil e tight oil). È pacifico comunque che se i consumi non dovessero risalire agli standard consuenti nell’arco di qualche mese anche questo settore dovrà adattarsi e diminuire i volumi (la notizia di magazzini di stoccaggio ormai non più in grado di accogliere nuovo prodotto è ormai di qualche settimana fa).
    Il taglio della produzione, già proposto dall’OPEC ad inizio pandemia ed avversato dalla Russia, pare l’unica soluzione per mantenere i prezzi in un range che consenta di avere margini che consentano di mantenere redditività all’attività estrattiva. È chiaro che questo avrà effetti sugli investimenti che, per il futuro, significa minore disponibilità di materia prima, con una ipotizzabile accelerazione a favore delle energie rinnovabili (fenomeno, fra l’altro, già in atto anche per le esigenze di decarbonizzazione).
    Il penultimo punto, la competitività intrafuel, ci permette di aprire una parentesi sul metano. Questo settore, già sotto pressione per l’eccesso di offerta, sta conoscendo un crollo dei prezzi (come apprezzabili anche dai report mensili sui consumi interni) esasperato dalla situazione sanitaria a livello globale. In Europa, già a fine 2019, il calo era del 30% rispetto alla chiusura d’anno precedente e, come vedremo fra poco, la discesa è continua e, se possibile, ancora più accentuata. Una delle ragioni risiede nella diminuita capacità ricettiva cinese di GNL che è stato dirottato verso il nostro mercato che, però, essendo già saturo, fa molta difficoltà ad assorbirlo.
    Un chiaro indice della difficoltà del mercato gas sono alcuni nuovi contratti di fornitura con prezzi non più indicizzati al petrolio ma al carbone. Inoltre se, come ha evidenziato il Financial Times, ci sono almeno 50 carichi di GNL diretti in Cina che dovranno trovare un nuovo compratore che ancora non si vede all’orizzonte, la situazione è decisamente critica. Paesi che potrebbero trarre beneficio dall’abbondanza e dai prezzi bassi sono l’India e la Thailandia che, però, non sono ancora dotate di infrastrutture capaci di gestire e smistare una tale quantità di GNL.
    Le prospettive future del settore, d’altronde, non sembrano promettere vistosi miglioramenti. Infatti gli investimenti messi in campo da paesi come Qatar, Mozambico, USA, Canada, Messico, Russia ed Australia, per aumentare la capacità di trasporto stanno per arrivare a compimento senza che ci sia una reale domanda per questo nuovo GNL.
    La caduta dei prezzi del metano impatta, in un mondo come quello energetico in cui tutti i settori sono concatenati, anche sullo sviluppo delle rinnovabili. Infatti in molti mercati la generazione termoelettrica da metano è diventata competitiva con quella da carbone, rinnovabili e nucleare. Inoltre non è un mistero che, almeno l’industria del fotovoltaico, dipenda strettamente dalla manifattura cinese (9 delle 10 maggiori aziende produttrici di pannelli sono cinesi) che sta sì riprendendo ma necessiterà di tempo prima di tornare ai livelli pre-Coronavirus.
    Da ultimo un cenno all’impatto sulle economie sia di paesi produttori che consumatori. È lapalissiano come per i primi le difficoltà siano conclamate, visti i margini pressoché annullati del settore. Nondimeno diversi studi e le crisi energetiche del 98-99 e del 2014 indicano che prezzi di metano e petrolio molto bassi non apportano grandi benefici nemmeno ai paesi consumatori. Infatti la stretta interdipendenza fra Stai in un mondo globalizzato riversa parte delle difficoltà di alcuni sugli altri (è facile capire come un paese produttore che non ha più utili dal petrolio smetta di essere anche un buon cliente per le merci prodotte nei paesi che quel petrolio lo debbono comprare).
    In definitiva questo ragionamento non può non farci riflette su quanto l’economia mondiale sia ancora fortemente legata alle fonti tradizionali e di quanto la necessaria transizione verso approvvigionamenti energetici meno impattanti a livello climatico sia lunga ed irta di difficoltà.
    (Newsletter GME 135/2020)

 

  • Il prezzo medio dell’energia elettrica in Italia a marzo è stato il più basso mai registrato alla Borsa Elettrica con 31,99 €/MWh. La flessione è stata del 18,6% rispetto a febbraio (-7,31 €/MWh) e del 39,5% rispetto allo stesso periodo del 2019 (-20,89 €/MWh).
    L’energia scambiata nel sistema Italia è stata pari a 22,1 TWh; la quantità più bassa di sempre per il mese in questione, per un -10,1% rispetto all’anno precedente.
    L’elettricità usata a marzo è arrivata per il 59,1% da fonti tradizionali (era il 63% nel 2019) e per il restante 40,9% dalle rinnovabili (37%). Fra le fonti tradizionali è sempre il gas a dare il contributo maggiore con il 50,3% (51,3%), seguito dalle altre fonti tradizionali con il 7,1% (6,9%) e dal carbone all’1,5% (4,5%). Per le rinnovabili abbiamo avuto l’idroelettrico al 17,3% (13,6%), seguito da solare all’11,5% (9,6%), eolico con 9,3% (11,4%) e geotermico al 2,8% (2,4%).
    (Newsletter GME 136/2020)

 

  • I consumi di gas italiani a marzo sono stati di 6.657 milioni mc, con un calo del 4,3% su base annuale. A segnare il passo è stata la richiesta del settore termoelettrico (-18%) e di quello industriale (-16%), mentre il settore civile è cresciuto del 13%.
    La contrazione della domanda ha dato luogo a minori importazioni (-6%), soprattutto lato rigassificazione  che lascia sul campo il 27% e ad un flessione della produzione nazionale, arretrata del 17%. Sono aumentate, invece, le erogazioni dai siti di stoccaggio (+26%), controbilanciate da un aumento delle iniezioni (+41%) per mantenere costanti i livelli di riempimento.
    Per quanto riguarda i flussi sono sostanzialmente stabili (+0,2%), con una flessione degli arrivi dal Nord Africa (-36%) ed un aumento di quelli da Russia (+12%) e Nord Europa (+3%).
    Lato prezzi è stato registrato il nuovo minimo storica a 10,11 €/MWh, pari ad un -6% rispetto a febbraio e -45% su base annuale. Analoghe le dinamiche a livello europeo, con il prezzo medio a 8,72 €/MWh per un -8% sul mese precedente ed un -45% sul 2019.
    (Newsletter GME 136/2020)

 

  • Ritoccato ad aprile il nuovo prezzo minimo per l’energia elettrica in Italia. Con 24,81 €/MWh la contrazione rispetto a marzo è stata del 22,5% (-7,18 €/MWh), mentre la flessione rispetto allo scorso anno è del 53,5% (-28,55 €/MWh).
    Allo stesso modo nuovo minimo storico per la quantità di elettricità scambiata nel nostro paese, pari nel mese scorso a 18,4 TWh (-17,7% rispetto ad un anno fa). In questo modo le rinnovabili hanno potuto coprire il 47,9% (era il 38,7% un anno fa) della richiesta elettrica totale, mentre le tradizionali hanno fornito il restante 52,1% (61,3%). Fra queste ultime l’apporto maggiore è stato, come ovvio, quello del termoelettrico a metano, che ha coperto il 43,2% della richiesta totale (48,5%), seguito dalle altre tradizionali con il 7,1% (6,3%) e dal carbone con l’1,7% (6,5%). Fra le rinnovabili la maggior parte dell’elettricità è arrivata dalla produzione idroelettrica che ha coperto il 23,3% della richiesta (17,7%), in seconda posizione quella solare con il 14,4% (11%), quindi eolica con il 7,4% (7,6%) ed a chiudere geotermica col 2,9% (2,4%).
    (Newsletter GME 137/2020)

 

  • Anche i consumi di gas ad aprile si riconfermano in calo con 4.211 milioni mc, in flessione del 23% rispetto allo stesso mese del 2019. È la conseguenza di un calo generalizzato in tutti i settori,: termoelettrico -24%, industria -23%, civile -16%.
    Calano le importazioni sia via tubo (-9%) che come GNL (-6%). A conferma sono tutti negativi i flussi dai vari paesi (Russia -6%; Nord Europa -8%; Algeria -16%) eccetto quelli dalla Libia che sono cresciuti del 16%.
    Anche sul fronte prezzi non si arresta la discesa con 8,73 €/MWh, nuovo minimo storico in calo del 14% rispetto ai livelli di marzo e del 53% rispetto ad un anno fa. Stessa dinamica a livello europeo: il prezzo medio di aprile è stato di 6,58 €/MWh pari a -25% rispetto a marzo 2020 e -56% su aprile 2019.
    (Newsletter GME 137/2020)

 

  • È stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il Decreto Rilancio da 55 miliardi € contente la norma che eleva al 110% la detrazione Ecobonus.
    In pratica dal 1° luglio di quest’anno al 31 dicembre 2021 le spese per realizzare un cappotto termico, la sostituzione dell’impianto di riscaldamento con uno in pompa di calore (o caldaia a condensazione), l’installazione di pannelli fotovoltaici, la realizzazione di colonnine di ricarica per auto elettriche potranno essere detratte nella misura del 110%. In pratica, dunque, i lavori saranno gratuiti. O meglio potranno beneficiare di un rientro in termini fiscali superiore del 10% rispetto a quanto effettivamente pagato. Il bonus potrà essere utilizzato come detrazione fiscale in 5 anni oppure come sconto in fattura (in questo caso la detrazione sarà del 100%) con cessione del credito all’impresa che ha realizzato i lavori, a banche o altri intermediari finanziari.
    Molto interessante è la possibilità per l’impresa cui viene ceduto il credito di poterlo cedere a sua volta ad un terzo attore. In questo modo la banca cui ipoteticamente l’impresa ceda il credito avrà diritto a vedersi riconosciuto in 5 anni il 110% della somma con garanzia da parte dello Stato. Con questa logica il Governo ritiene di poter attivare un circolo virtuoso, garantendo una sicurezza nel rientro dei capitali agli istituti bancari che, verosimilmente, saranno gli attori ultimi cui verranno girate le detrazioni fiscali.
    Andando ad analizzare la parte riguardante la sostituzione degli impianti di climatizzazione invernale nel decreto viene esplicitato che le pompe di calore in sostituzione dovranno essere classificate almeno in classe A per poter usufruire della detrazione. Inoltre, mentre per le abitazioni singole è sufficiente la sostituzione, per i condomìni, che rappresentano la categoria più interessante per le GEHP, sarà necessario passare dagli impianti singoli ad uno centralizzato per rientrare nel 110%.
    Il tetto previsto per questo tipo di operazione è di 30.000 € per unità immobiliare.
    Il decreto apre la strada anche all’installazione di microcogeneratori per i quali, però, la spesa potrà beneficiare del Superbonus solo qualora venga effettuata anche la sostituzione dell’impianto di riscaldamento.
    Infine, per accedere alla detrazione sarà necessario dimostrare, tramite APE, il miglioramento di almeno 2 classi energetiche dello stabile oggetto dei lavori.
    (www.edilportale.it)