• Intorno alla metà dello scorso mese si è tenuto un convegno sul tema gas curato da Nomisma Energia da cui è emerso che questa fonte sarà protagonista nel nostro paese anche nei prossimi anni. La necessità di far fronte alla dismissione del carbone e l’esigenza di centrali termoelettriche rapide che possano bilanciare la non programmabilità delle rinnovabili manterranno il ruolo del metano centrale nell’ambito della produzione energetica.
    A questo proposito sono state analizzate le difficoltà/criticità negli approvvigionamenti che hanno portato, come vediamo mese per mese, ad una forbice piuttosto ampia fra i prezzi italiani e quelli medi europei. In quest’ottica centrale è stata la chiusa di uno dei due tubi del Tenp, gasdotto che scende dall’area del Benelux ed entra in Italia a Passo Gries portando metano dal Mar del Nord. Impedimento di non immediata soluzione, poiché dopo i primi lavori di manutenzione è emersa la necessità di ricostruire parte dell’opera. Intervento già iniziato ma che richiederà tempi lunghi.
    Ci sono poi delicate situazioni geopolitiche. Basti pensare alla Libia, dalla quale arrivano altri 2 gasdotti nel nostro paese.
    Siccome problemi di questo genere sono sempre dietro l’angolo, è necessario pensare a contromisure per assicurare forniture stabili ed economiche. Per questo al convegno si è caldeggiata, oltre al completamento in tempi rapidi del TAP, anche l’accelerazione dei lavori per EastMed, la pipeline che dovrà collegare il bacino metanifero di Levatin Basin (fra Cipro ed Israele) con la Grecia e l’Italia (tramite Poseidon).
    Quelli appena indicati sono però progetti futuri con tempi lunghi. Nell’immediato per ridurre la forbice fra prezzi italiani ed europei si possono percorrere tre strade:
  • Migliorare la regolazione dei transiti interni all’Europa, evitando che l’Italia venga penalizzata in quanto ultimo paese di arrivo, dall’accumularsi dei diritti di transito (problema reale soprattutto per il gas russo ed, in generale, in arrivo dai gasdotti dell’Europa Centrale);
  • Allineare il costo del gas per i grandi consumatori italiani a quello sostenuto dagli omonimi europei;
  • Favorire la competizione fra operatori e sfruttare la posizione geografica in modo da lavorare come hub a nostra volta (leggasi godere a nostra volta dei diritti di transito;

    Nel considerare il ruolo del metano come energia del futuro non va dimenticato che anche la decarbonizzazione non potrà essere perseguita solo tramite l’elettrificazione dei consumi. Per alcuni settori, citiamo a titolo di esempio il cartario, non è pensabile sostituire l’apporto termico del gas con una produzione elettrica. Non a caso lì è molto sfruttata la cogenerazione, pratica che ha grandi potenzialità anche per il futuro in un’ottica che vede l’efficienza energetica come principale driver per la decarbonizzazione.
    (www.formiche.net)

 

  • Terna ha pubblicato il Rapporto Adeguatezza Italia 2019 con cui fa il punto sul nostro sistema elettrico e la sua sicurezza nel medio-lungo periodo (2025-2030). In questo periodo l’uso del carbone sarà rimpiazzato da 40 GW di rinnovabili, che arriveranno così ad una potenza totale di 90 GW e potranno coprire il 55% del consumo elettrico interno lordo.
    Nonostante questo non ci sarà un abbandono del gas, che verrà utilizzato per coprire picchi di richiesta, periodi di scarsa produzione ed esigenze generali di back-up del sistema. Per questo serviranno almeno altri 55 GW di potenza termoelettrica sempre disponibile. Il che significa costruire almeno 5,4 GW di nuove centrali a gas.
    (www.qualenergia.it)

 

  • PIL -8% e raddoppio delle disuguaglianze Nord-Sud.
    Questi, in estrema sintesi, i costi per il nostro paese dalla mancanza di azioni di lotta al cambiamento climatico denunciati dallo studio “Gli impatti economici del cambiamento climatico in Italia” messo a punto dal Centro Euro-Mediterraneo sui Cambiamenti Climatici, contenuto nel rapporto sulla green economy 2019.
    Secondo la ricerca nella seconda metà del secolo i cambiamenti climatici costeranno all’Italia ben 140 miliardi € di PIL: un impatto 4-6 volte superiore a quanto stimato fino ad oggi. Le differenze fra nord e sud del paese nel 2080 cresceranno del 61% rispetto ad oggi.
    Questi dati non dipendono solamente dalle calamità di cui è foriero un aumento fuori controllo della temperatura media. Infatti lo studio ha indagato che la temperatura ideale per la produrre ricchezza sia di 11,5°C. Ergo le aree del sud (e del Mediterraneo in generale) diverrebbero troppo calde per essere competitive, mentre quelle del nord (e di tutta l’Europa continentale) guadagnerebbero sotto questo punto di vista.
    (www.infobuildeneregia.it)

 

  • A novembre il prezzo medio dell’energia elettrica in Italia è stato di 48,16 €/MWh, in calo dell’8,8% rispetto ad ottobre e del 27,7% rispetto a 12 mesi fa. La riduzione mensile è legata alla maggior offerta rinnovabile, mentre quella su base annuale vede la propria causa nella contrazione dei costi del metano.
    La produzione è stata garantita al 60% (era il 64% nello stesso mese del 2018) dalle fonti tradizionali e per il restante 40% (36%) dalle rinnovabili. Fra le prime a farla da padrone è il metano, cui si deve il 47,3% (48,6%) dell’elettricità prodotta in Italia, seguito dalle altre fonti con il 7,7% (8,7%) e dal carbone al 5% (6,8%). Fra le rinnovabili la quota più alta è legata all’idroelettrico, che ha prodotto il 20,6% (20,4%) di tutta l’elettricità nazionale, seguito da eolico con 10,2% (6,5%), solare con 6,9% (7%) e geotermico con 2,3% (2,2%).
    (Newsletter GME 132/2019)

 

  • A novembre i consumi italiani di gas invertono la tendenza degli ultimi mesi e scendono del 3% su base annua, attestandosi a 6.664 milioni mc. Un calo legato principalmente al settore termoelettrico che ha perso il 14% sia per la maggior produzione da rinnovabile che per i maggiori acquisti di elettricità dall’estero. Decisa anche la riduzione dei consumi nel settore industriale (-10%), mentre sono cresciuti quelli del civile (+4%), arrivati a 3.344 milioni mc.
    Sul lato approvvigionamento crescono le importazioni, 5.266 milioni mc, che hanno coperto il 79% del totale consumi, con il restante 21% arrivato da stoccaggi e produzione nazionale (5%). L’analisi dei flussi di arrivo mostra un incremento del metano via gasdotto (-9%) specie dalla direttrice russa (+4,8% con 2.568 milioni mc) e dal Nord Europa (489 milioni mc.). Meno intensa la ripresa dell’import sulla pipeline di Gela (+8% con 489 milioni mc anche qui) mentre è addirittura negativo il dato del gasdotto di Mazara (-59% con 645 milioni mc.)
    Arretrano, dopo mesi di continua crescita, anche i rigassificatori, con un -4%.
    Per quanto concerne i prezzi siamo al terzo rialzo consecutivo, tipica dinamica invernale. Con 16,37 €/MWh siamo a +2,86 €/MWh rispetto ad ottobre. Una quota, comunque, ancora nettamente inferiore a quella che avevamo lo scorso anno, quando il costo per MWh era superiore di ben 8,48 €. Analoghe ma più intense le dinamiche a livello continentale. Il prezzo medio è stato di 14,49 €/MWh, per un aumento di oltre 4 €/MWh su ottobre.
    (Newsletter GME 132/2019)

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