·                    Il GNL è sempre più protagonista sui mercati energetici mondiali.
Nell’ultimo anno e mezzo anche in Europa le importazioni sono aumentate, nonostante le previsioni non vedessero nel nostro continente un mercato dalle grandi potenzialità.
Per il quinto anno consecutivo il commercio mondiale di gas naturale liquefatto è in decisa crescita, con un + 8,3% rispetto al 2017 ed un totale di 315 milioni Ton commercializzate. Una dinamica di crescita che si può ben definire tumultuosa, se si pensa che nel non l0ontano 2005 la produzione mondiale era inferiore alle 150 milioni Ton.
Ad oggi il maggior produttore mondiale di GNL è il Qatar, seguito da Australia, Asia ed Africa. A livello di importazione i paesi da cui arrivano le maggiori richieste sono Giappone (82,5 MTon, in calo), Cina (54 MTon, con import raddoppiato negli ultimi 3 anni), Corea del Sud (44 MTon), Taiwan (16,8 MTon) e Pakistan (6,9 MTon). L’Asia, come si può evincere dai numeri, assorbe da sola ben il 76% della produzione globale per un totale di 238,6 MTon. Fra questi giganti del GNL si è aperta una posizione anche l’Italia; sulle nostre coste infatti arriva circa il 2% della produzione mondiale di GNL.
Le prospettive di crescita del mercato sono confermate anche dagli investimenti in capacità produttiva: nel 2018 si sono aggiunte infatti 41 milioni Ton. I paesi che hanno più investito in tal senso sono stati Australia (+11,1 MTon), e Stati Uniti (+ 8,4 MTon). Ci sono poi state nuove entrate fra i produttori, quali Bangladesh e Panama. Per un totale che, ad oggi, può contare 42 paesi. In termini di impianti sono 10 i rigassificatori entrati in funzione nello scorso anno e ben 20 quelli in costruzione.
Altra voce fondamentale, oltre agli impianti di produzione e rigassificazione, è quella delle navi da trasporto. Anche questa segue il medesimo trend di crescita delle altre voci fin qui viste. Infatti la flotta di metaniere mondiali si è arricchita nel 2018 di ben 50 nuove unità per un totale di 563 navi.
Il successo del GNL all’interno del mercato del metano ha fondamentalmente un nome: flessibilità. Naturalmente anche quello del gas liquefatto è un mercato dove dominano gli accordi commerciali di medio/lungo periodo, ma nel 2018 ben il 32% delle contrattazioni si è basata su accordi inferiori ai 4 anni ed hanno interessato in particolari quei paesi asiatiche che hanno dovuto fronteggiare le maggiori richieste del proprio sistema economico in crescita. Calcolando che il mercato del metano via tubo, che pure sta modificandosi in termini di una maggiore flessibilità, ha lavorato fin quasi ad oggi con accordi che spesso superavano i 20 anni, la differenza è sostanziale.
Un mercato, quello del GNL, molto dinamico in tutti i suoi aspetti, anche quando si parla di prezzi. Fino ad inizio autunno (parliamo sempre di 2018) le valutazioni sono state parecchio sostenute, anche in virtù dell’apprezzamento del greggio e dei citati aumenti nei consumi (che hanno dato luogo anche a qualche criticità negli approvvigionamenti). Un quadro che è mutato drasticamente sul finire dell’anno, quando l’abbondanza di materia prima ed il raffreddamento nel prezzo del petrolio hanno comportato una contrazione anche dei prezzi del GNL. Una dinamica, quest’ultima, confermata anche nel primo trimestre 2019 sia in Asia che in Europa.
Al di là delle questioni meramente “industriali” il GNL, come tutti gli idrocarburi, riveste anche un importante ruolo negli equilibri geopolitici. Non a caso l’Europa ha deciso di aumentare le proprie forniture provenienti dagli USA proprio per allentare la dipendenza dal gas russo. Allo stesso modo la battaglia dei dazi fra Cina ed USA ha dei risvolti che rimandano al GNL, con il colosso asiatico ha imposto una tassazione non indifferente sulla materia prima proveniente dagli Stai Uniti. Non è un caso, infatti, che nei primi 3 mesi del 2019 solo un carico di GNL statunitense sia partito alla volta della Cina, quando il ritmo del 2018 portò ad un totale di 27 arrivi nell’arco dell’anno. Naturalmente una differenza così grande ha avuto risvolti ad ampio raggio, comportando ritardi nello sviluppo di nuove linee produttive in USA. A conferma che “fare la guerra” ad un mercato con grandi potenzialità è un’ipotesi da vagliare sempre con estrema freddezza.
Come dicevamo all’inizio, molto interessanti per il mercato e del gas naturale liquefatto sono le ultime evoluzioni (fine 2018 – inizio 2019) che coinvolgono l’Europa. Infatti, se nel nostro continente fino alla metà dello scorso anno il fabbisogno incrementale veniva coperto con maggiori arrivi via tubo da Algeria e Russia, negli 3 ultimi trimestri a crescere sono stati gli acquisti di GNL. Tanto che nel 2018 l’import è cresciuto del 6,4% (49 MTon), confermando un trend che dura ormai da 4 anni. Le maggiori richieste sono arrivate principalmente da Belgio (+1 MTon), Olanda (+1,3 MTon, pari al +162%), Francia (+6,7%) e Turchia (+13,2%). Il paese che più utilizza GNL resta la Spagna, dove però gli arrivi sono calati dell’11,2% compensati proprio da quelli via pipeline. Al di là dei numeri paese per paese negli ultimi due anni mezzo il trend, per l’Europa, ha visto arrivi giornalieri fra le 100.000 e le 150.000 ton/giorno, mentre da ottobre 2018 questa quota è stato costantemente sopra le 200.000 ton/giorno.Una crescita che ha le sue ragioni principalmente in 3 fatto:
1.    Situazione asiatica dove oltre ai bassi prezzi registrati dovuti all’inverno mite (-40% ad aprile 2019 rispetto a quanto registrato a dicembre dello scorso anno) c’è stato un calo dei consumi da parte di     Giappone (ripartenza del nucleare) e Cina (concorrenza via pipeline). Questo ha portato molti esportatori a cercare nuovi sbocchi proprio in Europa.
2.    Abbondanza di materia prima senza vincoli di lungo periodo, specie di provenienza statunitense e russa.
3.    Declino della produzione europea di gas tradizionale.
A questi fattori va poi aggiunta la buona capacità di rigassificazione presente nel nostro continente e molto spesso sottoutilizzata che assicura un alto grado di flessibilità nella ricezione di carichi aggiuntivi rispetto a quelli contrattualmente programmati.
(Newsletter GME n°126/2019)

 

·                    ENI e Sonatrach hanno stretto un nuovo valevole fino al 2027 con 2 anni aggiuntivi opzionali per l’importazione di gas algerino in Italia. Definita anche l’intesa riguardante il gasdotto per l’importazione nel nostro paese.
Il metano algerino copre il 15% del nostro fabbisogno e quello con Sonatrach è un accordo storico, che nasce circa 40 anni fa. Nonostante questo è sicuramente da notare come il nuovo accordo sia stato chiuso su una base di 8+2 anni a fronte di un passato dove i termini di durata per le forniture erano di 20-25 anni.
(www.e-gazette.it)

 

·                    Il GSE ha pubblicato il rapporto sull’attività 2018 che fornisce importanti informazioni sul settore energia ed, in particolare, sull’andamento di rinnovabili ed efficienza energetica nel nostro paese.
Nello scorso anno è stato aggiunto oltre 1 GW di potenza elettrica rinnovabile e la produzione è salita di 11 TWh. Il merito è, però, stato esclusivamente dell’idroelettrico che compensato un calo legato al settore del fotovoltaico. In questo modo è stato possibile coprire con energia verde il 18,1% dei consumi (34,4% se si considera solamente la voce energia elettrica), il che ha permesso all’Italia di rimanere per il 5° anno consecutivo al di sopra di quel 17% che è l’obiettivo di rinnovabili fissato per il 2020.
Un po’ meno rosea è la situazione inerente gli obiettivi legati all’efficienza energetica a riprova che questo è il settore dove vanno profusi i maggiori sforzi. Infatti la Direttiva Europea che abbiamo sottoscritto ci impone un taglio cumulato, per il periodo 2014-2020, di 25,8 milioni tep; a fine 2018 siamo decisamente lontani con 11,8 Mtep. È vero che questo dato è in linea con la road map che il sistema paese si è dato, ma è innegabile che occorrerà un rinnovato è più forte impegno per centrare gli obiettivi. In pratica nei prossimi 2 anni dovremo fare più di quanto realizzato nei precedenti 4.
Il GSE ricorda, poi, come nella proposta di Piano Nazionale Integrato per l’Energia ed il Clima (PNIEC) inviato all’Europa gli obietti per il 2030 sono di una copertura del 30% dei consumi con energia rinnovabile e di risparmi per  51 Mtep. È chiaro, sottolinea l’ente, che in questa sfida i meccanismi di incentivazione e la capacità di fare informazione saranno fondamentali.
A confermare quanto appena scritto il GSE nel 2018 ha destinato 15,4 miliardi € proprio alla promozione della sostenibilità. Di questi 11,6 miliardi € sono andati ad incentiva la produzione di elettricità rinnovabile e 1,6 miliardi € per l’efficienza energetica e le rinnovabili termiche.
I costi sostenuti per il ritiro di energia elettrica verde sono stati di 13,4 miliardi €, in calo rispetto ai 14,2 miliardi del 2017. Costi parzialmente compensati dalla vendita di 30,6 TWh per un totale di 1,8 miliardi € ed un disavanzo, appunto, pari agli 11,6 miliardi € di cui sopra. Anche in questo caso, disavanzo inferiore al 2017, quando fu di 12,5 miliardi €.
Rinnovabili e risparmi energetici hanno taglio le emissioni di 45 milioni Ton CO2 ed il consumo di 117 milioni di barili di petrolio. Numeri che hanno assicurato 45.000 posti di lavoro.
Il GSE nel suo report analizza anche la situazione della cogenerazione in Italia nel 2018. Le richieste di riconoscimento CAR sono state 1.857 (+8% rispetto al 2017). La maggior parte sono state presentate per poter avere accesso ai Certificati Bianchi. Il 28% dei cogeneratori per cui è stata fatta richiesta sono sotto la soglia dei 50 kW elettrici e rientrano dunque nella categoria dei microcogeneratori. Altro particolare di questo settore è di essere dominato, a livello tecnologico, dalle apparecchiature con motore a combustione interna (oltre il 90,5% dei casi).
Analizzando i Certificati Bianchi nel 2018 sono arrivate al GSE 2.211 richieste alle quali sono stati riconosciuti 3,8 milioni di TEE, per un risparmio di energia primaria pari a 1,3 milioni tep. Numeri che, però, rappresentano un contrazione del 34% rispetto ai dati del 2017.
Passando ad analizzare il Conto Termico le domande pervenute sono state  92.950 (oltre il doppio rispetto all’anno precedente) per un monto incentivi di 336 milioni €, di cui 88 milioni per interventi nella pubblica amministrazione.
A questo proposito riguardo il Programma di Efficientamento della PA il Gestore dei Servizi Energetici ha fornito supporto alla presentazione di 100 domande per un totale di oltre 177 milioni € di investimenti attesi. Oltre a questo il GSE ha svolto un qualche ruolo di consulenza nella riqualificazione del proprio patrimonio edilizione per oltre 1.500 comuni.
(www.gse.it/dati-e-scenari/rapporti)

 

·                    L’Eurostat, ufficio statistico dell’UE, ha stimato che nel 2018 le emissioni di CO2 siano calate del 2,5% in Europa rispetto ai dati del 2017.
I paesi più virtuosi sono stati: Portogallo (-9%), Bulgaria (-8,1%), Irlanda (-6,8%), Germania (-5,4%) Olanda (-4,3%) ed Italia (-3,5%). Fra quelli che invece hanno aumentato le proprie emissioni vediamo in testa la Lettonia (+8,5%), seguita da Malta (+6,7%), Estonia (+4,5%), Lussemburgo (+3,7%), Polonia (+3,5%), Slovacchia (+2,4%), Finlandia (+1,9%) e Lituania (+0,6%).

(www.infobuildenergia.it)

 

·                    A maggio i consumi di gas in Italia si confermano in crescita su base annuale (+22%) attestandosi a 4.869 milioni mc.
Aumenti in tutti i settori e particolarmente marcati per quello civile (+45% a causa delle temperature anomale per il mese) e termoelettrico (+20% per far fronte alla diminuzione di produzione da idroelettrico). Crescita leggera, invece, per il settore industriale (+1,3%).
Le maggiori richieste sono state affrontate aumentando le importazioni (+9%) le quali hanno coperto il 95% dei consumi totali. Analizzando gli ingressi possiamo vedere come il gas libico abbia visto un forte aumento (+152% a 552 milioni mc) e siano cresciuti anche gli arrivi dalla Russia (+3% a 3 miliardi mc). Continua anche il trend di crescita del GNL, con il terminale di Cavarziere sempre più attivo (649 milioni mc).
Nonostante l’incremento delle richieste per iniziata anche la stagione degli approvvigionamenti per i siti di stoccaggio, la cui disponibilità risulta superiore del 6% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, con un rapporto riempimento/capacità al 50%.
Analizzando il tema prezzi vendiamo che continua il trend ribassista. Il prezzo medio è infatti di 17,28 €/MWh, dunque 1,5 €/MWh inferiore ad aprile (-8%) e 6,2 €/MWh più basso rispetto all’inizio dell’anno (-26%). Una dinamica identica a quella registrata a livello continentale, dove il prezzo medio del metano è di 13,46 €8/MWh, quindi inferiore dell’11% rispetto ad aprile e del 37% rispetto all’apertura ad 1 anno fa.
(Newsletter GME n° 127/2019)

 

·                    Prezzo stabile anche a maggio per i TEE poco sotto i 260 €/tep. Con questo mese siè concluso anche l’anno di contrattazioni che ha registrato un prezzo medio di 258,46 €/tep (-19% rispetto al 2017). Cresce, chiudendo quasi il gap con il mercato organizzato, il prezzo per le contrattazioni bilaterali che ferma l’asticella a 253,26 €/tep (+12% su aprile).
I volumi negoziati, spinti anche dalla scadenza dell’anno di contrattazioni, salgono a 410.000 tep, peri all’1,6% in più rispetto al mese precedente.
A livello generale i TEE emessi dall’inizio sono 58.428.959, per un incremento a maggio pari a 369.182 tep. Quelli ancora disponibili ammontano a 5.203.693 tep.
(Newsletter GME n° 127/2019)

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