• Sono scattati dal 1° del mese i nuovi ritocchi alle tariffe di gas ed elettricità. Il primo è calato del 6,7% mentre l’energia elettrica è crescita del 3,3%.

(www.today.it)

 

  • Gli effetti del Coronavirus in USA oltre che sulla salute pubblica si stanno facendo sentire anche nel comparto shale oil, ovvero il settore che ha reso gli Stati Uniti il più grande produttore mondiale di petrolio negli ultimi anni.
    Secondo uno studio di Deloitte LLP con il greggio a 35 $/barile almeno 1/3 dei produttori da scisto americani saranno tecnicamente insolventi nell’arco di poche settimane. Infatti alla quotazione suddetta il valore futuro di queste aziende è inferiore alla loro passività. Se, poi, il prezzo al barile scendesse a 20  gli insolventi arriverebbero addirittura al 40%. Secondo la società di consulenza la situazione denota una forte precarietà finanziaria del comparto che, non per nulla, vedeva parecchi attori fare fatica ad operare anche con quotazioni di 50 $/barile.
    I numeri reali denotano in maniera chiara la crisi del settore: quest’anno i produttori di shale oil potrebbero essere costretti a svalutare le loro attività per un totale di 300 miliardi $. Una cifra pari al valore di Shell e Chevron assommate, cioè la seconda e terza compagnia al mondo per produzione petrolifera.
    In verità, come abbiamo avuto modo di vedere in passato e come tratteremo in seguito in questa rassegna, il settore che sfrutta la produzione da scisto soffre di una marcata sovra capacità, generata da 15 anni di crescita tumultuosa incoraggiata dai massicci prestiti di Wall Street. Ed infatti il termine “insolvenza tecnica” scelto da Deloitte per descrivere la situazione fa proprio riferimento alla futura capacità delle società di restituire i prestiti contratti. Questo, a livello macro di settore, potrebbe avere influenza sui flussi, portare alla richiesta di tassi più alti o a rientri anticipati. Tutte prospettive poco rosee per chi è indebitato e vive di prestiti.
    (www.qualenergia.it)

 

  • Dopo svariati ribassi e minimi storici a giugno il prezzo dell’energia elettrica risale a 28,01 €/MWh, per un aumento di 6,22€/MWh rispetto a maggio (+28,5%). Un valore, comunque, ancora molto inferiore rispetto a 12 mesi fa quando il PUN elettrico era 20,57€/MWh (+42,3%) più alto rispetto ai dati odierni.
    Anche la quantità di energia scambiata è in risalita rispetto a maggio attestandosi a 22,6 TWh (+14,5%), pur se rimane più bassa del 9,3% rispetto ai dati di giugno 2019.
    Nello scorso mese il 48,8% dell’elettricità utilizzata in Italiaè arrivata da fonti rinnovabili (era il 45,5% nello stesso mese del 2019). Il maggior contributo è stato dell’idroelettrico con il 26,6% (27,4%), seguito dal solare con il 12,5% (12%), eolico con il 7,5% (3,8%) e geotermico con il 2,2% (stabile). Fra le fonti tradizionali a farla da padrone è sempre il termoelettrico da gas, che si conferma la fonte che fornisce più energia in assoluto al nostro paese, con il 41,8% (45,1%), seguito dalle altre fonti tradizionali con il 6,4% (6%). A chiudere il carbone con un ormai residuale 3% (3,3%).
    (Newsletter GME 139/2020)

 

  • A giugno i consumi di gas in Italia si attestano a 4.052 milioni mc, guadagnando il 13% rispetto a maggio ma in flessione del 5% rispetto allo stesso mese del 2019. Sempre rispetto al 2019 sono calati dell’11% i consumi del termoelettrico (in crescita, comunque, rispetto a maggio del 26%) e del 9% quelli settore industriale (anch’essi, però, in crescita del 4% rispetto a maggio). Lieve crescita, invece, per i consumi civili (+1%) e forte balzo in avanti delle esportazioni, con un +61%.
    A livello di importazioni si è verificato a giugno un calo del 9%, soprattutto per via della flessione degli arrivi tramite gasdotto (-11%), mentre le forniture di GNL sono ai massimi per il mese in questione con 1.249 milioni mc (+1%) e rappresentano il 22% del totale gas. A conferma di quanto appena scritto l’analisi dei flussi per punti di entrata mostra un calo sia per gli arrivi dal Nord-Europa che per quelli dall’Africa, con flessione del 27% a Passo Gries, del 16% a Mazara del Vallo e del 30% a Gela. Cresce, al contrario, l’import dalla Russia: il punto di ingresso di Tarvisio fa registrare infatti un +2%. Continuano anche le iniezioni di metano negli stoccaggi dove il rapporto vuoto/pieno è già al 71% (valore decisamente alto per il periodo, considerato come l’inizio della fase di approvvigionamento in vista dell’inverno).
    Per quanto riguarda i prezzi giugno fa registrare il nuovo minimo storico con 6,01 €/MWh, in flessione di 8,53 €/MWh su base annua (-59%) e di 0,60 €/MWh rispetto a maggio (-9%). A questo proposito va però detto che analizzando l’andamento mensile dei prezzi medi di giugno questi risultano in aumento; infatti da un inizio mese caratterizzato da medie intorno ai 4,15 €/MWh si è arrivato a 7,15 €/MWh negli ultimi giorni. Un trend questo già visibile nel prezzo medio a livello europeo, che a giugno è stato di 4,91 €/MWh, cioè in aumento di 0,25 €/MWh rispetto a maggio. Certo sono ancora molto lontane le quotazioni di un anno fa, quando il gas mediamente costava 5,66€/MWh (+54%) in più rispetto ad oggi.
    (Newsletter GME 139/2020)

 

  • Per il mercato mondiale gas gli effetti della pandemia da COVID-19 si sono inseriti in un contesto già ricco di fattori ribassisti. Questo ha portato a prezzi medi, sia in Europa che in Asia, assolutamente impensabili fino a pochi mesi fa. Ed al momento non ci sono segnali di un’inversione di tendenza.
    Dopo un 2018 caratterizzato da prezzi in crescita (+30% in Europa rispetto all’anno precedente) nel corso del 2019 è andato crescendo un forte disequilibrio fra offerta in aumento e domanda in calo, che ha portato a quotazioni via via decrescenti. Una situazione dovuta al fatto che la produzione di gas è cresciuta del 3% rispetto al 2018, superando per la prima volta quota 4.000 miliardi mc. Un aumento legato principalmente allo shale gas statunitense (60% dell’aumento mondiale) destinato all’esportazione sotto forma di GNL. In pratica a 140 miliardi mc di nuova offerta sono corrisposti solo 70 miliardi mc di nuova domanda. La contrazione delle richieste, o meglio la loro mancata robusta crescita, è dipesa sia dal rallentamento della crescita economica mondiale che dalle temperature invernali piuttosto miti praticamente ovunque. Per dire la Cina ha conosciuto nel 2019 una crescita del 6,1%, la più bassa dal 1990, che ha richiesto un +8,6% nelle richieste di metano. Meno della metà rispetto al +18,1% del 2018.
    La disconnessione fra domanda ed offerta ha determinato un forte accumulo di gas stoccato sia in Europa che in USA. Da noi, a fine dicembre, i siti di stoccaggio erano pieni per l’88% della capacità; cosa mai vista dal 2011.
    Il fatto, già citato, che la maggior parte di nuova offerta sia legata al gas liquefatto per esportazione non è secondario. Quella che da più parti e da anni veniva definita come la bolla del settore è, alla fine, scoppiata. Accompagnata da altri aspetti negativi che hanno portato ad una sorta di tempesta perfetta.
    Analizzando il settore GNL possiamo apprezzare come nel 2019 il suo commercio abbia fatto registrare un balzo in avanti del 13% raggiungendo i 450 miliardi mc. In pratica il 49% del gas esportato nel mondo era GNL. Un fatto non sorprendente visto che negli ultimi 3 anni questa industria ha aggiunto 100 miliardi mc di nuova capacità. Inoltre nuovi, significati, volumi di produzione sono in arrivo per il 2025 dal momento che il 2019 è stato un anno significativo per le decisioni di investimento di ulteriori 90 miliardi mc.
    Nello stesso periodo, però, le dimensioni dei flussi hanno subito importanti cambiamenti. l’Asia, pur restando il principale cliente, è passata dall’assorbire il 76% delle esportazioni di GNL al 69% per la già citata debolezza della richieste cinese, ma anche giapponese, sud-coreana e taiwanese. Il surplus di disponibilità ha fatto abbassare i prezzi che si sono avvicinati molto a quelli europei col risultato che parecchi carichi sono stati dirottati dall’Asia al Vecchio Continente. In questo modo il GNL è arrivato a coprire il 34% dei consumi anche in Europa, quando solo l’anno prima non andava oltre il 22%. Tanto che nel IV trimestre 2019 gli USA sono diventati il primo fornitore di GNL dell’Europa, con il 25% del totale e nel I trimestre 2020 gli arrivi di gas liquefatto americano hanno superato quelli di metano tradizionale dalla Russia. Il risultato sono stati stoccaggi pieni all’80% con 5 mesi di anticipo rispetto alla fine del periodo di accantonamento e crollo generalizzato dei prezzi. Poi è arrivato il Coronavirus.
    A subire le maggiori conseguenze di questa situazione è proprio il GNL americano, ancora minimamente caratterizzato da contratti di fornitura stabili ed a lungo termine e molto proiettato alla flessibilità e dunque soggetto ai prezzi spot. Tanto che il sistema ha parato il colpo fino ad aprile soprattutto grazie alle citate forniture europee, venute a mancare le quali sono fioccate le disdette. Ben 130 carichi per il II trimestre 2020 sono alla ricerca di un compratore. Questo, oltre ad aver fatto saltare già alcuni attori, secondo il Dipartimento dell’Energia americano farà chiudere il 2020 con un -6,8% della produzione con conseguente frenata degli investimenti.
    Lo scenario sembra meno impattante per il GNL prodotto in altre zone del mondo. In Russia, benché si stimi una perdita del 5%, sembrano esserci le basi solide a livello industriale ed economico per superare il periodo di magra. Stesso discorso per il Qatar che può contare anche per il GNL su contratti di fornitura pluriennali e su costi di produzione molto bassi che permettono di attutire il colpo.
    Per il brevissimo termine sui mercati non si vedono segnali rialzisti. Infatti la condizione di forte oversupply affiancata alle problematiche ancora presenti per il Coronavirus lasciano supporre tempi lunghi per la ripresa dei prezzi. Nel medio periodo, dopo un calo che nel 2020 dovrebbe assestarsi intorno al 4% per l’universo gas, la situazione è dominata dall’incertezza. Infatti le proiezioni dicono che i flussi di metano nel mondo al 2025 saranno ancora 75 miliardi mc inferiori a quelli pre-COVID. Il che, unito ai progetti già avviati sia a livello GNL che gasdotti ed alle nuove politiche di decarbonizzazione potrebbe mantenere gli attuali livelli di bassi prezzi per molti anni . Con tutte le conseguenze industriali del caso.
    (Newsletter GME 139/2020)

 

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