• Nel necessario processo di decarbonizzazione el necessario processo di decarbonizzazione che dovrà portare a zero le emissioni di CO2 nel 2050 sarà centrale quello dei gas rinnovabili.
    Biogas, biometano, idrogeno verde e metano sintetico, pur derivando da processi differenti, hanno in comune l’origine da fonti totalmente rinnovabili, una produzione più stabile e controllabile di fotovoltaico ed eolico, la possibilità di utilizzare le infrastrutture esistenti per il trasporto all’utente finale.
    Biogas e biometano (che ne è un derivato) vengono prodotti attraverso digestione anaerobica di sostanze organiche, mentre idrogeno verde e metano di sintetico si ottengono attraverso il processo cosiddetto Power to Gas che permette di convertire l’elettricità da fonte rinnovabile in idrogeno e metano, consentendo dunque di stoccarla così da superare la non programmabilità tipica di alcune fonti rinnovabili (sole vento principalmente). La centralità dei gas rinnovabili nel processo di decarbonizzazione è legata al fatto che possono permettere di azzerare le emissioni del comparto gas, da cui oggi arriva ¼ dell’energia usata in Europa.
    Il problema principale risiede nel fatto che il comparto è, ad oggi, in una fase potremmo dire embrionale di sviluppo. Perché possa davvero mettere in campo il suo reale potenziale sarà necessario l’incastro di una pluralità di fattori:
    i.    Capacità di essere competitivo, sia a livello di costi che tecnico-logistico, con l’energia prodotta da altre fonti negli usi finali;
    ii.    Investimenti in innovazione tecnologica e costi di produzione;
    iii.   Capacità di penetrazione nel mercato europeo;
    iv.   Capacità di utilizzo/adattamento delle infrastrutture presenti per il trasporto;
    v.    Adeguamento di reti e processi all’utilizzo di tali risorse;
    vi.   Disponibilità di materia prima a costi concorrenziali;
    vii.  Norme e leggi che incentivino il loro utilizzo.
    Specie quest’ultimo aspetto dovrebbe essere affrontato, ormai il prossimo anno nonostante il nome, dal Gas Package 2020. Un pacchetto di norme che oltre ad uniformare il campo a livello continentale, dovrà dare le indicazioni utili agli stakeholders dell’industria dei gas verdi per individuare le migliori linee di sviluppo ed orientare gli investimenti. Le nuove norme, in un’ottica di neutralità tecnologica, dovranno stabilire anche policy di incentivazione che permettono lo sviluppo e la piena maturità tecnologica del settore.
    Centrale sarà anche la capacità di integrazione dei settori elettrico e gas, da realizzarsi attraverso un coordinamento delle politiche, l’adeguamento delle infrastrutture, procedure e specifiche tecniche. Inoltre l’attenzione dovrà essere rivolta anche alla realizzazione di un sistema che assicuri i consumatori sulla effettiva sostenibilità del gas. In pratica una sorta di certificazione che permetta di utilizzarlo con la sicurezza che sia realmente ad impatto zero.
    Uno scenario, come è facilmente intuibile, non certo privo di complicazioni e, al momento, ancora decisamente distante dalla realtà contemporanea.
    (Newsletter GME 133/2020)

 

  • Con il Green New Deal presentato a gennaio l’Unione Europea vuole diventare il primo blocco di paesi al mondo ad impatto climatico zero. Per raggiungere l’obiettivo serviranno enormi cambiamenti ed investimenti poderosi, non solo pubblici. La quantità di risorse da mobilitare è stata quantificata in 1.000 miliardi €.
    Tre sono le linee guida del Green New Deal:
    i.   Finanziamenti: mobilitare, come detto, circa 1.000 miliardi € fra investimenti pubblici e privati. Per questo nei prossimi 10 anni l’UE destinerà a clima ed ambiente una quantità di risorse mai vista, con la Banca Europea per gli Investimenti che svolgerà un ruolo chiave.
    ii.   Creare le condizioni: incentivi per sbloccare e/o riorientare investimenti pubblici e privati.
    iii.   Sostegno: la Commissione fornirà sostegno per quanto riguarda pianificazione, elaborazione ed attuazione dei progetti di risparmio energetico.
    Naturalmente perché tutto questo abbia successo sarà necessario un forte coinvolgimento da parte dei paesi unito ad un attento monitoraggio. Per tale motivo verrà organizzato dalla Commissione Europea un summit annuale che coinvolgerà tutti gli attori potenzialmente interessati.
    All’interno del Green New Deal è stato inserito anche il meccanismo per una giusta transizione. Si tratta di uno strumento pensato per quelle aree fortemente legate alle fonti fossili che avranno bisogno di ridisegnarsi totalmente a livello economico e sociale. Per potervi accedere (7,5 miliardi € oltre a quelli previsti dal bilancio europeo) ogni paese dovrà indicare i territori ammissibili e studiare un piano di riconversione. Lo stato nazionale dovrà poi integrare ogni € del meccanismo con altrettante risorse FESR e nazionali. Questo strumento darà supporto ai lavoratori, i quali dovranno acquisire nuove competenze, ed alle PMI, start-up ed agli attori in grado di creare nuove opportunità economiche.
    In aggiunta a quanto citato ci saranno poi altri 45 miliardi € l’anno nell’ambito di InvestEU e prestiti agevolati erogati dalla Banca Europea per gli Investimenti che dovrebbero generare altri 30 miliardi e di investimenti.(www.e-gazette.it)

 

  • A febbraio il prezzo medio dell’energia elettrica in Italia è stato di 39,30 €/MWh, in flessione del 17,2% su base mensile e del 31,8% rispetto ai livelli di un anno fa. La richiesta totale è stata di 24,6 TWh, anch’essa in calo dell’1,8% rispetto allo stesso mese del 2019 (trend pure questo che si conferma per la quarta volta consecutiva).
    Per quanto riguarda la provenienza si conferma, ed anzi accresce la sua quota, il gas la fonte principale da cui deriva l’elettricità usata nel nostro paese: 53,8% (era il 50,4% nello stesso periodo del 2019). Ai minimi storici il carbone, sceso all’1,7% (5,7%), mentre le altre fonti tradizionali sono al 7,3% (8%). In totale, dunque, le fonti non rinnovabili hanno fornito il 62,8% dell’elettricità (64,1%), mentre quelle più green hanno apportato il restante 37,2%. In questo caso è l’idroelettrico ad aver dato il contributo più alto, con il 14,8% (14,5%), seguito dall’eolico con l’11,5% (11,3%), solare con l’8,5% (7,8%) e geotermico con il 2,4% (2,3%).
    (Newsletter GME n° 135/2020)

 

  • A febbraio i consumi di gas italiani hanno toccato i minimi dal 2007 per il mese in questione attestandosi a 7.539 milioni mc (-9,4% rispetto allo stesso periodo del 2019). La flessione ha interessato tutti i settori, a partire dal civile che ha fatto segnare un -13%, per passare all’industriale (-8%) e quindi al termoelettrico (6%).
    I minori consumi hanno dato luogo ad una flessione delle importazioni, anch’esse ai minimi dal 2007, con 4.744 milioni mc (-11%). Altri 2.475milioni mc di metano sono stati immessi dagli stoccaggi che, comunque, a fine mese risultavano ancora pieni per il 39% della capacità totale: una situazione piuttosto anomala per il periodo che solitamente vede le risorse pressoché a zero. Il restante 4% è stato assicurato dalla produzione nazionale che, però, risulta in calo anche questo mese.
    L’analisi dei flussi mostra flessioni più marcate per gli arrivi via gasdotto dalla Russia (-9,1%) e dal Nord-Africa (-34%), mentre crescono quelli dal Mar del Nord con un +23%. Meno impattante è il calo degli arrivi via rigassificatore, che cedono solo l’1%.
    Per quanto riguarda i prezzi al Punto di Scambio Virtuale siamo al minimo storico, con 10,80 €/MWh. Una cifra praticamente dimezzata rispetto ad un anno fa (-10 €/MWh) e che  cede il 19% (-2,54 €/MWh) rispetto a gennaio. Dinamiche analoghe anche in Europa, dove il prezzo medio è stato di 9,40 €/MWh, con una forbice, dunque, che si riduce notevolmente rispetto ai mesi scorsi nel raffronto con il prezzo italiano.
    (Newsletter GME n° 135/2020)

 

  • Gli effetti del Coronavirus si stanno facendo sentire anche nel campo degli idrocarburi, tanto che la domanda di petrolio del 2020 è prevista in calo rispetto al 2019. Sarebbe la prima volta dal 2007.
    A rilevarlo è l’Agenzia Internazionale per l’Energia (AIE), secondo cui la domanda dovrebbe ridursi quest’anno di 90.000 barili/giorno.
    (www.e-gazette.it)

 

  • Sempre sullo stesso argomento, sulla scia del crollo del Brent degli ultimi giorni, East Capital ha elaborato un’analisi dell’impatto del Coronavirus sui mercati dell’energia.
    Lo scenario di fondo è quello del mancato accordo fra Russia ed Arabia Saudita per un taglio alla produzione in ottica di mantenere il livello dei prezzi del greggio. Una situazione che darà luogo almeno per alcuni mesi a quotazioni attorno ai 30-40 $/barile. I fattori che potrebbero smuovere tale stato di cose sono, secondo East Capital, principalmente tre:
    i.   Un accordo Russia – Arabia per il taglio della produzione. Possibilità piuttosto remota visto il recente passato e la reticenza russa a farsi imporre accordi non decisi autonomamente. Inoltre il paese guidato da Putin ha le possibilità economiche e non solo di poter sostenere svariati mesi di bassi prezzi; dettaglio non secondario in un’ottica di riassestamento degli equilibri mondiali;
    ii.   Una rapida ripresa dell’economia mondiale dal Coronavirus. Ipotesi, anche questa, purtroppo al momento di difficile attuazione poiché, se si eccettua la Cina, i casi sono in crescita ovunque con importanti economie (vedasi quella statunitense) che hanno appena iniziato a fare i conti con il problema;
    iii.   Un crollo della produzione di shale oil nordamericano. Questo, che sembra lo scenario meno improbabile (anche per quanto appena detto sul Coronavirus in Usa) ma comunque al momento attuale ben lontano dal divenire, comporterebbe anche una diminuzione della produzione di gas di scisto, con relativi effetti diretti anche sui prezzi del GNL, che pure sono ai minimi storici.
    In virtù di questo shock, nel medio-lungo periodo, East Capital si aspetta mercati petroliferi più sani di quelli attuali, caratterizzati da sovrapproduzione e da operatori intenti più a farsi la guerra per ottenere una posizione predominante (vedi discorso Russia-Arabia) che non a cercare un equilibrio che permetta a tutti di operare positivamente ,anche in vista della necessaria transizione energetica. Probabilmente, è la tesi di East Capital, quello che i singoli operatori si rifiutano di fare oggi, verrà imposto dalla nuova realtà legata e successiva al Coronavirus. In questo modo già nel 2021 il prezzo medio dovrebbe riassestarsi intorno ai 50 $/barile, con una produzione rimodulata ma comunque sufficiente a coprire una domanda che, almeno per i prossimi 5 anni, è data in crescita.
    (www.e-gazette.it)

 

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