• Il 31 dicembre 2019 segna la scadenza dell’attuale accordo per il transito su territorio ucraino del gas russo diretto in Europa. A questo proposito sono già partiti, da aprile 2018, i colloqui per un nuovo accordo che, però, non ha ancora visto la luce.
    I motivi, visti i fatti più recenti e la storia passata, sono di facile intuizione e delineano i contorni di una matassa non semplice da dipanare. Infatti, se da un lato l’Ucraina cerca di smarcarsi sempre più dalla Russia dall’altro dipende, come grossa parte dell’Europa, dal metano di Gazprom. La Russia, dal canto suo, ha spesso usato strumentalmente il rubinetto del gas per affermare, o cercare di riaffermare, il suo ruolo di potenza mondiale che ha la possibilità di influenzare anche il Vecchio Continente.
    Nonostante la situazione molto complessa  gli interessi in gioco sono talmente alti che una rottura è totalmente impensabile. L’Ucraina rappresenta infatti il territorio di transito più importante per il gas russo: da qui nel 2018 è passato il 40% del totale esportato, pari ad 87 miliardi mc. Bypassarla, per quanto nei piani della compagnia russa, è al momento improponibile, poiché sia i gasdotti a nord che a sud (North Stream 2 e Turkish Stream) sono lontani dall’essere ultimati. Allo stesso modo per l’Ucraina perdere il gas russo significherebbe rinunciare a ben il 3% del proprio PIL. Le conseguenze non mancherebbero, poi, neanche per il resto d’Europa; basti pensare che il 43% del metano consumato nel nostro continente arriva proprio dalla Russia, per un totale di 200 miliardi mc. E di questi, come già detto, poco meno della metà passa per l’Ucraina. A pagare carissima un’eventuale chiusura di questo corridoio sarebbero, in particolare, Bulgaria, Serbia e Bosnia che sarebbero semplicemente impossibilitate a far fronte all’ammanco, almeno nel breve periodo.
    Motivi questi che hanno portato, nell’ultimo trilaterale, ad alcuni passi in avanti nell’ottica di un nuovo accordo. Ad esempio l’Ucraina ha accettato di scorporare i gasdotti dalla gestione della compagnia di stato ed effettuare forti investimenti per lo sviluppo della rete come richiesto dalle normative europee, le quali rappresentano il campo sul quale i tre attori sono concordi debba nascere il nuovo accordo (cosa per nulla scontata all’inizio delle trattative).
    Purtroppo oltre a questo non sono molti altri i punti in cui vige una sostanziale omogeneità di vedute. Anzi, le differenze investono ambiti per nulla secondari. Ad esempio sui volumi Kiev punta a mantenere i livelli attuali, mentre Mosca punta a ridurli a 10-15 miliardi mc, con punta massima a 30 miliardi mc. (praticamente da 3 a 5 volte meno rispetto ai livelli attuali). Il ruolo dell’UE è quello di mediatore, con l’intento di ottenere volumi nell’ordine di 40-60 miliardi mc, quantità che renderebbe sostenibili gli investimenti ucraini e tutelerebbe, comunque, i desiderata di Gazprom di diminuire il gas in transito sul territorio di quello che attualmente è definibile come un paese non amico.
    Anche sulle tariffe le posizioni non sono per nulla vicine. Infatti se l’Ucraina punta a massimizzare il guadagno, l’obiettivo russo è esattamente opposto, sostenuto, in questo caso anche dall’Europa per la quale tariffe più alte significano inesorabilmente metano più caro. La strategia ucraina nel caso specifico punta a legare le voci costo quantità: stessi tariffe del vecchio accordo ma a patto di mantenere i medesimi volumi di transito.
    Altro punto di disaccordo riguarda la durata del nuovo contratto. Infatti se da una parte l’Ucraina, in questo caso spalleggiata dall’Europa, vorrebbe un accordo decennale, sia per avere certezze nella fornitura che per ammortizzare gli investimenti nella rete, dall’altra la Russia chiede tempi più brevi, visto che fra pochi anni potrebbero essere disponibili nuove vie (i gasdotti di cui sopra) meno problematiche e costose. Questa seconda via appare al momento quella più probabile ed avrebbe delle conseguenze non indifferenti. Infatti una volta completato il North Stream 2, con la sua capacità da 55 miliardi mc, il grosso del gas russo diretto all’Europa passerà da quella direttrice. La quale, alla stessa maniera del North Stream, ha il suo punto di approdo in Germania, la quale diventerebbe il più importante hub europeo per lo smistamento di metano. Una possibilità spesso prospettata anche per il nostro paese in passato, prima con i rigassificatori e poi con i nuovi metanodotti che dovrebbero arrivare nel nostro meridione. La  quale, però, in assenza di certezze, anche dal punto di vista della volontà socio-politica, rischia di lasciare il passo al player tedesco.
    (Newsletter GME 130/2019)

 

  • Per decarbonizzare il Sistema Italia è necessaria una sinergia fra settore gas e settore elettrico. Questo punto di vista operativo, oltre ad essere tracciato nel Piano Energia e Clima, trova appoggio nei vari attori, primo fra tutti il Governo.
    In quest’ottica è essenziale che i gestori delle due reti, SNAM e Terna, lavorino in maniera coordinata, con la supervisione di Cassa Depositi e Prestiti.
    Una lettura, come è facile realizzare, ben diversa da quella di chi prospetta la totale elettrificazione del sistema energia e vede nel metano una risorsa da accantonare alla pari del carbone. In effetti, al di là dei proclami di un certo ambientalismo molto spinto, è sempre stato chiaro che la via corretta per la decarbonizzazione non potesse che passare da una sinergia fra le varie fonti più sostenibili e dal loro sviluppo in un’ottica sempre più green (biometano, accumuli etc.)
    Sul tema proprio Terna, SNAM e CdP hanno sviluppato uno studio “La transazione energetica in Italia ed il ruolo del settore elettrico e del gas” che propone 4 scenari sostanzialmente concordi nell’indicare come elettricità e gas debbano camminare di pari passo affinché la transazione energetica diventi un’opportunità. Fondamentali saranno gli investimenti infrastrutturali, l’interconnessione con l’estero, la digitalizzazione e lo sviluppo di biometano ed idrogeno green.
    Uno dei passi chiavi sarà l’uscita dal carbone entro il 2025. Questo comporterà un aumento dei consumi di gas compreso fra i 24 ed i 33 TWh i quali serviranno, come riporta la stessa Terna, per far fronte  alla dismissione di 8 GW di potenza attualmente assicurati dal carbone e 5 GW dagli oli combustibili. Inoltre il metano dovrà assicurare quei 14 GW di capacità intermittente di cui l’Italia non può fare a meno. Fra le misure necessarie ci sono, poi, almeno 3 GW di accumuli.
    Lo studio sottolinea, poi, l’importanza del gas per centrare gli obiettivi di decarbonizzazione e mantenere la temperatura media al di sotto dei 2°C. I consumi previsti per il 2040 si attestano fra i 642 ed i 724 TWh e viene evidenziato come il metano può contribuire alla decarbonizzazione in vari modi. In primis fornendo una soluzione immediata per coprire i consumi primari (in questo senso è leggibile un riferimento a tecnologie come le GEHP e la microcogenerazione), quindi aiutando a decarbonizzare la produzione elettrica ed infine, attraverso lo sviluppo di gas rinnovabili, dando il proprio contributo anche nell’ambito dei trasporti in affiancamento alle rinnovabili elettriche.
    Quello che emerge chiaramente dalla studio è la centralità dello sviluppo dei gas verdi per centrare i necessari obiettivi di decarbonizzazione. Questo per le loro caratteristiche di programmabilità e la possibilità di utilizzo nelle infrastrutture già esistenti; requisiti in assenza dei quali la transizione energetica avrebbe costi proibitivi per il sistema paese.
    (www.startmag.it)

 

  • Gas e rinnovabili continuano a crescere nel mix energetico globale. È quanto riporta nel suo World Gas and Renewable Reviews 2019.
    Parlando di gas le riserve mondiali nel 2018 sono cresciute dello 0,6%, con la Russia sempre a farla da padrone con il 24% del totale. Anche la produzione ha continuato a seguire la traiettoria di crescita inaugurata nel 2010, con la particolarità di una spinta molto accentuata negli ultimi 2 anni (+3%). Conferma che fra le fossili il metano è la fonte sulla quale si punta di più per l’immediato futuro. In particolare, da questo punto di vista, la produzione statunitense ed australiana sono cresciute di oltre il 10%, soprattutto per l’entrata in funzione dei nuovi impianti per la produzione di GNL. Un balzo che ha portato i due paesi rispettivamente al quarto e quinto posto fra i maggiori esportatori.
    Il marcato aumento dell’offerta è risposta ad una domanda sempre più dinamica, cresciuta del 4,6% dal 2010 e trainata in particolare dall’Asia, dove la Cina ormai è il terzo consumatore a livello globale. In controtendenza sono i dati europei, dove nello stesso periodo la domanda di metano è scesa dell’1,7%.
    Volgendo lo sguardo alle rinnovabili il rapporto ENI sottolinea come la capacità cumulativa installata di fotovoltaico ed eolico rappresenti il 40% della potenza dell’intero settore ed il 15% di tutte le fonti energetiche globali. Le nuove installazioni fotovoltaiche hanno fatto segnare un +25%, pari a +94 GW, mentre quelle eoliche sono cresciute di 49 GW. Il paese leader in questo campo è la Cina.
    Proiettando lo studio ai confini nazionali, l’Italia è al sesto posto nel mondo per capacità fotovoltaica installata, con oltre 20 GW, ed al 10° posto per quanto riguarda l’eolico, con 10 GW di potenza operante.
    (www.qualenergia.it)

 

  • Italcogen ha presentato 2 studi sulla cogenerazione in Italia. I lavori, in collaborazione con il Polimi, forniscono uno spaccato della situazione attuale e le prospettive al 2025.
    Quella che emerge è una sostanziale stagnazione del mercato, in particolare negli ultimi 2 anni. Da questo punto di vista, poiché la pratica è inserita fra quelle necessarie per centrare gli obiettivi di decarbonizzazione 2030 e 2050, saranno necessari provvedimenti legislativi e regolatori in gradi di promuove la cogenerazione stessa. In particolare servirebbero norme per incentivare le aziende energivore ad investire in efficienza, un rilancio dei Certificati Bianchi ed un quadro normativo stabile e chiaro.
    (www.ingegneri.cc)

 

  • Ad ottobre i consumi di gas in Italia sono cresciuti del 4% su base annuale, raggiungendo quota 5.184 milioni La crescita è legata principalmente al settore termoelettrico che, grazie ai prezzi bassi del metano ed alla flessione delle rinnovabili, è cresciuto del 10%. Col segno positivo anche i consumi civili (+2%), mentre calano decisamente quelli della clientela industriale (-8%).
    Sul lato approvvigionamento crescono le importazioni (+5%) toccando quota 5.196 milioni mc. A sostenerle principalmente i flussi tramite rigassificatori, che con 1.170 milioni mc (+27%) toccano i nuovi massimi storici ed arrivano a rappresentare il 29% del totale gas importato. Per gli arrivi via gasdotto ripresa decisa per quelli russi (+33%) e dal Nord Europa (+120%), mentre calano fortemente le importazioni di gas dal Nord Africa (-62%). Continuano, sebbene ad un ritmo meno serrato, le iniezione nei siti di stoccaggio, pieni per il 98% della capacità.
    I prezzi si attestano a 13,52 €/MWh al Punto di Scambio Virtuale, che significa -51% (-14 €/MWh) rispetto ad ottobre 2018. A livello di hub europei il prezzo medio è pari a 10,23 €/MWh, segnando una differenza marcata con la situazione interna.
    (Newsletter GME n° 131/2019)

 

  • Dal momento che il mercato dei Certificati Bianchi è ormai plafonato da oltre un anno sui medesimi livelli (260 €/tep) e non ci sono avvisaglie di cambiamenti sostanziali a breve, diamo uno sguardo al mercato elettrico del nostro paese.
    Con 52,82 €/MWh il Prezzo Unitario Nazionale (PUN) prosegue ad ottobre la sua debole risalita, segnando un +3,2% (+1,64 €/MWh) rispetto al mese precedente. Resta, comunque, notevole il divario rispetto a 12 mesi fa, quando il costo al MWh era pari a 21,11 €, peri al +28,6%. Questa dinamica , sia mensile che annuale, è legata principalmente alle fluttuazioni del prezzo del metano, di cui abbiamo avuto modo di parlare sia in passato che nella news precedente.
    Per quanto riguarda la provenienza dell’energia elettrica il 68,9% è di origine fossile (un anno fa ad ottobre era il 67%), di cui il 56,8% da metano (49,1%). Il restante 31,1% arriva dalle rinnovabili (33,1%), con l’idroelettrico al 15%b(14,8%), il solare all’8,3% (8,2%) e l’eolico al 4,9% (7,2%). A chiudere geotermia e pompaggio con, rispettivamente, 2,4% e 0,6%. Il tutto per una domanda pari a 27,3 TWh.(Newsletter GME n° 131/2019)

 

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