Dubbi sull’industria nucleare francese

NYT - French Nuclear Model FaltersSegnalo un interessante articolo pubblicato sul NYT a proposito del periodo non facile che l’industria nucleare francese (ossia l’industria nucleare europea) sta vivendo in questi anni.

In particolare, la nuova generazione di centrali nucleari (EPR) non è all’altezza delle aspettative. I due esemplari in costruzioni, Flamanville (Francia) e Olkiluoto (Finlandia), sono in forte ritardo e stanno accumulando un aumento dei costi pari a un multiplo della spesa inizialmente prevista.

Nel caso di Flamanville, dove per il reattore si è usato acciaio francese anziché giapponese, si teme addirittura di dover sostituire alcuni componenti a causa della qualità insufficiente dell’acciaio. A riprova che il problemi dell’industria europea toccano tanti comparti strategici.

Nel frattempo, i cinesi stanno costruendo 23 nuove centrali per il mercato domestico e una in Pakistan, mentre i russi ne stanno costruendo 9 per il mercato domestico e stanno negoziando diversi impianti in giro per il mondo. Perfino negli Stati Uniti ci sono 5 impianti in costruzione, a riprova del fatto che il problema del nucleare è soprattutto un problema del nucleare europeo.

Forse varrebbe la pena di pensare al nucleare francese non come un vezzo di Parigi o un’eredità del passato, ma come un punto di forza di tutta l’industria (energetica e non) europea. Se si vuole una vera decarbonizzazione nel lungo periodo, pannelli e pale eoliche difficilmente possono bastare.

Snam Rete Gas: il piano decennale 2015-2024

SRG - Piano decennale 2015-2024Snam Rete Gas ha appena pubblicato il proprio Piano decennale 2015-2024. Il documento è particolarmente interessante perché esplicita le aspettative di SRG relative all’evoluzione di domanda e offerta di gas nel medio periodo e rappresenta uno dei pochi esercizi in materia pubblicamente disponibili.

Dal punto di vista della domanda, SRG è ottimista circa il recupero dei consumi di gas, con un incremento medio annuo tra il 2014 e il 2024 del 2,1%, passando da 60,5 a 74,8 Gmc [i dati in questo blog sono riportati a 39 MJ/mc, mentre SRG li riporta a 38,1 MJ/mc: qui la spiegazione].

In particolare, l’aspettativa è di una crescita dei consumi delle centrali termoelettriche (+3,9% medio annuo, +8 Gmc), dovuto agli effetti dell’attesa ripresa economica sulla domanda totale di elettricità. Il secondo contributo in ordine di importanza è quello del residenziale (+1,3% medio annuo, +3,6 Gmc), dovuto principalmente al fatto che l’inverno 2014 è stato mite in modo anomalo. La domanda industriale è invece attesa stabile, a causa degli incrementi di efficienza nei processi produttivi.

Un ulteriore contributo all’aumento della domanda è atteso da settore trasporti, dove SRG prevede un aumento della domanda sia sotto forma di gas naturale compresso (la Panda a metano…) (+1,2 Gmc), sia sotto forma di GNL direttamente utilizzato da tir speciali e mezzi marittimi (e impianti industriali non connessi alla rete gas) (+0,9 Gmc).

SRG - Tabella 12: Proiezione domanda di gas naturale in Italia

Dato particolarmente rilevante per la sicurezza del sistema, «anche in prospettiva, la domanda giornaliera non subirà rilevanti variazioni rispetto ai valori massimi storici registrati fino al 2012». La domanda di gas è infatti molto variabile e il sistema è davvero messo alla prova solo in quei giorni invernali molto freddi in cui la domanda arriva a essere quasi il triplo di un giorno medio. Il sistema ha resistito bene al picco storico del 6 febbraio 2012 e una stabilizzazione della domanda giornaliera implica che il sistema possa essere in grado di affrontare nuovi picchi analoghi, a parità di condizioni (come lo stoccaggio).

Dal punto di vista dell’offerta, il dato che attrae maggiormente l’attenzione è l’attesa di un aumento significativo della produzione nazionale (+4,3 Gmc). Questo aumento sarebbe l’effetto combinato di una moderata contrazione della produzione di gas naturale (circa -0,7 Gmc) e di una forte diffusione della produzione di biometano (+5,0 Gmc, a fronte di una produzione oggi limitata).

All’aumento della produzione nazionale è previsto che si sommi anche un aumento delle importazioni di 17,6 Gmc, di cui 7,6 saranno destinati all’avvio del flusso di esportazioni verso la Svizzera e la Germania attraverso il Passo Gries.

Tabella 14: Proiezione offerta di gas naturale in Italia

Le previsioni proposte dal piano di SRG sono senza dubbio un riferimento autorevole e fondato metodologicamente. Esistono tuttavia alcuni punti particolarmente esposti a incertezza.

In primo luogo, la ripresa della domanda termoelettrica dipenderà molto da come saranno perseguiti a livello europeo e nazionale i nuovi obiettivi di riduzione delle emissioni al 2030, ossia da quanto si vorrà ancora sussidiare le rinnovabili e da quanto fortemente si deciderà di alzare il costo di emettere gas climalteranti (penalizzando più o meno il carbone rispetto al gas).

Un secondo punto delicato è quello della produzione di biometano. SRG è molto ottimista sulla capacità di realizzazione di nuova capacità nel corso dei prossimi dieci anni, ma molto dipenderà da quanto sarà forte l’intervento di sostegno pubblico al settore.

Un terzo punto delicato è quello dell’effettiva portata dei volumi esportati in direzione nord al Passo Gries. La capacità di trasporto sarà probabilmente disponibile appieno già all’inizio del prossimo decennio, ma l’entità dei volumi che saranno fisicamente in uscita a nord dipenderà molto dalle dinamiche della domanda negli altri mercati europei e dalla disponibilità su quei mercati di offerta alternativa a prezzi competitivi.

Tante variabili possono insomma intervenire, il che rende particolarmente utile l’obbligo di legge per SRG di aggiornare annualmente il piano decennale e sottoporlo a consultazione.

Iran, gigante energetico solo in potenza

EIA - Country Analysis Brief: IranMancano ancora molti dettagli, ma l’accordo con l’Iran include un progressivo superamento delle sanzioni, alcune delle quali sono in vigore dal 1979. In cambio di un rallentamento del programma nucleare e dell’accettazione di maggiori controlli internazionali, il governo di Teheran ha ottenuto di poter progressivamente riacquisire una posizione “normale” all’interno del sistema internazionale.

Le ricadute geopolitiche attese a livello regionale sono enormi, ma senza dubbio l’aspetto più rilevante dalla prospettiva italiana è quello energetico. L’Iran, sulla carta, è infatti potenzialmente uno dei più grandi produttori (ed esportatori) di gas e petrolio a livello globale. Le riserve provate iraniane ammontano infatti a 157 miliardi di barili di petrolio e quasi 34.000 miliardi di metri cubi di gas, rispettivamente il 10% e il 17% del totale mondiale.

I primi dieci Paesi al mondo per riserve provate di petrolio (miliardi di barili)

A questo potenziale corrisponde però una capacità produttiva limitata. Anche quando saranno completamente superate le sanzioni, l’esportazione petrolifera iraniana è destinata nel breve periodo a crescere di poco più di un milione di barili al giorno (0,8 secondo l’Economist), ossia i volumi persi dopo le sanzioni europee del 2012.

Esportazioni e consumi petroliferi iraniani (milioni di barili al giorno)

L’impatto sui mercati mondiali sarebbe quantomeno marginale, simile a quello dell’instabilità in Libia. Per tradurre le riserve petrolifere in capacità produttiva di rilevanza sistemica (ossia, oltre i 5 Mbbl/g) sarebbero necessarie parecchie decine di miliardi di dollari di investimenti. Tuttavia, anche al netto delle questioni di politica internazionale, l’Iran ha una legislazione particolarmente punitiva nei confronti degli investimenti internazionali nel settore petrolifero e difficilmente si avranno molti operatori pronti a scommettere sul Paese. A maggior ragione date le quotazioni attuali.

I primi dieci Paesi al mondo per riserve provate di gas naturale (miliardi di metri cubi)

Nel caso del gas naturale, i problemi sono ancora più grandi. Attualmente, l’Iran è un importatore netto di gas: quel che arriva dal Turkmenistan è più di quello che va in Turchia. La domanda interna è raddoppiata nell’ultimo decennio, arrivando a superare i 170 Gmc nel 2013 (più di Italia e Germania insieme). Per alimentare esportazioni significative, anche in questo caso serviranno tempo, tecnologie e molti capitali. E anche un po’ di diplomazia, nel caso del maxi-giacimento di South Pars/North Dome, conteso tra Iran e Qatar.

Inoltre, per arrivare ai mercati internazionali, servono infrastrutture grandi e costose. Per il momento il gas naturale liquefatto, sul modello del Qatar, è un’opzione troppo cara e soprattutto tecnologicamente sofisticata, ossia dipendente dagli investimenti esteri.

Un’ipotesi di gasdotto, magari verso l’UE come ipotizza la Commissione europea da anni, dovrebbe invece scontarsi sia coi costi elevati (migliaia di km solo per arrivare in Turchia), sia con il fatto che i tubi dovrebbero attraversare alcune delle aree più instabili del mondo. E questo senza considerare la debolezza di lungo periodo della domanda europea.

Nel complesso, anche se le sanzioni saranno eliminate con una tempistica relativamente stretta, l’impatto atteso sui mercati internazionali – e dunque indirettamente sull’Italia – è destinato a rimanere limitato nel corso dell’attuale decennio.

Per quanto riguarda un orizzonte temporale di più lungo periodo, l’impatto del potenziale iraniano sui mercati internazionali dipenderà dall’esito delle riforme interne al Paese e dalla capacità di offrire garanzie di affidabilità agli investitori internazionali.

In cima alla lista si trovano sicuramente gli operatori cinesi, sempre più dipendenti dalle attività all’estero per soddisfare la domanda dell’economia di Pechino. Chissà – ma è giusto un guess – che l’Iran non possa essere in futuro uno dei terreni su cui testare il funzionamento della nascente Asian Infrastructure Investment Bank.

Eurogas: nel 2014 consumi UE -11%

Consumi di gas naturale in Europa nel 2014

Secondo i dati riportati da Eurogas, nel 2014 in UE si sono consumati 409 Gmc di gas, con una contrazione dell’11% rispetto al 2013. In totale, i minori consumi sono stati di 51 Gmc: per avere un’idea, è come se l’intera Francia avesse smesso di usare gas.

Nello spazio europeo in senso lato, la Turchia è invece l’unica grande economia ad aver fatto registrare una aumento dei consumi.

Variazione dei consumi di gas naturale in Europa (2014-2013, miliardi di metri cubi)

La contrazione maggiore si è registrata nei grandi mercati, Germania in testa. A causare la riduzione dei consumi ha contribuito soprattutto il clima particolarmente mite nel primo trimestre, che nel Nord Europa ha portato a un crollo verticale della domanda per il riscaldamento.

La riduzione della domanda ha poi interessato anche la generazione termoelettrica, schiacciata tra le rinnovabili sussidiate da una parte e il carbone a basso costo (sia come materia prima, sia come prezzo dei permessi di emissione) dall’altra.

Anche la difficile situazione economica ha contribuito alla riduzione della domanda, anche se i consumi di gas nel settore industriale sono aumentati in alcuni Paesi, in particolare in Germania. In Italia sono invece rimasti sostanzialmente invariati.

Variazione dei consumi di gas naturale in Europa (2014-2013, percentuale)

Nel complesso, i dati Eurogas tracciano il quadro di una domanda europea debole, il cui recupero dipende da due ordini di fattori. Dal punto di vista congiunturale, le temperature più rigide hanno già fatto riprendere i consumi per riscaldamento nei primi mesi del 2015, mentre per un aumento dei consumi legato alla ripresa economica occorrerà attendere.

Dal punto di vista strutturale, sarà determinante quanto le politiche a livello europeo porteranno a un aggiustamento degli strumenti impiegati per ridurre le emissioni climalteranti. Se il focus delle nuove misure al 2030 passerà effettivamente dal sussidio delle rinnovabili a una maggiore attenzione per il prezzo del emissioni, il gas naturale nelle generazione elettrica potrebbe tornare a crescere in misura significativa, recuperando almeno in parte il terreno perduto.

Fino ad allora, non ci sarà un gran bisogno di nuove infrastrutture di importazione: quelle esistenti e in costruzione bastano e avanzano. Basta pensare che nel 2010, con meno infrastrutture di oggi, le importazioni erano circa 80 Gmc più alte.

Il momento di attuale eccesso di offerta potrebbe invece essere sfruttato al meglio spingendo per un aumento delle interconnessioni tra le reti europee, per mettere meglio in competizione tra loro i fornitori e aumentare l’efficienza del sistema. La comunicazione sull’Unione dell’energia ne ha parlato: vedremo quanti fatti seguiranno alle parole.

I’m smart because you’re stupid: l’autoconsumo e il mercato elettrico italiano

IEW - I’m smart because you’re stupidLe politiche nate rapsodicamente negli ultimi anni per promuovere le rinnovabili hanno creato significative distorsioni nei mercati elettrici di tutta Europa, a partire da quello italiano.

Una di queste distorsioni è messa ben in evidenza in un post di Carlo Durante, pubblicato dall’IEW: I’m smart because you’re stupid.

Come spiega chiaramente Durante, nel decennio scorso il regolatore ha adottato una serie di misure volte a favorire la diffusione delle rinnovabili presso produttori che fossero anche consumatori, in piena sintonia col concetto di generazione distribuita.

In particolare, lo schema di agevolazione più recente è quello dei sistemi efficienti di utenza (SEU), che consente a un utente, che consuma attraverso la propria rete l’energia che produce, di essere esonerato da una parte dei costi di sistema, risparmiando così il 35-40% rispetto a una bolletta “normale”.

Questo schema, che vale per impianti fino a 20MW, è risultato particolarmente appetibile per le piccole e medie imprese, che pagano l’elettricità molto più cara sia delle famiglie sia delle grandi industrie e che grazie allo schema possono risparmiare molto sull’energia.

Le piccole e medie imprese però hanno bisogno di energia in modo affidabile ed economico, che magari combini alla generazione elettrica anche la produzione di calore. In altre parole, più che pannelli fotovoltaici, le imprese hanno fatto installare impianti di cogenerazione, in primis a gas.

Il risultato è che una parte importante dei consumi (7% nel 2014) si è spostata sull’autoconsumo per evitare i costi di sistema della bolletta, esplosi negli ultimi anni a causa delle rinnovabili sussidiate. Dato che i costi di sistema restano sostanzialmente invariati, il peso sui consumatori non inseriti negli schemi di autoconsumo è così ulteriormente aumentato.

Nel tentativo di correggere questa stortura, nei prossimi mesi potrebbero arrivare proposte di nuovi interventi. Il rischio è che la pezza risulti peggio del buco.

Scala Mercalli: una buona puntata con qualche precisazione

Scala_MercalliA qualcuno potrà sembrare che stia facendo una crociata contro Rai 3 (vedi qui e qui). Non è così. Tuttavia, la puntata di sabato di Scala Mercalli, mi ha dato lo spunto per alcune osservazioni e precisazioni che ritengo utili avanzare ai nostri lettori e solleticare il loro senso critico.

Infatti, sebbene il livello della puntata sia insolitamente alto per un programma televisivo – in particolare è apprezzabile come si spieghino con precisione di linguaggio e pazienza vari concetti legati al clima e all’inquinamento – qualche cedimento si registra quando si passa ai ragionamenti di tipo più economico e di prescrizioni di policy.

Primo, quando attorno al minuto 55 si parla di idrocarburi, si arriva a sostenere che l’estrazione dello shale non ha senso nè in termini energetici, nè in termini economici: curisoso che diverse imprese ci abbiano investito quasi mille miliardi di dollari. Forse è lecito avere dei dubbi. 🙂

Certo, il rendimento energetico dell’estrazione di idrocarburi non convenzionali è inferiore a quello che si ha oggi nei ricchi campi sauditi o che si aveva nei giacimenti del Nord America che venivano sfruttati 80-90 anni fa, ma contemporaneamente è aumentata molto l’efficienza delle macchine che usano quegli idrocarburi: il valore economico di una singola unità fisica di petrolio o gas disponibile per il consumo finale è dunque molto aumentata, perchè con essa riesci a ottenere maggiori servizi energetici.

Bisogna poi non confondere le risorse con riserve: la Terra contiene sì un ammontare finito di risorse di idrocarburi, ma le riserve non sono “finite” a priori. La tecnologia e le preferenze dei consumatori possono rendere più o meno sfruttabili economicamente certe risorse, che quindi possono trasformarsi o meno in riserve.

Secondo, quando attorno al minuto 70 si presenta il caso danese e lo si esalta così tanto, si omette forse di notare che:

  • la resa energetica dei pannelli fotovoltaici in Danimarca è probabilmente inferiore a quella dell’estrazione di gas da scisto (il fattore di carico sarà circa 800-900 ore l’anno);
  • la Danimarca è un discreto produttore di petrolio e gas naturale e possiede una quantità di vento e di spazio dove coltivare piante e animali notevole (bassa densità di popolazione, piovosità che favorisce la crescita delle biomasse, ecc.), che altri paesi non hanno;
  • la Politica Agricola Comune probabilmente facilita non poco i progetti “verdi” danesi, in quanto tende a sussidiare l’allevamento di bovini e la produzione di cereali in modo sproporzionato;
  • non si dimentichi che il metano rilasciato dalla digestione degli animali da allevamento (bovini in primis) è un potente gas a effetto serra (le scoregge fanno male al clima 🙂 );
  • l’Italia ha un mix elettrico non meno verde della Danimarca, dato che nel 2014 circa il 40% della elettricità prodotta è venuta da rinnovabili.

Infine, quando attorno al minuto 100 si parla di abitazioni efficienti e si porta il caso dell’Appenino bolognese, non viene evidenziato il costo delle case efficienti. L’intervistato parla di un 10% in più. Tradotto in soldi, se una casa normale costa 250-300.000 euro, ciò significa 25-30.000 euro in più. Non sono pochi e ciò implica che per recuperare l’investimento addizionale, che ovviamente solo le famiglie più benestanti possono permettersi, servono, a spanne 15-20 anni (gli intervistati parlano infatti di un risparmio sulle bollette di 1.000-1.500 euro l’anno).

Non si indaga poi il fatto che bruciare legna non è necessariamente più pulito che bruciare metano: se le caldaie non sono avanzate, la quantità di particolato e di ceneri rilasciate non è poca.

Non sono contro l’efficienza energetica, ci mancherebbe, ma bisognerebbe stare attenti a riportare tutti i lati della medaglia quando si vuole informare correttamente il pubblico.

Ps: resta un peccato che la Rai continui a trasmettere i suoi programmi di approfondimento scientifico-culturale prevalentemente il sabato sera, quando la maggior parte degli adolescenti e dei giovani tende a uscire. Credo bisognerebbe essere più coraggiosi nelle scelte del palinsesto: se stimolato adeguatamente, il pubblico risponderà.