Segnaliamo che il Ministero dello sviluppo economico ha pubblicato questa mattina il documento di consultazione per la versione 2017 della Strategia energetica nazionale (elaborata in collaborazione con il Ministero dell’ambiente), a cui tutti gli interessati avranno un mese di tempo per rispondere con eventuali osservazioni.
Segnaliamo un post di Cedigaz che riporta i dati preliminari relativi al mercato del gas globale nel 2016. I consumi sono cresciuti dell’1,6% a 3.528 Gmc, in continuità con l’anno precedente.
In particolare, i bassi prezzi e le temperature più basse della media negli ultimi mesi dell’anno sono i fattori che hanno favorito l’aumento della domanda, nonostante gli effetti negativi del declino dell’intensità energetica, della domanda elettrica relativamente debole nei mercati OECD e la continua espansione delle rinnovabili.
Dal punto di vista geografico, le dinamiche della domanda sono state piuttosto eterogenee: a fronte di una forte espansione in Europa (+6,1%), Cina (+8%) e India (9,5%), la dinamica è stata di modesta crescita in Medio Oriente (+3%), Nord America (+0,2%) e CSI (+0,1%) e di contrazione in America Latina (-1,3%) e nel resto dell’Asia (-2%).
In controtendenza rispetto agli anni passati, la produzione di gas globale ha invece stagnato nel corso dell’anno, a causa principalmente della riduzione degli investimenti in upstream causata dai bassi prezzi. Tra i primi dieci Paesi produttori, gli Stati Uniti e il Turkmenistan hanno fatto registrare una contrazione della produzione, mentre gli altri hanno visto una lieve crescita o, nel caso Norvegese, una sostanziale stabilità.
Nondimeno, il commercio internazionale ha continuato a crescere in modo sostenuto: +5,5%, arrivando a 1.094 Gmc. Ad aumentare sono stati sia i flussi via tubo (+5%) sia quelli via GNL (+6,7%), a testimonianza del dinamismo degli scambi e del fatto che in molti Paesi la produzione non riesce più a tenere il ritmo della domanda.
Nota interessante, secondo le previsioni di Cedigaz il surplus di GNL dovrebbe aumentare fino alla fine del decennio, sull’onda lunga degli investimenti infrastrutturali degli anni passati. Sarà molto interessante vedere quanto questa abbondanza di offerta permarrà sui mercati globali nella prima parte del prossimo decennio.
Segnaliamo un post di Simone Tagliapietra dal titolo Is the EastMed gas pipeline just another EU pipe dream? (la risposta è “tendenzialmente sì…”), pubblicato da Bruegel.
Il progetto EastMed si basa su due assunti: il fatto che le importazioni di gas dell’UE continueranno a crescere nei prossimi decenni e il fatto che dal Bacino del Levante saranno disponibili grandi volumi per l’esportazione.
Secondo Tagliapietra (e l’opinione è ampiamente condivisibile), anche se l’import europeo è destinato ad aumentare, in primo luogo a causa del declino della produzione interna, non è assolutamente detto che il gas del Mediterraneo orientale possa essere competitivo. Altri fornitori, a cominciare dalla Russia, saranno probabilmente più concorrenziali in termini di prezzi.
Inoltre, non è detto nemmeno che nella regione si sviluppi nei prossimi anni un potenziale di esportazione sufficiente a giustificare l’investimento in un tubo da parecchi miliardi di dollari con incerte prospettive di utilizzo. La nuova produzione egiziana sarà infatti destinata a soddisfare la domanda interna (che è in crescita e già oggi superiore a quella francese o turca) e a sfruttare i terminali di liquefazione già esistenti (Idku e Damietta, oggi inutilizzati), mentre la produzione israeliana continua ad essere ostacolata da problemi politici e legali e quella di Cipro per il momento parrebbe avere potenzialità meno consistenti del previsto.
Lo sviluppo di un gasdotto che unisca i flussi di Paesi diversi, inoltre, pone dei problemi di cooperazione che forse potrebbero essere superati trovando prima un accordo per l’utilizzo congiunto dei terminali egiziani. Se questa soluzione funzionerà, si potrà successivamente pensare, in una prospettiva di lungo periodo (oltre i 5 anni), a sviluppare un’ipotesi di infrastruttura più costosa e vincolante, se ci sarà abbastanza gas per i consumi regionali e per l’esportazione.
Nel complesso, insomma, EastMed sembra ad oggi avere prospettive di successo simili a quelle del Nabucco.
Segnaliamo un documento dell’Energy Information Administration statunitense dal titolo Levelized Cost and Levelized Avoided Cost of New Generation Resources, parte dell’Annual Energy Outlook 2017.
Lo studio cerca di valutare la competitività complessiva delle diverse fonti di generazione elettrica stimando il costo attualizzato per megawattora, calcolato considerando la costruzione e l’esercizio di un impianto di generazione nel corso di un determinato ciclo produttivo e finanziario anziché il solo costo marginale.
L’EIA cerca in questo modo di simulare, con diversi orizzonti temporali, le aspettative degli operatori che devono prendere una decisione di investimento. In particolare, si considera il costo livellato dell’elettricità per impianti che entreranno in servizio nel 2019, nel 2022 e nel 2030.
Tra i risultati più interessanti, la conferma della competitività sul mercato statunitense delle centrali a gas, con cui sembra poter concorrere su vasta scala solo l’eolico, pur con tutti i connessi problemi di discontinuità. Il fotovoltaico si conferma, anche nel contesto nordamericano, competitivo solo grazie ai sussidi (v. tabella).
Quanto al carbone, fino a poco tempo fa dominatore assoluto del mix elettrico degli Stati Uniti, le uniche stime disponibili sono quelle per impianti con entrata in servizio nel 2040 e prevedono costi (110-120 $/MWh) assolutamente non competitivi rispetto a gas, eolico, idroelettrico e nucleare. Conti alla mano, per il carbone sembra che la via del declino sia inevitabile, almeno in Nord America.
Segnaliamo la pubblicazione da parte del MiSE dell’edizione 2016 della Situazione energetica nazionale, anticipo rispetto al consueto calendario a causa dell’imminente pubblicazione della nuova Strategia Energetica Nazionale.
I documento compendia tutti i dati relativi alla situazione energetica internazionale e all’andamento dei consumi nazionali, con dati puntuali ed esaustivi su efficienza, dipendenza dalle importazioni (75,6%), prezzi e tassazione.
Dal giugno 2014, Gazprom e Naftogaz sono impegnate in una battaglia legale relativa ai contratti di fornitura di gas del 2009 (semplificando, gli ucraini vogliono una riduzione dei prezzi, i russi il pagamento dei volumi non ritirati), nonché ai diritti di passaggio relativi ai flussi di esportazioni diretti in UE attraverso la rete ucraina.
Secondo quanto riportato da Platts, dopo una ripetuta escalation, il totale delle compensazioni richieste da Naftogaz sarebbe pari a 30 miliardi di dollari, mentre le richieste di Gazprom ammonterebbero a 45 miliardi di dollari.
A decidere, come da termini contrattuali, sarà la corte arbitrale di Stoccolma, che avrebbe dovuto prendere una prima decisione entro la fine di aprile, ma che secondo gli aggiornamenti avrebbe preso tempo fino alla fine del prossimo giugno.
Per avere un quadro dettagliato della vicenda, segnaliamo un report di Platts realizzato da Stuart Elliott e Fabio Reale (da cui è tratta l’infografica riportata qui sotto).
