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Turchia: esploso il gasdotto dall’Azerbaigian

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Baku-Tbilisi-Erzurum pipeline blasted (UPDATE)Secondo quanto riportato da AzerNews, un’esplosione nella provincia di Sarikamis ha interrotto oggi il gasdotto Baku-Tbilisi-Erzurum che trasporta il gas dal giacimento azerbaigiano di Shah Deniz fino alla rete turca. In un primo momento le autorità turche avevano parlato di un incidente, ma hanno poi ammesso che si è trattato di un attacco deliberato.

Secondo quanto riportato, al momento dell’esplosione la condotta sarebbe stata praticamente vuota in conseguenza di alcuni lavori di manutenzione avviati il 2 agosto su una piattaforma di Shah Deniz.

Si tratta del quarto attacco in breve tempo, dopo che nei giorni scorsi erano stati fatti esplodere il gasdotto dall’Iran, l’oleodotto dall’Iraq e una linea di trasmissione elettrica. In tutti i casi, gli attacchi sarebbero riconducibili ad azioni militari del PKK in risposta ai bombardamenti avviati dalla Turchia contro i curdi col pretesto di combattere l’ISIS.

L’impatto dell’attacco, al pari di quelli dei giorni scorsi, è  soprattutto simbolico, dato che le operazioni di ripristino sono già in corso e non dovrebbero durare più di qualche giorno. L’episodio mette tuttavia ancora una volta in evidenza la vulnerabilità delle infrastrutture energetiche turche. Un dato rilevante anche per noi, dato che il gasdotto esploso è lungo la linea destinata a trasportare in Italia il gas azerbaigiano attraverso il TANAP e il TAP.

Focus trimestrale sicurezza energetica – Q1 2015

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Focus 2015Q1È stato reso pubblico il focus sulla sicurezza energetica relativo al primo trimestre del 2015, realizzato per l’Osservatorio di Politica Internazionale (Senato, Camera e MAE).

Dopo un’introduzione dedicata all’analisi del contesto internazionale (inclusa la questione iraniana), il capitolo primo del Focus è dedicato all’analisi dei consumi energetici, con particolare attenzione al gas naturale e al suo approvvigionamento. Questi due capitoli sono realizzati dal sottoscritto.

Il capitolo secondo è invece dedicato all’offerta e, nello specifico, alle politiche dei Paesi produttori di gas naturale e dei Paesi di transito dei gasdotti attualmente in funzione o in fase di progettazione/realizzazione. Ai recenti sviluppi del sistema di infrastrutture di trasporto e alle prospettive di realizzazione di nuovi progetti è poi dedicato il capitolo terzo. Questi due capitoli sono realizzati da Carlo Frappi.

Infine è presente un approfondimento dedicato alle infrastrutture di interconnessione nel nuovo panorama energetico europeo, realizzato da Lorenzo Colantoni.

Errare humanum, perseverare… Report!

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imagesCi risiamo. Report, il programma d’indagine di Rai 3 torna a parlare di energia e, ancora una volta, lo fa in maniera in parte discutibile. Per diverse ragioni.

In primo luogo, come sottoliena pure la Staffetta Quotidiana, rivista specializzata del settore energetico, lo fa con una puntata “patchwork”, dove il giornalista affastella una serie di temi piuttosto eterogenei. Sotto il titolo “Il gran caldo“, infatti, si parla degli investimenti in fonti rinnovabili fatti dai Paesi arabi, delle possibili malversazioni di Enel in Romania, dell’inquinamento ambientale provocato dall’impianto a carbone di Brindisi, dell’evasione dell’IVA tramite l’acquisto di diritti di emissione di CO2, dell’incerto funzionamento del meccanismo dei certificati bianchi per l’efficienza, della generazione distribuita, dei SEU e della riforma delle tariffe elettriche.

Insomma, si toccano temi che richiederebbero parecchie ore per una trattazione adeguata.

E nel calderone, inevitabilmente, si fanno errori o quanto meno si dicono delle mezze verità e delle imprecisioni che possono disorientare o indirizzare – spero non volutamente – lo spettatore verso certe conclusioni.

Senza pretesa di completezza, dunque, vorrei indicare alcuni dei punti critici della puntata:

  • min. 3: Maugeri è poco preciso a dire che il calo del prezzo del greggio è dovuto alla decisione OPEC di non ridurre la produzione. In realtà il calo era già iniziato a luglio/agosto a seguito del rallentamento della domanda mondiale e della forte crescita della produzione non OPEC (qui mi viene il dubbio che Maugeri sia stato tagliato nell’intervista e stesse dicendo anche altro);
  • min. 9: dire che il fotovoltaico è meno costoso del gas naturale per la produzione di energia elettrica è quanto mai curioso. Dipende da un numero enorme di ipotesi. Se così fosse perchè sarebbero necessari tutti questi sussidi? Credo che anche qui Maugeri sia stato tagliato e abbia detto cose diverse.
  • min. 10: nonostante i vari annunci contenuti nella Strategia Energetica Nazionale del 2013 e alcune novità legislative recenti, l’Italia non sta puntando nei fatti molto sulla produzione domestica di idrocarburi: negli ultimi 10-15 anni l’attività di esplorazione e trivellazione si è molto ridotta e anche la produzione nazionale è calata (rimando al rapporto del Mise p. 21 e segg.). Sul numero di occupati potenziali non mi esprimo, ma bisogna vedere con attenzione che cosa comprende il dato saudita e ricordare che l’attività estrattiva saudita è inevitabilmente più produttiva di quella italiana per ragioni geologiche e quindi ha di per sè bisogno di meno lavoratori per unità di greggio prodotta;
  • min. 11: attenzione al concetto di grid parity: è evidente che se il consumatore-produttore non deve pagare gli oneri generali di sistema e i costi di dispacciamento, che lui stesso contribuisce a creare, sarà avvantaggiato e potrà dire di essere “competitivo”;
  • min. 40-42: si ricordi che l’idrogeno non è disponibile tale quale in natura e che  per  produrlo si usa energia. Se questa è prodotta con fonti fossili, l’inquinamento, in tutto o in parte, è semplicemente spostato da un posto a un altro. In particolare, oggi l’idrogeno è prodotto soprattutto da metano, con emissione di anidride carbonica;
  • min. 45: come prima si dice che l’energia prodotta in modo distribuito con questo cogeneratore o con il fotovoltaico costerebbe di meno. Ma per chi? Per il singolo, che riceve dei sussidi, che non paga la rete che comunque continuerà a usare e neppure gli oneri generali di sistema che garantiscono la sicurezza del sistema, il sostegno ai consumatori deboli, il supporto alle rinnovabili e l’IVA per lo Stato. Per la comunità nel suo complesso, dunque, non è detto che la generazione distribuita costi di meno;
  • min. 46: attenzione alla differenza fra le tasse sull’energia (l’IVA) e gli oneri di sistema: sono concettualmente diversi;
  • min. 46: il fotovoltaico non produce di notte e quindi in presenza di un embargo del gas il condominio resterà pure esso senza energia;
  • min. 47-48: non tutti gli occupati della green economy di qualche anno fa erano così qualificati: alcune migliaia erano semplici installatori. E in ogni caso ci si dimentica che il settore elettrico italiano ed europeo di oggi è in forte eccesso di capacità e installare nuovi impianti sarebbe uno spreco, oltre che un danno per gli investitori passati (tra cui ci sono anche i piccoli azionisti di Enel, Edison, Eni, A2A, ecc.);
  • min 49: attenzione alla differenza tra efficientarsi, ossia consumare meno energia per fare le stesse cose, e installare impianti a fonti rinnovabili, che permetteno di produrre più energia;
  • min. 50: l’intervista alla Poletti è proprio fatta male e non le permette di esprimersi bene: qui secondo me c’è stata poca correttezza da parte del giornalista.

Nell’ultima parte della puntata si tocca il punto della riforma della bolletta e la si critica, ma siamo davvero sicuri che lo si faccia a ragione? Qui un pezzo che affronta alcuni dei temi legati alla riforma delle tariffe, in particolare l’idea che in presenza di molta generazione distribuita, la rete debba essere pagata di più in base alla potenza sottoscritta – e quindi con quote fisse- che in base ai consumi. Dietro a tanto dibattito si nasconde in sostanza una redistribuzione dei costi, con implicazioni politiche forti (si veda questo altro contributo).

Insomma, speriamo che la prossima volta Report faccia un po’ meglio il suo mestiere, in particolare quando riporta le interviste fatte.

Il Renewable Energy Report del Politecnico di Milano

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logoLo scorso martedì è stato presentato a Milano l’ultimo lavoro dell’Energy and Strategy Group del Politecnico meneghino, questa volta dedicato non a una specifica tecnologia, ma all’insieme delle fonti rinnovabili elettriche.

I tempi in cui ogni fonte si meritava la sua analisi specifica, visto la crescita sostenuta degli investimenti e il margine ottenibile dalla messa in produzione di nuovi siti, sembrano ormai passati, come testimonia anche, prosaicamente, il coffe break ormai ridotto all’osso – nulla delle ricche tavole imbandite di un paio di anni fa.

Tuttavia, scorrendo le analisi presentate nel Report e ascoltando gli interventi dei vari relatori intervenuti alla presentazione, si ha la conferma di come ormai il settore stia entrando in una fase di maturità e contribuisca finalmente in modo positivo all’economia del Paese. Nonostante qualcuno invochi ancora l’allocazione di incentivi aggiuntivi all’interno del tanto atteso Green Act o di un nuovo decreto ministeriale che dovrebbe succedere a quello del 6 luglio 2012, l’attenzione è ormai sempre più posta alla ricerca di un efficientamento nell’uso dell’enorme parco di generazione esistente, il quale sembra ormai essersi stabilizzato attorno ai 32 GW (+18,1 GW di idroelettrico) – nel 2014 sono entrati in funzione meno di 700 MW.

Si è parlato perciò molto di Operation&Maintenance, di mercato secondario degli impianti (forte sembra qui essere l’interesse di fondi finanziari esteri), di concentrazione della proprietà, di ristrutturazione del debito e di integrazione delle rinnovabili nel mercato elettrico. Quest’ultima è ormai una priorità per il sistema, dato che il contributo delle rinnovabili alla produzione elettrica nazionale ha raggiunto l’anno scorso il 45%.

Il rapporto costituisce dunque un prezioso strumento per capire lo stato delle rinnovabili in Italia e non solo, ma tuttavia in alcuni punti risulta debole e dimostra un certo sbilanciamento “ideologico” a favore delle rinnovabili.

In particolare, a mio avviso, è forzata la sezione dedicata all’impatto delle rinnovabili sulla bolletta elettrica italiana. Nonostante si dichiari la difficoltà di identificare questo impatto per la pluralità di fattori agenti, il rapporto alla fine cita comunque dei valori puntuali, la cui metodologia di calcolo appare talvolta sommaria e, in ultima analisi, tendenziosa. Mi limito al caso del PUN.

Data l’esistenza di un sistema di prezzo marginale nella borsa italiana e data la non convessità della funzione di produzione di elettricità, dovuta all’esistenza di numerosi impianti con capacità discreta, con vincoli di rampa e di potenza minima, ecc., mi sembra poco corretto cercare di inferire l’impatto delle rinnovabili sul PUN guardando alla mera correlazione fra produzione di energia da rinnovabili e PUN.

Anche la stima dello scenario conservativo mi sembra piuttosto curiosa: su che base si conclude che se il costo del gas naturale è calato del 18% e che le centrali a gas producono cica il 34% dell’energia elettrica in Italia, allora il minore prezzo del gas è responsabile del 6% del calo del PUN???? O che il calo della domanda e del PIL sia responsabile solamente del 3% del calo del PUN???

Insomma, credo si sia voluto fare una stima a spanne, ma in questo caso, come in altri, le spanne possono nascondere più di quanto rilevano e allora sarebbe più corretto fare a meno di calcolarle ed evitare di proporre al pubblico dei numeri.

Turkish Stream, TAP e la competizione che non c’è

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pipesCome spesso accade quando si parla di nuovi gasdotti, una certa confusione sembra aleggiare intorno alle questione del Turkish Stream, il gasdotto proposto da Gazprom come sostituto di South Stream. In particolare, si parla di un’ipotetica competizione con il sistema TANAP/TAP, ossia l’infrastruttura che dovrà portare il gas azerbaigiano in Italia.

Per il momento, parlare di competizione è fuori luogo. I due gasdotti infatti sono molto diversi tra loro: il TAP, che ha appena ricevuto l’autorizzazione definitiva dal Governo italiano, porterà gas azerbaigiano sul mercato italiano, su quello greco e su quello bulgaro. 10 Gmc/a a regime, già tutti venduti e in consegna dal 2020.

Il Turkish Stream servirà invece a portare gas russo sul mercato turco, sostituendo il Trans-Balkan Pipeline, che dal 1987 raggiunge il mercato turco partendo dall’Ucraina e che dal 2003 è stato affiancato dal Blue Stream. Con il Turkish Stream, tutti i flussi di gas russo diretti in Turchia eviterebbero l’Ucraina, analogamente a quanto avviene nel caso delle Germania.

Per ora, del Turkish Stream si costruirà una linea sola da 15 Gmc/a, con l’inizio dei lavori di posa a giugno, secondo quanto annunciato da Gazprom. A eseguire i lavori sarà Saipem, sulla base dei contratti siglati in precedenza per South Stream. Proprio la necessità di assorbire i costi dei contratti di posa già siglati, delle forniture di tubi già consegnate e dei lavori di potenziamento della rete russa già eseguiti ha pesato sulla decisione russa di procedere in tutta fretta, con il primo gas annunciato in flusso per l’anno prossimo. Intanto, Gazprom e Botas stanno negoziando gli ultimi dettagli dei nuovi contratti di lungo periodo, mentre Gazprom e gli operatori privati turchi hanno già siglato i contratti.

La competizione, se mai ci sarà, potrebbe dunque essere in futuro per i volumi addizionali. Sul fronte South Stream, però, che si proceda a costruire altre linee non è affatto scontato, almeno a breve. Anzitutto, perché in questo caso Gazprom dovrebbe decidere di investire ulteriori risorse ex-novo, cosa piuttosto complicata in questo periodo. Inoltre, un’Ucraina completamente dipendente dall’Occidente e dai prestiti internazionali difficilmente potrà minacciare un’interruzione dei flussi di gas russo verso i clienti europei, riducendo l’urgenza della diversificazione delle rotte per Gazprom.

Sul fronte TAP, la capacità di portare nuovi volumi dipenderà invece dai ritmi di sviluppo della produzione azerbaigiana e soprattutto dalle prospettive del mercato europeo. E qui, per il gas azerbaigiano come per quello russo via Turchia, potrebbero esserci problemi. Perché se è vero che produzione in calo e i consumi in debole crescita faranno aumentare le importazioni, è però possibile che la competizione sul lato dell’offerta cresca, soprattutto dal mare.

La caduta dei prezzi del greggio ha infatti spinto verso il basso i prezzi del GNL in Asia, tanto che le quotazioni spot sono arrivate a essere temporaneamente più basse di quelle europee, nel corso del primo trimestre di quest’anno. Dopo una latenza di alcuni mesi, infatti, i prezzi dei contratti di lungo periodo indicizzati al greggio – dominanti sui mercati dell’Asia Orientale – si sono adeguati al ribasso. Con effetti inevitabilmente globali, visto che l’Asia rappresenta il 75% della domanda mondiale di GNL.

La prima conseguenza per l’Europa della convergenza dei prezzi globali del GNL è stata il rallentamento del re-export di GNL dalla Spagna. Negli ultimi anni, la crisi ha colpito duramente la domanda iberica e dal mercato spagnolo una parte dei carichi di GNL comprati con contratti di lungo periodo per il mercato interno sono stati ri-esportati, lucrando sul differenziale di prezzo.

La vicenza spagnola è giusto un sintomo, ma le conseguenze per l’Europa potrebbero però non finire qui. Se i prezzi sul mercato asiatico non dovessero tornare a salire, il mercato europeo sarebbe sempre più attraente per gli esportatori di GNL. La capacità di importazione europea ammonta infatti a quasi 200 Gmc, ma è utilizzata solo per un quarto, lasciando spazio per un forte aumento dei flussi, se il prezzo del GNL sarà abbastanza competitivo.

Se Turkish Stream e TANAP/TAP avranno da competere, non sarà solo tra di loro e sarà più per un mercato europeo anemico ed eccessivamente rifornito che non per oscure trame geopolitiche. E la partita, come quasi sempre avviene, sarà soprattutto una questione di prezzi finali e di costi.

L’uscita dell’Italia dal Trattato sulla carta dell’energia

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L’annuncio dell’uscita dell’Italia dal Trattato sulla carta dell’energia è passato praticamente inosservato perfino tra gli addetti ai lavori per un trimestre, fino a quando la notizia non è stata battuta da SQ.

Il provvedimento risale infatti alla Legge di stabilità di dicembre e prevede il taglio di una serie di spese superflue dovute alla partecipazione italiana a organizzazioni internazionali. Nella revisione della spesa è caduta anche la partecipazione italiana al Trattato sulla carta dell’energia, siglato nel 1994 per favorire gli investimenti nel settore energetico tramite la protezione degli investimenti e il commercio nel settore dell’energia.

La decisione, oltre a far risparmiare all’Italia 450.000 euro all’anno, non sembra destinata ad avere particolari conseguenze, visto che esiste un’ampia serie di altre disposizioni vincolanti a protezione degli investimenti in Italia e di quelli italiani all’estero.

Inoltre, il trattato ha già perso in ogni caso gran parte del proprio senso. Il suo scopo era infatti quello di favorire gli investimenti energetici e i commerci con la Russia attraverso le ex repubbliche sovietiche. La Russia è però uscita dal trattato nel 2009 senza mai averlo ratificato, lasciando così il trattato e il suo Segretariato basato a Bruxelles (il vero centro di costo) privi di una vera e propria utilità.

Per un approfondimento sulla questione, segnalo un post di Francesca Morra e Lorenzo Parola Any consequences stemming from Italy’s withdrawal from the Energy Charter Treaty? pubblicato dall’ISPI Energy Watch.