Archivio dell'autore: Matteo Verda

E.ON in uscita dal mercato italiano?

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E.ONE.ON starebbe cercando di lasciare il mercato italiano, dismettendo impianti e attività per un controvalore di 3 miliardi.

Si tratterebbe in particolare dell’idroelettrico di Terni (531 MW); della centrale olio-carbone di Fiume Santo (Sassari) (900 MW); delle centrali a gas di Livorno Ferraris (Vercelli) (805 MW), Ostiglia (Mantova) (1.137 MW), Scandale (Crotone) (814 MW), Tavazzano e Montanaso (Lodi) (1.440 MW), Trapani (214 MW); degli impianti da fonti rinnovabili, sia eolici (328 MW) sia fotovoltaici (46 MW); delle attività commerciali (poco meno di un milione di clienti, tra elettricità e gas); della quota nel rigassificatore offshore Olt di Livorno (47%); infine, della quota nel corsozio TAP (9%).

Enel e Eni non sembrano interessati, mentre Edison potrebbe rilevare qualcosa (magari l’idroelettrico di Terni, il pezzo più pregiato). Si tratta in ogni caso di una normale dinamica di riorganizzazione del mercato, che anche qualora si realizzasse non ne rivoluzionerebbe la struttura.

Peraltro, il piano di uscita di E.ON dall’Italia si baserebbe su uno spezzettamento delle attività, cedute a pacchetti a diversi acquirenti, evitando così un processo di concentrazione in mano a un operatore già presente sul mercato. Particolamenre interessante sarebbe poi l’ipotesi alternativa di un ingresso di Gazprom sul mercato italiano, con l’acquisto in blocco di tutte le attività di E.ON.

Probabilmente non se ne farà nulla, visti i chiari di luna (anche per le banche), ma resta un capitolo interessante da seguire, anche perché sarebbe un segnale della scarsa fiducia degli operatori non tanto nel mercato italiano, quanto nelle prospettive di effettiva integrazione del mercato a livello europeo.

Nota: nel coprire la notizia, Repubblica ci regala un finale di pezzo da brivido, a cui ho dedicato un rapido post.

Spezzatino di E.ON e giornalismo creativo

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Repubblica - E.On Italia in vendita come “spezzatino” per gli asset in corsa Eni, Edison e GazpromCome riportato, E.ON starebbe valutando l’uscita dal mercato italiano e Repubblica ha coperto puntualmente la notizia in un articolo dal titolo E.On Italia in vendita come “spezzatino” per gli asset in corsa Eni, Edison e Gazprom.

Il pezzo sembra filare liscio in quasi in fondo, se si chiude un occhio sul fatto che la quota di mercato di Gazprom sul mercato europeo è del 25% e non del 35%. Il dramma è però nell’ultimo capoverso, dedicato al TAP: in poche righe si riesce a sbagliare il nome del paese produttore (l'”Arzebajan”!) e la composizione azionaria del consorzio (cambiata cinque mesi fa…), per poi chiudere con un curioso ragionamento:

Opera strategica non tanto per l’Italia, ma per le forniture nel resto d’Europa, visto che l’infrastruttura può essere raddoppiata fino a “portare” oltre 20 miliardi di metri cubi all’anno.

In che modo 20 Gmc per un mercato da 500 siano più strategici di 10 per un mercato da 80 proprio mi sfugge.

Potrei aggiungere che forse gli amici giornalisti dovrebbero leggere un po’ di più, ma mi asterrò dal farlo.

Il mercato del bilanciamento

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Così paghiamo le rinnovabili anche quando non servonoSegnalo un interessantissimo contributo di Michele Governatori dal titolo Così paghiamo le rinnovabili anche quando non servono. Si tratta di un pezzo un po’ tecnico, ma molto utile per capire come funzionano i mercati elettrici e quali siano le conseguenze della scelta di integrare sempre più rinnovabili.

Più in generale, il contributo si presta a una riflessione più ampia: la scelta compiuta in questi decenni di affidarsi alla regolazione anziché all’intervento pubblico diretto richiede che i meccanismi di regolazione siano ben compresi dal decisore politico ex ante, in modo da evitare continui interventi e distorsioni (come nel caso del mercato del bilanciamento del gas).

La Cina espande la capacità di importazione

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Burma-China gas pipelineNel mese di ottobre è diventato operativo il gasdotto che collega la Birmania alla Cina. L’infrastruttura parte dal porto birmano di Kyaukpyu e finisce nella citta cinese di Guigang, nella provincia di Guizhou, per una lunghezza complessiva di 2.500 km (di cui 1,700 in territorio cinese).

L’infrastruttura ha una capacità annua di 12 Gmc, pari al 30% delle importazioni cinesi correnti (2012). Il gasdotto permette inoltre di raggiungere una parte del Paese troppo distante dall’altra grande fonte di gas importato via tubo, il Turkmenistan (circa 20 Gmc all’anno, in espansione fino  65 Gmc nei prossimi anni).

Il nuovo gasdotto è parte di una strategia più ampia del governo cinese per far fronte alla crescente domanda di gas naturale. I consumi nel 2012 sono stati di 154 Gmc, ma secondo la IEA il consumo dovrebbe arrivare a 307 Gcm nel 2020 e a 469 nel 2030.

La produzione interna, pur in crescita, non dovrebbe essere in grado di tenere il passo della domanda, con un conseguente aumento delle importazioni da 39 Gmc nel 2012 a 129 Gmc nel 2020 fino a 203 Gmc nel 2030.

La strategia messa in campo per soddisfare questa domanda prevede diverse misura. Accanto al nuovo gasdotto birmano e al potenziamento del Central Asia Pipeline dal Turmenistan, sono infatti previsti un aumento della capacità di rigassificazione e la ricerca di un accordo definitivo con la Russia per uno o due nuovi gasdotti.

Accordo con l’Iran: per ora pochi effetti sui mercati energetici

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First Step Understandings Regarding the Islamic Republic of Iran’s Nuclear ProgramL’accordo tra l’Iran e le potenze mondiali (il 5+1) è stato raggiunto questa notte, dopo mesi di trattative altalenanti. Come riportato dai media, l’accordo prevede uno stop alle attività di arricchimento dell’uranio potenzialmente connesse a scopi bellici.

Quale sarà l’impatto sui mercati energetici, considerando che l’Iran è il quarto Paese al mondo per riserve di petrolio (157 miliardi di barili, 9,4% del totale) e il primo per riserve di gas (36.000 Gmc, 18% del totale)?

Nel breve periodo, l’impatto sul mercato petrolifero sarà molto limitato. In base agli accordi, l’Iran potrà mantenre gli attuali livelli di esportazione (1 milione di barili al giorno, contro i 2,5 di inzio 2012): nessuna improvvisa immissione sul mercato di nuovo greggio liquido, dunque, e nessuna pressione ribassista sulle quotazioni. Almeno per il momento e al netto della volatilità che la notizia potrebbe avere sui mercati dei prossimi giorni.

Nel caso del gas, l’impatto sarà nullo, perché in ogni caso l’Iran non ha effettuato investimenti sufficienti in capacità produttiva e di esportazione per portare sui mercati internazionali le sue enormi riserve con così poco preavviso. Anche in caso di sblocco completo delle sanzioni, occorreranno anni per avere effetti rilevanti sui mercati internazionali.

L’accordo resta in ogni caso un elemento molto positivo non solo per la stabilità regionale, ma anche per i mercati energetici, perché nel breve periodo riduce il rischio di interruzioni dei transiti nell’area del Golfo e nel medio-lungo periodo pone le condizioni per l’arrivo sui mercati energetici di nuova capacità produttiva in grado di far fronte alla crescente domanda asiatica. A vantaggio di tutti i consumatori, oltre che degli iraniani.

Esportazioni UE in Ucraina? Tanti dubbi

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UcrainaContinua la battaglia di dichiarazioni introno all’Ucraina in vista del terzo summit sul Partenariato Orientale UE. Da un lato, Gazprom ha da tempo intensificato il proprio pressing accelerando i preparativi per la costruzione di South Stream.

Dall’altro lato della barricata, si moltiplicano gli sforzi di quanti in Europa cercano di limitare il ruolo di Gazprom in Ucraina. In particolare, ha molto risalto in questi giorni la notizia dell’accordo preliminare sulla realizzazione di capacità di controflusso dalla Slovacchia verso l’Ucraina, che da  settembre prossimo si andrebbe a sommare ai flussi inversi dall’Ungheria e dalla Polonia (2,5 Gmc attesi per quest’inverno, sui 5 contrattualizzati con RWE).

Se agli accordi seguiranno tutti gli adattamenti tecnici necessari, la capacità massima sarebbe di circa 10 Gmc dalla Slovacchia e 6-7 totali da Polonia e Ungheria. Esiste tuttavia più di un dubbio sulla fattibilità di questi progetti e sul loro eventuale impatto.

Nel 2012, l’Ucraina ha importato 33 Gmc di gas russo, il doppio di quanto si spera di importare dall’UE. Considerando che la produzione è stabile e che il potenziale non-convenzionale del Paese è ancora molto distante da un effettivo sfruttamento, difficilmente il calo dei consumi (-7,7% nei primi otto mesi 2013) potrà arrivare a dimezzare le importazioni. Le forniture russe resteranno dunque in ogni caso essenziali per coprire il fabbisogno.

A questo si aggiunge l’apparente paradosso che il gas esportato dall’UE verso l’Ucraina sarebbe alla fine praticamente tutto gas russo, ponendo una questione di prezzo. Perché senza un’ulteriore evoluzione dei meccanismi di integrazione dei mercati europei, difficilmente si potrebbero praticare stabilmete agli ucraini prezzi più bassi di quelli di Gazprom (e questo senza considerare le conseguenze rialziste per i prezzi finali europei). A meno di non immaginare un’UE che decida di sussidiare i consumatori ucraini.

Infine, ci sono fondati dubbi circa la solvibilità dell’Ucraina, che sta andando incontro a seri problemi a pagare le proprie importazioni (UE e FMI sarebbero pronti a intervenire). Per il solo gas, Naftogaz ha un debito pendente nei confronti di Gazprom di 1,4 miliardi di dollari: difficilmente si potrebbe immaginare un cliente in condizioni peggiori per gli esportatori europei. E difficilmente si riesce a immaginare un intervento politico sufficiente a stravolgere la razionalità economica dell’operazione.

La battaglia mediatica in vista di Vilnius resta aperta, ma la distanza tra dichiarazioni e realtà non sembra ridursi.