Adeguatezza della capacità elettrica: di chi è la responsabilità?

Un paio di giorni fa si è tenuto a Milano un interessante workshop sullo stato del comparto delle rinnovabili elettriche nel nostro Paese ed è stata ribadita un’osservazione già emersa l’anno scorso: la rapida e massiccia penetrazione delle rinnovabili nel mercato sta spiazzando le centrali a gas costruite nell’ultimo decennio.

Dato che non riescono a lavorare per più di 3 o 4.000 ore l’anno, gli operatori stanno pensado di fermare per periodi più o meno lunghi questi impianti, se non addirittura di chiuderli definitivamente. Di nuovi investimenti non se ne parla nemmeno (al massimo si vuol fare qualche cosa con il carbone).

In questo quadro la sicurezza dell’offertà di elettricità nel nostro Paese potrebbe essere messa a rischio, sia nel breve periodo per mancanza di flessibilità, che nel lungo periodo per insufficiente adeguatezza della capacità di generazione rispetto alla domanda.

Andando un po’ più a fondo, credo che il problema sollevi una questione più generale, quasi di filosofia politica: chi deve garantire la sicurezza elettrica nel nostro Paese? Lo Stato o il mercato?

Trovare una soluzione non è semplice, perchè, da un lato, i sussidi alle rinnovabili sono un sistema poco efficiente e assai costoso (a meno che non si registri un fortissimo sviluppo delle batterie nei prossimi anni); mentre, dall’altro, il mercato all’ingrosso basato sul prezzo marginale non può funzionare bene nel momento in cui molte fonti hanno costi marginali nulli, rendendo così impossibile il recupero dei costi fissi di quasi tutte le centrali eletteriche, siano esse a fonti rinnovabili o a fonti tradizionali, nelle ore di picco.

Dinnanzi a noi credo stiano due opzioni, che mettono entrambe in profonda discussione quanto accaduto nel recente passato: o rinnegare la liberalizzazione e prevedere che il sia l’autorità pubblica a programmare gli investimenti in capacità e i prezzi dell’energia prodotta dalle varie tecnologie; oppure, se vogliamo tenerci il mercato liberalizzato creato meno di 14 anni fa, dobbiamo superare l’idea che esso possa essere energy only e prevedere qualche meccanismo per contendere, e quindi dare un prezzo, alla capacità di generazione. Tertium non datur.

TAP: completata la lista dei clienti

Gasdotto Tap, chiusi contratti gas In Italia arriveranno 8 mld mc/annoSecondo quanto riportato da SQ, si completa l’elenco dei clienti che hanno firmato per l’acquisto del gas azerbaigiano trasportato dal TAP. Complessivamente, la ripartizione dei primi volumi prevede  8 Gmc per il mercato italiano e 1 Gmc ciascuno per i mercati greco e bulgaro.

I contratti hanno una durata di 25 anni e riguardano 9 società. Accanto a Bulgargas per il mercato bulgaro e DEPA per il mercato greco, si sono 7 operatori che si sono aggiudicati volumi per il mercato italiano.

Hera (0,3 Gmc/a) e Enel avevano già annunciato venerdì la firma. A queste si sono aggiunte la francese GdF Suez (2,6 Gmc/a), la tedesca E.ON (1,6 Gmc/a), l’anglo-olandese Shell (1 Gmc/a), la spagnola Gas Natural Fenosa e la svizzera Axpo.

Gas Natural Fenosa, Axpo e Enel non hanno reso noti i volumi acquisiti. Per quest’ultima è probabile che il volume sia intorno a 1 Gmc, mentre gli altri due operatori dovrebbero aver acquisito volumi inferiori. Resta il dubbio sulle intenzioni dell’azienda di stato azerbaigiana Socar circa un proprio ingresso (indiretto, naturalmente) sul mercato finale italiano.

Per quanto riguarda i prezzi, non sono ancora trapelate indicazioni, se non un generico riferimento di E.On al fatto che le condizioni concordate «riflettono i mercati del gas europei». È dunque probabile che le formule di prezzo inglobino un livello significativo di indicizzazione spot. In ogni caso, la difficoltà di prevedere le evoluzioni del mercato a 7 anni lascia prevedere che i termini degli accordi includano un significativo margine di flessibilità e che saranno oggetto di ulteriore negoziazione più a ridosso dell’avvio dei flussi.

Enel e Hera firmano per il gas azerbaigiano

Enel sigla accordo con il consorzio Shah Deniz per l'approvvigionamento di gas da AzerbaigianPrimi contratti per l’acquisto del gas azerbaigiano di Shah Deniz, che saràportato in Italia attraverso il TAP. Ieri Enel e Hera hanno dato l’annuncio di aver concluso due contratti di fornitura della durata di 25 anni.

Il gas sarà fornito non prima del 2019 (probabilmente sarà 2020-2021). Per quanto concerne i volumi, Hera ha dichiarato 300 milioni di metri cubi all’anno, mentre Enel non ha specificato nel comunicato i volumi acquisiti.

L’annuncio della sigla dei primi contratti di fornitura rappresenta un ulteriore segnale positivo in attesa che, dopo la scelta del gasdotto, venga ufficializzata la decisione finale di investimento sulle attività upstream nell’offshore del Caspio, al momento in sospeso a causa delle incertezze di BP sulla ripartizione dei costi.

Rallentamento cinese e mercati energetici

PIL cinese - variazione annua %Segnalo un interessantissimo post di Nick Butler sulle prospettive dei consumi energetici cinesi e sul loro impatto sui mercati internazionali e un post di Jérémie Cohen-Setton (Bruguel) sullo stesso tema.

Semplificando brutalmente, le stime di consenso per i prossimi decenni (IEA, AIE, BP, Shell, Exxon) sono tutte di una domanda cinese in continua espansione con ritmi comparabili a quelli dell’ultimo decennio. L’assunzione di base di questi scenari è che la crescita cinese continui con ritmi molto superiori alla media mondiale, ma ci sono parecchi segnali che la situazione sia destinata a essere molto più complessa e che i ritmi di crescita cinesi tenderanno inevitabilmente a contrarsi.

Il problema è che le attuali scelte di investimento risentono delle aspettative di una domanda energetica mondiale trainata da un import cinese in forte espansione, che però probabilmente crescerà meno del previsto. Il risultato? Un grosso rischio che il prezzo del barile imbocchi una tendenza alla contrazione, con effetti molto negativi sulle compagnie (peggio per loro) e per i Paesi produttori più dipendenti dalle esportazioni energetiche (e qui sorgono i problemi).

Caucaso meridionale: un decennio movimentato

http://www.ispionline.it/sites/defau</a>L’Italia e il <strong>Caucaso meridionale</strong> sono più vicini di quanto lascerebbero supporre i 3.000 km di distanza. E non solo perché in futuro il TAP porterà il gas azerbaigiano arriverà in Italia. Già oggi infatti il 20% dei consumi italiani di petrolio (circa 200.000 barili al giorno) arriva dal Caspio azerbaigiano e transita attraverso l’<a title=oleodotto BTC, che dal 2006 attraversa l’Azerbaigian e la Georgia.

L’inaugurazione del BTC è stato solo uno degli eventi che hanno reso l’ultimo decennio nell’area del Caucaso meridionale un momento cruciale per la storia delle tre repubbliche post-sovietiche della regione: Armenia, Azerbaigian e Georgia.

Capire qualcosa in più delle dinamiche più importanti nella regione può essere utile per valutare meglio i rischi per la sicurezza energetica italiana. Per chi fosse interessato ad approfondire il tema, segnalo una mio report pubblicato oggi dall’ISPI: A Decade in Motion. Southern Caucasus in 2003-2013.