Enea ha pubblicato (QUI) l'Analisi trimestrale del Sistema Energetico Italiano II e III trimestre 2022.
In sintesi, per poi
svilupparli meglio nella seconda parte del post, gli elementi che emergono nei
primi 6 mesi del 2022:
SINTESI DELLA
ANALISI TRIMESTRALE
1. aumentano consumi di petrolio e soprattutto di
carbone che producono aumento emissioni gas serra;
2. si riduce drasticamente il ruolo dell’idroelettrico;
3. permane
un rischio capacità del sistema elettrico nazionale vale a dire la capacità
disponibile in eccesso rispetto alla domanda (incrementata della riserva di
sostituzione);
4. l’obiettivo della decarbonizzazione si allontana:
l’indice della transizione energetica è in peggioramento del 60% rispetto
all’anno precedente
5. il punto 4 è ancora più grave considerati i nuovi
obietti della UE. Dopo che l’obiettivo è divenuto più ambizioso (-55% entro il
2030) è ora necessario che nei prossimi otto anni si registri una riduzione
media annua di oltre il 5%, un tasso quasi triplo di quello che era necessario
nel 2019 per raggiungere l’obiettivo fissato allora nel PNIEC.
6. la riduzione del gas russo non può essere compensata
solo da produttori alternativi ma occorre una riduzione netta dei consumi. Non
solo ma la distribuzione delle provenienze risulta di conseguenza meno
concentrata rispetto a quella degli ultimi anni, sebbene con nuove criticità
legate al fatto che essa risulta anche altamente precaria, per la sua maggiore
vulnerabilità sia sotto il profilo geopolitico sia per la maggiore volatilità
in risposta all’andamento dei prezzi.
7. sulle materie c.d. critiche occorre puntare sul
riciclo dei materiali contenenti dette materie più che cercare nuovi fornitori
creando nuove dipendenze. Su questo la situazione attuale non è ottimale ma
potrebbe migliorare come dimostro in questo post dove riporta la recente
normativa nazionale e uno studio proprio sulle problematiche del recupero di
materie critiche dal riciclo soprattutto dei rifiuti elettronici, vedi QUI.
8. Il boom del GNL: nel II trimestre il GNL statunitense
è arrivato a rappresentare oltre 1/4 dell’import totale di gas naturale dell’UE
28 (Regno Unito incluso). Tutto questo rischia strategicamente di creare
problemi per il raggiungimento dei nuovi obiettivi UE: passaggio da 40% al 55%
di riduzione di gas serra entro il 2030.
9. Rischi adeguatezza sistema gas UE: l’offerta globale
di GNL è attesa crescere di soli 20 mld m3 nel 2023 (molto meno del previsto
calo addizionale delle forniture russe) e poco di più nel 2024, mentre una
nuova ondata di capacità di liquefazione è attesa solo dal 2025, per le ridotte
decisioni di investimento degli anni passati. Tutto questo conferma quanto
paventato nella Newsletter di Dicembre del Gestore Mercati Energetici vedi QUI.
RIPORTIAMO IN
MODO PIÙ APPROFONDITO GLI ELEMENTI SIGNIFICATIVI DELLA ANALISI ENEA:
Cala la domanda di
energia ma aumentano emissioni gas serra
La dinamica della domanda
di energia ha subito una brusca frenata: nell’Eurozona nei primi nove mesi
dell’anno si stima un calo dello 0,7%.
Nonostante questo sono
invece stimate in deciso aumento le emissioni di CO2 dell’area (+4% nei
primi nove mesi), per la ripresa dei consumi di carbone (+11%), che anche a
livello mondiale torneranno secondo la IEA al massimo storico del 2013.
L’obiettivo europeo di
riduzione delle emissioni del 55% entro il 2030 richiede ora che nei prossimi
otto anni si registri una riduzione media annua di oltre il 6%, un calo mai
neppure avvicinato in anni di crescita economica positiva.
Nel breve-medio periodo la
possibilità per l’Europa di garantire la sicurezza del sistema gas – e di
quello dell’elettricità, ad esso strettamente connesso - è legata a una
molteplicità di fattori, ma fondamentale sarà la sua capacità di ridurre la
domanda. Ma il trend di riduzione registrato nei primi nove mesi 2022 (-10%
rispetto al 2021, -7% rispetto alla media degli ultimi 5 anni) non sembra
sufficiente per l’ambizioso obiettivo che l’UE si è data di rapido
affrancamento dal gas russo, anche se il suo peso è sceso nel 2022 a meno di
1/4 della domanda.
Aumentano consumi
petrolio e soprattutto carbone in Italia
In termini di fonti i
primi nove mesi del 2022 hanno visto continuare la risalita dei consumi di
petrolio (+3 Mtep, +8%), sebbene con aumenti tendenziali progressivamente più
contenuti nei tre trimestri (+3% nel III trimestre). Complessivamente i consumi
petroliferi del 2022 dovrebbero risultare inferiori di appena il 3% rispetto al
2019 (erano al -17% nel 2020). Ancora più marcato l’aumento dei consumi di
carbone (+2 Mtep nei nove mesi, +47%), che a fine anno torneranno non lontani
dai livelli del 2018. In forte calo invece i consumi di gas naturale (-3% nei
nove mesi, -8% nel III trimestre) e di fonti rinnovabili (-11% circa in ognuno
dei primi trimestri, a causa della performance molto negativa
dell’idroelettrico).
La produzione elettrica
in Italia: aumenta il termoelettrico e si riduce idroelettrico
La produzione elettrica
nazionale è aumentata del 2,3% nei primi nove mesi, con un aumento in
particolare della produzione termica (+15 TWh, +12%), necessario per compensare
l’aumento della richiesta totale di elettricità (+3 TWh, +1,3%), il leggero
calo delle importazioni nette (-1,5 TWh) e soprattutto la produzione
idroelettrica straordinariamente bassa (-14 TWh, -25% rispetto al minimo degli
ultimi 15 anni). Il dato dell’idroelettrico ha influito molto negativamente
sulla performance delle rinnovabili, il cui peso si è fermato nei nove mesi ad
appena 1/3 della richiesta totale (bisogna tornare al 2012 per trovare un dato
inferiore), nonostante il massimo storico della quota di solare ed eolico
(16,3% della richiesta nei nove mesi, 21,7% ad aprile).
Nei primi nove mesi dell’anno è aumentata del 2,3% la
produzione elettrica nazionale, la produzione termica in particolare (+15 TWh,
+12%), che ha compensato l’aumento della richiesta totale di elettricità (+3
TWh, +1,3%), il leggero calo delle importazioni nette (-1,5 TWh) e soprattutto
il record negativo della produzione idroelettrica (-38% rispetto al 2021 ma
soprattutto -25% rispetto al minimo degli ultimi 15 anni, equivalente a 14 TWh
in meno).
Rischio capacità
generazione elettrica in Italia
Nel III trimestre 2022 è
tornato su livelli critici l’indicatore di adeguatezza (QUI) del sistema elettrico nell’1% delle ore di maggiore
criticità (1° percentile) il margine di capacità “effettivo”, cioè la capacità
disponibile in eccesso rispetto alla domanda (incrementata della riserva di
sostituzione) è stimata inferiore ai 3 GW, circa il 5% della domanda.
I margini sono risultati
molto ridotti in particolare a fine giugno e ancor più tra il 20 e 26 luglio. Il
25 luglio in particolare la punta di domanda in potenza ha raggiunto il picco
annuale, pari a 57,5 GW, ed è rimarchevole che il margine di capacità sia sceso
a livelli minimi nonostante fossero su buoni livelli sia le importazioni sia la
produzione idroelettrica, due fattori che come rimarcato costantemente da
ENTSO-E restano centrali
I consumi per settore:
aumentano soprattutto quelli dei trasporti
In termini di settori, nei
nove mesi del 2022 è rimarchevole il calo dei consumi dell’industria (-8%, dovuto
in primis a circa 1 Mtep in meno di gas), particolarmente accentuato nel III
trimestre (-15%) e degli usi non energetici. Più contenuto il calo del settore
civile (-0,5 Mtep, -2%), mentre è continuata la forte ripresa dei trasporti,
sebbene a tassi progressivamente più contenuti (+3 Mtep nei nove mesi, pari al
+12%, ma “solo” +4% nel III trimestre).
Aumento consumi carbone
e petrolio produce crescita emissioni CO2
Il forte aumento dei
consumi di petrolio e carbone (che ha riportato le fonti fossili a
rappresentare a una quota di oltre il 77% dell’energia primaria, da meno del
75% dei primi nove mesi 2021) ha determinato una nuova forte crescita delle
emissioni di CO2, stimate al +6% nei primi nove mesi dell’anno (+3% nel III
trimestre) dopo il +9% registrato nel 2021 (rispetto al 2020).
L’aumento delle emissioni
di CO2 è dovuto pressoché interamente ai settori ETS (sistema
scambio quote emissioni), per i quali si stima nei primi nove mesi dell’anno un
aumento delle emissioni di circa il 15% su base tendenziale, in decisa
controtendenza rispetto al trend degli ultimi anni. A spiegare questo dato il
balzo dei consumi di carbone nella termoelettrica e il crollo della produzione
idroelettrica (-38% nei nove mesi), che hanno portato l’intensità carbonica
dell’elettricità prodotta a circa 280 gr.CO2/kWh (+20% rispetto al minimo del
2020.
Sono invece stimate in
aumento di appena l’1% le emissioni dei settori non-ETS (negative nel III
trimestre), perché l’aumento dei consumi dei trasporti è stato bilanciato dal
forte calo dei consumi di gas nel civile e nell’industria non energivora.
Obiettivo di
decarbonizzazione al 2030 si allontana
L’indice della transizione
energetica ISPRED (Indice Sicurezza Prezzi Decarbonizzazione - QUI), che nel I trimestre dell’anno era sceso al minimo
della serie storica, ha fatto registrare due ulteriori variazioni negative nei
due trimestri successivi. Nel III trimestre l’indice si colloca a 0,2 (N.B.:
l’indice può variare tra 0 e 1), in peggioramento del 60% rispetto a un anno
prima.
Prima causa del crollo
dell’indice è il forte peggioramento della sua componente Decarbonizzazione,
scesa al valore minimo della serie storica perché l’obiettivo di riduzione
delle emissioni non è mai stato così lontano: dopo che l’obiettivo è divenuto
più ambizioso (-55% entro il 2030) è ora necessario che nei prossimi otto anni
si registri una riduzione media annua di oltre il 5%, un tasso quasi triplo di
quello che era necessario nel 2019 per raggiungere l’obiettivo fissato allora
nel PNIEC.
Necessarie significative
riduzioni preventive dei consumi gas per la sicurezza del sistema gas
Sul fronte della sicurezza
energetica, si segnalano la persistenza dipendenza dell’adeguatezza del sistema
elettrico da condizioni non scontate (in primis alta disponibilità di import),
la fase positiva per la raffinazione, conseguenza però dell’anomala situazione
di tensione del mercato dei prodotti, e soprattutto il peggioramento
dell’adeguatezza del sistema gas. In vista del prossimo inverno desta
particolare attenzione la capacità delle infrastrutture gas di coprire la punta
di domanda invernale, perché in uno scenario di completo azzeramento dei flussi
dalla Russia (scesi sotto al 20% dell’import totale nei primi nove mesi, ma già
quasi a zero a ottobre e novembre), risulterebbe molto difficile coprire una
punta di domanda simile a quella dell’ultimo episodio di ondata di freddo
(gennaio 2017, quando la domanda delle reti di distribuzione superò i 250 mmc).
Affinché non si presentino situazioni di mancata copertura della domanda e
necessità di razionamento risulta essenziale che le punte giornaliere di domanda
restino al di sotto dei 400 mmc, un’ipotesi tanto più realistica quanto più si
realizzano riduzioni preventive dei consumi dell’ordine di quelle auspicate
dalla Commissione Europea e da ENTSO-G (-15%).
Caratteristiche della
riduzione dei consumi del gas
Nei primi nove mesi
dell’anno i consumi europei di gas si sono contratti del 10% (-33 mld m3), un
calo maggiore di quella del primo semestre 2020. Nonostante una crescita del
PIL del 4%, in valore assoluto si sono attestati su un livello inferiore a
quello dei primi nove mesi del 2020 (-2%), con la differenza che quel valore
rifletteva la limitazione forzata di buona parte dell’attività economica (e
avveniva in un contesto deflattivo), quello attuale si configura come reazione
al fortissimo aumento dei prezzi, sicché il valore monetario dei consumi è in
realtà aumentato.
Il boom del GNL dagli USA
L’import europeo di GNL ha
raggiunto nuovi massimi storici: 40,7 mld m3 nel II trimestre, 36,3 mld m3 nel
III (rispettivamente +43% e +117% su base tendenziale), con valori mensili
sempre nettamente al di sopra del range decennale (Figura 4-15). Il forte
aumento dei carichi di GNL in Europa è legato in primo luogo all’export degli
Stati Uniti, in nettissima accelerazione nel 2022: dopo i 19 mld m3 del I trimestre
(+162% tendenziale) nel II trimestre dagli Stati Uniti sono arrivati circa 17
mld m3 di GNL (+140%). L’incidenza del GNL statunitense sul totale dell’import
europeo di GNL si è attestata così al 50% nel I trimestre, al 42% nel II, in
netta crescita rispetto al 28% della prima metà del 2021. Ma soprattutto, nel
II trimestre il GNL statunitense è arrivato a rappresentare oltre 1/4
dell’import totale di gas naturale dell’UE 28 (Regno Unito incluso).
Rischi adeguatezza
sistema gas UE
L’offerta globale di GNL è
attesa crescere di soli 20 mld m3 nel 2023 (molto meno del previsto calo
addizionale delle forniture russe) e poco di più nel 2024, mentre una nuova
ondata di capacità di liquefazione è attesa solo dal 2025, per le ridotte
decisioni di investimento degli anni passati.
Persino più importante può
essere il probabile rimbalzo della domanda di gas (e quindi di GNL) della Cina
– dove la domanda è diminuita del 2% nei primi nove mesi del 2022 (Figura 4-19)
- che potrebbe essere sufficiente a coprire la quasi totalità dell’aumento
dell’offerta globale di GNL, il cui mercato è dunque atteso rimanere sotto
forte pressione almeno nel breve-medio termine.
L’Europa ha storicamente
fatto affidamento su almeno 150 mld m3 di gas russo. E’ chiaro che un calo dei
consumi di queste dimensioni, anche se combinato con il mantenimento degli
elevatissimi livelli di GNL registrati nel 2022 (che potrebbero avvicinarsi a
60 mld m3 rispetto al 2021), non è sufficiente a rimpiazzare le forniture russe.
Consumi gas in Italia
I consumi trimestrali di
gas in Italia (Figura 4-19) sono ammontati a circa 13,6 mld m3 nel secondo
trimestre 2022 e a 12,2 nel terzo, con una diminuzione tendenziale
rispettivamente del 6,2 e dell’8,7% rispetto ai corrispondenti trimestri 2021.
L’Italia si “adegua” così all’andamento europeo, sebbene mostrando una
resilienza maggiore con una contrazione dei consumi più contenuta rispetto a
quella continentale, dimostrata più efficacemente dal dato tendenziale
semestrale (-1,6%). In termini assoluti, tuttavia, la contrazione è importante.
Il calo si è fatto sentire
anche nel settore dove si registravano aumenti fino a poco tempo fa. La
performance della domanda della termoelettrica, che nei primi nove mesi 2022
risulta perfino in aumento rispetto 2021 (+3,7%). Ma la dinamica seguita nel
corso dell’anno indica chiaramente che anche questa domanda ha progressivamente
risentito dell’effetto prezzi: dal +12% del I trimestre è passata al +2% del II
e al -3% del III; con cali particolarmente accentuati a partire da settembre
(-17%), confermati poi a ottobre e novembre.
Import di gas in Italia
meno concentrata ma restano i rischi geopolitici
Si è stravolta la
composizione degli approvvigionamenti per provenienza geografica. Hanno subito
un crollo quelli dalla Russia (ai minimi storici, fino a 3 mld m3 nel II
trimestre e a 2,4 nel III, rispettivamente -60% e -65% in termini tendenziali),
per la scelta dei paesi UE di affrancarsi rapidamente dal gas russo e per le
restrizioni dell’export da parte della stessa Russia. Sono invece ancora
aumentati i flussi dall’Algeria (poco meno di 6 mld m3 in entrambi i trimestri
centrali dell’anno, rispettivamente +9,6 e +40,6% in termini tendenziali),
mentre i flussi dal Nord Europa hanno continuato a regolarizzarsi verso le medie
storiche (2 mld m3 nel II trimestre e 2,5 nel III, rispetto al minimo di 200
mln di m3 di un anno prima), per il superamento di problematiche tecniche ma
anche per l’effetto emergenziale creato dal deficit di forniture russe. E’
cresciuto ancora il contributo del TAP, costante a 2,7 mld m3 nei due trimestri
centrali dell’anno (+15% sull’anno precedente), mentre sono rimasti stabili ma
marginali gli apporti dalla Libia e dalla produzione nazionale. Il GNL è
risalito prepotentemente nel corso dell’anno dopo la forte contrazione della
seconda parte del 2021, segnando un nuovo record storico nel II trimestre (a
3,8 mld m3 , +11% tendenziale) e attestandosi nel terzo a 3,4 mld m3 (+47%, ma
in linea con la media del biennio 2019-2020).
Il confronto con le medie di
lungo periodo evidenzia come si si ridisegnata la geografia degli
approvvigionamenti italiani: le immissioni medie giornaliere dalla Russia sono
collassate a 31 mln m3 , più che dimezzate rispetto alla media decennale,
quelle dall’Algeria sono salite a 63 mln m3 , una volta e mezza la media
decennale, facendo di Mazara del Vallo il più importante punto di immissione
nella rete nazionale, seguito dai rigassificatori, che nell’insieme arrivano a
38 mln m3 , dunque al di sopra del gas russo. Le immissioni dal Nord Europa si
sono riavvicinate alla media di lungo periodo ma restano inferiori a quelle via
TAP, salite a 28 mln m3, ormai prossime a quelle da Tarvisio.
La distribuzione delle provenienze risulta di conseguenza meno concentrata rispetto a quella degli ultimi anni, sebbene con nuove criticità legate al fatto che essa risulta anche altamente precaria, per la sua maggiore vulnerabilità sia sotto il profilo geopolitico sia per la maggiore volatilità in risposta all’andamento dei prezzi.
Se arriva il freddo
intenso rischio copertura gas
L’analisi della capacità
in eccesso rispetto alla punta di domanda fa emergere il ruolo essenziale della
capacità di erogazione degli stoccaggi su base giornaliera. Nell’ipotesi di una
punta di domanda pari a 425 mln di m3 /g, valore massimo registrato negli
ultimi cinque anni (ma comunque inferiore ai 438 mln di m3 /g utilizzati per le
valutazioni del Piano di Azione Preventiva italiano del 2019), se la punta di
domanda avvenisse a fine inverno per la sua copertura non sarebbe sufficiente
nemmeno la disponibilità di una capacità di erogazione dagli stoccaggi
dell’ordine dei 190 milioni di metri cubi, corrispondenti all’ipotesi di
erogazione massima a fine inverno inclusa nell’ultimo Piano di Azione
Preventiva del 2019. Se si adotta invece un’ipotesi più conservativa,
considerando la punta massima di erogazione giornaliera registrata negli ultimi
dieci anni (164 mln m3 ), il risultato è che in uno scenario di completo
azzeramento dei flussi dalla Russia risulterebbe molto difficile coprire una
punta di domanda corrispondente all’ultimo episodio di ondata di freddo (10
gennaio 2017), quando la domanda delle reti di distribuzione superò i 250 mln
m3 (valore peraltro superato anche a fine febbraio 2018), perché resterebbero
scoperti oltre 50 milioni di metri cubi (circa 20 milioni di metri cubi nel
caso in cui restasse disponibile 1/3 della capacità di import dalla Russia).
Affinché non si presentino
situazioni di mancata copertura della domanda e necessità di razionamento
risulta dunque essenziale che le punte giornaliere della domanda restino
significativamente al di sotto dei 400 mmc, un’ipotesi tanto più realistica
quanto più si realizzano riduzioni preventive dei consumi dell’ordine di quelle
auspicate dalla Commissione Europea e da ENTSO-G (-15%).
Rischio materie
critiche
Si tratta delle “materie
prime critiche” (Critical Raw Material, CRM), la cui disponibilità potrebbe
risultare un collo di bottiglia per la transizione energetica. L’esame della
distribuzione geografica, del rischio di fornitura e dell’importanza economica
delle diverse CRM porta a ritenere particolarmente critica la prospettiva di
alcuni “ecosistemi industriali” nell’Unione, e tra questi quello delle energie
alternative, ma anche, in linea più generale, quello delle tecnologie di
miglioramento dell’efficienza energetica. Molto forte appare la dipendenza
dell’UE dall’estero per terre rare, metalli del gruppo del platino e litio
(100%), per il tantalio (99%) e per il cobalto (86%), con la prospettiva di non
poter soddisfare la domanda di energia eolica e veicoli elettrici al 2030.
L’analisi evidenzia inoltre come vi sia una significativa discrepanza tra le
materie prime considerate critiche dall’UE e quelle che appaiono centrali per
l’economia italiana, dove le CRM hanno un’incidenza sul PIL stimata pari al
32%, sull’export pari addirittura all’86%.
Secondo l’analisi ENEA su
queste materie non esiste ufficialmente una carta mineraria aggiornata che
tenga conto anche dei giacimenti potenziali (Fumanti e Demicheli, 2021). Visti
i lunghi tempi di attivazione dell’attività mineraria, si è tuttavia propensi a
credere che nel medio periodo la dipendenza dell’Italia dall’estero
difficilmente possa venir compensata dalle risorse nazionali potenziali.
I dati di commercio estero relativi ai prodotti finiti, o
a componenti essenziali, che afferiscono al campo delle energie alternative
segnalano un passivo di oltre 2 miliardi e 300 milioni di euro per il 2021
(ENEA, 2022). Sembrerebbe quindi che complessivamente il sistema paese
preferisca importare dall’estero il manufatto industriale che contribuisce ad
un’economia low-carbon piuttosto che produrlo in proprio, anche se sussistono
rilevanti eccezioni (come nel solare termico) ed esempi di produzioni nazionali
(ad esempio nel fotovoltaico, o nei veicoli elettrici).
Questione riciclaggio e
recupero materie critiche
Alcune caratteristiche
tecniche delle materie prime in oggetto sembrerebbero sottolineare il grado di
flessibilità di un’economia centrata sulle tecnologie verdi. In primo luogo,
quella del riciclo dei metalli è una possibilità che le fonti fossili non concedono,
e la stessa bassa percentuale raggiunta allo stato corrente per alcune CRM può
essere letta in chiaroscuro, come prospettiva di miglioramento. In secondo
luogo, la facilità di stoccaggio di minerali e metalli è in genere più elevata
di quella del gas o del petrolio. Le CRM non richiedono nemmeno un flusso
commerciale ininterrotto, essendo caratterizzate da una domanda ciclica (Giuli,
2020), e sono connotate da volumi fisici bassi, con tutte le conseguenze in
termini di onerosità economica ed ambientale del trasporto. In terzo luogo, i
margini dell’innovazione tecnologica per l’aumento dei rendimenti, per la
sostituzione di materie più costose con altre meno costose e per il riciclo
sono ragionevolmente elevati. Una nota ottimistica al riguardo pare la
considerazione di molti analisti del settore secondo la quale proprio l’ascesa
del costo marginale delle materie prime eserciterebbe una positiva spinta sulla
ricerca ed applicazione delle tecnologie - ma anche delle pratiche - del
riciclo, rendendo in prospettiva più conveniente quest’ultimo rispetto alla
loro estrazione, trasformazione, raffinazione ed importazione. A condizione che
diventi oggetto di progettualità politica, il problema della criticità di
queste risorse potrebbe quindi auspicabilmente riguardare più che altro
l’orizzonte temporale vicino, senza ostacolare il percorso della transizione
energetica e senza riproporre necessariamente una nuova versione di un ordine
politico mondiale fondato sulla dipendenza tra le nazioni.
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