Il gas riduce produzione e domanda: due studi sulla non strategicità del gas nella transizione ecologica.

Il Think Tank EMBER (QUI) ha svolto una analisi (QUI) sulla transizione elettrica dell'UE dai combustili fossili alle rinnovabili nel 2022.

Secondo l’analisi nel 2022, l'eolico e il solare hanno generato un quinto record dell'elettricità dell'UE (22%), superando per la prima volta il gas fossile (20%) e rimanendo al di sopra dell'energia a carbone (16%).

Resta comunque un ritorno importante del carbone nella generazione elettrica anche a scapito del gas per cui le emissioni del settore energetico dell'UE sono aumentate del 3,9% (+26 MtCO2) nel 2022 rispetto al 2021.

L’avanzamento di eolico e solare ha impedito che le fossili nella generazione elettrica aumentassero ulteriormente.

La produzione di gas diminuirà ancora di più di quella del carbone visto che il gas resterà nettamente più costoso.

NewsLetter di Febbraio 2023 (QUI) del Gestore dei Mercati Energetici che analizza il calo dei consumi del gas dettati da vari fattori: il clima più temperato e i provvedimenti UE e nazionali sulla riduzione del consumo del gas anche in chiave di diversificazione degli stati produttori (Vedi per il piano italiano QUI e il Regolamento UE QUI. 

Ma secondo il GME un ruolo viene giocato anche dal calo della concorrenza asiatica sul GNL. Tutte circostanze che non è detto si possano ripetere ma soprattutto questo calo fa i conti con la riduzione dell’offerta che conferma quanto riportato nello studio EMBER sopra richiamato sulla riduzione della produzione di gas da qui al 2025.

Questa due analisi confermano come vedere nel gas una scelta strategica per la transizione ecologica sia un errore da parte dell’Italia in primo luogo. Non casualmente sempre il GME nella sua NewsLetter di Dicembre 2022 (QUI) aveva dimostrato come la necessità di grandi quantità di gas e in particolare di GNL comporti nell’immediato grandi investimenti pubblici in infrastrutture che rischiano di entrare in rotta di collisione con:
1. la sempre maggiore rigidità dei contratti a lungo termine nell’approvvigionamento del GNL rischiando di rendere gli impianti nuovi o ampliati a rischio carenza GNL
2. gli obiettivi della decarbonizzazione da qui al 2030 che rischiano di far diventare i nuovi impianti stranded assets, letteralmente beni incagliati!

Ma vediamo cosa dicono questi due studi con più precisione

 

 

STUDIO EMBER: SULLA TRANSIZIONE ELETTRICA NELLA UE

Il parziale ritorno delle fossili ed in particolare del carbone nella generazione elettrica

Tuttavia, l'allontanamento dai combustibili fossili è stato sospeso dalla doppia crisi del sistema elettrico europeo nel 2022. Una siccità di 1 anno su 500 in tutta Europa ha portato al livello più basso di generazione idroelettrica almeno dal 2000, e ci sono state diffuse interruzioni nucleari francesi inaspettate proprio mentre le unità nucleari tedesche stavano chiudendo. Ciò ha creato un ampio divario di 185 TWh nella generazione, pari al 7% della domanda totale di elettricità dell'Europa nel 2022. Cinque sesti del divario sono stati compensati da una maggiore generazione eolica e solare e da un calo della domanda di elettricità. Ma il restante sesto è stato soddisfatto da un aumento della produzione di fossili. Poiché il carbone era meno costoso del gas, il carbone ha rappresentato la maggior parte dell'aumento, aumentando del 7% (+28 TWh) nel 2022, rispetto al 2021. Di conseguenza, le emissioni del settore energetico dell'UE sono aumentate del 3,9% (+26 MtCO2) nel 2022 rispetto al 2021. La produzione di gas è rimasta pressoché invariata (+0,8%) e, poiché il gas era già più costoso del carbone nel 2021, nel 2022 non c'è stato un ulteriore passaggio dal gas al carbone.

 

Il ruolo tamponamento di eolico e solare nella fase di emergenza per frenare il parziale ritorno delle fossili nella generazione elettrica

Poteva andare molto peggio: eolico, solare e un calo della domanda di elettricità hanno impedito un ritorno molto più ampio al carbone. Nel contesto, l'aumento non è stato sostanziale: l'energia a carbone è aumentata di soli 1,5 punti percentuali per generare il 16% dell'elettricità dell'UE nel 2022, rimanendo al di sotto dei livelli del 2018. L'aumento di 28 TWh della produzione di carbone dell'UE ha aggiunto solo lo 0,3% alla produzione mondiale di carbone.

Il 2023 sarà esattamente l'opposto. La produzione idroelettrica rimbalzerà, le unità nucleari francesi torneranno, la diffusione eolica e solare accelererà e la domanda di elettricità continuerà probabilmente a diminuire nei prossimi mesi. Nel 2023, l'Europa è destinata a testimoniare un enorme calo dei combustibili fossili – dell'energia a carbone, sì, ma soprattutto dell'energia del gas.

 

La produzione di gas è destinata a un calo record nel 2023

La produzione fossile è aumentata del 3% nel 2022. Sulla base delle ultime proiezioni del settore, questo non si ripeterà nel 2023. EDF prevede che molte delle sue centrali nucleari francesi torneranno nel 2023 (e molte sono già tornate online), i gruppi industriali europei dell'eolico e del solare mostrano che la generazione solare ed eolica dovrebbe aumentare di circa il 20%, le scorte idroelettriche si sono quasi normalizzate e la domanda di elettricità continuerà probabilmente a diminuire a breve termine. L'unico freno sarà la caduta del nucleare mentre la Germania completa la sua eliminazione graduale. Sulla base di queste indicazioni dell'industria, Ember stima che la generazione fossile potrebbe crollare del 20% nel 2023, il doppio del precedente record del 2020. La produzione di carbone diminuirà, ma la produzione di gas diminuirà più velocemente, poiché si prevede che rimarrà più costosa del carbone almeno fino al 2025 sulla base degli attuali prezzi a termine. Il settore energetico sarà probabilmente il segmento in più rapido calo della domanda di gas nel 2023, contribuendo a riportare la calma nei mercati europei del gas mentre l'Europa si adatta alla vita senza gas russo.

 

 

 

NEWS LETTER GME SUL CALO DOMANDA DEL GAS

 

La riduzione dei consumi di gas nel 2022

Nel 2022, a fronte di una riduzione dei consumi UE rispetto all’anno precedente pari al 13% (-55 mld mc circa), in Italia la diminuzione è stata del 10% corrispondente a 7,7 mld mc in meno. Di questi, il 59% (4,5 mld di mc) è attribuibile ai minori prelievi delle reti di distribuzione urbane legati prevalentemente ai consumi per usi civili, il 27,9% ai minori consumi delle grandi industrie allacciate alla rete di trasporto (2,1 mld mc), l’11,6% alla diminuzione dei consumi termoelettrici (-0,9 mld mc), il restante 1,5% a consumi di sistema e altre voci residuali

 

I consumi delle centrali termoelettriche

Dopo una prima metà dell’anno in cui la produzione termoelettrica a gas e i relativi consumi erano aumentati soprattutto per la necessità di far fronte al forte calo della produzione idroelettrica causato dalla prolungata siccità (nel 2022 l’idroelettrico ha segnato complessivamente una riduzione della produzione del 37,7% pari a ben 17 TWh), soprattutto a partire da settembre la richiesta di gas è cominciata a diminuire, con riduzioni mensili rispetto alla media che vanno dal 7% in dicembre al 23% in novembre. Le cause della riduzione, nonostante il persistere della crisi del comparto idroelettrico, vanno ricercate: a) nella contrazione della domanda elettrica dovuta soprattutto alla diminuzione dei consumi delle industrie per l’aumento del costo dell’energia, infatti l’indice IMCEI (Indice Mensile Consumi Elettrici Industriali) elaborato da Terna, dopo avere sostanzialmente tenuto nella prima fase di aumento dei prezzi, mostra valori sempre molto negativi nella seconda metà dell’anno, con particolare accentuazione nei mesi di luglio e agosto e di nuovo in dicembre; b) nella sostituzione del gas con carbone/olio combustibile come peraltro previsto dal piano nazionale di contenimento dei consumi gas; infatti Terna segnala un aumento della produzione a carbone ‘22/’21 del 61,4% pari a circa 8 TWh, che corrispondono indicativamente ad un risparmio di consumo di gas di 1,4 mld mc.

 

La situazione degli stoccaggi

Dopo gli interventi normativi che hanno incaricato a partire da fine giugno SNAM e GSE di procedere ad iniettare gas nei siti, al 1° novembre il livello di riempimento aveva raggiunto il 95%. A inizio febbraio gli stoccaggi nazionali si mantengono ancora pieni al 70% (71 % quelli UE) rispetto al 48% dello scorso anno, circa 3,8 mld mc in più a disposizione.

 

Conclusioni su evoluzione consumi nella UE e la ristrettezza della offerta di gas

L’Europa sta reggendo piuttosto bene al primo inverno senza, o quasi, gas russo.

Tuttavia, se ciò sta avvenendo, oltre alla rapidità con cui l’UE si è mossa dopo alcune settimane di smarrimento nella ricerca di soluzioni alternative e di rimedi temporanei o strutturali, è anche grazie ad una serie di circostanze fortunate:

1. il clima straordinariamente mite

2. la debole concorrenza asiatica sul GNL. Peraltro, i mercati asiatici restano confusi come ha dimostrato lo scorso anno la situazione della decisione Russa dare il controllo completo di Sakhalin II (9,6 MTPA) a una nuova controllata di Gazprom – Gazprom Sakhalin Holding (QUI).

Circostanze che non è detto si ripetano alla lunga distanza, con in più il fatto di dovere fare i conti

di un contesto di ristrettezza dell’offerta che sembra destinato a permanere nel medio termine, quindi nel 2023 l’andamento della domanda, sia europea che asiatica, sarà uno dei fattori determinati nell’equilibrio dei mercati.

Riguardo l’Europa, le maggiori incertezze riguardano l’andamento metereologico nel corso dell’anno e una possibile (e augurabile) ripresa dei consumi industriali, dopo il forte ridimensionamento dei prezzi avvenuto a partire da metà di dicembre rispetto ai livelli record della seconda metà del 2022.