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TREND E MERCATI N.328

I contratti da rivedere nel balletto russo sul prezzo del gas

L'analisi di Antonio Fallico sulla situazione attuale e sulle prospettive degli approvvigionamenti energetici dell'Europa

Il report sugli elementi geopolitici che governano il ruolo dell’idrogeno nell’ambito della transizione energetica e che ci sembrano ancora poco dibattuti. Anche perché la stessa definizione di idrogeno non è univoca.


I prezzi del gas naturale di queste settimane in Europa ricordano le scene e i decori dei balletti del Teatro "Bolshoj" di Mosca: il primo atto è un idillio, mentre nel secondo sono tuoni e fulmini; ora aspettiamo il terzo atto, dopo l’intervallo in corso. Nel 2020 gli acquirenti di gas italiani erano felici dei prezzi bassissimi.
Quest’anno però devono far fronte a una vera crisi energetica: il metano è diventato due volte più caro del petrolio in termini di resa termica. Non è casuale mettere in correlazione gas e petrolio. Infatti, quelle imprese italiane che importavano dagli algerini il gas secondo i vecchi contratti considerati fuori moda non hanno avuto alcun problema, perché il prezzo era legato a quello del petrolio.
Nel primo semestre di quest’anno, l’algerina Sonatrach, ha quasi raddoppiato le forniture all’Europa, sino a 28 miliardi di metri cubi dai 15 dello scorso anno. Cosa facevano nel frattempo gli altri importatori italiani? L’Italia consuma circa 75 miliardi di metri cubi ogni anno, ma ne produce solo 5. Gli importatori, come quelli dell’Europa nord-occidentale, da tempo volevano ottenere liquidità sui vari hub, nel nostro caso sull’italiano Punto di scambio virtuale (Psv), per legare i propri prezzi alle sue quotazioni. Uno dei risultati è stato quello di indicizzare alle quotazioni del gas i nuovi contratti, per esempio, le forniture di tutto il metano azero, che passa attraverso il gasdotto Trans-Adriatic Pipeline (Tap). Secondo i dati dell’Unione Internazionale di settore, nel 2020 l’88% dell’import italiano di metano era già definito dai prezzi degli hub. Ma nel 2021 questa strategia si è rivelata perdente. I prezzi pagati per acquistare il metano Psv sono cresciuti da gennaio a metà ottobre di 4 volte, cioè da 20 a 80 euro per megawatt/ora. Il risultato è stata una drastica caduta delle operazioni sul Psv: pochi desiderano sborsare tali somme.
Per fortuna, i depositi sotterranei di gas in Italia sono quasi pieni. Al 9 ottobre lo erano all’87%, quando, per avere un’idea, la media Ue era del 67 per cento. La ripresa post pandemica dell’economia viene però messa a dura prova dai prezzi degli idrocarburi, metano in primis, poiché da questo dipendono in gran parte i costi dell’energia elettrica. Sullo sfondo della caduta della generazione eolica, dell’apporto minimo di quella solare, del basso livello dei fiumi con la conseguente diminuzione della generazione idroelettrica, nel secondo trimestre dell’anno in corso è aumentata la produzione di elettricità nelle centrali a gas.
Conseguentemente vediamo gli attuali prezzi del metano alle stelle minare la ripresa economica. La Russia, che è uno dei maggiori produttori di metano al mondo, vede la situazione attuale dei prezzi in Europa come conseguenza delle precedenti analisi e decisioni errate dei Paesi Ue sulle scelte e sui tempi della transizione energetica. Non è stata presa in considerazione, secondo i russi, l’imprevedibilità della produzione delle fonti rinnovabili che dipendono troppo dai capricci del meteo. A questo si aggiunge la rapida chiusura della generazione elettrica nucleare e carbonifera: sono state calcolate male le tappe e la velocità della transizione, la necessità di soddisfare la domanda a dei prezzi adeguati e il conseguente aumento della volatilità del mercato. Il mercato asiatico è invece più interessante per i venditori in termini di prezzi. Per questo i produttori, soprattutto quelli di gas naturale liquefatto (Gnl), con Usa e Qatar in testa, preferiscono rifornire la Cina, il Giappone, la Corea e altre economie asiatiche, non l’Europa. In questa situazione difficile per l’Ue, la Russia ha aumentato del 15% le forniture di gas ai clienti europei, come appena confermato dal presidente, Vladimir Putin, alla sessione plenaria della Settimana energetica russa, ed è pronta a fare uno sforzo supplementare. Tra l’altro, ha specificato Putin, quei clienti europei che continuano a comprare il gas con i vecchi contratti il cui prezzo è legato a quello del petrolio, non pagano il gas russo ai prezzi esorbitanti degli hub, in quanto sborsano 300 dollari per mille metri cubi, non 1.000 dollari e più. Inoltre, i dirigenti di Total e di Bp hanno confermato di preferire i contratti a lungo termine.
Purtroppo questi contratti, così come le forniture addizionali russe, non cambieranno in modo radicale la situazione europea: il problema risiede nell’attuale modello energetico europeo, troppo squilibrato e zoppo.
Esiste allora una soluzione? Solo i contratti a medio e lungo termine possono garantire la sicurezza dell’offerta. Dobbiamo ritornare ai prezzi indicizzati sul petrolio, quelli che prevedono anche un periodo di adattabilità di 6-9 mesi che garantisce al cliente il tempo per adeguare gli acquisti e diminuisce drasticamente la volatilità dei prezzi? Ciò richiederebbe molto tempo e la riscrittura dei contratti. Culturalmente, inoltre, gli importatori di metano non sono pronti a compiere questo passo. Una possibile soluzione però c’è e risiede nella differenza nella dinamica dei prezzi dei contratti sui forward a breve e lungo termine. I prezzi sui contratti day-ahead e month-ahead sono molto volatili. Invece la volatilità dei contratti “stagione +” e “anno +” è nettamente più bassa. Dall’inizio dell’anno questi sono aumentati di 2,4 e 3 volte, non di 4 volte come i forward a scadenze più brevi. In sintesi, non si può scappare dalla volatilità, ma si può diminuirla.

Il Sole 24 Ore, 23.10.2021
Antonio Fallico, Presidente di Banca Intesa Russia e dell’Associazione “Conoscere Eurasia”

 

LA STRATEGIA ITALIANA, RUSSA E GLOBALE PER L’IDROGENO

l Ministero dello Sviluppo Economico (Mise) prima e quello della Transizione Ecologica oggi stanno lavorando da tempo sulla definizione di una strategia italiana per l’idrogeno (H2) che dovrà contribuire al rispetto della recente decisione del Consiglio Europeo in termini di decarbonizzazione, che ha fissato ad almeno il 55% l’obiettivo della riduzione delle emissioni comunitarie entro il 2030 rispetto ai livelli del 1990, per poi raggiungere il totale abbattimento nel 2050.
In premessa, non sarà affatto secondario precisare come vengono calcolate le emissioni di CO2?
Attualmente, nell’Unione europea, si conteggiano in base alla produzione. Secondo il Presidente del RIE, Alberto Clò, “se le emissioni di CO2 fossero calcolate al livello dei consumi e non della produzione, l’entità delle loro riduzioni [in UE], se non il segno, muterebbe”. Infatti, il 40% delle emissioni cinesi è imputabile a produzioni di beni esportati soprattutto verso Europa e Stati Uniti, mentre, in base al rapporto dell’Office of National Statistics, la Gran Bretagna, tra il 1990 e il 2005 ha ridotto la produzione interna di carbonio del 15% mentre se si fosse conteggiato il carbonio a livello di consumo le avrebbe aumentate del 19%.
Il 17 dicembre 2020, l’allora ministro dello Sviluppo Economico (Mise), Stefano Patuanelli, partecipò all’evento di lancio dell’IPCEI (Importante Progetto di Interesse Comune Europeo), dove è stato sottoscritto il Manifesto per lo sviluppo di una catena del valore europea sulle Tecnologie e sistemi dell’idrogeno insieme ai ministri di 22 Stati membri dell'Ue. Nel suo intervento, Patuanelli mise in luce il ruolo fondamentale dell’idrogeno “verde” e la cooperazione tra le imprese italiane e quelle degli altri paesi europei.
Il 26 novembre 2020, il Presidente del Gruppo Duferco, Antonio Gozzi, evidenziava su Il Sole 24 Ore la necessità di investire nell’idrogeno onde migliorare la competitività del sistema industriale italiano dinanzi ai futuri forti aumenti del prezzo della CO2, senza però celare l’eccessiva “enfasi” posta sull’idrogeno “verde” a scapito di quello “blu” più conforme agli interessi dell’Italia, ma non di altri membri dell’UE, ricordandoci – indirettamente – il carattere competitivo, più che “sinergico”, su cui si fonda l’Unione. “Molta enfasi viene posta sul fatto che l’idrogeno debba essere necessariamente “verde”, ossia generato utilizzando energia rinnovabile. La Germania dispone di gigantesche produzioni eoliche off-shore nel Mare del Nord, la Francia sfrutterà i bassi costi dell’energia nucleare e l’Italia? In una prospettiva di lungo termine, possiamo essere tutti d’accordo rispetto all’ipotesi della produzione di idrogeno “verde”, ma nel breve periodo dobbiamo prestare attenzione che questo non significhi per il nostro Paese rinunciare a creare una reale offerta di idrogeno. In questo contesto, i grandi "energivori" italiani ritengono che non sia opportuno per l’Italia scartare a priori l’ipotesi dell’idrogeno blu”.
Più precisamente, che cosa si intende per idrogeno “verde” e “blu”?
Premesso che per i “colori” da attribuire all’idrogeno in funzione della sua produzione non esiste una definizione univoca, in questa sede si considerano:
L’idrogeno “grigio” viene estratto dalle fonti fossili, attraverso processi termochimici. Ad oggi, il 95% dell’idrogeno prodotto nel mondo è “grigio” ;
L’idrogeno “blu” viene estratto dal gas naturale ma, a differenza del “grigio”, l’impianto di produzione è accoppiato con un sistema di cattura e stoccaggio permanente di circa il 90% della CO2 prodotta nel processo (CCS, Capture and Storage o Sequestration). In questo modo, si genera idrogeno, senza significative emissioni dannose per il clima. Attualmente, rimane comunque dibattuta la capacità di questi sistemi di trattenere la CO2 per tempi lunghissimi (diversi secoli) ;
L’idrogeno “verde” viene estratto dall’acqua, sfruttando l’elettricità prodotta da impianti ad energia solare, eolica o altre fonti rinnovabili. L’elettricità da rinnovabili prodotta in eccesso che non viene utilizzata, bensì stoccata (a livello globale, dovremmo aumentare di 80 volte quella attuale per avere un impatto significativo sull’ambiente), alimenta celle elettrolitiche che producono idrogeno e ossigeno. In questo modo, non si emette CO2. (L’idrogeno “giallo” è il termine giornalistico spesso usato per indicare l’idrogeno da elettrolisi alimentata con elettricità da fotovoltaico);
L’idrogeno “viola” viene estratto dall’acqua, usando l’elettricità prodotta da una centrale nucleare senza emissione di CO2. Secondo l’International Energy Agency, nel 2019, l’idrogeno “blu” aveva un costo di 2-5 volte inferiore al “verde” (da 2 a 6 volte secondo lo U.S. Department of Energy), oltre ad esibire una carbon footprint (impronta ecologica) molto bassa (10%) quindi, non completamente carbon neutral (zero emissioni), ma comunque molto utile alla decarbonizzazione (Grafico 1).
Tuttavia, al fine di sviluppare un mercato globale dell’idrogeno – al 2018, nel mondo, si producevano 73,9 milioni di tonnellate di idrogeno per un valore di mercato di 150 miliardi di dollari secondo l’ultimo report disponibile dell’International Energy Agency pubblicato a giugno 2019 – “perché la discriminazione tra idrogeno giusto e ingiusto da parte dell’UE?”, si domandava Kostantin Simonov, direttore generale della Russian National Energy Security Foundation, durante il Forum Eurasiatico di Verona, il 22 ottobre 2021.
A causa di “pressioni politiche”, asseriva lo stesso Simonov, spalleggiato nella sua tesi, sia dal CEO di Novatek, Leonid Mikhelson, sia dai dati forniti dal CEO di Total, Patrick Pouyannè, affini a quelli dell’IEA. Più precisamente, secondo L. Mikhelson l’idrogeno rappresenterà “una quota notevole nel consumo energetico globale tra 30-40 anni a partire da oggi” quindi, “prioritario per il futuro del mercato dell’energia e se tutti ce ne occuperemo step-by-step senza volere ottenere qualcosa di improbabile qui e subito l’idrogeno, nei prossimi decenni, avrà un ruolo di tutto rispetto”.
Nei fatti, investire nell’idrogeno “blu” favorirebbe i paesi che detengono le principali riserve di gas naturale, nonché le relative infrastrutture di trasporto, a partire dalla Federazione Russa.
Nella medesima sede, Elena Burmistrova, CEO di Gazprom Export, dichiarava che l’idrogeno “è una opportunità” e non un “rischio” e che la società da lei diretta produrrà idrogeno “clean” (zero emissioni) a partire dal 2024, in base ad un preciso piano governativo rivolto anche all’export che porterebbe la Federazione Russa a divenire leader nell’export di idrogeno blu entro il 2030 secondo Serghej Komlev, Responsabile del Contract Structuring and Pricing Directorate della Gazprom Export.
Nel 2020, il gas naturale ha rappresentato la fonte energetica primaria dell’Italia (Grafico 2).
Esso è stato importato per il 40% circa dei consumi totali dalla Federazione Russa (Grafico 3). Inoltre, l’Italia possiede la più grande rete infrastrutturale gasiera di trasporto in Europa (oltre 30.000 km), al di fuori della Russia (la rete infrastrutturale di Snam è in realtà di 40.000 km circa dal momento che si estende anche al di fuori dell’Italia). Secondo quanto dichiarato da M. Alverà, durante il V World Energy Forum, ospitato dal Consiglio Atlantico il 19 gennaio 2021, in futuro, la qualità dell’acciaio dei gasdotti della Snam, il cui primo azionista è Cassa Depositi e Prestiti Reti per il 28,98%, a sua volta controllata del Ministero dell’Economia e delle Finanze (80,1%), consentirà anche il trasporto dell’idrogeno a prezzi estremamente competitivi. Alverà ha minimizzato la sfida della trasportabilità dell’idrogeno, insistendo sul fatto che gran parte dell’infrastruttura gasiera attualmente presente in Europa è adatta a ciò e che la rete di gasdotti della Snam è fatta di una qualità di acciaio che si conforma completamente all’idrogeno. Egli ha inoltre arrischiato stimare che se, nel 2040, produrre idrogeno verde dall’energia solare in Nord Africa costerà 0,08 $/kg, trasferirlo in Germania tramite gasdotto costerà attorno a 0,02 $/kg. Il basso costo del trasporto tramite pipeline mostra perché l’idrogeno è una grande opportunità.
Dati il paniere energetico dell’Italia, il sistema manifatturiero gas-intensive, l’infrastruttura del gas nonché le caratteristiche dei principali competitor in seno all’Unione, suggeriamo al neo Ministro della Transizione Ecologica, Roberto Cingolani, di prestare la dovuta attenzione alle considerazioni avanzate dal Presidente del Gruppo Duferco. Quest’ultimo, in merito al tema della transizione energetica, concludeva l’articolo evidenziando il ruolo “indispensabile” del gas naturale nel breve-medio periodo per la competitività dell’industria italiana, ma anche per il ruolo geopolitico dell’Italia. “L’idea di una transizione energetica realistica e non in contrasto con la competitività dell’industria italiana vede nell’utilizzo di gas naturale uno strumento indispensabile nel breve-medio periodo. È insensato privare il paese e il suo sistema industriale di questa risorsa e di questa opportunità avendo noi molti settori gas intensive che sono vere e proprie eccellenze dell’industria manifatturiera italiana”. “L’Italia continuerà ad essere un hub per l’arrivo di questo gas da Est e da Sud”. “L’idrogeno non è la cura a tutti i mali” si legge nella conclusione di uno studio pubblicato nella rivista Nature Climate Change ad agosto 2021: “Come soluzioni universali, questi combustibili sono false promesse. Sono incredibilmente versatili, ma non bisogna aspettarsi che possano sostituire i combustibili fossili su larga scala”. Analoghe le considerazioni finali World Energy Council (WEC) di Londra in collaborazione con l’Electric Power Research Institute (EPRI) e il PwC.

a cura di Demostenes Floros, Senior Energy Economist CER-Centro Europa Ricerche, responsabile dei mensili Rubrica del Mercato Petrolifero e Geopolitica dell'Energia, responsabile del X corso di Geopolitica presso l'Università Aperta di Imola
https://www.univaperta.it/corso/geopolitica/

 

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