In Italia non c’è allarme scorte di gas, ma il livello di attenzione diventa massimo

Lo stop al transito di gas russo via Ucraina in direzione Europa mette in allarme sugli stoccaggi. L’Ue minimizza, facendo sapere che avrò impatti minimi; l’Italia non fa drammi e tramite il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica, Gilberto Pichetto, assicura che le scorte sono “a un livello adeguato”, ma comunque “si stanno valutando ulteriori misure per massimizzare la giacenza”.

L’inverno 2024/2025 si sta rivelando più freddo di quello dell’anno scorso, ragion per cui i riscaldamenti sono a pieno regime già dallo scorso mese di novembre in tutta Italia, e in alcuni casi anche da fine ottobre. È ragionevole immaginare un consumo più alto, dunque, ma non oltre la soglia di attenzione. “L’interruzione dei transiti di gas dall’Ucraina è tutto meno che una sorpresa”, dice al ‘Corsera’ il presidente di Arera, Stefano Besseghini. Dall’Authority non arrivano allarmi, visto che “gli impatti sul sistema saranno ragionevolmente gestibili”, ma “appare in tutta la sua evidenza la delicatezza del sistema Gas ancora oggi a quasi tre anni dall’inizio della guerra”. Ragion per cui, raccomanda Besseghini, “molto è stato fatto, ma non deve scendere il livello di attenzione”.

La fine delle forniture di Gazprom via Ucraina non è di sicuro un fulmine a ciel sereno: da tempo era preventivata questa interruzione e “il sistema si era già preparato”, assicura il numero uno di Arera al ‘Sole 24 Ore’. Ricordando come la combo tra stoccaggi “coperti” nel breve periodo e temperature non estremamente rigide, con consumi tutto sommato sotto controllo, “non deve portarci a rallentare il percorso di rafforzamento del sistema”. Questo perché “non dobbiamo dimenticarci che siamo ancora in una situazione di mercato estremamente fragile ed è troppo presto per scordarsi dell’emergenza”.

Non a caso dal mondo delle imprese partono i primi, preoccupati appelli. “L’annuncio di Gazprom di interrompere le forniture di Gas alla Moldavia a partire dall’inizio di gennaio segnala un aumento del rischio di una grave crisi energetica e umanitaria in Europa”, avverte ad esempio il presidente di Confapi, Cristian Camisa.

Il tema, ovviamente, tiene banco anche nel mondo politico. Dall’opposizione è Angelo Bonelli ad attaccare: “La storia non ha insegnato nulla a chi governa l’Italia: ci ritroviamo a dover affrontare costi energetici inaccettabili per imprese e famiglie che ci riportano al 2021-2022 – sostiene il deputato di Avs -, quando l’aumento del prezzo del Gas portò alla triplicazione del costo delle bollette realizzando un vero e proprio salasso economico per i settori sociali ed economici più deboli. L’esecutivo è responsabile di questa situazione perché non ha una strategia energetica ed invece di puntare sulle rinnovabili è impegnato a riportare l’Italia nella produzione di nucleare da fissione che porterà a fare pagare l’energia più di quanto la paghiamo oggi”.

Sulla stessa lunghezza d’onda il Cinquestelle, Davide Aiello, sottolineando che “la stangata sulle bollette di luce e gas nell’ex mercato tutelato registra un incremento del 18% per i prossimi mesi”. Il 2025, dunque, inizia già in salita ma senza (ancora) il suono d’allarme delle ‘sirene’.

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Capodanno col botto: stop al gas russo in Europa via Ucraina, prezzo a 50 euro/Mwh

Il 2025 inizia con una crisi energetica per l’Europa. Capodanno col botto, viene da dire, considerando che dalle 6 dell’1 gennaio i flussi di gas russo verso l’Europa attraverso l’Ucraina potrebbero cessare per sempre, visto il decadere dell’accordo sul transito che legava Mosca e Kiev dal 2019. Secondo i dati forniti dall’operatore di rete ucraino, le richieste di gas alla stazione di aspirazione di Sudzha, al confine tra Russia e Ucraina, sono scese a zero, una cifra ben al di sotto dei 40 milioni di metri cubi al giorno solitamente registrati. L’interruzione dei flussi russi, salvo improvvise retromarce nelle prossime ore o nei prossimi giorni, avrà impatti diretti sull’Europa, che già fatica a fronteggiare l’alta domanda e la scarsità delle risorse.

Nonostante la quantità di gas perduto rappresenti solo il 5% del fabbisogno complessivo, l’effetto sull’economia potrebbe “essere devastante, con una stima che parla di un aumento dei costi energetici per i consumatori europei fino a 120 miliardi di euro, tra gas e elettricità”, scrive Bloomberg. I prezzi del gas, infatti, hanno già cominciato a salire, superando anche i 50 euro per megawattora, il livello più alto da novembre 2023. L’Unione Europea, grande assente in questi mesi di tentativi di accordo andati a vuoto, ha cercato di rassicurare in questi giorni affermando che la sicurezza energetica non è a rischio grazie alla diversificazione delle fonti, tra cui le importazioni di gas naturale liquefatto, in particolare dagli Stati Uniti. Tuttavia, paesi come la Slovacchia, che dipendono ancora dalle forniture russe, potrebbero incontrare difficoltà nell’affrontare la carenza di gas, con conseguenti costi più elevati per il trasporto delle risorse alternative.

Le tensioni politiche tra Russia e Ucraina avevano già causato interruzioni nel 2006 – due settimane di stop – e nel 2009 – qualche giorno senza flusso di gas – ma la situazione attuale appare più complessa per via di una guerra ancora in corso. Il presidente ucraino Zelensky ha escluso qualsiasi accordo che possa rafforzare l’economia russa, mentre Putin ha dichiarato che non ci sarebbe stato tempo per trovare un compromesso prima della fine dell’anno. Mosca comunque continuerà a fornire gas a Serbia e Ungheria tramite il gasdotto TurkStream, che non attraversa l’Ucraina, ma questo non basta a compensare la perdita della rotta principale verso l’Europa centrale e, a cascata, levando materia prima e quindi potenziale elettricità ai Paesi attorno, fino all’Italia. Lo testimonia la galoppata del prezzo del gas, che in Europa è salito di oltre il 50% in un anno. Non siamo fortunatamente ai livelli dell’estate 2022. All’epoca il Ttf quotato ad Amsterdam arrivò al picco di 340 euro per megawattora perché si temeva che il Vecchio Continente non avrebbe avuto gas a sufficienza in vista dell’inverno e tutti i grandi Paesi spesero cifre folli per assicurarsi le forniture. Adesso siamo sui 50 euro/Mwh, ma è pur sempre il 200% in più rispetto a fine 2019. Le bollette non a caso hanno ripreso a salire a doppia cifra, con inevitabili conseguenze per inflazione, redditi familiari e competitività delle imprese. E l’inverno non è finito. Anzi…

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Bollette, gas in aumento: per gli italiani il prossimo inverno sarà il più caro di sempre

L’inverno che sta per iniziare sarà il più caro di sempre per le famiglie italiane. Lo anticipa l’analisi presentata dal think tank italiano per il clima Ecco. Le previsioni per la bolletta del gas per la stagione invernale 2024-2025 mostrano infatti costi significativamente superiori al periodo della crisi prezzi del gas (2022-2023).

L’analisi dei ricercatori stima il costo della bolletta gas nel prossimo inverno per tre abitazioni tipo di 38, 70 e 110 mq in tre città italiane: Milano, Roma e Palermo. Per un’abitazione di 70 mq in classe energetica G, nel comune di Milano, il costo sarà maggiore del 20% rispetto al periodo di crisi e del 68% rispetto al periodo pre-Covid. Tra i motivi dell’aumento, l’incremento del prezzo del gas, che si è alzato a 48 euro MWh per effetto dell’instabilità geopolitica dei Paesi fornitori. Questo nonostante gli stoccaggi siano pieni e i gasdotti di importazione siano stati utilizzati soltanto al 42% della loro capacità nominale negli ultimi dodici mesi (76% per i rigassificatori).

“Abitazioni poco efficienti e una continua dipendenza dal gas costringono oggi le famiglie italiane a pagare i costi dei ritardi della transizione. Sorprende che oggi, con un prezzo del gas tre volte più alto di settembre 2019 e una previsione di costo per le famiglie maggiore del periodo di crisi, non si vedono azioni legislative e nemmeno informative per mettere in sicurezza le famiglie”, spiega Matteo Leonardi, Cofondatore e Direttore Esecutivo di Ecco. Secondo Leonardi, “l’efficienza energetica si conferma l’unico strumento in grado di garantire sicurezza e risparmi per le famiglie italiane. Ma, nonostante questo, nella Legge di bilancio attualmente in discussione in Parlamento, viene smantellato il sistema di detrazioni fiscali per l’efficienza energetica negli edifici. Per promuovere l’efficienza riducendo la spesa complessiva per la collettività e accompagnare le famiglie nella transizione serve, con urgenza, una visione d’insieme che armonizzi incentivi, fiscalità energetica, tassazione dei prodotti energetici, ponendo al centro la sicurezza energetica delle abitazioni, gli obiettivi climatici e la sostenibilità finanziaria a lungo termine. Cancellare le politiche per l’efficienza senza offrire alternative espone le famiglie a costi energetici insostenibili senza possibilità di attuare investimenti che assicurino l’uscita dal problema”.

Nel mese di novembre i consumi di gas nel settore civile hanno avuto un incremento del 9% rispetto al 2023, nonostante i prezzi elevati e complice la poca sensibilizzazione del consumatore. L’analisi prende a riferimento il prezzo del gas dei prossimi mesi e stima il costo della bolletta a fine inverno, comparandolo con l’anno della crisi 2022-2023 e con il periodo precrisi. A Milano per riscaldare, cucinare e produrre acqua calda, nel periodo novembre-marzo (2024-25): in un’abitazione di 70 mq in classe energetica G si spenderanno circa 1403 euro , +20% rispetto all’anno della crisi 2022-2023 (1171 euro); +68% rispetto al periodo precrisi 2019-2020 (832 euro); se la casa è di 110 mq si pagherà 2143 euro, l’aumento sarà di 382 euro rispetto all’inverno 2022-2023 e di circa 1000 euro rispetto al periodo precrisi 2019-2020. Se la casa è di 38 mq si pagherà 788 euro l’aumento sarà di 108 euro rispetto all’inverno 2022-2023 e di circa 300 euro rispetto al periodo precrisi 2022-2023. Cifre simili interesseranno anche il centro e il sud. A Roma l’aumento arriva quasi a 430 euro per una casa di 70 mq rispetto all’inverno 2022-2023. Sono 635 euro in più rispetto al periodo precrisi. A Palermo l’incremento sarà più lieve e varierà tra 50 e 210 euro rispetto all’inverno della crisi 2022-2023. Si alzerà fino a 420 euro nel caso di abitazione di 110 mq rispetto al periodo precrisi.

Ben diverso il caso di chi ha una casa in fascia di efficienza più alta. Infatti, una casa in Classe A pagherà una bolletta del 60-65% inferiore a una Classe G. Nei diversi casi elaborati questo si traduce in un risparmio fino ai 1400 euro all’anno. “Superare l’esperienza del Superbonus è necessario per il bilancio dello Stato ma deve essere fatto in modo ragionato, mantenendo un differenziale tra le ristrutturazioni generiche e quelle per l’efficienza energetica. Riportare il bonus casa al 36% e mantenere l’ecobonus al 65% avrebbe lo stesso impatto in termini di spesa pubblica, e manterrebbe un importante sostegno all’efficienza“, sostiene Francesca Andreolli, Ricercatrice Senior Energia ed Efficienza di Ecco. Secondo Andreolli, “impiegare risorse pubbliche per aiutare le famiglie a rendere efficiente la propria abitazione produce benefici significativi nel tempo, in primis per occupazione e crescita economica: tra il 2021 e il 2022 il valore della produzione delle ristrutturazioni profonde è cresciuto del 19,6% e l’occupazione del 3,8%. L’efficienza va a vantaggio di famiglie e imprese, favorisce l’uscita dal gas e lotta al cambiamento climatico e permette una riduzione dell’inquinamento urbano. Inazione significa maggiori costi sociali nel futuro per mitigazione e adattamento, mancata competitività dei settori industriali nei mercati globali, costi dell’energia più alti per famiglie e imprese e progressivamente insostenibilità della finanza pubblica“.

A preoccupare maggiormente è il costo giornaliero. A Milano nelle 10 giornate più fredde con una temperatura esterna di 1,5° si spenderanno 23 euro al giorno per mantenere una temperatura interna di 20° in una casa in classe G di 110 mq. Erano 22 euro nel 2022-2023 e 14 euro nel periodo precrisi. Con temperature più rigide si registrano valori a due cifre in tutta Italia anche per le abitazioni di 70 mq. Si scende sotto la doppia cifra solo con temperature più miti e negli appartamenti più piccoli (38mq).

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nucleare

Perché anche in Italia c’è bisogno dell’energia nucleare

La domanda di energia, e di energia elettrica in particolare, sta aumentando in tutto il mondo. Ciò accade non soltanto per lo sviluppo di nuove economie (si pensi a cosa è avvenuto in Asia negli ultimi trenta anni, e a cosa avverrà in Africa nei prossimi trenta): anche le economie già sviluppate, come Stati Uniti d’America, Canada, Europa, Giappone, Australia ecc. vedono una crescita costante dei consumi elettrici. Questo tanto per l’elettrificazione progressiva dovuta alla necessità di decarbonizzazione e di lotta al cambiamento climatico dei processi industriali e dei sistemi di trasporto, quanto perché l’era dell’Intelligenza Artificiale, dei grandi centri di elaborazione dati e della digitalizzazione si presenta come estremamente energivora.

È ormai chiaro a tutti che le energie rinnovabili, in particolare fotovoltaico ed eolico, non bastano perché sole e vento sono intermittenti e non programmabili e quindi non possono soddisfare a pieno le esigenze di base load (energia di base continua) che è indispensabile nei settori industriali, compresi quelli delle nuove tecnologie digitali, ed ancor più nei servizi di base strategici come ospedali, difesa, sicurezza, trasporti e tutela ambientale, che devono funzionare 24 ore su 24. Anche la tecnologia degli accumuli e delle batterie che immagazzinano l’energia prodotta dalle rinnovabili nelle ore di funzionamento sono inefficienti e del tutto insufficienti per i grandi consumi industriali.

In questo contesto, sommariamente delineato, l’utilizzo di energia nucleare torna ad essere un elemento determinante. In molte parti d’Europa e del mondo questo è già realtà. In Italia la transizione energetica nel presente e nel prossimo futuro, oltre che delle rinnovabili, non potrà fare a meno del gas, che comunque ha un’impronta di CO2 decisamente più bassa del carbone, e all’utilizzo del quale possono essere applicate le tecnologie delle CCUS (carbon capture utilisation and storage) di cui parleremo un’altra volta; né potrà fare a meno, soprattutto per le esigenze di base load, del nucleare, che a poco a poco renderà il gas residuale.

La riflessione e il dibattito si sono ufficialmente riaperti nel nostro Paese. Prima con un voto del Parlamento a maggioranza con cui si è stabilito che “al fine di accelerare il processo di decarbonizzazione dell’Italia il Governo deve valutare l’opportunità di reinserire nel mix energetico nazionale anche il nucleare quale fonte alternativa e pulita per la produzione di energia”, poi con un’iniziativa del Ministro dell’Energia Pichetto Fratin, che ha incaricato un insigne giurista di predisporre uno schema legislativo da sottoporre al Parlamento che sia in grado di superare i limiti e vincoli discendenti dai referendum di moltissimi anni fa.

Nel frattempo si susseguono convegni, approfondimenti, prese di posizione in cui si torna a discutere della questione. La cosa interessante è che i cittadini mostrano una nuova attenzione al tema, e soprattutto che i giovani, liberi da pregiudizi ideologici tipici dell’ambientalismo militante, si dichiarano in maggioranza favorevoli al nucleare. Emerge con sempre maggiore chiarezza che il futuro energetico, completamente decarbonizzato, sta in un mix di rinnovabili e nucleare perché queste tecnologie mostrano una totale complementarietà.

Il nucleare tra l’altro consentirebbe di produrre idrogeno a costi contenuti, cosa che oggi non è se lo si produce con energia verde, e quindi darebbe un fondamentale contributo a risolvere il problema dei processi e settori industriali non elettrificabili (ceramica, cemento, vetro ecc.).

Se si vuole affrontare il tema senza contrapposizioni ideologiche e estremismi vari bisogna andare al merito, ed analizzare oggettivamente i problemi partendo innanzitutto dalla sicurezza e dai costi di questa fonte energetica.

Si parla qui di nucleare di quarta generazione, e cioè di un’evoluzione sostanziale della tecnologia attuale. Molte sono le novità che dovrebbero consentire di avere impianti di questo tipo funzionanti tra una decina d’anni. Parliamo innanzitutto di piccole unità da 250/350 MW (SMR che sta per Small Reactors) dai costi di impianto decisamente più contenuti rispetto a quelli degli impianti tradizionali e quindi abbordabili per investitori privati anche utilizzatori.

Il tema dei costi è uno dei più dibattuti. Gli avversari del nucleare sostengono che questa tecnologia è molto costosa se non la più costosa (vedi buon ultimo il Sindaco di Milano Sala sulle pagine del ‘Corriere della Sera’qualche giorno fa). In realtà molto spesso chi fa questi discorsi incorre in inesattezze. Quando si fa il confronto dei costi di installazione a MW delle varie tecnologie energetiche si deve considerare la loro producibilità: il fotovoltaico funziona da noi non più di 1400 ore l’anno, l’eolico non più di 2500, il nucleare ovviamente per tutte le 8700 ore dell’anno. Ciò significa che il costo della tecnologia va necessariamente correlato alla quantità di energia prodotta nell’anno. E se si fa questo confronto il nucleare di nuova generazione è imbattibile.

Inoltre, come è stato giustamente rilevato, i costi vanno considerati tutti, non solo quelli di generazione dell’energia. Una parte significativa dei costi odierni, anche delle rinnovabili, sono i costi accessori. Lo sanno bene le famiglie e le imprese perché leggono sulle bollette che la componente energia vale circa un terzo del prezzo totale. E ciò si deve appunto in gran parte ai costi accessori destinati a crescere esponenzialmente in uno scenario di sole rinnovabili. Si tratta di costi di sbilanciamento e cioè di supporto alla rete quando non c’è sole e non c’è vento, e di costi di trasporto e distribuzione, perché spesso le rinnovabili sono lontane dalla domanda, come succede oggi in Italia. Pannelli fotovoltaici e torri eoliche, infatti, sono installati prevalentemente al Sud quando il grosso dei consumi è al nord.

Il nucleare di quarta generazione, poi, affronta in maniera radicale il problema della sicurezza. Parliamo di impianti progettati per essere estremamente sicuri dal punto di vista strutturale e capaci di utilizzare uranio impoverito riducendo così anche il problema e il costo dello smaltimento delle scorie.

Questi tipi di impianti, per le loro dimensioni contenute, potrebbe essere tranquillamente installati in singoli distretti industriali, supportando così il fabbisogno energetico delle industrie italiane energivore, che pagano oggi l’energia elettrica molto di più di quanto la pagano le loro concorrenti francesi, spagnole e tedesche.

Le imprese siderurgiche italiane hanno recentemente avviato una collaborazione con EDF, Edison, Ansaldo Nucleare proprio sul supporto a progetti di installazione di SMR volti anche a soddisfare la domanda elettrica delle imprese dell’acciaio italiano.

La copertura di una parte dei fabbisogni di energia elettrica di queste imprese con energia nucleare magari comprata in Francia, in attesa che si realizzino gli impianti in Italia, consentirebbe al nostro Paese di essere il primo al mondo a produrre acciaio completamente ‘verde’ e cioè decarbonizzato. Già oggi, infatti, gli elettrosiderurgici italiani consumano energia elettrica prevalentemente prodotta con fonti rinnovabili.

Una bella prospettiva, un obiettivo realistico e ravvicinato che consentirebbe di dire che, come in molti altri campi ambientali e di economia circolare, il nostro Paese è all’avanguardia.

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Prezzo gas tocca i massimi da un anno: la Russia chiude i rubinetti verso l’Austria

Che coincidenza. Il governo tedesco stoppa un carico di Gnl proveniente dalla Russia e Gazprom blocca l’export di gas via tubo verso l’Austria. Torna così in tensione il prezzo del metano ad Amsterdam che venerdì ha terminato le contrattazioni in calo dell’1% dopo aver registrato un balzo di quasi il 3% nel pomeriggio, segnando il massimo da un anno per il contratto Ttf addirittura a 47,5 euro per megawattora.

Il ministero dell’Economia tedesco ha ordinato al terminale statale di importazione di gas di rifiutare una fornitura di gas naturale liquefatto proveniente dalla Russia. L’ordine, confermato dal Financial Times ieri, riflette l’intensificarsi delle misure europee per ridurre la dipendenza energetica dalla Russia in seguito all’invasione dell’Ucraina. La decisione riguarda il terminale Deutsche Energy Terminal, che si era preparato a ricevere una spedizione di GNL russo. Secondo quanto riportato, il Ministero ha intimato alla struttura di “rifiutare qualsiasi consegna di Gnl dalla Russia fino a nuovo avviso”, con l’obiettivo di accelerare la transizione energetica della Germania, ormai impegnata in un drastico distacco dal gas russo.

La lettera inviata dal ministero dell’Economia sottolinea che uno degli obiettivi principali del terminale di importazione tedesco è “ridurre progressivamente la dipendenza dalla Russia”, confermando che “in linea di principio, è corretto che la Germania non importi più gas russo. È chiaro che ciò non deve avvenire attraverso i terminali Gnl tedeschi”, ha dichiarato un portavoce del ministero al Financial Times.

Risposta della Russia? L’operatore energetico austriaco OMV ha annunciato una riduzione delle forniture di gas da Mosca, con l’intenzione di interrompere completamente i rifornimenti a partire da sabato. Il gigante energetico russo PJSC ha notificato che le consegne all’Austria saranno ridotte a zero, dopo la decisione di OMV di sospendere i pagamenti per un risarcimento arbitrale di 230 milioni di euro.

Il prezzo è appunto salito del 3%, subito dopo il comunicato diffuso da OMV, puntando minacciosamente verso quota 50 euro. Una quotazione, che non si vedeva da novembre 2023, alimentata anche da un clima più freddo che aumenta la domanda. Il calo delle temperature, combinato con la debole produzione di energia eolica, ha spinto al rialzo il consumo di gas per l’elettricità. Le previsioni mostrano che le temperature rimarranno in cifre singole basse fino a fine dicembre. I prelievi di gas dagli stoccaggi sono in corso dal 3 novembre, con le riserve europee piene al 93,04%. Per ora comunque le forniture di gas dalla Norvegia e i carichi di Gnl rimangono stabili.

E’ la fine del passaggio russo del gas in Europa che tiene in allerta i mercati. La SPP slovacca sta adottando misure per garantire la propria fornitura, tra cui un accordo pilota con la Socar dell’Azerbaijan, nel caso in cui il transito ucraino termini.

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tassonomia verde

Snam, forte crescita di investimenti nei primi 9 mesi (+46,1%). L’ad Venier: “Avanti con transizione green”

Salgono gli utili e gli investimenti, calano i ricavi. I primi nove mesi del 2024 di Snam consolidano l’andamento registrato nel corso dei trimestri precedenti, con “i principali indicatori in decisa crescita, pienamente coerenti con la nostra guidance”, come ricorda l’amministratore delegato, Stefano Venier. Si va avanti, quindi, con il Transition Plan, che ha l’obiettivo di “una transizione energetica sostenibile nel lungo periodo”, proseguendo nel “percorso di rafforzamento della sicurezza del sistema”. Il 50% degli investimenti, infatti, è allineato ai Sustainable Development Goals (SDGs) e il 30% alla Tassonomia Europea. Per il 2024 il gruppo attende investimenti pari a 3 miliardi di euro (di cui 2,8 miliardi in ambito infrastruttura gas e 0,2 miliardi di euro in ambito transizione energetica), una Rab tariffaria a 23,8 miliardi, un livello di Ebitda adjusted maggiore di 2,75 miliardi di euro e un livello di utile netto adjusted pari a circa 1,23 miliardi di euro. Aggiornato l’obiettivo per il debito netto a 16,5 miliardi di euro (rispetto al precedente di 17,5 miliardi) derivante della recente emissione ibrida (1 miliardo di euro).

L’utile netto adjusted del gruppo è salito a 996 milioni di euro, in crescita di 54 milioni (5,7%) rispetto allo stesso periodo del 2023, “per effetto della crescita dell’Ebitda, in parte assorbito da un incremento degli ammortamenti e un aumento degli oneri finanziari netti principalmente dovuto alla crescita dei tassi di interesse”. Crescita a doppia cifra per gli investimenti, in aumento del 46,1% a 1,8 miliardi di euro. Un risultato che è stato determinato principalmente dal business delle infrastrutture gas, riconducibili agli interventi di realizzazione del terminale di rigassificazione di Ravenna e del suo allacciamento alla rete di trasporto del gas oltre che all’avvio dei lavori della Linea Adriatica. Venier, in conference call con gli analisti, conferma che il terminale Fsru di Ravenna “sarà operativo entro il primo trimestre del 2025”. I lavori, spiega il ceo, sono completi “all’80%”, onshore quasi al 100% e offshore oltre il 70%. Da gennaio a settembre “i carichi di Gnl consegnati sono stati 120 e hanno coperto il 25% della domanda di gas: un terzo dagli Usa, un terzo da Quatar, un quarto dall’Algeria e il resto da altre fonti”.

Sul fronte della domanda di gas, quella globale “è aumentata di circa il 3% su base annua trainata dal settore industriale e dalla ripresa della domanda e Asia”, ricorda Venier, mentre quella italiana “è stata di circa 43 miliardi di metri cubi, in calo del 2,7% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno”. Un dato “trainato dalla debole produzione termoelettrica nel primo semestre e dal clima mite”. Complessivamente, nei primi 9 mesi sono stati immessi nella rete nazionale di trasporto 46,33 miliardi di metri cubi di gas, in riduzione di 2,70 miliardi di metri cubi (-5,5%) rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, proprio a seguito della minore domanda e del significativo calo delle esportazioni.

Aumenta, invece, lo stoccaggio, che al 30 settembre è pari a 16,88 miliardi di metri cubi (in aumento di 0,22 miliardi rispetto al 30 settembre 2023). Sul fronte delle acquisizioni, Venier conferma che Snam “continuerà a valutare opportunità”, mantenendo “la nostra flessibilità finanziaria”. Probabilmente “la prossima settimana”, dice l’ad, saranno presentati i documenti all’Antitrust per l’acquisizione al 100% di Edison Stoccaggio e la data possibile del closing “sarà nel primo trimestre del 2025”. L’accordo vincolante era stato sottoscritto il 25 luglio scorso per un controvalore di circa 560 milioni di euro.

 

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gas Russia

Nel 2024 aumenta la produzione di gas (+2,4%). Ma l’Aie avverte: “Incertezze sull’offerta”

La domanda globale di gas dovrebbe aumentare di oltre il 2,5% nel 2024 e si prevede una crescita simile nel 2025. Lo rivela l’ultima edizione dell’annuale Global Gas Security Review dell’Agenzia internazionale dell’energia. I mercati asiatici in rapida crescita sono responsabili di gran parte dell’aumento, mentre la ripresa della domanda di gas industriale in Europa sta contribuendo, anche se rimane ben al di sotto dei livelli pre-crisi.

Nel 2024 la domanda globale di gas naturale aumenterà a un ritmo più sostenuto rispetto ai due anni precedenti, che sono stati pesantemente influenzati dalle turbolenze della crisi energetica globale. Allo stesso tempo, le nuove forniture di gas che arriveranno sul mercato nel 2024 rimangono limitate a causa della crescita relativamente lenta della produzione di Gnl, mentre le tensioni geopolitiche continuano ad alimentare la volatilità dei prezzi, come riferisce l’Aie.

“La crescita della domanda di gas a livello mondiale per quest’anno e per il prossimo riflette la graduale ripresa da una crisi energetica globale che ha colpito duramente i mercati”, spiega il direttore dell’Aie per i mercati energetici e la sicurezza Keisuke Sadamori. “Ma l’equilibrio tra domanda e offerta – dice – è fragile, con evidenti rischi di volatilità futura. Produttori e consumatori devono collaborare strettamente per attraversare questi tempi incerti, tenendo conto della necessità di portare avanti la transizione verso l’energia pulita per garantire un futuro sicuro e sostenibile”.

Il rapporto rileva che i mercati rimangono sensibili a sviluppi inattesi sul fronte della domanda e dell’offerta. Il ruolo del Gnl nel commercio globale del gas è cresciuto dall’inizio della crisi energetica mondiale e probabilmente svolgerà un ruolo cruciale nel mantenere l’equilibrio a livello globale. Le limitazioni nel Canale di Panama e nel Mar Rosso continuano ad avere un impatto sul trasporto marittimo, ma finora non hanno portato a un calo dell’offerta di Gnl. Tuttavia, evidenziano le potenziali vulnerabilità del commercio di gas naturale liquefatto in un mercato globale del gas sempre più interconnesso. La situazione potrebbe cambiare nel 2025, quando la crescita dell’offerta di Gnl dovrebbe accelerare fino a sfiorare il 6% grazie all’entrata in funzione di diversi grandi progetti, soprattutto nella seconda metà dell’anno. Il Nord America rappresenterà la maggior parte della nuova capacità, mentre i nuovi volumi provenienti dall’Africa e dall’Asia contribuiranno alla crescita.

Un’incertezza fondamentale in vista dell’inverno 2024-25 dell’emisfero settentrionale è il transito del gas russo attraverso l’Ucraina, con i contratti esistenti che scadranno alla fine del 2024. Ciò potrebbe significare la fine di tutte le forniture di gas dalla Russia all’Europa attraverso l’Ucraina. A sua volta, ciò richiederebbe un aumento delle importazioni di Gnl in Europa nel 2025 e di conseguenza porterebbe a un bilancio globale del gas più rigido rispetto al caso in cui il transito attraverso l’Ucraina continuasse.

Per affrontare alcune di queste sfide, l’Agenzia raccomanda di “potenziare i meccanismi di flessibilità lungo le catene del valore del gas e del Gnl”, migliorando la liquidità del mercato globale, integrando il sistema di stoccaggio del gas ucraino nel mercato globale del gas e prendendo in considerazione potenziali quadri per meccanismi di riserva volontaria del gas.

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Con guerra in Ucraina e calo del nucleare francese elettricità in Italia costa il 33% in più

In base alla rilevazione settimanale del Gme, il Gestore dei mercati energetici italiani, il prezzo del gas all’ingrosso è stato di 40,67 euro per megawattora nella settimana 32 di quest’anno, quella tra il 5 e l’11 agosto, in rialzo del 7,3% nei confronti dell’ottava precedente. Lo scorso anno, sempre nella settimana 32, il prezzo del gas all’ingrosso era scambiato a 30,78 euro per megawattora. Rispetto allo stesso periodo del 2023, il gas in Italia costa dunque il 32,1% in più. A surriscaldare i prezzi c’è il pericolo che l’escalation Ucraina-Russia coinvolga gli impianti energetici, ma c’è anche la concorrenza asiatica per il Gnl.

Il contratto Ttf con scadenza settembre sale di oltre il 5% a 45,4 euro per megawattora, durante la seduta odierna, in seguito all’attacco delle forze armate ucraine alla centrale nucleare di Zaporizhzhia e all’annunciata riduzione di capacità nucleare di 2,4 Gwh da parte di Edf a causa dell’ondata di calore che sta colpendo la Francia e l’Europa. Poi in realtà chiude perdendo circa l’1,5% e torna sotto i 40 euro. Si resta comunque sui massimi da 8 mesi perché sullo sfondo il più grande assalto dell’Ucraina in territorio russo, dopo l’invasione del 2022, sta mettendo ancora più pressione alle quotazioni di una delle materie prime chiave dell’Europa. Si combatte nella regione russa di Kursk, sede di un punto chiave di immissione di gas. La stazione di Sudzha è infatti vicino al confine e fa parte dell’ultimo punto di transito del gasdotto russo verso l’Europa attraverso l’Ucraina.

I flussi per ora restano comunque in linea con le settimane precedenti, come sottolineato da Gazprom. C’è grande timore però per un’interruzione improvvisa e anticipata dei flussi, il che rappresenterebbe uno shock per nazioni come la Slovacchia e l’Austria, che attualmente dipendono da questa fornitura e potrebbero vedere prezzi del gas più elevati per aziende e consumatori se venisse bloccata.
I commercianti di gas europei evitano quindi lo stoccaggio in Ucraina dopo gli attacchi russi. E, oltre al confine orientale, l’attenzione è rivolta anche alla prossima manutenzione intensiva presso gli stabilimenti norvegesi a partire da fine agosto, che ridurrà inevitabilmente le forniture.

Non è solo la guerra però ad accendere il gas. Al 6 agosto il tasso di riempimento degli stoccaggi in Europa supera l’86%, al di sopra della media quinquennale del 78%, tuttavia i minori afflussi di Gnl hanno fatto sì che il ritmo delle costruzioni di stoccaggio sia un po’ più lento anno su anno, e quindi le scorte stanno iniziando a scendere al di sotto dei livelli dell’anno precedente quando, in questo periodo, erano all’87%. Il principale colpevole di questa lentezza è stato il minor afflusso di Gnl in Europa. La forte domanda asiatica di gas liquefatto ha garantito che il JKM – l’equivalente del Ttf nell’Asia nord orientale specialmente in Giappone e Corea – sia stata scambiata a un premio superiore rispetto a Ttf per gran parte del 2024, il che ha portato a una deviazione dei carichi di Gnl dall’Europa all’Asia. Gli invii di gas liquefatto alla Ue a luglio sono rimasti sostanzialmente invariati mese su mese, a poco meno di 7,6 miliardi di metri cubi. Tuttavia, questo lascia comunque i volumi di luglio in calo del 25% anno su anno e i volumi mensili più bassi visti dall’inizio della guerra Russia/Ucraina.

Col gas più caro, anche il prezzo dell’energia elettrica rincara. A luglio luglio il Pun – cioè il prezzo della luce all’ingrosso – è salito “a 112,32 euro/MWh (+9,15 euro/MWh), livello più alto da inizio anno”, riflettendo “soprattutto lo stagionale aumento della domanda, con gli acquisti in decisa crescita ai massimi da agosto 2019, dinamica a cui si affianca anche un calo dei volumi rinnovabili“, si legge nell’ultima newsletter del Gme, il Gestore dei mercati energetici italiano. E se le rinnovabili perdono peso nel mix energetico, lo riacquista inevitabilmente il gas. Risultato finale: secondo la rilevazione settimanale del Gme, il prezzo dell’elettricità all’ingrosso è stato di 128,7 euro per megawattora nella settimana 32 di quest’anno, quella tra il 5 e l’11 agosto, in rialzo del 7,1% nei confronti dell’ottava precedente. Lo scorso anno, sempre nella settimana 32, il Pun (prezzo unico nazionale) dell’energia elettrica era di 96,31 euro per megawattora. Rispetto allo stesso periodo del 2023, l’elettricità in Italia costa dunque il 33,6% in più.

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Edison, rinnovabili spingono i risultati: ebitda +20,3% e utile +18,2%

Ottimi risultati per Edison nel primo semestre 2024. La semestrale si chiude con una “solida performance operativa complessiva“, spiega il gruppo.

Il Margine operativo lordo cresce del 20,3% a 967 milioni, da 804 milioni nello stesso periodo del 2023, spinto in particolare dalle rinnovabili, che nel periodo sono arrivate a rappresentare un terzo del mix produttivo del Gruppo, grazie soprattutto alla ripresa del comparto idroelettrico, dalle attività di ottimizzazione del portafoglio gas e dalle vendite ai segmenti Business e Retail (B2B e B2C) di Edison Energia, che nei primi 6 mesi dell’anno accresce la sua base clienti del 15% rispetto allo stesso periodo del 2023.

Il primo semestre 2024 si chiude con un utile netto in crescita a 221 milioni di euro (+18,2%) da 187 milioni di euro del primo semestre 2023, anche tenendo conto d’un accantonamento materiale per le attività di rigenerazione territoriale. L’indebitamento finanziario al 30 giugno 2024 registra un saldo a credito di 226 milioni rispetto al saldo a credito di 160 milioni del 31 dicembre 2023, per effetto principalmente della significativa generazione di cassa dettata dai buoni risultati della gestione operativa.

Nel dettaglio, la domanda di energia elettrica in Italia nel primo semestre 2024 registra una lieve crescita (+1,1%) rispetto allo stesso periodo del 2023, attestandosi a 151,6 TWh. Diminuisce la produzione termoelettrica (-16,8% a 66,1 TWh), che comunque resta la prima fonte di produzione del Paese, soddisfacendo il 52,6% dei consumi e assicurando una produzione continuativa in grado di coprire anche i picchi di domanda. Nel contesto, è estremamente positivo il contributo delle rinnovabili che arrivano a coprire il 37,5% del fabbisogno: l’idroelettrico – prima fonte rinnovabile per produzione – presenta una crescita del 61,9% a 26,8 TWh, complici le abbondanti precipitazioni registrate nel Nord Italia; seguono il fotovoltaico (+17,4% a 17,6 TWh) e l’eolico (+10,9% a 12,6 TWh). In aumento anche l’import dall’estero (+3,8% a 27,1 TWh). La produzione nazionale (+0,6% a 125,7 TWh) da sola ha soddisfatto l’82,3% della richiesta. Sul fronte dei prezzi, nel semestre il Prezzo Unico Nazionale (PUN) ha registrato una contrazione del 31,3%, attestandosi su un valore medio di 93,5 euro/MWh rispetto a 136,1 euro/MWh dello stesso periodo dello scorso anno, per effetto della riduzione dei costi di generazione termoelettrica e dell’incremento della produzione idroelettrica.

La domanda di gas nel Paese nel primo semestre 2024 è in flessione del 6,5% a 31 miliardi di metri cubi rispetto a 33,2 miliardi di metri cubi del primo semestre 2023. Nel periodo diminuiscono i consumi residenziali (-1,8% a 15,3 miliardi di metri cubi) e quelli termoelettrici (-11,6% a 8,7 miliardi di metri cubi); mentre di segno opposto gli usi industriali che mostrano una lieve crescita (+1,7% a 6 miliardi di metri cubi). Sul fronte dei prezzi, il gas spot in Italia nel primo semestre 2024 continua la sua discesa, registrando un valore medio di 33 centesimi di euro a metro cubo, pari a una contrazione del 34% rispetto a 50,1 centesimi di euro a metro cubo del primo semestre 2023. Influiscono la bassa produzione termoelettrica, le temperature miti, che hanno ridotto il fabbisogno di gas e limitato i prelievi dai siti di stoccaggio, una minor domanda a livello europeo e un sistema globale attualmente in equilibrio, nonostante le tensioni geopolitiche in atto. Nel periodo sono in crescita le quotazioni del petrolio, con un valore medio di 83,4 dollari il barile (+4% rispetto allo stesso periodo del 2023).

In questo contesto, il Gruppo Edison ha chiuso il primo semestre 2024 con ricavi di vendita a 7.268 milioni di euro da 9.936 milioni di euro del primo semestre 2023, per effetto principalmente della riduzione dei prezzi di vendita delle commodity, nonostante l’aumento dei volumi di energia elettrica e gas venduti. In particolare, la Filiera Attività Gas ha riportato ricavi in diminuzione a 4.642 milioni di euro (-31% da 6.739 milioni di euro) e quelli della Filiera Energia Elettrica sono calati a 3.254 milioni di euro (-26% da 4.374 milioni di euro).

Nei primi sei mesi dell’anno le rinnovabili – che nel complesso crescono del 60,2% a oltre 3 Twh – sono arrivate a rappresentare il 33,5% del mix produttivo del Gruppo, complici le maggiori piogge (nei passati due anni le precipitazioni si erano attestate al di sotto delle medie storiche trentennali), l’elevata ventosità del periodo, unitamente all’entrata in esercizio di nuovi impianti fotovoltaici e al minor ricorso alla produzione termoelettrica a minor efficienza.

Positivo il contributo alla crescita della marginalità delle Attività Gas che nel primo semestre dell’anno hanno beneficiato del buon esito delle azioni di ottimizzazione del portafoglio.

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INFOGRAFICA INTERATTIVA Gas, stoccaggio Italia sale ancora (84,04%) e media Ue stabile

Nell’infografica INTERATTIVA di GEA viene mostrato l’aggiornamento degli stoccaggi di gas nei Paesi dell’Ue. Secondo la piattaforma Gie Agsi-Aggregated Gas Storage Inventory (aggiornata al 9 luglio), l’Italia cresce ancora e tocca quota 84,04%. La media dell’Unione europea fa un leggero balzo in avanti al 79,85%. Agli ultimi posti restano, Lettonia e Croazia, mentre in testa rimane il Portogallo, stabile a 101,91%.
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