D’estate il ventaglio, d’inverno il caminetto. Sarà questo il destino prossimo venturo delle genti europee? Speriamo di no, ma intanto la Russia, in impasse sul terreno, avanza con la “guerra energetica”: Gazprom eroga solo il 50% di quanto richiesto; Eni risponde alleandosi con il Qatar.
Dopo il taglio delle forniture l’aumento di volatilità sul listino di riferimento di Amsterdam è stato repentino: il metano è salito del 18% mentre il gas è cresciuto oltre il 50% insieme a molte altre materie prime. Ulteriori pressioni sono quindi calate come una scure sui margini delle imprese più energivore in assenza dell’introduzione del tetto dei prezzi, il cosiddetto “price cap”. Il Prezzo Unico Nazionale è quintuplicato rispetto al livello pre-pandemia.
Attraverso una Joint Venture, il “cane a sei zampe” è diventato compagno di avventure del colosso emirato QatarEnergy nel progetto che dovrà gestire l’impianto North Field East (NFE), il più grande al mondo per quanto riguarda il gas liquefatto. Punto conquistato con merito da parte di Eni che peserà strategicamente di più nelle nuove rotte tra Oriente e Occidente.
Il Nfe porta il Qatar in vetta, attribuendogli il titolo di più grande esportatore di idrocarburi (di cui il Gnl rappresenta il 50% delle entrate). Con queste manovre lo stato dell’emirato mediorientale aumenterà le sue capacità di esportazione da 114 a 186 miliardi di metri cubi l’anno entro il 2025 grazie a sei nuovi impianti di liquefazione. Con la firma di Descalzi Eni giocherà (finalmente) da protagonista nell’approvvigionamento di gas a livello globale.
L’Italia senza gas russo potrebbe infatti resistere solo per 3 mesi.
Tutto bene quindi? Non proprio
Nell’immediato, la cattiva notizia è però che dovremo ancora sottostare a Gazprom che eroga sempre meno gas. L’Italia rischia di non avere scorte sufficienti per l’inverno (i depositi di stoccaggio di gas sono quasi al 50%).
Questa settimana è previsto un vertice (saranno presenti le imprese di trasporto, stoccaggio e fornitrici come Snam, Terna, Eni ed Enel) per esaminare il livello di allarme, con conseguenti decisioni su eventuali razionamenti delle forniture per alcuni contratti, ovvero su la prospettiva di utilizzare centrali a carbone alla loro massima potenza al fine di avere i depositi di gas pieni almeno all’80%, entro ottobre.
Similmente, la Germania riavvierà le centrali di carbone dopo i tagli della Russia (forniva il 45% del gas naturale al paese) che producono circa il 15% totale di elettricità tedesca.
Al contrario la Polonia è favorevole all’interruzione delle forniture da Mosca, grazie ai suoi alti livelli di stoccaggio (il doppio rispetto agli ultimi anni).
Intanto Ursula von der Layen (Presidente della Commissione Europea) ha annunciato la cooperazione tra l’UE, Israele e l’Egitto per il trasporto di gas naturale in Europa, diversificando così ulteriormente le forniture troppo legate alla Russia. Quest’ultima è stata superata dalla Norvegia e le importazioni di gas naturale da diversi paesi del mondo sono ai massimi.
Possiamo quindi dire che l’Europa sta facendo il possibile, anche se in ritardo?
Tornando ad Eni, di recente vi è stato anche l’annuncio di procedere con l’offerta pubblica iniziale di Eni Plenitude per la quotazione del 20%-30% sul mercato Euronext della società, che ha un valore di 8-10 miliardi di euro. L’operazione ha l’obiettivo di attrarre nuovi flussi di capitale da allocare in parte al percorso di transizione energetica (rinnovabili e mobilità elettrica) con l’obiettivo di “zero emissioni” entro il 2040.
Plenitude (ex Eni gas e luce) dispone di attività eoliche onshore e fotovoltaiche con una capacità complessiva di circa 1,4 GW in Italia, Francia, Spagna e Usa, e molteplici progetti di oltre 10 GW. La società è tra le prime piattaforme di “e-mobility” in Italia, e sta espandendo la propria rete di clienti in altri paesi europei.
L’obiettivo è quindi in linea con la logica sottostante alla finanza sostenibile e ai fondi ESG, e viene dato un importante segno di approvazione al piano REPowerEU presentato dalla Commissione europea.
Lo sviluppo delle rinnovabili ha avuto infatti nell’ultimo triennio un forte slancio. Nel 2021 la produzione elettrica è cresciuta di 20 volte, circa 1 miliardo di Kwh. Inoltre l’azienda punta ad installare 15 GW di rinnovabili entro il 2030 e 45 gw entro il 2050.
Secondo le previsioni dell’IEA nel suo “World Energy Outlook 2022-2024” si stima una crescita media annua della domanda di elettricità del 2,7% e le rinnovabili (crescita record +8% in media all’anno) serviranno oltre il 90% della domanda netta durante questo periodo. Si prevede anche che l’energia nucleare crescerà dell’1% l’anno mentre ci sarà un leggero calo della produzione da carbone per la forte competitività del gas naturale.
Le impostazioni politiche, in questo biennio, risultano però ancora insufficienti per ridurre le emissioni del settore energetico. Qualcosa si dovrà cambiare per soddisfare l’obiettivo di “emissioni nette zero” dell’AIE entro il 2050.
Transizione in corso?
L’eolico e il fotovoltaico generano oltre 1/10 dell’elettricità mondiale. In testa a tutti c’è la Danimarca, mentre l’Italia (solo il 16%) non è nemmeno tra i primi 10 paesi europei che traggono elettricità da queste fonti rinnovabili.
In particolare l’eolico ha generato il 7% dell’elettricità mondiale nel 2021 raddoppiando i dati del 2015. E’ tra le fonti di elettricità in rapida crescita soprattutto in alcuni paesi, come la Danimarca, in cui ha raggiunto percentuali di generazione di elettricità pari al 50% mentre in altri paesi europei come Irlanda, Portogallo, Spagna ha raggiunto il 25% e oltre.
Le turbine più grandi sono quelle posizionate offshore e il produttore cinese MingYang Smart Energy sta costruendo quella più grande (264m) con una capacità di 16MW che sarà installata nel Mar Cinese Meridionale. In Danimarca, oltre ad ospitare il produttore mondiale Vestas, saranno installati 4 modelli di turbine del produttore Siemens Gamesa con una capacità di 14MW l’una. In Olanda è invece presente quella di Haliade-X (General Electric) in funzione da ottobre 2021 con una capacità di 14MW.
Il mercato globale eolico ha avuto una valutazione di 54 miliardi di dollari nel 2020 e si prevede che raggiungerà i 100 miliardi entro il 2030.
Sul fronte auto, due settimane fa, il Parlamento europeo ha accettato la proposta di immatricolare solo auto elettriche dal 2035.
L’Europa è pronta?
Per rispondere occorre partire dalla constatazione che un’auto elettrica richiede sei volte in più minerali di un’auto convenzionale.
La Cina, che domina l’estrazione delle materie prime che servono per le batterie e la filiera produttiva di tutte le componenti necessarie alla costruzione di un auto elettrica, lo sicuramente di più.
Produce infatti il 60% delle batterie e controlla circa l’80% del commercio di questo settore con “CATL” che da sola produce il 33% delle batterie al litio su scala globale. L’azienda punta a produrre 500 GW entro il 2025 e di avvicinarsi ai 900 per il 2030. Lithium Werks, competitor americana, ha come obiettivo di raggiungere i 500GW.
Dall’altra parte del mondo, la carenza di litio sta offrendo all’Argentina un’occasione unica. Da Elon Musk ad Albemarle Corp fino alle società cinesi, le offerte per le risorse di litio aumentano ogni giorno mentre Rio Tinto Group, Zijin Mining Group e Posco Holdings stanno già investendo da tempo miliardi di dollari nel paese che, secondo le stime, ha 19 milioni di tonnellate di risorse di litio da estrarre.
Tra gli elementi chiave troviamo poi il cobalto, il rame, il nichel e la grafite che garantiscono all’interno della batteria il flusso di corrente elettrica e le prestazioni. Le batterie con all’interno una percentuale maggiore di nichel hanno rappresentato nel 2021 l’80% nei veicoli elettrici plug-in; oggi con l’utilizzo di litio si ha una quantità di energia inferiore ma qualitativamente migliore ad un costo minore. La domanda totale nei prossimi dieci anni aumenterà significativamente: oltre il 50% in più per il rame, il nichel e il cobalto, e il 90% per il litio.
L’Europa è quindi in ritardo anche sulle materie.
