Rystad Energy ha esaminato le opzioni dell’Europa per colmare il divario energetico fino a quando non saranno disponibili soluzioni a lungo termine
L’Europa sta andando verso una prevista crisi energetica prima del previsto, nonostante le recenti mosse per frenare la domanda e aumentare l’offerta. Le turbolenze, dovute in gran parte all’invasione russa dell’Ucraina e alle successive sanzioni, potrebbero causare un’ampia distruzione della domanda tra industrie e consumatori. I governi europei e il settore energetico hanno preparato dei pacchetti di sostegno per attenuare il colpo finanziario ma, secondo una ricerca di Rystad Energy, potrebbe essere necessario valutare alcune mosse drastiche prima che l’inverno inizi a mordere.
La speranza che l’estate porti una tregua non si è concretizzata, poiché i flussi di gas diminuiscono e i carichi di GNL raggiungono il limite di capacità. Con l’aumento delle temperature, l’offerta potrebbe non essere sufficiente per soddisfare la domanda oltre a rifornirsi in vista del prossimo inverno. Rystad Energy ha esaminato le opzioni dell’Europa per colmare il divario energetico fino a quando non saranno disponibili soluzioni a lungo termine.
Ad aprile ci aspettavamo che il prossimo inverno europeo sarebbe stato un periodo difficile per consumatori e governi. I nostri scenari aggiornati mostrano che l’Europa probabilmente entrerà nella tempesta molto prima di quanto si pensasse in precedenza e che la regione sarà impreparata al caos che porterà.
INCERTEZZA DELLE FORNITURE E PREZZI DELL’ENERGIA
L’incertezza che circonda le forniture di gas all’Europa sta avendo un impatto diretto sui prezzi dell’energia. L’elevata volatilità dell’offerta di gas ha visto i prezzi dell’energia elettrica in Europa oscillare molto più fortemente rispetto a prima della guerra in Ucraina. All’inizio dell’invasione russa, alla fine di febbraio, i prezzi sono saliti al massimo storico di 530 euro per megawattora (MWh), prima di stabilizzarsi vicino a 180 euro/MWh. La recente incertezza sulle esportazioni di gas russe in Europa ha causato un rimbalzo del prezzo di baseload agli attuali 278 euro/MWh, oltre il triplo del prezzo di un anno fa. L’impennata dei prezzi spot ha alzato la curva a termine, poiché l’incertezza principale riguarda l’inverno, quando il rapporto domanda/offerta potrebbe diventare molto stretto.
Secondo Vladimir Petrov, senior power analista di Rystad Energy, “le opzioni dell’Europa per quanto riguarda gas, carbone, nucleare e energie rinnovabili per colmare il divario energetico sono estremamente limitate e costose. I governi europei hanno annunciato una serie di politiche per garantire una maggiore fornitura, sostenere i consumatori e potenzialmente frenare la domanda, se la crisi dovesse continuare. Il punto su cui la crisi morderà più profondamente è guardare sempre più da vicino mentre andiamo verso l’estate e poi verso l’autunno, è sempre più una questione di “quando” e non di “se” la crisi arriverà”.
GAS, GNL E IL GIACIMENTO DI GRONINGEN
Nelle ultime settimane, un doppio colpo ha interessato i mercati del gas europei: in primo luogo, è stato confermato che l’impianto di GNL di Freeport negli Stati Uniti sarà offline per 90 giorni, prima di aumentare gradualmente la produzione entro la fine dell’anno. Freeport LNG negli ultimi mesi ha esportato la maggior parte dei suoi volumi in Europa, quindi adesso, dall’oggi al domani, è scomparso il 2,5% della fornitura di gas europea; un colpo ancora più grande è stato quando l’operatore del gasdotto Nord Stream 1, dalla Russia alla Germania, ha dichiarato che avrebbe ridotto le esportazioni da 167 milioni di metri cubi al giorno a soli 67 MMcmd, rimuovendo istantaneamente un altro 7,5% della fornitura di gas europeo. Ciò ha fatto salire i prezzi del gas TTF da 83 euro/MWh, il 13 giugno, a 120 euro il 14 giugno. Da allora il prezzo è aumentato, poiché il Nord Stream 1 è entrato in un programma di manutenzione pianificato di 10 giorni.
Nel breve termine le alternative praticabili al gas russo sono limitate. I terminali GNL funzionano a pieno regime, la Norvegia esporta il più possibile e l’aumento delle esportazioni dall’Azerbaigian e dall’Algeria è limitato. Semmai, l’unico grande cambiamento dal lato dell’offerta sarebbe se l’Olanda dovesse aumentare l’offerta dal giacimento di Groningen, che un tempo era il giacimento di gas più grande d’Europa, con una produzione di 55 miliardi di metri cubi all’anno (Bcma), equivalente in termini di fornitura ad un completo Nord Stream 1.
Il giacimento negli ultimi 30 anni ha generato un numero crescente di terremoti e la produzione è stata gradualmente eliminata. Il campo ha la capacità di risalire fino a 20 Bcma in tempi relativamente brevi, se i governi locali e nazionali lo permetteranno, compensando potenzialmente gran parte dell’attuale carenza dalla Russia. Un tale riavvio a Groningen è speculativo e potrebbe essere politicamente controverso in Olanda, ma potrebbe risolvere molte delle attuali preoccupazioni dell’Europa. Finora il governo olandese ha attivato solo un piano che consente a Groningen di produrre 2,8 miliardi di metri cubi dall’anno termico che terminerà nell’ottobre 2023.
I PREZZI DEL CARBONE AUMENTANO
La Germania ha la più grande flotta di generazione di energia a carbone in Europa e ora sta cercando di aumentare l’utilizzo, dando la priorità alla sicurezza energetica a breve termine rispetto agli obiettivi ambientali a più lungo termine. Nel 2020 il Paese aveva un totale di 46,7 GW di capacità di generazione di energia elettrica a carbone installata, che doveva essere gradualmente dismessa entro il 2038 per raggiungere gli obiettivi di emissioni di gas serra.
La capacità dovrebbe scendere a 36,1 GW già quest’anno, con la chiusura di almeno 24 unità. Questi piani ora sono stati annullati e il governo sta cercando di prolungare la durata di 10 GW di capacità di carbone fuori servizio fino a marzo 2024.
Degli impianti chiusi tra il 2020 e il 2022, circa il 20% ha bruciato lignite (lignite che viene estratta in Germania) e il restante 80% ha utilizzato carbon fossile, che viene importato. È quindi probabile che un prolungamento della vita di questi impianti porti la Germania a dover importare più carbone.
Ipotizzando un fattore di carico medio del 60%, questi impianti potrebbero generare 26,3 terawattora (TWh) di elettricità per il resto dell’anno, pari al 9% della produzione totale del Paese. Inoltre, 4 GW di capacità solare fotovoltaica ed eolica tedesca che dovrebbero essere avviate entro la fine dell’anno potrebbero aggiungere altri 2 TWh di generazione di elettricità. La produzione extra di carbone, solare ed eolico potrebbero sostituire insieme 5 miliardi di metri cubi di produzione di energia alimentata a gas, equivalente a un quarto del gas normalmente consumato dal settore energetico tedesco.
Con il mercato internazionale del carbone termico marittimo già incredibilmente teso, la prospettiva di una domanda aggiuntiva dal riavvio dell’energia a carbone tedesca spingerà sicuramente i prezzi del carbone importato oltre i loro attuali livelli molto alti. Il principale parametro di riferimento del carbone termico scambiato (specifica API2 6.000 kilocalorie per chilogrammo di carbone consegnato ad Amsterdam-Rotterdam-Anversa) è attualmente scambiato a circa 377 dollari/tonnellata, con un aumento di quasi 250 dollari/tonnellata dall’inizio dell’anno.
Le società elettriche tedesche sono state abituate a bruciare una miscela di carbone dominata dal carbone russo con un alto potere calorifico e un basso contenuto di zolfo. Le centrali elettriche europee mescoleranno comunemente il carbone statunitense ad alto contenuto di zolfo proveniente dai bacini dell’Illinois o degli Appalachi con il carbone russo a basso contenuto di zolfo dal bacino di Kuznetsk (Kussbass). Ciò significa che il passaggio dal carbone russo è limitato dal tipo di carbone adatto alle
I principali fornitori preferiti di carbone ad alta energia e a basso contenuto di zolfo sono i produttori in Sudafrica, Colombia e Australia. Le esportazioni di carbone termico sudafricano in Europa sono decollate quest’anno, ma ci sono ostacoli significativi per aumentare ulteriormente l’offerta. La stragrande maggioranza delle esportazioni sudafricane viene spedita dal Richards Bay Coal Terminal, che sta lottando per operare vicino alla sua capacità a causa di problemi di consegna con il sistema di trasporto ferroviario gestito dall’operatore statale Transnet.
La scarsa manutenzione, la mancanza di pezzi di ricambio per i treni, il furto di cavi di rame e gli atti vandalici hanno avuto un impatto così grave sulla consegna su rotaia che i produttori si stanno addirittura rivolgendo all’autotrasporto su strada fino a 90 chilometri, a un costo quattro volte superiore ai normali costi di trasporto ferroviario. I prezzi del carbone Richards Bay free on board (FOB – specifica API4) ora sono più del doppio rispetto ad un anno fa, ma i tonnellaggi delle esportazioni di carbone termico sono aumentati solo di circa l’8%.
Le esportazioni di carbone colombiano sono limitate dai vincoli di produzione mineraria, mentre il carbone australiano è spesso considerato troppo costoso ed è essenzialmente parlato, il che significa che c’è molto poco carbone internazionale disponibile per la pronta consegna. Una cosa è certa: i generatori di energia a carbone tedeschi dovranno pagare a caro prezzo ulteriori acquisti. Un potenziale allentamento dei limiti di emissione potrebbe consentire ai produttori di ampliare le loro opzioni di fornitura con più carbone statunitense, ma spetta al governo tedesco decidere.
ENERGIA NUCLEARE
Le centrali nucleari europee non stanno producendo a pieno regime e molte stanno affrontando arresti o riduzioni. Si prevede che gli impianti nucleari europei avranno un utilizzo medio del 69% fino al 2022, a meno che non vengano annullati arresti e riduzioni, al di sotto della media globale del 76% di utilizzo.
Sette centrali nucleari europee dovrebbero essere chiuse da qui alla fine del prossimo inverno. Queste centrali totalizzano 7,03 GW di capacità installata, che rappresentano circa l’1% della capacità dispacciabile dell’Europa e il 10% delle restanti centrali nucleari. Questi impianti includono gli stabilimenti di Doel 3 e Tilhange 2 in Belgio, gli stabilimenti di Isar 2, Emsland e Neckarwestheim 2 in Germania e lo stabilimento di Hinkley Point B nel Regno Unito.
È probabile che nessuno di questi impianti subisca l’annullamento o l’estensione dei propri arresti, ma è comunque possibile mantenerli in funzione. È improbabile che gli impianti belgi continuino a funzionare oltre le date di chiusura del 1 ottobre e del 1 febbraio, poiché il governo a marzo ha dichiarato che avrebbe preservato altri due impianti. Nel Regno Unito è prevista la chiusura di Hinkley Point B entro il 1 agosto e non ci sono stati segni di inversione di tendenza. Il governo tedesco è stato fermo nei suoi piani per eliminare l’energia nucleare, che sarà completata, se i tre impianti rimanenti verranno chiusi come previsto entro il 31 dicembre.
Di tutte le centrali sopra menzionate, le tre rimanenti tedesche sono le più probabili – e forse le più necessarie – ad ottenere una vita più lunga. La Germania potrebbe modificare il suo programma di eliminazione graduale per mantenere in funzione questi impianti poiché generano una quantità significativa di energia – oltre 1 GW ciascuno – e ridurrebbe notevolmente parte dello stress che vediamo arrivare alla rete elettrica questo inverno. Da notare che la Slovacchia entro fine 2022 intende iniziare a generare 471 MW con una nuova centrale nucleare, Mochovce 3.
LE ENERGIE RINNOVABILI
Data l’attuale linea di progetti in Europa, prevediamo che 40 GW di capacità rinnovabile aggiuntiva diventeranno operativi entro il secondo trimestre 2023. Considerando i 16 GW di nuova capacità rinnovabile aggiunti al mix energetico durante la prima metà del 2022, il totale installato di capacità in Europa potrebbe raggiungere i 522 GW entro il secondo trimestre 2023, coprendo il 22% della produzione totale di energia.
Nonostante gli attuali colli di bottiglia della catena di approvvigionamento e la crisi dei prezzi delle materie prime, entro i prossimi 12 mesi dovrebbero essere aggiunti alla rete 13,6 GW di capacità solare fotovoltaica e 15,5 GW di capacità eolica onshore. Francia, Germania, Spagna, Svezia e Regno Unito guideranno il ritmo di installazione, rappresentando il 67,5% di queste potenziali nuove capacità.
L’efficienza delle società di ingegneria eolica offshore, approvvigionamento e costruzione (EPC) sarà fondamentale per supportare la sostituzione del gas russo, poiché si prevede che diversi progetti su larga scala inizieranno le operazioni entro l’inizio del 2023, per un totale di 7,8 GW di capacità aggiuntiva. Tra questi progetti, l’impianto Hornsea Two (da 1,39 GW) nel Mare del Nord del Regno Unito dovrebbe essere messo in servizio entro la fine del 2022, come il più grande parco eolico offshore del mondo.
Nel frattempo, lo stoccaggio delle batterie sarà essenziale per ottenere il massimo dagli impianti rinnovabili, dati i problemi di intermittenza. Abbiamo identificato 2,4 GW di potenziali capacità di accumulo di batterie da aggiungere entro il secondo trimestre 2023, con strutture significative come il progetto Wilton International BESS (da 360 MW) in costruzione a Teesside, nel Regno Unito.
Queste potenziali nuove capacità potrebbero essere ulteriormente accresciute, se l’Europa riuscisse ad affrontare il suo principale ostacolo allo sviluppo delle energie rinnovabili, vale a dire i problemi di autorizzazione. Attraverso il piano d’azione RePowerEU, la Commissione Europea ha riconosciuto la pressante necessità di affrontare le strozzature nel processo di autorizzazione e ha già pubblicato una proposta legislativa per facilitare l’autorizzazione. Adottando politiche come il limite di un anno al tempo necessario per ottenere un permesso in aree dedicate, le rinnovabili potrebbero crescere più rapidamente e supportare la sostituzione del gas russo nel mix energetico.
La capacità dell’Europa di superare l’inverno dipenderà da quanto si potrà fare durante i mesi estivi per diminuire la domanda e aumentare sia le importazioni che la produzione interna. Tutte le opzioni sono sul tavolo e la Germania ha recentemente firmato un accordo ventennale per US LNG, il primo nel suo genere e notevole per la lunga durata dell’accordo.
La produzione interna, tuttavia, sarà il fattore cruciale. Tutti gli occhi saranno puntati sul Nord Stream 1 quando verrà riprogrammato per l’apertura, il 21 luglio. L’entità della sfida significa che l’Europa è già in una posizione in cui tutte le opzioni devono essere prese in considerazione per trovare ogni molecola di energia di riserva.
