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L’anno più difficile per l’industria energetica e petrolifera si è concluso, pur in una situazione caratterizzata dalla forte presenza del coronavirus in molti paesi ed in particolare in Europa, che si è trovata nella difficile condizione di dover adottare a gennaio nuove stringenti misure restrittive dell’attività di molti settori e della circolazione delle persone, con prezzi del petrolio in sensibile rialzo.
Il recupero dei prezzi, più che ad una forte ripresa della domanda, limitata alla sola Cina, è indubbiamente legato alla notizia della messa a punto di una serie di efficaci vaccini ed all’inizio delle vaccinazioni di massa negli Stati Uniti ed in Europa.
Nel 2020, a fronte di una caduta del consumo di energia del 5%, la domanda di petrolio ha registrato un crollo senza precedenti di circa l’8%, dai 98 milioni di barili al giorno (mb/g) del 2019 ai 90 mb/g di quest’anno. La domanda di gas naturale ha mostrato maggiore resilienza, con una contrazione del 3%.
Secondo l’AIE le diverse reazioni alla crisi delle fonti energetiche dipende dal loro impiego in diversi settori dell’economia.
Autorizzare l’attività di vendita dell’energia alle sole imprese che presentino adeguate caratteristiche di affidabilità verso il sistema a tutela dei clienti finali è la premessa che ha spinto il Legislatore, ormai quasi tre anni fa nel DL 124/17 (Legge concorrenza), a prevedere l’iscrizione ad un elenco venditori di energia elettrica quale futura condizione imprescindibile per lo svolgimento delle attività di vendita di tale commodity ai consumatori. Si assume che a regime tale albo sarà diretto sia alla vendita di energia elettrica che del gas, non giustificandosi diversi approcci e consapevoli che quello esistente oggi per il solo settore del gas abbia funzione essenzialmente anagrafica.
“If you are planning to enter the market, please send us information on your business model and when you are likely to enter. We don’t want our regulatory framework to get in the way of innovative products or business models unnecessarily. If the licence conditions are a constraint on your business model, please let us know. […] our derogations team can relieve a supplier of its obligation to comply with certain licence conditions if we are satisfied that an exemption is warranted in the circumstances.” (Entering the retail energy market: a guide, Ofgem 2016, p. 3)
Sono passati 1.169 giorni dall’entrata in vigore della norma della legge annuale sulla Concorrenza che prevedeva l’istituzione, entro 90 giorni, di un elenco di soggetti autorizzati alla vendita di energia elettrica. Non è facile identificare le ragioni per cui un tassello importante e ampiamente condiviso del quadro tracciato dalla legge 124/17 sull’energia (in cui rientra anche la fine dei prezzi tutelati) non abbia ancora visto la luce. Uno dei problemi è stato probabilmente voler chiedere allo strumento, pensato per dare “stabilità e certezza al mercato”, più di quanto esso possa dare.
Il disegno europeo di apertura dei mercati energetici, iniziato nel lontano 1996, in Italia sembrava essere giunto a compimento nel 2017 con la legge 124, l’unica legge annuale per la concorrenza mai approvata. Dopo un lungo confronto parlamentare, fu delineato un percorso che prevedeva come traguardo finale il superamento delle tutele di prezzo per i consumatori domestici e, nel caso dell’energia elettrica, anche per le PMI (queste ultime già da anni potevano contare sul mercato libero del gas naturale).
Dal 2013, Assogasliquidi/Federchimica rappresenta all’interno di Confindustria il settore del GNL in tutta la filiera del prodotto: dalle imprese titolari delle infrastrutture di approvvigionamento, a quelle che provvedono alla distribuzione, nonché alle aziende che forniscono apparecchiature, impianti e servizi di trasporto del prodotto.
Quando si parla di sottosuolo è necessario distinguere due ambiti: la produzione primaria di risorse in esso contenute, e il suo utilizzo in senso stretto. In ambito risorse, ci si riferisce a materie prime energetiche (in Italia, idrocarburi, fluidi geotermici) e materie prime non energetiche (acque dolci sotterranee, minerali metallici, industriali e strategici). In ambito utilizzo, concetto peraltro relativamente recente, ci si riferisce sia agli aspetti legati allo stoccaggio di fluidi (gas naturale, CO2, idrogeno, ma anche calore – TES, Thermal Energy Storage), sia alla pianificazione di opere nel sottosuolo destinate fondamentalmente al settore delle infrastrutture e dei trasporti.
Nei primi otto mesi del 2020, i prezzi medi del gas in Europa sono risultati inferiori di circa il 50% rispetto al pari periodo 2019. Al Ttf, l’hub olandese riferimento dell’Europa continentale, le medie mensili hanno visto un costante calo da inizio anno fino a fine maggio, passando da 11,2 €/MWh in gennaio a 4,6 €/MWh, dato minimo dall’avvio del mercato. Da allora, le quotazioni hanno imboccato una ripresa che si è fortemente accentuata nella seconda metà di agosto e ancora a inizio settembre, lasciando gli analisti a domandarsi se, dopo il “biennio nero” del gas iniziato a fine 2018, la dinamica sia destinata a proseguire.
In Sardegna l’estate 2020 sarà ricordata come un momento di svolta per quanto riguarda la tanto attesa metanizzazione del territorio, più volte promessa nei decenni passati ma mai realizzata, nonostante l’evidente necessità di nuove fonti di energia che avrebbero anche potuto contribuire a mitigare o rallentare il generale fenomeno della deindustrializzazione al quale l’isola non è rimasta estranea.
La Sardegna, infatti, era l’unica regione italiana non ancora raggiunta dal gas naturale. Questo fino al 3 agosto scorso, quando Medea, la società del Gruppo Italgas che opera nell’isola, ha messo in esercizio i primi 10 chilometri di rete cittadina ad Alghero.
