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Panorama Energetico Internazionale e sua Evoluzione

PANORAMA ENERGETICO INTERNAZIONALE E SUA EVOLUZIONE

Bernardino Billi, Sergio Ligasacchi

Un ringraziamento particolare a Sauro Pasini per il prezioso

supporto fornito nella preparazione del documento

.

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1 Pisa, 8 Aprile 2016



Quadro di Riferimento delle Fonti Primarie di Energia

Bernardino Billi



INTRODUZIONE


INTRODUZIONE 1

Il panorama energetico internazionale attraversa una fase di forte evoluzione e trasformazione, determinata dalla concomitanza di molteplici fattori economici e politici.

I principali fattori economici sono costituiti da:

• il dissesto finanziario avvenuto negli Stati Uniti nel 2008 che ha investito l'economia mondiale determinando una crisi recessiva non ancora del tutto superata; la crisi ha comportato tra l'altro un forte rallentamento dell'economia cinese;

• l’andamento ciclico del mercato delle materie prime che ha registrato una fase ascendente dopo l'inizio degli anni 2000 e, a valle del picco dei prezzi raggiunto nel 2011, ha iniziato una fase di discesa che ha coinvolto anche le materie prime energetiche a partire dagli ultimi mesi del 2014;

• il recente boom della produzione di petrolio e gas naturale da scisti negli USA, con il raggiungimento per il petrolio ed il gas dei livelli produttivi dei due maggiori produttori mondiali: rispettivamente l'Arabia Saudita e la Russia.



INTRODUZIONE 2

I principali fattori politici, in modo spesso sinergico con quelli economici, sono costituiti da:

• il tentativo in atto della Russia di tornare ad un ruolo di primo piano sullo scena politica mondiale;

• la diffusione del fenomeno terroristico in molti paesi medio orientali ed africani;

• il raggiungimento di un accordo internazionale sul 'nucleare' iraniano e la conseguente abolizione delle sanzioni degli Stati Uniti e dell'UE;

• l'intesa per un governo di unità nazionale raggiunto in Libia con il patrocinio dell'ONU;

• l'irrisolto problema israelo-palestinese, che continua ad alimentare l'instabilità nella regione medio orientale.

La Conferenza Internazionale di Parigi sui Cambiamenti Climatici costituisce un ulteriore importante fattore di evoluzione dello scenario energetico oltreché ambientale con un accordo che inciderà profondamente sul 'mix' delle fonti primarie di energia a livello mondiale, con la riduzione del consumo delle fonti fossili ed un impulso alla produzione di energia da fonti rinnovabili.



INTRODUZIONE 3

Per delineare compiutamente lo scenario energetico internazionale è necessario, a partire dai dati statistici di sintesi attuali del consumo mondiale di energia suddiviso per le diverse fonti, esaminare per le diverse materie prime energetiche i dati relativi alle riserve mondiali, alla produzione e al consumo complessivi e per i paesi maggiori produttori e consumatori.

In particolare, per il gas naturale:

• occorre esaminare i dati statistici di importazione ed esportazione, complessivi e con riferimento ai paesi maggiori importatori ed esportatori nonché alle quote di importazione ed esportazione via pipeline e via LNG;

• occorre delineare il quadro dei nuovi gasdotti, in costruzione ed in progetto,la cui realizzazione richiede grandi investimenti, complesse problematiche geopolitiche per l'attraversamento di più paesi nonché la necessità di contratti di fornitura a lungo termine.

Tutti i dati statistici in questione, relativi al 2014, sono stati tratti dalla pubblicazione annuale della British Petroleum 'BP Statistical Review Of World Energy-June 2015'.



INTRODUZIONE 4

Per formulare delle ipotesi sulla evoluzione del quadro energetico è necessario, alla luce dei risultati della Conferenza di Parigi, valutare le tendenze per le diverse fonti energetiche:

• per il gas naturale, per il quale è prevedibile un ruolo crescente in futuro, valutare le prospettive della sua produzione non convenzionale e lo sviluppo delle infrastrutture per il trasporto (pipeline ed LNG);

• per il petrolio, è necessario valutare le prospettive di sviluppo della produzione non convenzionale e stimare il ruolo futuro nel campo del trasporto, tenuto conto del potenziale di penetrazione elettrica nel settore della mobilità;

• per il carbone, occorre valutate le potenzialità della tecnologia di gassificazione e/o sequestrazione /stoccaggio della CO2 sotto il profilo ambientale ed economico.

• per il nucleare, stimare il suo contributo trattandosi di una tecnologia di produzione sostanzialmente 'carbon free‘;

• per le energie rinnovabili stimare le tendenze per i costi di produzione, valutando anche le prospettive di sviluppo dei sistemi di accumulo da associare alla produzione distribuita.




CONSUMO MONDIALE DI ENERGIA PER FONTI


CONSUMO MONDIALE DI ENERGIA PER FONTI 1


• il consumo mondiale di energia è aumentato dello 0,9% rispetto al 2013, con un rallentamento rispetto alla media di crescita del decennio 2004-2014 pari al 2,1%.




• nel decennio il petrolio continua ad essere la fonte primaria più utilizzata, con una incidenza del 32% circa, pur avendo ridotto la sua incidenza di 4,5 punti percentuali; il carbone ha per contro incrementato la sua presenza di 2,4 punti percentuali, fino al 30% circa, mentre il gas naturale è aumentato percentualmente dello 0,6% fino al 23,7%;

• le fonti fossili presentano nel 2014 una incidenza sul totale dell'85,7% contro un valore percentuale dell'87,2% nel 2004;

• -il nucleare ha ridotto nel decennio la sua quota di circa l'1,4% a seguito dell'incidente nucleare di Fukushima;

• -l'insieme delle rinnovabili ha avuto complessivamente uno sviluppo sensibile, con un incremento pari al 2.9%, passando dal 6,9% al 9,8%. Se si fa riferimento al biossido di carbonio immesso in atmosfera nello stesso periodo, occorre considerare che il consumo di energia totale è aumentato nel decennio del 22,5% e pertanto si può stimare un incremento delle emissioni di questo gas serra nel decennio di oltre il 20%.




In controtendenza in questo decennio i l consumo di energia nell'Unione Europea ed ancora più in Italia:

• nell'UE il consumo di energia presenta una riduzione dell'11,6% nel decennio e del 3,85% nell'Ultimo anno; la quota di energia mondiale consumata nell'UE è passata dal 17,3% al 12,5% in 10 anni;

• In Italia il consumo di energia presenta una riduzione del 19,6% in 10 anni e del 5,7% nell'ultimo anno; la quota di energia mondiale consumata in Italia è cosi passata dall'1,76% all'1,15%.

• Le cause di questo crollo vanno ricercate nei fattori seguenti:

• - la crisi economica iniziata nel 2008: infatti la contrazione si è verificata dopo l'inizio della crisi;

• la drastica contrazione degli investimenti pubblici e privati nello stesso periodo anche per la rigida politica di 'austerity' perseguita dall'Unione Europea;

• la forte espansione economica dei paesi emergenti proseguita nel decennio.




• nell'ambito dei maggiori paesi dell'UE il totale delle fonti rinnovabili, comprendente i biocombustibili, ammonta al 19,4% per la Spagna, al 18,9% per l'Italia, il 12,5% la Germania, il 9,7% per la Francia e l'8,0% per l'Inghilterra del totale;

• è interessante rilevare che l'incidenza delle fonti fossili nel 2014 che ammontava a livello mondiale all'85,7%, è del 74,5% per L'UE e dell'81,1% per l'Italia.




• molto interessante il confronto per le fonti rinnovabili tra le tre maggiori potenze economiche ed energivore mondiali: CINA, USA ed UE, che consumano il 53,3% (23,0%, 17,8% e 12,5% rispettivamente) dell'energia mondiale: l'UE supera del 3,41% la media mondiale, la Cina dello 0,16% mentre gli USA sono al disotto del 3,09%.

• i risultati conseguiti dall'UE sono frutto della generosa incentivazione di tali fonti; l’Italia si è distinta per il livello della incentivazione;

• il primato UE non ha prodotto risultati sotto il profilo ambientale globale visto che il differenziale rispetto al valore medio mondiale ha ridotto le emissioni complessive di CO2 nell'ordine dello 0,5% mentre le emissioni mondiali aumentavano di oltre il 20%; né si è risolto in un vantaggio tecnologico di rilievo: ad esempio, la top-ten delle imprese produttrici di pannelli fotovoltaici vede nelle prime 8 posizioni aziende dell'estremo oriente seguite da due aziende USA.



RISERVE PRODUZIONE CONSUMO DI PETROLIO

NEL 2014


RISERVE PRODUZIONE CONSUMO DI PETROLIO NEL 2014 1


• le riserve di petrolio siano aumentate notevolmente dopo un decennio di produzione /consumo crescenti; questo è stato determinato dallo sviluppo delle attività di ricerca e coltivazione ('shale oil' e campi petroliferi ad elevata profondità).

• il rapporto Riserve/Produzione (R/P) alla fine del 2014 era pari a 52,5; il rapporto è stato calcolato utilizzando i dati relativi alle riserve accertate e alla produzione espressi in barili.




• questi 10 paesi detengono ben l'85,1 % delle riserve mondiali di petrolio; • considerando i paesi con le maggiori riserve di petrolio, il Venezuela, la Libia, l'Iran, l'Iraq

ed il Canada presentano un rapporto R/P superiore a 100; il Kuwait. gli Emirati Arabi Uniti e l'Arabia Saudita hanno un rapporto R/P superiore alla media mondiale, pari a 52,5, mentre la Russia ha un rapporto R/P pari a 26 e gli Stati Uniti un rapporto R/P pari soltanto a 11.




• dai primi 10 paesi produttori proviene il 66,6% della produzione mondiale, alla quale l'Italia contribuisce con lo 0,1% circa;

• l'elevata produzione degli Stati uniti, dà ragione di un rapporto R/P particolarmente basso evidenziato nella tabella 3.3;

• i primi 10 paesi consumatori totalizzano il 59,2% del consumo mondiale. L'Italia consuma l'1,3% del totale;




• le aree di maggiore produzione non coincidono con quelle di maggiore consumo con la necessità di infrastrutture di movimentazione delle materie prime energetiche, a grandi distanze;

• le maggiori movimentazioni di import/export riguardano in particolare il Medio Oriente e l'Asia/Pacifico, con rilevanti movimenti commerciali tra aree geografiche ed all'interno delle stesse.

• gli scambi commerciali di petrolio e di prodotti di raffineria hanno riguardato ben 2/3 del consumo mondiale di petrolio; a sua volta nell'abito degli scambi commerciali 2/3 erano costituiti da petrolio ed 1/3 da prodotti di raffineria.




Commento alla Figura n° 3.3 – Andamento del prezzo del petrolio nel tempo L'andamento a moneta costante dall'inizio del ventesimo secolo evidenzia che:

• il costo del petrolio non ha mostrato una grande variabilità fino all'inizio degli anni '70;

• il primo grande incremento del prezzo del petrolio si è verificato negli anni dal '73 al '78, nel periodo del cosiddetto 'shock' petrolifero, in una fase di espansione dell'economia mondiale con un aumento di circa un fattore 10;

• dopo la discesa dei prezzi negli anni '80 e '90 si è verificato un nuovo balzo all'insù di un fattore 3 negli anni dal 2003 al 2008, sempre con l'economia mondiale in forte espansione (in particolare della Cina);

• dopo una prima flessione del prezzo del petrolio avvenuta nel 2009, è iniziato un periodo di ripiegamento del prezzo alla fine del 2011 (che ha coinvolto tutte le materie prime), che si è accentuato nel corso del 2015, passando da oltre 100 a circa 30 $ al barile.



RISERVE, PRODUZIONE CONSUMO DI GAS

NATURALE NEL 2014


RISERVE, PRODUZIONE E CONSUMO DI GAS NATURALE NEL 2014 1


Per il gas naturale, come per il petrolio, le attività di ricerca di nuovi giacimenti hanno portato ad un incremento delle riserve accertate. Il rapporto Riserve/Produzione alla fine del 2014 era pari al 54,1.




Tutti i Paesi presentano un rapporto R/P uguale o superiore alla media mondiale, pari a 54,1, tranne gli Stati Uniti che hanno un R/P nettamente inferiore (13,4).




• nel 2014gli Stati Uniti hanno sorpassato la Russia nella produzione di gas per l'apporto dello 'shale gas';

• i 10 maggiori produttori totalizzano il 67,5% della produzione mondiale;

• i 10 maggiori consumatori assorbono il 61,1%del consumo mondiale.

Per il gas naturale valgono ancora di più le osservazioni fatte per il petrolio, per il quale in particolare sono necessarie grandi infrastrutture per il trasporto, a distanze anche intercontinentali fino a ca. 4000 km, con complesse problematiche geopolitiche relative ai paesi da attraversare, o in impianti di liquefazione (LNG) e rigassificazione ed il trasporto con navi metaniere




Commenti alla Figura n° 4.2 – Principali movimenti commerciali del gas, anno 2014

• -l'import/export ha riguardato circa un terzo del gas naturale totale consumato nel 2014; due terzi della movimentazione è avvenuta attraverso i gasdotti mentre un terzo via LNG;

• -per la complessità dei problemi geopolitici ed l'elevato costo delle infrastrutture fa si che soltanto 1/3 del gas naturale consumato è attualmente oggetto di scambi commerciali contro i 2/3 nel caso del petrolio;

• -i maggiori paesi esportatori via gasdotto sono stati Russia, Norvegia, Canada, Olanda e Stati Uniti e via LNG il Qatar; i maggiori paesi importatori via gasdotto sono stati la Germania, gli Stati Uniti, l'Italia ed il Regno Unito mentre via LNG il Giappone ed la Corea del Sud;

L'Italia ha prodotto lo 0,2% (destinato allo stoccaggio/riserva) ed ha consumato l'1,7% del totale mondiale, proveniente per il 91% via gasdotto (Russia 45%, più Olanda, Algeria Libia, Norvegia) e il 9% circa via LNG (Qatar, quasi esclusivamente).




• il prezzo del gas via gasdotto è aumentato di un fattore 2 negli ultimi 10 anni.

• il prezzo del dell'LNG è al 2014 superiore di circa un fattore 2 a quello da gasdotto ed è dell'ordine di quello del petrolio, con riferimento all'LNG importato dal Giappone; Il gas da gasdotto costa attualmente circa la metà rispetto al petrolio.



RISERVE, PRODUZIONE CONSUMO DI CARBONE

NEL 2014


RISERVE PRODUZIONE E CONSUMO DI CARBONE NEL 2014 1


• nell'ultimo anno l'incremento del consumo di carbone è stato soltanto dello 0,4%, contro un incremento medio annuo nell'ultimo decennio pari al 2,9%.

• il rapporto Riserve/Produzione era pari a 110 alla fine del 2014. Tale rapporto si è sensibilmente ridotto negli ultimi 10 anni non soltanto per il persistere di elevati consumi ma anche per l'elevato costo di coltivazione di molti giacimenti.

(NOTA: L'equivalenza tra tonnellata di carbone e TOE (tonnellata di olio equivalente) varia al variare della natura e delle caratteristiche del carbone. 1TOE equivale a 1,5-3.0 tonnellate di carbone, passando dalla antracite alla lignite con un valore medio di poco superiore a 2.)


RISERVE, PRODUZIONE E CONSUMO DI CARBONE NEL 2014 2


Le riserve sono concentrate in America Settentrionale, Europa/Eurasia ed in Asia /Pacifico, mentre la produzione ed il consumo sono concentrate in Asia/Pacifico ed in particolare in Cina.




• viene riportata la distribuzione delle riserve ed il rapporto R/P per area geografica. Le aree geografiche con il maggiore rapporto R/P sono l'America Settentrionale, l'Europa ed Eurasia.




• -questi paesi possiedono ben il 91% delle riserve mondiali di carbone.

• -i paesi con un rapporto R/P superiore alla media mondiale, pari a 110, sono Stati Uniti, Russia, Australia, Ucraina, Kazakistan e Sud Africa.




• i maggiori 10 paesi produttori totalizzano il 94,7% del totale mentre i maggiori 10 paesi consumatori totalizzano l'88,3% del totale. L'Italia non produce carbone e ne consuma lo 0,9% del totale mondiale;

• i prezzi del carbone sono diminuiti del 30-40% negli ultimi 3 anni ed attualmente sono compresi mediamente tra i 75 (in Europa) e i 98 $ (in Giappone) per tonnellata;

Si fa rilevare che il prezzo del carbone è pari attualmente a 112-147 $/TOE mentre una tonnellata di petrolio, ad un prezzo di 50$ al barile, costa 366$; e quindi, a parità di contenuto calorico, il carbone costa dal 30% al 40% circa del prezzo del petrolio.



GRANDI INFRASTRUTTURE PER IL TRASPORTO DEL GAS NATURALE

NUOVI PROGETTI


GRANDI INFRASTRUTTURE PER IL TRASPORTO DEL GAS NATURALE - NUOVI PROGETTI 1


Come accennato il trasporto del gas naturale richiede infrastrutture importanti e costose la cui realizzazione comporta spesso la soluzione di rilevanti problematiche geopolitiche. Tali infrastrutture consistono di:

• gasdotti transnazionali talvolta di lunghezza dell'ordine di migliaia di km (ad esempio i gasdotti che collegano la Russia all'Ue arrivano a 3000 km di lunghezza);

• Impianti di liquefazione di GN, navi metaniere per il trasporto dell'LNG (naturalmente refrigerate) ed impianti di rigassificazione, spesso integrati con il sistema dei gasdotti.

Lo sviluppo di queste infrastrutture è particolarmente importante dopo la conclusione della Conferenza ONU sui Cambiamenti Climatici poiché il rispetto degli obbiettivi della Conferenza comporterà verosimilmente nel breve /medio termine un ruolo crescente del gas naturale nel 'mix' mondiale dei combustibili fossili e più in generale delle fonti di energia primarie.




(continua)

Dopo l'abbandono del progetto 'Nabucco' dall'Azerbaijan/Iran all'Austria attraverso la Turchia nel 2012 e l'annullamento del progetto 'South Stream' (gasdotto dalla Russia all'Europa attraverso il Mar Nero e la Bulgaria) nel 2014 sono stati messi allo studio nuovi gasdotti.

Di seguito si riporta un quadro sintetico dei nuovi progetti in fase di studio e/o realizzazione in campo internazionale, sulla base di informazioni tratte dalla stampa specializzata con particolare riferimento a 'Natural Gas Europe' e 'Natural Gas Europe Caspian Newsletter'.


GRANDI INFRASTRUTTURE PER IL TRASPORTO DEL GAS NATURALE-NUOVI PROGETTI 2


Progetto NORD STREAM 2

Nel settembre scorso è stato deciso il raddoppio del gasdotto attraverso il mar baltico che collega la Russia alla Germania, passando da 2 a 4 linee sottomarine, sulla base di un accordo tra Gazprom ed alcune grandi aziende europee (E-ON e Anglo Dutch Shell).

Il progetto per la sua valenza strategica consentirà una maggiore sicurezza delle forniture di gas naturale all'EU oltre al superamento delle 'strozzatura' costituita dall'Ucraina, conseguente alle turbolenze dei rapporti russo-ucraini, che pesa particolarmente sulla Germania.

Il progetto, sponsorizzato dalla Russia e dalla Germania, che ha sollevato le proteste di alcuni paesi UE dell'est europeo che temono di essere 'bypassati' e dell'Italia, si ritiene che verrà sicuramente realizzato ma richiederà il raggiungimento di un accordo politico in ambito UE nel rispetto dei principi dell'Unione con particolare riferimento a quello della sicurezza energetica.


GRANDI INFRASTRUTTURE PER IL TRASPORTO DEL GAS NATURALE-NUOVI PROGETTI 2


Progetto NORD STREAM 2 (continua)

Si ritiene che un possibile compromesso tra le diverse esigenze sia da ricercare attraverso una trattativa tra UE e Russia e possa essere realizzato sulla base dei punti seguenti:

• il progetto deve essere un progetto Russia-UE e non Russia-Germania;

• il gasdotto dovrà essere gestito da un operatore 'terzo';

• dovrà essere consentito l'accesso ad altri fornitori russi o di altri paesi (come Turkmenistan e Kazachistan);

• deve essere mantenuto in servizio l'attuale gasdotto attraverso l'Ucraina e le relative forniture all'Ucraina e ad altri paesi dell'est europeo e dei Balcani;

• l'Ue dovrà garantire un prelievo minimo di gas naturale russo.

Si noti come in questa situazione la Polonia, per aumentare la sua sicurezza energetica, ha completato a fine 2015 il suo primo terminal per la ricezione e la rigassificazione di LNG.



La Russia fornisce attualmente il 55% del gas naturale consumato dalla Turchia che presenta un fabbisogno di gas in rapida crescita. Il progetto Turkish Stream, che prevede un gasdotto sotto il mar Nero collegando la Russia alla Turchia, annunciato nel 2014, non è stato ancora del tutto definito. I contrasti geopolitici tra la Russia e la Turchia connessi alla 'guerra' al terrorismo in Siria ed il recente abbattimento di un aereo russo da parte della Turchia hanno portato al momento al blocco del progetto. Ove si riducessero le attuali tensioni tra Russia e Turchia questo progetto potrebbe essere rilanciato.

La Turchia sta cercando nelle more dei potenziali fornitori alternativi alla Russia, quali l'Azerbaijan, Kurdistan, Qatar, Cipro ed Israele ma nessun progetto alternativo è stato ancora ipotizzato.

In particolare la fornitura di gas da parte di Cipro ed Israele, dai campi metaniferi 'Afrodite' e 'Leviatano', comporterebbe la costruzione di un gasdotto attraverso il territorio greco-cipriota e quindi la sua realizzazione richiederebbe la soluzione dell'annoso conflitto tra Grecia e Turchia relativo a Cipro.

Per la eventuale fornitura di gas da parte dell'Azerbaijan vedere di seguito il progetto del gasdotto 'Southern Corridor'.





Progetto SOUTHERN CORRIDOR Questo progetto prevede il collegamento con un gasdotto tra Azerbaijan e Turchia attraverso la Georgia, con prolungamento verso l'Italia attraverso la Grecia e l'Albania. Il progetto si articola in 3 pipelines:

• SCP (South Caucasus Pipeline), tra Azerbaijan e Georgia;

• TANAP (Trans Anatolian Pipeline) attraverso la Turchia;

• TAP (Trans Adriatic Pipeline) per raggiungere l'Italia attraversando la Grecia e l'Albania.

Il progetto prevede una portata annua limitata a 16 bcm (miliardi di metri cubi), 10 destinati all'Italia e 6 alla Turchia. Il TAP è un 'progetto europeo di interesse comune' in quanto consentirebbe di aumentare la sicurezza energetica dell'Unione Europea; la sua costruzione è iniziata nel 2015.

Alla realizzazione del Southern Corridor è interessato anche l'Iran, che potrebbe in futuro utilizzare anche questa infrastruttura per raggiungere l'Europa con il proprio gas naturale.



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ALTRI PROGETTI di gasdotti Vengono di seguito menzionati altri progetti di grande interesse a livello internazionale che non interessano direttamente l'Unione Europea.

-Progetto ALTAI

E' una pipeline che collega i campi metaniferi della Siberia occidentale con la Cina occidentale attraverso i monti Altai; il progetto dovrebbe essere definito operativamente entro il 2016, diventare operativo entro il 2018 con un contratto di fornitura trentennale (2018-2048) ma potrebbe subire slittamenti per il rallentamento dell'economia cinese.

Con questo progetto la Russia, attualmente fornitore del tutto marginale della Cina, diventerebbe il primo fornitore di gas naturale superando il Turkmenistan attualmente di gran lunga il primo fornitore con il 36% circa del consumo cinese.

-Progetto TAPI

La costruzione del gasdotto TAPI (Turkmenistan-Afganistan-Pakistan-India), lungo 1680 km, è iniziata nel dicembre 2015 e vede l'interesse al progetto anche del Bangladesh.

-Gasdotti Asia Centrale-Cina

Nel novembre del 2015 è stata inaugurata la terza linea del gasdotto Kazakistan-Cina mentre è allo studio anche un gasdotto tra Kirghisistan e Cina.




Progetti LNG

Sono in fase di costruzione o di progetto diversi impianti Per la produzione di LNG, che rivestono una rilevante importanza consentendo di diversificare le fonti di approvvigionamento oltre che di aumentare la sicurezza e l'economia delle forniture di gas naturale. Si citano sinteticamente i seguenti:

-Impianto LNG YAMAL

E' stato raggiunto recentemente tra Russia e Cina un accordo per la costruzione a Yamal di un impianto da parte di Novatek per produrre LNG destinato prevalentemente alla Cina. Contatti sono in corso anche tra la Russia e il Giappone per la fornitura di gas naturale liquefatto.

-Impianti LNG in USA (Texas e Louisiana)

Sono in costruzione negli USA due grandi impianti di liquefazione del gas naturale in Texas (5 linee) e Louisiana (6 linee) che entreranno in funzione a partire dal 2016 nel decennio 2016-25. Il numero delle linee che verranno effettivamente realizzate dipenderà dalla quantità di gas naturale che verrà contrattualizzata mediante accordi commerciali a lungo termine.




IPOTESI DI NUOVI PROGETTI

-Ipotesi di un impianto LNG ENI in Egitto

Il gas naturale del campo metanifero di Zohr scoperto dall'ENI nel 2015 nelle acque territoriali egiziane, di grandissima potenzialità , oltre a soddisfare il consumo interno egiziano a partire dal 2018, potrebbe essere esportato previa liquefazione a partire dal 2022. In questo eventuale impianto di produzione di LNG potrebbe confluire il gas naturale proveniente da altri campi.

In particolare in questo impianto potrebbe essere trattato anche il gas naturale proveniente dai campi metaniferi sottomarini di Israele e Cipro se lo sviluppo delle relazioni politiche tra Israele ed Egitto lo consentiranno.




IPOTESI DI NUOVI PROGETTI (continua)

-Ipotesi su nuovi progetti relativi al gas naturale in Iran

Dopo il superamento delle sanzioni internazionali successive all'accordo sul 'nucleare' iraniano', l'Iran tornerà sicuramente da protagonista tra i paesi esportatori sia di petrolio che di gas naturale del quale possiede le maggiori riserve a livello mondiale (pari al 18,2% del totale).

L’ esportazione potrebbe avvenire naturalmente sia attraverso gasdotti che via LNG; in numerose recenti prese di posizione delle autorità iraniane in proposito emerge l'orientamento a puntare con priorità nella direzione di infrastrutture per l'export via LNG.

L'Iran importa attualmente parte del gas naturale che consuma dal Turkmenistan ma la produzione domestica di gas naturale è in rapida crescita e supererà rapidamente il proprio consumo interno raggiungendo 1,0 bcm/giorno nel 2018 e 1,3 bcm/giorno nel 2025 (bcm: miliardo di metri cubi).



Fonti Fossili: Problematiche e prospettive: Petrolio

Sergio Ligasacchi


Petrolio 1

Da qualche tempo stiamo vivendo un periodo di turbolenza sui mercati delle materie prime energetiche. Queste turbolenze e fluttuazioni sono dovute a una concomitanza di fattori.

La grande crisi economica, scatenata dalla crisi finanziaria del 2008. La crisi si sta espandendo anche nei Paesi in via di sviluppo che fino ad ora erano relativamente immuni, come il Brasile e la Cina.

L’inversione del Ciclo delle Materie prime, iniziato nel 2011 come conseguenza del rallentamento dell’economia globale. I prezzi delle materie prime (comprese quelle energetiche) in generale hanno iniziato a diminuire ed attualmente si sono ridotti di oltre la metà.

Il boom della produzione di petrolio da scisti negli USA con lo sviluppo della tecnica della fratturazione idraulica (Fracking). Ciò ha assicurato agli Stati Uniti l'indipendenza energetica ma ha causato una ulteriore sovrapproduzione mondiale di petrolio.



Petrolio 2


Il FRACKING è una nuova tecnica che consente di estrarre il petrolio dagli scisti a bassissima porosità, (shale-oil) mediante fatturazione delle rocce con acqua o gas ad alta pressione. Nelle fratture vengono iniettate sostanze solide adatte a mantenere aperte le fessure; il tutto viene portato in superficie e il petrolio viene separato dalle acque reflue e dalle sostanze impiegate. Il metodo ha un impatto ambientale importante, a causa del massiccio utilizzo di acqua e di sostanze che possono inquinare le falde acquifere superficiali.


Petrolio 3

A differenza del metodo tradizionale non è però necessario spendere somme enormi per la messa in produzione di un giacimento petrolifero: il singolo pozzo ha però una durata operativa breve, perché la sua produzione decade rapidamente: dopo un anno la produzione è dimezzata, e dopo 5 anni può ridursi anche più dell’80%. Per mantenere una data produzione è quindi necessario perforare continuamente nuovi pozzi.

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Petrolio 4


Nel 2008 la produzione mondiale di petrolio oscillava intorno ai 74 milioni di barili al giorno, di cui circa 33 prodotti dall’OPEC.

Dopo un primo crollo dovuto al calo della domanda, il prezzo del barile è di nuovo risalito a marzo del 2012 sopra 125$, grazie al rallentamento della produzione deciso dall’OPEC.


Petrolio 5

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Con l’inizio di questo decennio, in corrispondenza di prezzi alti, i produttori americani decisero di investire pesantemente nella produzione di petrolio da shale, soprattutto in Texas e in Nord Dakota, portando la produzione da 5,5 milioni di barili al giorno a 8,7 nel giugno 2014.


Petrolio 6


L’eccesso di offerta fece cadere il prezzo del barile da 150$ a 50$ al barile nel giro di pochi mesi.

Nel novembre del 2014, nel tentativo di mantenere la propria quota di mercato e il potere di fissare il prezzo, l’Arabia Saudita decise di non limitare più la produzione .


Petrolio 7

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Alla fine di novembre 2015 il prezzo del barile era sceso sotto 40$/bbl. Alla lunga questo prezzo è impossibile da sostenere, poiché i pozzi sono al momento redditizi con un costo medio del barile intorno a 60 dollari. I “break-even point” (punto di pareggio) dei vari giacimenti, sono infatti compresi fra:

A questo punto la perforazione di nuovi pozzi di shale-oil è diminuita drasticamente e la sua produzione ha iniziato a calare.

Figura n° 6.2 – Andamento della produzione USA di petrolio (nov.’14-ottobre’15)

-Bakken formation N. Dakota $40/bbl; - McKenzie County $28/bbl; - Divide County $85/bbl.


Petrolio 8


Costi nominali di produzione del petrolio nel mondo (Forbes : U.S. Winning Oil War Against Saudi Arabia)

Saudi Arabia …………………………………….. $21/bbl Middle East …………………………………….. $24/bbl Russia …………………………………….. $26/bbl Mexico …………………………………….. $42/bbl S.America/Europe/Eurasia/Afr. …………….. $56/bbl North America …………………………………….. $60/bbl Gulf Deep Water ..………………………………….. $70/bbl Canada tar sands …….…………………………….. $82/bbl Other unconventionals ………………………….. $100/bbl


Petrolio 9


C'è molto più petrolio nel resto del mondo di quel che c'è in Medio Oriente, la maggior parte del quale di tipo non convenzionale, più costoso da produrre, ma non sufficiente da evitare che entri nel mercato. In effetti, abbiamo così tanto petrolio nel mondo, che non si esaurirà in nessun momento nelle prossime centinaia di anni. I valori delle riserve accertate (scuri) e recuperabili (trasparenti) indicati per ogni regione, con una singola barra chiara color lavanda per le riserve non convenzionali, sono espressi in miliardi di barili. Fonte: Dr. Bill Kovarik, Radford University.


Petrolio 10


Conclusioni: • C’è così tanto petrolio nel mondo che da assicurarne la fornitura per

ancora qualche centinaio di anni.

• l’OPEC ha perso il potere di regolare il prezzo del petrolio come in passato, per cui esso resterà basso per parecchi anni.

• Questo scenario, positivo per l’Economia può risultare negativo nei confronti degli impegni presi a Parigi per la limitazione delle emissioni di CO2, poiché rende meno conveniente lo sviluppo e l’applicazione di tecnologie “carbon free”.



Fonti Fossili: Problematiche e prospettive: Carbone

Sergio Ligasacchi


Carbone 1


Il carbone è una fonte energetica esistente in grande quantità, distribuita nel mondo praticamente in tutte le aree geografiche ed in grado di sostenere la domanda per oltre un secolo. Il suo utilizzo come fonte energetica è secondo solo al petrolio ed ha un costo, a pari potere calorifico, molto più basso.

Purtroppo è un combustibile ad alto impatto ambientale poiché durante la combustione produce circa 1,8 volte più CO2 rispetto al gas naturale, quasi raddoppiando il suo contributo all’effetto serra.

Così come il petrolio e il gas, anche il carbone ha subito un crollo dei prezzi sul mercato globale, toccando valori che non si erano mai raggiunti dall’inizio della recessione, spuntando valori compresi fra 51 e 58 $/t per il carbone termico destinato alle centrali termoelettriche e di 89 $/t per il carbone metallurgico.


Carbone 2


Le cause principali sono state:

• La diminuzione della domanda mondiale a causa del protrarsi della crisi, soprattutto in Asia, principale zona geografica di importazione di carbone;

• Lo sfruttamento dello shale-gas (gas da scisti) negli Stati Uniti, che ha spiazzato grandi quantità di carbone, che poi sono state dirottate verso l’Europa inondando di prodotto un mercato già saturo;

• La decisione della compagnie minerarie di non diminuire drasticamente l’estrazione del carbone perché aiutate dai sussidi pubblici e dalla svalutazione delle monete locali sul dollaro;

• Il cambio della politica cinese al riguardo della qualità del carbone da importare ed utilizzare, in modo da diminuire l’inquinamento da polveri e ossidi di zolfo.


Carbone 3


Riguardo alla Cina, a partire dallo scorso 1 luglio 2015 sia il carbone importato che quello prodotto internamente devono rispondere a criteri di qualità superiori a quelli precedentemente in vigore, che richiedevano un contenuto di zolfo inferiore al 3% e di ceneri minore del 40%.

• A risentire maggiormente delle restrizioni sono state l'Indonesia, che ha assistito a un crollo del 47% del carbone esportato in Cina su base annua nei primi tre mesi dell'anno, ai livelli più bassi dal 2011, e l'Australia, che a maggio ha segnato un calo delle esportazioni nel gigante asiatico del 37,6% rispetto allo stesso periodo del 2014, a 4,89 milioni di tonnellate.

• Anche su base locale, il consumo di carbone è in caduta. Entro il 2020, Pechino dirà addio ai riscaldamenti a carbone in tutta l'area metropolitana: il combustibile fossile, secondo il piano per il periodo 2015-2020 compilato dalla National Energy Administration, l'ente regolatore dell'energia cinese, sarà sostituito dal gas naturale e dalle rinnovabili.


Carbone 4


• Per quanto riguarda il problema delle elevate emissioni di CO2 rispetto agli altri combustibili fossili, la cattura dell’anidride carbonica e il suo stoccaggio vengono considerate da decenni come una delle opzioni più promettenti per ridurre l’effetto serra.

•Questo tema è stato oggetto dello Special Report dell’IPCC dedicato al Carbon Dioxide Capture and Storage (CCS).


Carbone 5


Figura 7.1. Possibili sistemi CCS e metodi di stoccaggio


Carbone 6


I metodi di stoccaggio della CO2 in formazioni geologiche profonde sono:

• Iniezione in giacimenti di petrolio e gas esauriti;

• uso di CO2 in sistemi avanzati per il recupero di petrolio e gas;

• iniezione in formazioni saline profonde;

• uso di CO2 per il recupero migliorato di metano da vene carbonifere.

L’ipotesi dello stoccaggio della CO2 nell’oceano (con vari metodi e a varie profondità) ha perso ultimamente molto “appeal”, perché l’immissione di CO2 cambia la chimica dell’oceano, aumentandone l’acidità e mettendo a rischio interi ecosistemi, dal plancton, ai coralli, ai bivalve con ripercussioni molto pericolose sull’intera catena alimentare.


Carbone 7


• La richiesta di energia per far funzionare i sistemi CCS aumenta i consumi di combustibile, e quindi le emissioni di CO2, per unità di energia netta prodotta.

• Per determinare le riduzioni di CO2 che possano essere attribuite al CCS è necessario comparare le emissioni di CO2 per kWh dell’impianto con cattura a quello dell’impianto di riferimento senza cattura.

• La differenza viene chiamata “emissioni evitate” (vedi grafico).


Carbone 8


• Nella tabella 7.1 i costi dei componenti di sistemi CCS sono combinati per evidenziare i costi totali della Coal Carbon Sequestration e della generazione di elettricità per tre sistemi energetici (Impianto a polverino di carbone, Ciclo combinato a gas naturale, Ciclo combinato integrato a gassificazione del carbone) con e senza impianto CCS, con condotti di trasporto e due opzioni per lo stoccaggio geologico.

• Considerando anche i costi di stoccaggio geologico, l’aumento percentuale di costo dell’energia prodotta netta è compreso fra 43%-91% per l’impianto a carbone polverizzato, 37%-85% per il Ciclo combinato a gas naturale, 21%-78% per l’impianto IGCC.

• I costi di mitigazione espresso in dollari per tonnellata di carbonio evitato (US$/tC evitato) sono compresi fra 110$-270$ per l’impianto a carbone polverizzato, 140$-330$ per il Ciclo combinato a gas naturale e 51$-200$ per l’impianto IGCC a carbone.


Carbone 9


Figura n° 7.1.- Possibili sistemi CCS (fonte: IPCC) Special Report


Carbone 10


Conclusioni:

• Il consumo di carbone non verrà completamente soppiantato da altre fonti fossili come il gas metano, ma certamente declinerà, specialmente nelle aree urbane dei Paesi in via di sviluppo, quali Cina e India.

• A meno di casi particolari, i sistemi CCS non hanno attualmente molte possibilità di essere implementati, essendo più costosi di quelli tradizionali e dovendo competere con una crescente competitività delle rinnovabili.

• Inoltre anche lo stoccaggio della CO2 prodotta non è economico rispetto ad altre fonti (giacimenti di CO2) e non è sicuro nel tempo.


Bibliografia


La maggior parte delle informazioni utilizzate per la stesura di questo rapporto proviene dalle seguenti fonti: 1) Materie prime, geopolitica di un crollo. Leonardo Maugeri, la Repubblica, 5

ott. 2015 2) The shale oil boom: a U.S. phenomenon. Leonardo Maugeri, Harvard

Kennedy School, Belter Center for Science and International Affairs. June 2013

3) The NY Times: How the U.S. and OPEC drive oil prices. Sept. 30, 2015 4) U.S. winning Oil War against Saudi Arabia. James Conca, Forbes/ Energy

Jul. 22/2 5) Il crollo del carbone aggrava la crisi del settore minerario. Sissi Bellomo, La

Repubblica, 16 sett. 2015 6) AGIChinaEnergy, 29 giugno 2015 7) IPCC Special Report – Carbon Dioxide Capture and Storage 8) IPCC 2014



L’energia nucleare


STATO DELL’ENERGIA NUCLEARE



LO SVILUPPO PREVISTO


Nuclear energy accounts for about 10 percent of all the world’s electricity today. … nuclear will see strong gains in coming decades. We expect the demand for nuclear energy to more than double from 2014 to 2040, with China accounting for nearly half this growth. (The Outlook for Energy: A View to 2040, ExxonMobil)

Reattori nucleari in costruzione al mondo (fine 2015)

Oggi ci sono 67 nuovi reattori in fase più o meno avanzata di costruzione, con la Cina che ne conta 24 (il 36%).


LO SVILUPPO PREVISTO




Le energie rinnovabili


IL POTENZIALE DELLE ENERGIE RINNOVABILI



IL PESO DELLE ENERGIE RINNOVABILI (2014)


Energia primaria Generazione elettrica

2.5%

6%


IL TASSO DI CRESCITA (2014)



LE RINNOVABILI NELLA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA



CONTRIBUTO DELLE DIVERSE FONTI (2014)



CAPACITÀ GLOBALE INSTALLATA (2014)


Su una capacità globale installata pari a 5250 GW (dato 2013) le rinnovabili contribuiscono a fine 2014 per 657 GW, ripartiti per area geografica come mostrato in figura

Rinnovabili: capacità installata nel mondo (2014)


GLI INVESTIMENTI NELLE ENERGIE RINNOVABILI


Data source: Bloomberg

Investimenti globali e per tecnologia nel settore delle rinnovabili nel 2015 (in $bn)

Valore record di $ 329.3 billion (+4% sul 2014), maggior capacità installata negli ultimi anni

Ruolo trainante della Cina ($bn 110.5, +17% rispetto a 2014), poi Sud Africa, Cile e Messico

Capacità globale installata +30% rispetto al 2014 (64 GW di eolico e 57 di PV), nonostante i prezzi bassi di olio e gas, la debolezza ancora esistente dell’EU ed il rafforzamento del dollaro


I COSTI DELLE ENERGIE RINNOVABILI


Evoluzione costo moduli fotovoltaici in funzione della capacità installata

Curva di apprendimento per eolico e fotovoltaico (BP Technology Outlook 2015)

Gli importanti investimenti in nuova capacità installata hanno permesso di ridurre sensibilmente il costo livellato di generazione elettrica delle tecnologie rinnovabili, innescando un ciclo virtuoso, trend destinato a continuare in quanto, anche se alcune rinnovabili sono già tecnologie mature, non lo sono ancora dal punto i vista dei costi di produzione.


IL COSTO DELL’ENERGIA PRODOTTO DALLE RINNOVABILI


Le tecnologie rinnovabili, visti i costi di installazione e le prestazioni attuali, sono oggi la scelta più economica per l’elettrificazione in condizioni di off-grid e lo sono anche per sistemi collegati alla rete, in aree con elevata disponibilità di risorse rinnovabili.

In diverse aree geografiche il costo delle rinnovabili su grande scala per produrre energia elettrica è già competitivo con i costi della generazione fossile convenzionale.


IL COSTO DELL’ENERGIA PRODOTTO DALLE RINNOVABILI


Alcuni dati puntuali:

Sono oggi realizzati impianti fotovoltaici con un LCOE di circa 80 $/MWh. Nel novembre del 2014 una gara a Dubai per un impianto fotovoltaico da 200 MW è stata vinta da una società locale (ACWA, Arabia Saudita) con un contratto pluriennale che prevede un prezzo d’acquisto dell’elettricità di appena 58.5 $/MWh (il secondo classificato, spagnolo, ha offerto 61.3 $/MWh).

Il valore medo di LCOE per impianti residenziali raggiunge oggi i 140 $/MWh negli USA. A gennaio 2016 l’ente regolatorio tedesco (BNA) ha annunciato che il valore contrattuale della prossima gara per installazioni fotovoltaiche a terra sarà di 80 $/MWh, contro i 91 €/MWh di aprile 2015 e gli 85 €/MWh di settembre 2015 (su 200 MW messi a gara, sono state ricevute offerte per 562 MW).

Nel 2013-2014 il valore medio di LCOE per impianti eolici on-shore si è attestato sui 60-70 €/MWh in Europa, Nord America ed Eurasia, con minimi di 40-50 $MWh in aree con risorsa elevata e bassi costi infrastrutturali (Texas, ad esempio).

Warning:

Costi puntuali in zone ad elevata presenza di fonte rinnovabile


COSTO MEDIO DI PRODUZIONE ELETTRICA NEGLI USA


Le rinnovabili sono competitive in zone ad elevata presenza di fonte rinnovabile: non è prevedibile che, in condizioni di mercato ed in assenza di una seria politica che penalizzi le emissioni di CO2, possano giocare un ruolo chiave nel sostituire i combustibili fossili nel breve termine


LA GENERAZIONE DISTRIBUITA


Investimenti nelle rinnovabili distribuite per paese (2014) in $bn e crescita rispetto al 2013

Investimenti nelle rinnovabili, per tecnologia e taglia (2014) in $bn e crescita rispetto al 2013

Nel 2014 più di 1/4 di tutti i nuovi investimenti in energie rinnovabili ($73.5 billion) sono andati ai sistemi di generazione distribuita (<1 MWe). Questa tipologia di progetti rappresenta una percentuale sempre maggiore di tutti gli investimenti, grazie alla riduzione dei costi che li rende appetibili ad un pubblico sempre maggiore.

$bn 73.5


LA GENERAZIONE DISTRIBUITA


Generazione distribuita soprattutto nelle economie sviluppate, per generare l’elettricità di cui si ha bisogno, eventualmente rivendendola anche alla rete. Tasso di crescita significativo (+34% rispetto al 2013), insensibile alla recente riduzione dei combustibili fossili (i costi dell’energia al cliente finale stanno lentamente aumentando per scontare gli incentivi legati alle rinnovabili, soprattutto in Europa).

Recentemente l’interesse si sta espandendo anche ai paesi in via di sviluppo, dove il solare distribuito in piccola scala si presenta come un’alternativa disponibile e concorrenziale nei confronti dei sistemi centralizzati, connessi alla rete elettrica.

Giappone paese con investimenti maggiori (importante politica di incentivi dopo crisi nucleare), ma segnali importanti anche negli USA e in Cina.

In Europa i tassi di crescita significativamente ridotti (-34% in Germania, -71% in Italia), ma previsioni per crescita, favorita dalla continua riduzione dei costi, anche se non ai livelli di qualche anno fa, e dall’entrata in gioco di una nuova tecnologia destinata a giocare un ruolo chiave in futuro: l’accumulo elettrico distribuito, la possibilità di stoccare l’energia prodotta e di utilizzarla per i propri consumi.

Dove le rinnovabili distribuite giocheranno sicuramente un ruolo chiave, è nell’elettrificazione dei paesi in via di sviluppo. Se questo processo dovesse essere completato, l’IEA stima che il 55% di tutta la nuova potenza installata da oggi al 2030 verrà da sistemi distribuiti, per il 90% basati su fonti rinnovabili.



Outlook al 2030 - 2040


EMISSIONI GLOBALI DI CO2 NEL 2015


ΔCO2 ~ 0% ΔGDP ~ 3.1%

Per il secondo anno consecutivo le emissioni globali di CO2 dal settore energetico non sono aumentate, in corrispondenza di un aumento del GDP che si mantiene attorno al 3%

“The new figures confirm last year’s surprising but welcome news: we now have seen two straight years of greenhouse gas emissions decoupling from economic growth,” said IEA Executive Director Fatih Birol


NUOVA CAPACITÀ DI GENERAZIONE (GW)


I dati preliminari IEA sulle emissioni di CO2 confermano il ruolo chiave delle energie rinnovabili, che nel 2015 hanno fornito circa il 90% della nuove generazione elettrica (più della metà dall’eolico).

Nel 2015 il consumo di carbone in Cina è sceso per il secondo anno consecutivo (70% della generazione, il 10% in meno rispetto al 2011). Negli USA (-2% emissioni CO2), c’è stato la sostituzione del carbone (-12.9 GW) con il gas (+4.3 GW).

Questa diminuzione registrata nei due principali emettitori è stata compensata da un aumento nel resto dell’Asia, nel Medio Oriente ed anche da un moderato aumento in Europa.


NUOVA CAPACITÀ DI GENERAZIONE (GW)


Net generating capacity added

globally in 2015 by

technology, gigawatts. Source: Bloomberg New Energy Finance/UNEP

Global Trends in Renewable Energy Investment 2016.

Renewables ex large hydro

Fossil Fuel

Large hydro

Nuclear

Global investment in power

capacity 2008-2015, $billions. Source: Bloomberg New Energy Finance/UNEP

Global Trends in Renewable Energy Investment 2016.

http://assets.carbonbrief.org/wp-content/uploads/2016/03/3-Net-generating-capacity-added-globally-in-2015-by-technology.png


RIUSCIREMO A FARE A MENO DEI COMBUSTIBILI FOSSILI?


Possiamo sperare nelle regole del mercato (market forces)

Due sono le regole del mercato che possono favorire l’abbandono dei combustibili fossili:

La regola dell’offerta (supply theory): il consumo dei combustibili fossili causa un aumento dei costi marginali di estrazione ad un livello che li rende non più competitivi con altre fonti energetiche «pulite». Purtroppo la scoperta di nuove riserve e la riduzione dei costi di estrazione dovuta ai miglioramenti tecnologici (shale gas, ad esempio), rende un’ipotesi di questo tipo non credibile. Val la pena ricordare che esistono due importanti risorse ancora non esplorate commercialmente: lo shale oil e gli idrati di metano.

La competitività delle fonti "carbon free" (demand theory): i combustibili fossili vengono abbandonati in presenza di fonti più competitive. Nucleare e rinnovabili sono i due candidati per questa sfida. Il nucleare ormai è una tecnologia consolidata da più di 70 anni ed ultimamente ha mostrato addirittura un aumento nei costi, in parte dovuto alle nuove regole introdotte a valle dell’incidente di Fukushima. Le rinnovabili, anche se hanno mostrato una riduzione importante dei costi, destinata a continuare nel futuro, sono comunque per il momento competitive solo in aree specifiche, i costi medi livellati di generazione sono ancora superiori ai costi delle tecnologie convenzionali e tali rimarranno anche nel breve e nel medio termine.


POLITICHE DI RIDUZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2


In assenza di importanti politiche di riduzione delle emissioni di CO2 è difficile che l’economia mondiale smetta di dipendere dai combustibili fossili come fonte energetica primaria

Fortunatamente nell’ultimo anno più di 100 paesi si sono dati dei target di riduzione delle emissioni di gas serra, da raggiungere nel decennio 2020-2030 e questo, confermato anche durante l’ultima conferenza COP21, lascia aperte delle speranze per il futuro.

La tabella mostra gli impegni dei principali 10 emettitori (mancano Canada e Russia)


AUMENTO DELLA GENERAZIONE DA FONTI PULITE (2030)


I piani proposti da questi 8 paesi portano ad un aumento totale delle fonti pulite da 8,908 TWh/anno (2012) a 19,927 TWh/anno nel 2030. Questi livelli sono superiori del 17% rispetto alle stime del Reference Scenario


UN ALTRO ATTORE IMPORTANTE: L’EFFICIENZA ENERGETICA


Il potenziale dell’efficienza energetica: anche quest’opportunità necessita di impegni condivisi a livello globale, per poter essere sviluppata a pieno


OUTLOOK AL 2030: ELETTRICITÀ ED EMISSIONI DI CO2


Produzione globale di energia elettrica ed emissioni di CO2. (IEA – World Energy Outlook 2015)

La percentuale di fonti pulite per la generazione elettrica salirà al 45% nel 2030, consentendo la costanza delle emissioni globali di CO2, pur con un aumento dei consumi elettrici superiore al 40%


OUTLOOK AL 2040: GENERAZIONE ELETTRICA PER FONTE


Produzione globale di energia elettrica per fonte (2040). (IEA – World Energy Outlook 2015)

Stimolate dal continuo supporto della politica, le rinnovabili contribuiranno ad oltre la metà della nuova potenza installata e supereranno in carbone verso il 2030, per diventare la principale sorgente di energia elettrica.


IL FUTURO DELL’ENERGIA: INTERNET OF ENERGY


“Every node in the electrical network of the future will be awake, responsive, adaptive, price-smart, eco-sensitive, real-time, flexible, humming - and interconnected with everything else” [Source: The Wired]

“Energy will be generated where needed” [Source: EU Set Plan]

Energy and information will move together

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