Per la crisi del termoelettrico italiano non si vede la fine

Tratto da Qualenergia

Moody's: per la crisi termoelettrico italiano non si vede la fine

Bassi prezzi del gas, domanda fiacca ed eccesso di capacità secondo l'agenzia di rating faranno continuare il calo dei prezzi dell'elettricità all'ingrosso, che scenderanno dagli attuali 48-51 €/MWh per assestarsi tra i 42 e i 47 € per MWh fino al 2020. Per i grandi dell'energia convenzionale sarà dura e il capacity market non potrà fare molto.

Calo della domanda elettrica che continuerà anche per una maggiore efficienza energetica, overcapacity dovuta anche alla potenza da fonti rinnovabili e prezzi del MWh all'ingrosso destinati a continuare a calare: il quadro dipinto dall'ultimo report di Moody's sul mercato elettrico italiano (allegato in basso) non è confortante per il termoelettrico e il capacity market in arrivo – secondo l'agenzia di rating -  potrà fare poco per migliorare la situazione dei grandi dell'energia convenzionale....

La riduzione della domanda di elettricità, dovuta a un maggiore impatto delle misure di efficienza energetica sui consumi, sta esercitando un'ulteriore pressione al ribasso sul prezzo dell'elettricità – si spiega – e il mercato elettrico rimarrà caratterizzato da un eccesso di offerta, nonostante la chiusura di molti impianti termoelettrici, peraltro ormai obsoleti.

Lo scenario dipinto è chiaro se si guarda al grafico in basso, che mostra un calo della domanda elettrica, disaccoppiato dal Pil che invece torna a crescere, c'è quindi una diminuzione dell'intensità energetica.

Nel contempo il parco elettrico italiano, nonostante le chiusure previste, resterà sovradimensionato:

Insomma, come scrive l'agenzia “non si vede la fine della crisi della generazione convenzionale” in atto. Poco potranno fare anche le chiusure in arrivo (nel grafico sotto la previsione di come cambierà il parco elettrico italiano). Porteranno, si legge, ad effetti positivi per i cash flow operativi delle aziende, ma avranno un effetto limitato sui prezzi all'ingrosso. Molti degli impianti in chiusura operano, infatti, già al minimo carico o funzionano esclusivamente come back-up del sistema.

Nessuna ripercussione significativa sui prezzi dell'elettricità o sui cash flow delle società nemmeno con il capacity market, poiché il costo della capacità messa all'asta “sarà verosimilmente coperto con la cessazione degli schemi di copertura dei costi per determinati impianti idonei a fornire servizi essenziali al sistema elettrico".

Le utility italiane maggiormente esposte a un ulteriore declino dei prezzi elettrici sono soprattutto Enel (Baa2, outlook stabile), A2A (Baa3, stabile), Edison (Baa3, stabile) e Compagnia Valdostana delle Acque (Baa1, stabile), data la loro significativa attività di generazione elettrica in Italia, mentre Hera (Baa1, stabile) e Acea (Baa2, stabile) risultano "molto meno esposte".

Come potranno adattarsi le utility al contesto di prezzi bassi che si prevede? Reggerà meglio chi diversificherà il portafoglio di business, diminuendo l'esposizione all'attività di generazione elettrica, anche con cessioni di attività e riduzione della capacità produttiva, e aumentando la presenza nel settore delle vendite al dettaglio.

Escludendo la volatilità dei prezzi del gas e la generazione idroelettrica, Moody's considera la riforma dell'EU ETS "il principale elemento di impatto sui prezzi dell'energia elettrica". Un incremento sostanziale dei costi della CO2 andrebbe, infatti, a discapito delle centrali a carbone, mentre sarebbe un vantaggio per il segmento della generazione idroelettrica e avrebbe un effetto pressoché neutrale sugli impianti a gas.......

Il report "In Italy, Power Prices to Fall on Weak Demand, Low Gas Prices" (pdf)

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Germania, si prospetta un 2015 difficile per i produttori convenzionali di energia

Tratto da Assoelettrica

Germania, si prospetta un
2015 difficile per i produttori convenzionali

BDEW, la federazione tedesca dell’industria dell’energia e del sistema idrico che comprende aziende municipalizzate, produttori e distributori di energia elettrica, fa sapere in un comunicato stampa che dal 2015 i produttori di energia elettrica tedeschi non si attendono nulla di buono.

Da un sondaggio tra i produttori convenzionali risulta che per il 69% delle aziende interpellate l’attività di produzione di energia elettrica ha avuto un impatto ‘negativo’ o ‘molto negativo’ sui bilanci....

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Nel 2014 in Germania secondo i dati preliminari BDEW la produzione di energia elettrica lorda totale ha registrato una flessione consistente, è scesa a 610,4 TWh, dai 633,2 TWh nel 2013. Il mix di generazione elettrica tedesca per il 2014 vede le fonti rinnovabili in testa con il 25,8% della produzione lorda di energia elettrica, seguite da lignite (25,6%), carbone (18%), nucleare (15,9%) e gas naturale (9,6%).

Il prezzo medio dell’energia nella borsa elettrica (mercato del giorno prima) in Germania nei primi 11 mesi del 2014 è stato pari a 32,9 €/MWh, un’immagine delFraunhofer Institute (ISE) indica in maniera molto chiara qual è il ‘campo di gioco’ delle fonti convenzionali e del nucleare nel mercato elettrico tedesco.

Il grafico seguente riporta, ora per ora e per fonte, il fattore di utilizzazione del parco centrali in funzione del prezzo dell’energia elettrica sul mercato del giorno prima, il grafico è aggiornato con i dati di novembre 2014 e suggerisce che gli impianti a carbone ed a gas hanno operato per molte ore sotto la soglia di redditività.

Crisi termoelettrico europeo , The Economist......

Con o senza le rinnovabili, con o senza crisi economica, il termoelettrico si era fatto male i conti:la sovracapacità produttiva delle centrali elettriche europee c'è anche togliendo le abbondanti rinnovabili....

Tratto da Greenbiz

Crisi termoelettrico, The Economist: non è tutta colpa delle rinnovabili

Il settimanale economico mette in luce come la crisi del termoettrico europeo potrebbe costare alle utility fino a 500 milioni di euro. Ma non è tutta colpa delle rinnovabili.

Che il termoelettrico sia in crisi e che alcune grandi utility rischino seriamente la bancarotta è ormai un dato di fatto. Lo ha detto pochi giorni fa il presidente di Assoelettrica Chicco Testa in Parlamento, lo ha ribadito oggi l'Osservatorio Europeo sul Mercato Energetico (EEMO). Che sia tutta colpa delle rinnovabili, che fanno concorrenza alle centrali a carbone, gas e petrolio, invece, non è affatto detto che sia vero.

Ce lo dice il settimanale The Economist in un pezzo che, seppur molto lungo, merita assolutamente la lettura perché ha la capacità di spiegare cose difficili in maniera semplice anche a chi non capisce nulla di energia. Secondo l'Economist è vero che il termoelettrico è in crisi, ma è anche vero che lo era già prima del boom delle rinnovabili degli ultimi anni. E questo a causa di errori strategici commessi in passato.

Scrive il settimanale: "Le compagnie sarebbero state in pericolo in ogni caso, qualunque cosa fosse successa alle rinnovabili. Durante gli anni 2000 le utility europee hanno sovrainvestito in nuova capacità produttiva da fonti fossili, accrescendola del 16% in media europea e anche di più in alcuni paesi (+91% in Spagna, ad esempio). Il mercato dell'energia non è cresciuto a questi ritmi, nemmeno in tempi buoni; poi la crisi finanziaria ha colpito la domanda. Secondo la International Energy Agency la domanda totale di energia in Europa scenderà del 2% nel periodo 2010-2015".

Con o senza le rinnovabili, con o senza crisi economica, il termoelettrico si era fatto male i conti: la sovracapacità produttiva delle centrali elettriche europee c'è anche togliendo le abbondanti rinnovabili........ Si aggiungano altri due fattori recenti, entrambi che non hanno nulla a che fare con l'energia verde: Fukushima e il boom dello shale gas americano.

Il disastro di Fukushima, ricorda The Economist, ha spinto la Germania di Angela Merkel a chiudere preventivamente otto centrali nucleari e a prevedere la chiusura di altre nove entro il 2022. Le utility dell'energia tedesca, già in crisi per il termoelettrico, hanno dovuto subire quest'altro colpo mortale.

Lo sviluppo dello shale gas americano, invece, ha riempito l'Europa di carbone a bassissimo costo proveniente dagli USA, dove molte centrali sono state convertite a gas naturale. I prezzi del carbone europeo sono scesi di conseguenza, a causa del gas americano. Allo stesso tempo sono scesi anche i prezzi delle emissioni di carbonio all'interno del sistema ETS, all'interno del quale sono stati immessi dall'alto troppi certificati "sconto".

Il combinato di questi due fenomeni ha reso conveniente bruciare carbone in Europa al posto del gas per produrre la stessa quantità di energia. Ma le centrali a carbone non sono quasi mai flessibili come quelle a gas e non possono fare regolazione di rete, quindi in molti paesi si impone alle centrali a gas di restare accese anche se lavorano in perdita, pur di tenere in piedi la rete elettrica ed evitare blackout.

Poi, mentre si andava consolidando il mercato europeo dell'energia che prevede che la domanda e l'offerta dell'elettricità trovino il loro equilibrio nel prezzo marginale del MWh , sono arrivate le rinnovabili. Che hanno un costo marginale pari a zero, visto che sole e vento non si pagano.

Questa la situazione attuale e queste le responsabilità, secondo l'Economist limitate e circoscritte, delle rinnovabili nella crisi del termoelettrico. Come uscirne? Le grandi utility si devono reinventare: mentre al momento stanno cercando di restare a galla vendendo servizi accessori oltre all'energia al cliente finale, dovrebbero piuttosto prendere parte alla rivoluzione energetica.

"In questo mondo - scrive l'Economist - le care vecchie utility giocano due ruoli vitali. Saranno i fornitori di ultima istanza dell'elettricità, garantendo che le luci restino accese quando il vento e il sole vanno via. E faranno gli investimenti necessari a costruire la nuova grande rete elettrica. 

Non è chiaro se queste utility siano sufficientemente in forma da fare entrambe queste cose".

Peppe Croce

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Domanda elettrica, rinnovabili al 35,1%. Termoelettrico -15%

Germania: termoelettrico in crisi attacca le rinnovabili

Tratto da Greenstyle

 Crisi termoelettrico in Germania per colpa di eolico e fotovoltaico

L’unica cosa certa è che, anche dal punto di vista economico, le rinnovabili stanno sconvolgendo la produzione di energia persino nella Repubblica Federale. La cui rete elettrica, a detta dell’associazione degli ingegneri VDE, potrebbe reggere fino al 40% di energia rinnovabile senza grossi problemi.

Anche in Germania le energie rinnovabili stanno facendo una concorrenza spietata al settore termoelettrico, mettendo in crisi le centrali elettriche a carbone e gas naturale.  
Come già successo in Italia, dove molte centrali di nuova costruzione che usano il metano come combustibile sono in crisi e non producono più a sufficienza per ripagare gli alti costi di costruzione, anche nel cuore dell’Europa la priorità di cui godono sulla rete elettrica eolico e fotovoltaico sta costringendo le centrali tradizionali a restare ferme per gran parte dell’anno.
Secondo quanto riporta il quotidiano tedesco Der Spiegel, infatti, una trentina di impianti della Renania Settentrionale-Vestfalia rischia la chiusura. Ben 29 impianti su 72, tra gas e carbone, vengono definiti “candidati al problema”: a partire dal 2014 saranno fuori mercato e non riusciranno a produrre energia a sufficienza e a prezzo abbastanza competitivo per restare aperte.
Il problema è in parte diverso rispetto a quanto siamo ormai abituati a vedere in Italia, dove eolico e fotovoltaico rubano spazio alle termoelettriche durante le ore di maggior consumo di energia elettrica togliendo loro la fetta più cospicua di guadagni. Se da noi la questione è tutta quantitativa in Germania è anche qualitativa, di prezzo.
Energia abbondante prodotta da sole e vento che sta facendo scendere troppo il prezzo.
Il mercato elettrico tedesco, a differenza di quello italiano, è infatti sufficientemente liberalizzato da permettere un calo consistente del prezzo di vendita dell’elettricità quando sale la produzione.
 Così, in Germania, molte vecchie centrali che dovrebbero chiudere solo nel 2051 già tra due anni non riusciranno a produrre a prezzi competitivi.  
Anche quelle più recenti, che sono più efficienti e in teoria dovevano ripagarsi entro il 2030, iniziano a essere a rischio.
Queste previsioni provengono da uno studio commissionato dal Ministero dell’Ambiente regionale di Düsseldorf, tenuto riservato ma del quale Der Spiegel è riuscito ad avere una copia.
A subire maggiormente la concorrenza delle rinnovabili sarebbero le centrali di RWE, Vattenfall ed EnBW. Persino il gigante E.On non avrebbe più utili dalla produzione di energia e l’amministratore delegato Johannes Teyssen nei giorni scorsi ha dovuto ammettere che l’azienda ha perdite per diversi miliardi di euro. 
Oltre al prezzo basso dell’energia impianti tedeschi devono anche fronteggiare un calo della domanda derivante dalla crisi economica nei paesi sudeuropei, che ormai importano pochissima elettricità dalla Germania.

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Tratto da Greenbiz

Germania: termoelettrico in crisi attacca le rinnovabili

Le grandi utility del termoelettrico tedesche minacciano la fermata degli impianti: da quando c'è il boom delle rinnovabili guadagnano troppo poco e rischiano il fallimento.
Le azioni di E.ON , RWE e EnBW, le tre maggiori compagnie elettriche della Germania, hanno perso il 60% del valore negli ultimi tre anni e, insieme, hanno un debito che supera i 73 miliardi di euro. Cos'è successo a quello che un tempo era il comparto termoelettrico più grande e potente d'Europa?

Semplice: soffre la concorrenza delle rinnovabili.
Lo sfogo delle utility è stato raccolto da Reuters che, in un articolo pubblicato ieri, fa i conti in tasca a queste aziende e traccia un quadro a tinte fosche per le centrali a gas, olio e carbone tedesche.  

Il problema è identico a quello lamentato in Italia da Assoelettrica: le rinnovabili hanno priorità sulla rete e le centrali tradizionali restano ferme a guardare mentre splende il sole o tira il vento.......

Le grandi compagnie elettriche, quindi, tornano a chiedere il taglio degli incentivi in considerazione del fatto che ormai fotovoltaico ed eolico costano sempre meno.........

C'è anche da dire che le grandi utility posseggono appena il 7% della potenza rinnovabile installata in Germania: come in Italia, infatti, invece di tuffarsi nell'affare del futuro sono rimaste aggrappate a quello del passato nel tentativo di difendere gli investimenti già fatti negli anni scorsi. 
Investimenti per i quali, va detto, devono ancora restituire i soldi alle banche. 

Il risultato è stato che anche gli impianti più efficienti e moderni, come la centrale a gas bavarese Irsching 5 di E.ON, nel 2012 hanno lavorato solo per il 50% delle 4.000 ore necessarie a ripagare l'investimento iniziale. E sarà così anche nel 2013 e in futuro, se non cambiano le normative.
E sono in calo anche i ricavi per MWh venduto: producendo dal carbone si guadagnano 11 euro al MWh, il 50% in meno che nei tre anni appena passati, mentre da una centrale a gas si guadagnano 16 euro al MWh.

Leggi l'articolo integrale di  Peppe Croce

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    Tratto da Rinnovabili.it
    Roma, 20 luglio 2012

    DL Crescita, spunta l’emendamento che incentiva il termoelettrico

  
  

  Prevista la remunerazione degli impianti fossili che non riescano a vendere sufficiente energia alla rete a causa della produzione verde. Preoccupata Confindustria

(Rinnovabili.it) – L’apporto del fotovoltaico e delle altri fonti di energia non programmabili alla rete di distribuzione nazionale mette in subbuglio il comparto termoelettrico. Il boom produttivo ed imprevedibile delle green Energy, fotovoltaico in testa, ha portato in questi mesi allo stop a comando di alcune centrali fossili, soprattutto impianti a gas a ciclo combinato, per mantenere gli equilibri nel network elettrico, spingendo le grandi compagnie a tenere alti prezzi dell’energia durante le fasce notturne, per rifarsi del danno economico. Ma c’è già chi corre ai ripari proponendo degli incentivi per i servizi di flessibilità assicurati dagli impianti a ciclo combinato a gas. L’ipotesi è contenuta nell’emendamento presentato al Decreto Cresta dall’ex sottosegretario all’Energia, Stefano Saglia (Pdl) e sottoscritto anche da Pd, Lega e Fli. La modifica, approvata dalle commissioni Finanze e Attività Produttive della Camera, riporta la seguente formulazione:

“Al fine di garantire una maggiore efficienza delle infrastrutture energetiche nazionali e contenere gli oneri indiretti dovuti alla crescita delle fonti rinnovabili non programmabili, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto, definisce le modalità per la selezione e remunerazione dei servizi di flessibilità assicurati dagli impianti di produzione abilitati”.

Prende così forma, in anticipo sui tempi, il “capacity payment” definito lo scorso anno dall’AEEG nella delibera ARG/elt 98/11, meccanismo di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva, che impegna i fornitori a garantire una disponibilità di capacità produttiva per quantitativi che il gestore della rete ritenga necessari per evitare deficit di generazione o situazioni critiche. In altre parole si sosterrebbero finanziariamente tali impianti in base alla potenza messa a disposizione e non in base alla produzione effettiva. 

Le prime critiche all’emendamento arrivano da Confindustria che ha espresso ieri “forte preoccupazione per la misura introdotta” e che a regime potrebbe “innalzare ulteriormente il costo della bolletta energetica italiana per un valore compreso tra i 500 e gli 800 milioni di euro”

Termoelettrico, crisi per colpa del fotovoltaico.

 Tratto da GreenStyle

Termoelettrico, crisi per colpa del fotovoltaico.Chiudono 2 impianti

Si può parlare di crisi del termoelettrico italiano, causata dallo sviluppo del fotovoltaico? A quanto pare sì. A essere maggiormente in crisi, al momento, sono le centrali a olio combustibile. Quelle più inquinanti, insieme agli impianti a carbone, che vengono ormai utilizzate al minimo quasi solo in caso di emergenza. In questo modo, però, non riescono a coprire i costi di gestione e sono a serio rischio di chiusura.
Così si è mosso il sindacato: i segretari generali di Filctem-Cgil, Flaei-Cisl, Uilcem-Uil Alberto Morselli, Carlo De Masi e Carmelo Barbagallo hanno scritto al ministro dello Sviluppo economico, Corrado Passera, per chiedere un incontro urgente. Scrivono i sindacati:

Allarme centrali termoelettriche a olio combustibile. La situazione che si prospetta è assai grave; da un lato l’eccesso di offerta tiene fermi anche i più moderni cicli combinati a gas, dall’altro se le centrali a olio devono rimanere disponibili per i “casi di emergenza” devono essere messe a norma: ma in questo caso – dicono le aziende, comprensibilmente – ci vuole certezza che la potenza disponibile sia remunerata. In ballo ci sono un migliaio di posti di lavoro, oltre a tutto l’indotto che ci gravita attorno per le manutenzioni

L’eccesso di offerta di cui parlano i sindacati è dovuto a due fattori: la domanda di energia più bassa che in passato, a causa della crisi economica, e l’abbondanza di energia elettrica prodotta dal fotovoltaico che ha priorità sulla rete elettrica, come tutte le rinnovabili. Il risultato è che le termoelettriche stanno ferme a guardare mentre il fotovoltaico si prende i ricavi maggiori perché produce soprattutto proprio quando c’è maggiore richiesta di energia: a cavallo di mezzogiorno. Lo chiamano “peak shaving“, fare la barba al picco di domanda dell’energia elettrica.

Ecco, allora, che alcune vecchie centrali termoelettriche potrebbero essere chiuse per sempre. Quali? La voce che gira è che Edipower, da pochissimo tornata in mani tutte italiane dopo la scissione con Edison (adesso Edipower è di Delmi, Iren e A2A) potrebbe chiudere la termoelettrica a olio combustibile di San Filippo del Mela, a Milazzo in provincia di Messina, e quella a carbone di Brindisi.
La prima è un impianto molto grosso, da 1.280 MW che negli ultimi anni ha avuto più di un problema a ottenere l’AIA, l’Autorizzazione Integrata Ambientale. è stata aggiornata con dei filtri, il De-NOx e il De-SOx, ma solo parte dei fumi vengono filtrati. E la popolazione di Milazzo e dintorni protesta. Ora è in esercizio “con prescrizioni”. Una volta che sarà completato il nuovo elettrodotto Sorgente-Rizziconi che collegherà Sicilia e Calabria, si dice nel 2015, San Filippo del Mela potrà chiudere senza che la Sicilia soffra di alcun black out.

La centrale a carbone di brindisi ha la stessa potenza: 1.280 MW. Anch’essa ha i filtri anti inquinamento e altrettante contestazioni da parte della popolazione locale. Nel 2005 il carbonile della centrale (cioè l’area dove viene stoccato il carbone in attesa di essere bruciato) viene sequestrato dalla magistratura perché non è a norma e l’impianto viene momentaneamente spento. Poi riparte a mezzo carico: due gruppi soli per 640 MW. Il carbone lo portano le navi con un incessante via-vai da Slovenia e Montenegro.

La nuova proprietà di Edipower, quindi, potrebbe tirare i remi in barca e decidere di disfarsi di questi impianti vecchi, costosi e inquinanti messi ormai fuori mercato dalla crisi e dal fotovoltaico. Per la centrale brindisina si è anche avanzata l’ipotesi di trasformarla in un inceneritore di rifiuti. Dalla padella alla brace.
Fonte: Filctem Cgil

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