Il petrolio non brucia la Borsa

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18-10-2004
Il petrolio non brucia la Borsa
Tommaso Monacelli

Quanto è preoccupante per le prospettiva di crescita dell’economia mondiale e per i mercati finanziari l’attuale rialzo del prezzo del petrolio? Il grafico qui sotto mostra l’andamento del prezzo del greggio (prezzo spot del Brent) dal gennaio 1990 a settembre 2004.
Gennaio 1999 sembra segnare una svolta. Mentre prima di questa data il prezzo oscilla costantemente intorno a una media di 20 dollari al barile (con l’eccezione del periodo della guerra del Golfo), successivamente sembra iniziare una transizione verso una media più alta.

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Cresce la domanda

Cosa spiega questo possibile mutamento di trend? Come in ogni mercato, anche in quello del petrolio conta l’interazione tra domanda e offerta. Il quadro attuale differisce da quello che causò gli shock petroliferi degli anni Settanta, determinati da restrizioni sul versante dell’offerta.
Il fattore nuovo, che spiega la dinamica dopo gennaio ’99, è la forte accelerazione della domanda proveniente dai paesi asiatici, in primo luogo Cina e India. Questo è un fattore strutturale (non semplicemente ciclico) che ha probabilmente mutato (verso l’alto) il valore medio intorno al quale oscillano le variazioni cicliche del prezzo. Un modo ottimistico di leggere questo dato è che è causato da una forte vivacità dell’economia mondiale, fattore cruciale affinché il gigantesco deficit della bilancia dei pagamenti americana continui a essere finanziato.
In un mercato in cui la domanda preme così tanto sull’offerta, ogni evento che metta a rischio l’espandersi della capacità produttiva provoca una reazione esasperata dei prezzi. Recentemente, gli eventi in Iraq, le turbolenze in Venezuela e Nigeria, l’uragano in Messico hanno avuto precisamente questo ruolo: hanno rallentato la dinamica dell’offerta nel corso del 2004 a fronte dell’impetuosa accelerazione della domanda. A questo sembra aggiungersi una diminuita capacità delle raffinerie americane (attualmente 150 rispetto alle 250 di venticinque anni fa). Ciò impedisce agli Stati Uniti di accogliere l’ultima proposta dell’Arabia Saudita di espandere la produzione (per circa due milioni di barili aggiuntivi al giorno) di una qualità di petrolio considerata inferiore, ma che se correttamente trattata permetterebbe di calmierare un mercato così sensibile a ogni notizia di restrizioni sul versante dell’offerta. Il grafico qui sotto mostra come le scorte mondiali di petrolio abbiano raggiunto un valore storicamente minimo nell’ottobre del 2004, anche se la situazione non è sostanzialmente diversa da quella del minimo raggiunto nel febbraio 2004. (La linea arancione nel grafico mostra il livello mensile delle scorte, mentre la banda azzurra ne mostra la gamma di variazione).

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Tutto questo deve farci temere effetti recessivi sull’economia mondiale? Un buon modo per misurare le aspettative del mercato riguardo all’andamento futuro del prezzo del petrolio è quello di guardare ai prezzi dei futures sul greggio.

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Il grafico mostra l’andamento, da maggio a oggi per il mercato di New York, del prezzo del future di dicembre 2005 (sul Brent). Il trend è in netto rialzo. In sostanza, quello che secondo il mercato sarà il prezzo del greggio nel dicembre 2005 è andato sensibilmente aumentando nel corso di questi ultimi mesi. Si noti però che il prezzo rimane attualmente intorno ai 42 dollari, indicando un probabile rallentamento rispetto al picco attuale di quasi 54 dollari al barile (dato del 12 ottobre 2004) per il prezzo spot.

Riguardo all’impatto macroeconomico dell’andamento del prezzo del greggio, giova poi ricordare tre aspetti. Primo, un indicatore più corretto è quello che converte il prezzo nominale (in dollari) in termini reali (cioè in rapporto all’andamento generale dei prezzi). I valori attuali rimangono lontani dai picchi della fine degli anni Settanta se si introduce questa correzione. Secondo, rispetto agli anni Settanta, la dipendenza dal petrolio delle economie industrializzate si è fortemente ridotta, a favore dell’espansione di una economia di servizi. Terzo, l’accelerazione del prezzo del greggio in quest’ultimo anno rimane sostanzialmente una correzione della forte discesa (sia in termini nominali che reali) degli anni precedenti. È noto da studi empirici che una dinamica di questo genere produce un impatto recessivo molto limitato, rispetto invece ad accelerazioni del prezzo che non intervengono a correggere discese precedenti.

Cosa succede nei mercati finanziari

Una preoccupazione crescente è quella che l’andamento del prezzo del greggio influisca negativamente sulla buona performance dei mercati finanziari. La ragione sembra ovvia. Rialzi del prezzo del petrolio segnalano possibili effetti recessivi futuri oppure potrebbero indurre rialzi dei tassi di interesse da parte delle autorità monetarie per impedire focolai inflazionistici, con conseguenze depressive sui corsi azionari. Ma questa ipotesi non sembra sopravvivere già a una prima superficiale analisi dei dati.

Il grafico qui sotto confronta l’andamento dell’indice S&P 500 con quello del prezzo del greggio dal 1990 a oggi (dati mensili).

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È difficile individuare una relazione sistematica, anche se nel periodo 1998-2000 e recentemente la correlazione sembra positiva. In realtà, un modo corretto per confrontare le due serie è quello di guardare alla correlazione tra le rispettive variazioni percentuali.
Il coefficiente di correlazione è un numero compreso tra 0 (correlazione minima) e 1 (massima) che indica la misura in cui le due serie tendono a muoversi in sincronia (pur escludendo ogni relazione di causalità). Nel caso di queste due serie, il coefficiente di correlazione è molto basso, circa 0,011. In sostanza, i numeri ci dicono che tra variazioni dei corsi azionari e variazioni del prezzo del greggio esiste una relazione minima. Buone notizie per chi è pessimista sulla Borsa.
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02-11-2004
Petrolio senza alternative
Marzio Galeotti

Le turbolenze sul mercato del greggio rendono opportuna qualche pacata riflessione sugli scenari energetici futuri.
La persistente crescita del prezzo del petrolio ripropone infatti la questione della sostenibilità dell’attuale modello di sviluppo, crucialmente basato sul consumo di fonti fossili di energia. Ma mentre la preoccupazione generale è, come sempre, concentrata sugli effetti di breve periodo su crescita e inflazione, resta ancora scarsa l’attenzione dedicata a questioni di fondo come le opzioni energetiche possibili per le prossime decadi.

Tutta questione di prezzo

Gli esperti concordano sul fatto che il petrolio, o più in generale le fonti fossili di energia, saranno in giro ancora per parecchio tempo. Dagli anni Settanta a oggi, la preoccupazione ambientale-climatica si è affermata e ha portato a politiche di regolamentazione. Ma resta ancora vero che il maggiore fattore di risparmio energetico è l’aumento del prezzo del petrolio: è questo l’elemento che induce e ha indotto una riduzione dell’intensità energetica dei processi produttivi, e come tale ha contribuito a contenere le emissioni di gas-serra. Altrettanto vero è che nessuna nuova opzione energetica su larga scala, in particolare nel campo della generazione elettrica, la più energivora delle attività produttive, è stata introdotta negli ultimi trent’anni. Se si eccettua il nucleare. (1)

Quanto alle fonti rinnovabili, Chip Goodyear, amministratore delegato di Bhp Billiton, società globale attiva nel settore delle risorse naturali, ha dichiarato al recente World Energy Congress di Sydney, che le fonti energetiche verdi resteranno relativamente insignificanti almeno per i prossimi venti anni. Le previsioni dicono che i combustibili fossili saranno l’87 per cento delle fonti primarie di energia, un punto percentuale in più di oggi. Sulla scia della corsa del prezzo del petrolio di quest’anno infatti non saranno probabilmente intrapresi investimenti in rinnovabili: i prezzi dell’oro nero dovranno restare alti a lungo perché qualcosa cambi. “L’industria ha bisogno di altre brutte notizie dal prezzo del petrolio perché si sposti sulle fonti rinnovabili”, sostiene Andrew Oswald, professore di Economia all’università di Warwick. Una recente pubblicazione dell’Iea, l’agenzia internazionale dell’energia dell’Ocse, nota che la quota di finanziamento pubblico alla ricerca e sviluppo in campo energetico destinata alle rinnovabili è decrescente, in contraddizione con le asserite intenzioni di molti governanti dei paesi sviluppati. (2)

Le fonti rinnovabili nel mondo

Nel mondo, le rinnovabili coprono solo il 2,1 per cento degli usi energetici. Ciò nonostante molti paesi si stanno muovendo: il ministro dell’Industria spagnolo ha annunciato lo scorso agosto l’obiettivo di accrescere del 12 per cento entro il 2010 la quota delle rinnovabili sul consumo primario di energia, particolarmente energia solare e produzione di biodiesel. Così il governo giapponese ha predisposto un piano per l’incremento dell’uso delle biomasse con obiettivi specifici di aumento della generazione elettrica al 2010. (3) Gli inglesi, sempre entro il 2010, dovrebbero produrre con fonti rinnovabili il 10 per cento dell’elettricità. Questa quota è già pari al 20 per cento in Danimarca, soprattutto energia eolica. (4) L’Energy Information Administration statunitense ha simulato gli effetti della proposta McCain-Lieberman di introdurre un tetto alle emissioni di gas-serra sulla quantità di rinnovabili utilizzate: nel 2025 esse sarebbero il doppio di quanto proiettato nel caso di assenza del tetto. Infine, il nostro paese ha introdotto l’obbligo per i produttori di elettricità di garantire a partire dal 2002 una quota pari al 2 per cento della generazione termoelettrica con nuova elettricità generata da fonti rinnovabili.
Tutto bene, dunque? Non proprio, come mostra il fatto che la Commissione europea ha deciso alcuni mesi fa di abbandonare gli obiettivi di produzione di energia a mezzo di rinnovabili fissati per il 2010 (12 per cento nei paesi Ue-15 e 21 per cento nei paesi Ue-25), in quanto non raggiungibili, e ha rinunciato per il momento a fissarne dei nuovi per il 2020. Una brutta figura addebitata ai responsabili dei paesi membri che non hanno mostrato la capacità e la determinazione di voler raggiungere gli obiettivi prefissati. Se ne riparlerà nel 2007.

Tempi lunghi per l’idrogeno

In sostanza, non pare al momento esservi alternativa che, in termini di tempo, costi e quantitativi, possa sostituire l’oro nero in tempi ragionevoli. Dei nuovi sistemi energetici ipotizzati all’indomani del primo shock petrolifero, dalla fusione e fissione nucleare, dai bio-carburanti alle varie fonti rinnovabili – solare, geotermico, eolico, biomasse – nessuno è emerso come l’alternativa con la “a” maiuscola.
Pensare all’idrogeno, e alle automobili con celle a combustibile, significa adottare un orizzonte che parte dal 2035 in poi. Diceva Scientific American del maggio 2004: “Ci si può aspettare che lo sviluppo di auto con celle a combustibile, al contrario delle cosiddette ibride, proceda secondo gli stessi tempi del volo umano su Marte progettato dalla Nasa e che abbia lo stesso grado di probabilità”.


(1) Queste considerazioni sono contenute, e ampiamente argomentate, in “The Outlook for Energy Three Decades After the Energy Crisis”, lavoro presentato da uno dei massimi esperti mondiali, William D. Nordhaus, all’International Energy Workshop di Parigi dello scorso 22-24 giugno 2004. Il paper è scaricabile dall’indirizzo http://www.iiasa.ac.at/Research/ECS/...A_Nordhaus.pdf.

(2) Questo aspetto è messo chiaramente in evidenza in una recente pubblicazione della IEA-AIE, Renewable Energy – Market and Policy Trends in IEA Countries, Parigi: IEA, 2004.

(3) Si veda il recente rapporto dell’Ocse, Biomass and Agriculture: Sustainability, Markets and Policies, Parigi: OECD, 2004.

(4) A parte considerazioni di costo, le varie fonti rinnovabili non presentano solo vantaggi. La produzione di nuova energia idroelettrica ed eolica, per esempio, reca con sé rilevanti problemi di impatto ambientale. Sulla seconda si veda l’interessante articolo “Ill winds”, The Economist del 29 luglio 2004.

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02-11-2004
L'utile sequestro del carbonio
Raffaella Bordogna

Numerosi progetti nazionali e internazionali stanno attualmente verificando un approccio alternativo alla risoluzione del problema dei cambiamenti climatici: il sequestro geologico di anidride carbonica.

Come avviene il sequestro

Si tratta di una attività di riduzione delle emissioni di gas serra che comporta la cattura da fonti industriali della CO2, un gas inerte e non tossico a basse concentrazioni, e la successiva immissione in formazioni geologiche appropriate, come i giacimenti di petrolio e gas naturale, esauriti oppure ancora in uso, le formazioni geologiche porose sature di acqua salata (i cosiddetti acquiferi salini) e i giacimenti carboniferi profondi. Qualche anno fa, veniva considerata anche la possibilità di immettere CO2 negli oceani a grandi profondità, ma tale alternativa è stata abbandonata per l’incertezza degli effetti di un’aumentata acidità delle acque sugli ecosistemi marini.
Per avere successo la tecnica di sequestro geologico della CO2 deve soddisfare tre requisiti:
- deve essere competitiva in termini di costi rispetto alle attuali alternative per il contenimento dei gas serra, quali le fonti rinnovabili e i miglioramenti di efficienza dei processi di produzione
- deve garantire uno stoccaggio nel sottosuolo stabile e di lungo termine
- deve essere ambientalmente compatibile.

Dal punto di vista economico, vi è ancora molta incertezza sulla determinazione dei costi nelle varie situazioni operative. Le esperienze sinora effettuate e gli scenari studiati lasciano intendere che i costi possono variare anche significativamente da una situazione all’altra, andando da qualche decina di euro per tonnellata fino a 100 euro/tonnellata. Fonti Iea indicano un costo complessivo compreso tra 9 e 49 euro/tonnellata CO2.
Quel che è certo è che l’immissione di CO2 in giacimenti di petrolio o gas naturale per il recupero assistito, rappresenta la migliore opportunità di sequestro a bassi costi se si considerano i ricavi dovuti al recupero di petrolio o gas. Tale attività (la cosiddetta Eor, Enhanced Oil Recovery) ha una duplice funzione: garantisce evidenti vantaggi ambientali, perché riduce le emissioni di gas serra in atmosfera, e aumenta la produzione di idrocarburi in quei giacimenti dove la pressione esistente non ne consente una adeguata fuoriuscita. Gli Stati Uniti sono i leader mondiali nella tecnologia Eor e utilizzano circa 32 milioni di tonnellate anno di CO2 a questo scopo. (1) Tra i vari progetti merita una citazione quello di Weyburn in Canada: grazie al sequestro permanente di circa 20 milioni di tonnellate di CO2 durante l’intero progetto sarà possibile produrre almeno 130 milioni di barili di petrolio incrementale, il che estenderebbe la vita residua del giacimento di circa 25 anni.

I rischi

Molto è stato scritto sugli effetti connessi all’esposizione di esseri viventi alla CO2. A basse concentrazioni (1 per cento in volume), l’anidride carbonica non ha effetti dannosi sugli esseri umani e sugli ecosistemi, anzi è indispensabile per alcuni processi vitali quali la fotosintesi. Per esempio, in alcune serre l’aumento del tasso di CO2 è voluto, per accelerare la crescita delle piante. È invece letale per l’uomo, perché può causare asfissia, una concentrazione di CO2 dell’ordine del 10 per cento in volume.
Nel sequestro geologico le concentrazioni elevate di CO2 in atmosfera possono essere correlate a due ordini di problemi: fuoriuscite di CO2 durante le fasi operative volte alla cattura, trasporto e iniezione nel sottosuolo e rilascio in atmosfera dal sito di stoccaggio.
Sul primo punto si può affermare con certezza che la cattura, il trasporto e l’iniezione di CO2 sono pratiche ben testate nel settore petrolifero e si avvalgono di tecnologie all’avanguardia. Gli incidenti più frequenti sono dovuti a rotture nei tubi o nei pozzi di iniezione, ma la fuoriuscita di CO2 in questi casi è trascurabile per la presenza di opportune valvole di sicurezza che interrompono il flusso di gas al variare della sua pressione. Anche il rischio di corrosione dei tubi che può provocare fuoriuscite incontrollate di CO2 è stato aggirato grazie all’utilizzo di moderni materiali anticorrosivi. Adottando pertanto le opportune pratiche di sicurezza, già ampiamente in uso per il trasporto del gas e del petrolio, i rischi nella fase operativa possono essere decisamente contenuti.
Minore è l’esperienza sul rilascio di CO2 dal sito di stoccaggio. Le uniche considerazioni che possono essere fatte riguardano eventi naturali del passato. In natura, infatti, esistono già migliaia di depositi di CO2 nel sottosuolo e le fuoriuscite più cospicue sono perlopiù correlabili ad attività vulcaniche. Esempi eclatanti sono il monte Kilaua alla Hawaii, che emette circa 1,4 milioni di tonnellate l’anno di CO2, e l’eruzione del 1991 del monte Pinatubo, nelle Filippine, in cui furono emesse 42 milioni di tonnellate di CO2. Entrambi gli eventi non si sono dimostrati letali per gli esseri viventi dal momento che i fattori di dispersione in atmosfera hanno contribuito ad attenuare le concentrazioni di CO2 al suolo.
Si intuisce pertanto che la CO2 può diventare pericolosa solo se il suo rilascio avviene molto rapidamente e in spazi confinati. Ma sono caratteristiche ben lontane da quelle delle attività di stoccaggio nel sottosuolo: il pozzo per l’iniezione di anidride carbonica tende a disperdere la CO2 nella formazione geologica, non a concentrarla, e le eventuali perdite nella riserva sotterranea sono lente e diffuse. Qualsiasi rischio connesso allo stoccaggio può comunque essere minimizzato sviluppando i migliori criteri per la scelta del sito più opportuno.

I vantaggi per l’ambiente

Quanto alla compatibilità ambientale, il sequestro geologico, appare la soluzione che più di altre è in grado di assicurare le consistenti riduzioni delle emissioni e stabilizzare così la concentrazione della CO2 in atmosfera sui livelli giudicati ottimali per non gravare sui meccanismi che presiedono al controllo del clima. Le indagini fino ad ora condotte sull’argomento, hanno evidenziato che vi sono grandi capacità di stoccaggio della CO2 nel sottosuolo. Secondo fonti Ipcc, i volumi disponibili su scala mondiale nei campi a olio e gas depletati consentirebbero lo stoccaggio di 1830 GtCO2eq, un volume pari alla produzione mondiale di CO2 dei prossimi venticinque anni, stimata di 1800 Gt. E ben superiore sembra essere il potenziale di stoccaggio offerto dagli acquiferi salini, stimato maggiore di 3600 GtCO2eq.


(1) Fonte DOE 2003
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02-11-2004
Un futuro di gas, carbone e nucleare
Marzio Galeotti

Se eliminare, o quanto meno ridurre, le emissioni nocive a monte, passando a fonti energetiche pulite non è possibile, ecco che l’interesse si sposta a valle, sulla fattibilità di eliminare, o quanto meno ridurre, le emissioni della combustione delle fonti fossili.

Torna il carbone

Si parla molto per esempio dell’opzione della cattura e sequestro del carbonio prodotto dal processo di combustione. In sostanza, si tratta di un processo a due stadi mediante il quale il gas (essenzialmente l’anidride carbonica) viene dapprima estratto dalla macchina che brucia il combustibile fossile (la “cattura”) e successivamente immagazzinato in apposite sedi da cui non può più scappare (il “sequestro”). La prima fase è la più costosa anche perché va prevista fin dalla costruzione dell’impianto di produzione dell’energia, anche se esistono soluzioni che consentono l’adattamento di impianti esistenti. (1)
Interessante è notare che questa opzione di breve termine riporta in gioco anche la più inquinante delle fonti fossili: il carbone, minerale di cui paesi abbondano come la Cina, l’India e il Sud Africa, che non intendono rinunciarvi perché alimenta il loro processo di sviluppo.
Naturalmente, anche i paesi industrializzati si attivano su questo fronte: nel 2003 è partito il Carbon Sequestration Regional Partnership Program patrocinato dal ministero dell’Energia americano. Mette in rete Stati, governo federale e settore privato con il compito di raccomandare nel giro di due anni soluzioni tecnologiche (aspetti tecnici, regolatori e infrastrutturali) da sottoporre a validazione su piccola scala. Non a caso questo programma è parte integrante della politica energetica del presidente Bush. In Europa, il governo britannico ha lanciato una consultazione sulle tecnologie di abbattimento del carbonio che guardi allo sviluppo di metodi di cattura e sequestro, anche dialogando con i norvegesi, in quanto i pozzi esauriti di petrolio e gas del Mare del Nord potrebbero fungere da depositi di carbonio. Infine, va segnalato un piano internazionale per sviluppare e promuovere la cooperazione sul recupero e uso del metano, cui partecipano Australia, Giappone, India, Italia, Messico, Regno Unito, Ucraina e Usa.

Senza dimenticare il nucleare

Da qualche tempo, però, i riflettori si sono riaccesi sull’altra opzione attualmente utilizzata, quella nucleare. La sua quota è aumentata rapidamente fino agli anni Novanta, ma da allora è rimasta attorno al 17 per cento di tutta l’elettricità generata. Perché aumenti in misura significativa deve superare due test, come osserva William Nordhaus dell’Università di Yale, esperto di questioni energetiche e ambientali.
Il primo è convincere le scettiche opinioni pubbliche che il nucleare è sicuro. Sulla necessità del nucleare, scienziati, governanti e dirigenti del settore energetico da qualche tempo mostrano di non avere dubbi. Non ne ha la (ex) commissaria europea all’Energia Loyola de Palacio, che sottolinea invece il problema della sicurezza degli approvvigionamenti energetici. Anche il governo spagnolo, dopo avere chiuso il reattore più vecchio, incrementerà l’output del nucleare esistente. E il Regno Unito mette l’accento sul problema ambientale: per raggiungere il target di emissioni di gas-serra, metà dell’elettricità inglese dovrà provenire dal nucleare, quando oggi ne provvede solo un quinto. Infine l’Italia, dove il ministro Antonio Marzano o l’amministratore delegato di Enel Scaroni non fanno mistero della necessità di rivedere le nostre decisioni in materia di energia nucleare, che non produciamo più, ma che comunque continuiamo a importare, soprattutto dalla Francia.

È però l’altro test che desta attenzione crescente: la sicurezza delle centrali nucleari.
Timori per nuove Chernobyl (quello che fu, non quello che è oggi, che è altra cosa e probema) o Three Mile Island sono oggi, secondo gli esperti, fuori luogo. Con più di 10mila anni-reattore di esperienza al 2004, osserva Nordhaus, le analisi standard di valutazione del rischio dei reattori ad acqua leggera sono risultate largamente accurate.
Ciò che invece genera una crescente preoccupazione è il problema del dirottamento di materiale nucleare verso la produzione di armamenti. Tutti i casi di recente proliferazione di armi atomiche, in Corea del Nord, India, Pakistan per esempio, si sono verificati in paesi che hanno ottenuto il materiale da impianti civili di produzione di energia. E in questo contesto si inserisce il contenzioso in corso tra Iran e l’agenzia internazionale dell’energia atomica. (2)

Le novità possibili

In conclusione, nel prossimo futuro non vi sono alternative alle fonti fossili: è e resta l’opzione preferita, in quanto politicamente accettabile, nella maggior parte delle regioni del mondo. Tanto più che le proiezioni attuali della disponibilità di petrolio e gas non segnalano riduzioni, ma anzi sono state riviste verso l’alto dal 1973 a oggi. Ciò nondimeno, crescono i problemi e le difficoltà connesse al petrolio, riconducibili ai problemi politici di sicurezza dell’approvvigionamento (geograficamente le fonti sono concentrate soprattutto nella regione araba), e ai problemi ambientali, primo fra tutti il riscaldamento globale.
Possiamo aspettarci qualche novità? La prima è appunto il ritorno del carbone, che già alimenta un terzo dell’elettricità inglese, metà di quella tedesca e statunitense, tre quarti di quella cinese e indiana. E la cui estrazione sta tornando a essere un business vantaggioso per la crescente domanda anche di paesi come gli Usa. Inoltre, le tecnologie moderne consentono di ridurre l’impatto ambientale del minerale nero.
L’altra novità che il prossimo futuro probabilmente ci riserva è una significativa sostituzione del petrolio con il gas naturale. I vantaggi importanti sono due: le sue riserve sono meno concentrate geograficamente ed è più pulito. Lo svantaggio è che si tratta di un gas e come tale meno facile da trasportare del petrolio (il sistema dei gasdotti è complesso e perciò non molto ramificato e a lunga gittata). Nonostante lo sforzo finanziario sia ingente, con poche società in grado di sostenerlo, si sta diffondendo la pratica di costruzione di impianti di liquefazione e successiva rigassificazione del Lng (gas naturale liquido). (3)
Spostarsi dal petrolio all’accoppiata carbone-gas certamente avrebbe vantaggi di costo. Secondo la Royal Academy of Engineering (marzo 2004), il costo di generazione di un kilowattora in centesimi di euro è 3,3 nel caso del gas-ciclo combinato con turbina e di 4,2 gas-turbina, di 3,7 nel caso del carbone in polvere e di 6,7 nel caso di carbone in polvere con abbattimento dei fumi. (4)

Forse, non è un caso se il recente decreto governativo che ha autorizzato la costruzione di ventidue nuove centrali elettriche alimentate da combustibili fossili con una capacità complessiva superiore a 11 gigawatts (un terzo in più rispetto all’attuale), prevede che esse bruceranno gas con ciclo combinato, mentre un paio di quelle esistenti saranno riconvertite a carbone o orimulsion, una specie di olio combustibile alquanto inquinante. Naturalmente, c’è da augurarsi che il ritorno nostrano al carbone si accompagni all’adozione delle più moderne tecniche di abbattimento delle emissioni nocive.

(1) Istruttivo è l’articolo “Fired up with ideas”, in The Economist del 6 luglio 2002.

(2) Sul nucleare da segnalare il recente ponderoso studio interdisciplinare del Mit, “The Future of Nuclear Power”, scaricabile all’indirizzo htto://web.mit.edu/nuclearpower/. Sul caso dell’Iran si veda l’esauriente storia “The world of the ideologues” in The Economist del 2 settembre 2004.

(3) Ancora una volta: “The future’s a gas”, The Economist 28 agosto 2004 e “The future is clean”, The Economist 2 settembre 2004.

(4) Traiamo questi numeri da “The cost of generating electricity” rintracciabile all’indirizzo http://www.raeng.org.uk/news/temp/co...commentary.pdf.

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02-11-2004
Aria di idrogeno in Italia
Luca Rizzi
Massimo Tavoni

La stabilizzazione della concentrazione atmosferica di anidride carbonica, obiettivo primario della convenzione delle Nazione Unite sul cambiamento climatico del 1992, passa obbligatoriamente attraverso la diminuzione delle emissioni annuali. Il tema è quanto mai attuale perché l’entrata in vigore del Protocollo di Kyoto imporrà all’Italia di ridurre le emissioni di gas serra del 6,5 per cento rispetto ai livelli del 1990.

Le “responsabilità” del comparto elettrico

Il solo comparto elettrico è responsabile per il 25 per cento (anno 2000) delle emissioni di CO2 in Italia e sarà quindi chiamato a svolgere un ruolo importante nel rispetto del Protocollo. Tuttavia, nel periodo 1990-2000 l’evoluzione delle emissioni del settore ha registrato un incremento del 12 per cento: l’introduzione di impianti ad alto rendimento a gas naturale non è bastata a controbilanciare l’aumentata domanda di energia elettrica, traducendosi così in un complessivo deterioramento della posizione del settore elettrico nei confronti dei vincoli di Kyoto.

Fra le varie soluzioni prospettate per contenere le emissioni, l’economia dell’idrogeno è spesso citata come una prospettiva incoraggiante, seppur ancora incerta. Quasi sempre, però, si sente parlare dell’utilizzo dell’idrogeno nel settore dei trasporti, mentre molto meno spazio è dedicato a un suo possibile impiego nella produzione di energia elettrica. La ragione di questa disparità è da attribuire al fatto che i veicoli con motori elettrici alimentati a idrogeno sono l’unica possibilità di riduzione in un settore come quello dei trasporti tipicamente caratterizzato da alti livelli di emissioni diffuse.
In un recente studio, i ricercatori della Fondazione ENI Enrico Mattei si sono chiesti sotto quali condizioni l’idrogeno possa svolgere un ruolo anche nella produzione elettrica italiana da qui al 2020.
L’analisi raccoglie diverse tecnologie – da quelle tradizionali termoelettriche e rinnovabili fino a quelle a idrogeno disponibili - considerandone i costi industriali, le emissioni specifiche di CO2, i costi esterni da inquinamento locale e i vincoli di capacità esistente e installabile. I costi dipendono sia da variabili specifiche a ogni tecnologia (efficienza, costi di investimento, di servizio, eccetera) che da variabili generali (prezzi dei combustibili).

L’idrogeno, però, non è una fonte primaria. Deve essere ricavato da altre fonti energetiche e quindi è a tutti gli effetti un vettore energetico. Visto il breve l’orizzonte considerato nello studio, le uniche tecnologie che risultano economicamente competitive per la produzione di idrogeno sono quelle che utilizzano fonti fossili, e dunque sono anch’esse caratterizzate da un fattore di emissione di CO2 . Sembrerebbe un paradosso termodinamico: dal gas o dal carbone si fa idrogeno e dall’idrogeno elettricità, aggiungendo così un dispendioso passaggio intermedio.
La soluzione dell’impasse viene da un’altra tecnologia: il sequestro geologico della CO2. Qui, l’anidride carbonica viene sequestrata proprio nella fase di produzione di idrogeno, vale a dire prima della combustione. Questo permette un migliore isolamento della CO2 a un costo marginalmente inferiore rispetto al sequestro in impianti termoelettrici tradizionali, rendendo la produzione di elettricità via idrogeno una soluzione possibile.

Quando arriva l’idrogeno

Politiche di riduzione dei gas serra sono comunque una condizione indispensabile per l’adozione, seppur limitata, di tecnologie a idrogeno: la produzione di energia elettrica da idrogeno non risulta competitiva in termini di semplici costi industriali, e il suo sviluppo è legato alle penalità – in termini di costo o di livelli di emissioni permessi - che saranno attribuite alle emissioni di CO2. L’analisi si è perciò concentrata su diversi scenari di regolamentazione, sia nazionale che internazionale, anche perché l’orizzonte considerato cade oltre il primo periodo di Kyoto (2008-2012).

In un scenario di normale crescita della domanda elettrica, i risultati indicano che l’idrogeno potrebbe incominciare a far capolino nel mix elettrico italiano (con una percentuale dello 0,5 per cento sulla produzione nazionale) solo a condizione che le emissioni di CO2 siano limitate almeno ai livelli imposti da Kyoto (-6,5 per cento sul 1990), oppure che il costo della CO2 si aggiri attorno ai 100 dollari per tonnellata. In uno scenario post-Kyoto con un limite alle emissioni ancora più stringente (-10 per cento sul 1990), l’idrogeno potrebbe contribuire alla produzione elettrica nazionale con una quota fino al 2 per cento. (1) In questo caso, l’idrogeno sarà prodotto da fonti fossili e l’elettricità attraverso combustione (con turbine appositamente modificate per bruciare l’idrogeno), in attesa che i sistemi elettrochimici come le spesso citate “fuel cells” diventino competitive per la produzione elettrica di larga scala.
L’idrogeno, dunque, potrebbe giocare un ruolo nella produzione elettrica italiana fin dal 2020, a condizione che la politica di riduzione della CO2 continui a far spirare “aria di idrogeno” anche in Italia.


(1) Gli scenari non prevedono la possibilità di ricorrere a riduzione extra-paese che potrebbero rendere i vincoli meno stringenti.

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