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CCC/246

La concorrenza fra i mercati del carbone e del gas nella generazione elettrica in Asia
Nigel Dong, Paul Baruya

Questo report mette in luce le complesse dinamiche che hanno influenzato e influenzeranno le politiche energetiche nel continente Asiatico.
Nel 2013 il petrolio ha soddisfatto il 33% della domanda globale di energia primaria, mentre carbone e gas naturale rispettivamente il 30% e 24%. L’aumento del consumo di carbone e di gas naturale e della concorrenza tra loro sarà strettamente legato all’andamento del mercato e alle politiche energetiche adottate dai singoli Paesi. Studi condotti per valutare le riserve di carbone e di gas, hanno messo in evidenza che agli attuali livelli di consumo vi sarà disponibilità di carbone per circa 113-133 anni e per 55.1-59.6 anni per quanto riguarda il gas.
Questo report cerca di capire quali sono i principali fattori che determineranno l’aumento dei consumi dei due vettori energetici in Asia, andando ad analizzare nel dettaglio la situazione nei principali Paesi del Continente.
I parametri economici presi in esame sono i seguenti:
1) Costo dell’impianto ed interessi;
2) Costi operativi e di manutenzione;
3) Costo del combustibile.
Per brevità di trattazione non si riporteranno le tabelle con tutti i parametri calcolati per i singoli Paesi, che sono comunque disponibili nel documento originale.

Cina
Mix energetico
La Cina è il più grande produttore di energia elettrica al mondo. La generazione di energia elettrica è basata per il 75% sul carbone, poi 17% idroelettrico, 2.2% gas naturale, 2% eolico e 2% nucleare. Negli ultimi anni vi è stato un consistente aumento del consumo di carbone e dell’energia prodotta dalle fonti energetiche rinnovabili. Il consumo di petrolio si è invece bruscamente ridotto a causa delle politiche adottate dal governo cinese.
Le riserve di gas naturale della Cina erano alla fine del 2011 pari a 90.9 tcm (trillion cubic metres). È stato però dimostrato che solo 3.8tcm sono attualmente sfruttabili. Le riserve di gas non convenzionali sono anche esse notevoli e stimate in circa 10.9tcm per il gas presente nei giacimenti di carbone e 12tcm per le sabbie compatte. Inoltre la Cina ha ingenti riserve di gas di scisto pari a circa 31.6tcm.
Il 12° piano quinquennale (FYP) mira ad un’estrazione di gas pari a 138.5bcm (billion cubic metres). Un obiettivo molto ambizioso. Per raggiungerlo il governo centrale Cinese ha in programma un piano di aiuti che incentivi l’estrazione del gas anche da riserve difficili da sfruttare e quindi non attualmente competitive.
La Cina era autosufficiente per quanto riguarda la produzione di gas sino al 2006. Da allora ha incominciato a importare gas da altri Paesi asiatici (Turkmenistan, Kazakhstan, Uzbekistan, Myanmar). Nel 2013 il gas importato era pari a 24.5 bcm. Nel 2015 è stimato in 93.5bcm.
Attualmente la Cina importa gas attraverso 3 gasdotti, con una capacità totale di importazione di 85 bcm/y. Il gasdotto Sino-Myanmar è in fase di realizzazione e ha una capacità di 12bcm/y.
Inoltre un importante accordo è stato siglato tra Russia e Cina per l’importazione di gas (per una quantità di circa 38bcm/y). Se tutti i progetti avviati andranno a compimento la Cina avrà una capacità d’importazione pari a 301.2bcm, circa 5.5 volte la quantità importata nel 2013.
La Cina si sta dotando di altri 7 impianti di rigassificazione per portare nei prossimi anni la sua attuale capacità di gassificazione da 69.0bcm (2015) a 136.2 bcm.
Carbone
La Cina ha riserve stimate di carbone a una profondità minore di 2000m pari a 5900Gt. Le riserve accertate e sfruttabili sono circa 114.5 Gt (2013) di cui 62Gt sono di antracite e carboni bituminosi, 33.7Gt di carboni sub-bituminosi e 18.6Gt di lignite.
La Cina è il terzo paese al mondo per riserve di carbone: dal 2000 al 2013 ha più che raddoppiato la sua produzione (3.68Gt nel 2013), il che implica che dispone di carbone per altri 31 anni, senza considerare le riserve di carbone attualmente meno convenienti da sfruttare. La Cina è anche il paese che importa più carbone al mondo: nel 2012 essa ha importato 288 Mt e ne ha esportato solo 9.
Allo stato attuale gli impianti alimentati a gas naturale presentano costi notevolmente superiori rispetto agli impianti a carbone, sia sub-critici che super-critici. Essi presentano infatti maggiori costi d’investimento iniziale e un costo del gas per milione di Btu decisamente più elevato.
Il governo di Pechino nel 2013 ha liberalizzato i mercati del carbone e del gas, fissando il prezzo delle due fonti sulla base dell’equilibrio tra domanda e offerta. Questo ha comportato una variazione dei prezzi e un conseguente riassestamento del mercato.
Il sistema industriale cinese ha la sua spina dorsale nel termoelettrico a carbone con 300GW di nuovi impianti realizzati tra il 2011 e il 2015 e soli 56GW di nuovi impianti realizzati alimentati a gas.
Nel 2012 la Cina si è dotata di una normativa sulle emissioni inquinanti derivanti dagli impianti termoelettrici simile a quella attualmente in vigore nell’Unione Europea e negli USA. Questa nuova normativa avrà un impatto sugli impianti a carbone, più inquinanti rispetto a quelli alimentati a gas. Quindi il ruolo del gas nel mix energetico in futuro sarà apprezzabile solo in quelle regioni della Cina dove per rispettare i limiti normativi sulle emissioni si dovrà limitare l’uso del carbone.

India
Mix energetico
La produzione totale di energia elettrica in India è raddoppiata tra il 2000 e il 2012. L’energia elettrica generata mediante la combustione di carbone è pari al 71%, mentre l’idroelettrico ne produce l’11%, l’8% arriva dal gas naturale. Le previsioni al 2035 evidenziano che il carbone resterà il pilastro portante del mix energetico indiano. Infatti dei 76GW di nuovi impianti (che verranno costruiti entro il 2035) ben 62.7GW saranno alimentati a carbone. L’energia elettrica generata da gas naturale passerà dall’attuale 8% al 12%.
Gas
Le riserve di gas indiane attualmente sfruttabili sono pari a 38.23tcm, di cui il 74% offshore. Mantenendo gli attuali livelli di estrazione l’India ha una disponibilità di gas di circa 40anni.
L’India è attualmente il quarto importatore mondiale di gas naturale, per lo più attraverso il trasporto navale. Il governo di Nuova Delhi sta adesso valutando di dotarsi di gasdotti per facilitare l’importazione.
Attualmente il gas è determinato da tre regimi di prezzi: il primo legato alla produzione statale, il secondo al gas rigassificato e il terzo alla produzione di gas legato alle nuove licenze di estrazione.
Carbone
Le riserve di carbone indiano a una profondità inferiore a 1200 metri sono state stimate in 293.5Gt, di cui 117Gt sono provate e disponibili. L’India è il quarto paese al mondo per riserve di carbone dopo USA, Russia e Cina: ipotizzando un incremento annuo di estrazione del 5%, ha carbone per altri 45 anni. L’India importa circa il 19% del carbone, principalmente dall’Indonesia e Sud Africa.
Il costo per la realizzazione di nuovi impianti a gas è minore in India rispetto a quello degli impianti a carbone, ma c è da mettere in evidenza che il costo del gas è molto maggiore rispetto al costo del carbone.
L’India sta affrontando diverse sfide per l’approvvigionamento elettrico, perché circa un quarto della popolazione non ha accesso alla corrente elettrica, inoltre le centrali non sono affidabili e vi è un problema legato al furto di carbone e di energia elettrica.
Altro grosso problema è la carenza di gas e carbone, legata al duplice fatto che le infrastrutture locali sono obsolete e i porti non sono in grado di gestire una cosi grande mole di risorse. Per risolvere questo problema il governo indiano ha elaborato diversi piani d’azione, ponendo come primo obbiettivo quello di portare la corrente elettrica in tutto il Paese.

Indonesia
Mix energetico
L’Indonesia è l’economia più grande nel sudest asiatico. A causa della sua conformazione geografica (è l’arcipelago più esteso al mondo) risulta problematico assicurare a tutta la popolazione l’accesso alla corrente elettrica. La produzione di elettricità è basata per metà sul carbone, mentre il gas e il gasolio hanno una quota rispettivamente pari al 27.5% e 11.2%. L’energia idroelettrica e quella geotermica hanno quote pari al 6.5% e 4.8%. L’attuale piano di sviluppo energetico prevede principalmente la realizzazione di centrali termoelettriche a carbone per circa 18GW.
Gas
Le riserve di gas indonesiane ammontano a 4.27tcm (2012). Le riserve di gas naturale sono per lo più gestite da compagnie straniere. Il volume di gas estratto nel 2012 si è attestato a 89.9bcm. Meno di quello estratto nel 2010. Il governo indonesiano vuole anche sfruttare le riserve di gas presenti nei giacimenti di carbone, ponendosi come obbiettivo quello di raggiungere i 5bcm/anno.
L’Indonesia esporta gas verso tanti Paesi come per esempio Cina, Malesia, Corea del Sud e Giappone ricoprendo il ruolo di leader nelle esportazioni in Asia. Inoltre il governo indonesiano ha deciso di dotarsi di rigassificatori per potenziare le proprie infrastrutture del gas.
Carbone
L’Indonesia è il più grande esportatore di carbone al mondo. Il governo indonesiano incoraggia il consumo di carbone e impone che le compagnie locali vendano parte del carbone estratto al mercato interno, al fine di garantire un corretto e competitivo approvvigionamento delle centrali elettriche.
L’Indonesia ha grandi riserve di carbone, stimate in circa 120Gt. Di questi 28Gt sono immediatamente sfruttabili, garantendo cosi una disponibilità di carbone per 79 anni ai livelli di produzione del 2011 (353Mt).
Dall’analisi economica emerge che gli impianti alimentati a gas presentano un costo d’investimento e un costo del combustibile inferiore a quello delle centrali a carbone. Le centrali a carbone possono diventare più competitive solo se miglioreranno il loro coefficiente di utilizzo e la loro efficienza. Considerando inoltre che nei prossimi 10 anni il costo del gas aumenterà, gli impianti a carbone godranno di un vantaggio competitivo notevole.

Tailandia
Mix energetico
La Tailandia genera l’energia elettrica per il 67% da gas naturale, per il 20% da carbone e per il 5% dall’idroelettrico e circa il 7% viene importata. Gli impianti a gas hanno un alto fattore di utilizzazione (70% circa), leggermente superiore a quello degli impianti alimentati a carbone. Gli impianti a gas sono sia a ciclo combinato che semplici turbine; mentre gli impianti a carbone sono generalmente sub-critici.
Gas
Le riserve di gas tailandesi sono stimate in 572 Mtoe, di cui 222Mtoe dimostrate e sfruttabili. Nel 2012 la produzione di gas naturale si è attestata a 41.4 bcm. Inoltre la Tailandia ha importato nel 2012 circa 17bcm.
Carbone
Le riserve di carbone in Tailandia ammontano a 577Mtoe di lignite, di cui 340 Mtoe sono riserve dimostrate, e che garantiranno altri 65 anni ai livelli di estrazione attuale. La Tailandia nel 2012 ha importato circa 10.4 Mt di carbone, principalmente di tipo bituminoso o sub bituminoso.
L’impegno finanziario per la realizzazione di un nuovo impianto a gas più basso rispetto a un nuovo impianto termoelettrico a carbone. Risulta però maggiore il costo del combustibile per gli impianti alimentati a gas. Questo spiega perché in Tailandia vi è un elevato costo dell’energia elettrica.
Inoltre le previsioni fatte sul costo del gas hanno messo in evidenza che il prezzo del gas tenderà ad aumentare ulteriormente, rendendo meno competitivi gli impianti così alimentati. Entro il 2030 il governo tailandese ridurrà la dipendenza dal gas di circa il 6.6% e aumenterà le importazioni di carbone.
È importante mettere in evidenza che l’opinione pubblica tailandese è contraria alla costruzione di nuove centrali a carbone, in quanto in passato sono stati commessi gravi errori di gestione con conseguenze pesanti per l’ambiente e le popolazioni nei pressi degli impianti.

Malesia
Mix energetico
La Malesia è il terzo Paese per consumo di energia e il primo per consumo di energia procapite. L’elettricità viene prodotta per il 43% da gas naturale e per il 41% da carbone e solo per circa il 7% tramite centrali idroelettriche.
Gas
Le riserve stimate di gas sono di 2.78tcm, per il 51% offshore. Nel 2013 la produzione di gas naturale si è attestata sui 69.1bcm e a questi livelli di produzione la Malesia può estrarre gas per ancora 40 anni.
La Malesia è un forte esportatore con circa 35bcm esportati all’anno. Nel 2013 è entrato in funzione il primo impianto di rigassificazione con una capacità di 5.2bcm/anno; inoltre saranno realizzati altri due impianti di rigassificazione principalmente per alimentare due impianti termoelettrici a gas. In conclusione è importante mettere in evidenza che il costo del gas in Malesia negli ultimi anni è aumentato notevolmente.
Carbone
Le riserve di carbone sono 1938Mt, di cui 280Mt accertate. L’estrazione di carbone nel 2012 si è attestata a 2.9Mt (principalmente lignite). Il fabbisogno nazionale di carbone e pari a circa 25.2Mt di cui il 76% impiegato negli impianti termoelettrici. Tra il 2000 e il 2012 il consumo di carbone è aumentato di 7 volte. Questo fabbisogno è stato soddisfatto principalmente dal carbone importato.
Dagli studi condotti è emerso che gli impianti alimentati a gas hanno tutti i parametri economici migliori rispetto ai parametri economici degli impianti termoelettrici alimentati a carbone: minori costi d’investimento iniziale, minori costi di manutenzione e inoltre il gas per generazione elettrica in Malesia costa pochissimo.
In futuro sarà importante capire se il governo malese porterà il prezzo del gas a livello del prezzo del gas dei mercati internazionali. Un aumento consistente del prezzo del gas porterà gli impianti termoelettrici alimentati a carbone ad essere più competitivi, anche se bisogna comunque considerare che la Malesia importa molto carbone e di conseguenza risente delle fluttuazioni del suo prezzo.

Vietnam
Mix energetico
L’energia elettrica è prodotta per il 43% da impianti idroelettrici,per il 36% da impianti alimentati a gas e infine per il 18% da carbone. Il carico di base è soddisfatto da centrali subcritiche alimentate a carbone.
Il sistema elettrico del Vietnam necessita di investimenti stranieri per svilupparsi. Tra il 2014 e il 2018 verranno realizzati 13GW di nuove centrali alimentate a carbone per metà sub-critiche e per metà ultra-supercritiche.
Gas
Le riserve di gas stimate sono di circa 0.6tcm dato del 2013. L’estrazione di gas è aumentata considerevolmente passando da 1.6bcm nel 2000 a 9.8bcm nel 2013. Il Vietnam è autosufficiente per quanto riguarda l’approvvigionamento di gas naturale.
Per soddisfare la crescente domanda di gas in futuro il Vietnam sarà costretto ad importare gas. Attualmente il suo prezzo è molto basso, se comparato con quello del mercato internazionale.
Carbone
Le riserve di carbone sono stimate in 3.1Gt. La produzione nel 2012 si è attestata su 42.4 Mt; a questo livello il Paese avrà una disponibilità di carbone per 65-74 anni. Attualmente il Vietnam esporta antracite per 15Mt/anno – in forte riduzione rispetto agli anni precedenti a causa della crescente domanda interna.
Gli impianti alimentati a gas sono più competitivi di quelli a carbone, sia per quanto riguarda l’investimento iniziale che per il costo del combustibile. Questo è anche dovuto al più alto rendimento degli impianti alimentati a gas, che risulta essere di circa il 54% per gli impianti combinati e del 37% per gli impianti sub-critici.
Pur essendo le centrali alimentate a gas più competitive rispetto a quelle alimentate a carbone, il Vietnam, come detto, sta costruendo 13GW di centrali di nuova generazione alimentate a carbone. Scelta basata sulle previsioni di riduzione della produzione interna di gas e di conseguente forte aumento del suo prezzo. Questa politica però potrà comportare un aumento del prezzo del carbone.

Filippine
Mix energetico
Le Filippine sono il minor consumatore di energia d’Asia. Negli ultimi vent’anni il consumo è triplicato. È importante mettere in evidenza che il 30% della popolazione non ha accesso alla corrente elettrica.
L’energia elettrica è prodotta per il 38.8% da carbone, 26.9% dal gas, 14.1% da centrali idroelettriche e 14.1% da centrali geotermiche. Solo il 0.4% dell’energia proviene da fonti energetiche rinnovabili.
Entro il 2030 le Filippine dovranno costruire nuove centrali per un totale di circa 13.2GW. Inoltre dovranno essere sviluppati anche i collegamenti elettrici con le isole.
Gas
Le riserve di gas stimate sono 0.7-1.1tcm ci cui 96-153bcm sfruttabili. Nel 2013 la produzione di gas si è attestata a 3.5bcm, che per il 94% viene consumato da tre impianti a ciclo combinato. Per questo motivo il Paese si sta dotando del suo primo impianto di rigassificazione, che farà fronte insieme all’esplorazione di nuovi pozzi di gas alla crescente richiesta di gas.
Carbone
Le riserve di carbone sono difficili da stimare in quanto non sono stati condotti studi completi al riguardo. Comunque sono comprese tra 316Mt e 19Gt, principalmente composte da lignite e carboni sub-bituminosi. L’estrazione di carbone è passata dagli 1-2Mt del 2003 agli 8.15Mt nel 2012. Solo 3.17Mt sono state esportate. Le Filippine sono il maggiore importatore di carbone dell’area, con ben 11.9Mt importate nel 2012.
Dall’analisi economica è emerso che il costo di realizzazione e manutenzione è molto minore per gli impianti alimentati a gas. Però il costo del kWh prodotto con gli impianti a gas è leggermente superiore rispetto a quello del kWh prodotto con impianti sub-critici alimentati a carbone, questo è legato al fatto che il gas costa molto più del carbone. Il mercato elettrico negli ultimi anni si è fortemente deregolamentato, ma il governo sta ancora lavorando per aprire alla concorrenza il mercato elettrico.
In base al corretto funzionamento del mercato elettrico si deciderà su quale tipologia di combustibile puntare. Si pensa comunque che il prezzo del gas avrà un trend di crescita, rendendo cosi ancora più competitive le centrali alimentate a carbone.

Giappone
Mix energetico
Il mix energetico giapponese ha subito un radicale cambiamento a seguito dell’incidente di Fukushima. Su 50 impianti nucleari solo 2 stanno funzionando. Anche le centrali a carbone hanno risentito del terremoto, infatti le importazioni di carbone sono diminuite di 10 Mt/anno.
L’attuale consumo di petrolio per la produzione di energia elettrica non è sostenibile nel lungo termine. Tra il 2014 e il 2017 saranno realizzati 3.3GW di impianti alimentati a gas e solo 1GW di impianti alimentati a carbone.
Il Giappone non dispone di adeguate riserve di gas o carbone: è il più grande importatore al mondo di gas (119bcm nel 2013).
Carbone
Il Giappone importa tutto il carbone di cui necessita; nel 2012 ha importato 129Mt principalmente da Australia, Indonesia e Russia.
Dall’analisi economica svolta è emerso che in Giappone il costo di investimento per la realizzazione di nuovi impianti è minore per quelli combinati. L’elevato costo del gas però li rende meno competitivi.
Gli impianti col costo inferiore per kWh sono gli ultra-super-critici a carbone. Ma su questi pesano maggiormente anche le tasse sull’anidride carbonica emessa.
Il Giappone ha attualmente una maggiore produzione di energia elettrica da gas, e questa quota in futuro tenderà ad aumentare. Il prezzo del gas sarà determinante e deciderà l’aumento o la riduzione dei costi energetici giapponesi.

Sud Corea
Mix energetico
Il mercato elettrico sudcoreano è dominato da compagnie statali. Nel 2012 l’energia elettrica veniva generata da carbone per il 45%, per il 28% da impianti nucleari e per il 21% da gas naturale e circa 1% da fonti energetiche rinnovabili. Sia gli impianti nucleari che quelli alimentati a carbone hanno un fattore di utilizzazione altissimo, rispettivamente del 90% e 86%. Tra il 2014 e il 2018 in Sud Corea si costruiranno 9GW di centrali alimentate a gas, 10.5GW a carbone e 6.7GW col nucleare.
Gas
La Corea del Sud importa il 97% della sua domanda energetica. La Corea del Sud ha prodotto 1bcm di gas naturale nel 2012, circa il 2% del suo fabbisogno. Tutto il gas importato viene trattato attraverso 3 impianti di rigassificazione. Un quarto è in fase di realizzazione. L’importazione nel 2013 si è attestata a 54.2bcm: il secondo più grande importatore di gas al mondo.
Carbone
La Corea del Sud produce solo 10Mt di antracite l’anno. Nel 2012 sono state importate 94.3Mt di carbone e 31.3Mt di carbone coke, principalmente da Canada, Cina e Russia.
Dall’analisi economica effettuata risulta che l’impegno economico per costruire nuove centrali a ciclo combinato è minore rispetto a quello per costruire centrali a carbone. Quelle “ultra-super-critiche” presentano i migliori indici economici e garantiscono un prezzo del kWh minore. Questo è legato principalmente al fatto che il gas è notevolmente più costoso del carbone.
In futuro verranno costruite nuove centrali a carbone per 20.4GW e solo 9.8GW di impianti alimentati a gas. In futuro nella Corea del Sud il prezzo del gas resterà alto e quindi le centrali a carbone saranno più convenienti.

L’impatto del gas di scisto (shale gas) americano sul mercato asiatico del gas e del carbone
Dal 2005 gli USA hanno avviato l’estrazione del gas fratturando idraulicamente le rocce. Le riserve stimate ammontano a circa 65.1tcm. Gli Stati Uniti hanno di conseguenza aumentato del 34% la produzione di gas e ridotto di circa il 50% le importazioni tra il 2005 e il 2013.
Come conseguenza ulteriore gli impianti alimentati a gas sono diventati molto più competitivi. I nuovi impianti di gassificazione che si stanno realizzando potrebbero comportare un aumento del prezzo del gas, rendendo nuovamente il carbone competitivo. Diversi terminali per l’esportazione di carbone sono attualmente in fase di valutazione nella costa pacifica degli USA, anche se solo uno probabilmente verrà realizzato con una capacità di 8Mt\anno.
Il prezzo del gas molto contenuto ha favorito un notevole interesse per l’esportazione del gas in Asia. L’esportazione di grandi volumi di gas è però frenata dalle autorità americane, in quanto questo potrebbe aumentare il prezzo di gas nel proprio territorio.

Conclusioni
Dallo studio emerge che il carbone rimane un’opzione attraente in tutti i Paesi asiatici presi in esame. In Cina, India, Indonesia, Filippine e Corea del Sud, dove la generazione elettrica è basata sul carbone, il carbone rimarrà il principale vettore energetico. Per gli altri paesi del Sudest asiatico, dove il gas naturale è il principale vettore energetico, il carbone sarà comunque attraente, per le difficoltà di approvvigionamento di gas previste in futuro. In Giappone, il gas può diventare più importante del carbone a causa dell’incertezza sulla politica energetica del governo e della nuova carbon tax, che mette svantaggia il carbone rispetto al gas.
Il costo del kWh non è l’unico fattore determinante per la competizione tra carbone e gas. In Malesia e Vietnam, per esempio, il basso costo del gas rende il costo medio di generazione della flotta alimentata a gas inferiore a quello delle centrali a carbone. Tuttavia, questi due Paesi stanno tentando di utilizzare più carbone che gas. Anche il Giappone sta effettuando una scelta in apparente controtendenza costruendo più impianti alimentati a gas che a carbone, questo per garantirsi un mix energetico più bilanciato
L’elevata produzione di shale gas (o gas di scisto) ha notevolmente ridotto il costo del gas, favorendone il consumo per la produzione di energia elettrica. Aumenta così la disponibilità di carbone per l’esportazione anche se vi è una forte carenza di infrastrutture portuali.
In conclusione le analisi di questo rapporto si basano su un confronto dei costi di generazione tra gli impianti alimentati a gas e gli impianti alimentati a carbone dei nove paesi asiatici.
Tuttavia, un’analisi più approfondita per ciascun paese è consigliabile al fine di considerare i differenti mix energetici, nonché la dislocazione geografica degli impianti a carbone e a gas. APorcu