La crisi energetica cinese

Le crisi energetiche in Cina si verificano quando una forza inarrestabile (il mercato) incontra un oggetto inamovibile (lo Stato e la sua pianificazione centrale). È quel che accade anche in quella attuale, con la differenza che avviene nel contesto della transizione energetica. Il governo ha dato mandato alle imprese di comprare carbone, metano, petrolio “a qualsiasi prezzo”, così alimentandone l’ascesa sui mercati internazionali. Se pensavamo che le interruzioni della catena di approvvigionamento per il settore manifatturiero fossero già intollerabili, la situazione peggiorerà molto, prima di migliorare. L’analisi di Philip Andrews-Speed dell’Università di Singapore tratta dal suo blog.

L’attuale crisi energetica cinese ha numerosi precedenti. Il più grave è stato quello del 2003, quando, ancora una volta, le luci si spensero in tutto il Paese. All’origine di quel blackout, la decisione del governo del 1999 di vietare la costruzione di nuove centrali elettriche e l’impennata economica iniziata nel 2002.

È la forza inarrestabile del mercato che incontra un oggetto inamovibile: lo Stato e il suo Piano. Il settore energetico cinese è infatti incagliato tra mercato e pianificazione. Quando avviene uno scontro, sono i consumatori a rimetterci. La differenza chiave con le precedenti crisi è che l’attuale avviene nel contesto della transizione verso fonti energetiche low-carbon.

La crisi energetica cinese: una forza inarrestabile (il mercato) incontra un oggetto inamovibile (lo Stato)

Cominciamo dallo Stato. Per affrontare i cambiamenti climatici, il governo ha imposto alle province e regioni un “dual control”, stabilendo un tetto annuale sul consumo energetico e l’intensità energetica. Circa 20 province e regioni sono sulla buona strada per superare almeno uno di questi massimali. Tra questi, i peggiori trasgressori sono le province costiere del Sud e dell’Est del Paese.

Negli ultimi mesi, il governo ha sospeso l’attività di alcune miniere di carbone per ragioni ambientali e di sicurezza. Continua inoltre il ​​programma nazionale di dismissione delle miniere più piccole. Già ad aprile 2021, la scarsità di carbone ha iniziato a destare forti preoccupazioni.

La carenza è stata esacerbata dal divieto di importazione dall’Australia. Nonostante l’approvvigionamento da altri paesi, le importazioni di carbone da gennaio ad agosto 2021 sono diminuite del 10% rispetto allo stesso periodo del 2020.

La scarsità di carbone destava preoccupazioni già ad aprile

Lo Stato impone vincoli al settore energetico anche lato regolazione. Sebbene una quantità crescente di elettricità venga scambiata sui mercati energetici provinciali, molti di questi mercati non sono ancora molto efficienti. Una grande quantità di energia continua ad essere venduta sulla base di contratti annuali con tariffe concordate. Queste tariffe “on-grid” o all’ingrosso possono aumentare solo del 10% durante l’anno. Inoltre, i prezzi per i consumatori domestici sono strettamente controllati e tenuti bassi.

Passando ora al mercato, la crescita economica e le esportazioni hanno continuato ad accelerare per gran parte del 2021 causando nel periodo gennaio-agosto un aumento della domanda elettrica del 13,8% rispetto agli stessi mesi del 2020.

Allo stesso tempo, i prezzi nazionali del carbone – fonte che copre oltre il 60% della generazione elettrica – sono più che raddoppiati nell’ultimo anno. Di fronte ai prezzi elevati della materia prima e alle tariffe on-grid non sufficientemente flessibili, le centrali elettriche a carbone hanno ridotto la generazione per evitare le perdite associate a ogni kWh prodotto.

Lo Stato impedisce la flessibilità che vorrebbe il Mercato

A fine settembre 2021, nella regione dove opera la State Grid Corporation circa il 20% della capacità nazionale a carbone non era in funzione. Un ammanco di circa 220 GW dovuto per metà a fermi manutentivi e per l’altra alla difficoltà di reperire la materia prima.

Guardando da un altro punto di vista, le ore medie di utilizzo degli impianti a carbone in Cina tra gennaio e agosto 2021 sono state appena 2.988, ovvero il 51% del loro potenziale. Sebbene marginalmente superiore rispetto allo stesso periodo del 2019 e 2020, il valore è molto al di sotto della soglia operativa minima considerata vantaggiosa ai prezzi odierni del carbone: 5.500 ore, ovvero il 95%.

La scarsità di carbone e il prezzo elevato hanno ridotto inoltre le scorte delle centrali elettriche ad appena 80 milioni di tonnellate, mentre erano 120 milioni nello stesso periodo del 2020.

Anche le condizioni meteorologiche hanno avuto un ruolo in questa crisi. L’estate insolitamente calda del 2021 ha aumentato la domanda di raffrescamento, mentre la siccità ha ridotto la generazione idroelettrica nelle regioni sudoccidentali. Il calo della ventosità registrato a settembre nel Nord-Est del Paese ha ridotto la produzione elettrica dei parchi eolici.

L’intervento del governo

Come prevedibile, lo Stato è intervenuto. Il 29 settembre, la Commissione Nazionale per lo Sviluppo e le Riforme ha presentato la sua risposta.

Le miniere di carbone dovrebbero aumentare la produzione anche sforando il tetto produttivo annuale massimo (con la tacita possibilità che riprendano ad operare anche le miniere sospese) così come aumenteranno le importazioni: l’ultima settimana di settembre ha visto un forte aumento delle importazioni dall’Indonesia; anche il carbone australiano fermo nei porti da un anno è stato scaricato.

La priorità dovrebbe essere quella di inviare carbone alle centrali elettriche e agli impianti di teleriscaldamento. I contratti di fornitura preesistenti dovrebbero essere rispettati.

A loro volta, le centrali elettriche dovrebbero accumulare scorte di carbone per l’inverno e le società di rete dovrebbero dare priorità a rifornire i consumatori domestici. I governi locali dovranno collaborare con le società di rete per decidere come allocare le limitate forniture di energia ai diversi settori dell’economia, promuovendo il risparmio energetico delle industrie.

Nel frattempo, è stato autorizzato un aumento delle tariffe di rete del 10% e la provincia dello Shanxi fornisce elettricità ad altre 14 province. Può farlo perché ha molto carbone e numerose centrali elettriche a carbone, vanta inoltre un mercato energetico più efficiente di altri.

Per aumentare le forniture di gas naturale per riscaldamento e per le centrali termoelettriche, le compagnie petrolifere nazionali stanno cercando di acquistare GNL sul mercato spot, nonostante l’impennata dei prezzi.

Gli impatti della crisi: frena la produzione e la crescita

In breve, l’attuale crisi energetica eserciterà un’ulteriore pressione al ribasso sull’economia cinese, già in rallentamento. Molte fabbriche hanno sospeso la produzione, altre hanno fatto ricorso a generatori diesel. Come nella pandemia, sono le piccole imprese ad essere maggiormente colpite. A settembre 2021 il Manufacturing Purchasing Managers Index si è contratto per la prima volta da febbraio 2020, a 49,6.

Tra gli impatti internazionali, sarà inevitabile una continua pressione al rialzo sui prezzi del carbone e del gas naturale, nonché del petrolio, qualora i generatori diesel dovessero diffondersi maggiormente.

Se pensavamo che le interruzioni della catena di approvvigionamento per il settore manifatturiero fossero già intollerabili, la situazione peggiorerà molto, prima di migliorare. Senz’altro vi saranno molte altre conseguenze che non ho modo di affrontare qui.

Non è chiaro quanto velocemente rientrerà la crisi energetica, come non sono chiare le ripercussioni sulle emissioni di carbonio del Paese per il 2021. Nel breve termine, il governo centrale cinese dovrà percorrere uno stretto passaggio tra il mantenimento della stabilità sociale e il rispetto della strategia di mitigazione dei cambiamenti climatici.

Questo post è una traduzione dell’articolo di Philip Andrews-Speed, China’s Energy Crisis: Unstoppable Force Meets Immoveable Object, pubblicato il 6 ottobre 2021 su andrewsspeed.com

Philip Andrews-Speed, Senior Principal Fellow – Energy Studies Institute – National University of Singapore

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