Pubblicato in: Devoluzione socialismo, Problemia Energetici, Unione Europea

Unione Europea. Il carbone tira alla grande, alla faccia del ‘clima’.

Giuseppe Sandro Mela.

2018-09-14.

carbone

Gran brutto segno prognostico essere affetti da allucinazioni!

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«Anche le rinnovabili …. Ma nel power mix globale il loro ruolo è tuttora marginale: al netto dell’energia idroelettrica, la quota era del 7,5% nel 2016»

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«Sotto il profilo ambientale, l’aspetto più inquietante è però l’estrema resilienza del carbone come fonte per la produzione di elettricità e calore: la sua quota nel mix globale, fa notare l’Aie, è ferma da quarant’anni intorno al 40%, nonostante nell’Ocse ci sia stato un crollo impressionante, da un picco del 44,4% nel 1985 al 26,9% odierno.»

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«Grazie alla risalita dei prezzi – che non ha riguardato soltanto il mercato europeo – anche le minerarie hanno rialzato la testa, aumentando del 3,1% le estrazioni, a 7,549 miliardi di tonnellate»

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«Secondo l’Agenzia internazionale dell’energia (Aie) i consumi globali di carbone nel 2017 sono risaliti dell’1%, anche se a trainare la ripresa sono stati solo i Paesi emergenti e in particolare l’India, che dal 2015 è diventata il secondo consumatore al mondo, scavalcando gli Usa. »

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«A parole tutti (o quasi) se ne vogliono liberare al più presto. Eppure il carbone in Europa non solo è ancora vivo e vegeto, ma i consumi nella generazione elettrica sono così forti che il prezzo per la prima volta da sei anni è tornato a superare la soglia dei 100 dollari per tonnellata»

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«In barba a tutte le ambizioni di phase-out sbandierate nel Vecchio continente, le centrali a carbone non solo rimangono in attività, ma il loro funzionamento potrebbe addirittura accelerare andando verso l’inverno»

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«il cosiddetto «switching» rischia di avvenire al contrario: in parole povere, ci sarà più elettricità generata dal carbone e meno dal gas, piuttosto che viceversa, come sarebbe auspicabile per l’ambiente.»

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«Il fenomeno è già osservabile in Germania – dove si produce “in casa” e si brucia molta lignite, scadente, superinquinante ma economica – e secondo gli analisti di S&P Global Platts si sta estendendo anche alla Gran Bretagna»

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«Oggi come oggi, tuttavia, la generazione da carbone in Gran Bretagna sta accelerando, perché i margini – anche nelle centrali meno efficienti – stanno diventando più appetibili di quelli delle migliori centrali a gas»

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«La situazione in Europa è insieme paradossale ed emblematica, in quanto avviene proprio nel continente che a livello globale ha assunto la guida della battaglia contro il cambiamento climatico»

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Così Treccani definisce il termine “sogno”.

«Immaginazione vana, fantastica, di cose irrealizzabili …. per indicare uno stato idillico di vita beata, un periodo di felicità»

Così Treccani definisce il termine “illusione”.

«Errore dei sensi o della mente che falsa la realtà. Le illusioni vanno considerate come percezioni reali falsate da rappresentazioni che si fondono così strettamente allo stimolo sensoriale che il soggetto perde la capacità di differenziare gli elementi sensoriali diretti da quelli riprodotti»

Così Treccani definisce il termine “illusione”.

«Fenomeno proprio, ma non esclusivo, di molti stati morbosi di competenza psichiatrica, per cui un individuo, indipendentemente da uno stimolo esterno, avverte delle […] quali partirebbe una stimolazione per i centri delle immagini attuali …. Esperienza percettiva in assenza di stimolazioni sensoriali esterne (percezione senza oggetto), che si presenta con i caratteri fisici della realtà, involontaria e non riconosciuta come errata …. L’allucinazione (dal latino alucinatio, derivato da alucinari, “vaneggiare, delirare”) indica lo stato psichico in cui un individuo percepisce come reale ciò che è immaginario»

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Per molti lustri l’Occidente liberal e socialista aveva preso nette posizioni avverse sia la estrazione sia l’uso del carbon fossile al fine di generare energia in apposite centrali termiche.

Durante tale periodo abbiamo assistito ad una continua serie di argomentazioni ed alla produzione di dati ritenuti essere probanti del danno causato dall’uso di tale combustibile. Alla fine si era fatta strada l’idea che il suo uso potesse essere bandito in modo totale dapprima entro il 2020, poi entro il 2022, indi antro il 2030.

La realtà dei fatti e la contabilità dei costi hanno demolito in modo implacabile tali assunti.

Gran brutto segno psichiatrico quando si perde la corretta percezione del reale.

Ma ancora peggio quando seguendo un’allucinazione vi si riversano sopra cifre da capogiro: nell’ultimo decennio.

Davos ed il ‘Clima’. 13,500 miliardi Usd, un business diventato incerto.

«Achieving the ambitions set out in Paris may require $13.5 trillion of spending through to 2030, according International Energy Agency data that shows the scale of the opportunity for business»

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«Only last year, clean energy investment stood at $287.5 billion, data compiled by Bloomberg New Energy Finance indicate»

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Il risveglio dalle allucinazioni è sempre molto doloroso.

Ma siamo franchi: donde mai si sarebbe potuto sperare di cavar fuori 13,500 miliardi Usd? Dieci volte tanto gli investimenti fatti dalla Cina nel Progetto Belt & Road?


Sole 24 Ore. 2018-09-06. Carbone più forte della politica: in Europa i consumi corrono (anche con prezzi record)

A parole tutti (o quasi) se ne vogliono liberare al più presto. Eppure il carbone in Europa non solo è ancora vivo e vegeto, ma i consumi nella generazione elettrica sono così forti che il prezzo per la prima volta da sei anni è tornato a superare la soglia dei 100 dollari per tonnellata.

Nemmeno lo straordinario rally dei permessi per l’emissione di anidride carbonica – triplicati di valore quest’anno e volati sopra 21 euro per tonnellata, un record dal 2008 – ha scoraggiato l’impiego del più inquinante tra i combustibili.

In barba a tutte le ambizioni di phase-out sbandierate nel Vecchio continente, le centrali a carbone non solo rimangono in attività, ma il loro funzionamento potrebbe addirittura accelerare andando verso l’inverno. Anche il gas infatti è rincarato moltissimo, in tutti gli hub europei. E se le dinamiche sul mercato non cambieranno, il cosiddetto «switching» rischia di avvenire al contrario: in parole povere, ci sarà più elettricità generata dal carbone e meno dal gas, piuttosto che viceversa, come sarebbe auspicabile per l’ambiente.

Il fenomeno è già osservabile in Germania – dove si produce “in casa” e si brucia molta lignite, scadente, superinquinante ma economica – e secondo gli analisti di S&P Global Platts si sta estendendo anche alla Gran Bretagna, Paese che invece è stato celebrato come il più virtuoso in Europa nel processo per l’eliminazione del carbone.

Le miniere britanniche ormai hanno tutte chiuso i battenti (anche se per motivi economici, più che ecologici) e ad aprile dell’anno scorso Londra ha festeggiato il suo primo giorno elettrico «coal free», un evento che da allora – grazie alle rinnovabili, ma anche al gas e all’energia nucleare – si è ripetuto con frequenza crescente.

Oggi come oggi, tuttavia, la generazione da carbone in Gran Bretagna sta accelerando, perché i margini – anche nelle centrali meno efficienti – stanno diventando più appetibili di quelli delle migliori centrali a gas. L’andamento del mercato forward suggerisce che il vantaggio con l’arrivo dell’inverno dovrebbe crescere.

La situazione in Europa è insieme paradossale ed emblematica, in quanto avviene proprio nel continente che a livello globale ha assunto la guida della battaglia contro il cambiamento climatico.

Il carbone è responsabile dell’80% delle emissioni di CO2 del settore energetico e secondo gli Accordi di Parigi per riuscire a contenere il riscaldamento della Terra «ben al di sotto di 2° C» bisognerebbe eliminarne del tutto l’impiego entro il 2030 nelle economie avanzate ed entro il 2050 in tutto il mondo. O come minimo, adottare opportuni accorgimenti come il sequestro della CO2, in cui però non si sta investendo abbastanza.

La consapevolezza del problema sta crescendo, anche nei Paesi in via di sviluppo. Centinaia di fondi e istituzioni hanno smesso di finanziare il carbone. Eppure l’addio a questo combustibile – persino nella Ue – si sta rivelando difficilissima.

A livello globale ci si era illusi di essere sulla buona strada. Per tre anni consecutivi, fino al 2016, i consumi e la produzione di carbone erano calati, in gran parte per merito della Cina, che da sola rappresenta oltre metà del mercato mondiale. Nello stesso triennio anche le emissioni di CO2 erano diminuite, sia pure lievemente. Ma l’anno scorso la tendenza si è di nuovo invertita.

Secondo l’Agenzia internazionale dell’energia (Aie) i consumi globali di carbone nel 2017 sono risaliti dell’1%, anche se a trainare la ripresa sono stati solo i Paesi emergenti e in particolare l’India, che dal 2015 è diventata il secondo consumatore al mondo, scavalcando gli Usa.

Nell’area Ocse i consumi si sono ridotti ulteriormente, benché solo dello 0,6%, attestandosi a 1.257,4 milioni di tonnellate di CO2 equivalente (Mtce):  il minimo dal 1979 e il 24,4% in meno rispetto al picco del 2007.

Grazie alla risalita dei prezzi – che non ha riguardato soltanto il mercato europeo – anche le minerarie hanno rialzato la testa, aumentando del 3,1% le estrazioni, a 7,549 miliardi di tonnellate.

Un contributo importante è arrivato dagli Usa. Le politiche pro carbone di Donald Trump non sono riuscite ad arrestare il declino dei consumi domestici (scesi a un minimo storico di 473,1 Mtce), ma in compenso la produzione americana, che calava dal 2008, è rimbalzata del 6,3% (a 702,3 milioni di tonn) e l’export è aumentato addirittura del 61% a 88 milioni di tonnellate.

Sotto il profilo ambientale, l’aspetto più inquietante è però l’estrema resilienza del carbone come fonte per la produzione di elettricità e calore: la sua quota nel mix globale, fa notare l’Aie, è ferma da quarant’anni intorno al 40%, nonostante nell’Ocse ci sia stato un crollo impressionante, da un picco del 44,4% nel 1985 al 26,9% odierno.

Anche le rinnovabili hanno fatto passi da gigante. E continueranno a farli, visto che in molte aree del mondo anche senza sussidi sono ormai più convenienti del carbone. Ma nel power mix globale il loro ruolo è tuttora marginale: al netto dell’energia idroelettrica, la quota era del 7,5% nel 2016, sempre secondo l’Aie (nel 1990 contavano solo per l’1,4%).

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Pubblicato in: Devoluzione socialismo, Energie Alternative, Problemia Energetici, Stati Uniti

Kontrordine Kompagni!!!! Il Mit afferma che il nucleare è l’unica via per il futuro.

Giuseppe Sandro Mela.

2018-09-05.

Contrordine Compagni 001

«nuclear play vital role in climate solutions»



«L’Istituto di tecnologia del Massachusetts (in inglese: Massachusetts Institute of Technology, MIT) è una delle più importanti università di ricerca del mondo con sede a Cambridge, nel Massachusetts. ….

Il MIT si è classificato in 1ª posizione assoluta nella annuale classifica delle migliori università del mondo 2012/2013 e del 2015/2016 di QS World University Rankings. Risulta primo nelle facoltà di chimica, ingegneria elettrica ed elettronica, ingegneria meccanica, fisica, informatica, ingegneria dei materiali e ingegneria chimica ….

Il MIT vanta 78 Premi Nobel, 29 nella fisica, 20 nell’economia, 15 nella chimica, 10 nella medicina e 4 per la pace.» [Fonte]

Nel 2017 la fondazione che governa il Mit aveva un capitale di 14.968 miliardi Usd. Dieci anni fa, nel 2008, erano 10.069 miliardi Usd.

Come ha fatto a tesaurizzare un simile capitale in dieci anni? Semplice: incamerando fondi federali per il ‘clima’, le energie rinnovabile, e così via. Poi, indubbiamente sanno gestire bene il proprio capitale.

Ma questi fiumi impetuosi di denaro stanno esaurendosi, e l’urlo di dolore che si leva dai liberal affamati supera la ionosfera. Tranquilli: non è problema di credo ideologico, ma di mettere il mestolo nel minestrone. Quindi via il ‘clima’, resta il surriscaldamento, ben venga il nucleare. E quindi, giù nuovi fondi.

I liberal democratici adorano mammona.

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Attenzione. Da leggersi con cura sovra le righe.

«new policy models and cost-cutting technologies could help nuclear play vital role in climate solutions.»

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«The authors of a new MIT study say that unless nuclear energy is meaningfully incorporated into the global mix of low-carbon energy technologies, the challenge of climate change will be much more difficult and costly to solve»

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«Our analysis demonstrates that realizing nuclear energy’s potential is essential to achieving a deeply decarbonized energy future in many regions of the world »

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«Incorporating new policy and business models, as well as innovations in construction that may make deployment of cost-effective nuclear power plants more affordable, could enable nuclear energy to help meet the growing global demand for energy generation while decreasing emissions to address climate change»

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«Global electricity consumption is on track to grow 45 percent by 2040, and the team’s analysis shows that the exclusion of nuclear from low-carbon scenarios could cause the average cost of electricity to escalate dramatically»

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«policymakers should avoid premature closures of existing plants, which undermine efforts to reduce emissions and increase the cost of achieving emission reduction targets.»

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I tempi sono mutati radicalmente.

Chi avesse sostenuto codeste tesi due anni or sono sarebbe stato crocefisso nel corridoio dei passi perduti.



MIT News. 2018-09-04. MIT Energy Initiative study reports on the future of nuclear energy

Findings suggest new policy models and cost-cutting technologies could help nuclear play vital role in climate solutions.

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How can the world achieve the deep carbon emissions reductions that are necessary to slow or reverse the impacts of climate change? The authors of a new MIT study say that unless nuclear energy is meaningfully incorporated into the global mix of low-carbon energy technologies, the challenge of climate change will be much more difficult and costly to solve. For nuclear energy to take its place as a major low-carbon energy source, however, issues of cost and policy need to be addressed.

In “The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World,” released by the MIT Energy Initiative (MITEI) on Sept. 3, the authors analyze the reasons for the current global stall of nuclear energy capacity — which currently accounts for only 5 percent of global primary energy production — and discuss measures that could be taken to arrest and reverse that trend.

The study group, led by MIT researchers in collaboration with colleagues from Idaho National Laboratory and the University of Wisconsin at Madison, is presenting its findings and recommendations at events in London, Paris, and Brussels this week, followed by events on Sept. 25 in Washington, and on Oct. 9 in Tokyo. MIT graduate and undergraduate students and postdocs, as well as faculty from Harvard University and members of various think tanks, also contributed to the study as members of the research team.

“Our analysis demonstrates that realizing nuclear energy’s potential is essential to achieving a deeply decarbonized energy future in many regions of the world,” says study co-chair Jacopo Buongiorno, the TEPCO Professor and associate department head of the Department of Nuclear Science and Engineering at MIT. He adds, “Incorporating new policy and business models, as well as innovations in construction that may make deployment of cost-effective nuclear power plants more affordable, could enable nuclear energy to help meet the growing global demand for energy generation while decreasing emissions to address climate change.”

The study team notes that the electricity sector in particular is a prime candidate for deep decarbonization. Global electricity consumption is on track to grow 45 percent by 2040, and the team’s analysis shows that the exclusion of nuclear from low-carbon scenarios could cause the average cost of electricity to escalate dramatically.

“Understanding the opportunities and challenges facing the nuclear energy industry requires a comprehensive analysis of technical, commercial, and policy dimensions,” says Robert Armstrong, director of MITEI and the Chevron Professor of Chemical Engineering. “Over the past two years, this team has examined each issue, and the resulting report contains guidance policymakers and industry leaders may find valuable as they evaluate options for the future.”

The report discusses recommendations for nuclear plant construction, current and future reactor technologies, business models and policies, and reactor safety regulation and licensing. The researchers find that changes in reactor construction are needed to usher in an era of safer, more cost-effective reactors, including proven construction management practices that can keep nuclear projects on time and on budget.

“A shift towards serial manufacturing of standardized plants, including more aggressive use of fabrication in factories and shipyards, can be a viable cost-reduction strategy in countries where the productivity of the traditional construction sector is low,” says MIT visiting research scientist David Petti, study executive director and Laboratory Fellow at the Idaho National Laboratory. “Future projects should also incorporate reactor designs with inherent and passive safety features.”

These safety features could include core materials with high chemical and physical stability and engineered safety systems that require limited or no emergency AC power and minimal external intervention. Features like these can reduce the probability of severe accidents occurring and mitigate offsite consequences in the event of an incident. Such designs can also ease the licensing of new plants and accelerate their global deployment.

“The role of government will be critical if we are to take advantage of the economic opportunity and low-carbon potential that nuclear has to offer,” says John Parsons, study co-chair and senior lecturer at MIT’s Sloan School of Management. “If this future is to be realized, government officials must create new decarbonization policies that put all low-carbon energy technologies (i.e. renewables, nuclear, fossil fuels with carbon capture) on an equal footing, while also exploring options that spur private investment in nuclear advancement.”

The study lays out detailed options for government support of nuclear. For example, the authors recommend that policymakers should avoid premature closures of existing plants, which undermine efforts to reduce emissions and increase the cost of achieving emission reduction targets. One way to avoid these closures is the implementation of zero-emissions credits — payments made to electricity producers where electricity is generated without greenhouse gas emissions — which the researchers note are currently in place in New York, Illinois, and New Jersey.

Another suggestion from the study is that the government support development and demonstration of new nuclear technologies through the use of four “levers”: funding to share regulatory licensing costs; funding to share research and development costs; funding for the achievement of specific technical milestones; and funding for production credits to reward successful demonstration of new designs.

The study includes an examination of the current nuclear regulatory climate, both in the United States and internationally. While the authors note that significant social, political, and cultural differences may exist among many of the countries in the nuclear energy community, they say that the fundamental basis for assessing the safety of nuclear reactor programs is fairly uniform, and should be reflected in a series of basic aligned regulatory principles. They recommend regulatory requirements for advanced reactors be coordinated and aligned internationally to enable international deployment of commercial reactor designs, and to standardize and ensure a high level of safety worldwide.

The study concludes with an emphasis on the urgent need for both cost-cutting advancements and forward-thinking policymaking to make the future of nuclear energy a reality.

“The Future of Nuclear Energy in a Carbon-Constrained World” is the eighth in the “Future of…” series of studies that are intended to serve as guides to researchers, policymakers, and industry. Each report explores the role of technologies that might contribute at scale in meeting rapidly growing global energy demand in a carbon-constrained world. Nuclear power was the subject of the first of these interdisciplinary studies, with the 2003 “Future of Nuclear Powerreport (an update was published in 2009). The series has also included a study on the future of the nuclear fuel cycle. Other reports in the series have focused on carbon dioxide sequestration, natural gas, the electric grid, and solar power. These comprehensive reports are written by multidisciplinary teams of researchers. The research is informed by a distinguished external advisory committee.

Pubblicato in: Devoluzione socialismo, Problemia Energetici, Senza categoria

Francia. Silurato ed affondato Mr. Nicolas Hulot. Riposi in pace.

Giuseppe Sandro Mela.

2018-08-31.

Cacciare a pedate 001

«The shock resignation of the French environment minister may mean that EDF can not only extend the lifespan of its ageing reactors but could even build new reactors in France, the world’s most nuclear-reliant nation»

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«Hulot, who had wanted EDF to close up to a third of the utility’s 58 nuclear reactors and shift to renewable energy»

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«Most of EDF’s nuclear fleet was built in the 1980s and the firm wanted to extend their 40-year lifespan by 10 to 20 years, which is key to its profitability, as the value of the plants is largely written off and they generate the bulk of EDF’s profits»

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«EDF had core earnings of 13.7 billion euros ($15.7 billion) in 2017 on revenue of 70 billion euros»

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«But EDF internal documents show it plans to build two new reactors by 2030 to renew its fleet. EDF CEO Jean-Bernard Levy has said publicly he expects France will eventually build 30 new-generation reactors in decades ahead»

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Il commento dei nostri consulenti francesi è stato lapidario.

‘Si prendono tangenti maggiori dal nucleare

che dal petrolio o dal gas naturale’


Reuters. 2018-08-28. French minister’s exit may give EDF’s nuclear plants new lease of life

The shock resignation of the French environment minister may mean that EDF can not only extend the lifespan of its ageing reactors but could even build new reactors in France, the world’s most nuclear-reliant nation.

The nuclear lobby has for decades had a powerful influence on French energy policy and Nicolas Hulot, who quit on Tuesday, was widely viewed as an impediment to the industry’s drive to maintain nuclear as France’s main power source.

Even when announcing his resignation live on French radio, the former ecological activist branded nuclear a “useless folly”.

EDF shares rose more than 2 percent on news about the exit of Hulot, who had wanted EDF to close up to a third of the utility’s 58 nuclear reactors and shift to renewable energy.

“EDF leadership will be drinking champagne,” said Gerard Magnin, who in 2016 resigned from EDF’s board in disagreement over its all-nuclear strategy.

“Hulot was the last remaining obstacle to a strategy with nuclear as the sole option for security of supply and carbon-free energy,” he told Reuters by phone.

EDF declined comment on the resignation of Hulot.

French President Emmanuel Macron is an advocate of nuclear but the popular Hulot served as a counterbalance. The utility’s shares slid 7 percent when he was appointed last year.

Macron had campaigned on a promise to respect the previous Socialist government’s energy law to cut France’s reliance on nuclear energy to 50 percent by 2025 from 75 percent now, the highest level in the world. bit.ly/2LwOEiM

Hulot had been a strong backer of the plan. But within six months of taking office, the minister was sent out to announce that the target was being pushed back a decade. He said France would set a new timeline in early 2019.

NUCLEAR REPRIEVE?

Hulot’s exit may buy the nuclear industry more time.

“We believe (Hulot) would not have wished to present a new energy strategy which extends the role of nuclear in France,” wrote UBS head of utilities research Sam Arie, who rates EDF “buy”.

Arie said his resignation suggested a decision on extending the lifespan of France’s nuclear plants was on the way and made it less likely EDF would be split into nuclear and non-nuclear units, as Hulot proposed.

Most of EDF’s nuclear fleet was built in the 1980s and the firm wanted to extend their 40-year lifespan by 10 to 20 years, which is key to its profitability, as the value of the plants is largely written off and they generate the bulk of EDF’s profits.

EDF had core earnings of 13.7 billion euros ($15.7 billion)in 2017 on revenue of 70 billion euros.

Macron’s government is awaiting recommendations from nuclear regulator ASN, due by 2020-21, before deciding.

But EDF internal documents show it plans to build two new reactors by 2030 to renew its fleet. EDF CEO Jean-Bernard Levy has said publicly he expects France will eventually build 30 new-generation reactors in decades ahead.

Hulot told the daily Liberation before his resignation that Macron was likely to support those plans. “If I leave, there will be three more reactors in the coming years,” he said in the interview, which was published on Tuesday after he had quit.

Hulot joins a long list of environment ministers who have rued their inability to influence energy policy and left early. France has had 13 environment ministers in the last 20 years.

Delphine Batho, minister under former president Francois Hollande, described in 2014 how the EDF chief executive acts as a “shadow energy minister” who “doesn’t sit at cabinet meetings, but who nonetheless decides France’s energy policy”.

France has long championed nuclear to secure its energy independence. Its scientists have had a leading role in the study of radioactivity.

Industry experts expect a new minister to be more pliable. “He or she will be a doormat,” said one source familiar with French energy policy, asking not to be identified.

Macron could chose between several environment specialists in his LREM party, including Hulot’s deputies Brune Poirson and Nicolas Lecornu, both seen as pragmatists, as well as ADEME state environment agency chief Arnaud Leroy, who helped Macron write his energy program.

He could also pick parliament chair Francois de Rugy or lawmaker Barbara Pompili, who come from the ecology movement.

Pubblicato in: Medio Oriente, Problemia Energetici

Emirati. Sei nuove centrali elettriche. Il problema idrico.

Giuseppe Sandro Mela.

2018-08-30.

2018-08-28__Emirati__001

Il problema degli Emirati Arabi è sintetizzato al meglio da una nota della Emirates Nuclear Energy Corporation

«The UAE needs electricity to maintain its rapid economic growth.

As the nation’s economy grows, the UAE requires more electricity to power new sectors from manufacturing and construction to healthcare and ICT. With the growth of new industry comes an increased population, and an increased use of energy and water to power the economy. In the arid climate of the UAE, even water requires energy, as water from desalination plants provides 90% of all potable water consumed. ….

Nuclear energy emerged as the right choice for the UAE because it is a safe, clean and proven technology, it is commercially viable, and it delivers significant volumes of base-load electricity with nearly zero emissions.

Nuclear energy will diversify the nation’s energy supply while ensuring our future energy security. Investment in nuclear energy will also drive the growth of a major, high-tech industry in the UAE and provide high-value jobs for decades to come.»

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Negli Emirati Arabi il 90% dell’acqua potabile è ottenuta tramite processi di desalinizzazione delle acque marine.

Ma il funzionamento degli impianti di desalazione delle acque richiede grande disponibilità di energia, di qui l’esigenza di impiantare un numero adeguato di centrali elettriche, nella progettazione delle quali serve tener conto dell’economicità di gestione.

Queste constatazioni rendono ragione del perché negli Emirati il problema dei rifornimenti idrici sia intimamente connesso con quello della produzione di energia elettrica, al punto di disporre di un’unica Agenzia: la Federal Electricity & Water Authority (FEWA)

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Nel 2018 gli Emirati si avviano a consumare 110.6 bilioni di kWh.

Nel 2000 ne avevano consumato 18.7 e nel 2008 57.88 bilioni di kWh. Una crescita davvero molto sostenuta.

Significativamente, venti anni or sono fu costituita la Fewa.

«Federal Electricity & Water Authority (FEWA) was established in 1999 under the Federal Law No. 31 of 1999 to carry out the duties assigned by Ministry of Electricity and Water in achieving several objectives. Its Main objective is to cater the needs of Electricity and potable Water for the population of the Northern Emirates.To achieve this main objective FEWA has to create a balance between the cost of production and the distribution price in consideration with unifying the existing variable pricing strategies, study the consumption behaviors and create awareness to overcome the waste of electricity and water by consumers. FEWA also has to develop and improve revenue collection processes. One of its objectives is also to provide qualification and training to the citizens making them able to work in FEWA.»

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Water Management in UAE

«The governmental water authorities are closely linked to the federal structure of the UAE. Despite this, there are many authorities at local (emirate) level, which has resulted in a flexible system that reduces the burden on central government. At the federal level, policies, strategies and plans regarding water resources are coordinated through the Ministry of Climate Change and Environment.

The Abu Dhabi Water and Electricity Authority (ADWEA) is responsible for the generation, transportation and distribution of water and electricity in Abu Dhabi. In Dubai, Sharjah and Ras Al-Khaimah these tasks are the responsibility of the Dubai Electricity and Water Authority (DEWA), Sharjah Electricity and Water Authority (SEWA) and Ras Al-Khaimah Electricity and Water Authority, respectively. The Federal Electricity and Water Authority (FEWA) was established in 1999 to generate and distribute electricity and water in the Northern Emirates, i.e. Ajman, Umm Al-Quwain and Fujairah.

Due to the increased demand for water and energy, the government has allowed private companies to participate in its energy and water sector for a number of years.

Privatization of water desalination started in Abu Dhabi with large independent water projects (IWPs) or independent water and power projects (IWPPs) in the early 2000s. This allowed foreign companies to create joint ventures with national companies, which has contributed to the diversification of technology and the reduction of production costs.

In each IWPP, a government authority such as ADWEA retains a 60% equity share while the remaining 40% is held by private investors. All IWPPs are required to sell their water and electricity production and capacity to the Abu Dhabi Water and Electricity Company (ADWEC), which is a government-owned subsidiary of ADWEA. This new system, which has built-in incentives to reduce production costs and improve quality, seems to have produced positive results, notably a reduction in cost.

Financing schemes such as build-own-operate (BOO) and build-own-operate-transfer (BOOT) have been adopted in some of the new desalination projects. Technically, among the newly adopted practices are hybrid desalination plants, such as the desalination plant in Fujairah. In addition, the desalination market is expected to increase significantly with population growth as well as the expansion in industrial activities and tourism, all compounded by overall improvement in the standard of living.»

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Largest desalination plant in Abu Dhabi soon. [Khaleej Times.]

«Abu Dhabi will build the world’s largest water desalination plant to serve the emirate and other parts of the UAE.

The Abu Dhabi Water and Electricity Authority (ADWEA) on Tuesday announced the launch of the desalination plant, slated to produce 200 million gallons of water per day using the reverse osmosis technology.

The announcement was made at the World Water Summit and World Future Energy Summit, which are part of the Abu Dhabi Sustainability Week, on until January 20.

Construction on the Dh2 billion project in Al Taweelah area – located approximately 45 kilometres north of Abu Dhabi – will start in 2019 and is scheduled to be completed by 2021. The desalination plant is aimed at boosting water supply in the emirates to meet increasing demand, serving Abu Dhabi and the northern emirates.

Officials said the project will be in two blocks, each producing 100 million Imperial Gallons per Day (MIGD).

Dr Saif Saleh Al Seairi, acting director general of ADWEA, said at the launch of the project: “The desalination of water will be done using reverse osmosis technology, which is cost effective. The production cost will be Dh10 per gallon.”

He added: “The Project is important to secure the potable water supply in the emirate and play a key role in the ongoing cost reduction initiative in the sector by procuring competitive and efficient RO water desalination technology.”»

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RAK to have six new power stations by 2020

«The Federal Electricity and Water Authority (Fewa) has announced that it will build six new power stations at the cost of Dh490 million in the new residential areas of Ras Al Khaimah by 2020.

Mohammed Saleh, director-general of Fewa, said more power is needed for the new residential areas in the emirate.

“The same applies to the new and ongoing industrial projects, leave alone the property investment projects at the Al Marjan Island, Al Hamra and RAK marine city.

“The six new power stations are in pursuance of the directives of the prudent leadership to boost the infrastructure capacity and attract more investments.” The new stations include a 132/33/11 KVA power station, with a capacity of 270 MV

The new stations include a 132/33/11 KVA power station, with a capacity of 270 MV to be built at Al Raq area against Dh145 million, he explained.

“Another 132/33/11 KVA power station, with a capacity of 270 MV, will be built at Al Hamra area where some cables will be extended at the cost of Dh145 million.”

Four more 33/11 KVA power stations, worth Dh200 million, will be built at Al Marjan Island, as well as Julphar, Al Filaya and Azan areas, Saleh added.

“Fewa will build more power stations and extend more electricity cables for providing electricity to the new and planned residential areas in the emirate.”

Saleh added that Fewa has expanded the two power stations of Al Sherisha and Al Muairidh area.

“The two 33/11 KVA power stations, worth Dh8 million, will meet the demands of the new houses at these two areas, leave alone the ongoing tourist projects.”»

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Agenzia Nova. 2018-08-26. Energia: Emirati, entro il 2020 sei nuove centrali elettriche a Ras al Khaimah

Abu Dhabi, 25 ago 10:30 – (Agenzia Nova) – L’Autorità federale per l’elettricità e l’acqua (Fewa) degli Emirati Arabi Uniti ha annunciato che entro il 2020 costruirà sei nuove centrali elettriche al costo di 133 milioni di dollari nelle nuove aree residenziali nell’emirato di Ras al Khaimah. Mohammed Saleh, direttore generale di Fewa, ha dichiarato che è necessaria maggiore potenza elettrica per poter sopperire alla domanda delle nuove aree residenziali nell’emirato, ma anche ai progetti industriali in costruzione e da costruire. “Le sei nuove centrali elettriche sono in linea con le direttive della leadership per aumentare la capacità delle infrastrutture e attirare più investimenti”. Le nuove stazioni includono una centrale elettrica (KVA 132/33/11), con una capacità di 270 Mega Volt da costruire nella zona di Al Raq. Un’altra centrale elettrica della stessa capacità verrà realizzata nella zona di Al Hamra dove alcuni cavi saranno estesi al costo di 39 milioni di dollari. Altre quattro centrali elettriche modello 33/11 KVA, del valore di 54 milioni di dollari saranno costruite nell’isola di Al Marjan e nelle aree di Julphar, Al Filaya e Azan. Saleh ha sottolineato che Fewa costruirà più centrali elettriche ed estenderà più cavi elettrici per fornire elettricità alle nuove e programmate aree residenziali dell’emirato. Saleh ha aggiunto che Fewa ha ampliato le due centrali elettriche di Al Sherisha e Al Muairidh.

Pubblicato in: India, Problemia Energetici

India. Non può finanziare l’energia necessaria per lo sviluppo.

Giuseppe Sandro Mela.

2018-08-08.

2018-07-26__India__Centrali__001

«At the beginning of the 1990s, about 65% of India’s oil demand was covered by its own production»

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«Nowadays India’s consumption of oil, of which 80% has to be imported, is continuously growing»

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«In 2017, when the average annual price per barrel was 54 USD, India spent over 75 billion USD on oil»

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«Thus, an increase in the average annual price per barrel to 75 USD means that India will pay 110 billion USD per year»

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«An annual increase in the price of oil by only 1 USD will add 1.44 billion dollars to the trade deficit»

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Ma il problema non è soltanto il prezzo del petrolio.

«Due to the population growth and the resultant increase in the number of cars as well as the stagnancy in the domestic oil production, the imports of this raw material will be rising for the foreseeable future»

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La produzione di energia elettrica in India è soprattutto basata sul carbone, con quasi il 70% della produzione in rapida crescita, si prevede che triplicato nel 2020.

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Nel primo trimestre 2018 il pil indiano è cresciuto del 7.4%. un tasso di crescita che dura dal 2002.

Se la crescita del pil è sicuramente un dato confortante, si dovrebbe nel contempo ricordare come esso possa prender campo solo con un adeguato supporto energetico, che comporta il simultaneo incremento dei prodotti petroliferi.

In parole povere, i benefici derivanti dall’incremento del pil andrebbero a ripianare i maggiori costi dell’approvvigionamento energetico, e sempre che il costo del barile non aumenti ancora.

L’India ha avviato da tempo grandi progetti di centrali idroelettriche

Arun. Centrale idroelettrica condivisa tra India e Nepal.

ma anche questi sforzi sembrerebbero essere insufficienti.

«Nel 2011 l’energia nucleare in India ha generato il 3,7% dell’energia elettrica prodotta in totale nel Paese.

A settembre 2010, sono presenti in questa nazione 6 centrali elettronucleari in funzione che dispongono complessivamente di 19 reattori operativi e uno in costruzione.

Si stanno inoltre edificando due nuove centrali elettronucleari dotate di un totale di 3 reattori.

Non vi sono centrali elettronucleari chiuse.»

*

«Il futuro programma nucleare indiano è uno dei maggiori al mondo assieme a quello cinese, i piani sono di aumentare il contributo dell’energia nucleare per il suo mix energetico: avere almeno 21.000 MW in funzione nel 2020; 63.000 MW nel 2032 per poi arrivare a generare il 25% dell’elettricità nel 2050, con un possibile aumento fino al 50%, che corrisponderebbe a 6-700 GW di potenza installata.»

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Verosimilmente, solo l’implementazione del programma nucleare potrebbe risolvere questo problema, anche se non certo per quanto riguarda l’autotrazione.


Gefira. 2018-07-26. India cannot finance the oil it needs for its economic growth

At the beginning of the 1990s, about 65% of India’s oil demand was covered by its own production. Nowadays India’s consumption of oil, of which 80% has to be imported, is continuously growing. Due to the population growth and the resultant increase in the number of cars as well as the stagnancy in the domestic oil production, the imports of this raw material will be rising for the foreseeable future. Such a high dependence on external producers along with growing oil prices will become a significant burden on the Indian economy.

With the oil price hovering around 60 and 70 dollars per barrel, US shale on average still generates a negative cash flow. America and other producers therefore need more expensive oil. The Trump administration does whatever is in its power to raise the oil price to make America’s shale oil industry profitable. Since Trump came to office, United State’s sanctions imposed on the biggest oil producers such as Russia,Iran or Venezuela pushed up the oil price.

The renewed Iranian sanctions will not only do harm to Tehran, but also to Delhi. In terms of oil imports India has already overtaken Japan, becoming the world’s third (after China and the United States) largest oil importer. India imports oil from Saudi Arabia (20%), Iraq (16%), Iran (11%), Nigeria (11%), United Arab Emirates (9%) and Venezuela (8%), which makes up a 14% (largest) share of all imported goods.

In 2017, when the average annual price per barrel was 54 USD, India spent over 75 billion USD on oil. Taking into account this year’s increase in imports to 4 million barrels per day plus the rising prices, one can expect a higher burden on the Indian economy. Thus, an increase in the average annual price per barrel to 75 USD means that India will pay 110 billion USD per year. If the barrel reached 100 USD, the same level of imports would amount to 146 billion USD. The equivalent level of raw material delivered at USD 125 per barrel means an expenditure of 183 billion USD. As it is, India’s trade deficit already almost doubled in the fiscal year 2017-2018 to 87.2 billion dollars,3)with the price of oil standing on average at 57 dollars a barrel. An annual increase in the price of oil by only 1 USD will add 1.44 billion dollars to the trade deficit.

The rise in oil prices will have a very negative impact on Indian spending and will also slow down the country’s economic growth. Also China and Europe will suffer, but these highly advanced manufacturing hubs have a comfortable trade surplus. India, an impoverished, overcrowded state with a rapidly growing population, is not able to finance the energy it needs.

Pubblicato in: Economia e Produzione Industriale, Medio Oriente, Problemia Energetici

Eni. I giacimenti mediterranei Zhor e Noor. Sembrerebbero essere enormi.

Giuseppe Sandro Mela.

2018-07-12.

2018-07-10__mediterraneo__003

«Secondo uno dei pochi giornali egiziani di solito attendibili, al-Masry al-Ayoum, di fronte alle coste dell’Egitto l’Eni ha scoperto un giacimento di gas, Noor, che ha dimensioni pari a tre volte il gigantesco giacimento di Zohr, individuato nel 2015 e ritenuto all’epoca il più grande del Mediterraneo»

*

«punto l’Egitto si troverebbe nelle condizioni di diventare un grande esportatore di energia verso l’Europa, a scapito delle analoghe ambizioni israeliane affidate ai giacimenti Tamar e Leviathan, quest’ultimo in joint-venture con l’americana Noble

*

«Eni ha finalizzato la cessione a Mubadala Petroleum, società interamente posseduta da Mubadala Investment Company, di una quota del 10% nella concessione di Shorouk, nell’offshore dell’Egitto, nella quale si trova il giacimento super-giant a gas di Zohr»

*

«L’euforia egiziana per l’importante scoperta fa storcere il naso a Israele per più ragioni: la prima è che con la prospettiva di un Egitto non solo indipendente energicamente ma anche esportatore è a rischio un accordo annunciato a febbraio tra la società israeliana Delek Drilling per fornire gas israeliano alla società egiziana Dolphinus Holdings e che prevede(va) di esportare 15 miliardi di dollari di gas israeliano in Egitto nel prossimo decennio»

*

«Il gas che sarà estratto da questi due dovrà andare in Egitto prima di raggiungere i potenziali acquirenti nel resto del mondo, per colpa della conformazione del fondo marino che impedisce ai gasdotti di dirigersi altrove – e anche perché l’Egitto a questo punto si candida a essere il paese leader nel trattamento del gas appena estratto nel settore est del Mediterraneo»

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Se lo sfruttamento di questi giacimenti è difficoltoso dal punto di vista tecnico, ancor più problematico lo è dal punto di vista politico. I giacimenti sono molto distanti dalle coste ed Egitto, Israele, Cipro e Turkia avanzano diritti più o meno ragionevoli sullo sfruttamento.

Egitto. L’Eni ha già avviato la produzione dal campo Zohr.

Egitto. Impianto Nucleare russo di Al Dabaa funzionante per il 2022.

Mediterraneo e giacimenti gas. Pericolo di una guerra.

I giacimenti in oggetto distano in termini medi 100 km da Cipro, altrettanti dal Libano, poco meno di 200 km da Israele e 330 km dall’Egitto.

Ciascuno di questi quattro stati vorrebbe avere l’esclusiva per lo sfruttamento di questi giacimenti e mal sopporta l’idea di dover spartire queste risorse con altri.

Ma il problema si complica ulteriormente quando si pensa che il gas estratto deve essere portato agli utilizzatori tramite un qualche gasdotto. Ma i fondali mal si adatto a gasdotti, tranne quelli diretti in Egitto.

Insomma: è ancora una situazione in divenire.


La prima notizia risale al 26 giugno 2016.

Egitto, Eni scopre Noor: ‘Più grande giacimento di gas del Mediterraneo’. La verità su Regeni si allontana

«Secondo uno dei pochi giornali egiziani di solito attendibili, al-Masry al-Ayoum, di fronte alle coste dell’Egitto l’Eni ha scoperto un giacimento di gas, Noor, che ha dimensioni pari a tre volte il gigantesco giacimento di Zohr, individuato nel 2015 e ritenuto all’epoca il più grande del Mediterraneo.

Le stime delle dimensioni dei giacimenti di idrocarburi sono sempre scommesse, pronostici che possono essere smentiti quando comincia l’estrazione (tra due mesi, secondo il governo egiziano). Ma se al-Masry al-Ayoum, o in questo caso l’Eni, avessero indovinato, ci troveremmo di fronte ad un evento che in prospettiva può cambiare la geopolitica del Mediterraneo. A quel punto l’Egitto si troverebbe nelle condizioni di diventare un grande esportatore di energia verso l’Europa, a scapito delle analoghe ambizioni israeliane affidate ai giacimenti Tamar e Leviathan, quest’ultimo in joint-venture con l’americana Noble


Reuters. 2018-06-20. Zohr, Eni completa cessione 10% concessione Shorouk in Egitto a Mubadala

Eni ha finalizzato la cessione a Mubadala Petroleum, società interamente posseduta da Mubadala Investment Company, di una quota del 10% nella concessione di Shorouk, nell’offshore dell’Egitto, nella quale si trova il giacimento super-giant a gas di Zohr.

Secondo una nota, Eni, attraverso la sua controllata IEOC, detiene ora una quota di partecipazione nel blocco del 50%, mentre gli altri partner sono Rosneft con il 30%, Bp con il 10% e Mubadala Petroleum con un altro 10%.


Occhi della Guerra. 2018-07-09. Eni, l’Italia e l’Egitto: un giacimento cambia gli equilibri nel Mediterraneo

Secondo i funzionari del ministero del Petrolio egiziano citati dal Middle East Eye, l’Eni annuncerà presto il giacimento Noor trovato nella concessione di Shorouk. Si dice che Noor abbia tre volte le dimensioni di Zohr, rilevato dall’Eni nel 2015, e che abbia quindi le risorse per trasformare l’Egitto in un esportatore di gas, cambiando di conseguenza gli equilibri in un settore dove tutti, dagli attori regionali fino a alle superpotenze internazionali, hanno forti interessi.

La nuova scoperta sta rafforzando i piani dell’Egitto di diventare un hub regionale del gas. Il ministro egiziano del petrolio Tarek El-Molla  ha detto a Bloomberg alla fine della scorsa settimana che il paese potrebbe interrompere l’importazione di gas naturale liquefatto (GNL) entro la fine dell’anno per poi concludere: “L’Egitto avrà abbastanza gas per i propri bisogni e molto probabilmente anche per l’esportazione” evitando però di confermare la scoperta del nuovo giacimento, ancora non ufficiale.

L’euforia egiziana per l’importante scoperta fa storcere il naso a Israele per più ragioni: la prima è che con la prospettiva di un Egitto non solo indipendente energicamente ma anche esportatore è a rischio un accordo annunciato a febbraio tra la società israeliana Delek Drilling per fornire gas israeliano alla società egiziana Dolphinus Holdings e che prevede(va) di esportare 15 miliardi di dollari di gas israeliano in Egitto nel prossimo decennio.

La seconda ragione della preoccupazione di Israele è ben riassunta da Daniele Raineri su Il Foglio : “Oltre al gigante egiziano, esistono due giacimenti minori ma pur sempre grandi, il Leviatano davanti a Israele e l’Afrodite davanti a Cipro. Il gas che sarà estratto da questi due dovrà andare in Egitto prima di raggiungere i potenziali acquirenti nel resto del mondo, per colpa della conformazione del fondo marino che impedisce ai gasdotti di dirigersi altrove – e anche perché l’Egitto a questo punto si candida a essere il paese leader nel trattamento del gas appena estratto nel settore est del Mediterraneo”. Elemento che spingerebbe il governo israeliano ad avvicinarsi il più possibile all’Egitto, costringendo la leadership israeliana ad avere un occhio di riguardo per i rapporti con il nuovo attore energetico della regione.

Per quanto riguarda il giacimento di Zohr per ora il 60% rimane in mano all’Eni, che l’ha scoperto, mentre alla russa Rosneft è stato ceduto il 35%. Nelle ultime settimane invece Eni ha firmato ad Abu Dhabi due concession agreements per l’ingresso di Mubadala Petroleum con una quota del 5% nel giacimento a olio di Lower Zakum e con una quota del 10% nei giacimenti a olio, condensati e gas di Umm Shaif e Nasr, nell’offshore del Paese, per circa 934milioni di dollari e una durata di 40 anni.

La scoperta del giacimento di Noor che dovrebbe essere annunciata quest’estate ha sì le capacità di avvicinare gli attori attivi nella regione portando magari a nuove alleanze e accordi, ma allo stesso tempo potrebbe aumentare la tensione in un’area già abbastanza suscettibile alle manovre delle grandi potenze. 

Solo qualche mese fa (febbraio 2018) la nave Saipem 12000noleggiata da Eni per svolgere attività di esplorazione nel Blocco 3 delle acque di Cipro è stata bloccata dalla Marina turca che, infine, ha costretto l’imbarcazione a tornare nel porto di Cipro rischiando, peraltro, di speronare la Saipem durante le manovre, tutt’altro che “diplomatiche” proprio come la politica del presidente Erdogan, accolto in pompa magna a Roma qualche giorno prima. 

Altro elemento da tenere in considerazione sono le voci di molti analisti e un’inchiesta del New York Times che, senza inutili complottismi, hanno fatto notare la coincidenza della scoperta di Zohr con l’uccisione di Giulio Regeni, avvenuta solo pochi mesi dopo l’annuncio del supergiacimento a largo delle acque egiziane. Tra le tante ipotesi delle ragioni che hanno portato all’omicidio del giovane ricercatore italiano c’è la teoria che sia stato ucciso per minare i rapporti tra il governo italiano e quello egiziano, uno dei partner più importanti per Roma soprattutto alla luce della scoperta di Zohr.

Pubblicato in: Economia e Produzione Industriale, Medio Oriente, Problemia Energetici

Arabia Saudita. Aramco. Offerta Pubblica da 2.5 trilioni. – Bloomberg.

Giuseppe Sandro Mela.

2018-07-12.

2018-07-08__Aramco__001

I mercati ci stanno abituando a cifre con dodici zeri. Serve un pochino di fantasia oppure molta abitudine.

L’Aramco è la compagnia petrolifera saudita, che possiede la quasi totalità delle risorse sotto sfruttamento e di riserva.

Con 65,266 dipendenti, nella prima metà del 2017 ha avuto un ricavo netto di 33.8 miliardi di dollari americani. Ufficialmente.

Di questi tempi sembrerebbe che l’Arabia Saudita sia intenzionata venderne delle quote più o meno ampie sui mercati internazionali.

Emergono quindi alcuni problemi di non poco conto. Intanto il valore totale, poi la resa, ed infine il contorno politico: tutti gli idrocarburi di pertinenza sono locati in Arabia e quindi potenzialmente vulnerabili.

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Già nel 2016 si parlava di cessione di quote.

How Much Is Saudi Aramco Worth? It Depends On The Country’s Institutions

«Saudi Arabia plans a public offering of 5% of its national oil company, Aramco, sometime in 2018. As the world’s largest energy producer and with the largest proved reserves, Saudi Arabia believes that the capital market will value Aramco at some $2 trillion, making it the world’s most valuable publicly traded company. At this price, the government’s 5% would bring in $100 billion, which is supposed to be devoted to diversifying the Saudi Arabian economy away from energy.

The eventual valuation of Aramco is hotly disputed. The Saudis have thrown out a figure of $2 trillion. Analysts doubt this figure. Some put the valuation as low as $500 billion, which would mean a lean diversification fund of $25 billion.

Given the wide divergence of estimates of the upcoming market capitalization of Aramco, we can examine the determinants of value of publicly traded international energy companies to determine possible pricing ranges.»

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Se è naturale che il venditore dia una stima elevata, in questo caso due trilioni di dollari, sarebbe altrettanto naturale che i potenziali acquirenti ne diano una valutazione decisamente inferiore: alcuni dicono 500 miliardi. È una discrepanza di valutazioni davvero troppo ampia. Sono valori inconciliabili. Forse, la stima di un trilione potrebbe avvicinarsi alla realtà.

Il mercato del greggio ha evidenziato negli ultimi anni andamenti con significative fluttuazioni dei prezzi.

Dovrebbe essere inutile far presente come esse dipendano sicuramente dai costi estrattivi, ma altrettanto  sicuramente da complesse considerazioni politiche, che trascendono volontà ed aspettative saudite.

«The company finds itself caught in geopolitical crosswinds once again. Riyadh needs higher oil prices to fund its national budget and get the Aramco valuation closer to the $2 trillion target MBS wants.»

*

«But that’s antagonizing Trump—Saudi Arabia’s most important ally—and other customers, notably China and India, the world’s second- and third-largest oil consumers.»

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Sotto queste condizioni, una vendita sia pure parziale presenta davvero molte difficoltà.

«A face-saving private placement—selling a stake in Aramco to a Chinese enterprise without the public exposure of how much money was actually raised in the transaction—is also possible.»

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«Officials have openly discussed a sale—in effect, a distribution of a few shares each to Saudi citizens—that would take place only in the country’s stock market.»

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Verosimilmente i cinesi potrebbero essere gli acquirenti di elezione.

Per loro, l’ingresso in Aramco sarebbe un’acquisizione strategica di risorse energetiche che loro mancano, non hanno certo carenza di liquidità, ed infine hanno un peso politico tale da controbilanciare quelle che potrebbero essere nel futuro esigenze altrui.


Bloomberg. 2018-07-08. Saudi Aramco’s $2 Trillion Zombie IPO

Likely investors doubt the value of the proposed public offering. How will Mohammed bin Salman save face?

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It was the moment Saudi Arabia’s reforming young prince told the world he meant business. In early 2016, Mohammed bin Salman said he planned to sell shares in the kingdom’s crown jewel: Saudi Aramco, the giant energy company that produces 10 percent of the world’s oil and finances the Saudi state. The initial public offering—planned for 2018—would be the deal to end all deals, raising more than $100 billion for a new sovereign wealth fund, creating the world’s most valuable listed company, and funneling hundreds of millions of dollars in fees to Wall Street’s elite banks. MBS, as the 32-year-old crown prince is known, said the company would be worth at least $2 trillion—more than double the current market valuation of Apple Inc.—and perhaps as much as $2.5 trillion.

Two years later, things look very different. A combination of hubris on the valuation, an overambitious timetable, and indifference—if not derision—from global investors doubtful that an IPO would benefit them, has forced Riyadh to delay the sale until at least 2019. And many observers—including members of the company’s senior leadership—doubt whether it will happen at all. Aramco has become the zombie IPO.

Add Donald Trump to the mix. While the U.S. president has said he’s excited about the idea of Aramco selling shares in New York, keeping the price of gasoline under control seems far more important. With Republicans facing tough midterm elections in November, he’s pressured Saudi Arabia to pump more oil, and cheaper crude means a lower valuation for the company.

For MBS, the IPO has faded in importance as he grapples with an agenda crowded with social and economic reforms at home and an assertive foreign policy. He may also not need the money as much as he did at the outset of his mission to change the country. Saudi authorities this year reached agreements to recover more than $100 billion (the same amount the Aramco IPO was supposed to provide) from a controversial corruption investigation that saw many of the kingdom’s most prominent subjects imprisoned at the five-star Riyadh Ritz-Carlton.

Already, senior officials have started to soften expectations for the IPO. “The timing isn’t critical for the government of Saudi Arabia,” Khalid al-Falih, the energy minister, told an industry conference in June. While “it would be nice if we can do it in 2019,” the minister said, “there is a lot more at stake than just ticking a box and say, ‘We got this out of the way.’ ”
Aramco didn’t respond to requests for comment for this story.

Delaying the IPO beyond 2019—or even shelving it—would be a setback to MBS’s plan to transform Saudi Arabia and leave the kingdom open to suggestions that it’s not truly serious about overhauling its economy. But it would also be a victory for environmentalist in Europe and America who say international investors should begin turning their back on oil and prepare for the switch to an electric transport system.

Aramco is a company like no other. Its profits easily outstrip those of every other company on Earth, from Apple to Exxon Mobil Corp. The billions of petro dollars it pumps out every month underpin the kingdom’s decades-old social contract: generous state handouts in return for the political loyalty that maintains stability in the birthplace of Islam. Those dollars also finance the lavish lifestyles of hundreds of princes. For decades, diplomats have joked that Saudi Arabia is the only family business with a seat at the United Nations. As the world’s largest petroleum producer, Aramco is key for global economic growth and international security. At one point during the Arab oil embargo in the 1970s, the U.S. even considered the possibility of seizing the company’s oil fields by force, according to declassified British intelligence papers.

The company finds itself caught in geopolitical crosswinds once again. Riyadh needs higher oil prices to fund its national budget and get the Aramco valuation closer to the $2 trillion target MBS wants. But that’s antagonizing Trump—Saudi Arabia’s most important ally—and other customers, notably China and India, the world’s second- and third-largest oil consumers. On April 20 the U.S. president took to Twitter to lambaste the Saudis’ push for higher oil prices. “ Looks like OPEC is at it again,” Trump tweeted. “Oil prices are artificially Very High!” Since then, Trump has issued more tweets about oil, Saudi Arabia, and the Organization of Petroleum Exporting Countries. In one, he said he’d persuaded Saudi King Salman to raise production in order to lower prices.

The problem isn’t just Washington, Beijing, and New Delhi. Moscow, which for the last two years has supported the Saudis in boosting oil prices by curbing oil output, has called time on the production cuts. Vladimir Putin said at the end of May that Moscow would be happier with $60 a barrel than the $80-plus the Saudis are aiming for.

The Saudis duly delivered. In late June they announced that OPEC and its allies will increase production by as much as 1 million barrels a day—equal to about 1 percent of global demand. At the St. Petersburg International Economic Forum, al-Falih pledged to do “whatever is necessary to keep the market in balance,” echoing the famous pledge made by Mario Draghi, the head of the European Central Bank, to save the single currency at the height of the euro crisis in 2012.

All of a sudden, Riyadh couldn’t push for the higher oil prices it needs to achieve the Aramco valuation it wants. “This is a pivotal change from recent months,” says Olivier Jakob, managing director of Swiss-based consultant PetroMatrix GmbH. “We are back to the days when Saudi Arabia had to respond to U.S. requests for a cap on gasoline prices.”

The IPO process started in January 2016, when MBS told the Economist that Riyadh was considering selling shares in Aramco, which the kingdom nationalized in 1976 when it took over the stake of its American owners. “Personally, I’m enthusiastic about this step,” he said. “I believe it is in the interest of the Saudi market, and it is in the interest of Aramco.” Nowhere was the surprise greater than at Aramco itself, where senior officials weren’t expecting the announcement, according to people with direct knowledge of the events who asked not to be named to avoid damaging their relationships with the kingdom.

For months, Saudi officials said again and again the IPO was “on track, on time” for the second half of 2018, with a sale on both the Tawadul, the local stock market, and a foreign stock exchange, most likely New York or London. Late last year, Saudi officials poured cold water on the foreign exchange, sketching a plan for a far less ambitious IPO just in Riyadh.

Then, earlier this year, when it became obvious the process was delayed, officials shifted their narrative, saying the sale would happen “most likely” in 2019. Now the guidance has weakened again. The Saudis are adamant the IPO has simply been delayed rather than canceled. Yet signs the deal is deep in the long grass abound.

Inside Aramco, key executives working on the project have left or moved. Abdullah bin Ibrahim al-Saadan, a 30-year veteran who as chief financial officer was the most senior executive working on the IPO’s day-to-day preparations, left in June to become the chairman of the Royal Commission for Jubail and Yanbu. Aramco has yet to announce a permanent replacement for al-Saadan; another executive is working in an acting capacity as CFO. Motassim al-Maashouq, another key executive on the IPO project, has been asked to take on new responsibilities.

Wall Street is also feeling the delay. In January, Aramco called global banks to pitch for IPO roles, joining the lenders that have so far done most of the preparatory work— JPMorgan Chase, Morgan Stanley, HSBC Bank, Moelis, and Evercore. Nearly six months later, banks hoping to win new mandates, including Goldman Sachs Group and Citigroup, are still waiting for a call from the company. “Without explanation, they’ve gone quiet,” says a banker who’d hoped to participate.

The main problem is valuation. There’s a wide gulf between MBS’s ambitious $2 trillion target—which the prince says is nonnegotiable—and the $1 trillion to $1.5 trillion that most analysts and investors see as more realistic, according to two persons directly involved in the internal discussions. The gap between what the market thinks Aramco is worth and what the Saudi royals want is so wide that, even at the narrowest end it would overshadow the combined value of America’s two largest oil companies—Exxon Mobil and Chevron Corp. In May, al-Falih said the company was ready for an IPO but investors weren’t. “We are ready,” he said. “We’re simply waiting for a market readiness for the IPO.”

The valuation problem has become more visible after Bloomberg News disclosed the first accountings of Aramco since its nationalization almost 40 years ago. The leaked documents included the company’s tax regime, until now secret. The accounts showed that Aramco was the world’s most profitable company, churning out $33.8 billion in net income the first six months of 2017—before taxes. Much of the cash the highly taxed company generates is channeled as royalties into the Saudi government budget. How can investors be sure the government won’t raise taxes on the company to pay for more social or military spending, especially when the government already needs a price of about $80 a barrel to break even?

Even higher oil prices won’t help the valuation as much as they might, because Riyadh has overhauled the royalty system to mean the government gets more cash as crude rises. A marginal rate of 20 percent of revenue is due for oil prices up to $70 a barrel, 40 percent between $70 and $100, and 50 percent above $100. The government also widened the volume of crude covered by the royalties. Previously, the royalty was applied to exports. Now, it’s on production. The increase is almost a third to a fourth of the previous volume covered.

For potential investors, the Aramco conundrum goes beyond the valuation. They may also be spooked by the politics involved in the way oil is priced. Aramco’s production has always been determined by the state; it must fit into what’s decided by OPEC, where Saudi Arabia is the leading member. That creates potential conflicts between what works for the government in Riyadh and what maximizes investor returns.

Fund managers also worry that the value of oil fields could dwindle as governments ramp up their efforts to reduce fossil-fuel consumption to fight climate change. The spread of electric vehicles, for example, will reduce demand growth over the next two decades. In May a group of investors including Standard Life Aberdeen, Fidelity Investments, and Legal & General Group warned oil companies about the risk of global warming. “As long-term investors, representing more than $10.4 trillion in assets,” they said in an open letter, they believed “the case for action on climate change is clear.”

The government has options should it decide to get the IPO done quickly. It could slash tax rates on the company to juice its valuation and look to take the money back in dividends. A face-saving private placement—selling a stake in Aramco to a Chinese enterprise without the public exposure of how much money was actually raised in the transaction—is also possible. Officials have openly discussed a sale—in effect, a distribution of a few shares each to Saudi citizens—that would take place only in the country’s stock market. “I’m sure there will be a form of sale of Saudi Aramco in a market, but it’s unclear which market and exactly how,” says John Browne, who ran British oil giant BP Plc for more than a decade. “I’m reluctant to use the word IPO.”

The once-in-a-generation deal MBS promised in 2016 seems a long way off.

Pubblicato in: Economia e Produzione Industriale, Problemia Energetici

Tanap. Inaugurato il tratto transanatolico.

Giuseppe Sandro Mela.

2018-07-03.

Tanap 001

«The Trans-Anatolian Natural Gas Pipeline (TANAP; Turkish: Trans-Anadolu Doğalgaz Boru Hattı) is a natural gas pipeline in Turkey. It is the central part of the Southern Gas Corridor, which will connect the giant Shah Deniz gas field in Azerbaijan to Europe through the South Caucasus Pipeline, TANAP and the Trans Adriatic Pipeline. The pipeline has a strategic importance for both Azerbaijan and Turkey. It allows the first Azerbaijani gas exports to Europe, beyond Turkey. It also strengthens the role of Turkey as a regional energy hub.

The construction of the 1,841-kilometre (1,144 mi)-long pipeline started in in March 2015 and it was inaugurated in June 2018…..

The pipeline cost US$8.5 billion. $800 million of funding was approved by the International Bank for Reconstruction and Development. ….

The pipeline cost US$8.5 billion. $800 million of funding was approved by the International Bank for Reconstruction and Development.

The capacity of the pipeline is 16 billion cubic metres (570 billion cubic feet) of natural gas per year at initial stage and would be increased later up to 23 billion cubic metres (810 billion cubic feet) by 2023, 31 billion cubic metres (1.1 trillion cubic feet) by 2026, and at the final stage 60 billion cubic metres (2.1 trillion cubic feet) to be able to transport additional gas supplies from Azerbaijan and, if the Trans-Caspian Gas Pipeline, from Turkmenistan. ….

The TANAP is operated by SOCAR, which holds 58% stake in the project. Turkey’s pipeline operator BOTAŞ own 30%, while BP acquired 12% in the project on March 13, 2015. The TANAP project company is headquartered in the Netherlands» [Fonte]

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«Shah Deniz è un giacimento di gas naturale, il più grande dell’Azerbaigian. Si trova a sud-ovest del Mar Caspio, al largo della costa dell’Azerbaigian, a circa 70 km (43 miglia) a sud-est di Baku, a una profondità di 600 metri. Il campo copre circa 860 chilometri quadrati. Estendendosi per oltre 140 chilometri quadrati, il bacino artificiale è simile per dimensioni e forma all’isola di Manhattan. La profondità del mare nella zona del campo varia da 50 a 650 m. L’area della zona portante del gas è di circa 860 km².

È considerato un collegamento fondamentale per il corridoio meridionale del gas, con l’obiettivo di portare volumi aggiuntivi e alternativi di gas naturale verso i paesi membri dell’Unione europea. Geologicamente si riferisce al bacino del petrolio e del gas del Mar Caspio meridionale. Le riserve totali del giacimento sono stimate a 1,2 trilioni di metri cubi di gas naturale e 240 milioni di tonnellate di condensato di gas. Lo sviluppo del giacimento è effettuato da un consorzio, che comprende le seguenti società:

    BP Azerbaigian (25,5%) – operatore

    Statoil Azerbaigian (25,5%)

    SOCAR Azerbaigian (10%)

    Elf Petroleum Azerbaigian (10%)

    LukAgip N.V. (società affiliata di Lukoil, 10%)

    Oil Industries Engineering & Construction (10%)

    Turkish Petroleum Overseas Company Limited (9%) » [Fonte]

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L’Azerbaigian, ufficialmente Repubblica dell’Azerbaigian, è uno stato situato nella regione del Caucaso.

Ricco di petrolio, il paese è situato nell’Asia transcaucasica, a sud dello spartiacque montuoso che lo separa convenzionalmente dall’Europa. Confina con il Mar Caspio a est, con la Russia a nord, la Turchia a ovest, la Georgia a nord-ovest, l’Armenia a ovest e l’Iran a sud.

Ha nove milioni e mezzo di abitanti, un pil ppa pro capite di 17,500 Usd, ed un tasso di fertilità di 2.3.

Non può certo essere considerato uno stato ricco, pur disponendo di grandi giacimenti di petrolio e gas naturale.

Sicuramente i proventi derivanti dal Tanac dovrebbero concorre a migliorare in modo sensibile la situazione economica del paese.

Si noti come il consorzio gestionale sia formato da società a capitale inglese, francese, russo e turko, ed abbia sede nei Paesi Bassi. Quasi invariabilmente gli imprenditori si dimostrano molto più ragionevoli dei rispettivi governi.

Generare ricchezza e posti di lavoro è l’unico mezzo noto per far emergere le popolazioni dalla povertà.


Agenzia Nova. 2018-06-13. Energia: vicepresidente Commissione Ue Sefcovic, inagurazione Tanap è una pietra miliare

Baku, 12 giu 08:52 – (Agenzia Nova) – L’apertura ufficiale del gasdotto transanatolico (Tanap), tratto intermedio del Corridoio meridionale del gas che prevede il trasporto di gas azerbaigiano verso l’Europa, è una pietra miliare. Lo ha dichiarato a Trend il vicepresidente della Commissione europea per l’Unione dell’energia Maros Sefcovic. “Il gasdotto transanatolico, insieme al gasdotto del Caucaso meridionale e al gasdotto transadriatico (Tap), è una parte essenziale del Corridoio meridionale del gas. La sua apertura ufficiale segna quindi una pietra miliare, poiché il gas del Caspio potrà ora arrivare in Turchia su base commerciale”, ha dichiarato il vicepresidente della Commissione europea. “In altre parole, stiamo trasformando le intenzioni in realtà e producendo un altro risultato tangibile sotto l’egida dell’Unione dell’energia”.
“Aiutando a diversificare i nostri fornitori di energia e le rotte, il Corridoio meridionale del gas è strategicamente importante per la sicurezza energetica dell’Ue. Tutti noi guadagneremo da questo ‘ponte’ tra la regione del Caspio e il mercato dell’Unione. È nel nostro comune interesse renderlo un successo”, ha affermato Sefcovic. “Il nostro obiettivo a lungo termine è creare un mercato energetico paneuropeo basato sul libero scambio, sulla concorrenza e su forniture, fonti e rotte diversificate. Ciò dimostra che l’Unione dell’energia non si ferma ai confini dell’Ue e ha una forte dimensione esterna”, ha aggiunto il vicepresidente della Commissione.

Il progetto del Tanap prevede il trasporto di gas dal giacimento azerbaigiano di Shah Deniz ai confini occidentali della Turchia. Il gas sarà consegnato alla Turchia nel 2018. Dopo il completamento della costruzione del Tanap, il gas verrà consegnato in Europa all’inizio del 2020. Lungo 1.850 chilometri, il Tanap avrà una capacità iniziale di 16 miliardi di metri cubi di gas. Circa 6 miliardi di metri cubi di queste forniture dovrebbero essere consegnati alla Turchia, mentre i volumi rimanenti saranno destinati all’Europa. Gli azionisti del Tanap sono: Cjsc col 51 per cento, Socar Turkey Enerji col 7 per cento, Botas col 30 per cento e BP con il 12 per cento.

Pubblicato in: Economia e Produzione Industriale, Geopolitica Asiatica, Problemia Energetici

Arun. Centrale idroelettrica condivisa tra India e Nepal.

Giuseppe Sandro Mela.

2018-06-27.

2018-05-11__India_Nepal__001

«The Arun is the largest trans-Himalayan river passing through Nepal and also has the greatest snow and ice-covered area of any Nepalese river basin. The Arun drains more than half of the area contributing to the Sapta Kosi river system but provides only about a quarter of the total discharge. This apparent contradiction is caused by the location of more than 80 percent of the Arun’s drainage area in the rain shadow of the Himalayas. Average annual rainfall in Tibet is about 300 millimetres (12 in).

The river leaves the Tibet region at a height of about 3,500 metres (11,500 ft) and crosses the main Himalayan ranges. Leaving their rain shadow, the river’s flow increases substantially in the monsoonal climate of east Nepal. The landscape south of the border tends to be steep with less than 15 percent of the area having a sustained slope of less than 15° and is strongly dissected by stream channels. Many of the hill slopes are structurally unstable, and the region is seismically active. The August 1988 Nepal earthquake, with an epicentre more than 50 km south of the Arun basin, had a moment magnitude of 6.9 and resulted in more than 100 deaths in the basin alone.

The northern third of the Nepalese portion of the Arun basin supports a rich, though human-modified, forest of mixed hardwoods, Chir pine, fir, and rhododendron at elevations of over 1,000 metres (3,300 ft). The vegetation in the southern two-thirds of the area has been extensively modified for subsistence agriculture. Most of the half-million people in the Arun basin live in this southern area between 300 metres (980 ft) and 1,000 metres (3,300 ft) in widely scattered villages near the slopes they farm.» [Fonte]

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«Gross Domestic Product of Nepal grew 0.4% in 2016 compared to last year. This rate is 29 -tenths of one percent less than the figure of 3.3% published in 2015.

The GDP figure in 2016 was $21,132 million, Nepal is number 108 in the ranking of GDP of the 196 countries that we publish. The absolute value of GDP in Nepal dropped $279 million with respect to 2015.

The GDP per capita of Nepal in 2016 was $729, $18 less than in 2015, when it was $747. To view the evolution of the GDP per capita, it is interesting to look back a few years and compare these data with those of 2006 when the GDP per capita in Nepal was $349.

If we order the countries according to their GDP per capita, Nepal is in 174 th position. According to this parameter, its population is among the poorest of the 196 countries whose GDP we publish.

Here we show you the progression of the GDP in Nepal. You can see GDP in other countries in GDP and see all the economic information about Nepal in Nepal’s economy.» [Fonte]

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Il Nepal è un paese misero e con un clima ai limiti della umana sopravvivenza. Molto difficile impiantarvi una qualsiasi attività produttiva. A ciò si aggiungano le tensioni con i paesi limitrofi: questioni talora secolari divenute oramai quasi connaturate nel modo di pensare della gente.

Il Nepal, pur essendo sovrabbondante di acque, ha acquedotti fatiscenti, di conseguenza ha una rete nera primordiale, e manca drammaticamente di strade, strade ferrate ed energia.

In questa situazione non ci si stupisce che il pil procapite sia infimo: 241$ nel 2000, saliti faticosamente a 729$ nel 2016.

Di questi giorni una buona notizia.

Dopo quasi dieci anni di colloqui diplomatici, il Nepal ha stretto un accordo con l’India. Mr Modi si è recato in visita al suo Collega in Nepal.

«I due capi di governo, da remoto, daranno il via alla posa delle fondamenta della centrale idroelettrica Arun III, della capacità di 900 megawatt, sul fiume Arun, nel distretto di Sankhuwasabha, dopo un iter iniziato quasi dieci anni fa.»

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«Alla realizzazione della struttura sarà destinato il più grande investimento estero diretto indiano nel paese himalayano: 1,4 miliardi di dollari. L’accordo finanziario dovrà essere concluso entro il 29 settembre. Inoltre, il progetto si avvarrà dell’assistenza della Banca mondiale»

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«L’impianto sarà orientato all’esportazione: venderà elettricità all’India; i termini finanziari devono ancora essere concordati con le utility indiane.»

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«Il governo nepalese beneficerà di royalty, tasse, tariffe e di una quota di energia per il periodo della concessione, di 25 anni, per un valore di 348 miliardi di rupie nepalesi, circa 2,7 miliardi di euro. Il Nepal otterrà senza costi il 21,9 per cento dell’energia prodotta, pari a 197 megawatt»

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In parole povere: il Nepal mette a disposizione le proprie risorse orografiche permettendone lo sfruttamento agli indiani, che in cambio si sono assunti l’onere della costruzione della centrale elettrica e di lasciare poi 197 megawatt al Nepal per ciascuno dei venticinque anni di contratto.

Ci guadagna l’India, ci guadagna il Nepal. È un contratto perfetto.


→ Agenzia Nova. 2018-05-09. Nepal-India: visita Modi, al via i lavori per la centrale idroelettrica Arun-III

Katmandu, 09 mag 15:08 – (Agenzia Nova) – Il ministro degli Esteri del Nepal, Pradeep Kumar Gyawali, ha informato oggi il parlamento nepalese del programma della visita ufficiale del premier dell’India, Narendra Modi, l’11 e 12 maggio. Il leader indiano inizierà il viaggio da Janakpur, dove sarà accolto dal capo del governo statale del Pradesh 2, Lal Babu Raut, e sarà ospite d’onore di una cerimonia organizzata dall’amministrazione comunale; poi, con l’omologo Khadga Prasad Sharma Oli, visiterà il tempio induista di Janaki, che sarà incluso nel circuito indiano di pellegrinaggi Ramayan; inoltre, sarà inaugurato il collegamento autobus Janakpur-Ayodhya. Modi si trasferirà, quindi, a Katmandu, dove firmerà accordi bilaterali e incontrerà la presidente della Repubblica, Bidhya Devi Bhandari, e il suo vice, Nanda Bahadur Pun. Anche nella capitale gli sarà riservata una cerimonia d’onore. Il giorno seguente il capo dell’esecutivo di Nuova Delhi si recherà al tempio di Muktinath, nel distretto del Mustang; lì incontrerà anche esponenti di partiti espressione della comunità madhese, prima di rientrare in India.

Ieri, in vista dell’arrivo di Modi, Oli ha avuto un incontro con ex primi ministri (Pushpa Kamal Dahal, Sher Bahadur Deuba, Baburam Bhattarai, Lokendra Bahadur Chand, Madhav Kumar) ed ex ministri degli Esteri (Narayan Kaji Shrestha, Bhekh Bahadur Thapa, Mahendra Bahadur Pandey, Bhim Rawal), ai quali ha chiesto suggerimenti sulle questioni da affrontare con l’ospite e su come promuovere al meglio gli interessi nazionali. I temi dei colloqui bilaterali spazieranno dalle acque interne ai trasporti ferroviari, dall’agricoltura all’energia. I due capi di governo, da remoto, daranno il via alla posa delle fondamenta della centrale idroelettrica Arun III, della capacità di 900 megawatt, sul fiume Arun, nel distretto di Sankhuwasabha, dopo un iter iniziato quasi dieci anni fa.

Pochi giorni fa il Consiglio per gli investimenti del Nepal ha dato il via libera al progetto, rilasciando la licenza di produzione alla Sjvn Arun-III Power Development Company, sussidiaria della compagnia pubblica indiana Satluj Jal Vidyut Nigam. Alla realizzazione della struttura sarà destinato il più grande investimento estero diretto indiano nel paese himalayano: 1,4 miliardi di dollari. L’accordo finanziario dovrà essere concluso entro il 29 settembre. Inoltre, il progetto si avvarrà dell’assistenza della Banca mondiale. I contratti per la costruzione dei primi due lotti – diga e centrale – sono già stati assegnati.

I lavori dovrebbero essere completati entro cinque anni. L’impianto sarà orientato all’esportazione: venderà elettricità all’India; i termini finanziari devono ancora essere concordati con le utility indiane. Il governo nepalese beneficerà di royalty, tasse, tariffe e di una quota di energia per il periodo della concessione, di 25 anni, per un valore di 348 miliardi di rupie nepalesi, circa 2,7 miliardi di euro. Il Nepal otterrà senza costi il 21,9 per cento dell’energia prodotta, pari a 197 megawatt.

La visita di Modi, la terza nel paese himalayano, a meno di un mese da quella di Oli in India, è attesa come un’altra tappa nel processo di ritorno alla normalità delle relazioni bilaterali, dopo le frizioni degli ultimi anni. I due paesi sono alleati storici, ma i loro rapporti hanno registrato un picco negativo nel 2015: la chiusura delle frontiere da parte indiana dopo gli scontri scoppiati nel Nepal in seguito all’approvazione della nuova Costituzione, chiusura che lasciò il paese himalayano senza rifornimenti di carburanti e farmaci. All’epoca, tra l’altro, Nuova Delhi si limitò a prendere atto di quella riforma costituzionale senza accoglierla con favore, posizione percepita come un sostegno alla comunità madhese, quella più contraria, a causa di rivendicazioni territoriali, alla nuova carta fondamentale, accettata solo dopo alcuni emendamenti.

Nelle prime elezioni seguite all’adozione della Costituzione che ha dato al paese un assetto federale si è imposta l’alleanza tra il Partito comunista del Nepal marxista-leninista unificato (Cpn-Uml) e il Partito comunista del Nepal – Centro maoista (Cpn-Cm), coalizione considerata filocinese. Dopo una campagna elettorale dai toni critici contro Nuova Delhi, è tornato al potere il presidente dell’Uml, partito di maggioranza relativa, Oli, lo stesso che aveva governato nel 2015-16 e attribuito la fine di quel governo a “forze esterne” ovvero a interferenze indiane.

Dopo le elezioni, tuttavia, è iniziata la distensione, sancita dall’incontro tra Modi e Oli a Nuova Delhi e dalla firma di accordi di cooperazione in materia di agricoltura e connettività. Nella dichiarazione congiunta i due leader hanno ribadito “una stretta e amichevole relazione costruita sulle solide fondamenta di legami storici e culturali condivisi”. In particolare, Oli ha assicurato che il suo governo attribuisce grande importanza all’ulteriore rafforzamento dei rapporti, mentre Modi ha confermato che il Nepal rientra nella sua politica di vicinato all’insegna del principio “tutti insieme, progresso per tutti”. “Siamo col Nepal nella sua ricerca della prosperità”, ha sintetizzato il leader indiano, garantendo l’impegno di Nuova Delhi per lo sviluppo del paese partner.

Pubblicato in: Devoluzione socialismo, Economia e Produzione Industriale, Problemia Energetici

Germania. Non ridurrà le emissioni di gas a effetto serra al 2020.

Giuseppe Sandro Mela

2018-06-19.

Clima 001

Lo avevano già annunciato da tempo.

Merkel. «Tedeschi, volete ‘clima’ od acciaio?»

Merkel & Schulz. Clima addio. Avevano scherzato. Più tasse.

«Germany’s would-be coalition partners have agreed to drop plans to lower carbon dioxide emissions by 40 percent from 1990 levels by 2020»

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«the targeted cut in emissions could no longer be achieved by 2020»

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«The deal would represent something of a U-turn for Merkel, who has long presented herself as an advocate of climate protection policies on the international stage»

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Di questi giorni arriva il mesto annuncio.

«The German government set itself the goal of reducing national greenhouse gas emissions until 2020 by 40 percent compared to 1990 levels»

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«Germany is set to miss its 2020 greenhouse gas emissions target by 8 percent, according to German weekly magazine Der Spiegel»

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«The climate protection report shows a gigantic gap between the government’s words and deeds when it comes to climate protection»

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In parole poverissime, il traguardo prefissato era una pura e semplice utopia.

Se si potessero usare termini più propri, un delirio schizofrenico con screzio paranoide.

Delirio che però andava e va benissimo per bacchettare a destra e sinistra tutti gli altri stati, rei di non considerare nella sua gravità il problema del ‘clima’.

Traducendo dal linguaggio della Bundeskanzlerin Frau Merkel a linguaggio comune, la Germania continui a produrre imperterrita mentre gli altri chiudono gli stabilimenti perché inquinano.


Deutsche Welle. 2018-06-13. Germany to miss 2020 greenhouse gas emissions target

Economic and population growth are to blame for Germany missing its climate protection target. One of the leaders of the Greens said figures show that Chancellor Angela Merkel has more bark than bite on climate change.

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Germany is set to miss its 2020 greenhouse gas emissions target by 8 percent, according to German weekly magazine Der Spiegel.

The German government set itself the goal of reducing national greenhouse gas emissions until 2020 by 40 percent compared to 1990 levels.

But a draft government report estimates that the country will only be able to reduce emissions by 32 percent. Officials had previously estimated a shortfall of 5 percent to 8 percent.

The document blames “unexpected economic developments and unexpected population growth” for the failure to meet the target. Increased economic activity and strong population growth generally cause an uptick in emissions due to increased use of fossil fuel energy.

“The climate protection report shows a gigantic gap between the government’s words and deeds when it comes to climate protection,” the German branch of the environmental protection group WWF said in a statement. “It’s a 120-decibel alarm and the government has to show it has heard it.”

Green Party leader lashes out at Merkel

Annalena Baerbock, co-leader of the Green Party, told Der Spiegel that the figures were proof Chancellor Angela Merkel, who has long championed the fight against climate change, “says a lot about the climate, but delivers very little.”

The new figures came a day after the Organization for Economic Cooperation and Development (OECD) said Germany needed to do more to realize its climate change goals.

The OECD also cited strong economic growth as a challenge to meeting emissions targets. Traffic emissions had increased as well, it said, presenting another problem for the country’s ability to meet its commitments.