di Alberto Prina Cerai*
La questione è alla luce del sole e la recente uscita pubblica del commissario europeo all’Energia, Dan Jørgensen, rappresenta una chiara ammissione sullo stato attuale dello stoccaggio di gas e in generale dell’aumento dei prezzi energetici. Il continente, con significative differenze tra gli Stati membri, è in una posizione relativamente più complicata rispetto agli altri inverni per quanto concerne la fase di riempimento degli stoccaggi di gas naturale.
Le persistenti tensioni in Medio Oriente hanno contribuito a un rialzo del 75% dei prezzi europei del gas (TTF) negli ultimi due mesi, con il mercato che sembra incorporare sempre di più nei prezzi europei e asiatici l’aspettativa di una durata più lunga del conflitto.
La finestra temporale che avrebbe consentito al principale impianto qatariota di esportazione di GNL di Ras Laffan di QatarEnergy di tornare operativo in tempo per il quarto trimestre si è ormai di fatto chiusa. Dall’inizio delle ostilità a marzo, nessun cargo dal Golfo ha di fatto raggiunto i rigassificatori sparsi per l’Europa settentrionale e meridionale. Inoltre, allo stato attuale – e che riflette la situazione di grande incertezza per gli operatori, nonostante le dichiarazioni di Donald Trump e dell’andamento delle ostilità – 14 cargo sono attualmente non attivi nel Golfo, di cui 12 associabili alla società qatarina.
A fare le spese della “causa di forza maggiore” invocata dalla società qatarina è stata soprattutto l’Italia, che tra i Paesi europei era la destinazione con il maggior numero di cargo contrattualizzati dal Qatar per il 2026. Tuttavia, la minor dipendenza dal GNL rispetto al contributo dei gasdotti mediterranei sul fabbisogno nazionale ha consentito, di fatto, al nostro Paese di riempire gli stoccaggi con maggior virtuosità rispetto ad altri. Proprio ora che – come stabilisce la Gas Storage Regulation – la finestra temporale per raggiungere almeno l’80% del riempimento entro due mesi si è aperta ufficialmente ieri.
Il gas non è più solo una questione regionale
Come avevamo enfatizzato negli scorsi mesi all’inizio della guerra, la fuoriuscita del Qatar dalla geografia degli approvvigionamenti europei non ha rappresentato, nei volumi coinvolti, un problema di sicurezza energetica. Lo poteva essere, invece, l’interconnessione che i flussi di GNL dal Golfo hanno, invece, con i concorrenti asiatici che, alla luce della sostanziale inattività dei flussi attraverso lo Stretto di Hormuz rispetto allo scorso anno – secondo l’ultimo tracking Bloomberg su settembre, meno di una decina di cargo erano diretti verso Singapore, Cina, India e Pakistan – intensificheranno il ricorso a cargo non contrattualizzati (spot) dagli Stati Uniti. È questa la dinamica dell’offerta nell’ormai mercato globale del GNL che, sottotraccia, si adopera sempre più nel “correlare” la borsa europea (TTF) con quella asiatica (JKM): le metaniere si dirigono verso il mercato che “prezza” di più quello che trasportano (che, ricordiamo, non coincide con il costo del GNL statunitense, ma con il valore che il gas assume sul mercato di destinazione). A fare la differenza è quindi il netback, ovvero una volta considerati i diversi costi di trasporto: un premio sufficientemente elevato del JKM sul TTF rende più conveniente dirigere i carichi flessibili verso l’Asia; viceversa, l’Europa deve offrire un prezzo sufficientemente competitivo per attrarli.
Si tratta di un importante punto di svolta per il mercato globale del gas perché viene meno la possibilità di un allentamento della situazione di relativa ristrettezza dell’offerta globale di GNL all’ultimo momento prima dell’inverno, che avrebbe permesso all’Europa di accelerare rapidamente le iniezioni negli stoccaggi ed entrare nella stagione invernale con scorte più consistenti e “sicure”. Questo nonostante le nuove aggiunte di capacità di liquefazione tra USA e Canada abbiano contribuito, in parte, a colmare la perdita di oltre il 45% di export capacity del Qatar. Nuovi ingressi da progetti GNL in ramp-up, soprattutto nella seconda metà del 2027 (tra USA, Nigeria, Indonesia, Gabon), potranno contribuire a placare la tensione sui mercati. Ma se la preoccupazione non è tanto sulle forniture nel breve-medio come suggerito dal Commissario UE e confermato dal Gas Coordination Group, il problema rimane sul fronte dei prezzi TTF e di come affronteremo la stagione invernale in UE alla luce di un possibile, persistente, aumento.
Un inverno “caldo”, ma su quali fronti?
Ora ipotizziamo che i flussi di GNL qatariota verso l’Europa tornino alla normalità soltanto nel secondo trimestre del 2027, in uno scenario molto ottimistico in cui il progetto North Field East (NFE) diventi operativo e i flussi da Hormuz ripartano.
Le scorte europee di gas sono importanti nonostante la loro natura regionale perché funzionano come uno dei principali meccanismi di bilanciamento del mercato globale del GNL. Il livello degli stoccaggi europei determina quanto gas l’Europa deve importare durante l’inverno poiché il GNL rappresenta di fatto l’unica fonte di approvvigionamento sufficientemente flessibile nel caso in cui le scorte risultino insufficienti. Essendo l’Europa uno dei principali acquirenti marginali di GNL, livelli elevati o ridotti degli stoccaggi possono modificare sensibilmente i flussi dei cargo globali, intensificando la competizione con l’Asia per i carichi disponibili e spingendo al rialzo i prezzi.
Gli stoccaggi europei si avviano a entrare nell’inverno 2026/27 al livello più basso nei 15 anni coperti dai dati sul mercato europeo del gas, con il crollo delle importazioni di GNL tra primavera ed estate. Particolarmente esposte risultano Germania e Paesi Bassi, che insieme rappresentano circa un terzo della capacità di stoccaggio UE e circa il 18% della capacità di rigassificazione (Tabella sotto). Come detto, l’Italia è in una posizione di relativa tranquillità sui target di riempimento (90% entro giorni, secondo SNAM) come la stessa Francia. Non si tratta di quattro Paesi casuali, ma dei principali consumatori di gas in Europa e crocevia delle principali interconnessioni continentali della rete ENTSOG (che collegano il continente a Paesi extra-UE, fornitori da gasdotto come Norvegia, Azerbaijan, Algeria).
Lo stoccaggio di gas naturale non è solo un meccanismo di “prevenzione”, ma funge da fonte di approvvigionamento stabilizzante essendo in grado di far fronte alle oscillazioni infragiornaliere della domanda, ad esempio da parte del settore elettrico, meglio di quanto possano fare le importazioni (soprattutto del GNL americano, dal momento che ci separa l’Atlantico con 2-3 settimane di distacco temporale). Nella nuova geografia dell’offerta post-2022 lo stoccaggio ha assunto un’importanza ancor più cruciale per la sicurezza energetica UE. In media, durante l’inverno, i prelievi dagli stoccaggi rappresentano circa il 30% dell’approvvigionamento di gas europeo. Lo stoccaggio è particolarmente cruciale a gennaio, quando i prelievi forniscono in media il 44% del fabbisogno, ma arrivano anche fino al 60% per un Paese fortemente dipendente come i Paesi Bassi.
Il comportamento di questi quattro Paesi – in particolare, la Germania – dunque sarà cruciale nel determinare non soltanto la traiettoria dello stoccaggio UE per l’inverno, ma anche la quantità di gas che l’Europa dovrà reperire sul mercato internazionale nei prossimi mesi.
Come i principali Paesi UE garantiscono il riempimento degli stoccaggi
| Paese | Capacità di stoccaggio (mld m³) | Livello di storage* | Obiettivo | Meccanismo di garanzia del riempimento |
| Germania | 22,5 | ~58% | 70% | I titolari della capacità sono contrattualmente tenuti a rispettare gli obiettivi. Se il target non viene raggiunto, la capacità inutilizzata può essere trasferita all’operatore SEFE, che interviene sul riempimento. |
| Italia | 18,3 | ~86% | 90% | L’operatore nazionale definisce fasce mensili di iniezione sulla base dei profili estivi. Il mancato rispetto può comportare penalità; possono inoltre essere introdotti incentivi economici alle iniezioni quando gli spread estate/inverno sono sfavorevoli. |
| Francia | 11,1 | ~83% | 85% | Gli operatori soggetti agli obblighi possono incorrere in sanzioni fino a due volte il valore del gas mancante. Su mandato del governo, Storengy e Teréga possono intervenire per compensare eventuali deficit di riempimento. |
| Paesi Bassi | 12,7 | ~58% | 80% | Non sono previsti obblighi diretti per gli utenti degli stoccaggi. EBN, controllata dallo Stato, è incaricata di riempire gli impianti indipendenti fino a 80 TWh nel 2026/27, con una linea di finanziamento governativa da €21,6 mld. |
| UE | 100-110 | ~71% | 80% |
Fonte: elaborazione ISPI su dati Oxford Institute of Energy Studies, GIE. *Riempimento al 1° ottobre 2026, inizio della finestra temporale di iniezione prevista dalla EU Gas Storage Regulation.
Prelievi più contenuti preservano, infatti, un cuscinetto per la parte finale dell’inverno; al contrario, un rapido drawdown aumenta la necessità di sostituire il gas stoccato con maggiori importazioni, principalmente di GNL, rafforzando la competizione europea per i carichi flessibili e, di conseguenza, la pressione sul TTF. Questo avviene dal momento che il buffer garantito dalle altre forniture extra-UE – gasdotti – è strutturalmente limitato da vari fattori: limitata capacità di aumento della produzione (Nord Africa), manutenzioni programmate e non (Norvegia) e regolamenti (Russia). Per di più, le carenze di Germania e Paesi Bassi potrebbero portare a sopperire anche dalla rete intra-europea, drenando ulteriormente gli stoccaggi europei. Allo stato attuale, il livello di riempimento medio nel perimetro europeo è intorno al 71%, cinque punti percentuali al di sotto del precedente minimo di fine ottobre, registrato nel 2021, e ben 20 punti al di sotto della media decennale.
Durante un inverno non troppo mite o freddo, sarebbe plausibile aspettarsi un prelievo dagli stoccaggi pari a 60-70 punti percentuali, facendo emergere la possibilità che l’Europa raggiunga livelli di scorte criticamente bassi. Dunque, entrare nell’inverno con bassi livelli di stoccaggio riduce significativamente il cuscinetto disponibile per consumi elevati (qualora si distaccassero dalla media stagionale), aumenta la dipendenza dall’acquisto di carichi spot di GNL per compensare l’esaurimento degli stoccaggi e accresce i rischi al rialzo per i prezzi del gas. A meno che non subentrino fattori climatici e/o strutturali.
Scenari, non soluzioni
Una possibile carta, ma non a disposizione degli operatori europei, potrebbe essere un inverno mite o più caldo della media, influenzato da una forte fase di El Niño. Le aspettative sul mercato del gas prevedono, infatti, temperature invernali europee più miti della media proprio per effetto del fenomeno climatico oceanico. Il gas destinato al consumo residenziale rappresenta, tendenzialmente, il 40-50% della domanda europea invernale di gas, per cui temperature più elevate possono determinare risparmi significativi e minori iniezioni dagli stoccaggi.
Questo potrebbe calmierare la pressione sui prezzi del gas nella fase di uscita dall’inverno. Tuttavia, anche con questa eventuale riduzione, l’Europa dovrebbe comunque importare più GNL rispetto all’anno precedente per evitare di entrare nella primavera con un livello di stoccaggi ancora più basso rispetto agli anni precedenti: per farlo, il TTF non potrà essere troppo basso rispetto alle aspettative dei mercati asiatici. E poiché le previsioni per questo inverno sono attualmente orientate verso una domanda debole, il rischio di una sorpresa è prevalentemente al rialzo per la domanda di gas.
Soluzioni? Dipende dagli obiettivi. Rispetto alla crisi del 2022, la situazione per la sicurezza degli approvvigionamenti è meno tesa, assumendo che nel corso dell’inverno i cargo GNL dagli USA continuino ad arrivare, i fornitori da gasdotti mantengano i flussi invariati e il clima rimanga in linea con gli scorsi inverni. Eventuali shock imprevisti su uno di questi tre fronti potrebbero causare non qualche problema.
Se il tema è quello di alleggerire la pressione sui prezzi del gas e, in misura correlata, dell’elettricità su imprese e consumatori in un contesto già fortemente inflazionistico, non è da escludere un ricorso alla riduzione della domanda, come ha ricordato il Commissario Jørgensen. Tuttavia, la forbice per questo intervento è ben più limitata rispetto a quattro anni fa – soprattutto dal settore industriale, mentre sul fronte della generazione elettrica rimane fonte marginale, soprattutto in Italia e Germania.
Il vero rischio dell’inverno potrebbe essere proprio questo: non la scarsità fisica di gas, ma il prezzo che l’Europa dovrà pagare per evitarla.
Alberto Prina Cerai
*Istituto Ispi
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