Sono Daniela Corsini, Senior Economist Intesa Sanpaolo. In questo episodio parlerò di mercati dell’energia, con uno speciale focus sul gas naturale europeo.
Nel 2025, i flussi attraverso lo Stretto di Hormuz coprivano circa il 14% del consumo mondiale di petrolio, ma appena il 5% del consumo mondiale di gas. Quindi, allo scoppio della guerra in Iran, nel febbraio 2026, sarebbe stato ragionevole immaginare un rialzo superiore dei prezzi del Brent, principale riferimento per il petrolio, rispetto al benchmark europeo per il gas naturale, ovvero il TTF.
Invece è successo il contrario. Dal 27 febbraio al 26 ottobre, il Brent è cresciuto del 60%, ma il TTF di addirittura il 203%. Sino a giugno le performance dei due erano circa allineate, ma successivamente il TTF è salito ben più velocemente durante le fasi di escalation, ma è sceso meno del Brent quando le tensioni geopolitiche si allentavano.
Perché questa differenza e perché proprio da giugno?
Innanzitutto, quest’estate eccezionali anomalie termiche e problemi nella generazione di energia elettrica da nucleare, rinnovabili e carbone hanno incrementato la domanda di gas e rallentato il processo di ricostituzione delle scorte.
Infatti, al 25 ottobre, gli stoccaggi di gas in tutta Europa erano pieni al 75%, il minimo per questo periodo dell’anno: di 2 punti inferiore al precedente record negativo del 2021, e ben 15 punti sotto la media quinquennale.
Inoltre, si registrava una forte disomogeneità fra paesi. In Italia, i depositi erano al 91% di riempimento, circa 16 punti sopra la media europea per quest’anno e 1 punto sopra la media storica continentale. In Francia, nonostante le difficoltà registrate da alcune centrali nucleari i depositi erano pieni all’87%. Al contrario, il riempimento raggiungeva appena il 62% in Germania e il 65% in Olanda, siccome in entrambi i paesi gli operatori non hanno investito nel riaccumulo di scorte.
Ricordiamo che i depositi di gas servono per affrontare i picchi stagionali della domanda legati al consumo invernarle per riscaldamento a fronte di spedizioni circa stabili durante l’anno. Iniziare un inverno con bassi livelli di scorte implica che nei mesi freddi sarà necessaria una maggiore flessibilità delle importazioni per soddisfare eventuali fluttuazioni di domanda. E purtroppo una maggior dipendenza dall’estero rappresenta un rischio per la sicurezza energetica in un contesto di flussi di approvvigionamento limitati da vincoli geopolitici.
Infatti, l’offerta di gas naturale liquefatto, o GNL, sul mercato mondiale è diminuita notevolmente per le tensioni su Hormuz e i danni della guerra in Medio Oriente. In aggiunta, per l’Europa, il ventaglio di possibili importatori si ridurrà ulteriormente nel 2027, quando saranno completamente vietati gli acquisti di GNL russo.
Al problema di effettiva disponibilità di GNL si aggiunge il problema del prezzo. Infatti, i carichi acquistati su base spot offrono vantaggi, come ad esempio la maggior flessibilità in termini di volumi e tempi di consegna, ma normalmente costano di più rispetto alle spedizioni via gasdotto dati i maggiori costi di produzione e trasporto. E in aggiunta rispetto ai contratti a lungo termine sono maggiormente soggetti alla concorrenza con L’Asia e vulnerabili a tensioni sul mercato mondiale dovuti a problemi tecnici, logistici o geopolitici.
Date queste criticità, prevediamo che i prezzi del TTF rimarranno ancora a lungo elevati. Stimiamo una media di circa 75 euro per MWh nel 4° trimestre e di 63 euro nel 1° trimestre 2027. Successivamente, auspichiamo che il possibile allentamento delle tensioni in Medio Oriente e l’atteso miglioramento dell’offerta mondiale legato ai precedenti investimenti in capacità di liquefazione possano spingere i prezzi al ribasso da circa 56 euro nel 2026 a una media di 47 euro nel 2027. Le quotazioni però dovrebbero rimanere elevate anche nel lungo periodo: per il 2030 stimiamo un prezzo medio di circa 30 euro a fronte di una media pre-crisi di circa 18 euro.
È tuttavia possibile che queste pressioni rialziste sul gas non si trasferiranno appieno sul costo dell’energia elettrica. Infatti, i consumi europei di gas sono in strutturale (seppur lieve) calo anche grazie agli interventi di efficientamento energetico e al processo di diversificazione nella generazione a favore delle fonti rinnovabili, a scapito delle fossili. In linea generale, l’autoproduzione riduce la dipendenza dall’estero e favorisce un abbattimento dei costi per famiglie e imprese. Ricordiamo tuttavia che per migliorare la diversificazione e la resilienza del sistema, nonché per raggiungere la decarbonizzazione, sono ancora necessari notevoli investimenti in infrastrutture ed è imprescindibile una maggiore cooperazione fra gli Stati Membri dell’Unione.
