Il futuro del gas

l prezzo del metano viene aggiornato ogni giorno qui e possiamo seguirlo assieme alle curve forward.

Poi ci dicono quanto gas c’è negli stoccaggi europei: tedeschi, italiani e olandesi; disponiamo dei dati sugli arrivi di LNG, sulle importazioni via gasdotto, sui terminali di rigassificazione e sulle principali rotte marittime.

Due giorni fa, la media degli stoccaggi europei era del 74,6%, con 845 TWh di gas disponibili. L’Italia sfiora il 90%, la Germania è al 61,2% e l’Olanda al 64,7%.

La Germania,sotto di 20 punti rispetto allo storico, è il principale mercato industriale europeo dove si concentra la domanda continentale di gas.

Gas Infrastructure Europe ritiene il sistema europeo ancora sufficientemente flessibile, ma sottolinea che il margine di manovra sarà più ristretto e che la disponibilità di LNG diventerà essenziale.

La Bundesnetzagentur tedesca, correttamente, afferma oggi che l’approvvigionamento è stabile e che il rischio immediato di una situazione di tensione resta basso.

Nello stesso documento, però, segnala che gli stoccaggi tedeschi sono molto inferiori rispetto agli anni passati e che è più che probabile arrivare alla fine dell’inverno con livelli bassi.

Ciò significa che il sistema è meno elastico per affrontare il futuro qualora, nei prossimi mesi, qualcosa andasse storto.

Questa parte del messaggio non arriva mai al consumatore.

Il contratto di novembre, tra il 29 settembre e il 20 ottobre, è passato da meno di 70 €/MWh a un massimo intraday superiore a 90 €/MWh, per poi ridiscendere nell’area 85-88,oggi di nuovo 90.

La forward non rappresenta il prezzo massimo che potrà verificarsi durante l’inverno, ma il prezzo al quale oggi compratori e venditori si accordano sul rischio medio relativo a una determinata consegna.

Questa è l’essenza di quel indice sulla base del quale paghiamo il gas! Così hanno voluto i produttori!

Un gennaio quotato a 88 €/MWh può quindi comprendere giornate a 70 e giornate a 130, senza che la media mensile si discosti dalla quotazione iniziale.

Ed è qui che il livello degli stoccaggi assume un significato completamente diverso.

Se guardiamo l’andamento del TTF nel corso degli ultimi mesi non possiamo non prendere atto del cambiamento registrato nelle curve di prezzo che si sono mosse penalizzando principalmente il periodo estivo giocando proprio sull’attesa necessità di ripristino degli stoccaggi di Germania e Olanda.

Ma una crisi energetica non comincia quando i depositi finiscono a zero. Il mercato reagisce molto prima.

Se la Germania scendesse sotto il 50% degli stoccaggi prima della metà di dicembre e, contemporaneamente, le previsioni meteorologiche indicassero un’ondata di freddo sull’Europa centrale, operatori e traders non aspetterebbero di vedere materialmente diminuire le forniture.

Si chiederebbero quale potrebbe essere il livello delle scorte a febbraio e marzo. Leggerebbero sotto il 40% nelle prime settimane di gennaio e allora la questione diventerebbe ancora più delicata a fine gennaio, portandosi sotto il 30%.

Tutto troppo presto pensando a quando finisce l’inverno.

Ma questo scenario di potenziale criticità su cosa si fonda?

Sul confronto dei livelli di consumo dello scorso inverno con i livelli attesi delle consegne e degli stoccaggi.

Lo scorso inverno è stato straordinariamente mite, un inverno anomalo e per questo il mercato potrebbe iniziare a incorporare scenari di distruzione della domanda, interventi pubblici o, negli scenari estremi, forme di contenimento dei consumi industriali.

Interventi che sono del tutto probabili se pensiamo che lo scorso anno la Germania ha chiuso il periodo invernale con scorte disponibili al 21,6%. Un numero troppo vicino a quel 20% che oggi manca nelle scorte tedesche.

Ricordiamo anche che il razionamento non deve verificarsi realmente perché produca effetti sull’andamento dei prezzi. È sufficiente che diventi credibile.

Ed è proprio questa non linearità che rende fragile la rappresentazione apparentemente rassicurante di una curva TTF ordinata intorno a 85-90 €/MWh per i prossimi mesi invernali.

Il percorso del mercato potrebbe non essere: 90, 95, 100, 105. Potrebbe invece essere: 90, poi improvvisamente 120; successivamente 105; quindi nuovamente 140 in presenza di una nuova previsione meteorologica sfavorevole.

E il tutto non è irrazionale dal momento che sarebbe il normale comportamento di un mercato che cerca di anticipare marginando sulla possibile scarsità futura.

Per il consumatore italiano esiste poi un’altra possibile fonte di equivoco. L’Italia dispone oggi di stoccaggi vicini al 90%.

È certamente una buona notizia sotto il profilo della sicurezza fisica degli approvvigionamenti.

Ma non significa che l’Italia sia protetta dal rischio di prezzo e stando alle dichiarazioni di Pichetto Fratin il gas stoccato costa 40 €/MWh

Il TTF è un mercato europeo, è il mercato che fa il prezzo al nostro gas.

Se Germania, Paesi Bassi o altri grandi mercati fossero costretti ad aumentare rapidamente la propria domanda di LNG, il prezzo marginale europeo salirebbe anche per l’Italia.

E poiché il gas continua ad avere un ruolo importante nella formazione del prezzo dell’elettricità italiana, la tensione potrebbe trasferirsi rapidamente anche sul PUN. Il consumatore italiano potrebbe quindi trovarsi nella situazione apparentemente paradossale di avere gas fisicamente disponibile ma energia comunque molto costosa.

Esiste infine un altro segnale: il prezzo dei contratti TTF della primavera e dell’estate 2027 è progressivamente salito. Aprile quota oggi oltre 75 €/MWh, maggio circa 71, giugno 69 e l’intera estate 2027 intorno a 69,6 €/MWh.

Perché il mercato continua a pagare così tanto il gas che servirà quando l’inverno sarà ormai finito?

Una possibile spiegazione è che il mercato punta sulla certezza che l’Europa esca dall’inverno con depositi semivuoti e che debba quindi competere aggressivamente sui mercati internazionali per ricostituirli.

In altre parole, la curva estiva alta non necessariamente tranquillizza sull’inverno: al contrario potrebbe essere proprio una conferma del rischio invernale.

Nessuno può sapere oggi quale sarà la temperatura di gennaio. Nessuno può affermare con serietà che si verificherà una crisi degli approvvigionamenti. La stessa Bundesnetzagentur considera con prudenza il rischio immediato e sottolinea che importazioni via gasdotto, LNG, stoccaggi, infrastrutture e domanda devono essere valutati insieme. Ma proprio per questo sarebbe necessario offrire al consumatore un’informazione diversa.

Una informazione non allarmistica, non rassicurante per politica, ma semplicemente completa:

• Dire che gli stoccaggi UE sono al 75% senza spiegare che quelli tedeschi sono poco sopra il 60% fornisce un’informazione vera ma incompleta sui segnali di prezzo che devono essere percepiti.
• Dire che il TTF quota 88 €/MWh senza spiegare che ha appena toccato 90 e che la curva estiva resta sopra 65-70 €/MWh significa fornire un altro frammento.
• Dire che l’Italia dispone di scorte prossime al 90% senza spiegare che il prezzo italiano continuerà comunque a dipendere dal mercato europeo costituisce ancora un altro frammento.

Il consumatore, però, non paga “frammenti di notizie” ma il risultato  complessivo e una famiglia, per esempio, deve decidere se scegliere un’offerta fissa o variabile. Un’impresa deve valutare se coprirsi, per quale quota e per quanto tempo. Un’industria energivora deve decidere prezzi, produzione, scorte e investimenti. Per prendere queste decisioni dovrebbe poter conoscere non soltanto il prezzo di oggi, ma anche i rischi ragionevolmente individuabili di domani.

E quindi a chi giova un sistema informativo nel quale ogni singolo dato è disponibile, ma non viene mai ricomposto in un quadro completo comprensibile?

Un consumatore meno informato sul rischio tende inevitabilmente a reagire “dopo”. E chi si muove tardi sui mercati energetici normalmente compra quando il rischio è già parte del prezzo.

Gli operatori professionali dispongono di desk energetici, modelli meteorologici, terminali finanziari, analisti e strategie di hedging.

Il piccolo imprenditore,e la famiglia, dispongono, nella migliore delle ipotesi, del telegiornale, delle dichiarazioni di un ministro sempre sul vago perché non è il suo mestiere,di un’autorità che senz’altro non lo aiuta, e della bolletta.

La vera questione di equità informativa potrebbe essere tutta qui. Non chiedere che qualcuno preveda la crisi. Chiedere che il consumatore sia messo nelle condizioni di comprenderne per tempo la possibilità. Perché quando una famiglia o un’impresa scopre il rischio dalla bolletta, non sta più ricevendo un’informazione. Sta semplicemente pagando le conseguenze di qualcosa che altri avevano già cominciato a prezzare molto tempo prima.

Tra le variabili geopolitiche da considerare rimane anche l’eventuale riapertura, totale o parziale, dei flussi russi attraverso il sistema Nord Stream.

Allo stato attuale questa ipotesi non può essere assunta perché restano rilevanti ostacoli politici, regolatori e sanzionatori. Tuttavia, la disponibilità tecnica residua di una linea di Nord Stream 2 e il riemergere periodico di ipotesi negoziali rendono prudente non escludere completamente questa eventualità dagli scenari di medio termine.

Un eventuale ritorno di volumi significativi di gas russo via Nord Stream avrebbe un effetto potenzialmente ribassista soprattutto sulla curva TTF primavera-estate 2027, perché ridurrebbe la dipendenza europea dal LNG marginale e faciliterebbe la ricostituzione degli stoccaggi dopo l’inverno.

Per questa ragione Nord Stream 2, con i suoi 27,5 mld di nmc trasportabili, ( 50% del nominale)  può essere considerato una variabile asimmetrica: non rappresenta oggi un elemento di sostegno dello scenario centrale, ma costituisce una possibile opzione ribassista nel caso di una distensione geopolitica e di una riattivazione effettiva dei flussi.

 Una seconda variabile geopolitica, teoricamente di segno opposto alla prima, riguarda la sicurezza delle rotte marittime attraverso lo Stretto di Hormuz e il sistema Mar Rosso – Bab el-Mandeb – Suez.

Hormuz rappresenta il rischio più diretto per il mercato europeo del gas, perché da questa rotta transitava una parte rilevantissima delle esportazioni di LNG del Qatar e degli Emirati.

Le perturbazioni del 2026 hanno già mostrato quanto rapidamente una restrizione dei transiti possa ridurre la disponibilità di carichi destinati all’Europa e all’Asia, costringendo gli acquirenti europei a competere più aggressivamente per LNG alternativo.

A ottobre, le esportazioni LNG qatariote ed emiratine risultavano ancora largamente inferiori ai livelli precedenti alla crisi, mentre il TTF si manteneva nell’area degli 85-90 €/MWh.

Il Mar Rosso presenta un rischio differente ma complementare.

Anche quando il gas riesce a lasciare il Golfo, tensioni a Bab el-Mandeb o lungo la rotta di Suez possono obbligare le metaniere a percorsi più lunghi, aumentare i tempi di consegna, assorbire maggiore capacità della flotta mondiale e far crescere i costi di trasporto.

L’IEA ha già evidenziato come le limitazioni ai transiti nel Mar Rosso e le deviazioni di rotta abbiano aumentato la volatilità dei noli LNG.

Le due variabili possono poi sommarsi. Una contemporanea riduzione dei transiti a Hormuz e una maggiore difficoltà lungo il Mar Rosso produrrebbero non soltanto una diminuzione dei volumi disponibili, ma anche un rallentamento della rotazione delle navi, rendendo più difficile sostituire rapidamente il LNG mediorientale con forniture provenienti da altre aree.

Per il TTF questo costituisce una variabile prevalentemente rialzista e asimmetrica: una progressiva normalizzazione delle rotte potrebbe ridurre il premio di rischio oggi incorporato nei prezzi, mentre una nuova escalation avrebbe effetti potenzialmente molto più rapidi e violenti, soprattutto in presenza di bassi livelli di stoccaggio europeo e di un inverno rigido

Per questa ragione Hormuz e Mar Rosso devono essere considerati non soltanto come rischi geopolitici, ma come veri moltiplicatori della volatilità del mercato LNG europeo.

L’andamento del TTF su una finestra temporale più ampia consente di collocare le quotazioni attuali nel loro contesto storico.

 Il picco eccezionale del 2022 rappresentò la combinazione di riduzione dei flussi russi, forte competizione internazionale per il LNG, bassi livelli di stoccaggio e tensione geopolitica: una vera “tempesta perfetta” che mise a nudo il livello di sudditanza energetica che ancora oggi caratterizza, in assenza di reali misure, il sistema dei Paesi membri della UE.

Le quotazioni attuali, pur molto inferiori ai massimi raggiunti allora, mostrano nuovamente una significativa accelerazione rispetto ai livelli osservati nel 2024-2025. Il confronto storico aiuta quindi a distinguere tra l’attuale fase di tensione e gli estremi del 2022, senza tuttavia sottovalutare la rapidità con cui il mercato del gas può modificare le proprie aspettative.