Il clima più caldo del normale in ottobre ha permesso di tenere i termosifoni spenti praticamente ovunque, il che ha dato un’importante boccata d'ossigeno ai prezzi del gas (scesi a 98 euro per megawattora, dai 205 euro di tre mesi fa) e agli stoccaggi europei; questo, però, non significa che possiamo abbandonarci all'ottimismo, tutt’altro.
Al 12 novembre, il livello medio di riempimento degli stoccaggi di gas tra gli Stati membri dell’Unione europea era di circa il 96%, un livello che copre meno del 30% del consumo annuale complessivo. Ad esempio, i Paesi con una bassa capacità di stoccaggio, come il Belgio o il Portogallo, sono riusciti a riempire completamente i loro serbatoi; benché questo abbia fatto notizia, significa che stanno immagazzinando solo il 5-7% del loro consumo annuale.
Ora il focus è sul 2023
C'è una grande avvertenza nel mare di blu di questa mappa. Sebbene la maggior parte degli Stati membri dell’UE disponga di impianti di stoccaggio di gas sul proprio territorio, ben due terzi della capacità totale si trovano in soli cinque Paesi: Germania, Italia, Francia, Paesi Bassi e Austria.
In base al nuovo regolamento, i Paesi che non dispongono di impianti di stoccaggio dovranno stoccare il 15% del loro consumo interno annuale di gas in depositi situati in altri Stati membri e avranno così accesso alle riserve di gas in altri Paesi. Questo meccanismo rafforza la sicurezza delle forniture di gas dell'UE, condividendo al contempo l'onere finanziario di riempire le capacità di stoccaggio. Gli Stati membri con minori capacità collaboreranno con quelli che possiedono impianti più grandi per garantire le loro riserve.
“Anche considerando l’assenza di flussi dalla Russia, dovremmo essere in grado di superare l'inverno; almeno supponendo che le attuali importazioni dai Paesi Bassi e dalla Norvegia non vengano deviate verso l’Europa centrale e che l’inverno non si riveli estremamente rigido”, afferma Maurizio Mazziero, analista finanziario ed esperto di materie prime, parlando della situazione italiana.
Il puzzle dei fornitori
I dati dell’UE mostrano che il principale fornitore di gas nella prima metà dell'anno è stata la Norvegia, con il 23% delle forniture – la Norvegia produce circa il 50% dei volumi di gas domestico europeo – seguita dall’Algeria con l’11%. La carenza di gas russo è stata compensata principalmente da un forte aumento delle importazioni di gas naturale liquefatto (GNL), in particolare dagli Stati Uniti.
Tra gennaio e agosto 2022, le importazioni di GNL dagli Stati Uniti hanno rappresentato quasi 40 miliardi di metri cubi, circa il doppio della cifra totale del 2021. Nel 2022, infatti, gli Stati Uniti sono diventati il principale esportatore di GNL al mondo.
Quindi, supponiamo che il tempo sarà mite e che l'Europa supererà l'inverno con il suo stoccaggio; e l'anno prossimo? Nel momento in cui la domanda diminuisce, la corsa al rifornimento riparte. I nostri nuovi fornitori saranno pronti?
Durante un intervento all'Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference a fine ottobre, Claudio Descalzi, amministratore delegato dell’ENI, ha dichiarato che il calo dei prezzi del gas in Europa degli ultimi mesi potrebbe non durare: il rifornimento per l’inverno del prossimo anno sarà molto più difficile. “Nel 2023 ci saranno grossi problemi perché non ci sarà il gas russo. In questo contesto, ad esempio, sarà fondamentale per l'Italia raddoppiare il flusso dall'Algeria”.
Allo stesso tempo, è probabile che il GNL statunitense continuerà ad arrivare in Europa, ma questo non esclude ulteriori strozzature nelle forniture nel prossimo futuro. I clienti europei dovranno aspettare qualche anno prima che si rendano disponibili ulteriori stabili forniture, semplicemente perché l’infrastruttura ha bisogno di tempo per essere costruita.
Prezzi giù, ma non per molto
Sebbene i prezzi del TTF siano circa un terzo rispetto ai picchi di agosto, ci sono ancora movimenti verso l’alto. Questo nonostante il clima mite, gli elevati livelli di stoccaggio e le discussioni politiche in seno all’UE al fine di adottare ulteriori misure per mitigare i prezzi elevati dell'energia.
“Riteniamo che il mercato stia guardando oltre il mite mese di ottobre, sia già al prossimo inverno e a un quadro di offerta ancora molto ristretto che potrebbe peggiorare”, afferma Christopher Louney, commodity strategist di RBC Capital Markets. “Anche se molti ritengono che l’Europa supererà l'inverno, sarà probabilmente doloroso e il costo economico degli alti prezzi del gas non dovrebbe essere sottovalutato. Come minimo, gli attuali problemi di squilibrio e di domanda di gas naturale non scompariranno prima del prossimo inverno, e potrebbe essere ancora più impegnativo di anno in anno se gli stoccaggi saranno difficili da riempire.”
Poiché si prevede che Nord Stream 1 rimanga fuori servizio a seguito delle esplosioni di settembre, l’Europa dovrà fare molto affidamento sulle importazioni globali di GNL per il suo fabbisogno energetico immediato. “La concorrenza per il GNL è stata intensa quest'estate, mentre i Paesi di tutto il mondo si preparavano all'inverno, e ciò ha comportato un ulteriore rischio di rialzo per il prezzo spot del GNL”, afferma Shikha Chaturvedi, responsabile della strategia globale per il gas naturale di J.P. Morgan, nel suo ultimo outlook.
I prezzi più alti hanno anche attirato una flottiglia di importazioni di GNL in Europa, consentendo ai Paesi di rafforzare le proprie riserve di gas naturale in vista dell'inverno. “Il prezzo ha fatto gran parte del lavoro pesante per aiutare a riempire lo stoccaggio, non solo riducendo la domanda di consumo, ma anche attirando un numero sufficiente di carichi di GNL spot. Lo stoccaggio di gas naturale dell'Europa nord-occidentale ha già superato il 95% di riempimento”, continua Chaturvedi. “L’attuale debolezza dei prezzi nel mercato TTF è probabilmente dovuta alla congestione degli stoccaggi, con l'inizio relativamente caldo della stagione invernale”.
In prospettiva, si prevede che la carenza di energia persisterà per tutto il 2023. “Anche se il mercato del gas naturale dell'Europa nord-occidentale esce dalla stagione invernale con gli stoccaggi pieni al 35%, ciò non cambia il fatto che l’Europa avrà probabilmente difficoltà a trovare nuove forniture per raggiungere il 90% di riempimento entro ottobre 2023”, afferma lo strategist. “Ulteriori riduzioni dei flussi da parte della Russia, in particolare attraverso l'Ucraina, renderebbero molto più difficile il riempimento degli stoccaggi la prossima estate”.
Complessivamente, secondo la ricerca di J.P. Morgan, il prezzo del TTF dovrebbe raggiungere 165 euro per megawattora nel primo trimestre del 2023, 150 € nel secondo trimestre, 175 € nel terzo e 190 € nell'ultimo trimestre del prossimo anno. “Se da un lato ci aspettiamo che i prezzi rimangano elevati nella seconda metà del 2023 a causa della crescente penetrazione dell'Europa nel mercato globale del GNL spot, dall'altro prevediamo che, in presenza di un clima invernale normale in questa stagione, nei prossimi mesi i prezzi dovrebbero essere mediamente più bassi di quanto attualmente riflesso dalla curva a termine”, conclude Chaturvedi.
Andare oltre il TTF? Non così facile
Secondo l’UE, il massiccio afflusso di GNL dall'estero e la riduzione delle forniture dei gasdotti russi fanno sì che il TTF non rifletta più la domanda e l’offerta sui mercati internazionali del gas. Per questo motivo, l’Unione prevede di creare un nuovo benchmark basato sulle transazioni per il gas importato. Questo nuovo benchmark dovrebbe riflettere meglio le forniture di GNL attraverso l'uso di un amministratore che raccoglie i dati delle transazioni, piuttosto che basare i prezzi solo sulle transazioni reali.
Il piano è così controverso che persino un dipendente dell’agenzia europea ACER, l’organizzazione incaricata di creare il nuovo benchmark, ha espresso pubblicamente dei dubbi.
In un’intervista al Financial Times, il responsabile dell’ACER per l'analisi dei dati di mercato, Iztok Zlatar, ha dichiarato che “si tratta di un compito impegnativo dal punto di vista operativo”, dal momento che molte transazioni di GNL vengono effettuate su misura e negoziate privatamente, e che l’ACER “non è in grado di dire” se il nuovo benchmark sarà accettato dal mercato.
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