Gas, Ue paga transizione pigra: scorte invernali basse e prezzi elettricità alle stelle

Il caro-energia resta una delle principali preoccupazioni dell’Europa, che si avvicina all’inverno con stoccaggi di gas inferiori agli anni precedenti e un mercato ancora esposto alle tensioni geopolitiche. Alla chiusura dei mercati, il Ttf di Amsterdam si mantiene intorno ai 75 euro/MWh, dopo aver ritoccato quota 77 euro, mentre le scorte dell’Ue sono poco sopra il 72,6% della capacità, contro quasi l’83% nello stesso periodo del 2025 e circa il 94% nel 2024. A cascata, la tensione sul gas si riflette sull’elettricità, dove il costo del combustibile può incidere sulla formazione dei prezzi all’ingrosso quando le turbine sono chiamate a coprire la domanda residua. Nella settimana del 28 settembre l’Italia ha registrato infatti la media elettrica più alta tra i principali mercati europei, a 201,10 euro/MWh.

Alla luce di questa situazione, la Commissione europea prepara un pacchetto di interventi per attenuare l’impatto del caro-energia su famiglie e imprese, rafforzare la sicurezza degli approvvigionamenti e accelerare il potenziamento delle infrastrutture. Tra le misure annunciate figurano un ulteriore anno di flessibilità per gli esportatori nell’applicazione delle nuove regole sul metano, un dialogo strategico sulle raffinerie europee e un piano per rafforzare le reti elettriche, ancora insufficienti a collegare la nuova capacità rinnovabile. Bruxelles punta inoltre a una task force per aggregare la domanda di energia e aumentare il potere di acquisto.

Per quanto riguarda le azioni da intraprendere, von der Leyen ha sottolineato che, considerate le diverse condizioni e sfide energetiche dei singoli Paesi, il ruolo dell’Ue sarà quello di mettere a disposizione degli Stati membri strumenti e margini di flessibilità adeguati alle rispettive esigenze, puntando al tempo stesso su scelte strategiche per rafforzare l’indipendenza energetica nel lungo periodo. La nuova task force dovrebbe inoltre aggregare la domanda di energia e affidare a un operatore di mercato la gestione degli approvvigionamenti congiunti, riprendendo il modello già utilizzato durante la crisi del gas russo.

Il commissario europeo all’Energia Dan Jorgensen ha confermato oggi stesso che la diversificazione avviata dopo la crisi del gas russo sta procedendo nella direzione prevista, ma che l’Ue resta ancora fortemente dipendente dai combustibili fossili. La produzione di elettricità da solare ed eolico è aumentata, ma la guerra in Iran ha fatto crescere di circa 90 miliardi di euro la spesa europea per l’energia, soprattutto per l’aumento dei prezzi. “Come ce la caveremo quest’inverno” con la pressione dei sistemi energetici? “Dico la verità, sono preoccupato, perché quello che io constato ancora è una crisi nel Medio Oriente, quindi con la chiusura o comunque la parziale chiusura dello Stretto di Hormuz per la maggior parte del tempo. Sui prezzi, quindi, i rischi sono veramente molto elevati, l’impatto è elevato”, ha detto a un evento del Sole24ore.

A sottolineare la crescente centralità del Gnl per il mercato europeo è ancora S&P Global Energy, secondo cui a settembre sono stati consegnati dagli Stati Uniti 143 carichi di Gnl e 76, pari al 53%, hanno raggiunto l’Europa e la Turchia. I Paesi Bassi ne hanno ricevuti 15, Egitto, Italia e Spagna 14 ciascuno e la Francia 12. I volumi destinati a Europa e Turchia sono rimasti intorno a 5,4 milioni di tonnellate, nonostante il calo complessivo delle esportazioni statunitensi rispetto ad agosto.

Il maggiore afflusso di Gnl americano arriva mentre gli stoccaggi europei restano indietro. Le iniezioni sono state superiori alla media stagionale a settembre, ma il recupero dei livelli di riempimento resta legato alla disponibilità di forniture aggiuntive e all’andamento della domanda. A pesare è soprattutto la crisi nello Stretto di Hormuz: i flussi di Gnl restano oltre il 75% inferiori ai livelli precedenti alla guerra, mantenendo un elemento di rischio per l’Europa alla vigilia dell’inverno.

La situazione del gas si intreccia con quella del mercato elettrico. Secondo Aleasoft Energy Forecasting, nella settimana del 28 settembre i prezzi sono aumentati in Francia (+21%), Spagna (+15%), Germania e Portogallo (+14%), mentre sono diminuiti nei mercati nordico (-7,4%), britannico (-1%) e italiano (-0,2%). L’Italia ha comunque registrato la media più alta, a 201,10 euro/MWh, contro i 101,57 euro/MWh del mercato nordico. A incidere è stato soprattutto il calo della produzione fotovoltaica, diminuita del 34% in Spagna e Francia, del 24% in Portogallo e del 19% in Germania.

I futures Ttf hanno chiuso la scorsa settimana a 74,76 euro/MWh, in rialzo del 3,7%. Per la settimana del 5 ottobre Aleasoft prevede prezzi elettrici in calo nella maggior parte dei mercati europei, ma con aumenti in Spagna, Portogallo e Italia. A inizio ottobre le riserve di gas dell’Ue erano intorno al 71% della capacità e QatarEnergy ha prorogato fino a dicembre la forza maggiore sulle consegne di Gnl a Edison in Italia.