AleaSoft Energy Forecasting, 7 ottobre 2026. Il sistema energetico mondiale potrebbe disporre di energia sufficiente nel 2027 e, allo stesso tempo, attraversare episodi di prezzi elevati. Con scorte più basse, riserve strategiche intaccate durante la crisi e un quadro geopolitico incerto, il margine per reagire a un nuovo imprevisto si è ridotto. Pertanto, la volatilità, più che il prezzo medio, sarà probabilmente la chiave per comprendere il prossimo anno.
Meno margine per assorbire un nuovo imprevisto
L’attuale situazione dei mercati internazionali del petrolio e del gas naturale è segnata non solo dalle tensioni che già colpiscono l’offerta, ma anche da una minore capacità di rispondere a nuovi imprevisti. Ciò che conta non è soltanto quanto petrolio o gas naturale il mondo è in grado di produrre, ma quanto margine esiste per reagire a una nuova interruzione. Scorte più basse, riserve strategiche utilizzate negli ultimi mesi, problemi in alcune infrastrutture, costi logistici più elevati e un quadro geopolitico che resta molto incerto hanno ridotto la capacità che tradizionalmente consentiva di assorbire un’interruzione temporanea dell’approvvigionamento.
Lo stretto di Hormuz è l’esempio più evidente. La sua importanza per i flussi mondiali di petrolio e di gas naturale liquefatto trasforma qualsiasi tensione prolungata in un problema globale. Tuttavia, non è necessario che lo stretto rimanga completamente chiuso perché vi siano conseguenze economiche. Un transito più difficile comporta costi di trasporto più elevati, assicurazioni più care, carichi dirottati e un uso meno efficiente delle infrastrutture energetiche. L’energia può continuare ad arrivare. La questione è a quale prezzo.
Esiste anche lo scenario ribassista
È opportuno non cadere in un’analisi esclusivamente rialzista. L’ultimo Short-Term Energy Outlook della US Energy Information Administration (EIA), pubblicato il 6 ottobre, colloca il prezzo medio del Brent intorno a 84 dollari al barile nel 2027, rispetto ai 96 dollari previsti per il 2026. Le stesse stime prevedono che la produzione di petrolio statunitense raggiunga circa 14,3 milioni di barili al giorno nel 2027, rispetto ai 13,9 milioni del 2026. Esiste inoltre margine perché la produzione aumenti in altri Paesi e perché una parte delle esportazioni colpite dagli attuali conflitti si riprenda gradualmente. Uno scenario di allentamento del mercato petrolifero nel corso del 2027 è quindi del tutto possibile.
Ma la questione rilevante non è solo quale sarà il prezzo medio annuo, bensì cosa accade intorno a quella media. Un mercato con meno scorte disponibili e una minore capacità di reazione può registrare movimenti di prezzo molto più bruschi quando si presenta una nuova interruzione. Questo cambiamento nel profilo di rischio è probabilmente più importante del tentativo di prevedere se il Brent avrà una media di 80, 90 o 100 dollari al barile.
Le riserve determinano la capacità di risposta del sistema
Durante una crisi, le scorte consentono di separare temporaneamente consumo e produzione. Se si presenta un problema di approvvigionamento, le economie possono continuare a consumare attingendo al petrolio stoccato. Ma questa capacità si esaurisce progressivamente. Le riserve strategiche e commerciali sono state utilizzate intensamente per contenere i problemi di approvvigionamento degli ultimi mesi e il 2 ottobre i leader del G7 hanno concordato un nuovo rilascio fino a 100 milioni di barili di petrolio e gasolio, coordinato tramite l’Agenzia internazionale per l’energia nell’arco di quattro mesi.
Queste decisioni consentono di contenere il problema attuale, ma riducono anche la capacità di rispondere al successivo. La ricostituzione delle scorte sarà inoltre un’ulteriore fonte di fabbisogno futuro. Ciò significa che il mercato potrebbe restare teso anche con una crescita economica mondiale moderata, perché ai consumi abituali si aggiungerà la necessità di riempire nuovamente i serbatoi di stoccaggio.
La Cina potrebbe spostare di nuovo l’equilibrio
La Cina resta una delle maggiori incognite per il 2027. Una ripresa più solida della sua economia aumenterebbe il suo fabbisogno di petrolio, gas e altre materie prime. Esiste inoltre una seconda dimensione, la sicurezza energetica. In un contesto geopolitico più incerto, la Cina ha incentivi a mantenere scorte elevate e a diversificare le proprie fonti di approvvigionamento. Una ripresa cinese potrebbe quindi avere un doppio impatto, con più consumi e più stoccaggio. Questo effetto sarebbe particolarmente rilevante se coincidesse con la necessità degli Stati Uniti, dell’Europa e di altri Paesi di ricostituire le proprie riserve, e potrebbe dare luogo a una competizione per l’approvvigionamento superiore a quella che suggerirebbero i soli dati di crescita economica.
Per l’Europa, il vero rischio è il gas
Dal punto di vista europeo, l’elemento più importante per il 2027 probabilmente non è direttamente il petrolio, ma il gas. Negli ultimi anni l’Europa ha ridotto drasticamente la propria dipendenza dal gas russo e ha sostituito gran parte di quei volumi con il GNL. Il sistema energetico europeo è oggi più diversificato, ma è anche più connesso al mercato mondiale del GNL e compete direttamente con l’Asia per i carichi disponibili. A settembre l’Europa ha ricevuto il 54% delle esportazioni statunitensi di GNL, secondo dati preliminari di LSEG (London Stock Exchange Group), segno di quanto gli Stati Uniti siano diventati importanti per la sicurezza energetica europea.
L’inverno 2026‑2027 sarà quindi decisivo. Un inverno mite consentirebbe all’Europa di arrivare alla primavera con livelli di stoccaggio relativamente confortevoli. Un inverno freddo avrebbe l’effetto opposto e l’Europa dovrebbe condurre un’intensa campagna di acquisti durante la primavera e l’estate per ricostituire le proprie riserve di gas prima dell’inverno successivo. Se in quel momento aumentasse anche il fabbisogno asiatico, i prezzi del gas potrebbero tornare a subire forti pressioni.
Dal gas ai prezzi dell’elettricità
La trasmissione dei prezzi del gas ai mercati elettrici europei è diretta. Hormuz e i mercati internazionali del GNL influenzano il prezzo del gas, il gas influenza il costo delle centrali a ciclo combinato e le centrali a ciclo combinato continuano a fissare il prezzo marginale dell’elettricità per molte ore. Tuttavia, la conseguenza non deve necessariamente essere un aumento uniforme dei prezzi dell’elettricità.
La crescente penetrazione dell’energia fotovoltaica e dell’energia eolica sta trasformando il profilo dei prezzi orari. In Spagna ci saranno sempre più ore con un’elevata produzione rinnovabile e prezzi bassi, soprattutto durante le ore solari. Ma continueranno a esserci altre ore in cui le tecnologie programmabili, tra cui le centrali a ciclo combinato, saranno necessarie per coprire il fabbisogno e, se i prezzi del gas sono elevati, quelle ore potranno registrare prezzi considerevolmente più alti. Possono così coesistere due fenomeni apparentemente contraddittori, più ore di elettricità con prezzi molto bassi e un mercato elettrico con un’elevata volatilità dei prezzi.
Lo spread sarà sempre più importante
Questa tendenza ha conseguenze importanti per produttori, consumatori e investitori. Per un impianto fotovoltaico non basta più conoscere l’evoluzione del prezzo medio di mercato, ciò che conta di più è il suo prezzo catturato. Per un grande consumatore non è sufficiente prevedere il costo medio annuo dell’elettricità, ciò che conta è quando consuma e qual è il prezzo in quelle ore. E per una batteria, l’elemento fondamentale è proprio la differenza tra il valore dell’elettricità in momenti diversi. Maggiore è la penetrazione delle rinnovabili, maggiore è la necessità di spostare energia dalle ore di abbondanza alle ore di scarsità.
Anche così, occorre evitare semplificazioni eccessive. Una batteria non si valuta con uno spread, si valuta simulando come opererà durante tutta la sua vita utile. I ricavi futuri dipenderanno dall’evoluzione dei prezzi orari, del fabbisogno, della generazione rinnovabile, dei servizi di bilanciamento, del curtailment, dei vincoli di rete, del degrado della batteria e della crescente concorrenza tra sistemi di accumulo. Per questo motivo, la previsione dei ricavi deve trasformarsi progressivamente in una previsione del rischio.
Rinnovabili e accumulo come protezione dalla volatilità
Le crisi dei combustibili fossili tendono a essere interpretate inizialmente come un problema per la transizione energetica. Nel medio e lungo termine accade esattamente il contrario. Maggiore è l’incertezza sul costo e sulla disponibilità del petrolio e del gas importati, maggiore è il valore strategico di disporre di risorse energetiche nazionali. L’Europa importa gran parte dei combustibili fossili che consuma, mentre il sole e il vento sono risorse locali.
Le rinnovabili variabili producono quando la risorsa è disponibile e non necessariamente quando c’è fabbisogno. L’accumulo di energia consente di iniziare a cambiare questo rapporto. Il fotovoltaico e l’eolico producono energia senza bisogno di combustibile e le batterie consentono di spostare nel tempo una parte di tale produzione. La combinazione di energie rinnovabili, accumulo, reti elettriche, interconnessioni, gestione dei consumi e generazione flessibile consentirà di ridurre progressivamente l’esposizione dell’Europa ai mercati internazionali dei combustibili.
2027: meno certezze e maggiore necessità di scenari
Oggi è molto difficile prevedere quale sarà il prezzo medio del petrolio, del gas o dell’elettricità nel corso del 2027. Esistono forze rilevanti in entrambe le direzioni. Sul versante ribassista ci sono il potenziale aumento della produzione mondiale, il ripristino delle infrastrutture colpite, la crescita delle rinnovabili e un’eventuale normalizzazione geopolitica. Sul versante rialzista ci sono le scorte basse, la necessità di ricostituire le riserve, le incertezze in Medio Oriente, una possibile ripresa del fabbisogno asiatico e la crescente competizione mondiale per il GNL. Per questo, il concetto più importante per il 2027 probabilmente non sarà il prezzo, ma la volatilità.
In questo contesto, lavorare esclusivamente con uno scenario centrale risulta sempre meno utile. Produttori, grandi consumatori, sviluppatori, fondi e istituzioni finanziarie devono conoscere lo scenario atteso e, inoltre, cosa può accadere se cambiano i prezzi del gas, il fabbisogno, la produzione rinnovabile o le condizioni geopolitiche. Per molti anni l’obiettivo principale della transizione energetica è stato produrre elettricità rinnovabile a prezzi sempre più bassi. Ora la sfida è anche disporre di quell’elettricità quando serve, e il valore risiederà sempre più nella capacità di accumularla, gestirla e fornirla al momento giusto.
Previsioni e scenari per decidere in un mercato volatile
In questo scenario, le decisioni di acquisto, vendita, copertura e investimento richiedono previsioni coerenti su tutti gli orizzonti temporali e un’analisi dei rischi basata su scenari. AleaSoft Energy Forecasting, attraverso AleaBlue, fornisce previsioni dei prezzi del mercato elettrico e previsioni dei prezzi dei combustibili a breve e medio termine per la gestione di rischi e opportunità. AleaGreen offre previsioni a lungo termine con bande di confidenza per la valutazione degli asset, i PPA e il finanziamento di progetti di energia rinnovabile. Da parte sua, AleaStorage analizza i ricavi e i rischi dei progetti di accumulo con batterie lungo tutta la loro vita utile.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting