AleaSoft Energy Forecasting, 19 agosto 2026. Le riserve di gas dell’Unione Europea si attestano attualmente intorno al 61% della loro capacità, il livello più basso in questo periodo dell’anno degli ultimi anni, persino inferiore a quello registrato nel 2021. Nei giorni scorsi i prezzi del gas sono aumentati e, il 18 agosto, i futures del gas TTF hanno raggiunto il valore più alto dall’inizio del 2023. La necessità di ricostituire le scorte sta già esercitando pressione sui prezzi quest’estate, mentre il livello di riserve con cui l’Europa arriverà a ottobre determinerà la sua esposizione durante il prossimo inverno.
Due date che scandiscono l’anno del gas europeo
Nel calendario del mercato del gas europeo esistono due momenti chiave. Il primo si colloca alla fine dell’inverno, a fine marzo, quando il livello delle riserve determina quanto gas dovrà essere iniettato durante l’estate. Il secondo arriva all’inizio di ottobre, quando gli impianti di stoccaggio mostrano il volume disponibile per affrontare i mesi invernali di maggiore consumo.
Quest’anno entrambi i riferimenti assumono un’importanza particolare. Secondo i dati di Gas Infrastructure Europe, il 1° aprile 2026 gli impianti di stoccaggio europei si trovavano al 28% della loro capacità, il livello più basso degli ultimi quattro anni. Questo punto di partenza ha reso la stagione di riempimento particolarmente impegnativa in un mercato già in tensione sul lato dell’offerta.
Un ritmo di riempimento più lento del necessario
Quattro mesi e mezzo dopo, le riserve di gas si attestano intorno al 61%, circa il 20% al di sotto della media degli ultimi sette anni per questo periodo dell’anno.
Il ritmo recente rende l’idea della sfida. Tra l’inizio e la metà di agosto, i livelli di stoccaggio sono avanzati in media di 0,27 punti percentuali al giorno. Se questo ritmo si mantenesse, raggiungerebbero circa il 73% al 1° ottobre. L’Europa dovrebbe proseguire le iniezioni durante l’autunno per continuare a ricostituire le riserve, in coincidenza con l’aumento graduale della domanda associata al riscaldamento.
Colmare il divario rispetto ai livelli degli ultimi anni richiede di mantenere un elevato tasso di iniezione e di assicurare all’Europa volumi di gas sufficienti, in particolare di gas naturale liquefatto. Attrarre queste forniture in un mercato globale competitivo ha un costo, e la necessità di continuare a riempire gli impianti di stoccaggio aggiunge pressione alla domanda europea durante l’estate.
Un segnale di prezzo che favorisce poco lo stoccaggio
Questa necessità di riempire gli impianti di stoccaggio coincide con un aumento dei prezzi del gas nei giorni scorsi. Il 18 agosto, i futures FrontMonth del gas TTF sul mercato ICE hanno raggiunto 63,65 €/MWh, il livello più alto da fine gennaio 2023.
Allo stesso tempo, la curva dei futures non offre attualmente un chiaro premio invernale rispetto ai mesi più vicini. Alcuni contratti per i mesi invernali sono scambiati a livelli simili o addirittura inferiori. Questa struttura riduce il consueto incentivo economico ad acquistare gas durante il periodo di riempimento, immagazzinarlo e rivenderlo successivamente a un prezzo più elevato.
Quando la differenza tra i prezzi attuali e i prezzi invernali non copre a sufficienza i costi associati allo stoccaggio, questa operazione perde il suo interesse commerciale. Tuttavia, l’Europa deve comunque ricostituire le proprie riserve prima della stagione invernale. Questa combinazione obbliga a mantenere la domanda di gas destinata all’iniezione anche con un segnale di prezzo sfavorevole e accresce la pressione sul mercato durante l’estate.
Hormuz, gas russo e un’offerta più tesa
La geopolitica è un’altra importante fonte di pressione. Il conflitto tra Stati Uniti, Israele e Iran ha ridotto drasticamente il traffico attraverso lo stretto di Hormuz e ha interessato l’offerta globale di GNL, in particolare quella proveniente dal Qatar. L’incertezza sulla normalizzazione del traffico marittimo mantiene un elevato premio per il rischio nei mercati energetici.
Parallelamente, la progressiva eliminazione delle importazioni europee di gas russo riduce le alternative di approvvigionamento ancora disponibili. A ciò si aggiungono i lavori di manutenzione negli impianti norvegesi durante il mese di agosto, che riducono temporaneamente i flussi provenienti dal principale fornitore di gas via gasdotto dell’Europa.
La combinazione di queste circostanze è particolarmente rilevante durante la stagione di riempimento. L’Europa deve attrarre gas a sufficienza per coprire il consumo attuale e, allo stesso tempo, continuare ad aumentare scorte partite da livelli eccezionalmente bassi alla fine dell’inverno.
Gli obiettivi europei di riempimento e la loro flessibilità
Il quadro normativo europeo mantiene un obiettivo di riempimento del 90% ma, dalla riforma del Regolamento sullo stoccaggio di gas, in vigore da settembre 2025, questo livello può essere raggiunto in qualsiasi momento tra il 1° ottobre e il 1° dicembre. Le norme consentono inoltre uno scostamento fino a dieci punti percentuali in presenza di condizioni di riempimento difficili, che la Commissione Europea può estendere di ulteriori cinque punti se tali condizioni persistono. Il regolamento resterà in vigore fino alla fine del 2027.
Questa flessibilità mira a evitare che l’obbligo di raggiungere un determinato livello di riserve concentri gli acquisti e spinga i prezzi al rialzo durante l’estate. Date le condizioni attuali, la Commissione Europea ritiene che un livello dell’80% sarebbe sufficiente a garantire l’approvvigionamento durante l’inverno e tecnicamente raggiungibile. Questa maggiore flessibilità può alleviare la pressione all’acquisto durante l’estate, anche se comporta affrontare l’inverno con un margine di sicurezza minore negli stoccaggi.
Perché il 2026 non è il 2021
Il confronto con il 2021 è rilevante, sebbene le condizioni attuali siano diverse. L’Europa affrontò quell’inverno con riserve ridotte e una dipendenza molto maggiore dal gas russo via gasdotto. Quella vulnerabilità contribuì a mettere in tensione il mercato prima che l’invasione dell’Ucraina aggravasse drammaticamente la crisi energetica.
Cinque anni dopo, esistono differenze significative. L’Europa dispone di una maggiore capacità di rigassificazione, il consumo di gas resta al di sotto dei livelli precedenti alla crisi e la dipendenza dalla fornitura russa si è ridotta considerevolmente. Inoltre, l’entrata in servizio di nuova capacità globale di produzione di GNL sta ampliando progressivamente le alternative di approvvigionamento.
Anche la crescita delle energie rinnovabili contribuisce a ridurre il fabbisogno di gas per la generazione di elettricità nelle ore di maggiore produzione fotovoltaica e produzione di energia eolica.
Queste differenze fanno sì che riserve basse non comportino necessariamente le stesse conseguenze del 2021. Aumentano però la sensibilità del mercato a qualsiasi evento avverso.
Dal gas immagazzinato al prezzo dell’elettricità
Il volume in stoccaggio è uno dei principali margini di sicurezza di fronte agli imprevisti. Con meno gas negli impianti di stoccaggio, un inverno freddo, un periodo prolungato di bassa produzione rinnovabile o una nuova interruzione della fornitura di GNL possono trasferirsi più rapidamente ai prezzi.
Questa tensione raggiunge anche i mercati elettrici europei, dove le centrali a gas continuano a fissare il prezzo marginale durante molte ore. Un aumento del prezzo del gas incrementa direttamente il costo di generazione dei cicli combinati. Per questo motivo, una maggiore tensione nel mercato del gas può trasferirsi rapidamente ai prezzi dell’elettricità.
Questa relazione spiega perché l’evoluzione delle riserve europee non è rilevante soltanto per gli operatori del gas. Anche i venditori, i produttori e i grandi consumatori di elettricità devono seguire da vicino il ritmo di riempimento e le prospettive di approvvigionamento per anticiparne il possibile impatto sui mercati elettrici nei prossimi mesi.
Previsioni per anticipare gli scenari con AleaBlue e AleaGreen
AleaBlue, la divisione di AleaSoft Energy Forecasting specializzata in previsioni a breve e medio termine, fornisce previsioni con orizzonti fino a tre anni che consentono di analizzare l’evoluzione dei prezzi del gas e dell’elettricità, individuare le finestre di copertura e quantificare il rischio associato a ciascuna strategia di acquisto.
Per le decisioni di investimento e di finanziamento, AleaGreen, la divisione specializzata in previsioni a lungo termine, fornisce curve di prezzo dei mercati elettrici bancabili, bande di confidenza e scenari probabilistici basati su ipotesi coerenti sull’evoluzione dei combustibili, sulla volatilità dei prezzi e sui prezzi catturati dalle energie rinnovabili.
Ottobre segnerà il punto di partenza dell’inverno
Il livello di riserve con cui l’Europa arriverà a ottobre sarà uno dei principali riferimenti per i mercati energetici nei prossimi mesi. Stoccaggi inferiori ai livelli degli ultimi anni non implicano necessariamente problemi di approvvigionamento, ma riducono lo spazio per assorbire un inverno freddo, una minore produzione rinnovabile o nuove tensioni sulle importazioni di gas, e favoriscono una maggiore volatilità dei prezzi sia del gas sia dei mercati elettrici.
La pressione per ricostituire le riserve sta già influenzando i prezzi durante l’estate. Con l’avvicinarsi dell’inverno, il ritmo di riempimento, le temperature e la disponibilità di GNL determineranno in quale misura tale tensione si manterrà o aumenterà.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting.