AleaSoft Energy Forecasting, 6 novembre 2026. Tra la fine di ottobre e l’inizio di novembre, il gas TTF ha superato i 100 €/MWh e diversi mercati elettrici europei hanno registrato prezzi che non si vedevano dal 2022. Sebbene il gas abbia ripiegato negli ultimi giorni, sulla scia delle aspettative di un accordo con l’Iran dopo le elezioni negli Stati Uniti, le restrizioni al GNL nello stretto di Hormuz e le basse riserve europee prefigurano un inverno in cui la volatilità e la gestione del rischio saranno decisive.
I prezzi del gas portano a nuovi massimi nei mercati elettrici
Il prezzo del gas TTF nel mercato spot, riferimento del mercato europeo, ha raggiunto 104,60 €/MWh il 31 ottobre e il 1° novembre, il valore più alto da dicembre 2022. Si è mantenuto al di sopra di 100 €/MWh fino al 2 novembre e successivamente è sceso a 88,52 €/MWh il 5 novembre. Il 6 novembre, il prezzo è risalito a 89,74 €/MWh.
Il rialzo si è trasmesso ai mercati elettrici europei. Il 29 ottobre, il mercato tedesco ha registrato un prezzo medio giornaliero di 314,85 €/MWh e il mercato olandese di 311,53 €/MWh, i più alti da dicembre 2024. Lo stesso giorno, il Belgio ha raggiunto 296,46 €/MWh, mentre la Francia ha raggiunto 278,29 €/MWh il 6 novembre. Per entrambi si è trattato dei prezzi più alti da dicembre 2022. In Italia, il prezzo ha raggiunto 282,30 €/MWh il 2 novembre, anch’esso il più alto da dicembre 2022. Il 4 novembre, il mercato MIBEL ha registrato 246,01 €/MWh in Spagna e 257,55 €/MWh in Portogallo, i valori più alti da aprile 2022.
Questi episodi mostrano il peso che il gas naturale continua ad avere nella formazione dei prezzi dell’elettricità quando le centrali a ciclo combinato sono necessarie per coprire il fabbisogno. La produzione rinnovabile e la disponibilità di altre tecnologie attenuano questa influenza, ma non eliminano l’esposizione alle tensioni del mercato internazionale del gas.
Hormuz e le basse riserve europee condizionano l’inverno
Il conflitto in Medio Oriente continua a limitare il traffico di GNL attraverso lo stretto di Hormuz, da cui prima della guerra transitava circa un quinto del commercio mondiale di questo combustibile. La riduzione dell’offerta disponibile ha intensificato la concorrenza per i carichi alternativi.
Questa situazione ha coinciso con i mesi in cui l’Europa doveva ricostituire le proprie riserve. Il prezzo medio mensile del gas TTF è passato da 53,29 €/MWh a luglio a 61,54 €/MWh ad agosto, 75,50 €/MWh a settembre e 85,83 €/MWh a ottobre. Inoltre, le riserve di gas dell’Unione Europea avevano chiuso l’inverno precedente al 28% della capacità.
Fonte: Prezzo mensile del gas TTF nel mercato EEX disponibile in Alea Energy DataBase.Attualmente le riserve di gas si attestano intorno al 74%, circa 20 punti percentuali al di sotto della media registrata per questo periodo dell’anno dal 2019. L’Europa entra quindi nella stagione di riscaldamento con un minore margine di manovra. Se dovessero coincidere ondate di freddo, una minore produzione rinnovabile e nuove restrizioni all’approvvigionamento, i prezzi del gas e dell’elettricità potrebbero registrare ulteriori picchi. Non si possono escludere nemmeno altri incidenti, come problemi di disponibilità nel parco nucleare francese analoghi all’episodio dell’autunno 2016, quando l’autorità francese per la sicurezza nucleare ha ordinato di ispezionare i generatori di vapore di 18 reattori e si sono dovute anticipare diverse fermate. Tuttavia, la situazione attuale è diversa da quella del 2022. Oggi l’Europa presenta una maggiore diversificazione dei fornitori, più capacità di importazione di GNL e un minore fabbisogno di gas, fattori che rafforzano la sicurezza dell’approvvigionamento, anche se non impediscono reazioni brusche dei prezzi di fronte a eventi imprevisti.
Nel frattempo, per ora non si intravede una via d’uscita rapida dalla crisi di Hormuz. I negoziati tra gli Stati Uniti e l’Iran, con il Qatar come mediatore, restano senza accordo, e QatarEnergy ha prorogato la forza maggiore sulle proprie consegne di GNL almeno fino alla fine di dicembre. Anche se si raggiungesse un accordo, il traffico marittimo impiegherebbe mesi per tornare alla normalità. Prosegue anche la guerra in Ucraina, e i colloqui di pace previsti per la prossima settimana partono da posizioni molto distanti. Con entrambi i conflitti ormai cronicizzati, è improbabile un calo significativo e duraturo dei prezzi nei prossimi mesi. Il calo dei primi giorni di novembre riflette più le aspettative del mercato che un reale miglioramento dell’approvvigionamento.
Le coperture acquistano centralità in un mercato esposto all’incertezza
Per l’industria elettrointensiva, i commercializzatori e i produttori, questa volatilità è un rischio che incide direttamente su costi, ricavi e redditività degli investimenti. I contratti forward, i PPA e altri strumenti di gestione del rischio consentono di ridurre l’esposizione ai movimenti del mercato e garantiscono stabilità finanziaria.
La preparazione all’inverno non può basarsi esclusivamente su uno scenario centrale dei prezzi. È necessario analizzare scenari di stress, quantificarne l’impatto economico e disporre di coperture adeguate per affrontarli.
Previsioni e scenari per decidere in un inverno volatile
AleaSoft Energy Forecasting, con oltre 27 anni di esperienza, fornisce previsioni dei prezzi dei mercati energetici coerenti su tutti gli orizzonti temporali. Attraverso AleaBlue, offre previsioni dei prezzi dei mercati elettrici e dei combustibili a breve e medio termine per definire strategie di acquisto, vendita e copertura. Da parte sua, AleaGreen elabora previsioni a lungo termine con bande di confidenza per la negoziazione di PPA, la valutazione degli asset e il finanziamento di progetti di energia rinnovabile e di accumulo. Di fronte al susseguirsi di massimi nel gas e nell’elettricità, anticipare l’evoluzione dei prezzi è fondamentale e proteggersi dagli scenari avversi è altrettanto importante.
Fonte: AleaSoft Energy Forecasting