{"id":171715,"date":"2026-09-17T09:11:14","date_gmt":"2026-09-17T07:11:14","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=171715"},"modified":"2026-09-17T12:49:08","modified_gmt":"2026-09-17T10:49:08","slug":"inverno-2026-2027-gas-massimi-riserve-minimi","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/inverno-2026-2027-gas-massimi-riserve-minimi\/","title":{"rendered":"Inverno 2026-2027 in Europa: chi arriva meglio preparato con il gas ai massimi e le riserve ai minimi"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 16 settembre 2026. Il gas naturale europeo \u00e8 scambiato a livelli massimi che non si vedevano dalla fine del 2022 e le riserve dell’Unione Europea si collocano ben al di sotto della media degli ultimi anni per questo periodo dell’anno. Tuttavia, il mix di generazione, la dipendenza dal gas per il riscaldamento e l’industria e la capacit\u00e0 di interconnessione di ciascun paese determinano un livello di esposizione molto diverso in vista dell’inverno tra i principali mercati elettrici europei.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - inverno 2026 2027<\/a><\/div>\n

I prezzi del gas raggiungono i massimi degli ultimi tre anni mentre le riserve europee restano insufficienti<\/h2>\n

Il prezzo del gas naturale<\/strong> sul mercato di riferimento europeo, il TTF<\/strong>, si attestava il 16 settembre 2026 a 81,07 \u20ac\/MWh sul mercato spot, dopo aver segnato un massimo annuale di 83,97 \u20ac\/MWh il giorno prima. Si tratta di livelli che non si registravano dalla chiusura del 2022, quando il mercato rifletteva ancora la crisi energetica successiva all’invasione dell’Ucraina, e rappresentano un aumento del 187% rispetto all’inizio dell’anno. Il future front-quarter del TTF si muove nella stessa direzione, attestandosi a 79,95 \u20ac\/MWh il 15 settembre, il 191% in pi\u00f9 rispetto all’inizio dell’anno. A questo aumento dei prezzi si aggiunge un quadro di riserve ridotte, con il riempimento degli stoccaggi di gas dell’Unione Europea al 68,49% il 15 settembre 2026, ben al di sotto dell’80,83% registrato nella stessa data del 2025 e dei livelli superiori al 93% del 2023 e del 2024, una combinazione che costituisce un rischio per i mercati elettrici europei.<\/p>\n

AleaSoft - stoccaggio gas<\/a><\/div>\n

Germania e Francia affrontano l’inverno con meno margine rispetto a un anno fa<\/h2>\n

La Germania<\/strong> concentra gran parte del rischio di questo inverno. Senza generazione nucleare dal 2023, con un’elevata dipendenza dal gas naturale nella generazione elettrica, nel riscaldamento e nell’industria, e con i suoi terminali galleggianti di GNL<\/strong> che coprono il vuoto lasciato dal gas russo, il paese entra nell’inverno con un riempimento degli stoccaggi al 55,93%, quasi 20 punti percentuali al di sotto del 76% registrato un anno fa, il maggiore calo su base annua tra i grandi mercati europei. Questa combinazione spiega perch\u00e9 il future dell’elettricit\u00e0 del mercato EEX per il quarto trimestre del 2026 sia stato scambiato in Germania a 173,61 \u20ac\/MWh il 15 settembre, uno dei livelli assoluti pi\u00f9 alti tra i grandi mercati continentali.<\/p>\n

La Francia<\/strong> viene spesso citata come il mercato meglio protetto grazie al suo parco nucleare, e la previsione di EDF per il 2026 e il 2027 si colloca nell’intervallo tra 350 e 370 TWh, secondo la guidance pubblicata alla fine del 2025. Tuttavia, quest’inverno tale cuscinetto nucleare \u00e8 pi\u00f9 ridotto del solito. Il reattore EPR Flamanville-3, di circa 1,6 GW, entra in fermata a settembre 2026 per la sua prima grande revisione, con una durata stimata di un anno, il che significa che rester\u00e0 fuori servizio per tutto l’inverno. Ciononostante, il livello delle riserve di gas della Francia, al 77,16% rispetto al 90% del 2025, e il future dell’elettricit\u00e0 per il Q4\u20112026 sul mercato EEX a 159,70 \u20ac\/MWh al 15 settembre, riflettono ancora una posizione pi\u00f9 confortevole rispetto a quella della Germania, seppure con meno margine di quanto si attribuisca abitualmente a questo mercato.<\/p>\n

Italia, Spagna e Portogallo: diversa dipendenza dal gas, diversa esposizione<\/h2>\n

L’Italia<\/strong> mantiene una forte dipendenza dal gas naturale nel suo mix di generazione, il che la rende uno dei mercati pi\u00f9 sensibili a qualsiasi movimento del TTF. Il riempimento dei suoi stoccaggi si attesta all’84,80%, solo circa 5 punti percentuali al di sotto del 90% registrato nel 2025, il calo pi\u00f9 contenuto tra i grandi mercati analizzati, ma questa relativa solidit\u00e0 delle riserve non impedisce che sia il mercato con i prezzi dell’elettricit\u00e0 pi\u00f9 alti del gruppo, con il future Q4\u20112026 a 214,77 \u20ac\/MWh e il future Q1\u20112027 a 198,45 \u20ac\/MWh sul mercato EEX il 15 settembre.<\/p>\n

La Spagna<\/strong> e il Portogallo<\/strong> partono da una posizione diversa, con un peso del gas nella generazione elettrica molto inferiore a quello dell’Italia grazie al loro parco rinnovabile e alla generazione nucleare in Spagna, e con livelli di riempimento degli stoccaggi del 73,44% e del 93,95% rispettivamente, rispetto all’86,34% e al 99,54% del 2025. Nonostante ci\u00f2, il gas continua ad agire come combustibile marginale nelle ore in cui fissa il prezzo del mercato iberico, e la capacit\u00e0 di interconnessione<\/strong> con la Francia resta limitata per esportare il surplus rinnovabile o importare elettricit\u00e0 nei momenti di tensione. Il future spagnolo Q4\u20112026 sul mercato EEX \u00e8 stato scambiato a 150,14 \u20ac\/MWh il 15 settembre, il 126% in pi\u00f9 rispetto all’inizio dell’anno.<\/p>\n

Regno Unito e Polonia: rischi diversi<\/h2>\n

Il Regno Unito<\/strong> combina un’elevata dipendenza dal gas naturale, sia per la generazione sia per il riscaldamento, con una capacit\u00e0 di stoccaggio strutturalmente ridotta dalla chiusura dell’impianto di Rough, il che colloca il suo livello di riempimento ad appena il 31,31%. Essendo fuori dal mercato unico europeo, la sua esposizione dipende in misura maggiore dalle interconnessioni con il continente e dalle proprie importazioni di GNL. Sul mercato EEX, il future britannico Q1\u20112027 ha raggiunto i 162,36 \u20ac\/MWh il 15 settembre, il 112% in pi\u00f9 rispetto al prezzo di settlement del 2 gennaio.<\/p>\n

La Polonia<\/strong> presenta un profilo diverso. Il riempimento dei suoi stoccaggi al 15 settembre, pari al 98,25%, \u00e8 persino superiore al 96,23% registrato un anno fa, grazie a una politica attiva di diversificazione dell’approvvigionamento dopo la fine delle importazioni di gas russo. Il rischio per la Polonia risiede non tanto nelle riserve quanto nella transizione del suo mix di generazione, ancora fortemente dipendente dal carbone, verso una quota maggiore di gas e rinnovabili, un processo che condiziona la sua futura esposizione al mercato del gas in modo diverso rispetto agli altri mercati analizzati.<\/p>\n

Meccanismi di mitigazione per un inverno con margini pi\u00f9 stretti<\/h2>\n

Di fronte a questo scenario, i diversi mercati dispongono di strumenti per attenuare l’impatto. I contratti di fornitura a lungo termine e le strategie di copertura<\/strong> consentono alle societ\u00e0 di vendita e ai grandi consumatori di fissare parte della propria esposizione prima che la volatilit\u00e0 si trasferisca in bolletta. Le riserve strategiche e i meccanismi di solidariet\u00e0 dell’Unione Europea, attivati in precedenti periodi di tensione, offrono un’ulteriore rete di sicurezza di fronte a una grave interruzione dell’approvvigionamento.<\/p>\n

Il rafforzamento delle interconnessioni<\/strong>, sia elettriche sia del gas, tra la penisola iberica e il resto del continente, e tra i mercati del nord e del sud dell’Europa, resta la misura strutturale pi\u00f9 importante per ridurre le differenze di esposizione tra i diversi mercati europei, ma il suo sviluppo va oltre l’orizzonte di questo inverno.<\/p>\n

I rischi che potrebbero mettere ulteriormente sotto pressione il mercato<\/h2>\n

Diversi fattori potrebbero esercitare un’ulteriore pressione sui prezzi nei prossimi mesi. Un’ondata di freddo prolungata nel pieno dell’inverno richiederebbe un ritmo pi\u00f9 rapido di prelievo dagli stoccaggi. La concorrenza con l’Asia per i carichi di GNL disponibili, in un mercato globale in cui qualsiasi variazione del fabbisogno in Cina o in Giappone si trasferisce rapidamente sul prezzo, \u00e8 un altro fattore di rischio, cos\u00ec come il persistere della tensione geopolitica nelle zone di transito del GNL.<\/p>\n

Sul fronte meteorologico, l’agenzia statunitense NOAA colloca l’indice ENSO Ni\u00f1o 3.4 a 1,8 \u00b0C nell’agosto 2026 e assegna una probabilit\u00e0 superiore al 90% a un episodio di El Ni\u00f1o molto forte durante l’autunno e l’inverno, con una probabilit\u00e0 del 75% che il trimestre da ottobre a dicembre superi i 2,5 \u00b0C, un livello eccezionale dal 1950. Un episodio di questa entit\u00e0 \u00e8 tipicamente associato a inverni pi\u00f9 miti e pi\u00f9 umidi nell’Europa occidentale e meridionale, un andamento che la stessa AEMET riflette nella sua previsione stagionale per la Spagna, con temperature nel terzile superiore per il trimestre da settembre a novembre. Tuttavia, esiste un rischio maggiore di irruzioni isolate di aria fredda se il vortice polare si indebolisce.<\/p>\n

Effetti sui mercati elettrici: prezzo marginale e volatilit\u00e0<\/h2>\n

Il gas naturale continua a essere, nella maggior parte dei mercati, il combustibile marginale che fissa il prezzo dell’elettricit\u00e0 per molte ore in tutta Europa, per cui qualsiasi movimento del TTF si trasferisce con relativa rapidit\u00e0 ai prezzi dei mercati elettrici. Questa trasmissione non \u00e8, tuttavia, uniforme nell’arco della giornata, e la volatilit\u00e0<\/strong> attesa per questo inverno rappresenta un’opportunit\u00e0 significativa per la lettura dei differenziali di prezzo tra le ore e per l’esercizio delle batterie<\/strong> e di altri asset di accumulo di energia<\/strong>, capaci di catturare valore proprio nei momenti di maggiore tensione tra offerta e fabbisogno. Un inverno con riserve ridotte e prezzi del gas elevati \u00e8, in questo senso, uno scenario in cui la gestione attiva della posizione, pi\u00f9 che la semplice esposizione al mercato, fa la differenza nel risultato finale.<\/p>\n

Un inverno segnato dall’incertezza nei mercati energetici<\/h2>\n

L’inverno 2026-2027 si profila con un mercato del gas caratterizzato da prezzi pi\u00f9 alti e riserve pi\u00f9 ridotte rispetto agli ultimi anni, in un contesto in cui l’esposizione reale di ciascun mercato elettrico europeo dipende da fattori molto diversi, dal mix di generazione alla disponibilit\u00e0 dello stesso parco nucleare. Di fronte all’incertezza dei mercati energetici, la capacit\u00e0 di anticipare l’evoluzione dei prezzi del gas e dell’elettricit\u00e0, mercato per mercato, diventa un fattore essenziale per il processo decisionale. AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> segue da vicino l’evoluzione di questi mercati attraverso AleaBlue<\/strong>, la sua divisione per le previsioni a breve e medio termine<\/a>.<\/p>\n

Fonte: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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