{"id":172386,"date":"2026-10-07T17:01:38","date_gmt":"2026-10-07T15:01:38","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=172386"},"modified":"2026-10-08T11:07:07","modified_gmt":"2026-10-08T09:07:07","slug":"2027-volatilita-riserve-gas-gnl-prezzi-elettricita","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/it\/2027-volatilita-riserve-gas-gnl-prezzi-elettricita\/","title":{"rendered":"2027, un anno di volatilit\u00e0: riserve, gas e GNL determineranno i prezzi dell’elettricit\u00e0 in Europa"},"content":{"rendered":"

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 pi\u00f9 basse, riserve strategiche intaccate durante la crisi e un quadro geopolitico incerto, il margine per reagire a un nuovo imprevisto si \u00e8 ridotto. Pertanto, la volatilit\u00e0, pi\u00f9 che il prezzo medio, sar\u00e0 probabilmente la chiave per comprendere il prossimo anno.<\/strong><\/p>\n

AleaSoft - 2027 volatilita riserve gas gnl prezzi elettricita<\/a><\/div>\n

Meno margine per assorbire un nuovo imprevisto<\/h2>\n

L’attuale situazione dei mercati internazionali del petrolio<\/strong> e del gas naturale<\/strong> \u00e8 segnata non solo dalle tensioni che gi\u00e0 colpiscono l’offerta, ma anche da una minore capacit\u00e0 di rispondere a nuovi imprevisti. Ci\u00f2 che conta non \u00e8 soltanto quanto petrolio o gas naturale il mondo \u00e8 in grado di produrre, ma quanto margine esiste per reagire a una nuova interruzione. Scorte pi\u00f9 basse, riserve strategiche utilizzate negli ultimi mesi, problemi in alcune infrastrutture, costi logistici pi\u00f9 elevati e un quadro geopolitico che resta molto incerto hanno ridotto la capacit\u00e0 che tradizionalmente consentiva di assorbire un’interruzione temporanea dell’approvvigionamento.<\/p>\n

Lo stretto di Hormuz<\/strong> \u00e8 l’esempio pi\u00f9 evidente. La sua importanza per i flussi mondiali di petrolio e di gas naturale liquefatto<\/strong> trasforma qualsiasi tensione prolungata in un problema globale. Tuttavia, non \u00e8 necessario che lo stretto rimanga completamente chiuso perch\u00e9 vi siano conseguenze economiche. Un transito pi\u00f9 difficile comporta costi di trasporto pi\u00f9 elevati, assicurazioni pi\u00f9 care, carichi dirottati e un uso meno efficiente delle infrastrutture energetiche. L’energia pu\u00f2 continuare ad arrivare. La questione \u00e8 a quale prezzo.<\/p>\n

Esiste anche lo scenario ribassista<\/h2>\n

\u00c8 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<\/strong> 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 perch\u00e9 la produzione aumenti in altri Paesi e perch\u00e9 una parte delle esportazioni colpite dagli attuali conflitti si riprenda gradualmente. Uno scenario di allentamento del mercato petrolifero nel corso del 2027 \u00e8 quindi del tutto possibile.<\/p>\n

Ma la questione rilevante non \u00e8 solo quale sar\u00e0 il prezzo medio annuo, bens\u00ec cosa accade intorno a quella media. Un mercato con meno scorte disponibili e una minore capacit\u00e0 di reazione pu\u00f2 registrare movimenti di prezzo molto pi\u00f9 bruschi quando si presenta una nuova interruzione. Questo cambiamento nel profilo di rischio \u00e8 probabilmente pi\u00f9 importante del tentativo di prevedere se il Brent avr\u00e0 una media di 80, 90 o 100 dollari al barile.<\/p>\n

Le riserve determinano la capacit\u00e0 di risposta del sistema<\/h2>\n

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 capacit\u00e0 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.<\/p>\n

Queste decisioni consentono di contenere il problema attuale, ma riducono anche la capacit\u00e0 di rispondere al successivo. La ricostituzione delle scorte sar\u00e0 inoltre un’ulteriore fonte di fabbisogno futuro. Ci\u00f2 significa che il mercato potrebbe restare teso anche con una crescita economica mondiale moderata, perch\u00e9 ai consumi abituali si aggiunger\u00e0 la necessit\u00e0 di riempire nuovamente i serbatoi di stoccaggio.<\/p>\n

La Cina potrebbe spostare di nuovo l’equilibrio<\/h2>\n

La Cina resta una delle maggiori incognite per il 2027. Una ripresa pi\u00f9 solida della sua economia aumenterebbe il suo fabbisogno di petrolio, gas e altre materie prime. Esiste inoltre una seconda dimensione, la sicurezza energetica<\/strong>. In un contesto geopolitico pi\u00f9 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 pi\u00f9 consumi e pi\u00f9 stoccaggio. Questo effetto sarebbe particolarmente rilevante se coincidesse con la necessit\u00e0 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.<\/p>\n

Per l’Europa, il vero rischio \u00e8 il gas<\/h2>\n

Dal punto di vista europeo, l’elemento pi\u00f9 importante per il 2027 probabilmente non \u00e8 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<\/strong>. Il sistema energetico europeo \u00e8 oggi pi\u00f9 diversificato, ma \u00e8 anche pi\u00f9 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.<\/p>\n

L’inverno 2026\u20112027<\/strong> sar\u00e0 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<\/strong> prima dell’inverno successivo. Se in quel momento aumentasse anche il fabbisogno asiatico, i prezzi del gas potrebbero tornare a subire forti pressioni.<\/p>\n

Dal gas ai prezzi dell’elettricit\u00e0<\/h2>\n

La trasmissione dei prezzi del gas ai mercati elettrici europei<\/strong> \u00e8 diretta. Hormuz e i mercati internazionali del GNL influenzano il prezzo del gas, il gas influenza il costo delle centrali a ciclo combinato<\/strong> e le centrali a ciclo combinato continuano a fissare il prezzo marginale dell’elettricit\u00e0 per molte ore. Tuttavia, la conseguenza non deve necessariamente essere un aumento uniforme dei prezzi dell’elettricit\u00e0.<\/p>\n

La crescente penetrazione dell’energia fotovoltaica<\/strong> e dell’energia eolica<\/strong> sta trasformando il profilo dei prezzi orari. In Spagna ci saranno sempre pi\u00f9 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 pi\u00f9 alti. Possono cos\u00ec coesistere due fenomeni apparentemente contraddittori, pi\u00f9 ore di elettricit\u00e0 con prezzi molto bassi e un mercato elettrico con un’elevata volatilit\u00e0 dei prezzi<\/strong>.<\/p>\n

Lo spread sar\u00e0 sempre pi\u00f9 importante<\/h2>\n

Questa tendenza ha conseguenze importanti per produttori, consumatori e investitori. Per un impianto fotovoltaico non basta pi\u00f9 conoscere l’evoluzione del prezzo medio di mercato, ci\u00f2 che conta di pi\u00f9 \u00e8 il suo prezzo catturato<\/strong>. Per un grande consumatore<\/strong> non \u00e8 sufficiente prevedere il costo medio annuo dell’elettricit\u00e0, ci\u00f2 che conta \u00e8 quando consuma e qual \u00e8 il prezzo in quelle ore. E per una batteria<\/strong>, l’elemento fondamentale \u00e8 proprio la differenza tra il valore dell’elettricit\u00e0 in momenti diversi. Maggiore \u00e8 la penetrazione delle rinnovabili, maggiore \u00e8 la necessit\u00e0 di spostare energia dalle ore di abbondanza alle ore di scarsit\u00e0.<\/p>\n

Anche cos\u00ec, occorre evitare semplificazioni eccessive. Una batteria non si valuta con uno spread<\/a>, si valuta simulando come operer\u00e0 durante tutta la sua vita utile. I ricavi futuri dipenderanno dall’evoluzione dei prezzi orari, del fabbisogno, della generazione rinnovabile, dei servizi di bilanciamento<\/strong>, 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.<\/p>\n

Rinnovabili e accumulo come protezione dalla volatilit\u00e0<\/h2>\n

Le crisi dei combustibili fossili tendono a essere interpretate inizialmente come un problema per la transizione energetica<\/strong>. Nel medio e lungo termine accade esattamente il contrario. Maggiore \u00e8 l’incertezza sul costo e sulla disponibilit\u00e0 del petrolio e del gas importati, maggiore \u00e8 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.<\/p>\n

Le rinnovabili variabili producono quando la risorsa \u00e8 disponibile e non necessariamente quando c’\u00e8 fabbisogno. L’accumulo di energia<\/strong> 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<\/strong>, accumulo, reti elettriche<\/strong>, interconnessioni, gestione dei consumi e generazione flessibile consentir\u00e0 di ridurre progressivamente l’esposizione dell’Europa ai mercati internazionali dei combustibili.<\/p>\n

2027: meno certezze e maggiore necessit\u00e0 di scenari<\/h2>\n

Oggi \u00e8 molto difficile prevedere quale sar\u00e0 il prezzo medio del petrolio, del gas o dell’elettricit\u00e0 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 necessit\u00e0 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 pi\u00f9 importante per il 2027 probabilmente non sar\u00e0 il prezzo, ma la volatilit\u00e0.<\/p>\n

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 pu\u00f2 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 \u00e8 stato produrre elettricit\u00e0 rinnovabile a prezzi sempre pi\u00f9 bassi. Ora la sfida \u00e8 anche disporre di quell’elettricit\u00e0 quando serve, e il valore risieder\u00e0 sempre pi\u00f9 nella capacit\u00e0 di accumularla, gestirla e fornirla al momento giusto.<\/p>\n

Previsioni e scenari per decidere in un mercato volatile<\/h2>\n

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<\/strong>, attraverso AleaBlue<\/strong>, fornisce previsioni dei prezzi del mercato elettrico<\/strong> e previsioni dei prezzi dei combustibili<\/strong> a breve e medio termine<\/a> per la gestione di rischi e opportunit\u00e0. AleaGreen<\/strong> offre previsioni a lungo termine<\/a> con bande di confidenza per la valutazione degli asset, i PPA e il finanziamento di progetti di energia rinnovabile<\/strong>. Da parte sua, AleaStorage<\/strong> analizza i ricavi e i rischi dei progetti di accumulo<\/a> con batterie<\/strong> lungo tutta la loro vita utile.<\/p>\n

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

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