Fuori dalla tempestaPerché il mercato energetico europeo è destinato al successo

Grazie al Gnl, ai minori consumi, agli interventi politici e a un sistema di infrastrutture solido e flessibil, l’Europa è riuscita a superare la crisi del gas. Ora il mercato deve essere ben integrato, aperto e competitivo

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Questo articolo è stato originariamente pubblicato sul numero 57 di We – World Energy, il magazine di Eni

L’anno scorso il mercato europeo del gas ha dovuto affrontare la sfida senza precedenti dell’improvvisa e importante riduzione dei flussi russi. Grazie a un mercato europeo del gas ben integrato, alla riduzione della domanda e alle nuove forniture di GNL, l’Europa ha superato l’inverno 2022-23 senza carenze.

Il drastico cambiamento dei modelli di flusso erso l’Europa
Dalla seconda metà del 2021 e per l’intero 2022, in particolare dopo l’invasione russa dell’Ucraina, Gazprom ha diminuito i propri flussi verso l’Europa, nell’apparente tentativo di puntare a determinate rotte e destinazioni. Su alcune rotte la riduzione è arrivata fino all’ottanta per cento e più, e Gazprom attualmente fornisce gas via gasdotto principalmente attraverso il Turkstream e il corridoio ucraino. Poiché queste riduzioni del flusso costituiscono prima facie una violazione degli obblighi contrattuali di fornitura di Gazprom, la società ha giustificato i tagli sostenendo di averli attuati nel contesto di nuove normative introdotte dal governo russo, quali, per esempio, l’obbligo di pagare le esportazioni di gas in rubli. Oltre a queste riduzioni contrattuali delle forniture, le esplosioni lungo il Nord Stream nel settembre 2022, rimaste inspiegate, hanno reso inutilizzabili tre delle quattro stringhe del gasdotto, riducendo così anche la possibilità fisica di forniture russe per tale via all’Europa.

Per anni lo European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG), nell’ambito della propria analisi di rischio standard, ha modellizzato le interruzioni delle forniture di gas russo, in genere limitando tuttavia gli scenari all’interruzione di una sola delle principali vie di approvvigionamento e per una durata limitata (fino a due mesi). Quanto accaduto nel 2022 non solo è senza precedenti ma è anche uno scenario che pochi avevano previsto. L’Europa non era preparata, per cui vi è stata grande incertezza circa la capacità del mercato europeo del gas di superare la crisi e continuare a distribuire gas in tutto il continente senza interruzioni. Il fatto che vi sia riuscita è da attribuirsi a diversi fattori, tra cui soprattutto il reperimento di nuove forniture di gas naturale liquefatto (GNL), la riduzione della domanda indotta dai prezzi e un sistema consolidato e flessibile di allocazione della capacità di trasporto del gas; un ruolo importante ha avuto anche il regolamento sullo stoccaggio del gas, che impone di riempire i serbatoi di stoccaggio.

Innanzitutto, il GNL: nel 2022 le importazioni di GNL dell’Unione europea sono aumentate del settantacinque per cento su base annua, provenienti soprattutto dagli Stati Uniti, i quali, insieme ai gasdotti norvegesi, sono diventati la principale fonte di gas per l’UE. Il gas russo è invece passato dal costituire più del quaranta per cento delle forniture all’Europa, nel gennaio 2021, a contare, nel marzo 2023, per meno del dieci per cento. Inoltre, le importanti riduzioni della domanda di gas, dovute anche al cambiamento del comportamento dei consumatori, hanno svolto un ruolo fondamentale nel bilanciamento di domanda e offerta.

A causa dei prezzi estremamente elevati, nel 2022 la domanda di gas dell’UE è scesa di cinquantacinque miliardi di metri cubi (bcm, billion cubic meter), con un calo del tredici per cento rispetto all’anno precedente. La mitezza del clima invernale ha contribuito a ridurre il fabbisogno di riscaldamento. I contributi maggiori alla diminuzione sono venuti dall’industria (meno ventisei per cento su base annua), in parte per distruzione della domanda (riduzione della produzione industriale a causa dei prezzi estremamente alti del gas). Il settore elettrico ha contribuito in misura diversa in ciascuno stato membro, data la necessità dei paesi in cui il ricorso al nucleare e all’idroelettrico è stato fortemente limitato di aumentare l’uso del gas (nonostante il prezzo elevato) per produrre elettricità.

Infine, la presenza di un sistema consolidato e flessibile di prodotti di capacità di trasporto standard ha consentito di reagire con breve preavviso alla necessità di reindirizzare i flussi di approvvigionamento del gas. In questo sistema, i prodotti di capacità di gas di durata variabile dall’annuale fino alla giornaliera e infragiornaliera vengono offerti all’asta sulle piattaforme di prenotazione della capacità: significa che, in caso di carenza, la capacità sarà venduta al miglior offerente. Il sistema è stato istituito più di dieci anni fa ed è armonizzato a livello europeo: è dunque fondamentale per garantire flussi di gas flessibili nell’UE.

È importante sottolineare che non è stato facile deviare su altre rotte e destinazioni le forniture di gas russo che prima raggiungevano l’Europa via gasdotto. Per esempio, sebbene si possa portare il gas russo in Cina tramite gasdotto, (a) questi volumi sono ben poca cosa rispetto a quelli di norma inviati in Europa e il gas esportato in Cina è prodotto principalmente in campi diversi da quelli che riforniscono l’Europa. Ciò significa che la carenza di forniture di gas non ha riguardato solo l’Europa ma anche il ben equilibrato mercato mondiale del gas. Inoltre, questo squilibrio globale tra domanda e offerta si è verificato in una situazione di estrema incertezza geopolitica; di conseguenza, il gas (GNL in particolare) che avrebbe potuto essere inviato verso destinazioni diverse ha finito per andare ai migliori offerenti (solitamente gli acquirenti europei, nel 2022).

La carenza di gas che affliggeva l’Europa è stata pertanto “esportata” in altre parti del mondo, in particolare in paesi, quali Pakistan e Bangladesh, che non potevano permettersi di pagare certi premi. Alcune di queste variazioni dei flussi rispecchiano una normale risposta del mercato globale del GNL, ma in altri casi manifestano la volontà di alcuni fornitori di GNL di pagare le penali di violazione delle consegne contrattuali ai paesi asiatici pur di dirottare i carichi di GNL verso l’Europa, in risposta agli alti prezzi europei.

I colli di bottiglia infrastrutturali
Alla fine, si è potuto trasportare il gas in tutta Europa adottando nuovi modelli di flusso, ma non senza difficoltà. Il sistema di gasdotti europeo è stato costruito principalmente per trasportare da est a ovest grandi quantità di gas russo, ma l’improvviso e inatteso cambiamento dei modelli di flusso ha determinato la necessità contraria, cioè di trasportare verso centri di consumo situati più a est le grandi quantità di GNL che arrivavano in occidente. L’infrastruttura non sempre aveva una capacità sufficiente per accogliere tali flussi, con conseguente congestione in determinati punti di interconnessione.

Poiché la capacità nei punti di interconnessione si vende all’asta, la congestione diventa tangibile sotto forma di rendite di congestione: l’importo aggiuntivo pagato dagli shipper e percepito dagli operatori del servizio di trasmissione (TSO, Trasmission System Operator) come risultato dei premi d’asta. Nel 2022 le entrate generate dalla congestione sono aumentate notevolmente, fino a 3,4 miliardi di euro, contro i cinquantacinque milioni di euro del 2021. Tali entrate hanno inoltre mostrato chiaramente dove e in quale direzione la congestione si concentrasse maggiormente: i punti di entrata più congestionati erano in Germania e nei Paesi Bassi, mentre la maggior congestione dei punti di uscita si verificava in Belgio e in Francia. In altre parole, gli shipper cercavano di far fluire il gas dagli stati membri meglio collegati al mercato mondiale del GNL (come Francia e Belgio) verso gli stati membri con un accesso al GNL molto più limitato (per esempio, Germania e Paesi Bassi).

Inoltre, gli investimenti in nuovi terminal di ricevimento del GNL dietro i punti di interconnessione congestionati non solo hanno aumentato la sicurezza degli approvvigionamenti ma hanno anche contribuito ad affrontare la congestione: è esattamente quello che hanno fatto i nuovi terminal GNL di Paesi Bassi e Germania. A livello operativo, la congestione si è manifestata anche nei tassi di utilizzo dei punti di interconnessione congestionati, spesso prossimi al cento per cento e a volte anche oltre. Ciò ha richiesto ai TSO di adottare misure operative volte a massimizzare l’offerta di capacità di trasporto, per esempio aumentando la potenza di compressione o offrendo capacità interrompibili.

Il rapporto tra prezzi ed evoluzione dei flussi
Nel mercato europeo del gas, per anni i differenziali di prezzo tra gli hub locali sono stati percepiti come bassi, con il limite superiore normalmente fissato dal prezzo della capacità di trasporto a breve termine; di conseguenza, nella maggioranza delle giornate, le differenze del prezzo del gas a pronti tra i mercatinterconnessi sono state inferiori a detto limite. Così è stato soprattutto tra i mercati dell’Europa nord-occidentale, che de facto funzionavano come un’unica zona di prezzo. Per quanto i singoli mercati differissero l’uno dall’altro per alcuni aspetti (come la capacità di rigassificazione del GNL, il livello di interconnessione, la capacità di stoccaggio, la stagionalità dei consumi, ecc.), il livello relativamente alto di concorrenza nel mercato midstream, la flessibilità della rete del Mare del Nord a monte nel reindirizzare l’offerta verso i mercati premium, la disponibilità di capacità di trasporto transfrontaliera e l’efficiente sistema di allocazione della capacità hanno garantito l’ottimizzazione dei flussi di gas e l’arbitraggio delle differenze di prezzo locali.

Tuttavia, lo shock delle forniture di gas russo ha colpito alcuni mercati dell’UE molto più gravemente di altri, stravolgendo la forte convergenza tra i prezzi degli hub osservata in passato e sostituendola con differenziali senza precedenti. Alcune delle differenze più evidenti sono state quelle tra l’hub TTF (Paesi Bassi), che stabiliva il prezzo per l’intera UE ma aveva connessioni GNL più limitate, e lo spagnolo PVB, ben rifornito di GNL. Questi differenziali hanno a loro volta inviato forti segnali di prezzo per la massimizzazione dei flussi verso i punti in cui la carenza dell’offerta e la domanda di rifornimento degli stoccaggi erano più elevate. Dalla fine del 2022, i differenziali di prezzo tra gli hub sono tornati ai livelli prebellici.

Alti livelli di stoccaggio,ma a caro prezzo
In Europa, uno dei fattori cruciali nel determinare gli esiti dei prezzi durante la crisi energetica sono state le riserve di stoccaggio di gas (o la loro mancanza). L’invasione russa dell’Ucraina ha suscitato, a livello sia dell’intera UE sia dei singoli stati membri, una forte risposta politica volta a garantire livelli di stoccaggio del gas sufficienti per l’inverno. Le politiche si sono dimostrate molto efficaci nel conseguire l’obiettivo di migliorare la sicurezza dell’approvvigionamento di gas durante l’inverno, stagione di picco dei consumi; nonostante l’offerta limitata, la scorta di gas costituita durante l’estate del 2022 è stata tra le più consistenti di sempre. Tuttavia, diversamente dal tema della loro efficacia, le questioni relative all’efficienza delle misure adottate e al loro potenziale ruolo nel determinare i prezzi a pronti e a termine del gas non è ancora stato analizzato a fondo. Fuor di dubbio è che il costo del gas in stoccaggio sia stato superiore di diversi ordini di grandezza a tutti i costi precedenti, soprattutto quando valutato sulla base del mark-to-spot-market.

Il successo del mercato europeo
Nel 2022 il mercato europeo del gas si è trovato al centro di una crisi energetica mondiale. Dopo l’invasione dell’Ucraina, i tentativi della Russia di usare l’arma del gas contro l’Europa si sono ritorti contro la Russia stessa: per quanto i prezzi altissimi dell’energia abbiano reso difficile il 2022, l’Europa è riuscita ad affrontare la crisi senza interruzioni delle forniture. Grazie al reperimento di nuove forniture di GNL, alla risposta dal lato della domanda, agli interventi politici e a un sistema di infrastrutture solido e flessibile, l’Europa ha superato la tempesta. All’inizio del giugno 2023, i prezzi del gas all’ingrosso sono scesi sotto i venticinque euro il megawattora (EUR/MWh), raggiungendo livelli analoghi a quelli dell’autunno del 2021. Nel frattempo, la quota di fornitura di gas russo all’Europa si è ridotta a meno del dieci per cento, a indicare che sia l’influenza della Russia sul mercato energetico europeo sia i proventi che essa deriva dall’esportazione di gas sono entrambi ormai significativamente minori di un tempo. Il mercato europeo dell’energia, se ben integrato, aperto e competitivo, è destinato al successo.

Dennis Hesseling è Head of Infrastructure, Gas and Retail, e Mitja Maletin è Policy Officer presso la EU Agency for the Cooperation of Energy Regulators ACER. Gli autori pubblicano il presente articolo a titolo personale; le informazioni e le opinioni in esso esposte appartengono agli autori e non riflettono necessariamente l’opinione ufficiale dell’Agenzia.

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