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Inverno alle porte: il cuscinetto energetico dell'Europa si assottiglia
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Punti chiave
- Scorte di gas sotto pressione: gli stoccaggi europei si trovano ai livelli stagionali più bassi degli ultimi 15 anni, mentre le interruzioni delle forniture di GNL dal Qatar hanno ridotto la flessibilità dell'offerta globale.
- Un mix di rischi per l'inverno: scorte limitate, temperature rigide, minore produzione eolica e idroelettrica e disponibilità ridotta di GNL rappresentano le principali incognite per i prossimi mesi.
- Maggiore volatilità sui mercati elettrici: la crescente dipendenza dalle energie rinnovabili aumenta l'esposizione a fenomeni come la Dunkelflaute, alla riduzione della produzione idroelettrica e ai possibili fermi del nucleare.
- Alcuni fattori di sostegno restano presenti: maggiori flussi di GNL dagli Stati Uniti, una domanda di gas più contenuta e una buona disponibilità del parco nucleare europeo potrebbero attenuare le tensioni. Anche El Niño potrebbe favorire un inverno più mite.
L’Europa si avvicina al prossimo inverno con un cuscinetto energetico sensibilmente più sottile rispetto agli ultimi anni. Gli stoccaggi dell’UE sono attualmente intorno al 66%, il livello più basso per questo periodo dell'anno dall'inizio degli anni 2010. La Germania è particolarmente esposta: le riserve sono poco sopra il 50%, ben al di sotto dell’obiettivo governativo del 70% previsto per l’inizio di novembre.
Nel frattempo, il protrarsi delle interruzioni alle esportazioni di GNL dal Qatar attraverso lo Stretto di Hormuz ha sottratto circa il 20% dell’offerta globale di GNL, irrigidendo il mercato e intensificando la competizione per carichi alternativi. La portata dell'interruzione è notevole: secondo Reuters, il Qatar ha esportato solo 18 carichi di GNL dall’inizio del conflitto, contro 509 nello stesso periodo dell’anno scorso.
Il rischio principale non è necessariamente una carenza assoluta di energia, bensì la combinazione di scorte basse, inverno rigido e periodi di scarsa produzione eolica e idroelettrica, che potrebbe far impennare la domanda di generazione a gas proprio quando il fabbisogno per il riscaldamento raggiunge il suo picco. Un protrarsi delle interruzioni delle esportazioni qatariote aggraverebbe ulteriormente il quadro, costringendo l’Europa a competere in modo più aggressivo con l’Asia per assicurarsi le forniture flessibili. Lo scenario più critico non dipende da un singolo fattore, ma dalla loro combinazione: scorte ridotte, temperature rigide, scarsa produzione eolica e idroelettrica e persistenti disservizi dal Qatar.
La volatilità del mercato elettrico è già in aumento. Una quota crescente di energia rinnovabile aumenta infatti l’esposizione a episodi di Dunkelflaute (periodi caratterizzati da poco vento e scarsa radiazione solare), alla debolezza della produzione idroelettrica e a possibili fermi del nucleare, fattori che amplificano le oscillazioni dei prezzi e la necessità di ricorrere alla generazione termoelettrica di back-up.
Detto ciò, restano alcuni fattori di sostegno: l’aumento dei flussi di GNL dagli Stati Uniti, una domanda di gas strutturalmente più contenuta rispetto agli anni recenti e una buona disponibilità della capacità nucleare possono contribuire ad attenuare le tensioni. Inoltre, un El Niño persistente potrebbe favorire un inverno più mite, riducendo i picchi di domanda.
I mercati elettrici aggiungono un ulteriore livello di rischio: la domanda continua a crescere con l’elettrificazione, mentre l’Europa dipende sempre più da fonti rinnovabili legate alle condizioni meteorologiche. La volatilità che ne deriva è emersa chiaramente tra maggio e giugno. I prezzi medi dell’elettricità nell’UE prima delle 09 e dopo le 18 hanno raggiunto 122 EUR/MWh (contro 90 EUR/MWh un anno prima), mentre nelle ore centrali della giornata sono scesi in media a 56 EUR/MWh grazie all’abbondante produzione solare, che ha esercitato una pressione al ribasso sui prezzi (Fonte: Eurelectric). Nello stesso periodo, la generazione a gas è aumentata del 15% al di fuori delle ore di maggiore produzione solare, confermando il ruolo sempre più importante della capacità flessibile di back-up.
Questa vulnerabilità potrebbe accentuarsi durante l’inverno. Periodi prolungati di Dunkelflaute (condizioni fredde, nuvolose e caratterizzate da poco vento) possono infatti aumentare contemporaneamente la domanda di elettricità e ridurre la produzione da fonti rinnovabili, accrescendo la dipendenza dalla generazione a gas. A ciò si aggiungono ulteriori fattori di rischio, come livelli idrici insufficienti, indisponibilità della capacità nucleare e limiti nelle reti di trasmissione, nei sistemi di accumulo e nelle interconnessioni. Al contrario, una maggiore disponibilità del nucleare francese, condizioni idroelettriche favorevoli, una capacità di stoccaggio più elevata e migliori collegamenti transfrontalieri potrebbero ridurre il ricorso al gas.
Esistono tuttavia alcuni elementi in grado di attenuare il rischio. La domanda europea di gas resta strutturalmente inferiore ai livelli precedenti alla crisi energetica, mentre la crescente capacità di esportazione di GNL dagli Stati Uniti offre una fonte di approvvigionamento alternativa sempre più rilevante. Un aspetto importante, perché lo stoccaggio non rappresenta soltanto una riserva strategica: secondo l’Oxford Institute for Energy Studies, i prelievi dagli impianti di stoccaggio coprono tipicamente tra il 20% e il 33% dell’offerta netta di gas dell’UE durante l’inverno, evidenziando quanto siano importanti flussi di importazione continui e affidabili.
Anche il meteo potrebbe rivelarsi determinante. Il fenomeno El Niño, attualmente in sviluppo e potenzialmente destinato a diventare uno dei più intensi mai registrati, potrebbe protrarsi fino all’inizio del 2027. Se favorisse un inverno mite in Europa, contribuirebbe ad alleggerire le tensioni sul sistema energetico. Allo stesso tempo, però, aumenta il rischio di eventi meteorologici estremi in altre aree del mondo, con possibili ripercussioni sulla produzione agricola e un ulteriore fattore di volatilità sui mercati delle materie prime.
Nel complesso, l’Europa sembra in grado di affrontare l’inverno, ma con un margine di errore più ridotto rispetto agli anni recenti. La crescente interdipendenza tra il mercato del gas e un sistema elettrico sempre più esposto ai fattori meteorologici implica che condizioni avverse possano tradursi rapidamente in prezzi più elevati e una maggiore volatilità su entrambi i mercati.