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di Sara Deganello 24/ 02/2025
I punti chiave
Torna a correre il prezzo del gas sul mercato di Amsterdam. I futures sul Ttf con consegna a febbraio ieri hanno nuovamente superato i 50 euro al MWh, guadagnando il 3,3%, con lo spread tra i contratti in scadenza la prossima estate e quelli che spirano l’inverno successivo che si è allargato ulteriormente. Ha chiuso poi a 49,3 euro al MWh (+1,3%).
Il rialzo dei contratti estivi si è esacerbato negli ultimi giorni dopo che il gestore del mercato tedesco ha ammesso discussioni con gli operatori per incentivare il riempimento degli stoccaggi, la cui rapida riduzione ha alimentato timori sui costi e la possibilità per l’Europa di riempirli nuovamente la prossima estate.
Gli analisti di Gas Infrastructure Europe hanno calcolato che nella prima metà di gennaio 2025, il tasso di estrazione del gas dalle riserve europee si è rivelato superiore del 28% rispetto alla media dei cinque anni precedenti. L’Italia con un livello del 68% di riempimento si presenta comunque migliore rispetto alla media europea, che è circa al 60%.
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Il flusso di Gnl
Gli altri fattori che hanno influenzato il prezzo del gas, come ha detto il ministero dell’Ambiente Gilberto Pichetto Fratin nell’audizione del 23 gennaio commentando la situazione italiana, sono riconducibili all’andamento dei flussi di approvvigionamento, in calo via metanodotto.
Il gas naturale liquefatto (Gnl), che già si è dimostrato strategico nella diversificazione delle forniture dopo lo scoppio del conflitto ucraino, rimane al centro dell’interesse. Il think tank di base a Bruxelles Bruegel ha rilevato come nella terza settimana di gennaio le importazioni europee di gas naturale liquefatto siano aumentate, continuando un trend che aveva visto una crescita del 20% alla fine del 2024.
Il suo impatto sui prezzi? Variabile. Se da una parte dal punto di vista industriale è certamente più costoso del gas via metanodotto, anche solo per le lavorazioni a cui viene sottoposto, dall’altra i prezzi di mercato sono influenzati da diverse condizioni e possono cambiare molto.
Come ha ricordato anche il commissario Ue all’economia Valdis Dombrovskis commentando l’annuncio del presidente americano Donald Trump di voler aumentare la produzione di gas naturale e altre risorse energetiche, questo potrebbe ridurre i prezzi globali dell’energia: La Ue importa più della metà del nostro Gnl dagli Usa».
Anche per l’Italia la prospettiva è in crescita: Snam dopo avviato nel 2023 il rigassificatore di Piombino ad aprile conta di rendere operativa la floating storage and regasification unit (Fsru) di Ravenna, di cui ha già venduto la capacità per i prossimi 20 anni. Dopo la diminuzione dei flussi di gas russo, a gennaio e febbraio 2024 il Gnl in Italia è stato la nostra prima fonte di approvvigionamento. Dopo lo stop del rigassificatore di Livorno per manutenzione (e poi i lavori in quello di Rovigo) è tornato, con una quota del 23% dell’import totale, ad essere secondo ai flussi dall’Algeria. Nel 2024 Snam ha certificato l’arrivo in Italia di 150 carichi, principalmente da Qatar (36%), Stati Uniti (34%), Algeria (20%), ma anche da Egitto, Spagna, Congo, Angola, Guinea Equatoriale e altri.
GAS ED ELETTRICITÀ INSIEME
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Il rapporto tra prezzi di gas ed elettricità
La geopolitica del gas, e il prezzo sui mercati internazionali, si riflette poi sulla produzione di elettricità. La penetrazione delle rinnovabili procede: nel 2024 in Italia le fonti pulite hanno registrato il dato più alto di sempre di copertura del fabbisogno, pari al 41,2% (rispetto al 37,1% del 2023) secondo le rilevazioni di Terna.
Ma il gas rimane un vettore fondamentale per la generazione e la flessibilità del sistema. E il principale fattore nella formazione del prezzo dell’energia elettrica. «Il gas naturale, nonostante sia solo il 20% del mix di generazione, nel 2022 stabiliva il prezzo dell’energia elettrica per il 63% delle ore nell’Ue a causa del meccanismo del system marginal pricing», spiega Alessandro Marangoni, ceo della società di consulenza e ricerca Althesys. «L’Italia, con circa il 40% del gas nel mix arriva addirittura intorno al 90% ed è la prima nella poco desiderabile classifica europea per numero di ore in cui è il gas a fissare il prezzo».
Il decoupling
Da qui arriva la necessità di disaccoppiare il prezzo dell’elettricità da quello del gas di cui tanto si è tornato a parlare in queste settimane. «Il dibattito è esploso in Europa con la crisi energetica del 2022, ma l’ultima riforma, voluta dalla Commissione nel 2023, mantiene questo sistema e al contempo spinge sulle rinnovabili tramite intervento statale con i contratti per differenza (CfD) e/o i contratti di acquisto di lungo termine tra privati (Ppa)», osserva ancora Marangoni. I CfD garantiscono ai produttori rinnovabili un prezzo fisso per l’energia venduta, indipendentemente dalle oscillazioni del mercato.
LE FONTI ELETTRICHE
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Il ruolo delle rinnovabili
«L’Italia, con il futuro dm Fer X (a breve dovrebbe entrare in vigore il Fer X transitorio, da poco approvato da Bruxelles), sta introducendo proprio un sistema di CfD per sostenere lo sviluppo delle rinnovabili. Secondo le simulazioni di Althesys, il Fer X potrebbe abbassare la componente energia delle bollette grazie alla riduzione dei costi di approvvigionamento, poiché le rinnovabili spingono in basso il prezzo medio nei mercati spot».
Tuttavia, il Fer X non è privo di limiti: «I CfD, eliminando il rischio di mercato per i produttori, potrebbero ridurre l’efficienza operativa e l’incentivo all’innovazione. In teoria, il minor rischio dovrebbe tradursi in un minore costo del capitale, ma non è certo per i contratti a due vie come quelli previsti dal Fer X», osserva sempre Marangoni: «D’altra parte, un sistema interamente basato su CfD per le rinnovabili, nel lungo termine, offrirebbe vantaggi significativi, come una maggiore protezione contro la volatilità dei prezzi del gas». Anche i prezzi zonali, dopo l’abbandono del Pun il 1° gennaio, vanno in questa direzione.
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