In controtendenza con quanto registrato nel 2016 che ha visto prezzi spot in calo sul 2015, il 2017 si è chiuso con prezzi spot medi nei principali hub europei in aumento. I prezzi spot al TTF (hub olandese di riferimento dell’Europa Continentale) sono cresciuti del 24% rispetto all’anno precedente, mentre i prezzi spot al PSV italiano hanno conosciuto un incremento tendenziale del 25%. Un tale andamento ha contribuito, in concomitanza con altri fattori, al rialzo dei prezzi elettrici.

L’inizio del 2017 è stato caratterizzato dalla presenza di un clima rigido - che ha fatto crescere la domanda di gas destinato agli impianti di riscaldamento - e dalla riduzione delle esportazioni di energia elettrica dalla Francia che ha determinato un maggior ricorso alla produzione a ciclo combinato. I prezzi spot e del front month (di prima scadenza) hanno raggiunto il medesimo valore dei prezzi del GNL scambiato sui mercati asiatici, impedendo a maggiori quantitativi di gas liquefatto di lasciare il bacino atlantico. Di seguito si fornisce una disamina per trimestre.

I trimestre. Le quotazioni spot si sono attestate su livelli elevati che hanno consentito nel mese di gennaio il mantenimento dei prezzi a termine per l’anno solare 2018 su valori vicini alle punte massime raggiunte alla fine del quarto trimestre del 2016 di 18 €/MWh al TTF e 20 €/MWh al PSV. Tuttavia, nel mese di febbraio, il calo dei prezzi asiatici del GNL e un clima più mite hanno spinto al ribasso le quotazioni spot in quanto era ormai diventato piuttosto evidente che le riserve di gas sarebbero durate fino alla fine dell’inverno. La tendenza ribassista ha caratterizzato il mercato fino all’ultima settimana del primo trimestre 2017.

Prezzi per l’Anno Solare 2018 e prezzi spot al PSV in €/MWh

Fonte: Alba Soluzioni

II trimestre. I prezzi del gas europeo oscillano entro un intervallo piuttosto stretto avvicinandosi al prezzo asiatico del GNL, in quanto la domanda di gas per la ricostituzione delle scorte funge da supporto per le quotazioni spot.

III-IV trimestre. In seguito all'aumento dei costi del carbone, le quotazioni del gas spot sono aumentate contenendo gli aumenti di domanda che sarebbero potuti derivare da costi di produzione degli impianti a ciclo combinato inferiori a quelli degli impianti a carbone.  Quotazioni del petrolio in aumento e il ripresentarsi di un premio del GNL asiatico vanno ad aggiungersi al premio per il rischio invernale, sostenendo i prezzi spot fino alla fine dell’anno. I prezzi spot italiani sono aumentati bruscamente durante il periodo di clima rigido di dicembre, quando il ritiro/prelievo dai depositi di stoccaggio è stato ridotto dai limiti contrattuali e le importazioni da Passo Gries sono state limitate a causa della manutenzione del gasdotto TENP.

Dai dati preliminari si evince che la produzione e le importazioni totali dell’UE per il 2017 hanno registrato un incremento di 31 miliardi di mc (mld mc), in quanto l’aumento delle forniture di GNL e quelle provenienti da Russia e Norvegia hanno più che compensato il calo evidenziato dalla produzione europea, guidato dalle decisioni prese in relazione al campo di Groningen. 

Sebbene in relazione al GNL atlantico l’Europa abbia rappresentato un mercato uguale o inferiore in termini di valore netto rispetto all’Asia nord-orientale, si è assistito anche ad un incremento delle importazioni totali di GNL pari a 5 mld mc.

I dati sui consumi europei non sono ancora stati divulgati, ma dal fatto che le giacenze nei centri di stoccaggio sono rimaste pressoché invariate, si evince che la crescita dei consumi ha corrisposto all’aumento dell’offerta, inducendo la domanda totale a raggiungere quota 480 mld mc – la punta più alta mai registrata dal 2008.  I fattori chiave trainanti la crescita sono stati i seguenti:

  • Temperature medie attestate su valori più bassi nel Q1 rispetto al 2016;
  • i fermi dei reattori nucleari francesi  – che hanno portato ad un aumento della produzione degli impianti a ciclo combinato in Francia e nei paesi limitrofi, a causa della riduzione delle esportazioni francesi (in particolare verso Italia e Spagna);
  • la scarsità delle precipitazioni in Italia e nell’Europa sud-orientale, cosa che ha portato anche ad un aumento del ricorso alla capacità a ciclo combinato;
  • il fatto che gli impianti a ciclo combinato abbiano soppiantato le centrali elettriche alimentate a carbone in Olanda, in Italia e in altri paesi europei.

Approvvigionamento totale di gas all’Europa per fonte (mld mc)

Nota: Cal sta per Calendar che coincide con l’anno solare

Fonte: Alba Soluzioni

Il consumo di gas italiano ha rispecchiato la tendenza europea, registrando un incremento di 4,3 mld mc e raggiungendo i 74,7 mld mc. Alle centrali elettriche sono da attribuire ben 1,8 mld mc del suddetto aumento, visto che la bassa produzione idroelettrica è andata ad aggiungersi all’impatto esercitato dalla riduzione delle importazioni e al passaggio dalla produzione a carbone a quella a gas.  La domanda del comparto industriale ha evidenziato un incremento di 0,9 mld mc, mentre quella delle zone di distribuzione è stata caratterizzata da un rialzo di 1,7 mld mc grazie alla presenza di temperature medie invernali attestate su valori inferiori.   

L’articolo pubblicato su RiEnergia è un estratto “modificato” di un articolo più ampio che verrà pubblicato l’11 Gennaio in Gas e Elettricità Oggi.