La recente impennata dei prezzi del gas naturale era ampiamente prevista come risultato della ripresa economica dell'era post-pandemica. Nei primi giorni di luglio 2021 il prezzo spot dell’hub olandese TTF ha superato i 36 €/MWh, ma già nel mese di giugno aveva visto un’impennata di circa il 28%, con quotazioni giornaliere che tra fine maggio e inizio giugno si aggiravano intorno ai 25 €/MWh. Simili rialzi si sono verificati anche nei principali hub europei e mondiali.

Tuttavia, per capire le ragioni dell’attuale aumento repentino, è necessario analizzare la caduta dei prezzi del periodo precedente. Per esempio, bisogna riflettere sulle ragioni per le quali l’andamento attuale sia in netto contrasto con quello di appena un anno fa, al netto degli effetti della pandemia. Infatti, nei mesi di marzo e aprile 2020, il prezzo del gas naturale nei principali hub europei si era portato prima sugli 8 €/MWh e poi sui 6,5, per poi crollare sotto i 5 €/MWh fra maggio e giugno. La pandemia, fuor di dubbio, ha giocato il ruolo principale nella caduta dei prezzi: come riportato dai dati IEA (2020), durante il primo quadrimestre 2020, il consumo mondiale di energia si è ridotto del 4%, principalmente a causa delle misure sanitarie adottate dai governi nazionali, che hanno fermato tanti settori dell’economia. In Europa, tra gennaio e maggio la domanda di gas naturale è diminuita in media di circa il 7%, nonostante in alcuni paesi la caduta sia stata di circa il 20%.

Merita rilevare come il calo dei prezzi fosse già in atto prima del diffondersi dell’emergenza sanitaria. L’offerta di gas a livello mondiale era in aumento, mentre gli inverni risultavano più miti. Questo spiega perché prezzi così alti come quelli attuali non si riscontravano da diversi anni, e in particolare dal 2013-2014, gli anni in cui si è assistito al picco, seguito da una caduta improvvisa dei prezzi di petrolio e gas. Da allora fino al 2020, tale andamento al ribasso sembrava essere diventato strutturale. Nell'inverno 2019-2020 il prezzo negli hub TTF e NBP (hub di riferimento inglese) aveva già raggiunto 14 €/MWh, dopo un declino costante e apparentemente inarrestabile dai picchi dei 22 €/MWh Btu del 2014.

La crescente volatilità dei prezzi, al ribasso prima, e al rialzo di recente, in periodi sia precedenti che successivi alla pandemia, fa supporre che altri fattori al di là del ciclo economico e quindi della domanda di energia non siano stati affatto secondari nell’influenzare gli andamenti dei prezzi degli ultimi anni. Su tutti, le dinamiche strettamente legate al settore energetico, e in particolare all’offerta di gas, possono spiegare gli andamenti al ribasso degli anni precedenti, ma anche l’impennata recente.

Sul fronte dell’offerta, diversi fattori hanno contribuito a determinare una situazione di oversupply e la conseguente caduta dei prezzi. La rivoluzione shale e il passaggio degli Stati Uniti da importatore netto ad esportatore e primo produttore mondiale di idrocarburi è uno dei fattori chiave, considerando che l’aumento della produzione americana è stato del 70% tra il 2008 e il 2018, superando oggi i 900 miliardi di metri cubi, pari a un quarto della produzione mondiale e a quasi 250 miliardi di metri cubi in più rispetto al secondo produttore mondiale, la Russia.

La concorrenza delle fonti di energia rinnovabile soprattutto tra le economie avanzate che hanno fatto della transizione energetica una priorità è un altro elemento deteminante. Per esempio, stando ai dati di Eurostat, il contributo delle rinnovabili nel mix energetico europeo è raddoppiato dal 9,6% al 18,9% nel periodo che va dal 2004 al 2018.

Un contesto caratterizzato da eccesso di offerta e calo dei prezzi ha innescato una frenata degli investimenti nell’upstream, che tra il 2014 e il 2016 si sono quasi dimezzati da circa 800 a circa 400 miliardi di dollari. Un calo a cui hanno contribuito le politiche di incentivo alle rinnovabili (e di disincentivo agli idrocarburi). Nel solo 2020, il volume dei capitali destinati all’upstream è diminuito ulteriormente, segnando un -30% rispetto al 2019. Secondo l’AIE, stando agli andamenti attuali, la produzione di petrolio e gas potrebbe non riuscire a soddisfare i livelli di consumo previsti, creando un problema di sicurezza energetica nei prossimi anni.

L’ipotesi di questo articolo è che l’aumento così repentino e brusco nei prezzi attuali di gas non sia solo il frutto del balzo delle economie post-pandemia, ma che la netta e progressiva diminuzione degli investimenti per la produzione di idrocarburi degli ultimi anni si stia facendo sentire. L’assottigliarsi delle riserve presenti nei siti di stoccaggio in Europa, per un volume che passa da circa il 72% del 2020 a circa il 36% attuali, è uno dei sintomi del crescente gap tra domanda e offerta. Inoltre, a sostenere i prezzi potrebbe contribuire la contrazione dei cargo di GNL che vengono dirottati in Asia, dove vengono maggiormente retribuiti. Anche le forniture di gas russo spot risultano piuttosto limitate, come sottolinea un report dell’Oxford Institute for Energy Studies non riuscendo ad assorbire l’eccesso di domanda. I paesi europei stanno in questo momento beneficiando dei contratti di lungo termine, che stanno svolgendo una funzione di contenimento dei prezzi a fronte della crescente domanda internazionale, soprattutto dall’Asia e i gasdotti russi infatti vanno a pieno regime.

Ma per quanto? Già nell’Europa Nord Occidentale, si registra un calo della capacità dei gasdotti e vi è difficoltà a immettere ulteriore gas da vendere tramite la formula spot. Diversa la situazione l’Europa centrale (Italia inclusa): in questo caso, a scoraggiare ulteriori vendite spot non è la mancanza di capacità nei gasdotti, ma la natura degli accordi con l’Ucraina per il transito del gas. Questi prevedono un rincaro della tariffa nel caso Gazprom chieda di immettere quantità superiori rispetto a quelle pattuite in precedenza. A quanto pare, il premium richiesto dall’Ucraina non renderebbe conveniente la vendita spot, nonostante i prezzi spot siano decisamente superiori a quelli dei contratti di lungo termine.

Per concludere, il capovolgimento degli andamenti relativi a domanda, offerta e prezzi rispetto ad un anno fa sta facendo svanire quell’illusione del raggiungimento definitivo di una condizione di abbondanza di gas e bassi prezzi che era emersa negli ultimi anni. L’attuale situazione di scarsità dell’offerta ha reso evidente come le politiche di liberalizzazione abbiano un peso relativo nella diminuzione dei prezzi, soprattutto in contesti come quello europeo, dove gran parte dell’energia (e del gas in particolare) è da importazione. In questi casi, la formazione del prezzo risente maggiormente delle dinamiche di domanda e offerta del mercato internazionale piuttosto che della concorrenza tra operatori domestici.

Un altro aspetto importante che emerge rispetto alle politiche energetiche è l’importanza di poter fare affidamento sulla diversificazione non soltanto in termini di fonti energetiche e paesi da cui approvvigionarsi, ma anche di (i) tipologie di contratti di importazione e (ii) forme di (dis)integrazione nella filiera energetica, allo scopo di compensare gli squilibri causati dalle fluttuazioni dei mercati energetici. Per esempio, nell’attuale periodo di forte domanda e quotazioni alte, i contratti di lungo termine, che vengono spesso giudicati come ostacolo alla competizione di mercato, stanno giocando un ruolo importante nell’alleviare l’impennata dei prezzi e garantire le forniture a beneficio dei consumatori.