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Il mercato energetico e le sue regole

Il Ttf e un nuovo Hub europeo
Prezzo del gas

È un punto di scambio virtuale – gestito da Intercontinental Exchange, la stessa società che detiene la proprietà anche del New York Stock Exchange, cioè Wall Street. Gli operatori possono vendere e comprare gas naturale al di fuori dei contratti a lungo termine. Sono compravendite che prevedono la consegna del gas sul momento, nel mercato spot, oppure acquisti che si concretizzeranno in futuro, nel mercato forward: firmi oggi un contratto in cui ii impegni a comprare il gas in futuro a un prezzo fissato, e ti proteggi da eventuali aumenti di prezzo.

Il metano che bruciamo nelle nostre case, nelle industrie e nelle centrali termoelettriche arriva in Europa con contratti di fornitura a lungo termine influenzati da ciò che accade In Italia. Il 70/80% dei contratti di questo tipo contiene un prezzo di importazione indicizzato al TTF tanto che le stesse bollette del mercato tutelato sono indicizzate al TTF. E’ il motivo per cui le bollette degli italiani e degli europei sono schizzate verso l’alto, per l’assenza di gas dovuta alla riduzione del metano da parte di Gazprom, iniziata ben prima della guerra in Ucraina. Il mercato TTF ha visto il proprio prezzo salire di oltre 10 volte in pochi mesi. La domanda di gas in Unione Europea rimane elevata, per ridurla ci vuole tempo o grandi sacrifici e, vista l’offerta in calo, il prezzo è salito.

Esistono numerosi mercati di questo tipo. In Italia il PSV, in Spagna il PVB, in Germania il THE, che però a confronto con l’hub olandese sono decisamente più contenuti. L’agenzia europea che raggruppa i diversi regolatori nazionali) stima che nel 2021 sul TTF sono state effettuate poco meno di 1.800 transazioni al giorno, mentre il mercato italiano non ha raggiunto le 300. Il gas scambiato in Olanda è superiore alla somma di tutto il metano transato nel resto degli hub europei. Ecco perché il prezzo del TTF – decisamente più liquido e rilevante degli altri mercati – è strettamente correlato ai valori dei restanti hub europei: è in Olanda che si fissano prezzi spot e forward, per di più data la fitta rete di gasdotti presenti in Unione Europea che determina un immediato arbitraggio in presenza di differenze di prezzo troppo marcate. Rispetto al resto del mondo l’hub olandese rimane di dimensioni modeste. Il mercato spot europeo e quello statunitense (il cosiddetto Henry Hub) viaggiano su due unità di misure differenti: migliaia di miliardi di metri cubi di gas scambiati negli USA vs alcune centinaia in UE. Ma questa non è l’unica differenza tra i due mercati: il prezzo europeo è oggi quasi 7 volte più elevato di quello americano, e se il gas USA fosse quotato in megawattora, come il TTF, costerebbe appena 31 euro.

Gli Stati Uniti si producono il gas in casa e non devono comprarlo altrove. Esiste sì il gas liquefatto, trasportato via nave, ma il commercio tra USA ed Europa è ancora limitato dalle scarse infrastrutture di liquefazione sulla costa americana e di rigassificazione sulle coste europee. Quindi il mercato del TTF assume un’ulteriore importanza strategica. È il prezzo di riferimento europeo per l’importazione di gas liquefatto dal resto del mondo. Un mercato decisamente più globale di quello del metano gassoso, che viene trasportato via tubi e si limita dunque a livello regionale. Le navi metaniere trasportano invece in tutto il globo il gas, attraverso contratti a lungo termine o semplicemente dirigendosi verso l’offerente che paga più caro. Negli ultimi mesi il TTF è stato stabilmente superiore al prezzo di riferimento del mercato asiatico, il JKM (Giappone e Corea in particolare, ma anche Cina). Questo ha permesso all’Europa di attrarre una notevole quantità di gas liquefatto, che ha contribuito a sostituire il metano di Mosca. Se l’UE decidesse di sospendere il mercato TTF, come proposto dalla presidenza di turno ceca, potrebbe essere possibile ridurre il costo di importazione del gas via tubo senza cambiare formalmente i contratti di fornitura, ma d’altra parte il gas liquefatto potrebbe dirigersi altrove lasciando l’Europa senza materia prima. Altro discorso è l’individuazione di un nuovo hub come proposto dalla presidente della Commissione Ursula von der Leyen.

L’UE e molti suoi Stati hanno messo in atto misure per proteggere famiglie e mondo produttivo. Bruxelles ha proposto un’ampia gamma di soluzioni: tra una riduzione obbligatoria dei consumi negli orari di picco; un “contributo di solidarietà” da applicarsi agli extra profitti delle aziende del settore oil&gas e a quelle del settore elettrico che usano fonti rinnovabili o energia nucleare; un sostegno finanziario a famiglie e Pmi; aiuti alle utilities in tensione di liquidità per l’acquisto di energia sui mercati; lo sganciamento del prezzo dell’energia elettrica da quello del gas. Decisioni che potrebbero rafforzare un’importante misura presa già dalla Commissione, quella di lanciare una piattaforma per l’approvvigionamento di gas, Gnl e idrogeno, che dovrebbe entrare nella sua fase operativa a metà ottobre. Uno strumento, previsto nel quadro dell’iniziativa RePowerEU, per l’acquisto di energia (a partecipazione volontaria ed esteso anche ai Paesi dei Balcani occidentali) che la Commissione gestirebbe per cercare di ottenere migliori condizioni di acquisto per tutti i Paesi partecipanti. Seppur con differenze significative, tutti i Paesi hanno previsto interventi diretti di sostegno alla popolazione e alle imprese per le spese energetiche, sia in forma di sussidi che di sgravi fiscali (ad esempio, tramite la riduzione/ eliminazione dell’IVA). Non solo i Paesi maggiormente esposti alle esportazioni ma anche quelli meno dipendenti dal gas russo, si stanno attivando per la ricerca di fonti alternative (idrogeno, eolico, nucleare); la riattivazione di vecchie centrali a combustibile fossile; il rilancio delle attività estrattive di fonti fossili.

Se da un lato le importazioni di gas russo via gasdotto si sono sensibilmente ridotte, dall’altro la Spagna ha aumentato la propria esposizione verso Mosca, incrementando l’import di Gnl grazie ai suoi sei impianti di rigassificazione già operativi. La maggior parte dei Paesi europei ha previsto l’adozione di una tassa una tantum sugli extra profitti delle società energetiche, da utilizzare come fondo per la corresponsione dei sussidi a famiglie e imprese. A livello regionale europeo, si sono registrati importanti casi di collaborazione fra Stati, come ad esempio l’accordo tra Bulgaria e Macedonia del Nord in base al quale, nonostante le tensioni etniche e diplomatiche tra i due Paesi, Sofia cederà parte dell’energia elettrica a Skopje. Contestualmente, sono riaffiorate le tensioni tra Spagna e Francia per il completamento del gasdotto MidCat, progetto sponsorizzato da Madrid (e da Berlino) che potrebbe portare fino a 8,8 bcm di gas all’anno dalla penisola iberica alla Francia. Molti stati dell’Unione hanno provveduto a prendere misure sostanzialmente simili e di immediato impatto. Ma il fatto che siano simili non significa che siano state coordinate, poiché gli Stati membri godono di ampia discrezionalità in materia di politiche energetiche (e non solo), non avendo dotato l’UE delle necessarie facoltà per applicare misure vincolanti nel settore dell’approvvigionamento energetico.

E tale mancanza di coordinamento è emersa in particolare su un tema di grande importanza come il price cap per il gas, su cui Bruxelles ha cercato il consenso dei suoi Stati membri, con molti Paesi – tra cui l’Italia – a spingere per un limite da applicare indistintamente a tutte le forniture (russe e non) e altri invece che avrebbero voluto applicare tale tetto esclusivamente a Mosca. In prospettiva, una volta adottate le necessarie quanto doverose misure di emergenza, sarà importante capire quali siano state le cause che hanno portato all’attuale crisi e come mitigarne gli effetti – nel caso si dovessero ripresentare. Al di là dell’intervento militare russo, infatti, va sottolineato che un significativo aumento dei prezzi dell’energia aveva già iniziato a materializzarsi a settembre 2021, cioè ben prima dello scoppio della guerra in Ucraina. Gli attuali alti prezzi dei combustibili fossili non sono infatti il risultato di un singolo shock sul lato della domanda o dell’offerta, ma di una combinazione di fattori: gli investimenti in petrolio e gas naturale, ridotti negli ultimi anni a causa della diminuzione dei prezzi delle materie prime (2014- 15 e 2020); la forte crescita della domanda di fonti fossili – anche sull’onda delle politiche ESG; una transizione energetica verso fonti rinnovabili ancora da completare; una serie di eventi meteorologici sfavorevoli, tra cui (a) un inverno freddo nell’emisfero settentrionale; (b) la siccità che hanno ridotto la produzione idroelettrica in Brasile e (c) una produzione eolica inferiore alla media in Europa. Per trovare soluzioni all’attuale crisi risulta quindi importante capire la natura di questi fattori, perché alcuni sono imprevedibili (produzione eolica e idroelettrica, condizioni climatiche), ciclici (ripresa economica), o auspicabilmente circoscritti nel tempo (conflitti bellici). Altri, invece, sono indotti da decisioni politiche (investimento/ disinvestimento nel settore degli idrocarburi; politiche ESG).

È dunque il legislatore a doversi sincerare che le sue decisioni siano coerenti con il contesto economico e sociale in cui vengono prese e tempestive, onde evitare che, come nel caso della transizione energetica, ci sia un problematico sfasamento tra l’individuazione di una strategia e la disponibilità delle risorse per implementarla. Questi errori di valutazione potranno quindi essere un monito per il prossimo futuro. Ed è importante che servano per proseguire sul percorso, che si preannuncia molto lungo e complesso, della transizione energetica. Ci aspetta un potenziale, forse definitivo, cambio di paradigma.

(fonte: ISPI)