Il rapporto Acer svela l’impatto del blocco a Hormuz e del caldo record: riserve al 75%, iniezioni a rilento e corsa al Gnl Usa per evitare razionamenti.
L’Unione europea si avvicina alla stagione fredda 2026-2027 in condizioni di marcata vulnerabilità sul fronte degli approvvigionamenti energetici, schiacciata tra riserve di gas inferiori alle medie storiche, quotazioni all’ingrosso tornate a sfiorare i 90 euro al megawattora (MWh) e un conto economico per le importazioni lievitato fino a 33 miliardi di euro a causa del conflitto in Medio Oriente. È questo il quadro delineato dal rapporto di monitoraggio sui mercati all’ingrosso del gas per l’estate 2026, pubblicato dall’Acer (l’Agenzia dell’Unione europea per la cooperazione fra i regolatori dell’energia).
Al 21 ottobre 2026, il livello medio di riempimento degli stoccaggi sotterranei comunitari ha raggiunto appena il 75% della capacità, scontando un livello di partenza eccezionalmente basso al termine dello scorso inverno (28% della capacità rispetto al 34% dell’anno precedente e a fronte di una media novennale pari a circa il 40%). La dinamica di riempimento estivo ha risentito della flessione dell’interesse commerciale causata da prezzi elevati, spread invernali-estivi invertiti o negativi — con i contratti estivi scambiati a premio rispetto all’inverno — e dall’attesa di possibili interventi normativi di sostegno.
I COSTI DI INIEZIONE VOLANO A 27 MILIARDI E PESA LA CRISI DI HORMUZ
Rifornire i depositi sotterranei nel 2026 ha richiesto sforzi finanziari gravosi: la spesa stimata per le iniezioni estive nell’Unione ha toccato una stima massima di circa 27 miliardi di euro (per un volume netto immesso di circa 43 miliardi di metri cubi, pari a 490 TWh, inferiore alla media decennale di 47 miliardi di metri cubi e 540 TWh). Pur rimanendo al di sotto dei circa 108 miliardi di euro registrati al culmine della crisi del 2022 (cifra indicata in modo approssimativo anche come circa 100 miliardi), il costo medio del gas immesso nelle riserve è risultato il secondo più elevato dell’ultimo decennio.
Sulla bolletta energetica europea ha pesato in modo determinante la crisi mediorientale: il blocco delle rotte navali attraverso lo Stretto di Hormuz — dove nel testo della presentazione Acer compare come data di inizio il 18 marzo 2026 e nella sezione di confronto prezzi il 28 febbraio — ha aggiunto tra i 18 e i 33 miliardi di euro al costo delle importazioni estive di gas dell’Unione a parità di volumi (intervallo calcolato sulla base dei differenziali di prezzo spot TTF giornalieri o mensili rispetto a scenari controfattuali privi di crisi). Un aggravio trasmesso lungo tutta la catena del valore, con rincari per famiglie e comparti industriali e forti pressioni al rialzo sulle tariffe dell’energia elettrica.
LE ROTTE DEL GNL: IL RUOLO DEGLI USA, LO STOP AL QATAR E IL NODO RUSSIA
La crisi geopolitica ha rimodellato radicalmente la geografia dei flussi. Lo Stretto di Hormuz, snodo che nell’estate 2025 convogliava il 20% dell’offerta globale di Gnl, è rimasto in larga parte bloccato, determinando una contrazione stimata dell’offerta di 49 miliardi di metri cubi (bcm), solo in parte compensata dalla crescita produttiva di Stati Uniti (+14 bcm), Canada (+7 bcm) e Russia (+5 bcm), per un incremento complessivo di 36 bcm.
Di conseguenza, l’export mondiale di Gnl nell’estate 2026 è sceso a 274 bcm rispetto ai 286 bcm dell’estate 2025 (-4% su base annua, pari a una flessione di circa 13 bcm). In questo scenario, la quota del Qatar nell’export globale di metano liquefatto è crollata ad appena il 2% (rispetto al 20% del 2025): sette dei suoi 14 treni di liquefazione mostravano segni di attività all’8 agosto e una nuova linea operativa è attesa per il 26 novembre, ma due impianti danneggiati (pari al 17% della capacità pre-crisi) rimarranno fermi per diversi anni. Se il blocco navale dovesse protrarsi, l’export globale invernale potrebbe calare del 2% su base annua; una riapertura entro inizio 2027 sbloccherebbe invece 20 bcm nella seconda parte della stagione.
Nell’estate 2026 nessun carico significativo proveniente dal Qatar è approdato nei terminali dell’Unione europea (le importazioni qatariote sono scese di 5 bcm), mentre il Gnl norvegese è cresciuto di 1,6 bcm. L’Ue ha aumentato ulteriormente la dipendenza dal Gnl statunitense, che è arrivato a rappresentare il 64% dell’intero import comunitario di Gnl e circa il 30% delle forniture complessive di gas europeo (pur con volumi Usa sbarcati in calo del 9%, pari a circa 4 bcm).
Le importazioni totali di Gnl nell’Ue sono scese del 14% su base annua (-11% come flussi di immissione in rete send-out), toccando a luglio il minimo di 7,3 bcm/mese a causa dell’aspra concorrenza con i mercati asiatici, dove il premio di prezzo rispetto all’Europa ha raggiunto i massimi storici (la Cina importava l’80% della produzione qatariota, coprendo il 25% del proprio fabbisogno).
Con circa il 30% del proprio Gnl acquistato sui mercati spot flessibili privi di clausole di destinazione, l’Europa è rimasta fortemente esposta all’arbitraggio globale. Per quanto riguarda la Russia, il gas di Mosca (somma di tubi e metaniere) copre ancora l’11% delle importazioni Ue (per un valore estivo stimato di circa 10 miliardi di euro) e il 21% delle forniture via gasdotto, dove il TurkStream rimane l’ultima grande arteria attiva.
Le importazioni di Gnl russo sono calate del 2,2% (valore sintetizzato al 2%) rispetto all’estate 2025, mentre i flussi via tubo sono scesi del 3%. Cinque Paesi membri hanno continuato a importare carichi liquefatti russi, sebbene il Belgio non abbia registrato arrivi ad agosto e settembre 2026 e la Spagna abbia azzerato gli sbarchi a settembre, in vista del bando comunitario su tubi e Gnl sancito dal regolamento REPowerEU.
DIVARI REGIONALI NEGLI STOCCAGGI: ITALIA AL 90%, GERMANIA E OLANDA FANALINI DI CODA
La mappa degli stoccaggi evidenzia profonde discrepanze tra i Paesi dell’Unione. I quattro maggiori detentori di capacità di stoccaggio — Germania, Italia, Francia e Paesi Bassi — concentrano quasi due terzi della capienza totale europea (circa 100 miliardi di metri cubi) e custodivano circa 46 bcm al 1° ottobre, a fronte dei 27 bcm ripartiti tra tutti gli altri Stati membri.
Tuttavia, al 21 ottobre Germania e Paesi Bassi accusano un forte ritardo: il livello tedesco si attesta al 61% (era al 58% al 1° ottobre, con un deficit di 9 punti percentuali sul minimo novennale e di 16 punti rispetto al 2025), appesantito dal fatto che il deposito di Rehden — il più grande del Paese, pari a circa il 15% della capacità nazionale — risultava pieno solo al 18% a causa del disinteresse commerciale per gli spread piatti e della concorrenza di altre infrastrutture. I Paesi Bassi si fermano al 65% (59% al 1° ottobre), risentendo anche del trasferimento del portafoglio di stoccaggio di GasTerra in vista della chiusura prevista nel 2026.
Al contrario, l’Italia registra al 21 ottobre un tasso di riempimento del 90% (87% al 1° ottobre), centrando l’obiettivo nazionale del 90% entro il 1° novembre grazie a un modello regolato basato su aste con prezzi di riserva, incentivi finanziari contro gli spread sfavorevoli, penali di mancato riempimento e riserve strategiche gestite da Snam. Tra gli altri mercati, al 21 ottobre la Polonia tocca il 99%, la Francia l’87% (84% all’allegato A, con target aggregato dell’80% al 1° dicembre e obbligo per i fornitori di riempire l’85% della capacità prenotata entro il 1° novembre a pena di sanzioni), la Romania l’87%, la Spagna il 79%, la Repubblica Ceca il 77%, l’Ungheria il 76% (con target del 51% della capacità corrispondente alla deroga di proporzionalità del 35% dei consumi annuali), l’Austria il 69% (target del 29% di capacità al 1° dicembre ex deroga e riserva strategica statale di 20 TWh prorogata ad aprile 2029), la Slovacchia il 55% e la Lettonia il 50% (nel deposito di Inčukalns, ampiamente sopra il target proporzionale del 35%).
L’IMPATTO CLIMATICO: ONDATE DI CALORE E FRENATA DI NUCLEARE E IDROELETTRICO
A complicare la situazione durante l’estate 2026 è intervenuto il clima. Il susseguirsi di intense ondate di calore, associato a fiumi surriscaldati e livelli idrici eccezionalmente bassi, ha colpito sei dei principali bacini fluviali europei (Loira, Senna, Reno, Glomma, Vistola e Danubio), che hanno toccato la portata estiva più bassa dal 1992 (ad agosto il flusso medio dei fiumi è stato pari al 60% della media pluriennale).
La siccità ha limitato le operazioni di raffreddamento delle centrali nucleari e la generazione idroelettrica nell’Ue-27: la produzione nucleare è calata di 11 TWh e quella idroelettrica di 19 TWh rispetto all’estate 2025. In Ungheria, la centrale nucleare di Paks ha dovuto ridurre la produzione a poco più del 10% della capacità a inizio agosto per la secca del Danubio. Per compensare questi deficit e coprire l’aumento della domanda elettrica (+38 TWh estivi), il sistema ha fatto massiccio ricorso alla generazione a gas (+13 TWh, con consumi per la generazione elettrica saliti dell’8,7% nell’estate e del 20% ad agosto) e al carbone (+11 TWh), mentre il solare è cresciuto di 39 TWh e l’eolico di 1 TWh.
L’espansione del fotovoltaico ha rimpiazzato il gas unicamente nelle ore centrali diurne, mentre nelle ore non solari la generazione a gas ha superato i livelli del 2025 posizionandosi sui valori del 2019, mostrando una forte correlazione positiva con le anomalie termiche estive (salita a 0,65 nel 2026 da 0,57 nel 2025 e 0,56 nel 2019). Unica anomalia è stata la Germania nella prima settimana di agosto, dove il carico elettrico medio è calato e la generazione termica è rimasta piatta nonostante le alte temperature, fenomeno attribuibile alla pausa feriale estiva e alla limitata diffusione del condizionamento residenziale.
RETI, SCAMBI TRANSFRONTALIERI E DINAMICHE DEI PREZZI SUI MERCATI
La minore disponibilità di gas liquido e le minori iniezioni negli stoccaggi (-55 TWh su base annua a fronte di un calo di import Gnl di 78 TWh) hanno provocato una contrazione del 18% nei flussi di transito transfrontalieri attraverso la rete europea. Il calo ha interessato soprattutto l’Europa centrale e i transiti verso l’Ucraina, le cui importazioni dall’Ue sono scese di circa 30 TWh, con l’inversione di rotta dei flussi tra Ungheria e Ucraina a settembre 2026. Anche le direttrici da Austria e Slovenia verso l’Italia hanno invertito il senso di marcia per alimentare la campagna di stoccaggio italiana.
I flussi fisici continuano a muoversi prevalentemente da ovest verso est, originati dal gas dei giacimenti norvegesi e dai terminali costieri di rigassificazione. L’utilizzo dei terminali Gnl ha mostrato forti discrepanze: tassi tra l’80% e il 90% in Polonia e Croazia, contro livelli inferiori al 25% in Spagna e Grecia; il send-out dell’Europa occidentale è sceso del 14%, mentre è salito in Germania e nell’Europa sud-orientale.
Sul mercato all’ingrosso, le contrattazioni al Title Transfer Facility (TTF) hanno registrato un calo complessivo del 6% nel periodo aprile-agosto a causa dell’elevata esposizione finanziaria e dei margini di garanzia richiesti dalle quotazioni alte, prima di rimbalzare a fine settembre in vista dell’inverno. I prezzi spot sono rimasti correlati, ma i massimi giornalieri rispetto al TTF sono stati fissati frequentemente da Italia, Polonia, Finlandia e Grecia (con l’Italia e la Spagna spinte dalla pressione per riempire gli stoccaggi), mentre i minimi sono stati toccati prevalentemente da Bulgaria (sostenuta anche dal boom di batterie d’accumulo) e Grecia.
SCENARI PER L’INVERNO 2026-2027 E RISCHIO DI RAZIONAMENTI
Con l’avvicinarsi della stagione termica, la tenuta del sistema dipenderà strettamente dalle temperature e dalla capacità di drenare carichi mondiali di Gnl. La domanda complessiva europea di metano si mantiene strutturalmente inferiore di circa il 20% rispetto alla crisi del 2022 (i consumi dell’estate 2026 sono stimati a 1.236 TWh, stabili rispetto ai 1.230 TWh del 2025 e in linea con i 1.255 TWh del 2024 e i 1.297 TWh del 2023), ma il margine di sicurezza europeo si è assottigliato per via della perdita di flessibilità delle forniture via tubo dalla Russia.
Il volume di gas stoccato all’avvio della stagione copre circa il 33% dei consumi invernali 2025-2026 (fabbisogno stimato a 2.420 TWh o 230 bcm). In base alle curve tecniche di erogazione, la capacità di prelievo giornaliera dei depositi cala progressivamente con lo svuotamento: la maggior parte dei Paesi, inclusi Germania, Italia e Francia, perde il 30% della capacità di erogazione quando le scorte passano dall’80% al 30%, mentre in Belgio (Loenhout) e Lettonia (Inčukalns) la perdita tocca rispettivamente l’80% e il 60%. Considerando i vincoli di sistema a livello Ue, il tempo teorico di esaurimento alla massima capacità di prelievo è pari a 71 giorni.
Nello scenario base simulato da Acer, per replicare la domanda dello scorso inverno mantenendo lo stesso livello di scorte a fine stagione termica (al 1° aprile) saranno necessari circa 78 miliardi di metri cubi di Gnl (900 TWh), un volume superiore ai massimi flussi invernali mai registrati (la media degli ultimi cinque inverni è di 662 TWh, con un picco storico di 812 TWh e un minimo di 517 TWh).
Se il blocco dello Stretto di Hormuz dovesse persistere, per attrarre tali volumi record saranno necessari prezzi dell’hub Ue ancora più alti. In caso di scenari più rigidi, con afflussi di Gnl inferiori alla media quinquennale e scorte destinate a scendere verso il 15%, la stabilità del sistema richiederà una riduzione obbligata della domanda: un taglio dei consumi compreso tra l’8% e il 9% riporterebbe la copertura delle scorte al 36% della domanda invernale, mentre riduzioni dal 6% al 10% saranno indispensabili in presenza di arrivi di gas liquefatto ridotti ai minimi (tra 520 e 660 TWh), per evitare di scivolare in territori inesplorati di deficit fisico.