Bruegel: per compensare il completo arresto delle importazioni russe servirà una riduzione di domanda totale di circa il 15% rispetto alla domanda media nel periodo 2019-2021
La quota della fornitura di gas dell’Unione Europea fornita dalla Russia è scesa da oltre il 40% del 2021 ad appena il 20% del giugno scorso. Il divario di oltre 300 terawattora nei primi sei mesi 2022 rispetto al 2021 è stato finora colmato principalmente da 240 TWh di ulteriori importazioni di GNL.
Gazprom ha rescisso diversi contratti di fornitura a lungo termine con i suoi partner commerciali UE e c’è un serio rischio che la Russia tagli tutte le forniture all’Europa prima dell’inverno, se lo riterrà strategicamente vantaggioso.
La sostituzione del gas russo con GNL ha in gran parte raggiunto il suo limite. Le minori importazioni dalla Russia ora possono essere soddisfatte solo riducendo la domanda di gas dell’UE. L’adozione immediata di un approccio coordinato UE offre l’opzione migliore per ridurre sostanzialmente il costo complessivo di riduzione della domanda di gas.
LE STIME DEL THINK TANK BRUEGEL
Per l’Unione Europea nel suo insieme, nei prossimi 10 mesi sarà necessaria una riduzione della domanda totale di circa il 15% rispetto alla domanda media nel periodo 2019-2021 per compensare il completo arresto delle importazioni russe. Per i Paesi UE, organizzati in raggruppamenti regionali, Bruegel ha calcolato la riduzione richiesta in una forbice che va dallo zero al -54%.
Il mercato interno del gas dell’Unione Europea non è perfettamente connesso, il che implica che alcuni gruppi di Paesi richiederanno tagli alla domanda molto più drastici. Le temperature invernali sono la variabile chiave che guida l’incertezza: un inverno lungo e freddo renderà necessari tagli più forti. Bruegel ha affrontato questo problema presumendo un inverno medio e che gli stoccaggi non debbano scendere al di sotto del 20% prima del 1° maggio 2023.
Il think tank economico ha diviso l’UE in gruppi di Paesi: all’interno di ciascun gruppo, i Paesi sono relativamente ben collegati e dovranno affrontare simili interruzioni della domanda. Per ogni gruppo ha è stata utilizzata la domanda storica (2019-2021) e la produzione propria, nonché i livelli di stoccaggio attuali, per valutare lo sviluppo del riempimento degli stoccaggi durante l’inverno.
Le importazioni e le esportazioni di gas di ciascun gruppo si basano sui flussi di gas osservati nella prima metà del 2022. Per valutare l’impatto di uno stop alle forniture russe, Bruegel ha calcolato la quota implicita di gas russo nel mix di importazioni di ciascun gruppo aggregando le quote russe nei flussi in entrata. Un’interruzione completa dei flussi russi ridurrebbe ciascun flusso intra-UE in base alla dipendenza calcolata di ciascun gruppo di Paesi dal gas russo.
Una limitazione è che si presume che i mercati funzioneranno allo stesso modo della prima metà dell’anno. Sebbene sia probabile che i mercati si adeguino, molte aree della rete funzionano già a pieno regime e i flussi odierni offrono una buona indicazione. Anche la domanda e le importazioni di gas sono altamente stagionali, ma poiché la prima metà dell’anno contiene un mix di mesi invernali e più caldi, l’interferenza stagionale dovrebbe essere ragionevolmente compensata. Bruegel non include esplicitamente nella sua analisi l’infrastruttura pianificata per essere costruita nei prossimi sei mesi, ma di seguito ne discute le conseguenze.
Le riduzioni della domanda in ciascun gruppo di Paesi che hanno già avuto luogo tra gennaio e aprile 2022 sono tutt’altro che sufficienti per molti gruppi di Paesi per soddisfare la riduzione della domanda necessaria per superare il prossimo inverno senza il gas russo.
I DETTAGLI DEI SINGOLI PAESI UE
Portogallo, Spagna e Francia sono effettivamente isolati dal più ampio mercato europeo a causa dei collegamenti limitati tra Spagna e Francia e tra Francia e il Nord e l’Est. Le forniture di questi Paesi non sono vulnerabili a un’interruzione russa, sebbene la debole produzione di energia nucleare francese metta a dura prova la fornitura di energia del suo vicino, e quindi la domanda di gas. La cooperazione potrebbe consentire il reindirizzamento del gas algerino dalla Spagna all’Italia, sfruttando meglio la capacità inutilizzata spagnola in un contesto europeo.
I Paesi baltici sono stati storicamente fortemente dipendenti dalla Russia. La regione è ora fortemente dipendente dalle importazioni tramite il terminale GNL di Klaipeda, in Lituania, mentre una nuova interconnessione (Santaka) con la Polonia è importante perché collega la regione al più ampio mercato europeo. Per ora il collegamento è utilizzato per rifornire la Polonia, ma consente flessibilità in termini di riduzioni in Polonia e Paesi baltici.
Un’unità galleggiante di stoccaggio e rigassificazione in costruzione in Estonia potrebbe fornire 2 TWh extra al mese. I Paesi baltici finora hanno ottenuto la più ampia risposta alla domanda in Europa, registrando anche alcuni dei più alti aumenti dei prezzi dell’energia. La capacità della Finlandia di cambiare combustibile ha portato a più del dimezzamento della domanda nazionale di gas.
La Polonia fa affidamento sui flussi verso est dalla Germania per integrare le importazioni dal grande terminale GNL di Świnoujście da 6 TWh/mese. Gli stoccaggi polacchi al momento sono pieni e ragionevolmente ampi. Entro la fine del 2022, il gasdotto del Baltico dovrebbe consentire importazioni dirette di 8 TWh/mese dalla Norvegia. Tutto ciò non può essere attribuito alla Polonia poiché i flussi potenzialmente transiteranno dalla Polonia, tramite i Paesi baltici, attraverso il nuovo collegamento Santaka (da 1,5 TWh/mese) verso la Germania o forse anche a sud, verso la Slovacchia, tramite un nuovo interconnettore.
Danimarca e Svezia formano una zona di bilanciamento comune: normalmente i Paesi sarebbero in gran parte autosufficienti per il gas, ma il giacimento danese di Tyro sarà in manutenzione fino a giugno 2023, creando una dipendenza dalle importazioni dalla Germania, che sono esposte alle interruzioni russe.
La Romania ha notevoli capacità di produzione propria. Tuttavia, importazioni consistenti provengono da Ucraina e Bulgaria (entrambe basate sul gas russo). Potrebbero esserci opzioni per reindirizzare attraverso la Bulgaria altro gas (il GNL in arrivo in Turchia o in Grecia, o altro gas transitato attraverso la Turchia). Tuttavia, la Bulgaria funge da Paese di transito chiave nella regione dell’Europa sudorientale, essendo il punto di ingresso del Turkstream. Pertanto, se i flussi attraverso il gasdotto rallenteranno, molti Paesi guarderanno alla Bulgaria per il transito del gas.
Repubblica Ceca, Austria, Slovacchia e Slovenia dipenderanno fortemente dalla Germania, se i flussi russi attraverso l’Ucraina dovessero interrompersi. Una variabile chiave sarà il modo in cui risponderà la domanda nella Germania meridionale e se la quantità di gas sufficiente continuerà a passare in Repubblica Ceca e Austria. Gli stoccaggi austriaci sono relativamente grandi, il che significa che il gruppo di Paesi ha una grande opportunità per prepararsi all’inverno nei prossimi due mesi.
I terminal GNL della Croazia e della Grecia sono punti chiave di ingresso nel mercato. Parte del gas azero importato attraverso la Grecia potrebbe essere deviato verso nord per alimentare la Bulgaria. Se la domanda italiana di gas azero fosse ridotta, se ne potrebbe liberare di più per dirigersi in Bulgaria. Un’espansione del terminal croato KrK nel corso dell’anno potrebbe portare un’altra capacità di 0,3 TWh/mese, che sarebbe gradita per un terminal attualmente funzionante a capacità molto elevata.
Anche una nuova interconnessione operativa tra Grecia e Bulgaria (2,5 TWh/mese) migliora la situazione. Con la Serbia che ha firmato un nuovo accordo per più gas russo negli ultimi giorni e l’esenzione negoziata dell’Ungheria dall’embargo petrolifero, è probabile che il Turkstream sarà comunque l’ultimo gasdotto russo ancora in funzione.
La dipendenza dell’Italia dalla Russia arriva attraverso le importazioni tramite l’Austria. Il rallentamento di questi flussi si farà sentire soprattutto nel nord Italia, mentre il nostro Paese nel complesso ha opzioni di diversificazione abbastanza consistenti. Una variabile fondamentale, non solo per l’Italia, ma anche per la sua capacità di aiutare i Paesi vicini, è la capacità di trasmettere gas dal sud al nord del Paese.
Un’altra particolarità è l’elevata quota di gas nella produzione di energia elettrica (43%). Ridurre il consumo di energia o attingere a fonti di elettricità alternative ridurrebbe quindi sostanzialmente il consumo di gas, che attualmente si attesta a 22 TWh di gas al mese nella produzione di energia.
Per il Belgio, il terminale GNL di Zeebrugge rimarrà vitale, così come le importazioni dal Regno Unito, che potrebbero essere a rischio in caso di freddo inverno nel Paese britannico. Parte del gas passa dalla Francia al Belgio. L’Olanda ha notevoli capacità di produzione propria e buone capacità di importazione di GNL.
Le esportazioni verso i Paesi vicini determinano la necessità di ridurre i consumi in Olanda, dove gran parte della produzione di energia è alimentata anche a gas. Nei primi quattro mesi del 2022, il consumo di energia elettrica a gas olandese è stato del 33% inferiore ai livelli del 2021 (2,5 TWh/mese).
La Germania farà affidamento sui flussi dalla Norvegia, sul gas nazionale dall’Olanda e sulle importazioni di GNL attraverso il Belgio. In quanto importante Paese di transito, il volume di gas riesportato è una variabile chiave. Il governo tedesco ha già avviato la fase 2 (su 3) del suo piano di emergenza di razionamento del gas. Sono inoltre in atto piani di emergenza per mettere in linea un nuovo terminal GNL a Wilhelmshaven da 8 TWh/mese.