Nel primo semestre consumi ai massimi quinquennali (+12% anno su anno), sostenuti dalla significativa ripresa economica successiva alla pandemia Covid
L’Agenzia UE per la cooperazione tra i regolatori dell’energia (ACER) e il Consiglio dei regolatori europei dell’energia (CEER) hanno pubblicato il “Gas Wholesale Volume of the Market Monitoring Report” (MMR), un rapporto che fornisce una panoramica dello stato attuale dei mercati del gas dell’Unione Europea.
LA DOMANDA DI GAS IN EUROPA NEL 2021
La domanda di gas nell’UE e nel Regno Unito è aumentata del 4,4% nel 2021, con forti variazioni tra i trimestri. I consumi di gas hanno raggiunto i massimi quinquennali nella prima metà del 2021 (+12% anno su anno) sostenuti dalla significativa ripresa economica successiva alla pandemia di Covid (i consumi industriali sono aumentati di circa il 15% anno su anno in quel periodo).
La crescita della domanda è stata trainata anche da un inverno prolungato seguito da una stagione estiva più calda della media e da una crescente domanda di gas per la produzione di energia a causa della debole produzione di energia eolica.
Nel terzo e quarto trimestre 2021 la domanda è diminuita del -4% su base annua. Il calo è stato determinato dagli alti prezzi del gas, che hanno ridotto la competitività della generazione alimentata a gas, insieme al calo della domanda industriale in diversi settori ad alta intensità energetica (ad esempio fertilizzanti, cemento, acciaio). Più in generale, l’aumento dei prezzi dell’energia (non solo del gas) ha comportato un aumento dell’inflazione, che ha ridotto l’attività economica (l’inflazione ha raggiunto l’8,6% anno su anno a giugno 2022, record da dieci anni).
La riduzione dei consumi di gas è stata più pronunciata nella prima metà del 2022 (-9,5% anno su anno a maggio 2022). Questa riduzione è stata il risultato delle preoccupazioni del mercato a seguito dell’invasione russa dell’Ucraina, che ha portato a misure di risposta alla domanda e miglioramenti dell’efficienza energetica, insieme ad un inverno mite.
Nel corso dell’anno si è osservata una maggiore elasticità della domanda di gas a causa dei prezzi estremamente elevati. Lo dimostrano le forti flessioni dei consumi di gas nei settori industriali più esposti ai prezzi record del gas e il minor utilizzo del gas per la produzione di energia elettrica.
L’indebolimento della competitività del gas per la generazione di elettricità ha comportato significativi spostamenti da gas a carbone durante il terzo e quarto trimestre 2021. Ciò nonostante l’aumento del prezzo delle quote di emissione di carbonio, che ha spinto le emissioni di carbonio del settore energetico dell’UE di circa il 20% superiore, anno su anno.
LE PREVISIONI NEL MEDIO PERIODO
Il ruolo futuro del gas naturale nell’UE è oggetto di un intenso dibattito. Gli attuali prezzi elevati che ostacolano l’attività economica, insieme ai continui sforzi di efficienza energetica dovrebbero esercitare pressioni al ribasso sulla domanda di gas negli anni a venire. L’Agenzia internazionale dell’energia prevede che la domanda di gas europea nel 2022 diminuirà del 9%.
A livello globale, la domanda diminuirà anche nel 2022 (-0,5% anno su anno) a causa del consumo industriale più limitato e del passaggio dal gas al carbone in Asia. Inoltre, per diventare un’economia carbon neutral entro il 2050, l’uso del gas naturale dovrà diminuire drasticamente nei prossimi anni. Anche se si prevede che i gas a basse emissioni di carbonio e rinnovabili sostituiranno in parte il consumo di gas convenzionale, si prevede che la domanda di gas diminuirà continuamente a causa della crescente elettrificazione del sistema energetico e del miglioramento dell’efficienza energetica.
Nel complesso, l’espansione delle energie rinnovabili e la riduzione del fabbisogno di riscaldamento degli ambienti guideranno questo cambiamento. Tuttavia, la tendenza generale a raggiungere un’economia net zero prevede l’eliminazione graduale delle centrali a carbone e nucleari, che richiederanno l’aggiunta di generazione di energia alimentata a gas, fino a quando la generazione di energia elettrica rinnovabile sarà la fonte predominante del sistema energetico. Ciò nonostante il fatto che diversi Stati membri abbiano recentemente deciso di estendere la produzione di energia elettrica a carbone o nucleare, in considerazione dei ridotti flussi di gas dalla Russia.
Sono stati ipotizzati una varietà di scenari a medio e lungo termine, con diverse ipotesi politiche. L’AIE in precedenza aveva stimato che la domanda di gas UE potrebbe diminuire del 20% entro il 203027.
Si prevede che l’invasione russa dell’Ucraina e i prezzi record del gas accelereranno queste tendenze.
Il piano REPowerEU prevede una riduzione della domanda di gas del 30% e una riduzione del consumo di energia del 13% entro il 2030.
I DATI SULLE FORNITURE DI GAS NEL 2021
La fornitura di gas ai mercati dell’UE è cambiata in modo significativo durante il 2021 e nella prima metà del 2022. Le consegne di GNL sono diminuite dal primo trimestre e fino al terzo trimestre del 2021, ma sono rimbalzate dal quarto trimestre del 2021, per raggiungere livelli record nel primo e nel secondo trimestre del 2022. Le forniture dai gasdotti sono rimaste al di sotto della media nella prima metà del 2021 (sebbene stabili rispetto ai flussi atipici del 2020) e poi in continuo calo a partire dalla seconda metà e nel primo e secondo trimestre del 2022, a causa della significativa riduzione dei flussi russi.
Inoltre, la produzione di gas dell’UE e del Regno Unito ha raggiunto tutti i minimi storici. Di conseguenza, per soddisfare la domanda sono stati necessari grandi prelievi di stoccaggio. Gli stoccaggi sotterranei hanno consegnato molto più gas nel primo semestre del 2021 rispetto al 2019, per compensare la diminuzione dei flussi di GNL e gas nello stesso periodo e soddisfare la crescente domanda.
La produzione interna ha continuato a diminuire (11% su base annua) fino a coprire solo il 17% della fornitura di gas dell’UE più il Regno Unito nel 2021 (83 miliardi di metri cubi). Un limite di produzione inferiore in Olanda e una riduzione del i volumi di produzione in tutto il Regno Unito, Romania, Germania, Italia e Danimarca spiegano la diminuzione.
Il calo annuale si è verificato nonostante il moderato aumento della produzione interna dal quarto trimestre del 2021, poiché i prezzi elevati del gas e il sostegno politico hanno modificato la redditività di alcuni giacimenti nazionali.
La fornitura dai gasdotti russi ha rappresentato 145 miliardi di metri cubi nel 2021 (31% della fornitura totale). Si tratta di un calo del 2% su base annua, ma del 19% rispetto al 2019. Le forniture russe sono diminuite significativamente dal quarto trimestre del 2021 (25% nel quarto trimestre 2021 e 40% su base annua nella prima metà del 2022.
Al contrario, la fornitura media annua dei gasdotti norvegesi è stata in linea con i volumi del 2019 e del 2020 (+0,4% su base annua), nonostante vari gasdotti siano stati soggetti a manutenzioni ritardate e non pianificate nell’estate 2021. I flussi di gas norvegese sono aumentati nel quarto trimestre 2021 e sono aumentati ulteriormente nel primo semestre 2022 (8% anno su anno), contribuendo ad alleviare la carenza di approvvigionamento dell’UE.
Le stazioni di esportazione e le linee di trasporto selezionate operano a capacità indicata. Tuttavia, l’aumento contenuto a fronte di prezzi estremamente elevati indica che la piattaforma norvegese ha una produzione aggiuntiva relativamente limitata da offrire al mercato UE (ma anche che gli investimenti a monte per estendere la produzione sono stati sospesi nell’ultimo anno).
La maggiore propensione dei produttori norvegesi a dirigere le vendite degli hub e ad indicizzare i contratti bilaterali ai riferimenti degli hub ha reso profitti molto elevati ai produttori di gas del bacino norvegese.
I GASDOTTI DI ALGERIA E LIBIA
L’offerta di gasdotti algerini e libici è aumentata del 66% anno su anno, poiché gli acquirenti di gas dell’UE nella penisola iberica e in Italia hanno massimizzato le nomine dei loro contratti ancora parzialmente indicizzati al petrolio, che sono diventati sempre più competitivi sul prezzo. Tuttavia, le forniture di gasdotti nordafricani sono diminuite del 15% su base annua nella prima metà del 2022, a causa dell’interruzione dei flussi attraverso l’interconnessione di Tarifa e dei flussi libici inferiori. Sonatrach però ha aumentato la sua produzione di GNL, in parte per fornire maggiori volumi di gas liquefatto alla Spagna dopo la chiusura dell’interconnessione di Tarifa.
Il gasdotto transadriatico (TAP) ha consegnato maggiori volumi di gas azero nel sud-est dell’Europa: 8,5 miliardi di metri cubi nel 2021 e 3 miliardi di metri cubi nel primo trimestre 2022. Il gas dell’Azerbaigian rappresenta una quota maggiore della fornitura in Bulgaria, Grecia e Italia.
I flussi di GNL nell’UE e nel Regno Unito sono diminuiti del 25% rispetto al 2020, fornendo 94 miliardi di metri cubi. Tuttavia, sono aumentati del 60% su base annua nel primo semestre del 2022. Le importazioni di GNL sono fortemente determinate dalla competizione globale per le limitate risorse di GNL, che sta rendendo le consegne di GNL più volatili rispetto al passato.
Infine, le esportazioni di gas dall’UE in Ucraina sono scese a 2,6 miliardi di metri cubi a causa dell’interruzione delle consegne nel quarto trimestre del 2021. D’altra parte, i transiti totali attraverso il sistema ucraino nell’UE sono diminuiti del -13% su base annua, modellato dai termini di l’accordo quinquennale firmato a dicembre 2019. I flussi ucraini nell’UE sono ulteriormente diminuiti del 37% su base annua nel primo trimestre 2022.
I PREZZI DEL GAS NEL 2021
Una sequenza di eventi ha spinto i prezzi degli hub del gas dell’UE a un rapido aumento dalla metà del 2021. L’impennata dei prezzi può essere suddivisa in tre fasi distinte.
I prezzi spot degli hub sono quadruplicati da aprile 2021 a ottobre 2021 (Fase I) passando da 20 a 80 euro/MWh, tra importazioni di GNL più scarse e flussi di gasdotti ridotti, concorrendo al recupero della domanda di gas. I prezzi hanno raggiunto i livelli record iniziali nella seconda settimana di ottobre 2021, quando la diminuzione dei flussi dei gasdotti russi e le scarse scorte di stoccaggio sotterraneo hanno sollevato preoccupazioni sull’adeguatezza dell’offerta.
I prezzi sono scesi in una certa misura a novembre 2021, ma sono fortemente rimbalzati a nuovi massimi nella seconda metà di dicembre 2021 (raggiungendo un massimo di 180 euro/MWh), in un contesto di incertezza sui volumi mancanti di forniture russe e di una forte concorrenza sui prezzi a livello mondiale per attrarre GNL spot (Fase II).
L’invasione russa dell’Ucraina ha portato i prezzi degli hub del gas dell’UE a raggiungere il punto più alto nella prima settimana di marzo 2022 (il gas spot ha raggiunto 250 euro/MWh in sessioni di negoziazione selezionate), con crescenti ansie per una potenziale interruzione dell’approvvigionamento di gas in corso (Fase III) . L’UE ha rivalutato le proprie opzioni di diversificazione dell’offerta e le importazioni extra di GNL hanno sostituito in misura considerevole i flussi russi. Tuttavia, i prezzi spot sono rimasti estremamente elevati (passando da 70 a 120 euro/MWh), anche se al di sotto dei massimi di marzo 2022.
Il livello dei prezzi, a questo punto, non è derivato da gravi carenze fisiche, ma più dai rischi percepiti di affrontare potenzialmente interruzioni significative dei flussi di gas russi. In questo contesto, gli obblighi di riempimento dello stoccaggio e la scarsa offerta globale di GNL sono stati un elemento rilevante che ha spinto i prezzi spot al rialzo. Quelle percezioni di rischio si sono concretizzate entro la fine di aprile 2022, quando Gazprom ha ridotto la fornitura a Polonia e Bulgaria, quando i due Paesi non hanno voluto pagare i loro acquisti di gas in euro anziché in rubli, come da decreto russo, che ha modificato gli accordi contrattuali precedentemente seguiti.
L’interazione tra sanzioni e contromisure russe ha aggiunto ulteriori tensioni ai prezzi del gas dell’UE nel secondo trimestre del 2022. Nel maggio 2022 Gazprom ha annunciato l’interruzione dei flussi verso la Germania attraverso la sezione polacca del corridoio Yamal, in rappresaglia alle sanzioni internazionali. Gazprom aveva interrotto i flussi verso Gazprom Germania alcune settimane prima.
Sempre a maggio, le spedizioni verso l’Europa attraverso l’Ucraina sono state ridotte di circa il 25%, dopo che il TSO ucraino non è stato in grado di gestire una stazione di compressione in un territorio occupato.
A giugno Gazprom ha esteso gli stop a Shell, Orsted e GasTerra, e successivamente ha ridotto i flussi attraverso il gasdotto Nord Stream, in Germania, per presunti problemi tecnici; questo, insieme a un’interruzione prolungata nel terminale di liquefazione Freeport LNG negli Stati Uniti, ha spinto nuovamente i prezzi al di sopra di 130 euro/MWh. Questi eventi hanno esercitato pressioni sui prezzi spot, con i partecipanti al mercato che hanno riconsiderato le loro posizioni e strategie di copertura.
Anche la volatilità dei prezzi degli hub gas ha raggiunto livelli record. Questa volatilità rifletteva le prospettive di fornitura di GNL e gasdotti, le previsioni meteorologiche (comprese le prospettive di generazione rinnovabile) e, dall’autunno 2021, l’aumento dei rischi geopolitici.
LE IMPORTAZIONI DI LNG IN EUROPA NEL 2021
Le importazioni di GNL dell’UE e del Regno Unito nel 2021 sono diminuite del 25% rispetto al 2020.
I differenziali di prezzo tra i mercati del gas europei e asiatici, insieme alla necessità di sostituire i flussi russi, hanno fortemente determinato i volumi di GNL che hanno raggiunto l’UE nei diversi trimestri.
Dal primo trimestre del 2021 al terzo trimestre del 2021, i carichi spot di GNL si sono allontanati dall’Europa verso i mercati più costosi dell’Asia e del Pacifico, in mezzo a un rimbalzo dell’attività economica globale e alla stretta fornitura globale di GNL innescata da alcune interruzioni della produzione. Gli acquirenti asiatici hanno acquisito enormi volumi di GNL per rifornire il loro basso stoccaggio scorte e si sono assicurate consegne per la stagione invernale, firmando nuovi contratti bilaterali.
Anche i mercati sudamericani, come il Brasile, hanno aumentato le importazioni di GNL a causa di un’intensa siccità che ha limitato la produzione della sua generazione di energia idroelettrica. Sebbene nel 2021 siano stati prodotti 25 miliardi di metri cubi di GNL in più su base annua, l’aumento non è stato sufficientemente ampio per soddisfare tutti i requisiti aggiuntivi della domanda globale di GNL, di cui solo l’Asia rappresentava 30 miliardi di metri cubi/anno.
Da ottobre 2021 le importazioni di GNL dell’UE hanno iniziato a riprendersi, a causa dell’aumento della produzione globale (guidata da alcune interruzioni risolte, ma anche dai margini di prezzo record), la diminuzione delle importazioni dall’Asia (tempo più mite, scorte solide, ma anche un ricorrere al carbone in Cina a causa dei prezzi elevati) e soprattutto, prezzi hub dell’UE più forti. L’impennata è stata sostanziale da dicembre 2021 e ulteriormente rafforzata nel primo trimestre del 2022.
Dalla fine di febbraio 2022 le importazioni europee di GNL hanno raggiunto nuovi massimi storici per compensare e allontanarsi gradualmente dalla diminuzione dei flussi russi. Le forniture a breve termine dai soli Stati Uniti hanno contribuito ad oltre il 50% della crescita delle importazioni di GNL nella prima metà del 2022. Inoltre, a seguito degli accordi politici di alto livello dell’Unione Europea e degli Stati membri con i produttori di GNL, sono stati acquisiti volumi aggiuntivi da Qatar, Stati Uniti e Algeria.