L'opinione di Manuel Maleki di Edmond de Rothschild

Prezzi del gas, perché la situazione in Europa è preoccupante

Il consumo di gas naturale in Europa rappresenta poco meno del 40% dei combustibili fossili consumati dal Vecchio Continente. Come per il petrolio, non esiste un solo tipo di gas naturale sul mercato. Infatti, il contenuto energetico del gas naturale è generalmente espresso in Megawattora (MWh). Il contenuto energetico dipende da diversi parametri come quelli ambientali, come l’altitudine o la pressione per esempio, ma anche da elementi intrinseci al gas stesso, come il contenuto di azoto. Così, la stessa quantità di gas può non avere lo stesso valore energetico a seconda che provenga dalla Russia o dal Qatar. Per la stessa quantità di gas, il gas del Qatar ha circa il 10% in più di valore energetico rispetto al gas della Russia. Tutte queste differenze significano che ci sono prezzi diversi. Inoltre, per molto tempo, le difficoltà di trasporto del gas hanno fatto sì che fosse consumato localmente, a differenza del petrolio, che è più facile da trasportare. Tuttavia, con la liquefazione del gas, il mercato è diventato più internazionale senza perdere questi aspetti locali. Il prezzo del gas europeo è recentemente salito a 84 dollari MWh, un raddoppio del prezzo tra l’inizio di agosto e la fine di settembre. 

Questo forte aumento dei prezzi può essere spiegato da tre elementi: il primo è il basso livello delle scorte europee; il secondo è l’offerta ridotta dalla Russia negli ultimi mesi. Questo elemento dell’offerta è legato al primo fattore; il terzo è l’arrivo dell’inverno, che significa un aumento significativo del consumo di gas naturale.

Il mercato del gas: dai contratti a lungo termine a un mercato regolato

Storicamente, il mercato del gas era caratterizzato dall’esistenza di contratti a lungo termine, il più delle volte tra Stati, con clausole “Take or Pay”. Questa clausola è stata introdotta negli anni ’60 e obbliga l’acquirente a pagare una quantità minima di gas, che non corrisponde necessariamente alla quantità ordinata, indipendentemente dalle esigenze reali dell’acquirente al momento del pagamento. Così, il venditore si impegna a consegnare il gas anche se il prezzo di mercato è più alto e l’acquirente è obbligato a comprare una quantità minima anche se non ne ha bisogno. Questi contratti a lungo termine sono distribuiti su un periodo di 20-30 anni con prezzi indicizzati ai prezzi del petrolio, dato che entrambi i combustibili sono di solito estratti contemporaneamente. 

Questo tipo di contratto in Europa tende a scomparire e rappresenta ormai solo il 30% del mercato europeo del gas. Questo perché i paesi europei hanno preferito affidarsi a meccanismi di mercato organizzati piuttosto che a mercati “fuori borsa” dove il prezzo si basa sull’equilibrio tra domanda e offerta. I contratti possono essere immediati (spot) o per periodi futuri (futures). Pertanto, i paesi consumatori beneficiano dei periodi in cui il gas naturale è abbondante o quando la loro domanda è bassa. Tuttavia, questo meccanismo genera molta più incertezza in caso di alta domanda o bassa offerta, soprattutto se le scorte che sono destinate ad attutire questo tipo di squilibrio sono basse. 

A titolo di esempio, il presidente della Russia, Vladimir Putin, ha dichiarato all’inizio di settembre 2021 che il prezzo del gas sul mercato spot è di 650 dollari per mille metri cubi, mentre la Germania, che è ancora impegnata in un contratto a lungo termine, paga 220 dollari. A differenza dell’Europa, la maggior parte dei paesi asiatici ha scelto di garantire l’approvvigionamento energetico come priorità, anche se ciò significa trarre meno vantaggio dal calo dei prezzi di mercato. In India, per esempio, l’80% della fornitura di gas naturale è assicurata da contratti a lungo termine, rispetto al 30% in Europa. Di conseguenza, la riduzione dei contratti a lungo termine decisa dai paesi europei li rende più vulnerabili in caso di squilibrio e spiega perché l’impatto della mancanza di approvvigionamento si sente più in Europa che in Asia, per esempio.

Le scorte si stanno riprendendo solo lentamente, portando ai timori di una carenza

L’anno 2021 è iniziato in modo classico con scorte in linea con quelle osservate nel 2018 e nel 2019. La fine dell’inverno è sinonimo di basse scorte e l’inizio della primavera è segnato da una ricostituzione che accelera durante l’estate e fino a ottobre. Tuttavia, la situazione europea si è complicata all’inizio dell’estate con un tasso di fornitura inferiore al solito a causa della minore offerta dalla Russia e della concorrenza della Cina, con una domanda in aumento di quasi il 10% in Cina. Allo stesso modo, negli Stati Uniti, le scorte di settembre sono state basse con un livello di riempimento del 7,4% contro il solito 16%. L’appetito per il gas si spiega con la ripresa economica, dato che è molto usato nell’industria chimica per esempio, ma anche con l’impatto dell’uragano Ida che ha causato un calo dell’offerta. Pertanto, risulta che alla fine di settembre, lo stock di gas naturale è inferiore di più del 15%, a 823 Terawattora (TWh) o 823.000 MWh, rispetto alla media degli ultimi cinque anni, come confronto, l’intero parco nucleare francese produce circa 415 TWh di elettricità all’anno. Tuttavia, il periodo in cui gli afflussi di gas superano i deflussi sta finendo.

Manuel Maleki, economista degli Stati Uniti e delle materie prime di Edmond de Rothschild

Geopolitica del gas: tra l’aquila americana e l’orso russo, la costellazione europea

L’Europa nel suo insieme dipende dalle importazioni di energia da paesi terzi. Tra questi ultimi, la Russia ha un posto speciale poiché fornisce un terzo del gas consumato in Europa. La maggior parte di questo viene trasportato via gasdotti (circa l’80% delle esportazioni nel 2020) e più marginalmente via nave metaniera (circa il 20% nel 2020). 

Nel 2020, la compagnia russa Gazprom, che gestisce le esportazioni verso l’Europa, stima che avrà esportato 159 milioni di metri cubi di gas, cioè 1695,2 TWh. È da notare che a settembre le esportazioni di gas russo verso l’Europa sono state molto più basse rispetto agli anni precedenti, passando da una media quinquennale di poco più di 5 Terawattora (TWh), o 5.000 Megawattora al giorno, a circa 4,2 TWh al giorno. Il motivo di questo calo non è chiaro, mentre la Russia lo spiega con problemi tecnici e una maggiore domanda interna, altri lo vedono come una volontà politica da parte di Mosca di usare l’energia come leva diplomatica e mettere così sotto pressione gli europei. 

Questo segue le numerose difficoltà incontrate dal progetto del gasdotto Nord Stream II. Questo gasdotto sottomarino è destinato a fornire gas naturale alla Germania e all’Europa, aggirando così l’Ucraina, con la quale la Russia ha da tempo delle forti tensioni politiche. Il progetto è stato lanciato nell’aprile 2018 e ha subito affrontato l’ostilità delle autorità statunitensi. È culminata il 21 dicembre 2019 quando il presidente Trump ha firmato una legge che mette sotto sanzioni le aziende coinvolte nel progetto. Questo ha portato al ritiro della società svizzera Allseas, specializzata nella posa di tubi nei fondali marini. La decisione degli Stati Uniti ha rallentato il progetto Nord Stream II. Nel 2018 Donald Trump aveva già ottenuto dagli europei un aumento delle loro importazioni di gas naturale americano. In effetti, con l’esplosione della produzione americana di petrolio e di “shale-gas”, il prezzo del gas si era notevolmente indebolito, il che aveva spinto le autorità americane a cercare nuovi sbocchi, soprattutto in Asia e in Europa. Questa strategia ha portato a un aumento delle esportazioni di gas degli Stati Uniti verso il Vecchio Continente di oltre il 270% nel 2019. Va notato, tuttavia, che anche se l’aumento è stato spettacolare, il volume è rimasto basso rispetto alla Russia. Nonostante queste difficoltà, il gasdotto è stato completato all’inizio di settembre 2021, ma ci sono problemi con la certificazione da parte del regolatore energetico tedesco, in collaborazione con le autorità europee, che sta impedendo la messa in servizio del gasdotto. Il tempo necessario per ottenere questa certificazione potrebbe essere di quattro mesi. Le esportazioni potrebbero quindi iniziare dopo l’inverno, dopo il picco del consumo. Pertanto, senza una rapida accelerazione della procedura, Nord Stream II non sarà in grado di fornire più gas all’Europa e abbassare il prezzo del gas.

Un’offerta per il momento vincolata dalla debolezza delle consegne russe

Un elemento chiave è quindi la diminuzione della fornitura di gas verso l’Europa, che a settembre, secondo Gazprom, è scesa di oltre il 15%, ovvero l’equivalente di 0,5 TWh al giorno. Se l’Europa avesse ricostituito le sue scorte a un tasso medio storico, questo calo non porrebbe che difficoltà minori. Tuttavia, all’attuale livello storicamente basso, ogni TWh conta. Quindi, se questa riduzione dell’offerta dovesse continuare nei prossimi mesi, l’Europa potrebbe avere notevoli difficoltà di approvvigionamento di gas. Gazprom ha indicato che su uno dei suoi principali gasdotti, il gasdotto Yamal verso la Germania, la fornitura di gas in ottobre sarà ridotta del 50% rispetto al volume abituale. L’Europa è fortemente dipendente dal gas russo.

Il tempo: un elemento ciclico con un forte impatto sui prezzi

Come molte altre fonti di energia, il consumo di gas è stagionale. Aumenta durante l’inverno e diminuisce dalla primavera in poi. Per convenzione, l’inverno del gas inizia a novembre e finisce a gennaio. C’è una relazione tra la temperatura e il consumo di gas. Tuttavia, questa relazione non è lineare. In particolare, nel caso del Regno Unito, quando la temperatura aumenta di un grado e la temperatura è superiore a 14 gradi, il consumo di gas non cambia. Così, sopra i 14 gradi non c’è relazione tra la temperatura e il consumo di gas naturale. Tuttavia, sotto i 14 gradi, c’è una relazione lineare tra la temperatura e il consumo. Questo significa che per ogni grado sotto i 14 gradi, il consumo di gas aumenta di circa il 3%1. Questo spiega perché il consumo aumenta fortemente durante i mesi invernali. Spiega anche perché un inverno rigido causerà un aumento del consumo, mentre un inverno mite causerà una diminuzione del consumo. Studi simili in altri paesi europei mostrano che questa temperatura cardine è di 15 gradi in Francia e 16 gradi in Italia. Ma come è possibile caratterizzare un inverno “mite” o “duro”? Per fare questo, usiamo le temperature medie mensili degli ultimi trent’anni, dal 1990, e consideriamo una variabilità di due deviazioni standard, che statisticamente rappresenta il 95% dei casi. Per esempio, la temperatura media di gennaio dal 1990 è di 0,1 gradi con una deviazione standard di 1,3 gradi, il che significa che c’è il 95% di probabilità che la temperatura sia tra -1,2 e 1,4 gradi.

Si prevede che i prezzi rimangano a livelli elevati

Pertanto, tenendo conto di tre variabili: stagionalità delle scorte di gas naturale; l’impatto del tempo sulla domanda; l’offerta russa è più debole del solito. 

Costruiamo tre scenari: uno scenario centrale basato su dati storici (la media degli ultimi cinque anni); uno scenario ottimista in cui la Russia rifornisce l’Europa al suo livello storico e un inverno mite; uno scenario pessimistico in cui la Russia continua a fornire il 15% in meno del solito e l’inverno è rigido. Nel primo scenario, quello centrale, le scorte sarebbero al minimo storico del 20% a marzo. Nello scenario ottimista le scorte raggiungerebbero il 25% a marzo. Infine, nello scenario pessimistico, le scorte potrebbero crollare al 6% a marzo. 

L’analisi di questi scenari e le ipotesi fatte ci portano a concludere che il prezzo del gas in Europa dovrebbe rimanere alto in tutti gli scenari. In uno scenario pessimistico di un inverno freddo e di una bassa offerta dalla Russia, i prezzi potrebbero aumentare ulteriormente.