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Un price cap sotto l’albero? Titubanze geopolitiche sul mercato europeo del gas naturale

Figura 1 - Da sinistra a destra: Kadri SIMSON (Commissario europeo all'energia) e Jozef SÍKELA (Ministro dell'Industria e del Commercio della Repubblica Ceca). Fonte: Unione Europea

Introduzione


I ministri europei dell’energia si sono riuniti a Bruxelles il 24 novembre scorso per cercare una soluzione all’ormai annosa questione del price cap, ma il summit si è concluso in un nulla di fatto. Pur raggiungendo un accordo formale sugli elementi meno controversi del pacchetto presentato dalla Commissione europea, i ministri hanno abbandonato la seduta senza una posizione comune sul cosiddetto Meccanismo di Correzione del Mercato dandosi appuntamento per il prossimo vertice del Consiglio fissato per il 13 dicembre. La domanda che ci si pone è dunque la seguente: che regalo dovremo aspettarci?


Questa analisi punta a fornire al lettore gli elementi necessari per comprendere il mercato europeo del gas naturale, gli aspetti legati alla geopolitica e a valutare rischi e benefici della proposta europea sul tetto al prezzo del gas.


1. Come si calcola il prezzo del gas naturale?


Un po’ come funziona per l’industria petrolifera, il mercato del gas naturale è caratterizzato da due tipologie di attori: produttori e importatori. Fino a non molto tempo fa, i rapporti commerciali tra queste due categorie si basavano quasi esclusivamente su tipologie contrattuali di lungo termine, specialmente in Europa. Questi accordi, la cui durata poteva variare tra i 15 e i 30 anni, erano resi possibili dall’assunto che non vi fossero elementi in grado di scardinarne il mutuo interesse; da un lato il produttore che diventa esportatore ha bisogno di vendere per giustificare gli investimenti, e dall’altro l’importatore ha bisogno di comprare perché la sua economia è altamente energivora e il gas naturale rappresenta(va) un’efficiente soluzione per la generazione di calore ed energia elettrica. Questo aspetto ha privilegiato il commercio tra Paesi e aree confinanti rendendo impossibile stabilire un prezzo internazionalmente riconosciuto che ne regolasse la compravendita. In pratica, ancora oggi produttori e importatori devono stabilire un meccanismo di prezzo ogni qualvolta intendano siglare un nuovo accordo. In passato tale scelta coincideva spesso per l’ancoraggio al prezzo del greggio, mentre più di recente sono emersi meccanismi di prezzo alternativi. Nell’ultimo decennio, invece, si è via via favorita un’indicizzazione maggiormente legata al luogo geografico dove avviene la fornitura (cosiddetto “spot indexation”) oppure in prossimità dell’hub fisico nel quale convergono, come i raggi di una ruota, gasdotti, terminal di liquefazione, rigassificazione e stoccaggio (cosiddetto “hub indexation”). In genere, il metodo più comunemente usato per calcolare il prezzo (P) del gas naturale prevede che i contraenti predetermino un prezzo base (P0) e concordino di legarlo o, appunto, indicizzarlo al movimento di una certa commodity secondo la formula:


P=P0 x [f x An]


Nell’esempio riportato, P è il prodotto tra P0 e la percentuale predefinita del prezzo della commodity di riferimento per un periodo di tempo stabilito n. Dal momento che, però, nel mondo non vi sono molti luoghi che possono contare su una concentrazione di infrastrutture così alta tale da qualificarli quali hub fisici, hanno cominciato a svilupparsi degli hub virtuali in prossimità di punti della rete distributiva caratterizzati da un elevato transito di volumi. Ecco che, ad esempio, nel Regno Unito viene istituito il National Balancing Point (NBP) e in Europa il Title Transfer Facility (TTF). Questi mercati, gestiti da operatori terzi, sono definiti da un numero di punti di entrata e uscita che gli operatori utilizzano per iniettare e ritirare gas naturale.


2. Il TTF: ovvero, perché il prezzo del gas si decide in Olanda


In Europa, una serie di fattori internazionali sviluppatosi a partire dalla fine della decade scorsa contribuì alla rapida transizione verso l’indicizzazione negli hub fisici e virtuali: la progressiva liberalizzazione del mercato del gas europeo, l’avanzata dello shale-gas nordamericano e l’arrivo nel Vecchio Continente delle prime navi cariche di Gas Naturale Liquefatto (GNL) dal Qatar. Queste novità portarono a dei cambiamenti inevitabili in un mercato, quello europeo, ancorato a uno stretto legame di interdipendenza col suo fornitore più vicino: la Russia.


In questo contesto, nel 2003 Gasunie (N.V. Nederlandse Gasunie) società olandese con base a Groningen che opera nel trasporto, distribuzione e stoccaggio di gas naturale, decise di creare un hub virtuale per permetterne lo scambio all’interno della rete distributiva dei Paesi Bassi. All’interno di questo mercato, gestito da una sussidiaria dello stesso operatore olandese, vigono le più comuni regole di domanda e offerta; il TTF offre ai trader la possibilità non solo di scambiare, al momento, quote fisiche di gas naturale (mercato spot), ma anche di siglare contratti cosiddetti futures, ovvero accordi di compravendita del gas il cui prezzo a un mese, due mesi e via dicendo è stabilito in anticipo sulla base di una riflessione dei prezzi spot nel momento in cui si effettua lo scambio. Col tempo, l’hub olandese ha acquisito sempre più importanza tanto da scalzare, in termini di volumi scambiati, il britannico NBP come benchmark continentale; nei primi otto mesi del 2022, ad esempio, il TTF ha rappresentato circa l’80% del gas naturale scambiato congiuntamente in Europa e Regno Unito.

Figura 2 - Volumi mensili di gas naturale scambiati nel mercato TTF. La crescita di liquidità ha subito un brusco stop in concomitanza con l'inizio delle ostilità tra Russia e Ucraina nel febbraio 2022. Fonte: Gasuine Transport Services B.V.

Sin dalla seconda metà del 2021, il prezzo del gas in Europa non ha fatto che crescere. Inizialmente sospinto da un aumento di domanda dovuto alla ripresa economica post-pandemica e a un’estate decisamente povera di vento che ha tenuto “al palo” i siti di generazione eolica di mezza Europa, il prezzo del gas naturale subì un deciso scossone, nell’autunno di quello stesso anno, con la decisione del Cremlino di limitarne le esportazioni europee al minimo contrattuale. Le difficoltà legale al riempimento delle riserve nazionali, una seconda parte d’inverno non propriamente mite e l’ulteriore drastica riduzione delle forniture di Mosca in seguito all’aggressione dell’Ucraina contribuirono a esacerbare la situazione a far volare i prezzi del gas naturale a livelli record per i mesi successivi. Il picco registrato nel terzo trimestre del 2022, quando il prezzo TTF a futuro raggiunse la soglia di EUR 345/MWh, costituì il momento di maggior preoccupazione per le istituzioni di Bruxelles.

Figura 3 - Andamento del prezzo a futuro del TTF nel 2022. Fonte: ICE

L’attuale contesto geopolitico gioca un ruolo determinante nel definire la condizione di volatilità che caratterizza il mercato del gas naturale in Europa. La spinta al rialzo è in gran parte determinata dalla riduzione delle forniture via tubo verso occidente deciso da Mosca, che ha notevolmente ristretto l’offerta mondiale. Nei primi otto mesi dell’anno, infatti, le esportazioni russe di gas naturale verso Paesi membri dell’Unione Europea sono diminuite di circa il 40% (oltre 45 miliardi di metri cubi in meno) e oggi corrispondono a meno del 10% delle forniture europee, per un totale di appena 4 miliardi di metri cubi (bcm). In compenso sono aumentate le importazioni da altri attori regionali e internazionali: Norvegia, Stati Uniti e Qatar in primis.

Figura 4 - Importazioni europee di gas naturale per gli anni 2021 e 2022. Fonte: ENTSO-G, Bruegel

In generale, se nel 2021 l’83% della domanda europea di gas naturale veniva soddisfatta dai rifornimenti via gasdotto (di cui il 45% dalla Russia), oggi lo scenario è notevolmente mutato. I volumi d’importazione tradizionale sono diminuiti a fronte di un aumento considerevole delle forniture GNL via nave. Nei primi tre quarti del 2022, l’Europa ha attratto il 32% delle forniture mondiali (il 76% in più rispetto all’anno precedente) di cui una gran quantità proveniente dagli impianti di liquefazione della East Coast statunitense. Lo scorso aprile, ad esempio, Washington ha inviato verso l’Europa la cifra record di 5.8 bcm di gas naturale, un aumento del 700% dei volumi. A tal proposito non sorprende il fatto che la prima metà del 2022 ha consegnato alla nazione nordamericana lo scettro di primo esportatore mondiale di gas liquido. L’aumento delle importazioni di GNL sta contribuendo in maniera evidente ad un cambio di paradigma in Europa. Ciò nonostante, il divario rimane ampio: a novembre le importazioni di gas naturale europee sono state pari a 28.669 bcm in calo del 11,5% rispetto allo stesso periodo del 2021. Per questo motivo l’Unione Europea continua da mesi nella sua azione di contenimento dell’emorragia gasiera.


3. Il price cap tra stoccaggi e titubanze


All’indomani del taglio delle forniture russe verso l’Europa deciso in risposta al rifiuto di diversi Stati membri – le prime nazioni furono Polonia e Bulgaria - a sottostare alle disposizioni in materia di pagamento istituite dal decreto legislativo firmato dal presidente russo, Vladimir Putin, il 31 marzo scorso, l’Unione europea aveva posto come priorità la riduzione della dipendenza dal gas russo. Al contempo, la preoccupazione che non si riuscissero a riempire a livelli sufficientemente alti le riserve continentali di gas naturale prima dell’autunno aveva spinto Bruxelles ad affrettare le avances verso altri fornitori come, per l’appunto, Stati Uniti, Norvegia, partner africani e mediorientali. Tuttavia, la “corsa agli approvvigionamenti”, e la conseguente ascesa dei prezzi, ha introdotto nuove considerazioni di natura economico-commerciale. Tra queste il cosiddetto price cap sul gas naturale e l’istituzione di una piattaforma di scambio alternativa al TTF; queste proposte si sono scontrate fin dall’inizio con la reticenza di diversi Stati membri come Paesi Bassi e Germania preoccupati dal rischio – tutt’altro che infondato – di assistere a1 ulteriori riduzioni delle forniture.


A ottobre la Commissione europea ha proposto un pacchetto di misure volto a fronteggiare i prezzi elevati e garantire la sicurezza dell'approvvigionamento per l’inverno imminente. Tra gli obiettivi che Bruxelles si prefigge nel breve e medio termine vi sono l'acquisto congiunto di gas, meccanismi di limitazione dei prezzi sul TTF, nuove misure mirate all’utilizzo trasparente delle infrastrutture, maggiore solidarietà tra gli Stati membri e sforzi continui per ridurre la domanda europea di gas naturale.

Figura 5 - Confronto pluriennale delle riserve UE di gas naturale. Fonte: GIE, S&P Global

Nel frattempo, un autunno tra i più miti mai registrati ha contribuito a perfezionare le operazioni di riempimento delle riserve europee di gas naturale ritardandone l’inizio dei prelievi (cominciato il 13 novembre scorso). L’attuale situazione ha rassicurato coloro i quali erano terrorizzati al pensiero di un inverno caratterizzato da razionamenti a famiglie e imprese. Tuttavia, e nonostante le spesso fuorvianti dichiarazioni provenienti da più parti in Europa, è cruciale porre l’attenzione su un aspetto che riguarda lo stoccaggio di gas naturale. Nella fattispecie quest’ultimo non è di così facile utilizzo principalmente per due motivi: il primo fisico e il secondo economico.


L’aspetto fisico ha a che fare con l’estrattibilità dell’idrocarburo. Il gas naturale, in quanto gassoso, è immagazzinabile grazie all’alta pressione che si genera all’interno delle riserve; man mano che viene estratto la pressione diminuisce rendendo i prelievi successivi più difficoltosi (e costosi). Il secondo aspetto è, in parte, legato al primo per quanto riguarda i costi di estrazione e in parte collegato a un principio al tempo stesso logico, ma di non facile comprensione. Le riserve di gas non equivalgono a flussi in entrata; in condizioni normali i siti di stoccaggio nazionali verrebbero utilizzati esclusivamente per soddisfare i picchi di domanda che si verificano in inverno (ad esempio, in una giornata particolarmente fredda) o in estate (al contrario, una giornata troppo calda). Sono risorse, per così dire, di “scorta” e questa condizione ne limita fortemente l’importanza strategica se messa di fronte a riduzioni degli approvvigionamenti in entrata più consistenti e prolungati nel tempo. Da un punto di vista di sicurezza energetica, dunque, non rappresentano un fattore di assoluta tranquillità.

Figura 6 - Il porto di Ras Laffan in Qatar è considerata una delle strutture di esportazione del GNL tra le più grandi al mondo. Il Qatar è uno dei principali fornitori europeei di GNL. Fonte: pexels.com

Il 22 novembre scorso, la Commissione ha presentato una prima proposta al Consiglio dell’Unione Europea al cui interno si fa promotrice di un cosiddetto Meccanismo di Correzione del Mercato (Market Correction Mechanism). Tale meccanismo prevede l’adozione di un tetto (in inglese “cap”) al prezzo TTF month-ahead, ovvero l’indice a futuro per i contratti di scambio del gas nell’hub olandese a un mese di distanza, pari a EUR 275/MWh.


In base a tale proposta, il tetto avrebbe dovuto attivarsi al verificarsi di due condizioni: i) qualora il prezzo del gas naturale superi tale soglia per due settimane consecutive, oppure ii) nel caso in cui lo stesso risulti superiore per un periodo di almeno 10 giorni consecutivi di EUR 58 al “prezzo di riferimento” del GNL[1]. L’obiettivo primario del price cap è quello di scongiurare il rischio di formazione di picchi di prezzo come quelli registrati nella seconda metà di agosto. Tuttavia, una schiera di Paesi membri - tra i quali l’Italia - ha criticato la proposta della Commissione poiché, sottolineano, le stringenti condizioni per l’attivazione del meccanismo lo renderebbe poco efficace quando addirittura inutile. Di fatto, qualora le anomalie di prezzo non incontrassero il requisito di continuità temporale così come previsto dal Meccanismo, quest’ultimo non potrà essere attivato.


In più, la proposta non è esente da rischi per il sistema. In primis, un price cap, specialmente se fissato troppo in basso, comporterebbe un effetto depressivo dell’offerta di gas naturale a fronte di un possibile aumento della domanda. In secondo luogo, nonostante la crescente tendenza a siglare contratti a lungo termine anche per quanto concerne le forniture di GNL via mare, un tetto al prezzo del gas naturale potrebbe portare molti esportatori a disdegnare il prolungamento dei contratti in scadenza e a guardare verso l’Asia per ottenere condizioni più favorevoli. Inoltre, molti contratti di fornitura prevedono clausole che ne permettono la messa in discussione e l’apertura dei negoziati qualora si verificassero cambiamenti importanti in determinati indici o benchmark.


Di conseguenza, una contrazione della quantità di volumi scambiati all’interno del borsino europeo rischierebbe di tradursi in maggiore volatilità dei prezzi, rendendo impossibile la salvaguardia dei contratti in essere. Il ché ci fa tornare al punto di partenza: se incrementare le forniture a breve e medio termine di gas naturale non è possibile, allora la strada maestra diventa la riduzione ulteriore dei consumi. Un cap, viceversa, portando distorsioni nel mercato, costituirebbe un disincentivo alla riduzione dei consumi, e quindi della domanda. Una situazione da evitare a ogni costo anche in previsione di possibili (e poco desiderabili) ulteriori riduzioni delle forniture russe.

Forse proprio in seguito a queste criticità sollevate da più parti, nella tarda serata di lunedì 5 dicembre, la presidenza Ceca del Consiglio dell’UE ha presentato una nuova proposta di regolamento relativa al price cap che prevede una modifica meno conservativa alle condizioni di attivazione del Meccanismo. Nello specifico quest’ultimo verrebbe applicato nel caso in cui il prezzo del TTF i) superi EUR 220 MWh per un periodo superiore ai 5 giorni di negoziazione, oppure ii) il divario tra TTF e “prezzo di riferimento” del GNL sia pari o superiore a EUR 35 per più di 5 giorni di negoziazione. Sono inoltre previsti dei limiti cd dinamici all’offerta e dei trigger point (ad esempio, razionamenti) che se azionati porterebbero alla sospensione della misura.


4. Conclusioni


Il Consiglio dei ministri dell’energia si riunirà il prossimo 13 dicembre per ridiscutere le proposte pervenute e le richieste di emendamenti che si sono susseguite negli ultimi giorni. Il rischio che il summit si concluda in un nuovo “nulla di fatto” è piuttosto concreto; i punti rimasti in sospeso sono molti e di certo non sono aspetti secondari del Meccanismo. Dalle reazioni alla proposta della Commissione traspare la convinzione che il fronte dei favorevoli al price cap sia tutto fuorché compatto. D’altronde le clausole di attivazione presentate da Bruxelles fanno pensare che la Commissione stessa, nonostante la presa di posizione in favore della manovra, non sia del tutto convinta dei presunti benefici. Ad esempio, non vi è mai stato, neppure ad agosto, un divario di EUR 58 tra TTF e il prezzo di riferimento del GNL, e il “tetto” di EUR 275/MWh lo si è superato solamente per qualche giorno. Queste considerazioni si accompagnano ad un prezzo del gas naturale che è tornato a salire in concomitanza con l’arrivo dell’inverno. Grazie al riempimento “whatever it takes” degli stoccaggi dell’estate scorsa, è improbabile che si incorri in razionamenti dell’energia. Tuttavia, sarebbe bene che l’Unione Europea iniziasse a pensare a come scongiurare il rischio non solo per il prossimo di inverno, ma anche per quelli avvenire. Che la soluzione, però, si chiami price cap appare quanto meno dubbiosa.


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Note


[1] Per “prezzo di riferimento” la Commissione intende la media giornaliera del prezzo del GNL dato dai benchmark “Daily Spot Mediterranean Marker (MED)” e “Daily Spot Northwest Europe Marker (NWE)” pubblicati da S&P Global Inc., e del prezzo risultante dalle valutazioni giornaliere dell’Agenzia per la Cooperazione tra i Regolatori nazionali dell’Energia (ACER).


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