Europa, 1.3 metaniere GNL in più al giorno

All'inizio di giugno gli stoccaggi di gas dell'UE sono attorno al 42% della capacità, circa 14 punti percentuali sotto la media stagionale degli ultimi cinque anni e ben lontani dal 51% di un anno fa (AGSI/GIE, WBJ). Il divario conta perché l'Europa deve riempire i depositi in vista dell'inverno mentre compete per il GNL, gas naturale liquefatto trasportato via metaniera, in un mercato globale stretto tra le tensioni in Medio Oriente, sanzioni più dure contro la Russia e domanda asiatica robusta. Il costo per chiudere quel buco finirà sui bilanci pubblici, sull'industria energivora e, alla fine, su una parte delle famiglie; quanto e come dipenderà dal Paese.

Il carry trade che non funziona

Lo stoccaggio è un mestiere stagionale. Le società comprano gas in primavera, pagano per tenerlo nei depositi e lo rivendono in inverno, quando i prezzi salgono. Il differenziale tra prezzi estivi e invernali, lo spread stagionale, dovrebbe coprire questi costi. Quando si assottiglia troppo, le società rinviano i riempimenti. È ciò che sta accadendo ora.

Secondo ICIS, se l'attuale lentezza delle iniezioni proseguisse, l'Europa arriverebbe a novembre solo attorno al 73%. Per raggiungere il 90%, l'obiettivo legale previsto dal regolamento UE sugli stoccaggi (EUR-Lex), servirebbe aumentare le iniezioni di circa 4 bcm al mese, l'equivalente di 1,3 carichi aggiuntivi di GNL al giorno.

Bruxelles ha già fatto capire che non intende irrigidirsi oltre misura. La European Commission afferma che il regolamento aggiornato concede agli Stati membri una finestra di due mesi, da ottobre a dicembre, per centrare il 90%, mentre diversi funzionari hanno indicato più volte l'80% come livello sufficiente per la sicurezza invernale. Quella soglia è un margine pratico, pensato per evitare una replica degli acquisti in panico che nel 2022 spinsero i prezzi a livelli record.

Stretti da due lati

Il quadro dell'offerta esterna rende anche l'80% più difficile da raggiungere a costi accettabili. L'AIE stima che il conflitto in Medio Oriente abbia sottratto circa 120 bcm all'offerta globale di GNL fino al 2030, perché i danni alle infrastrutture di esportazione e le interruzioni delle rotte marittime ritardano nuova capacità (Energy Connects, Baltic Exchange). La legge UE per l'uscita dal gas russo ha vietato i contratti a breve termine sul GNL russo dal 25 aprile 2026, con i contratti via gasdotto destinati a seguirli in giugno e tutti i contratti russi di lungo periodo destinati a chiudersi entro la fine del 2027 (S&P Global). Tagliando questi contratti, l'Europa rinuncia anche alla possibilità di usare molecole russe come rimedio rapido quando i depositi scendono troppo.

Quando gli acquirenti asiatici pagano di più per i carichi flessibili di GNL, l'Europa deve alzare il prezzo di riferimento al TTF olandese, l'hub che orienta il gas all'ingrosso europeo, per attirare le metaniere. A inizio giugno il TTF scambiava attorno a 50 euro/MWh (Berliner Zeitung), mentre il prezzo day-ahead del MIBGAS spagnolo era simile, a 48,80 euro/MWh (MIBGAS). ACER, il regolatore europeo dell'energia, ha avvertito che riempire gli stoccaggi al 90% richiederebbe circa il 13% in più di importazioni di GNL rispetto al 2025 (MondoVisione).

Chi paga dipende da dove vive

La media europea nasconde differenze nazionali molto nette. Il 1 giugno i Paesi Bassi avevano gli stoccaggi appena al 16,1% (Energievergelijk), mentre gli impianti di rigassificazione spagnoli erano pieni al 72% (Europa Press). La Germania era al 34-35%, circa 20 punti sotto la propria norma stagionale (NDR).

I governi intervengono, ma con strumenti fiscali molto diversi. La Germania ha abolito dal 1 gennaio 2026 il prelievo sugli stoccaggi e ha trasferito il finanziamento al bilancio federale: ora sono i contribuenti, non i clienti del gas, a sostenere la sicurezza dei depositi (FGS). I Paesi Bassi hanno una linea di credito da 20 miliardi di euro per consentire alla EBN, sostenuta dallo Stato, di intervenire quando il riempimento commerciale si blocca (DutchNews). In Ungheria, il sistema dei prezzi fissi costringe la MVM pubblica ad assorbire i maggiori costi d'importazione finché il governo non deciderà diversamente: un cuscinetto fiscale che funziona finché regge (HVG).

L'industria energivora incassa il colpo per prima. L'amministratore delegato di BASF ha avvertito che i prezzi europei del gas ormai dipendono strutturalmente dai mercati globali del GNL più che dai contratti via gasdotto (Zeit). Le famiglie lo sentono dopo, filtrato dai rinnovi contrattuali e dalle politiche nazionali. In Spagna il canale passa dall'elettricità: quando le centrali a gas fissano il prezzo marginale dell'energia, cioè il costo dell'ultima unità necessaria a soddisfare la domanda, il costo del gas all'ingrosso entra direttamente nelle bollette. La tariffa elettrica regolata spagnola PVPC è salita del 15% in maggio (OCU).

I vincitori sono i fornitori di GNL, i proprietari di carichi flessibili e gli operatori degli stoccaggi: chiunque possa vendere dentro l'urgenza europea. I perdenti si concentrano tra le imprese industriali esposte alla concorrenza globale e i governi che devono assorbire nei bilanci la distanza tra i prezzi di mercato e ciò che gli elettori sono disposti a pagare. L'Europa probabilmente eviterà una carenza fisica quest'inverno. Resta da capire quanto costerà questa sicurezza, e se gli Stati membri più poveri potranno garantirla con la stessa capacità fiscale di Germania e Paesi Bassi.