20 Gennaio 2021

Forte volatilità sui mercati del gas

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I mercati del gas stanno attraversando una congiuntura caratterizzata da un’ampia volatilità dei prezzi. La pandemia ha contribuito a spingere i prezzi verso i minimi storici a metà 2020. A partire da settembre si è assistito ad un rialzo molto significativo e inatteso. Due i fattori principali: il forte rialzo dei prezzi spot del GNL asiatico e una stagione autunno-invernale finora particolarmente fredda. La fiammata sul mercato italiano sembra in parte rientrata in questi giorni e i fondamentali per il medio termine rimangono deboli. Ma ARERA potrebbe lo stesso dover aggiornare al rialzo i prezzi tutelati. Il sistema prezzi dei mercati del gas resta soggetto a forti oscillazioni congiunturali e questa incertezza potrebbe ostacolare gli investimenti necessari alla decarbonizzazione.

I mercati del gas stanno attraversando una congiuntura caratterizzata da un’ampia volatilità dei prezzi.  A marzo 2020, la diffusione della pandemia in Europa e in Italia si era abbattuta su una situazione di mercato già segnata da un forte disequilibrio tra domanda debole e offerta abbondante soprattutto grazie all’ampia disponibilità internazionale di GNL. Il crollo dei consumi determinato dal lockdown e la bassa richiesta per riscaldamento contribuivano ad una combinazione di fattori tale da determinare verso metà 2020 il crollo dei prezzi su minimi storici.

La pandemia ha contribuito a spingere i prezzi verso i minimi storici a metà 2020

Al PSV, hub italiano di scambio del gas all’ingrosso, dopo un ribasso del 34% nel 2019, con quotazioni medie scese da 24,2 a 16,0 €/MWh, i prezzi spot hanno continuato a crollare fino a 5,9 €/MWh a giugno 2020. All’hub olandese TTF, benchmark per l’Europa continentale, il prezzo era sceso a maggio fino a 4,5 €/MWh.

Dopo i minimi estivi si è assistito, a partire da settembre, ad un rialzo delle quotazioni molto significativo e inatteso nelle sue dimensioni. Il PSV è risalito a dicembre a 16,3 €/MWh per poi superare nei primi giorni di gennaio i 20 €/MWh, con punte fino a 27 €/MWh, oltre 4 volte i valori del giugno 2020. Simile andamento per le altre piazze europee.

Dopo i minimi estivi si è assistito ad un rialzo molto significativo e inatteso nelle sue dimensioni

Due i fattori principali che hanno determinato la risalita dei valori:

1. in un contesto di mercato gas sempre più globalizzato, il forte rialzo dei prezzi spot del GNL asiatico, aumentato di oltre 10 volte nel giro di alcuni mesi ad un massimo prossimo ai 30 doll/MBtu (circa 85 €/MWh);

2. una stagione autunno-invernale finora particolarmente fredda che ha alimentato i consumi con ampio ricorso agli stoccaggi.

Il rally dei prezzi asiatici del GNL spot è conseguenza sia di un’accelerazione inattesa della domanda sia di problematiche nella catena di fornitura del GNL che hanno temporaneamente ridotto l’offerta – contrazione dei carichi a seguito dei bassi prezzi estivi, riduzione dell’output in alcuni paesi produttori, problemi logistici e rialzo del costo dei noli, errori di programmazione – trasformando un contesto di abbondante oversupply in una contingenza di mercato “corto”.

L’impennata dei prezzi in Asia ha avuto tra le conseguenze una minor disponibilità di carichi di GNL per l’Europa e trascinato al rialzo le quotazioni continentali. Una causa di partenza, dunque, sostanzialmente esogena al mercato europeo.

A ciò, come detto, si sono aggiunte temperature rigide in quasi tutto il continente, fattore che ha alimentato i consumi per riscaldamento. A sostenere la domanda gas nazionale nella prima parte di gennaio anche l’export elettrico verso la Francia.

La fiammata sul mercato italiano sembra rientrata e i fondamentali per il medio termine rimangono deboli

L’insieme di questi elementi ha determinato sul mercato italiano una fiammata dei prezzi spot (ma non solo, basti pensare alla Spagna dove per alcuni giorni i prezzi hanno raggiunto i 50 €/MWh), che sembra in parte rientrata in questi giorni.

In effetti, i fondamentali di mercato per il medio termine rimangono deboli, per tre ragioni:

1. le incertezze sulla soluzione della pandemia che pesa sul quadro economico e quindi sulla domanda;

2. una situazione complessiva di offerta che dovrebbe tornare più abbondante, una volta superati i problemi congiunturali;

3. l’impatto negativo sulla domanda europea di metano della decisione di accrescere al 55% il target di riduzione delle emissioni al 2030.

Ma i movimenti delle quotazioni sui mercati all’ingrosso si ripercuotono anche sui mercati al consumo finale, per cui, a meno di un calo in febbraio, ARERA potrebbe dover aggiornare al rialzo i prezzi tutelati per il trimestre aprile-giugno.

Ma ARERA potrebbe lo stesso dover aggiornare al rialzo i prezzi tutelati

Il superamento del sistema di prezzi del metano ancorato alle quotazioni del petrolio con medie mobili, avvenuto ormai da diversi anni a favore di un pricing prevalentemente legato agli equilibri domanda/offerta specifici del mercato gas, ha consentito ai consumatori di beneficiare di lunghi periodi di prezzi relativamente bassi e inferiori a quelli che avrebbero dovuto sostenere con valori legati ai prezzi petroliferi.

Inevitabilmente, la correlazione con i prezzi agli hubs può però esporre a sensibili oscillazioni dei valori per situazioni congiunturali, con inattesi rialzi anche nell’ambito di fasi in cui i fondamentali di mercato rimangono sostanzialmente deboli.

E dato lo stretto legame dei prezzi del metano con quelli dell’elettricità vi è il rischio, in conclusione, che la volatilità dei segnali di prezzo che si generano sui mercati spot mal si concili con le enormi esigenze di investimento dei processi di decarbonizzazione.


Gian Paolo Repetto è analista dei mercati del gas naturale presso Rie-Ricerche Industriali ed Energetiche


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Foto: Pexels

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