Il mercato all’ingrosso del gas naturale continua ad attraversare una congiuntura caratterizzata da un’ampia volatilità dei prezzi. Dopo i minimi storici raggiunti a giugno dello scorso anno, da settembre 2020 è iniziato un nuovo trend di aumento diventato nella prima metà del 2021 sempre più significativo e assolutamente inatteso nelle sue dimensioni. Gli esperti Gianpaolo Repetto e Agata Gugliotta (RIE) analizzano i fattori alla base di questo rialzo che potrebbe trascinarsi per il resto dell’anno e che va ripercuotendosi sui prezzi al consumo finale.
I mercati del gas naturale continuano ad attraversare una congiuntura caratterizzata da un’ampia volatilità dei prezzi. A marzo 2020 il lockdown conseguente alla pandemia si era abbattuto su una situazione di mercato già segnata da un forte disequilibrio tra domanda debole e offerta abbondante, causando un crollo dei consumi tale da determinare verso metà 2020 una caduta dei prezzi su minimi storici.
Al PSV – hub italiano di scambio del gas all’ingrosso – si sono toccati i 5,9 €/MWh a giugno; all’ hub olandese TTF, benchmark per l’Europa continentale, il prezzo è calato fino a 4,5 €/MWh a maggio.
Procedendo verso l’autunno un rimbalzo dai minimi estivi poteva ritenersi scontato. Ma a partire da settembre è iniziato un importante rialzo delle quotazioni che nel corso dei mesi successivi e poi durante la prima metà del 2021 è diventato sempre più significativo e assolutamente inatteso nelle sue dimensioni.
Dopo il crollo del 2020, un aumento distinguibile in due fasi successive, la seconda delle quali sta tuttora proseguendo
Il nuovo trend di aumento può essere distinto in due fasi.
Fonte: Elaborazione Rie su dati Platts
La prima fase: dall’autunno 2020 a gennaio 2021
A dicembre il PSV era già risalito a 16,3 €/MWh per poi giungere a gennaio vicino ai 20 €/MWh, con punte fino a 27-28 €/MWh, oltre 4 volte i valori del giugno 2020. Simile andamento anche per le altre piazze europee. Due i fattori principali che hanno determinato questa prima fase di aumento:
- il forte rialzo dei prezzi spot del GNL asiatico, aumentati di oltre 10 volte nel giro di alcuni mesi;
- una stagione autunno-invernale particolarmente fredda che ha alimentato i consumi con ampio ricorso agli stoccaggi.
Il rally dei prezzi asiatici del GNL spot è stato conseguenza sia di un’accelerazione inattesa della domanda che 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 hanno trasformato un contesto di abbondante oversupply in una contingenza di mercato “corto”.
Il 13 gennaio, il JMK, principale indicatore di prezzo del mercato spot del GNL asiatico, toccava il record di sempre con 32,50 doll/Mbtu, circa 90 €/MWh. La conseguenza è stata una minor disponibilità di carichi di GNL per l’Europa che ha trascinato al rialzo anche le quotazioni continentali.
A cavallo tra 2020 e 2021, il rialzo dei prezzi asiatici e temperature rigide hanno guidato una prima fase di aumento delle quotazioni
A ciò, come detto, si sono aggiunte temperature rigide in quasi tutto il continente, fattore che ha incrementato i consumi e determinato significative erogazioni dagli stoccaggi: il tasso medio di riempimento dei siti europei a fine gennaio 2021 era del 51,5% contro il 71,1% del 2020.
In febbraio, si è assistito ad un leggero ripiegamento delle quotazioni sui 17,5-18 €/MWh, livelli comunque nettamente superiori al pari periodo 2020, sostenuti dal permanere di temperature piuttosto basse, dalla diminuzione dell’export di GNL americano e dal calo della produzione del campo olandese di Groningen.
La seconda fase: aprile-giugno 2021
Una nuova fase di incremento dei prezzi si è registrata nei mesi primaverili, quando le medie mensili sia al PSV che al TTF si sono portate sopra ai 25 €/MWh a maggio, per arrivare in giugno intorno ai 28 €/MWh. Bisogna risalire al maggio 2013 per riscontrare in questo mese livelli delle quotazioni superiori.
I nuovi aumenti sono riconducibili ad una serie di cause concomitanti:
- consumi sostenuti, soprattutto se rapportati allo stesso periodo dell’anno precedente;
- minor disponibilità di offerta sia via gasdotto che tramite GNL;
- contesto rialzista delle commodity energetiche;
- forte crescita dei prezzi dei permessi di emissione.
Tre i fattori che hanno contribuito a sostenere la domanda sia nazionale che europea: una primavera particolarmente fredda che ha dirottato volumi destinati alla ricostituzione degli stoccaggi ai consumi per riscaldamento; la ripresa dei consumi delle attività produttive a seguito dell’allentamento graduale delle restrizioni legate alla pandemia; una sostenuta richiesta di metano da parte delle centrali termoelettriche.
Inoltre ritardi nel riavvio di tre reattori in Francia fermati per manutenzione e un ridotto contributo della produzione eolica, hanno contribuito, soprattutto nel mese di aprile, a sostenere la domanda di gas nella generazione elettrica in diversi Paesi europei, tra cui l’Italia. Complessivamente in Europa nel mese indicato si è consumato per la produzione di elettricità il 60% di gas in più rispetto all’aprile 2019 (pre-pandemia).
A fine maggio il riempimento medio degli stoccaggi europei risultava del 37,6% rispetto al 72,8% del 2020. In Italia i siti Stogit segnavano una minor disponibilità di volumi in giacenza di circa 2 miliardi di mc in confronto al 2020.
La primavera 2021 segna un ulteriore aumento dei valori; la necessità di recuperare il basso livello di scorte può rappresentare un fattore di sostegno dei prezzi per tutta l’estate
La necessità di aumentare il tasso di riempimento degli stoccaggi in vista dell’inizio della nuova stagione di erogazione che partirà il 1° novembre potrebbe contribuire a sostenere i prezzi durante la prossima stagione estiva.
Lato offerta, minori volumi via gasdotto sono giunti dalla Norvegia per lavori di manutenzione sugli impianti di produzione e dalla Russia che, a causa di un blocco non previsto nel transito attraverso la Bielorussia, ha ridotto le esportazioni.
Inoltre a maggio è diminuita per l’Europa anche la disponibilità di GNL spot, come dimostra il tasso di rigassificazione dei principali impianti europei (-18% su aprile e -11% su maggio 2020), a causa di una maggiore convenienza degli esportatori a raggiungere le coste asiatiche, dove i prezzi spot si sono mantenuti mediamente sui 1-1,5 doll./Mbtu più alti di quelli europei.
L’aumento dei prezzi del gas va anche inquadrato in un contesto di generale aumento delle commodity energetiche, specialmente il petrolio che nelle ultime settimane è tornato a salire superando, ad inizio giugno, la soglia dei 70 doll/bbl. Un rialzo trainato dalla decisione da parte dell’OpecPlus di attenersi al piano progressivo di aumento della produzione stabilito in aprile scorso senza accelerazioni, nonostante i segnali di ripresa della domanda.
Un ulteriore fattore di impatto sui mercati energetici negli ultimi mesi è rappresentato dalle quotazioni record della CO2 (EUA – European Union Allowances), che in una corsa al rialzo senza battute d’arresto, si sono spinte fino a superare quota 56 euro/tonn a metà maggio 2021, dai 15 euro/tonn di marzo 2020. Con l’aumento dei prezzi dei permessi di emissione, infatti, si può determinare un maggior ricorso al gas nelle centrali termoelettriche a scapito del carbone, sostenendo quindi domanda e quotazioni del metano.
I movimenti delle quotazioni sui mercati all’ingrosso si ripercuotono piuttosto rapidamente sui mercati al consumo finale.
In Italia, riguardo i prezzi finali tutelati, dopo l’aumento registrato nel secondo trimestre 2021 (+3,9% il prezzo finale lordo imposte), il prossimo aggiornamento di ARERA per il terzo trimestre dovrebbe determinare un incremento della componente energia (c.d. “Pfor”) di quasi il 50% (+8,8 c€/mc circa).
Inoltre, l’aumento del metano ha impattato notevolmente sui prezzi elettrici che, con il contributo di altri fattori, quali il rialzo dei prezzi di emissione, la ripresa della domanda e la riduzione delle importazioni, hanno spinto il PUN negli ultimi mesi a 70 €/MWh e oltre dai 54 di dicembre 2020. Anche qui con conseguenze sui prezzi al consumo che si manifesteranno nel prossimo trimestre estivo.
Con l’aumento dei prezzi del gas, anche i prezzi elettrici hanno subito un rialzo con un impatto sulle bollette che emergerà nei mesi estivi
Il superamento del sistema di prezzi del metano ancorato ai valori del petrolio con medie mobili, avvenuto ormai da diversi anni a favore di un pricing prevalentemente legato agli equilibri domanda/offerta propri del mercato gas, ha consentito ai consumatori di beneficiare di prolungati periodi di prezzi relativamente bassi e inferiori a quelli che avrebbero dovuto sostenere con valori legati ai corsi petroliferi.
Inevitabilmente, la correlazione con i prezzi spot agli hub espone a sensibili oscillazioni delle quotazioni per situazioni congiunturali, con profondi ribassi, o inattesi rialzi anche nell’ambito di fasi in cui i fondamentali di mercato sembrano non spiegare interamente queste variazioni.
Per lo stretto legame dei prezzi dell’elettricità con quelli del metano, vi è il rischio che la volatilità dei segnali di prezzo che si generano sui mercati spot non si concili con le enormi esigenze di investimento dei processi di decarbonizzazione.
Il post è tratto dalla Newsletter del GME di giugno 2021
Agata Gugliotta è analista di politiche energetiche e Gian Paolo Repetto è economista dei mercati energetici. Collaborano con Rie-Ricerche Industriali ed Energetiche
Sui prezzi del gas naturale leggi anche:
Perché i prezzi gas tornano a salire? Lezioni dalla liberalizzazione UK, di Redazione, 22 Gennaio 2021
Forte volatilità sui mercati del gas, di Gian Paolo Repetto, 20 Gennaio 2021
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Foto: Unsplash
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