La prima grave crisi del mercato del gas globalizzato è iniziata ben prima dell’invasione russa dell’Ucraina. Già nel 2020 su ENERGIA si metteva in guardia circa la fine della prolungata fase congiunturale di prezzi bassi in UE. Per meglio comprendere gli eventi che condizioneranno le quotazioni del gas, proponiamo un estratto dall’articolo di Giovanni Goldoni e Gian Paolo Repetto su ENERGIA 1.22 sulla profonda trasformazione nei modelli prevalenti di pricing che è avvenuta soprattutto in Europa e che ha aumentato l’influenza reciproca dei mercati europei e asiatici sui prezzi del gas.
“Su questa Rivista Alberto Clô (2021) e Roberto Cardinale (2020) hanno proposto analisi che condividiamo sui cambiamenti strutturali del mercato del gas avvenuti negli ultimi due decenni. Il mercato è apparentemente diventato più globale e più condizionato e condizionabile dai mercati spot, almeno per quanto riguarda la variabile prezzo. Come avvertiva Cardinale, la prolungata fase di prezzi bassi di cui stava beneficiando l’Unione Europea era da ritenersi congiunturale, come si è visto quando una serie di eventi ha repentinamente ribaltato lo scenario.
Lo scopo delle nostre riflessioni è approfittare di quanto la crisi ha fatto emergere per scavare più a fondo nell’apparente globalizzazione dei mercati e comprendere meglio i meccanismi di formazione dei prezzi di approvvigionamento e di vendita. Questo non consente di prevedere cosa accadrà ai prezzi nel corso di quest’anno, ma speriamo possa aiutare ad affrontare più preparati gli eventi che condizioneranno anche nel 2022 le quotazioni del gas.
Come avvertiva Cardinale su ENERGIA nel 2020, la prolungata fase di prezzi bassi in UE era congiunturale
La crisi dei prezzi che sta investendo da parecchi mesi i mercati del metano si svolge in un quadro profondamente mutato, sia sotto il profilo dei flussi commerciali che su quello delle modalità di formazione dei prezzi all’ingrosso e al consumo. Si può affermare che si tratti della prima grave crisi del mercato del gas globalizzato e del sistema dei prezzi a breve termine basato sulla gas-to-gas competition.
Nel corso dell’ultimo anno, prezzi asiatici ed europei sono diventati sempre più correlati (1). A inizio 2021, la crescita della domanda asiatica e conseguentemente dei prezzi ha attratto volumi di gas naturale liquefatto (GNL) influenzando gli equilibri e le quotazioni in Europa.
In certe circostanze, come l’eccezionale congiuntura che stiamo attraversando, sopra certi livelli delle quotazioni, la correlazione tra i prezzi diventa a «doppio senso»: fattori propri del mercato europeo, quali basso livello stoccaggi o problemi nell’approvvigionamento dai gasdotti, spingono verso l’alto i prezzi degli hub continentali, costringendo i buyer asiatici ad «accettare» prezzi alti (che facciano premio) pur di avere carichi sufficienti a coprire le punte di domanda. Al contrario, un miglioramento dei fondamentali lato domanda del continente asiatico consente il dirottamento verso i terminal europei di grandi quantitativi di GNL, come sta accadendo dal mese di dicembre 2021.
La reciproca influenza dei mercati europei e asiatici sui prezzi del gas
L’influenza reciproca dei prezzi è andata aumentando anche a seguito della profonda trasformazione nei modelli prevalenti di pricing che è avvenuta soprattutto in Europa. Storicamente le importazioni europee di metano si sono sviluppate sulla base di contratti a lungo termine contenenti prezzi indicizzati sulla base di medie mobili a quelli dei prodotti petroliferi e clausole take-or-pay (2).
Il collegamento al prezzo del petrolio, oltre ad assicurare redditività ai produttori, garantiva al gas la competitività rispetto ai derivati del petrolio da sostituire nella generazione termoelettrica e nel riscaldamento. In un contesto di domanda crescente, questi accordi hanno a lungo rappresentato il punto di equilibrio tra gli interessi dei produttori e quelli degli importatori, garantendo sicurezza delle forniture e prezzi relativamente prevedibili.
Lo storico meccanismo di indicizzazione dei prezzi gas al petrolio ne garantiva la competitività rispetto ai derivati del petrolio che si volevano sostituire
Tale modello ha incominciato a indebolirsi dagli anni 2009-2010, quando la diminuzione dei consumi industriali e termoelettrici per la crisi economico-finanziaria e per lo sviluppo delle fonti rinnovabili ha determinato surplus di offerta (3), maggiore concorrenza e aumento progressivo dei volumi di gas offerti a breve termine. Mentre i prezzi dei contratti pluriennali si mantenevano elevati, sugli hub europei si poteva acquistare gas con una forte riduzione di prezzo.
Per i grandi importatori «storici», esposti a una concorrenza più aggressiva e alle pressioni dei Regolatori favorevoli alla gas-to-gas competition, era sempre più difficile rispettare le condizioni di acquisto dei loro contratti. Da qui le complesse trattative e gli arbitrati tra produttori e importatori, che hanno portato alla revisione degli obblighi di prelievo e delle modalità di pricing, introducendo nelle formule di prezzo riferimenti alle quotazioni agli hub.
Oggi l’80% del gas consumato in Europa ha prezzi di riferimento basati sulla gas-to-gas competition
Con il pieno favore dell’Unione Europea (UE) e dei Regolatori, le transazioni spot sono diventate gradualmente il principale riferimento dei mercati all’ingrosso e al consumo. Prezzi riferibili a volumi marginali scambiati su base spot hanno finito per condizionare l’intera struttura di formazione dei prezzi.
Oggi viene stimato che l’80% del gas consumato in Europa ha prezzi di riferimento basati sulla gas-to-gas competition, mentre solo meno del 20% è rimasto indicizzato al petrolio (IGU 2021b). Tuttavia, nel mercato globale del GNL, che in questi mesi ha molto condizionato l’andamento dei prezzi europei, il rapporto è ancora rovesciato: almeno in acquisto, il 70% dei volumi è prezzato a lungo termine con indicizzazione al petrolio.
Questo sistema di prezzi orientato al breve termine ha funzionato per diversi anni in un contesto caratterizzato prevalentemente, salvo fasi congiunturali (come il 2018), da una sovrabbondanza di offerta che ha raggiunto il suo culmine nel 2020 con la pandemia, quando le quotazioni hanno toccato i loro minimi storici.
Grazie a un’offerta abbondante, il sistema spot ha fornito quotazioni minime fino al 2020
Nel corso del 2021, l’economia europea ha ripreso vigore e un rimbalzo nei consumi di gas era inevitabile. Cosa che gli operatori dovevano sapere bene e per la quale occorreva prepararsi dal lato degli approvvigionamenti. Invece, i prezzi spot del gas naturale all’ingrosso sono in media più che quadruplicati rispetto allo stesso periodo del 2020.
Nel corso dell’anno, all’hub italiano PSV le quotazioni sono passate dai 20 euro/MWh di gennaio ai 114 euro/MWh di dicembre, con punte che hanno toccato i 180 euro/MWh. Andamento analogo si riscontra negli altri principali hub di scambio europei.
La Fig. 1 mette a confronto, a partire dal 2012, l’andamento delle quotazioni al TTF con un indicatore del valore mensile del gas di un tradizionale contratto di vendita a lungo termine nel Nord-Ovest Europa indicizzato ai prodotti petroliferi (olio combustibile e gasolio prevalentemente) (4).
Come si vede, nel corso dell’ultimo anno lo scenario è radicalmente mutato, con i rapporti di convenienza completamente ribaltati. In una situazione che vede l’UE sempre più dipendente dalle importazioni, quel che era stato «risparmiato» negli anni grazie alla gas-to-gas competition rischia di essere interamente «perso» in poco tempo”.
Sempre tenendo a mente che la maggior parte dei cambiamenti registrati nel mercato negli ultimi vent’anni è strutturale, l’articolo La crisi dei prezzi del gas, tra mercati e politica di Giovanni Goldoni e Gian Paolo Repetto pubblicato su ENERGIA 1.22 prosegue analizzando il sistema gas europeo nelle principali componenti: produzione interna, stoccaggi, importazioni, ruolo del GNL.
Il post è un estratto dell’articolo di Giovanni Goldoni e Gian Paolo Repetto La crisi dei prezzi del gas, tra mercati e politica (pp. 22-31) pubblicato su ENERGIA 1.22.
Giovanni Goldoni è professore presso l’Università di Verona e membro del Comitato Scientifico della rivista ENERGIA.
Gian Paolo Repetto è economista dei mercati energetici. Collabora con Rie-Ricerche Industriali ed Energetiche.
Foto: Unsplash
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