Il problema immediato non è la mancanza di siti di stoccaggio. È la possibilità di procurarsi e pagare abbastanza gas da qui all’inverno, mentre i flussi di LNG dal Medio Oriente restano ridotti.

Un punto di partenza particolarmente sfavorevole ha aggravato la situazione: il 1° aprile, all’inizio della stagione di riempimento, gli stoccaggi dell’UE erano pieni solo per circa il 28%, il livello più basso degli ultimi quattro anni secondo le autorità europee di regolazione energetica.

Perché anche il target ridotto dell’80% è difficile

L’obiettivo pratico è stato abbassato rispetto al precedente riferimento del 90%, così da evitare acquisti estivi eccessivamente costosi in un mercato teso. Anche raggiungere l’80% entro il 1° novembre, tuttavia, dipende dalla disponibilità di LNG e da iniezioni sostenute per tutto il resto della stagione.

Le principali difficoltà sono quattro:

1. La crisi delle forniture mediorientali. I carichi collegati al Qatar, normalmente destinati a clienti europei e asiatici, hanno subito interruzioni. Italia, Polonia e Belgio non avrebbero ricevuto volumi qatarioti dal 2 aprile, data dell’ultima nave identificata diretta in Italia. La perdita di questi carichi riduce anche la flessibilità del mercato spot globale.
2. La concorrenza dell’Asia. Acquisti da parte di Giappone, Corea del Sud, India, Bangladesh e Taiwan hanno ridotto il vantaggio economico di inviare LNG flessibile verso l’Europa.
3. Le alternative via gasdotto sono limitate. L’Europa deve quindi contendersi i carichi dell’Atlantico, invece di sostituire facilmente i volumi mancanti dal Medio Oriente.
4. L’economia dello stoccaggio è meno favorevole. Prezzi elevati rendono costoso comprare gas oggi per conservarlo. Inoltre, una curva forward in backwardation — con prezzi invernali inferiori a quelli estivi più vicini — riduce l’incentivo commerciale a iniettare gas ora per rivenderlo più avanti.

Un prezzo spot più alto può attirare nuove navi, ma non risolve automaticamente il problema: può anche rendere il riempimento molto più oneroso e indebolire la convenienza degli operatori che gestiscono gli stoccaggi.

Le stime per il 1° novembre

Le previsioni disponibili puntano al di sotto dell’80% nello scenario di base:

• Rystad Energy: circa 75% di riempimento al 1° novembre;
• Kpler: circa 77%;
• Wood Mackenzie: 75% al massimo in uno scenario ipotetico in cui il Qatar torni alla piena capacità operativa entro la fine di settembre, senza considerare i treni di produzione danneggiati.

Per Axpo e S&P Global Energy CERA non è stata verificata nelle fonti disponibili una proiezione numerica aggiornata e attribuibile con certezza alla situazione di metà agosto. È quindi prudente non presentare eventuali cifre circolate come previsioni consolidate.

Queste stime non sono una certezza: dipendono dalla durata delle interruzioni mediorientali, dalla domanda asiatica, dal clima europeo e dalla velocità effettiva delle iniezioni. La Commissione europea ritiene che l’infrastruttura del blocco possa consentire di arrivare almeno all’80% entro il 1° novembre, a condizione che sia disponibile abbastanza LNG.

Quanto gas serve per arrivare all’80%?

Secondo la stima riportata da Rystad, passare dal suo scenario base del 75% all’80% richiederebbe circa 5,2 miliardi di metri cubi di gas aggiuntivo. È una quantità equivalente a circa 50 carichi standard di LNG, assumendo 174.000 metri cubi per nave. Per raggiungere il 90%, il fabbisogno salirebbe a circa 15,6 miliardi di metri cubi, ovvero circa 150 carichi comparabili.

Kpler descrive la sfida anche in termini di LNG: tra agosto e ottobre le importazioni dell’UE erano stimate in circa 24 milioni di tonnellate, contro i circa 26 milioni necessari per un riempimento all’80% e i 33 milioni necessari per arrivare al 90%.

Basta dunque una differenza relativamente contenuta nel numero di carichi disponibili per trasformarsi in diversi punti percentuali di stoccaggio, soprattutto quando l’Europa deve fare offerte contro compratori asiatici per le stesse forniture flessibili.

Le importazioni di LNG stanno diminuendo

Secondo S&P Global Energy CERA, le importazioni di LNG dell’UE sono scese del 18% su base annua a giugno, a circa 7,5 milioni di tonnellate, mentre la perdita di produzione nel Golfo Persico continuava a pesare sugli scambi globali.

Il calo di giugno ha fatto seguito a una riduzione dell’8% a maggio. Nei primi cinque mesi del 2026, tuttavia, le importazioni risultavano ancora superiori di circa il 4% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente.

Il dato evidenzia una dinamica mista: gli acquisti elevati di inizio anno non eliminano la necessità di ricevere nuovi carichi nella parte finale della stagione di riempimento, proprio quando la concorrenza e i costi di approvvigionamento sono più elevati.

La Germania è un punto sensibile per tutto il sistema

La Germania conta per circa il 22% della capacità di stoccaggio operativa dell’UE. Per questo, un livello nazionale inferiore al 50% avrebbe conseguenze che vanno oltre i confini tedeschi: potrebbe ridurre la capacità del blocco di bilanciare le forniture nell’Europa nord-occidentale e centrale durante un’ondata di freddo.

Le fonti disponibili non consentono di verificare con certezza la percentuale tedesca aggiornata né una decisione definitiva del governo federale su eventuali interventi. Il rischio strutturale, però, è più chiaro: basse scorte nel principale mercato di stoccaggio europeo possono aumentare la pressione sui flussi transfrontalieri e sui prezzi quando la domanda cresce rapidamente.

Un’interruzione che potrebbe coprire tutto l’inverno

Le aspettative di mercato citate nelle rilevazioni disponibili indicano che l’offerta di LNG dal Medio Oriente potrebbe restare limitata fino alla fine del 2026 e tornare alla normalità soltanto intorno ad aprile 2027.

Se questo scenario si verificasse, la crisi non si limiterebbe a rallentare il riempimento estivo: coprirebbe buona parte dell’inverno europeo. Non significa che una crisi fisica delle forniture sia inevitabile. L’Europa dispone di capacità di rigassificazione, importazioni via gasdotto, strumenti di riduzione della domanda e della possibilità di attirare carichi offrendo prezzi più elevati.

Tutte queste opzioni, però, hanno dei limiti. Un’interruzione prolungata esporrebbe il continente soprattutto a nuovi picchi di prezzo e a una competizione più intensa per il gas sostitutivo.

Caldo, siccità e fiumi bassi aggiungono pressione al sistema elettrico

Il deficit degli stoccaggi si sviluppa in parallelo a un’estate difficile per il mercato elettrico. Siccità e ondate di calore hanno portato Loire, Po, Reno e Danubio a livelli record per il mese di agosto, secondo il Joint Research Centre della Commissione europea.

Acqua bassa e temperature elevate possono limitare la produzione delle centrali nucleari, mentre la siccità ostacola anche il trasporto fluviale. Gli effetti segnalati comprendono:

• riduzioni della produzione nucleare in Ungheria e Romania a causa delle condizioni del Danubio;
• ulteriori rischi per la generazione nucleare francese durante l’ondata di calore; in un episodio, il prezzo day-ahead dell’elettricità in Francia è aumentato del 21,8%, raggiungendo 142,5 euro per MWh;
• riduzione dell’illuminazione presso istituzioni pubbliche ungheresi per alleggerire la pressione sulla rete;
• difficoltà per la navigazione interna sul Reno, con possibili ripercussioni sul trasporto di carburanti e altre merci.

Il legame con lo stoccaggio di gas è indiretto, ma importante. Quando nucleare e idroelettrico producono meno, le centrali a gas devono coprire una quota maggiore della domanda elettrica. Allo stesso tempo, i bassi livelli dei fiumi possono complicare la logistica dei combustibili. La domanda di gas aumenta così proprio mentre le utility cercano di iniettarlo negli stoccaggi.

L’Europa non è senza gas, ma ha meno margine d’errore

Con stoccaggi al 60,8%, l’UE non è a corto di gas e il sistema può ancora attirare nuove forniture. La conclusione più solida è un’altra: l’Europa entra nell’ultima parte della stagione di riempimento con una riserva insolitamente ridotta e dipende da una serie di condizioni difficili da garantire contemporaneamente.

Per arrivare anche solo all’80% servono iniezioni continue, abbastanza LNG flessibile, una domanda asiatica gestibile e nessun ulteriore peggioramento del clima o delle infrastrutture. Le stime intorno al 75-77% suggeriscono che il traguardo sia difficile, non impossibile. Il rischio pratico è che ogni nuovo problema — dalle navi LNG alla produzione elettrica, dal trasporto fluviale alla domanda invernale — si rifletta più rapidamente sui prezzi europei del gas, perché le scorte partono molto più indietro rispetto agli standard recenti.

Il problema immediato non è la mancanza di siti di stoccaggio. È la possibilità di procurarsi e pagare abbastanza gas da qui all’inverno, mentre i flussi di LNG dal Medio Oriente restano ridotti.

Un punto di partenza particolarmente sfavorevole ha aggravato la situazione: il 1° aprile, all’inizio della stagione di riempimento, gli stoccaggi dell’UE erano pieni solo per circa il 28%, il livello più basso degli ultimi quattro anni secondo le autorità europee di regolazione energetica.

Perché anche il target ridotto dell’80% è difficile

L’obiettivo pratico è stato abbassato rispetto al precedente riferimento del 90%, così da evitare acquisti estivi eccessivamente costosi in un mercato teso. Anche raggiungere l’80% entro il 1° novembre, tuttavia, dipende dalla disponibilità di LNG e da iniezioni sostenute per tutto il resto della stagione.

Le principali difficoltà sono quattro:

1. La crisi delle forniture mediorientali. I carichi collegati al Qatar, normalmente destinati a clienti europei e asiatici, hanno subito interruzioni. Italia, Polonia e Belgio non avrebbero ricevuto volumi qatarioti dal 2 aprile, data dell’ultima nave identificata diretta in Italia. La perdita di questi carichi riduce anche la flessibilità del mercato spot globale.
2. La concorrenza dell’Asia. Acquisti da parte di Giappone, Corea del Sud, India, Bangladesh e Taiwan hanno ridotto il vantaggio economico di inviare LNG flessibile verso l’Europa.
3. Le alternative via gasdotto sono limitate. L’Europa deve quindi contendersi i carichi dell’Atlantico, invece di sostituire facilmente i volumi mancanti dal Medio Oriente.
4. L’economia dello stoccaggio è meno favorevole. Prezzi elevati rendono costoso comprare gas oggi per conservarlo. Inoltre, una curva forward in backwardation — con prezzi invernali inferiori a quelli estivi più vicini — riduce l’incentivo commerciale a iniettare gas ora per rivenderlo più avanti.

Un prezzo spot più alto può attirare nuove navi, ma non risolve automaticamente il problema: può anche rendere il riempimento molto più oneroso e indebolire la convenienza degli operatori che gestiscono gli stoccaggi.

Le stime per il 1° novembre

Le previsioni disponibili puntano al di sotto dell’80% nello scenario di base:

• Rystad Energy: circa 75% di riempimento al 1° novembre;
• Kpler: circa 77%;
• Wood Mackenzie: 75% al massimo in uno scenario ipotetico in cui il Qatar torni alla piena capacità operativa entro la fine di settembre, senza considerare i treni di produzione danneggiati.

Per Axpo e S&P Global Energy CERA non è stata verificata nelle fonti disponibili una proiezione numerica aggiornata e attribuibile con certezza alla situazione di metà agosto. È quindi prudente non presentare eventuali cifre circolate come previsioni consolidate.

Queste stime non sono una certezza: dipendono dalla durata delle interruzioni mediorientali, dalla domanda asiatica, dal clima europeo e dalla velocità effettiva delle iniezioni. La Commissione europea ritiene che l’infrastruttura del blocco possa consentire di arrivare almeno all’80% entro il 1° novembre, a condizione che sia disponibile abbastanza LNG.

Quanto gas serve per arrivare all’80%?

Secondo la stima riportata da Rystad, passare dal suo scenario base del 75% all’80% richiederebbe circa 5,2 miliardi di metri cubi di gas aggiuntivo. È una quantità equivalente a circa 50 carichi standard di LNG, assumendo 174.000 metri cubi per nave. Per raggiungere il 90%, il fabbisogno salirebbe a circa 15,6 miliardi di metri cubi, ovvero circa 150 carichi comparabili.

Kpler descrive la sfida anche in termini di LNG: tra agosto e ottobre le importazioni dell’UE erano stimate in circa 24 milioni di tonnellate, contro i circa 26 milioni necessari per un riempimento all’80% e i 33 milioni necessari per arrivare al 90%.

Basta dunque una differenza relativamente contenuta nel numero di carichi disponibili per trasformarsi in diversi punti percentuali di stoccaggio, soprattutto quando l’Europa deve fare offerte contro compratori asiatici per le stesse forniture flessibili.

Le importazioni di LNG stanno diminuendo

Secondo S&P Global Energy CERA, le importazioni di LNG dell’UE sono scese del 18% su base annua a giugno, a circa 7,5 milioni di tonnellate, mentre la perdita di produzione nel Golfo Persico continuava a pesare sugli scambi globali.

Il calo di giugno ha fatto seguito a una riduzione dell’8% a maggio. Nei primi cinque mesi del 2026, tuttavia, le importazioni risultavano ancora superiori di circa il 4% rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente.

Il dato evidenzia una dinamica mista: gli acquisti elevati di inizio anno non eliminano la necessità di ricevere nuovi carichi nella parte finale della stagione di riempimento, proprio quando la concorrenza e i costi di approvvigionamento sono più elevati.

La Germania è un punto sensibile per tutto il sistema

La Germania conta per circa il 22% della capacità di stoccaggio operativa dell’UE. Per questo, un livello nazionale inferiore al 50% avrebbe conseguenze che vanno oltre i confini tedeschi: potrebbe ridurre la capacità del blocco di bilanciare le forniture nell’Europa nord-occidentale e centrale durante un’ondata di freddo.

Le fonti disponibili non consentono di verificare con certezza la percentuale tedesca aggiornata né una decisione definitiva del governo federale su eventuali interventi. Il rischio strutturale, però, è più chiaro: basse scorte nel principale mercato di stoccaggio europeo possono aumentare la pressione sui flussi transfrontalieri e sui prezzi quando la domanda cresce rapidamente.

Un’interruzione che potrebbe coprire tutto l’inverno

Le aspettative di mercato citate nelle rilevazioni disponibili indicano che l’offerta di LNG dal Medio Oriente potrebbe restare limitata fino alla fine del 2026 e tornare alla normalità soltanto intorno ad aprile 2027.

Se questo scenario si verificasse, la crisi non si limiterebbe a rallentare il riempimento estivo: coprirebbe buona parte dell’inverno europeo. Non significa che una crisi fisica delle forniture sia inevitabile. L’Europa dispone di capacità di rigassificazione, importazioni via gasdotto, strumenti di riduzione della domanda e della possibilità di attirare carichi offrendo prezzi più elevati.

Tutte queste opzioni, però, hanno dei limiti. Un’interruzione prolungata esporrebbe il continente soprattutto a nuovi picchi di prezzo e a una competizione più intensa per il gas sostitutivo.

Caldo, siccità e fiumi bassi aggiungono pressione al sistema elettrico

Il deficit degli stoccaggi si sviluppa in parallelo a un’estate difficile per il mercato elettrico. Siccità e ondate di calore hanno portato Loire, Po, Reno e Danubio a livelli record per il mese di agosto, secondo il Joint Research Centre della Commissione europea.

Acqua bassa e temperature elevate possono limitare la produzione delle centrali nucleari, mentre la siccità ostacola anche il trasporto fluviale. Gli effetti segnalati comprendono:

• riduzioni della produzione nucleare in Ungheria e Romania a causa delle condizioni del Danubio;
• ulteriori rischi per la generazione nucleare francese durante l’ondata di calore; in un episodio, il prezzo day-ahead dell’elettricità in Francia è aumentato del 21,8%, raggiungendo 142,5 euro per MWh;
• riduzione dell’illuminazione presso istituzioni pubbliche ungheresi per alleggerire la pressione sulla rete;
• difficoltà per la navigazione interna sul Reno, con possibili ripercussioni sul trasporto di carburanti e altre merci.

Il legame con lo stoccaggio di gas è indiretto, ma importante. Quando nucleare e idroelettrico producono meno, le centrali a gas devono coprire una quota maggiore della domanda elettrica. Allo stesso tempo, i bassi livelli dei fiumi possono complicare la logistica dei combustibili. La domanda di gas aumenta così proprio mentre le utility cercano di iniettarlo negli stoccaggi.

L’Europa non è senza gas, ma ha meno margine d’errore

Con stoccaggi al 60,8%, l’UE non è a corto di gas e il sistema può ancora attirare nuove forniture. La conclusione più solida è un’altra: l’Europa entra nell’ultima parte della stagione di riempimento con una riserva insolitamente ridotta e dipende da una serie di condizioni difficili da garantire contemporaneamente.

Per arrivare anche solo all’80% servono iniezioni continue, abbastanza LNG flessibile, una domanda asiatica gestibile e nessun ulteriore peggioramento del clima o delle infrastrutture. Le stime intorno al 75-77% suggeriscono che il traguardo sia difficile, non impossibile. Il rischio pratico è che ogni nuovo problema — dalle navi LNG alla produzione elettrica, dal trasporto fluviale alla domanda invernale — si rifletta più rapidamente sui prezzi europei del gas, perché le scorte partono molto più indietro rispetto agli standard recenti.