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Perché il TTF europeo sfiora i 75 €/MWh nonostante gli stoccaggi al 65%
Il TTF incorpora un premio per il rischio invernale, non la certezza di una carenza fisica immediata: gli stoccaggi UE erano intorno al 65% a inizio settembre, ben al di sotto dei livelli stagionali normali. La quasi chiusura dello Stretto di Hormuz mette a rischio il GNL del Golfo, in particolare quello qatariota,...
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Key takeaways
- Il TTF incorpora un premio per il rischio invernale, non la certezza di una carenza fisica immediata: gli stoccaggi UE erano intorno al 65% a inizio settembre, ben al di sotto dei livelli stagionali normali.
- La quasi chiusura dello Stretto di Hormuz mette a rischio il GNL del Golfo, in particolare quello qatariota, e costringe l’Europa a competere con l’Asia per le forniture flessibili.
- I 100 €/MWh non sono lo scenario centrale indicato dalle fonti, ma restano un rischio di stress se lo stop al GNL dovesse protrarsi e l’Europa entrasse nell’inverno con scorte insufficienti.
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Il gas europeo non costa quasi 75 €/MWh perché l’Europa sia già senza forniture. Il mercato sta piuttosto acquistando una forma di assicurazione contro l’inverno: gli stoccaggi vanno ricostituiti, mentre l’interruzione dei transiti nello Stretto di Hormuz minaccia la disponibilità di GNL dal Golfo — soprattutto legato al Qatar — e gli acquirenti asiatici competono per le stesse navi di gas liquefatto. 1
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Il nodo è il margine di sicurezza prima dell’inverno
Al 1° settembre gli impianti di stoccaggio dell’UE erano pieni per circa il 65,4% della capacità utile, secondo un indicatore basato sui dati di Gas Infrastructure Europe. In Germania, uno dei mercati di stoccaggio più importanti d’Europa, il livello era al 54,0% il 5 settembre. 13
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Il problema è la distanza dal livello da raggiungere prima della stagione fredda. Una stima indicava uno stoccaggio UE al 66,3% il 4 settembre e calcolava che servissero altri 24 punti percentuali per arrivare al 90% entro il 1° novembre. 10 Ad agosto la Commissione europea ha precisato che, con scorte al 62%, non c’era un problema immediato di approvvigionamento. È una distinzione decisiva: riserve basse aumentano vulnerabilità e sensibilità dei prezzi, ma non significano di per sé che il gas sia finito.
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Normalmente gli stoccaggi si riempiono nei mesi caldi per essere utilizzati in inverno. Se il livello di partenza è più basso, l’Europa rischia di dover comprare più GNL proprio quando il freddo o la domanda asiatica possono rendere i carichi molto più costosi.
Perché Hormuz incide sul prezzo del gas europeo
Lo Stretto di Hormuz è una rotta cruciale per il GNL. Reuters ha riferito che la sua chiusura ha sottratto al mercato il GNL normalmente fornito dal Qatar, equivalente a circa il 20% del commercio mondiale di GNL. 1
La ripresa dei combattimenti nell’area ha spinto il contratto TTF olandese con consegna a ottobre fino a un massimo intraday di 70,85 €/MWh il 31 agosto; una serie di mercato lo indicava a 72,73 €/MWh il 4 settembre. 19
Il meccanismo è lineare:
- carichi di GNL dal Golfo meno numerosi o meno affidabili restringono l’offerta globale;
- Europa e Asia competono per i carichi alternativi, compresi quelli spot dal bacino Atlantico;
- le utility europee devono pagare di più per assicurarsi il gas da immettere in stoccaggio e per le consegne invernali;
- il TTF sale prima che si verifichi una carenza fisica, perché riflette il rischio di scorte più basse nel momento di massima domanda.
Anche la Banca centrale europea ha rilevato che tensioni geopolitiche, basse scorte europee e domanda asiatica resiliente avevano fatto salire i prezzi europei del gas del 16% tra le riunioni di giugno e luglio 2026.
Il rialzo del 130% va letto con il giusto confronto
Le fonti disponibili documentano un forte rialzo nel 2026, ma il periodo scelto per il confronto conta. Euronews riportava un TTF sopra i 65 €/MWh ad agosto, oltre il 130% in più rispetto a inizio anno, quando il benchmark era attorno a 29 €/MWh. 17
18 Un’altra serie di mercato segnalava il 4 settembre un aumento del 127,5% su base annua.
Un prezzo vicino a 75 €/MWh è quindi nettamente superiore ai livelli recenti. Non va però equiparato al picco estremo del 2022: la descrizione più accurata è il ritorno di un severo premio di rischio da crisi, alimentato da GNL più scarso e da una copertura di stoccaggio insufficiente.
Gli scenari per l’inverno
Nel materiale disponibile non emerge una previsione condivisa che indichi 100 €/MWh come scenario di base. È più corretto considerarlo uno scenario di stress: diventerebbe plausibile se la perturbazione del GNL dal Golfo persistesse, il transito marittimo non tornasse alla normalità, la domanda asiatica restasse sostenuta e l’Europa fosse costretta a comprare grandi volumi in inverno invece di riempire prima gli stoccaggi.
Le proiezioni sulle scorte mostrano perché il rischio al rialzo resti concreto:
- la modellizzazione di Montel, citata da Euronews, stimava gli stoccaggi UE tra il 69% e l’84% al 1° novembre, a seconda della disponibilità di GNL e della velocità delle iniezioni;
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- Wood Mackenzie calcolava che, persino nell’ipotesi favorevole di un ritorno del Qatar alla piena capacità operativa entro fine settembre, l’Europa avrebbe potuto raggiungere al massimo il 75% al 1° novembre. Con lo stretto chiuso per altri due mesi, il livello potrebbe restare sotto il 70%.
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- un’analisi di mercato indicava per il TTF front-month un intervallo di base di 60-72 €/MWh nel breve periodo: valori intorno o superiori a tale fascia scontano già un quadro di offerta difficile.
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Due sviluppi da seguire
De-escalation e ripristino dei flussi di GNL. Una riapertura credibile delle rotte di transito e la ripresa dei carichi dal Golfo amplierebbero l’offerta, favorirebbero le iniezioni in stoccaggio e ridurrebbero il premio geopolitico incorporato nel TTF.
Crisi prolungata. Restrizioni persistenti al GNL, acquisti asiatici forti o ulteriori problemi di offerta costringerebbero l’Europa a entrare nell’inverno con un cuscinetto più piccolo. Il mercato diventerebbe così molto più vulnerabile a ondate di freddo, guasti e picchi di domanda elettrica.
Inflazione, bollette e BCE
Prezzi all’ingrosso del gas più alti si trasmettono ai costi dell’elettricità, del riscaldamento e dell’industria, anche se tempi e intensità del trasferimento dipendono dai singoli Paesi e dai contratti al dettaglio. Aumentano inoltre il costo delle importazioni energetiche per un’area fortemente dipendente dai combustibili acquistati all’estero.
L’effetto sull’inflazione si è già visto. La BCE ha affermato che il conflitto in Medio Oriente e la chiusura di Hormuz hanno spinto in alto i prezzi dell’energia, portando l’inflazione complessiva dell’area euro al 3,2% a maggio 2026. A giugno l’inflazione complessiva è poi scesa al 2,8%, mentre l’inflazione energetica è calata all’8,5% dal 10,8% di maggio.
Per la BCE è un compromesso complesso: l’energia più cara fa salire l’inflazione generale, ma allo stesso tempo erode il potere d’acquisto delle famiglie e indebolisce l’attività delle imprese. Il 23 luglio la banca centrale ha lasciato invariati i tassi di riferimento. Se l’inflazione energetica restasse persistente, i responsabili della politica monetaria potrebbero essere più prudenti nell’allentare la politica; molto dipenderà dal fatto che lo shock resti temporaneo oppure si trasmetta a salari e aspettative di inflazione.
Più GNL, più esposizione ai rischi geopolitici
La riduzione della dipendenza dal gas russo via gasdotto ha attenuato una specifica vulnerabilità di approvvigionamento. In compenso, ha reso più importante l’accesso al mercato globale del GNL.
Il GNL offre flessibilità: le navi possono essere deviate verso i mercati disposti a pagare di più. In una crisi, però, questa stessa flessibilità diventa un punto debole, perché l’Europa deve competere in un mercato globale esposto a strozzature marittime, guasti negli impianti di liquefazione e crisi geopolitiche.
Per questo Hormuz conta anche per chi vive lontano dal Golfo. Il TTF risponde a un calcolo semplice: se il GNL è più scarso e le scorte sono basse, l’Europa ha meno protezione contro un inverno difficile.
Più che un singolo obiettivo di prezzo, gli indicatori da osservare sono tre: condizioni di transito del GNL, ritmo delle iniezioni negli stoccaggi e concorrenza asiatica per i carichi. Un miglioramento su questi fronti ridurrebbe il premio di scarsità; un peggioramento manterrebbe il mercato esposto a nuovi picchi. 1
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