Gli attacchi con droni iraniani al complesso di Ras Laffan in Qatar il 2 marzo hanno costretto QatarEnergy a fermare la produzione presso il più grande impianto di esportazione di GNL al mondo. Insieme alla chiusura dello Stretto di Hormuz da parte dell'Iran - attraverso cui transita il 20% del GNL globale - i prezzi del gas TTF olandese sono aumentati del 50% in due sessioni di scambio, superando brevemente i 60 €/MWh il 3 marzo per la prima volta da febbraio 2025.

Lo shock immediato dei prezzi è evidente; ora conta la durata. L’Europa affronta questa interruzione con stoccaggi sotto il 30% (il livello stagionale più basso degli ultimi anni) e l’obbligo legale di raggiungere il 90% entro ottobre. Un’interruzione prolungata in Qatar rende ancora più difficile il compito di riempire gli stoccaggi, aumenta i prezzi di picco dell’energia elettrica in tutto il continente e rischia di riaccendere l’inflazione che le banche centrali cercano di contenere da tre anni.

In questo articolo analizziamo:

• Perché la domanda asiatica sta spingendo verso l’alto i prezzi del gas europeo
• Per quanto tempo deve durare l’interruzione prima che lo stoccaggio diventi un problema serio
• L’impatto sui prezzi dell’energia, sui ricavi delle batterie e sugli asset solari
• Cosa significa uno shock prolungato del gas per i tassi d’interesse e le decisioni di investimento nei nuovi sistemi BESS

I prezzi del gas in Europa ai massimi da 13 mesi mentre il Qatar ferma la produzione di GNL

La guerra in Iran ha impatti diretti sui prezzi dell’energia europea: i prezzi del gas TTF olandese (il benchmark europeo) sono saliti del 50% in soli due giorni questa settimana. Il contratto di aprile 2026 ha superato brevemente i 60 €/MWh, raggiungendo il livello più alto da febbraio 2025.

Il fattore scatenante diretto è lo Stretto di Hormuz, che l’Iran ha ora chiuso e attraverso cui passa il 20% del GNL globale. Inoltre, i combattimenti nella regione stanno influenzando ulteriormente la produzione di GNL in Qatar: il 2 marzo, gli attacchi con droni iraniani al complesso industriale di Ras Laffan hanno costretto QatarEnergy a fermare la produzione nel più grande impianto di esportazione di GNL al mondo.

Sebbene oltre l’80% dei volumi di GNL qatarino sia destinato all’Asia, l’impatto sui prezzi del gas europeo è altrettanto diretto. Quando gli acquirenti asiatici perdono i carichi dal Qatar, si rivolgono al mercato spot, entrando in diretta competizione con gli acquirenti europei per i carichi disponibili di origine statunitense. Poiché il GNL è la fonte marginale di approvvigionamento in Europa, i prezzi devono salire a sufficienza per vincere questa competizione.

È quello che è successo questa settimana: TTF e il benchmark asiatico JKM sono aumentati di pari passo. I prezzi Henry Hub negli Stati Uniti sono rimasti quasi invariati, poiché il mercato interno statunitense ha già raggiunto la capacità massima di esportazione di GNL e quindi è isolato dagli aumenti dei prezzi globali.

Gli impatti a lungo termine dipenderanno dalla durata dell’interruzione del GNL qatarino

Questa settimana i prezzi si sono mossi bruscamente in entrambe le direzioni, a seconda delle aspettative sulla durata del conflitto. Questa volatilità riflette l’incertezza nei prezzi di mercato. Il mercato potrebbe gestire più facilmente una chiusura di una settimana dello stretto e di Ras Laffan, ma se la guerra dovesse durare più a lungo, il volume mancante potrebbe influenzare anche i contratti a scadenza più lontana.

La forza maggiore è stata dichiarata su alcuni contratti di esportazione qatarini con consegna a breve termine, ma non su quelli con consegna più lontana. Una nota di Goldman Sachs di questa settimana stima che il TTF potrebbe raggiungere i 74 €/MWh se lo Stretto di Hormuz rimanesse chiuso per un mese.

Inoltre, sono stati interrotti i lavori di espansione del North Field East in Qatar, che avrebbe dovuto aggiungere altri 33 milioni di tonnellate/anno di GNL al mercato nel corso del 2026 (circa la metà della domanda annuale di gas tedesca). Se i lavori dovessero fermarsi ancora a lungo, il caldo estivo potrebbe posticipare l’entrata in funzione a fine 2026 o inizio 2027.

Più a lungo dura l’interruzione, più si accumulano gli effetti. Il gas è una merce stoccabile. L’Europa deve ricostruire le scorte in primavera ed estate per essere pronta all’inverno successivo, e anche una breve interruzione può influire sui livelli di stoccaggio nel tempo.

I prezzi forward estivi salgono mentre l’Europa deve riempire gli stoccaggi sotterranei

Se i carichi qatarini resteranno fuori mercato durante la stagione di iniezione, il compito di riempire gli stoccaggi in estate sarà più difficile. Gli impianti di stoccaggio del gas in Europa sono ai minimi stagionali da anni, attualmente pieni per meno del 30%.

Ma l’UE impone che gli stoccaggi debbano essere pieni al 90% entro la fine dell’estate, soglia che può essere ridotta all’80% in caso di “condizioni di mercato difficili”. I trader tengono conto di stoccaggi pieni nel calcolo dei prezzi invernali, mantenendoli relativamente bassi.

Ciò significa però che l’Europa dovrà iniettare almeno 575 TWh di gas quest’estate, il più grande sforzo di riempimento degli ultimi anni. Questo ha fatto sì che i prezzi estivi superassero quelli invernali, dato che i trader si aspettano un mercato molto teso in estate.

Lo spread invertito estate-inverno ha eliminato ogni incentivo per le iniezioni commerciali negli stoccaggi, il che potrebbe portare gli Stati a intervenire, come avvenuto nel 2022. Tuttavia, anche lo scorso anno lo spread invertito è durato a lungo e si è normalizzato con l’inizio della stagione di riempimento ad aprile.

Nel Regno Unito questo obbligo di riempimento non si applica, ma poiché il Paese ha pochissimi stoccaggi rispetto alla domanda, spesso esporta verso gli stoccaggi europei in estate e importa dall’Europa in inverno. I prezzi estivi sono aumentati quasi di pari passo con l’UE, ma mantenendo uno sconto per favorire ulteriori esportazioni verso l’Europa.

Il Regno Unito riceve inoltre più GNL qatarino rispetto a molti altri paesi europei, per cui i prezzi aumentano per sostituire i carichi mancanti. QatarEnergy avrebbe dovuto consegnare all’Isle of Grain (un terminal di importazione britannico) con un contratto a lungo termine, ma a breve termine i terminal britannici sono tra i più costosi d’Europa.

Prezzi del gas più alti fanno salire i prezzi di picco dell’energia e i ricavi delle batterie

Il gas determina il prezzo all’ingrosso dell’energia nella maggior parte delle ore di picco e intermedie in Europa. Ogni volta che la produzione eolica e solare non è sufficiente a coprire la domanda, le centrali a gas sono solitamente l’ultima unità chiamata e quindi fissano il prezzo marginale. Quando i prezzi del gas sono alti, i prezzi di picco dell’energia aumentano proporzionalmente.

Il carbone può attenuare l’impatto nei mercati con capacità termica residua, come la Germania. Quando il gas diventa meno conveniente rispetto al carbone, i produttori passano al carbone, limitando il prezzo marginale. Tuttavia, ciò aumenta la domanda di carbone e anche i prezzi del carbone sono saliti questa settimana.

I prezzi della CO2 agiscono in senso opposto: il carbone è più emissivo del gas, quindi prezzi più alti delle quote ETS riducono la finestra di switch tra i due combustibili. Le quote ETS UE di solito salgono quando salgono i prezzi del gas, poiché le utility acquistano CO2 per coprire l’aumento dell’utilizzo di carbone. Ma questa settimana, i prezzi ETS UE sono rimasti moderati, forse riflettendo aspettative di un’attività industriale più debole a causa del nuovo shock energetico.

Per le batterie, prezzi del gas più alti aumentano direttamente i ricavi. Le batterie fanno arbitraggio sullo spread tra i prezzi di mezzogiorno fissati dalle rinnovabili e i costosi prezzi di picco. Uno spread più ampio significa più ricavi per ciclo. Nell’analisi di sensibilità di Modo Energy, un aumento del 50% dei prezzi del gas combinato con un incremento del 40% dei prezzi della CO2 fa crescere i ricavi delle batterie del 28%.

Anche i prezzi di cattura del solare migliorano. Prezzi del gas più alti fanno salire i prezzi nelle ore a cavallo della generazione solare, aumentando il valore assoluto della produzione solare. I tassi di cattura del solare (il rapporto tra il prezzo di cattura solare e il prezzo baseload) restano invariati, poiché misurano la performance relativa. Ma in termini assoluti, gli asset solari guadagnano di più per MW quando i prezzi del gas sono elevati.

Uno shock prolungato sul gas potrebbe ritardare i tagli dei tassi o spingerli di nuovo sopra il 4%

Lo stesso shock del gas che aumenta i ricavi degli asset operativi crea un problema secondario per quelli nuovi, tramite l’impatto sui tassi d’interesse. Prezzi all’ingrosso dell’energia più alti si riflettono nell’inflazione al consumo, complicando la traiettoria dei tassi.

Il National Institute of Economic and Social Research (NIESR) stima che se i prezzi dell’energia resteranno elevati per un anno, l’inflazione CPI nel Regno Unito potrebbe aumentare di 0,7 punti percentuali, con il tasso base della Banca d’Inghilterra fino a 0,8 punti percentuali sopra le previsioni - riportandolo sopra il 4%.

I progetti BESS sono ad alta intensità di capitale e molto sensibili ai tassi di sconto. La maggior parte dei progetti europei viene finanziata con un costo del capitale del 5-7%, con i finanziatori che richiedono generalmente che i ricavi previsti coprano i rimborsi del debito almeno 1,2-1,4 volte. Un aumento di un punto percentuale nel costo del capitale può comprimere significativamente gli IRR dei progetti - potenzialmente portando sotto la soglia di investimento finale (FID) gli sviluppi già marginali agli attuali tassi.

Si crea così una tensione diretta: lo stesso shock che migliora i ricavi degli asset operativi alza la soglia per i nuovi progetti e potrebbe ritardare le decisioni di investimento finale su progetti in fase avanzata di sviluppo.