​Gli attacchi di droni iraniani al complesso Ras Laffan del 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 da parte dell'Iran dello Stretto di Hormuz – attraverso cui transita il 20% del GNL globale – i prezzi del gas TTF olandese sono aumentati di quasi il 70% in due sessioni di trading, superando brevemente i 60 €/MWh il 3 marzo per la prima volta dal febbraio 2025.

Lo shock immediato sui prezzi è evidente; ora conta la durata. L’Europa affronta questa interruzione con livelli di stoccaggio inferiori al 30% (il livello stagionale più basso da anni) e l’obbligo legale di raggiungere almeno l’80% entro il prossimo inverno. Un’interruzione prolungata in Qatar rende ancora più difficile il compito di riempire gli stoccaggi, aumenta i prezzi di punta dell’energia in tutto il continente e rischia di riaccendere l’inflazione che le banche centrali cercano di controllare da tre anni.

In questo articolo analizziamo:

• Perché la domanda asiatica sta spingendo verso l’alto i prezzi del gas in Europa
• 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 di interesse e le decisioni di investimento nei nuovi progetti 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 in Europa: i prezzi del gas TTF olandese (il benchmark europeo) sono saliti di quasi il 70% in soli due giorni questa settimana. Il contratto di aprile 2026 ha superato per brevi periodi i 60 €/MWh, raggiungendo il livello più alto dal febbraio 2025 e chiudendo a 53 €/MWh il 3 marzo.

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

Sebbene oltre l’80% dei volumi di GNL qatariota sia destinato all’Asia, l’impatto sui prezzi del gas europeo è comunque diretto. Quando gli acquirenti asiatici perdono i carichi dal Qatar, si rivolgono al mercato spot, competendo direttamente con gli acquirenti europei per i carichi disponibili provenienti dagli Stati Uniti. Poiché il GNL è la fonte marginale di approvvigionamento per l’Europa, i prezzi devono salire abbastanza da vincere questa competizione.

È quanto è accaduto questa settimana: TTF e il benchmark asiatico JKM sono saliti di pari passo. I prezzi del gas statunitense Henry Hub sono rimasti quasi invariati, poiché il mercato interno americano 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 delle interruzioni del GNL qatariota

I prezzi si sono mossi bruscamente in entrambe le direzioni questa settimana, man mano che cambiavano le aspettative sulla durata del conflitto. Questa volatilità riflette l’incertezza percepita dal mercato. Il mercato potrebbe gestire più facilmente una chiusura di una settimana dello Stretto e di Ras Laffan, ma se la guerra dovesse continuare più a lungo, i volumi mancanti potrebbero avere ripercussioni anche sui contratti futuri.

È stata dichiarata la forza maggiore su alcuni contratti di esportazione qatarioti 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 arrivare a 74 €/MWh se lo Stretto di Hormuz rimanesse chiuso per un mese.

Inoltre, sono stati sospesi 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 annua di gas tedesca). Se i lavori si fermassero più a lungo, il caldo estivo potrebbe posticipare l’entrata in funzione a fine 2026 o inizio 2027.

Più lunga sarà l’interruzione, più si aggraveranno le conseguenze. Il gas è una merce immagazzinabile. L’Europa deve ricostruire le scorte tra primavera ed estate per essere pronta al prossimo inverno, e anche un’interruzione di breve durata può avere effetti sulle scorte nei mesi successivi.

I prezzi forward estivi crescono fortemente perché l’Europa deve riempire gli stoccaggi sotterranei

Se i carichi qatarioti resteranno fuori mercato durante la stagione di iniezione, il compito di riempire gli stoccaggi estivi sarà più difficile. Gli impianti di stoccaggio europei sono ai livelli stagionali più bassi da anni, attualmente sotto il 30% della capacità.

Ma l’UE prevede 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.

Questo significa che l’Europa dovrà iniettare almeno 575 TWh di gas quest’estate, il maggiore sforzo di ricostituzione delle scorte degli ultimi anni. Questo ha fatto sì che i prezzi estivi siano diventati superiori a quelli invernali, poiché i trader si aspettano un mercato molto teso in estate.

Lo spread invertito tra estate e inverno ha eliminato qualsiasi incentivo alle iniezioni di stoccaggio commerciali, il che potrebbe significare che gli stati dovranno intervenire, come avvenuto nel 2022. Tuttavia, anche lo scorso anno, lo spread estate-inverno è rimasto invertito per un periodo prolungato, tornando poi alla normalità con l’inizio della stagione di riempimento ad aprile.

Nel Regno Unito, questo obbligo di riempimento non si applica, ma poiché il paese dispone di pochissimi stoccaggi rispetto alla domanda, spesso esporta verso i siti di stoccaggio europei in estate e importa dall’Europa in inverno. I prezzi estivi sono aumentati quasi in linea con quelli dell’UE, ma hanno mantenuto uno sconto per incentivare ulteriori esportazioni verso l’Europa.

Il Regno Unito riceve anche più GNL qatariota di molti altri paesi europei, quindi i prezzi a breve termine aumentano per sostituire i carichi mancanti. QatarEnergy avrebbe consegnato all’Isle of Grain (un terminal di importazione britannico) in base a un contratto a lungo termine, ma a breve termine i terminal britannici sono tra i più costosi d’Europa.

Prezzi del gas più alti spingono in alto i prezzi di punta dell’energia e i ricavi delle batterie

Il gas determina il prezzo all’ingrosso dell’energia nella maggior parte delle ore di punta e intermedie in quasi tutta Europa. Ogni volta che la produzione da eolico e solare non è sufficiente a coprire la domanda, le centrali a gas sono normalmente le ultime a essere attivate e quindi fissano il prezzo marginale. Quando i prezzi del gas sono elevati, anche i prezzi di punta 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 del carbone, i produttori cambiano combustibile, limitando il prezzo marginale. Ma ciò aumenta la domanda di carbone e, di conseguenza, 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 del sistema ETS europeo riducono la finestra di switching tra i due combustibili. Le quote ETS UE di solito salgono quando aumentano i prezzi del gas, poiché le utility acquistano carbonio per coprire la maggiore combustione di carbone. Ma questa settimana i prezzi ETS UE sono rimasti moderati, forse riflettendo aspettative di una minore attività industriale a fronte di un nuovo shock sui prezzi dell’energia.

Per le batterie, prezzi del gas più alti aumentano direttamente i ricavi. Le batterie fanno arbitraggio tra i prezzi di mezzogiorno fissati dalle rinnovabili e i prezzi di punta più elevati. Un differenziale più ampio significa più ricavi per ciclo. Nell’analisi di sensitività di Modo Energy, un aumento del 50% dei prezzi del gas combinato con un +40% dei prezzi della CO2 porta a un incremento del 28% dei ricavi day-ahead delle batterie.

Anche i prezzi di cattura del solare migliorano. Prezzi del gas più alti spingono verso l’alto i prezzi nelle ore di spalla attorno alla finestra di generazione solare, aumentando il valore assoluto della produzione solare. I tassi di cattura solare (il rapporto tra prezzo di cattura solare e 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 del gas potrebbe ritardare i tagli dei tassi o riportarli sopra il 4%

Lo stesso shock del gas che aumenta i ricavi degli asset già operativi crea un problema di secondo ordine per i nuovi progetti, tramite l’impatto sui tassi di interesse. Prezzi all’ingrosso dell’energia più alti si riflettono sull’inflazione al consumo, complicando la gestione dei tassi.

Il National Institute of Economic and Social Research (NIESR) stima che se i prezzi dell’energia restassero 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 più alto rispetto alle previsioni precedenti – riportandolo sopra il 4%.

I progetti BESS sono capital intensive e molto sensibili al tasso di sconto. La maggior parte dei progetti europei è finanziata con un costo del capitale tra il 5 e il 7%, con i finanziatori che richiedono in genere che i ricavi previsti coprano il debito almeno 1,2-1,4 volte. Un aumento di 1 punto percentuale nel costo del capitale può comprimere in modo rilevante gli IRR dei progetti – potenzialmente portando sotto la soglia di investimento finale (FID) sviluppi che erano già marginali ai tassi attuali.

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