Il presente articolo esamina la crisi dei prezzi del gas che ha investito l’Unione europea tra il 2021 e il 2022 (per poi attenuarsi nel 2023), le consequenziali risposte legislative europee, l’attuale andamento del mercato del gas e i suoi probabili sviluppi.

In primo luogo, l’indagine si focalizza sugli aspetti che hanno inciso sulla domanda e l’offerta di questo idrocarburo a livello europeo e susseguentemente mette in luce quella che, ad avviso di diversi esperti, ha costituito la causa principale della crisi ovvero i meccanismi di pricing contenuti nei contratti d’importazione del gas.

La seconda parte del contributo è dedicata all’analisi del price cap al prezzo del gas, predisposto dal legislatore europeo al fine di contenere i rialzi di prezzo sulla Borsa olandese del gas TTF, benchmark di riferimento per le Borse europee.

La parte conclusiva dell’articolo analizza la congiuntura del mercato del gas del 2023 e le sue possibili evoluzioni future, considerandone il potenziale impatto sul price cap e sugli obbiettivi globali di transizione ecologica.

1. Premessa: le cause della crisi del mercato del gas

I prezzi delle bollette di luce e gas nel corso del 2022 hanno raggiunto valori mai registrati prima.

Non si è trattato di una specificità italiana, ma di un problema generale che ha investito altri Paesi dell’Unione europea, estendendosi anche al di fuori dei suoi confini, divenendo una questione di rilevanza globale.

A livello europeo, in risposta alla crisi dei prezzi del gas, sono stati approntati alcuni significativi interventi legislativi, tra cui il meccanismo di correzione del mercato del gas TTF (Title Transfer Facility) che verrà analizzato nel prosieguo.

Le cause di questi inusitati aumenti sono state in larga misura imputate all’invasione dell’Ucraina da parte della Russia; tuttavia, già mesi prima dell’avvio delle ostilità, la situazione non era troppo diversa.

Infatti, la crisi dei prezzi del gas naturale è insorta nel corso del 2021 e la sua origine non è che uno dei tanti effetti della ripresa economica globale dalla pandemia di COVID-19.

Contestualmente ad essa si è assistito all’impennata dei costi di altre materie prime, quali: cemento, acciaio, petrolio e suoi derivati.¹

Tra marzo e giugno 2020, con la pandemia di COVID-19 da poco iniziata, i prezzi del gas toccavano i loro minimi storici nei principali hub europei.²

Questo calo iniziato prima della pandemia e consolidatosi durante la stessa, era riconducibile, secondo alcuni esperti del settore, al processo di liberalizzazione del mercato europeo del gas, ormai realizzatosi pienamente; invece, altri, pur riconoscendo il ruolo delle liberalizzazioni degli ultimi vent’anni, che hanno permesso di sfruttare le congiunture caratterizzate da eccesso di offerta di gas, sostenevano si trattasse di una fase contingente, legata principalmente ad un surplus globale di questo idrocarburo, precisando che, «sebbene le politiche di liberalizzazione possano essere strumenti efficaci per ridurre i prezzi in periodi di abbondanza di gas, esse non rappresentano una soluzione di lungo termine qualora l’abbondanza dovesse derivare principalmente da importazioni» e avvertendo che questa fase di diminuzione dei prezzi avesse carattere temporaneo e che lo scenario sarebbe potuto mutare a pandemia finita, a seguito della diminuzione dell’offerta di metano sui mercati internazionali.³

Tale scenario si è in effetti realizzato; infatti, la crescita dei prezzi sulla Borsa olandese del gas TTF, benchmark per tutte le borse europee, si è iniziata a registrare a partire dalla fine dell’estate del 2021; precisamente, tra settembre ed ottobre si è assistito ad un forte incremento dei prezzi rispetto ai mesi precedenti, da allora l’indice TTF ha progressivamente continuato a innalzarsi fino a raggiungere un primo picco storico il 21 dicembre 2021 pari a 180€/MWh;⁴ poi, a seguito dell’invasione dell’Ucraina da parte della Russia, si è attestato su un nuovo massimo il 7 marzo 2022 ri a 227€/MWh; da ultimo, il 26 agosto 2022, il prezzo ha raggiunto il valore mai registrato prima di 339€/MWh.

A partire da tale data l’indice si è progressivamente abbassato,⁵ ma i rischi di nuovi aumenti sono sempre presenti.

Per comprendere quali sono state le cause scatenanti di questa crisi, è necessario, in primo luogo, analizzare i fattori di varia natura che, tra il 2021 e il 2022, hanno inciso sulla domanda e l’offerta di gas globale.

Nel 2021 si è assistito ad uno scenario che può essere considerato la “tempesta perfetta” in termini di incremento di domanda e riduzione dell’offerta di metano.

Infatti, si è verificata una forte diminuzione della produzione di energia elettrica da parte di fonti energetiche diverse dal gas.

Il Brasile, secondo più grande produttore di energia idroelettrica a livello mondiale nel 2020,⁶ ha vissuto un’annata negativa, riducendo considerevolmente la produzione rispetto agli anni precedenti.⁷

Al contempo nel mare del Nord il vento era ridotto, e ciò ha comportato una riduzione della produzione di energia da generatori eolici;⁸ conseguentemente si è reso necessario produrre una maggiore quantità di energia elettrica da gas naturale.

Sotto il profilo dell’offerta di questa risorsa, sono stati compiuti plurimi interventi di manutenzione straordinaria a vari gasdotti che hanno provocato svariate difficoltà di approvvigionamento, a cui si sono aggiunti alcuni guasti e incendi; in aggiunta, la pandemia di COVID-19 ha comportato un rallentamento degli investimenti in attività di esplorazione e produzione di metano facendo in modo che, alla ripresa economica post pandemia, la sua offerta risultasse inadeguata.⁹

A livello economico, a partire dalla primavera del 2021, sostanzialmente tutto il mondo ha superato la fase critica della pandemia di COVID-19 e di conseguenza i consumi globali sono aumentati sensibilmente; quelli di gas sono cresciuti a livello mondiale del 4,5%, giungendo oltre la soglia dei 4.000 G(m)³,¹⁰ livelli superiori a quelli pre-COVID.

In Cina, uno dei Paesi che aveva adottato le misure più stringenti per fronteggiare la pandemia, l’economia è tornata repentinamente a crescere, tanto che le importazioni del secondo trimestre 2021 hanno toccato il massimo storico per il gigante asiatico.

Questo Paese, inoltre, già ad inizio 2021, assieme ad altre Nazioni asiatiche aveva dovuto rapidamente approvvigionarsi di gas e materie prime, a causa di problemi politici con due suoi importanti fornitori di GNL¹¹ quali Australia e Stati Uniti, oltre che per effetto di una riduzione della produzione da Russia e Norvegia,¹² giungendo addirittura ad incrementare i suoi consumi del 12% su base annua.¹³

Questo sensibile aumento dei consumi asiatici ha determinato un primo innalzamento dei prezzi del gas; progressivamente, poi, la domanda in Cina, soprattutto dopo l’uscita dal lockdown, è proseguita, a causa del rimbalzo della sua economia ed ai crescenti impieghi del metano nei vari usi.

A partire dalla primavera del 2021 anche l’economia europea si è ripresa e conseguentemente i suoi consumi sono aumentati con contestuale incremento della richiesta di gas pari al 4,3% rispetto al 2020.¹⁴

Va inoltre ricordato che, nel corso del 2021, si sono registrati bassi livelli di stoccaggio, tanto che a settembre i depositi europei erano riempiti al 71%, il 15% in meno rispetto alla media quinquennale,¹⁵ anche a causa di una primavera fredda e a problemi nell’approvvigionamento dai gasdotti per le ragioni summenzionate.

Ecco, dunque, realizzata la “tempesta perfetta” responsabile dell’aumento dei prezzi del metano, dove due gigantesche economie, quella europea e quella cinese, si sono trovate in competizione per gli approvvigionamenti di gas.

In specie negli ultimi anni la domanda di gas in Asia è sempre stata sostenuta, riuscendo ad attrarre circa il 70% dei volumi di GNL, nella maggioranza dei casi tramite contratti di compravendita con scadenza a medio-termine indicizzati al prezzo del petrolio.

I consumi europei, invece, sono stati coperti per il 67% da importazioni via pipeline¹⁶ con prevalente indicizzazione ai prezzi hub, mentre la produzione interna è calata di 25 mld a fronte di 500 consumati,¹⁷ per cui, quando nel 2021 il restante 30% di GNL offerto sui mercati spot è diventato essenziale per la copertura della domanda sia in Europa che in Asia, la competizione tra i due mercati si è accesa.¹⁸

Nel corso dell’anno, anche a causa delle elevate quotazioni raggiunte, i prezzi asiatici e quelli europei sono diventati sempre più correlati: problemi caratteristici del mercato europeo, quali bassi stoccaggi e problemi di approvvigionamento dai metanodotti, hanno fatto crescere i prezzi dell’hub continentale, costringendo i compratori asiatici a pagare prezzi più elevati per coprire la domanda interna.

Viceversa, una riduzione della richiesta in Asia ha permesso di attrarre verso l’Europa maggiori quantitativi di GNL, come accaduto nel dicembre del 2021.¹⁹

Ad inizio 2022 l’indice TTF, pur rimanendo sugli elevati livelli di ottobre 2021 si era abbassato; tuttavia, è tornato a crescere a partire da febbraio.²⁰

L’anno scorso, infatti, gli elementi che hanno maggiormente inciso sulla crescita dei prezzi sono stati: i bassissimi livelli degli stoccaggi di metano europei, che al 31 gennaio 2022 hanno toccato i minimi storici,²¹ oltre alla speculazione finanziaria,²² ma, soprattutto, la guerra in Ucraina²³ e la forte dipendenza dell’Unione europea dalle importazioni di gas russo.²⁴

Per avere un’idea precisa della rilevanza della Russia sulle forniture di metano in Europa è bene delineare il quadro delle fonti di approvvigionamento europee alla data dello scoppio del conflitto.²⁵

In base ai dati Eurostat, nel 2021, l’Unione europea registrava un tasso di dipendenza di gas naturale, ossia la quantità di metano che un Paese è costretto ad importare per soddisfare il proprio fabbisogno interno, pari all’83% e in 15 Nazioni il livello di dipendenza era superiore al 90%.²⁶

Delle importazioni, il 13,7% proveniva da esportatori vari, il 6,7% dal Regno Unito, il 7,2% dagli Stati Uniti, l’8,2 % dall’Algeria, il 24,9 % dalla Norvegia e il restante 39,7% dalla Russia,^{27 28}rendendo quest’ultima la maggiore Nazione esportatrice di gas in Europa.²⁹

Alcuni Paesi del continente europeo poi dipendevano in misura ancora maggiore dall’import russo, rappresentando nel 2021 il 43,3% di quello italiano³⁰ e il 55 % di quello tedesco.³¹

Il gas russo, nel 2022, giungeva in Europa prevalentemente tramite quattro pipelines, il Soyuz in Ucraina, il Yamal in Bielorussia, il Nord Stream 1 nel mar Baltico, e attraverso il mar Nero con il Turkish Stream e il Blue stream, mentre il resto tramite navi metaniere.

Con la deflagrazione del conflitto russo-ucraino i timori di possibili interruzioni degli approvvigionamenti di gas russo all’Europa, uniti alla speculazione finanziaria, hanno fatto nuovamente innalzare i prezzi.

Dopo un periodo di relativo abbassamento, il costo del gas ha raggiunto un nuovo picco storico il 7 marzo 2022 pari a 227€/MWh.³²

Il peso della dipendenza europea dalle forniture russe di gas e i pericoli connessi erano già ben noti alle istituzioni europee nel 2014, come emerge chiaramente dalla Comunicazione della Commissione al Parlamento europeo e al Consiglio intitolata “Strategia europea di sicurezza energetica”, dedicata alla sicurezza degli approvvigionamenti energetici europei, in cui si sottolinea che la questione più urgente sul fronte della sicurezza delle forniture è la forte dipendenza da un unico fornitore estero, la Russia; problema afferente in particolare il gas, ma anche l’energia elettrica.³³

Con l’adozione delle sanzioni da parte della UE nei confronti della Russia, in risposta all’invasione bellica dell’Ucraina, Mosca ha reagito iniziando a usare il gas come strumento di pressione politica nei confronti dell’Europa, dapprincipio imponendo il pagamento delle proprie forniture in rubli, che a fine maggio ha determinato una interruzione dei rifornimenti in Bulgaria, Polonia, Finlandia, Danimarca e Olanda, mercati approssimativamente equivalenti al 15% delle importazioni russe all’Unione europea.³⁴

La situazione sul fronte prezzi nel mercato di Amsterdam si è ancor più aggravata, quando Gazprom³⁵ ha tagliato del 60 % i rifornimenti alla Germania e del 50 % quelli all’Italia.³⁶

Le forniture sono state ulteriormente ridotte da Gazprom in vista del Consiglio europeo del 23-24 giugno 2022, che ha portato alla concessione all’Ucraina dello status di candidato all’adesione.³⁷

Nella estate del 2022 i prezzi hanno continuato a salire, non solo per le continue minacce incrociate tra Mosca e Bruxelles, tra cui la proposta europea di introdurre un tetto al prezzo del gas e per la speculazione finanziaria, ma anche per effetto della siccità, che ha comportato una crisi generale del comparto elettrico, tanto che in Francia due centrali nucleari sono state spente³⁸ e in Italia si è verificato un crollo della produzione idroelettrica, calata del 40% rispetto alla media storica.³⁹

I rialzi, accompagnati da forte volatilità che ha caratterizzato l’indice per tutto il 2022, hanno fatto toccare al TTF un valore di 339 €/MWh il 26 agosto, il maggior picco mai registrato per il prezzo del gas.⁴⁰

Da questa data l’indice, pur rimanendo particolarmente volatile, è progressivamente diminuito e sotto questo profilo un ruolo centrale è stato rivestito a livello nazionale da condizioni meteorologiche particolarmente favorevoli tra settembre ed ottobre 2022, che hanno consentito una riduzione del consumo di gas. Successivamente, a livello europeo, dall’importante accordo raggiunto all’unanimità nel Consiglio europeo del 20-21 ottobre 2022 sull’indirizzo politico da seguire per fronteggiare la crisi energetica, frutto di una interlocuzione già avviata a partire dal Consiglio europeo di Praga.

Tale accordo programmatico ha portato all’adozione ravvicinata di molteplici regolamenti europei.

Tra i vari atti legislativi europei entrati in vigore per contenere gli effetti della crisi dei prezzi del gas e i problemi di approvvigionamento, tre rivestono particolare rilevanza:

• il Regolamento (UE) 2022/2578 del Consiglio, del 22 dicembre 2022, che istituisce un meccanismo di correzione del mercato per proteggere i cittadini dell’Unione e l’economia da prezzi eccessivamente elevati,⁴¹ che è intervenuto direttamente sul mercato TTF e di cui si tratterà nel presente articolo;⁴²

• il Regolamento (UE) 2022/1369, del 5 agosto 2022, relativo a misure coordinate di riduzione della domanda di gas, con cui vengono invitati gli Stati europei a ridurre, volontariamente, il proprio consumo di gas del 15% dal 1° agosto 2022 al 31 marzo 2023, riduzione che diverrebbe obbligatoria nel caso in cui il Consiglio dell’Unione europea decretasse l'allerta energetica. Tale percentuale è in realtà il tetto massimo della riduzione richiesta, infatti, alcuni Paesi, inclusa l'Italia, potranno usufruire di una serie di deroghe che, mediamente, fanno scendere il taglio obbligatorio di otto punti percentuali.

• Il Regolamento (UE) 2022/1032 che modifica i regolamenti (UE) 2017/1938 e (CE) n. 715/2009 per quanto riguarda lo stoccaggio del gas che richiede agli Stati membri di riempire i propri siti di immagazzinamento al 90% della loro capacità entro il 1° novembre di ogni anno⁴³ (l’obbiettivo per il 2022 è stato dell’80%) e di seguire specifiche misure ed indicazioni per raggiungere tale risultato.

2. Il meccanismo di pricing nei contratti di importazione

Gli eventi in precedenza esposti hanno influenzato la domanda e l’offerta di gas, incidendo a loro volta sui prezzi della commodity in esame, ma la ragione per cui le fluttuazioni di domanda e offerta sono state così determinanti per la formazione dei costi è da ricondurre al meccanismo di pricing del gas contenuto, al 2022, nella maggioranza dei contratti europei di importazione del metano che, a giudizio di molti esperti del settore energetico,⁴⁴ costituisce la vera causa della crisi.

Preliminarmente va precisato che l’Unione europea si presenta fortemente dipendente dalle importazioni di gas da Paesi extracomunitari.

La domanda di gas in Europa, nel corso del 2021, è stata soddisfatta per l’1% da prelievi netti di stoccaggio, per il 13% da produzione interna, per il 19% da importazioni di GNL e per il 67% da importazioni via gasdotto.⁴⁵

Quest’ultimo tipo di meccanismo di distribuzione crea un legame indissolubile tra mercato di produzione e mercato di destinazione.

I gasdotti hanno costi elevatissimi, da qui la peculiare struttura dei contratti di importazione che è stata a lungo la prevalente nel nostro continente, ossia contratti pluriennali con clausole take or pay, ovvero indicanti una quantità minima di gas che gli importatori devono acquistare o ad ogni modo pagare, e indicizzazione del prezzo ai prodotti petroliferi.

La scelta di legare il prezzo del gas a quello del petrolio è volta a ridurne il rischio di fluttuazione improvvisa e garantire stabilità e capacità di previsione dei prezzi.

Il panorama dei contratti di importazione e dei meccanismi di pricing è mutato a partire dal 2008/2009, a seguito di specifiche condizioni di mercato venutesi a profilare dopo la grave crisi finanziaria che ha colpito il mondo intero.

Invero, a partire dal 2009, la disponibilità di grosse quantità di GNL dal Qatar non destinate ad un compratore specifico ha comportato un eccesso di offerta sui mercati europei.⁴⁶

Infatti, nella struttura dei contratti di compravendita di GNL, in passato anch’essi prevalentemente strutturati a lungo termine e indicizzati al petrolio, a partire dagli anni ‘90 si è assistito all’introduzione di condizioni contrattuali più flessibili che hanno permesso la fornitura di gas ai consumatori dei mercati liberalizzati, in particolare in quei casi in cui vi era eccesso di disponibilità di gas naturale liquido rispetto agli impegni previsti dai contratti di lunga durata e dove esisteva la possibilità di accesso agli impianti di distribuzione.⁴⁷

Ebbene, l’eccesso di offerta di GNL sul mercato europeo del 2009 ha fatto in modo che i prezzi negli hub, ossia i mercati fisici e virtuali in cui avvengono gran parte delle contrattazioni di gas sul mercato europeo, siano drasticamente calati in quanto determinati dalle dinamiche di domanda e offerta, mentre i prezzi dei prodotti petroliferi a cui il gas trasportato via gasdotto era prevalentemente indicizzato sono rimasti su livelli ben più elevati.

I fornitori di gas si sono trovati nella posizione di dover acquistare il gas a prezzi indicizzati al petrolio, ma, contestualmente, nell’impossibilità di venderlo ai clienti finali, in quanto più costoso rispetto a quello indicizzato ai prezzi hub.

I distributori hanno così esercitato forti pressioni sui produttori di gas per ottenere rinegoziazioni dei contratti che portassero ad avere prezzi in linea con quelli degli hub.

Da allora l’indicizzazione ai prezzi hub o meccanismi di indicizzazione misti hub-petrolio, hanno preso il sopravvento sui tradizionali modelli di pricing, prima in Europa Nord-occidentale e poi nel resto del continente, con minore penetrazione nei mercati iberici, balcanici e baltici.

Nel corso degli anni il mercato di riferimento per la formazione dei prezzi, capace di influenzare tutte le altre borse del gas nazionali europee è diventato il TTF, ossia la Borsa del gas olandese,⁴⁸ che nei primi otto mesi del 2022⁴⁹ e, già nel 2021, deteneva una quota sul commercio totale di gas europeo pari all’80%, con incremento del 10% rispetto al 2020,⁵⁰ e non a caso; infatti, i Paesi Bassi sono il più grande produttore di metano dell’Unione europea.⁵¹

Il problema insito in questa forma di indicizzazione risiede nel fatto che la Borsa del gas di Amsterdam è un mercato di commodity piuttosto piccolo; infatti, quotidianamente le contrattazioni si aggirano su 1/2 miliardi di €, a differenza del mercato petrolifero del Brent, in cui avvengono le negoziazioni di prodotti petroliferi che si aggirano giornalmente all’incirca sui 2000 miliardi di $.⁵²

Ciò fa sì che anche variazioni relativamente modeste nella domanda e nell’offerta generino imponenti fluttuazioni del prezzo e possano dare luogo ad elevata volatilità dell’indice.

L’entità della indicizzazione al TTF è altissima. L’ARERA ha stimato che nel 2022 il 70-80% del gas complessivamente oggetto dei contratti di importazione facesse riferimento a indici legati alle quotazioni di prodotti del gas scambiato su diversi hub all’ingrosso, europei e nazionali, mentre la parte residua, ossia il 20/30% dei contratti, fosse indicizzata alle quotazioni medie dei prodotti petroliferi.⁵³

3. Il price cap al prezzo del gas

La risposta europea più rilevante, per quanto concerne il contenimento delle impennate del prezzo del gas sul mercato TTF, ma anche, negli altri VTP,⁵⁴ è rappresentata dal Regolamento (UE) 2022/2578 del Consiglio del 22 dicembre che istituisce un meccanismo di correzione del mercato per proteggere i cittadini della Unione e l'economia da prezzi eccessivamente elevati.

Il Consiglio dell’Unione europea, sebbene consideri il TTF uno strumento idoneo a conseguire l’obbiettivo di bilanciare la domanda e l’offerta di gas nell’Europa nord-occidentale, ha ritenuto imprescindibile intervenire per limitare gli effetti degli episodi di picchi anomali dei prezzi sul TTF, rispetto ad altri mercati regionali dell’Unione europea; del pari, ha giudicato necessario un intervento in tal senso rispetto ad altri hub.

Oltre alla previsione del meccanismo di correzione del mercato (definito MCM dal Regolamento), il Regolamento suggerisce, quale possibile mezzo, per le imprese energetiche, tramite cui superare le difficoltà legate all’attuale modello di formazione dei prezzi, di tentare la rinegoziazione dei contratti esistenti basati su TTF con le proprie controparti.

Orbene, venendo all’analisi del Regolamento (UE) 2022/2578, vi sono preliminarmente da considerare due aspetti.

Innanzitutto, il meccanismo di correzione del mercato è stato elaborato considerando la contingente complessa situazione geopolitica e i pericoli di natura economica che la sua attivazione potrebbero innescare; perciò, lo strumento è stato concepito per non mettere a rischio la sicurezza di approvvigionamento dell’Unione, già indebolita dai tagli di forniture russe, né compromettere gli obbiettivi di riduzione del consumo di gas stabiliti dal Regolamento (UE) 2022/1369, né mettere a repentaglio gli scambi di gas intraunionali e la stabilità dei mercati dei derivati. A tal fine sono previste apposite “misure di salvaguardia”, che verranno analizzate nel prosieguo del paragrafo.

In secondo luogo, la sua approvazione da parte del Consiglio dell’Unione europea è giunta a seguito di una prolungata e turbolenta trattativa politica tra gli Stati membri; per cui, il testo che ne è scaturito costituisce un punto di equilibrio, tra le posizioni dei Paesi più restii a introdurre un price cap, quali Germania e Olanda⁵⁵ e quelle delle Nazioni più intenzionate in tal senso, tra cui Italia, Francia e Spagna.

In particolare, la discussione sul tema è stata avviata a seguito dell’invito del Consiglio europeo, risalente al 21 ottobre 2022 e rivolto a Commissione e Consiglio dell’Unione europea, a presentare, con urgenza, decisioni sul problema dell’elevato livello dei prezzi del gas sul mercato TTF;⁵⁶ a tale richiesta, ha fatto seguito una proposta della Commissione europea, volta all’adozione di un Regolamento del Consiglio “introduttivo di un meccanismo di correzione del mercato, in grado di prevenire episodi di picchi estremi del prezzo del gas, parzialmente determinati da inefficienze nei meccanismi di formazione del prezzo”.⁵⁷

Tuttavia, i Paesi fautori del tetto si sono detti contrari alla misura,⁵⁸ facendola sostanzialmente naufragare, dato che, dovendo essere adottata sulla base dell’art. 122, par. 1 TFUE,⁵⁹ per essere approvata, necessita della maggioranza qualificata dei membri del Consiglio.

Le ragioni dell’affossamento della misura derivano, non solo dall’entità del limite al prezzo del gas fissato in tale progetto, considerato eccessivo e non realistico,⁶⁰ ma, soprattutto, dal fatto che quello prospettato dalla Commissione è un tetto fisso e non un corridoio di prezzo, come richiesto nel corso della riunione del Consiglio europeo del 20 e 21 ottobre 2022.⁶¹

Proprio per questo motivo, la presidenza del Consiglio dell’Unione europea, in occasione della riunione straordinaria del Consiglio "Trasporti, telecomunicazioni e energia” del 24 novembre 2022, aveva concluso che fossero necessari maggiori lavori per concordare i parametri del meccanismo e aveva assicurato il massimo impegno da parte sua, per progredire, il prima possibile, verso un accordo, con l’obbiettivo di raggiungere un’intesa politica, in vista del successivo summit del Consiglio trasporti, telecomunicazioni, energia, previsto per il 13 dicembre 2022.

Ebbene, dopo alcune riunioni del Consiglio "Trasporti, telecomunicazioni ed energia”, il 29 dicembre 2022 il Regolamento (UE) 2022/2578 è stato pubblicato sulla G.U.E. ed è entrato in vigore il 1° febbraio 2023, però in tale data, solo parzialmente; infatti le disposizioni di cui all’art. 8 sono operative già dal 1° gennaio 2023, mentre quelle relative all’evento di correzione del mercato che consente all’MCM di attivarsi (art. 4) vigono dal 15 febbraio 2023.

Corre l’obbligo di precisare che, accanto al Regolamento in esame, esistono testi normativi che intervengono sui mercati in presenza di volatilità estrema dei prezzi, ossia la Direttiva 2014/65/UE relativa ai mercati degli strumenti finanziari, la quale già prevede alcuni strumenti di salvaguardia per limitare gli episodi di volatilità estrema, ad esempio, imponendo che i mercati regolamentati prevedano i cosiddetti “interruttori di circuito” a breve termine, che limitano gli aumenti estremi dei prezzi in determinate fasce orarie.

Altra misura di questo tipo, è lo strumento temporaneo di gestione dell’eccesso di volatilità infragiornaliera sui mercati dei derivati energetici, introdotto dal Regolamento (UE) 2022/2576 del Consiglio, che contribuisce a limitare la volatilità estrema dei prezzi nell’arco di una giornata nei mercati dei derivati energetici.

Tuttavia, tali meccanismi funzionano a breve termine e non sono volti a impedire che i prezzi di mercato raggiungano livelli eccessivi; ecco perché il Regolamento (UE) 2022/2578 assume tanta rilevanza.

Il Regolamento «istituisce un meccanismo temporaneo di correzione del mercato (MCM) per gli ordini effettuati per la negoziazione di derivati TTF⁶² e derivati collegati ad altri punti di scambio virtuale (VTP) […], al fine di limitare gli episodi di prezzi eccessivamente elevati del gas nell’Unione che non riflettono i prezzi del mercato a livello mondiale»,⁶³ applicato per un anno a partire dal 1° febbraio 2023.

La scelta del legislatore europeo, di estendere l’MCM ad altri VTP oltre al TTF, deriva dal rischio concreto che, una volta applicato al TTF il meccanismo di correzione, le transazioni si spostino su derivati collegati ad altri punti di scambio virtuale; tuttavia, l’estensione del meccanismo a derivati collegati ad altri VTP è procedura complessa che ha richiesto ulteriori valutazioni tecniche.

Per questo motivo e in considerazione della necessità di intervenire con urgenza sul derivato più importante (id est il TTF), alla Commissione europea è stato attribuito il potere di adottare entro il 31 marzo 2023, con atto di esecuzione, i dettagli tecnici concernenti l’applicazione dell’ MCM ai derivati collegati ad altri VTP,⁶⁴ sulla base di appositi criteri⁶⁵ e di un’apposita valutazione compiuta congiuntamente da ESMA (Autorità europea degli strumenti finanziari e dei mercati) e ACER (Agenzia per la cooperazione europea fra i regolatori nazionali dell’energia).⁶⁶

Tale atto è stato adottato, in data 31 marzo 2023. Si tratta del Regolamento di esecuzione (UE) 2023/736 della Commissione, con cui, a partire dal 31 maggio 2023 viene estesa l’operatività del Regolamento (UE) 2022/2578 agli ordini effettuati per la negoziazione di derivati collegati a VTP situati nell'Unione diversi dai TTF, prevedendo alcune specifiche eccezioni.⁶⁷

Il Regolamento (UE) 2022/2578 non si applica ai contratti derivati TTF conclusi prima del 1° febbraio 2023, agli atti di acquisto e di vendita di derivati TTF, effettuati al fine di compensare o ridurre i contratti derivati TTF conclusi prima del 1° febbraio 2023 e agli atti di acquisto e vendita di derivati TTF nel quadro della procedura di gestione degli inadempimenti di una controparte centrale di compensazione (CCP), comprese le OTC registrate nel mercato regolamentato ai fini di compensazione.⁶⁸

L’MCM è strutturato in modo tale da soddisfare due criteri che sono concretizzati nelle condizioni cumulativamente previste perché scatti il meccanismo di correzione; da un lato, fungere da efficace strumento di contrasto a episodi di prezzi eccessivamente elevati del gas e, dall’altro, essere attivato solo se i prezzi raggiungono livelli eccezionali rispetto ai mercati mondiali.

Il meccanismo di correzione per il prezzo dei derivati TTF front year⁶⁹ con scadenze da un mese ad un anno si attiva in conseguenza della verificazione di un «evento di correzione del mercato», ossia quando il prezzo di regolamento dei derivati TTF front month:⁷⁰

a) supera 180 €/MWh per tre giorni lavorativi;⁷¹ e

b) è superiore di 35 € al prezzo di riferimento⁷² nel periodo di cui alla lettera a).⁷³

L’ACER, che è tenuta a monitorare costantemente l’andamento del prezzo di riferimento ed il prezzo dei derivati TTF front month e quelli collegati ad altri VTP, una volta constatato il verificarsi di un evento di correzione del mercato, pubblica sul proprio sito web un avviso, che afferma che si è verificato tale evento («avviso di correzione del mercato») e ne informa il Consiglio, la Commissione, la BCE e l’ESMA.⁷⁴

A decorrere dal giorno successivo alla pubblicazione dell’avviso, i gestori dei mercati non accettano e i partecipanti del mercato non presentano ordini di derivati TTF che giungono a scadenza nel periodo tra la data di scadenza del derivato TTF front month e quella del derivato TTF front year con prezzi superiori a 35 €/MWh, rispetto al prezzo di riferimento pubblicato dall’ACER il giorno precedente («limite dinamico di offerta»).⁷⁵

Il massimale di prezzo, che si attiva a seguito di un avviso di correzione del mercato, è dinamico e non statico in quanto è parametrato al prezzo di riferimento che viene pubblicato quotidianamente dall’ACER, sulla base delle informazioni ricevute a norma dell’art. 3, paragrafo 1, una sorta di prezzo medio del GNL a livello mondiale; i benefici di questa scelta risiedono nel fatto che, in tal modo, il massimale rimarrà sempre in linea con l’andamento del mercato del GNL e ridurrà anche i rischi di possibili impatti sul regolare funzionamento dei mercati dei derivati energetici.

Una volta attivato, il meccanismo di correzione rimane operativo per 20 giorni lavorativi, salvo che venga sospeso o disattivato.⁷⁶

La scelta di prevedere una durata di operatività dell’MCM così lunga, ovvero 20 giorni lavorativi, discende dalla volontà del legislatore europeo di evitare che il meccanismo venga azionato e interrotto con eccessiva frequenza.

É poi prevista un’ulteriore ipotesi di disattivazione che giustificherebbe una durata addirittura più lunga del meccanismo, ossia, che il prezzo di riferimento sia inferiore a 145 €/MWh per tre giorni lavorativi consecutivi;

Inoltre, è prevista una fattispecie che determina la disattivazione immediata del meccanismo, ossia «Ove la Commissione ha dichiarato lo stato di emergenza a livello regionale o dell'Unione, in particolare in caso di deterioramento significativo della situazione di approvvigionamento di gas che porta a una situazione in cui l'approvvigionamento di gas è insufficiente a soddisfare la rimanente domanda di gas («razionamento»), a norma dell'articolo 12, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2017/1938, il limite dinamico di offerta di cui all'articolo 3 bis, paragrafo 1, lettera c), è disattivato».⁷⁷

In questo caso, il riferimento all’articolo 3 bis potrebbe essere frutto di un refuso, forse da interpretare come un richiamo all’art. 4, in quanto nessun articolo 3 bis è contenuto nel Regolamento (UE) 2022/2578.

Una volta verificatosi un evento di disattivazione, l’ACER pubblicherà sul proprio sito web un avviso, notificandolo a Commissione, Consiglio, BCE ed ESMA.⁷⁸

La norma non specifica a partire da quando il meccanismo risulterà inattivo, ma si può ritenere che, conformemente a quanto previsto per l’attivazione, il meccanismo non opererà più a partire dal giorno successivo alla pubblicazione.

L’operatività del meccanismo può provocare effetti indesiderati e imprevedibili sull’economia, tra cui rischi per la sicurezza dell’approvvigionamento energetico e per la stabilità finanziaria.

Proprio per questo motivo, innanzitutto, l’ESMA, l’ACER, l’ENTSOG (la Rete europea dei gestori dei sistemi di trasporto del gas) e il GCG (Gruppo di coordinamento del gas) monitorano costantemente gli effetti del limite dinamico di prezzo su tali aspetti e sono istituite apposite misure di salvaguardia che consentono di sospendere il meccanismo in qualsiasi momento.⁷⁹

Infatti, sulla base di questo monitoraggio, la Commissione può sospendere in ogni istante l’MCM con decisione di esecuzione, e «qualora si verifichino turbative indesiderate del mercato o vi siano rischi evidenti di tali turbative, con ripercussioni negative sulla sicurezza dell'approvvigionamento, sui flussi di gas intra-Unione o sulla stabilità finanziaria («decisione di sospensione»)».⁸⁰

Nel valutare se sospendere il meccanismo, la Commissione dovrà considerare se l’attivazione dello stesso:

1. Metta a rischio la sicurezza dell’approvvigionamento di gas dell’Unione europea.

2. Si verifichi durante un periodo in cui gli obbiettivi obbligatori di riduzione della domanda di gas sanciti dall’art. 5 del Regolamento (UE) 2022/1369 non sono conseguiti a livello di Unione o incida negativamente sui progressi compiuti nell’attuazione dell’obbiettivo di risparmio di gas sanciti dall’ art. 3 del Regolamento (UE) 2022/1369.

3. Impedisca i flussi di gas intraunionali.

4. Incida sulla stabilità e sul regolare funzionamento dei mercati dei derivati energetici.

5. Comporti differenze sostanziali tra l’andamento dei prezzi nei diversi mercati organizzati nell’Unione e in altri mercati organizzati pertinenti.

6. Incida sulla validità dei contratti di fornitura di gas preesistenti, compresi quelli a lungo termine.⁸¹

A decorrere dal giorno successivo alla pubblicazione della decisione di sospensione in Gazzetta ufficiale dell’Unione europea e nella misura in cui l’atto lo specifichi, il limite dinamico di offerta cessa di essere applicato.⁸²

La Commissione, nello svolgimento dei compiti ad essa assegnati dagli art. 4, 5 e 6, viene assistita da ACER, ESMA, ENTSOG e GCG e può consultare la BCE per consulenza su qualsiasi questione relativa al suo compito ai sensi degli art. 127, paragrafo 5, TFUE, ossia contribuire ad una buona conduzione delle politiche per quanto concerne la vigilanza prudenziale degli enti creditizi e la stabilità del sistema finanziario.⁸³

Il Regolamento prevede, inoltre, che ESMA e ACER presentino alla Commissione, entro il 1° marzo 2023, una relazione valutativa degli effetti dell’MCM sui mercati finanziari e dell’energia e sulla sicurezza dell’approvvigionamento energetico, al fine di accertare se gli elementi centrali del meccanismo di correzione risultino ancora adeguati, alla luce degli sviluppi dei mercati finanziari e dell’energia e della sicurezza dell’approvvigionamento.⁸⁴

Una relazione preliminare sui dati concernenti l’introduzione dell’MCM è stata notificata alla Commissione, il 23 gennaio 2023, conformemente a quanto stabilito dal Regolamento.⁸⁵

Viene poi attribuito un potere di riesame del Regolamento alla Commissione, che potrà proporre specifiche modifiche volte ad includere i contratti derivati OTC o relative agli elementi presi in considerazione per determinare il prezzo di riferimento.⁸⁶

Sono, inoltre, stabilite apposite norme in materia di segreto professionale dall’art. 7 del Regolamento (UE) 2022/2578.

4. La congiuntura del 2023

Se il 26 agosto 2022 l’indice TTF ha raggiunto il valore mai registrato prima di 339 €/MWh, come ricordato, a partire da settembre 2022 la situazione sul fronte dei prezzi del gas è nettamente migliorata.

Da tale data, infatti, il costo del gas sulla borsa TTF ha progressivamente continuato a scendere, almeno fino alla prima metà di giugno, attestandosi, a luglio 2023, su un valore compreso tra i 35 e i 25€/MWh, livelli di prezzo pur sempre superiori di quasi il doppio rispetto a quelli anteriori alla crisi.

Questa discesa dei prezzi in Europa è il risultato di una serie di fattori combinati, tra cui: la riduzione della domanda di gas a livello europeo,⁸⁷ l’introduzione di misure di efficientamento energetico tanto nel settore industriale, quanto in quello domestico, livelli di stoccaggio del gas ben al di sopra della media dell’anno scorso,⁸⁸ un inverno più mite del solito in Europa che, unito al crescente ricorso alla produzione di energia elettrica a partire da fonti rinnovabili e ad una ripresa del comparto nucleare, ha contribuito a ridurre considerevolmente la domanda di gas a livello europeo.

In aggiunta, l’offerta di tale commodity è rimasta consistente, e, in particolare, i livelli di importazione di GNL sono stati piuttosto elevati.⁸⁹

A livello mondiale, rilevante è stata la riduzione di consumo di gas da parte dell’Asia che, negli ultimi mesi dell’anno scorso, è rimasto limitato e ha continuato a rimanere relativamente basso durante i primi mesi del 2023,⁹⁰ anche in ragione della crescita economica medio-bassa della Cina, nonostante l’eliminazione delle restrizioni legate al COVID-19 a partire da gennaio 2023.

La domanda cinese di GNL rimane un fattore chiave per l’evoluzione dei prezzi del gas a livello globale.

Eventuali innalzamenti degli indici asiatici potrebbero determinare una risalita dei prezzi del GNL su scala mondiale e, ancor più significativamente, potrebbero comportare una riduzione dei volumi disponibili.

Ad oggi gli indici asiatici si aggirano su livelli all’incirca equivalenti a quelli europei, per cui non si è accesa la competizione per accaparrarsi il gas liquido e a febbraio 2023 la differenza di prezzo tra i TTF front-month e il GNL importato in Europa si aggirava tra i 3 e i 6 €/MWh,⁹¹ ben al di sotto dei livelli richiesti per l’integrazione di una delle condizioni cumulativamente previste per l’attivazione dell’MCM, ovvero che il prezzo di regolamento dei derivati TTF front month sia superiore di 35€/MWh al prezzo di riferimento per tre giorni lavorativi.⁹² Altro elemento che sta contribuendo a garantire prezzi più bassi sul mercato è il flusso di gas russo trasportato tramite pipelines verso l’Europa che, ad oggi, continua la dinamica avviata a partire dal 1° settembre 2022, rimanendo stabile sui 70 milioni di metricubi trasportati al giorno, equivalenti a 22 miliardi di metricubi all’anno (40 miliardi in meno rispetto al 2022).⁹³

Ad oggi tali flussi non paiono minacciati da possibili interruzioni, sebbene rimanga una preoccupazione il transito attraverso l’Ucraina, in quanto gli accordi di passaggio di gas russo su tale Paese scadono il 31 dicembre 2024.⁹⁴

Un ruolo fondamentale nell’equilibrare il mercato europeo del gas negli ultimi diciotto mesi è poi stato svolto dalle forniture via gasdotto norvegesi; infatti, tale Stato è diventato il principale fornitore di metano dell’Unione europea.

Tuttavia, interventi di manutenzione in alcuni impianti della Nazione scandinava che erano stati ritardati, stanno ora avendo luogo e a tale fattore devono essere in parte ricondotti gli innalzamenti di prezzo registrati a giugno, a riprova del fatto che il mercato rimane instabile e facilmente influenzabile.⁹⁵

Elemento ulteriore da considerare, principalmente per quanto attiene il livello di offerta globale di gas è l’entità delle forniture di GNL, aumentate nel 2023 in misura inferiore a quanto prospettato da alcuni studiosi ad inizio 2022.⁹⁶

Situazione che, tuttavia, dovrebbe modificarsi, se le navi cargo attualmente in navigazione consegneranno i loro carichi più prontamente di quanto abbiano fatto nel corso dell’anno corrente.⁹⁷

5. Prospettive future del mercato del gas e osservazioni conclusive

All’esito della ricostruzione delle cause che hanno determinato la crisi dei prezzi del gas e dell’analisi del principale intervento legislativo europeo volto a mitigare il costo di tale commodity, pare opportuno svolgere alcune osservazioni conclusive.

In un contesto come quello delineato nel paragrafo precedente, caratterizzato da una diminuzione progressiva dei prezzi del gas, non sono mai state integrate le condizioni per l’attivazione del Meccanismo di correzione.

Tuttavia, per quanto lo scenario attuale renda inverosimile un’applicazione dell’MCM nell’immediato futuro, ciò non è da escludere, nei prossimi mesi del 2023.

In primis, è opportuno tenere a mente che questa situazione favorevole potrebbe essere pregiudicata da cambiamenti moderatamente contenuti nelle dinamiche di mercato; ciò potrebbe, innanzitutto, accadere nella Borsa olandese del gas TTF che, si ricorda, è un mercato abbastanza contenuto sotto il profilo delle contrattazioni e di conseguenza facilmente influenzabile anche da eventi relativamente marginali.

Si pensi al netto innalzamento dei prezzi verificatosi durante la metà di giugno in conseguenza dell’inaspettato prolungamento dei lavori di manutenzione in uno dei tre principali impianti di trattamento del gas norvegesi.⁹⁸

Più recentemente, significativo è stato l’improvviso incremento registrato sull’indice TTF il 9 agosto 2023 (43€/MWh) rispetto al giorno precedente (30€/MWh), equivalente ad un innalzamento del 40%, che ha fatto raggiungere i livelli di prezzo registrati a metà giugno, per poi tornare a diminuire a partire dal 10 agosto; tale fenomeno è stato determinato dai timori di interruzione dell’approvvigionamento di GNL in ragione degli annunciati scioperi in alcuni importanti impianti di gas naturale liquido in Australia.

Quest’ ultimo evento è ancor più significativo alla luce del fatto che il GNL australiano raramente giunge direttamente in Europa ed è indicativo di quanto l’Unione europea, a seguito delle riduzioni di fornitura di gas russo via pipeline, sia diventata sempre più dipendente dai carichi marittimi globali di GNL.⁹⁹

Guardando ai mesi venturi, è immaginabile un’ulteriore discesa dei prezzi in ragione del riempimento totale degli impianti di stoccaggio europei verso l’inizio di settembre, a cui potrebbe, tuttavia, fare seguito un forte rialzo se l’inverno si avvierà con un clima freddo.¹⁰⁰

È poi da considerare che la recente tendenza europea ad approvvigionarsi di GNL piuttosto che attraverso gasdotti¹⁰¹ (anche in ragione dei tagli alle forniture da parte della Russia) suggerisce che in futuro si possa verificare una nuova corsa agli approvvigionamenti di gas naturale liquido.

Tale situazione potrebbe riaccendere la competizione tra mercato europeo e cinese per l’acquisizione di volumi di GNL,¹⁰² soprattutto in ragione del significativo incremento di importazioni di GNL da parte della Cina che potrebbe suggerire una domanda più aggressiva durante la seconda metà dell’anno, con il rischio di innescare nuovamente dinamiche di crescita del prezzo del gas.

Alla luce di queste considerazioni, vi è il serio pericolo che la volatilità sia il tratto caratteristico del prosieguo del 2023;¹⁰³ conseguentemente il meccanismo di correzione del mercato rischia di essere attivato nel prossimo futuro.

In aggiunta ai timori di attivazione del price cap, in una prospettiva di medio termine è opportuno considerare che gli sconvolgimenti del mercato mondiale del gas e le crescenti incertezze legate alla sicurezza delle forniture rischiano di arrestare o quantomeno rallentare il processo di transizione ecologica globale.

È opportuno, in primo luogo, rammentare che i combustili fossili gassosi sono inclusi nella Tassonomia europea delle attività economiche considerate sostenibili,¹⁰⁴ con la conseguenza che tali combustibili, a certe condizioni, sono da considerare eco-sostenibili.

La crisi del mercato del gas ha, tuttavia, suscitato profonde incertezze circa la possibilità di avere accesso, in futuro, a forniture di questo prodotto sicure ed a prezzi accessibili.

Attualmente le stime di crescita della domanda globale di gas tra il 2021 e il 2030 si aggirano sui 400 miliardi di metricubi, previsioni inferiori di circa 300 miliardi di metricubi a quelle anteriori all’invasione dell’Ucraina da parte della Russia.

Se questa riduzione di domanda non può essere integralmente addebitata alla crisi energetica, almeno con riguardo al Nord America,¹⁰⁵ essa ha sicuramente avuto un ruolo dirimente per quanto attiene alla Cina e all’Europa che vedono rispettivamente una diminuzione di domanda prospettata pari a 25 e 45 miliardi di metricubi.

Questa situazione crea incertezze sul futuro del gas e il processo di transizione ecologica; infatti, anteriormente alla crisi energetica, vi era unanimità nel ritenere che in ogni regione globale e, in particolare in quelle in cui il carbone era fortemente usato per la produzione di energia elettrica, il gas assieme alle energie rinnovabili avrebbe acquisito quote di mercato sempre maggiori a discapito del carbone che sarebbe stato progressivamente espunto dal mix energetico, nell’ottica di ridurre le emissioni di CO2.¹⁰⁶

Questa era specialmente la situazione prospettata in Asia,¹⁰⁷ tuttavia, la crisi ha determinato una ripresa degli investimenti nel settore carbonifero in alcuni Paesi asiatici e se il gas non verrà percepito come economicamente conveniente potrebbe essere escluso dal mix energetico di tali Nazioni a vantaggio del carbone e delle fonti rinnovabili.

Un interrogativo centrale è, dunque, se il 2022 abbia rappresentato solo una battuta d’arresto nell’abbandono del carbone in favore del gas e delle rinnovabili o se, invece, la percezione di un prezzo futuro alto e volatile abbia provocato un cambiamento strutturale, accelerando il passaggio verso le fonti rinnovabili, combinato, tuttavia, con un mantenimento duraturo del carbone nel mix energetico, con conseguenti emissioni di CO2 più elevate.

Sul punto i vari Stati si sono mossi in maniera e a ritmi diversi.

Nell’Unione europea e nel Regno Unito il carbone sta uscendo dal mix energetico a livelli che variano da Paese a Paese, ciò dipenderà anche da quanto sarà rapida la crescita delle fonti di produzione rinnovabili.

Corea e Taiwan stanno progettando di ridurre significativamente il ricorso al carbone per la produzione di energia elettrica, mentre il gas dovrebbe rimanere un importante componente del loro mix energetico.

In Giappone la velocità con cui l’energia nucleare riprenderà piede impatterà tanto sul ricorso all’uso del gas, quanto sull’uso del carbone.¹⁰⁸

Con riguardo al Nord America, se l’Inflation Reduction Act¹⁰⁹ verrà effettivamente implementato è probabile che impatti negativamente sul carbone e sul gas nella produzione di energia; tuttavia, è previsto un aumento dell’uso del gas nel settore industriale.

Nord Africa e Medio Oriente presentano importanti quote di gas, mentre sono ridotte o nulle quelle di carbone; si sta assistendo, dunque, ad un graduale spostamento verso le energie rinnovabili.

In Oceania, e in Australia in particolare, il carbone riveste ancora una grande importanza, ma l’obbiettivo è quello di espungerlo dal mix energetico il più rapidamente possibile sostituendolo con le energie rinnovabili che dovrebbero diventare preminenti, per quanto anche il gas pare poter beneficiare dell’eliminazione del carbone.

Per quanto attiene all’Africa sub sahariana il carbone viene usato solo in tre Paesi meridionali,¹¹⁰ di conseguenza gas e rinnovabili paiono avere grandi opportunità di crescita.

Pure in Sud e Centro America il ruolo del carbone è marginale per cui gas e rinnovabili potrebbero assumere un ruolo sempre più fondamentale.

Diversamente ci sono alcune regioni asiatiche – Cina, Asia meridionale e Stati membri dell’ASEAN¹¹¹ – in cui il ricorso al carbone risulta ancora fondamentale.

Per queste aree è prevista una forte crescita della domanda di gas e delle importazioni di GNL, con un declino delle quote di carbone in favore del gas.

Tuttavia, alcuni Paesi della zona, in particolare la Cina, stanno ancora investendo in carbone e vi è il concreto rischio che, se il gas verrà percepito come non conveniente nel prossimo futuro, questa fonte faticherà a rimanere nel mix energetico.¹¹²

Le prospettive di ricorso alle energie rinnovabili non sono rosee neppure in Russia¹¹³ e negli ex Paesi sovietici tendenzialmente orientati su carbone e gas con progressi ridotti nel campo delle rinnovabili.

In conclusione, pare che la concatenazione della crisi energetica e dell’Inflation Reduction Act negli Stati Uniti porterà ad una riduzione della domanda globale di gas rispetto alle stime anteriori al conflitto russo-ucraino.

Tuttavia, permangono significative incertezze, in particolare, è dubbia la crescita della domanda in Cina, Europa e Stati dell’ASEAN.

Specificamente, i livelli di domanda prospettati dal 2021 al 2030 non paiono in grado di assorbire le crescenti forniture di GNL disponibili.

Tuttavia, se i prezzi reagiranno conformemente a questo incremento di offerta come hanno fatto precedentemente durante periodi di eccesso di disponibilità di GNL, allora costi inferiori potrebbero stimolare una maggiore richiesta di gas in Paesi e regioni sensibili alle variazioni di prezzo.¹¹⁴