Paltrinieri: “Perché la proposta Ue sul tetto al prezzo del gas ci danneggia”

7 Settembre 2022, di Aleksandra Georgieva

Alla vigilia della riunione di emergenza dei ministri dell’energia dei 27 paesi europei, torna a salire il prezzo del gas ad Amsterdam, a quota 240 euro a megawattora. Al Consiglio europeo dei ministri dell’energia di venerdì 9 settembre, la Commissione europea presenterà un non-paper contenente le sue valutazioni preliminari circa la fattibilità del discusso tetto temporaneo al prezzo del gas. Due sono le opzioni sul tavolo dei ministri energetici: tetto europeo al prezzo di importazione del gas russo; tetto al prezzo all’ingrosso del gas naturale solo nei paesi europei che sarebbero più colpiti da una eventuale interruzione delle forniture di gas russo.

Il primo si applicherebbe alle sole importazioni via gasdotto dalla Russia. L’Ue ritiene che il tetto dovrebbe essere fissato al di sopra di un intervallo compreso tra 5 MWh e 35 MWh. Invece nel caso del tetto al prezzo all’ingrosso del gas naturale, occorrerebbe stabilire delle zone “rosse”, che comprenderebbero le regioni più dipendenti di gas russo.

Abbiamo intervistato sul tema Andrea Paltrinieri, professore all’Università Cattolica specializzato in materie prime e nello specifico gas naturale, per cercare di capire l’utilità delle misure sul tavolo dei ministri energetici dei 27, il funzionamento del mercato olandese il TTF (Title Transfer Facility) e le eventuali ripercussioni sul prezzo del gas nel breve-medio periodo.

Cosa ne pensa delle due proposte sul tavolo dei ministri dell’energia dei 27?

Sono due proposte che, oltre a non condividere, credo non apportino alcun beneficio all’Ue, bensì danni nel medio termine. Intanto si deve capire il significato generale del termine “tetto al prezzo”: questo è associato a una riduzione di produzione nel medio termine e ad un incremento di domanda, data la riduzione potenziale di prezzo. Inoltre, tende a deviare l’offerta verso prezzi più elevati. Nello specifico, la prima proposta, orientata a porre un tetto al prezzo di importazione di gas russo via gasdotto (superiore al range di 5-35 euro per MwH, ipotizzato come costo di produzione di gas in Russia) ha un forte rischio di riduzione, se non annullamento di forniture proprio dalla Russia (abbiamo appena assistito alla chiusura a tempo indefinito del gasdotto Nord Stream 1).
La seconda, molto complessa, difficilmente attuabile e anche cervellotica, si basa sulle discrepanze di prezzo tra diversi hub regionali che possono trattare a sconto (Spagna) o a premio (Italia, Germania) rispetto al TTF, creando zone verdi e rosse a seconda della dipendenza più o meno rilevante dal gas russo. In primis, il tetto sarebbe comunque basato sul TTF più un infimo spread. In secondo luogo, la proposta si baserebbe su un meccanismo di solidarietà non solo difficilmente attuabile, ma anche controllabile. Da qui la potenziale presenza di un’autorità di controllo. La lodevole finalità di non avere ripercussioni sui prezzi nei mercati all’ingrosso pare difficilmente raggiungibile.

Cosa potrebbe succedere ai prezzi del gas nel breve medio termine? Potrebbe esserci un effetto boomerang?

La dinamica dei prezzi è già stata influenzata dalla diffusione dei non-paper dell’Ue. Infatti, dopo la scadenza del contratto di settembre del TTF, il prezzo del primo contratto è sceso di circa 100 euro per MwH fino a chiudere ieri a 240 euro. Pertanto alcune ipotesi possono già essere state scontate dal mercato. Al di là delle classiche reazioni di Borsa, come la “sell on rumor, buy on news” (tradotto “Vendi sulla scia delle indiscrezioni, compra quando escono le notizie ufficiali”) in questo caso, potenziali tetti al prezzo credo possano avere effetti nel breve termine, ma poi nel medio-lungo termine tendono ad acuire il vero problema attuale, che è la scarsità di offerta di gas naturale, derivante dalla mancanza di gas russo.

Quali sono le soluzioni alternative a suo avviso?

Purtroppo, in alcune settimane non si possono risolvere problemi che si sono generati durante gli anni, in primis l’eccessiva concentrazione e dipendenza da un unico fornitore (rischio di concentrazione) e la sempre più rilevante influenza del TTF nei contratti di importazione di gas. Io credo si debbano utilizzare il più possibile tutte le fonti fossili, anche meno nobili, transitoriamente, e procedere a un serio piano di razionamenti, che finora, non è ancora stato attuato. Tale piano diventerà tanto più importante, quanto meno forniture avremo dalla Russia.

A quanto potrebbe arrivare il prezzo del gas? A quali condizioni potrebbe scendere? Torneremo ai livelli pre-guerra?

Nell’ipotesi di totale assenza di forniture dalla Russia, non solo via Nord Stream ma anche via Sudzha, i prezzi potrebbero tranquillamente andare a 600-700 euro per MwH. Però l’elemento più importante nel corso dei prossimi mesi, sarà il meteo. Dovesse essere rigido l’inverno, misurato attraverso la domanda residenziale-commerciale legata ai modelli meteo (heating degrees), i prezzi potrebbero esplodere comunque. Dovesse invece essere mite, potremmo essere “salvati” ancora una volta da Madre Natura. Comunque i prezzi del gas non torneranno ai livelli pre-guerra per diversi anni. Il mercato del gas naturale liquefatto è molto “tirato”, ovvero la domanda è molto superiore all’offerta.

Secondo i dati del Ministero della transizione ecologica, guidato da Roberto Cingolani, le importazioni di gas dalla Russia verso l’Italia sono diminuite dal 40% al 20%. La piena indipendenza dal gas russo potrà essere raggiunta nell’autunno del 2024. Dopo lo stop definitivo dei flussi di gas russo, quali sono i rischi reali per l’Italia?

Le ultime dichiarazioni del Ministro Cingolani sono condivisibili da questo punto di vista. Autunno 2024, o, forse, presumibilmente, 2025, potrebbe essere l’anno giusto, se dovesse tutto continuare con flussi al 20%. Ora presumibilmente ne stiamo perdendo un altro 5-7% dopo lo stop di Nord Stream 1. I rischi, oltre all’allungamento del periodo per ottenere l’indipendenza dal gas russo, potrebbero essere legati all’incapacità di procurarsi l’unità marginale sostitutiva attraverso altre fonti (Algeria, Norvegia verso Svizzera, gas naturale liquefatto).

Negli ultimi giorni è stato spesso “demonizzato” il mercato olandese, il TTF (Title Transfer Facility). Quali sono le principali differenze in termini di funzionamento rispetto all’Henry Hub (il mercato Usa del gas)?

Io ritengo che il meccanismo di contrattazione del TTF sia sempre più allineato a quello dell’Henry Hub. Questo lo si nota dalle variazioni di prezzo, dall’impatto della bilancia domanda/offerta, dal comportamento durante specifiche fasi di mercato e, probabilmente, lo noteremo anche dall’impatto dei modelli meteo sul prezzo. Al di là poi di simili meccanismi di funzionamento quali margini iniziale e di garanzia, contrattazione attraverso specifici mercati quali Intercontinental Exchange e Chicago Mercantile Exchange, alcune differenze si notano nella natura virtuale del TTF, rispetto alla natura fisica di Henry Hub, in quanto legato a diverse pipeline. Nonostante ciò, in entrambi i casi è importante la consegna fisica del sottostante. Un’altra differenza è in termini di liquidità, maggiore in Henry Hub, definita da specifici indicatori quali “churn ratio”, ovvero rapporto tra contratti scambiati e consegna fisica della materia prima sottostante.

Può spiegarci meglio la natura fisica e finanziaria del benchmark olandese?

In aggiunta ai punti di cui sopra, dobbiamo sempre ricordare che il benchmark olandese, di natura regionale, deve sobbarcarsi l’incremento di offerta derivante dalla sempre maggior presenza di contratti legati ad esso, di gas naturale liquefatto proveniente da Usa, Asia e Africa e di gas proveniente dalla Norvegia. Mentre in passato i contratti erano per loro natura bilaterali, nelle forme “take or pay” e indicizzati a petrolio, ora sono indicizzati al TTF, al cui interno vi sono le consegne fisiche che poi sono stoccate. Ad esempio, il forte rialzo di prezzo prima della scadenza di settembre è stato dovuto dall’acquisto dell’ultima molecola di gas da parte di operatori europei al fine di poterlo stoccare, sfruttando il rapporto tra prezzo spot (prezzo che un acquirente deve corrispondere al venditore per acquistare un bene oppure un’attività finanziaria la cui consegna è immediata, ndr) e prima scadenza del prezzo forward (il prezzo che un acquirente si impegna a versare per acquistare un bene oppure un’attività finanziaria la cui consegna avviene con un differimento temporale rispetto al momento in cui viene stipulato il contratto di compravendita, ndr).

Un prezzo superiore ai 35 euro Mwh del gas europeo si potrebbe chiamare speculazione?

No. La speculazione tanto decantata non considera le nuove condizioni che un ipotetico valore intrinseco del TTF dovrebbe presentare, ovvero una riduzione presente o prospettica del 40% del totale dei consumi EU del 2021. Se si parla di speculazione come incremento di operatori non solo fisici o incremento di contrattazioni (trading value o volume), allora bene, ma altri concetti devono essere ben definiti all’interno del nuovo quadro di riferimento. Inoltre, va ricordato come l’incremento degli operatori possa favorire la liquidità del mercato, insieme a trovare controparti lungo la curva forward da parte di chi vuole intraprendere operazioni di hedging (ossia di copertura per proteggersi dai rischi di variazioni di prezzo, ndr).