Il gas torna sotto pressione. Il 1° settembre il prezzo del Ttf europeo ha superato i 70 euro per megawattora per la prima volta dalle prime settimane del conflitto in Iran, mentre in Asia il Gnl ha oltrepassato i 24 dollari per milione di Btu. In entrambi i mercati le quotazioni hanno così raggiunto i livelli più alti degli ultimi cinque mesi e sono ormai più che doppie rispetto a prima del conflitto.
A riaccendere i timori di una nuova crisi energetica sono soprattutto le difficoltà delle forniture dal Golfo Persico. Ma, secondo un’analisi di Coface, tra i maggiori operatori mondiali nell’assicurazione del credito e nella gestione del rischio commerciale, un ritorno ai picchi raggiunti durante la crisi energetica del 2022 resta, almeno per ora, uno scenario poco probabile.
Il principale fattore di instabilità resta lo Stretto di Hormuz, attraverso il quale transita circa il 20% del commercio mondiale di Gnl. Il Qatar, responsabile di circa il 90% dei volumi di gas liquefatto normalmente movimentati attraverso lo Stretto, continua infatti a mantenere fortemente limitate le esportazioni dopo gli attacchi subiti da due metaniere a luglio e i danni che hanno ridotto l’operatività del polo di Ras Laffan.
La compagnia qatariota ha inoltre prorogato di un altro mese la causa di forza maggiore sulle consegne ai clienti europei e asiatici. Edison, tra i principali acquirenti europei di QatarEnergy, ha segnalato cancellazioni delle forniture fino ai primi giorni di novembre.
Le difficoltà sul fronte dell’offerta arrivano in una fase particolarmente delicata per la domanda. L’Europa occidentale ha registrato il giugno-luglio più caldo mai rilevato, con temperature rimaste molto elevate anche in agosto. Ondate di calore prolungate hanno interessato contemporaneamente Giappone, Corea del Sud e altre aree dell’Asia.
Il maggiore utilizzo dei sistemi di raffrescamento ha spinto verso l’alto la domanda elettrica e quindi il consumo di gas. In Europa, inoltre, la minore produzione nucleare e idroelettrica ha aumentato il ricorso alle centrali alimentate a metano.
A rendere il mercato ancora più vulnerabile sono gli stoccaggi europei, che alla fine di agosto risultavano pieni soltanto al 65%, contro una media di circa l’82% registrata nello stesso periodo negli ultimi dieci anni.
Europa e Asia si trovano così a competere per un numero più limitato di carichi disponibili, soprattutto quelli provenienti dagli Stati Uniti, diventati la principale fonte di offerta aggiuntiva sul mercato mondiale.
Una dipendenza destinata ad aumentare ulteriormente se le esportazioni qatariote resteranno limitate. Nel primo semestre del 2026 il Gnl statunitense ha rappresentato circa il 60% delle importazioni europee di gas liquefatto e oltre un quarto delle importazioni complessive di gas del continente.
La maggiore concentrazione delle forniture espone però il mercato ad altri fattori di rischio: dalle interruzioni tecniche agli uragani, fino a eventuali decisioni di natura politica. A questo si aggiungono i ritardi nell’entrata in funzione di alcuni nuovi progetti nordamericani.
La variabile decisiva dei prossimi mesi sarà però l’inverno. Lo sviluppo di El Niño riduce la probabilità di una stagione particolarmente rigida, ma temperature più basse e una minore produzione eolica in Europa e Asia potrebbero far aumentare rapidamente la domanda di gas per il riscaldamento e la generazione elettrica, esercitando ulteriore pressione su scorte già inferiori alla norma.
Per Coface, il protrarsi dell’instabilità nello Stretto di Hormuz rende quindi sempre più probabile che i prezzi del gas rimangano nel 2026-2027 molto superiori ai livelli precedenti al conflitto.
Un nuovo shock paragonabile a quello del 2022 richiederebbe tuttavia la concomitanza di diversi fattori particolarmente sfavorevoli e resta dunque uno scenario estremo. Il problema è che il margine di sicurezza del mercato si è notevolmente assottigliato.
