Gli stoccaggi europei di gas sono pieni per circa il 68%, un livello che a metà settembre risulta il più basso da quindici anni e di circa 12 punti sotto quello del 2025. In Germania il dato scende al 56%, in Olanda al 48%. Il TTF, il prezzo di riferimento del gas in Europa, ha superato gli 80 €/MWh, il massimo dal dicembre 2022, dopo la chiusura dell’oleodotto saudita Est-Ovest e l’avanzata degli Houthi nel Mar Rosso. Lo Stretto di Hormuz, da cui prima della guerra passava un quinto del GNL mondiale, resta di fatto chiuso al gas del Qatar e degli Emirati e le esportazioni del Golfo sono calate di oltre l’85% tra marzo e agosto.
Il meccanismo che riempie i depositi si è inceppato, un’altra volta, dopo la tragica esperienza del 2022. Gli operatori comprano gas d’estate a prezzi bassi e lo rivendono d’inverno con margine, ma con la curva dei prezzi attuale, che paga più il gas immediato di quello invernale, l’iniezione in stoccaggio non conviene. Il risultato è che il mercato, lasciato a sé stesso, non compra abbastanza. Le stime collocano il picco di riempimento europeo tra il 70% e il 75%, contro l’83% raggiunto nel 2025.
Dopo mesi di inerzia, Berlino ha tratto le conclusioni. Katherina Reiche, ministra dell’Economia e convinta sostenitrice del libero mercato, ha fatto pressioni sull’importatore statale Sefe perché acquisti gas per i depositi, con operazioni «a piccoli passi» e sotto la soglia di attenzione degli altri operatori.
L’obiettivo è portare il riempimento sopra il 70% e avvicinarsi al target legale del 71% al primo novembre. Il costo per il bilancio di Sefe è stimato tra 40 e 60 milioni di euro. Uniper, l’altra società nazionalizzata nel 2022, resta fuori da questa attività perché il ministero delle Finanze teme conseguenze sulla privatizzazione imposta da Bruxelles entro fine 2028. In parallelo il governo valuta aste di Long Term Options tramite Trading Hub Europe per incentivare le iniezioni senza tornare agli acquisti diretti dello Stato del 2022, pagati allora con una sovrattassa sui consumatori.
Per settimane Reiche aveva rifiutato l’intervento pubblico per timore di alimentare la speculazione. Ora il ministro tedesco agisce contro i propri principi ma non ha praticamente scelta. Del resto, era difficile prevedere uno scenario di chiusura di Hormuz che nessuno aveva messo nei modelli. La Corte dei conti europea ha certificato la settimana scorsa che il piano di uscita dal gas russo (REPowerEU)sta inciampando, che la riduzione della dipendenza è arrivata più dal clima mite e dai prezzi alti che dalle politiche, e che dei 300 miliardi di investimenti previsti da REPowerEU gli Stati ne hanno impegnati solo 54,3. La Commissione risponde che per l’inverno non c’è rischio immediato per la sicurezza degli approvvigionamenti. Il che può essere vero, ma per i prezzi è tutta un’altra questione.
La variabile che può davvero cambiare l’inverno europeo si trova nel Pacifico ed è meteorologica. L’El Niño in formazione è indicato dall’Organizzazione meteorologica mondiale come il più forte da quando esistono le misurazioni, con picco atteso tra novembre e gennaio. Nelle stagioni di El Niño forte l’Europa tende ad avere inverni più miti e più ventosi. In Germania la produzione eolica di agosto in effetti è già stata superiore di oltre il 30% alla media dei due anni precedenti. Se il meteo collabora, i prezzi invernali possono scendere. Se invece non collabora, Goldman Sachs stima che il TTF di dicembre dovrebbe superare i 100 euro al MWh. In entrambi i casi la tenuta del sistema gas europeo dipenderà da un fenomeno climatico nel Pacifico più che dagli strumenti messi in campo dall’Europa.
