Guerra e mercato GNL: perché l’Europa torna vulnerabile

• Commentary Geoeconomia
  di Alberto Prina Cerai
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La crisi nello Stretto di Hormuz rappresenta uno dei più rilevanti shock geopolitici per il mercato del gas degli ultimi anni. Il blocco - anche se indotto temporaneamente ma per il quale è difficile fare previsioni sulla possibile navigabilità dello stretto nei prossimi mesi - delle esportazioni di gas naturale liquefatto (GNL) dal Golfo, e in particolare dal Qatar, ha immediatamente riportato al centro dell'attenzione il tema della sicurezza energetica europea. Seppur con sfumature diverse rispetto al recente passato. Sono tre gli aspetti, concorrenti, da analizzare per provare a immaginare cosa ci aspetta nei prossimi mesi: il ruolo del GNL post-2022; l'impatto della guerra sul ruolo del Qatar verso l'Asia; la situazione dello stoccaggio di gas europeo.

Dal non capirci un tubo al GNL

Mentre un decennio fa i mercati regionali del gas - indicizzati rispettivamente su Henry Hub (USA), TTF (Europa) e JTK (Asia-Pacifico) - erano sostanzialmente disconnessi a livello di prezzi, la crescita impetuosa del mercato GNL ha creato la condizione per una vera e propria "integrazione" di questi mercati, tra nuove infrastrutture e una crescita della domanda di gas a livello globale. Le conseguenze dell'invasione russa dell'Ucraina hanno sostanzialmente visto l'UE volgere lo sguardo verso l'Atlantico per bilanciare la perdita materiale, scioccante, di quasi 150 miliardi di metri cubi di gas russo. Il rimpiazzo è stato graduale ma sostanziale: alla fine del 2024, la quota russa sul totale del fabbisogno UE è crollata al 19%, mentre gli Stati Membri (in particolare trainati dai rigassificatori installati in Spagna, Francia, Olanda, Germania, Italia) hanno visto crescere la quota di GNL a 112 bcm (circa il 30% sul totale). Un cambiamento epocale. È evidente che per i produttori statunitensi di GNL è stato molto redditizio liquefare il gas proveniente dai giacimenti domestici ed esportarlo sotto forma di GNL in Europa e in Asia, dove i prezzi TTF/JKM sono strutturalmente più elevati rispetto all'Henry Hub.

Infatti, in particolare tra la fine del 2022 e il 2023, già si intravedevano alcune dinamiche che questa nuova "globalizzazione" del GNL avrebbe comportato. In fase di ramp-up di alcuni progetti di liquefazione negli Stati Uniti, la limitata disponibilità dei cargo - soprattutto sul mercato spot, ovvero non contrattualizzato a SPA (accordi a lungo termine tra seller e buyer spesso utili a coprire gli investimenti di lungo periodo in progetti ad alta intensità di capitale come quelli GNL) - e una forte competizione in particolare dalla Cina risultò in un lungo braccio di ferro tra Europa e Asia, con i prezzi TTF e JTK schizzati a massimi storici. Una dinamica che va tenuta fortemente in considerazione per valutare gli impatti della crisi di Hormuz in uno scenario di prolungata, e forzata, "chiusura" qualora la situazione dello stretto non dovesse migliorare a livello di sicurezza.

Dunque, possiamo affermare che la crescente quota del GNL sul mercato europeo - oltre ad essersi concretizzata come leva geopolitica, se consideriamo l'accordo informale tra USA e UE a margine delle negoziazioni su dazi imposti dall'amministrazione Trump - ha progressivamente reso il mercato europeo del gas price-taker del mercato globale, con il cargo marginale di GNL (spesso quello USA) a determinare il prezzo, mentre le forniture via tubo (Algeria, Libia, Azerbaijan) hanno contribuito alla sicurezza degli approvvigionamenti nell'ottica della diversificazione. Chiarita, in parole povere, questa dinamica, è dunque necessario spostare il focus sulla crisi di Hormuz.

Se il mercato globale perde il secondo esportatore, che succede?

In questo momento, è molto complesso spingersi a previsioni. La durata del conflitto, i suoi impatti a lungo termine sulla stabilità regionale e sul livello di "percezione" della sicurezza nello stretto, uniti ai danni effettivi alle infrastrutture energetiche e non saranno tutte variabili indipendenti che concorrono all'equazione energetica e alla scenarizzazione. Ma partiamo dai dati di fatto.

I viaggi dei tanker GNL in transito da Hormuz hanno visto un crollo verticale nella prima settimana del conflitto rispetto a quella precedente (-95%). A quasi venti giorni, la situazione non sembra affatto migliorata considerata l'escalation militare, mentre si intravedono solo alcuni timidissimi segnali di aumento del traffico da corridoi marittimi alternativi. La vera differenza dalle crisi passate (nella guerra tra Iran e Iraq del 1980-84, nonostante i ripetuti attacchi le navi transitavano comunque), probabilmente, sta nel fatto che oltre ai rischi sulla sicurezza la normalizzazione dei flussi potrebbe dipendere soprattutto dai prezzi delle assicurazioni e da negoziazioni geopolitiche non così semplici in un contesto teso tra tutti gli stakeholders.

Ma è a livello infrastrutturale che si registra il rischio di disruption più elevato. Perché se la descalation è un obbiettivo complesso, ma dipendente dalla volontà degli attori coinvolti, riportare a regime i siti di produzione/liquefazione non lo è. Lo scorso 3 marzo, QatarEnergy - in seguito ad un attacco di droni iraniani indirizzati ai suoi impianti - ha deciso di sospendere per "causa di forza maggiore" le attività produttive nel sito di Ras Laffan Industrial City, il più grande hub del GNL a livello mondiale. Parliamo di un sito da una capacità di 77 mtpa (circa 110 miliardi di metri cubi equivalenti, con un estensione ), di proprietà della società qatarina, con importanti quote di Exxon Mobil, Shell e altre società asiatiche (il primo SPA siglato e cargo spedito fu proprio per il Giappone, rispettivamente nel 1992 e nel 1997), e responsabile di circa un quinto delle forniture di GNL nel 2025 - in breve, un solo impianto che mette appena dietro gli USA il Qatar come secondo esportatore mondiale. Lo scorso anno, dalla monarchia del Golfo sono partiti cargo con acquirenti asiatici come destinazione finale, che hanno contato per circa l'80% delle consegne effettuate (Figura 1). Parliamo, appunto, di volumi allocati una volta che i cargo sono partiti dall'hub, a prescindere dai contratti firmati a monte. Questo è importante ricordarlo dal momento che le spedizioni GNL possono essere reindirizzate a seconda dei segnali di prezzo (il cosiddetto "arbitraggio").

Figura 1

Data la sua dimensione (20% circa dei flussi mondiali) Ras Laffan è naturalmente al centro dell'attenzione, ma non dobbiamo sottovalutare altri siti. La regione ospita anche l'impianto di Das Island degli Emirati Arabi Uniti (UAE) da circa 5.8 mtpa - i cui cargo devono necessariamente transitare dallo Stretto - così come il non poco rilevante Oman, con una capacità di export di circa 11 mtpa (al di fuori dall'area di crisi, ma ciononostante dentro l'intera architettura securitaria della regione).

Con le ostilità e la decisione di QatarEnergy, il mercato ha immediatamente reagito: i prezzi del gas (TTF) hanno registrato rialzi estremamente rapidi, con un aumento superiore al 70-90% lungo la curva forward nelle prime fasi della crisi. Questo movimento riflette non solo il sentimento del mercato della perdita di offerta, ma soprattutto la natura interconnessa del mercato LNG. Come detto in precedenza, a differenza del passato il gas non è più confinato ad un mercato regionale: ogni shock si trasmette globalmente attraverso i flussi cargo spot. L'uscita momentanea del Qatar apre, dunque, nuovamente un fronte di mercato per l'Europa: la competizione con i clienti asiatici.

Dalla disaggregazione dei dati appena sopra, apparentemente sembra la Cina la più esposta. La Repubblica Popolare Cinese, in realtà, mostra un portfolio di fornitori più diversificato: se un terzo proveniva dal Golfo, un terzo dei carichi GNL sono arrivati dall'Australia e circa un venti percento da Malesia e Australia combinati. Tuttavia, è importante notare come la domanda cinese di GNL è rimasta sostanzialmente passiva nell'ultimo anno, grazie a maggior produzione domestica e un aumento dei volumi di gas provenienti dalla Russia (Power of Siberia). È possibile che uno shock prolungato potrebbe impattare comunque la sicurezza energetica cinese, ma guardando al suo mix e alla reazione alle crisi precedenti (come quella del 2022) Pechino può sempre spingere sul carbone, che rimane di gran lunga la fonte primaria oltre ad avervi ampiamente fatto ricorso per mitigare prezzi troppo alti del gas. Ciò nonostante, qualora i cargo dal Qatar rimanessero indisponibili è verosimile che i compratori cinesi non vincolati a SPA possano ricorrere al mercato spot o addirittura al GNL russo sotto sanzioni americane (Arctic 2, impianto di Yamal).

Avendo poca visibilità sui livelli di stoccaggio di gas della Cina, e considerando che il GNL conta per circa il 10% del fabbisogno totale di gas del paese, è plausibile pensare che Pechino possa risultare un concorrente meno agguerrito nei prossimi mesi. Questo anche alla luce del fatto che, storicamente, la Cina è stato un compratore più price-elastic rispetto ad altri attori, dato come detto il suo mix energetico. Interessante e curiosa risulta, invece, un'altra notizia: secondo il tracking di S&P, pare che almeno due cargo GNL di proprietà di QatarEnergy abbiano già fatto rotta verso Tianjin, ma dopo aver caricato il combustibile al terminal di Plaquemines in Louisiana. Se confermato, si tratterebbe del primo GNL americano a raggiungere nuovamente il mercato cinese dagli inizi del 2025 quando, in seguito alla 'guerra' commerciale lanciata da Trump, la Cina aveva sospeso le importazioni dagli USA. I primi effetti di una rinnovata cargo tug-of war o una concessione simbolica, seppur il summit sino-americano di aprile sia stato rinviato?

Guardando al più ampio mercato regionale, alcuni segnali sono già evidenti: il differenziale JKM-TTF si è ampliato rapidamente fino a circa +7$/mmbtu a favore del primo. I noli spot dei cargo LNG sulla rotta USA-Giappone, per esempio, mostrano un rialzo fino a circa 300.000$/giorno (circa cinque volte i livelli di inizio anni), segnalando una forte tensione logistica e un mercato LNG tirato. Questo gap è cruciale perché rappresenta il principale driver delle rotte dei cargo GNL. Se l'Asia paga di più, i flussi si spostano automaticamente verso quei mercati. Guardando ad altri potenziali compratori interessati, spiccano in maniera evidente l'India, ma soprattutto Taiwan, Giappone e Corea del Sud. Questi paesi sono esposti direttamente alla crisi di Hormuz e mostrano una dipendenza complessiva sul GNL per il totale dei volumi di gas consumati estremamente alta (Figura 2). Questo significa che le opzioni in uno scenario di "chiusura" prolungata e di interruzione dei flussi dal Qatar sono poche: o si ricorrerà a razionamento, o si aspetta la demand destruction in seguito a prezzi insostenibili oppure potremmo assistere ad una corsa spasmodica per i cargo spot. Per l'Europa, questo significa dover aumentare ulteriormente i prezzi per restare competitiva, alimentando una spirale rialzista proprio nel momento più delicato dell'anno: la stagione di riempimento degli stoccaggi.

Figura 2

Escursione termica e geopolitica?

Ed è proprio qui che il problema si sposta dall'approvvigionamento alla struttura del sistema. L'inverno 2025-2026 è stato più rigido del previsto e ha ridotto sensibilmente i livelli di gas stoccato sul continente. A inizio marzo, gli stoccaggi medi dell'UE risultavano intorno al 30%, circa 9 punti percentuali sotto l'anno precedente. Alcuni paesi, come l'Italia, risultano più "virtuosi", altri invece - come Germania e Olanda - sono già sotto accusa. Il sentimento del mercato, prima dell'inizio delle ostilità nel Golfo, aveva già "fiutato" una possibile situazione tesa: secondo le posizioni dei trader, i dati mostravano che il posizionamento sui futures TTF era già "lungo" - ovvero aspettative su un rialzo dei prezzi del gas. Questo livello di stoccaggio, in aggiunta alla prospettiva di una perdita del 20% dell'offerta mondiale di GNL, potrebbe cambiare completamente il punto di partenza rispetto agli anni recenti, quando l'Europa era riuscita a entrare nella stagione estiva a livelli relativamente confortevoli contando sull'ampia disponibilità di GNL statunitense e ai flussi stabili dai gasdotti.

A spingere verso questa direzione di prevenzione e "sicurezza" è stata la Commissione Europea che ha proposto e ottenuto via libera dagli Stati membri per l'adozione della Gas Storage Regulation, entrata in vigore nel giugno del 2022, a seguito della crisi energetica e in parallelo al piano di diversificazione con il REPowerEU. Lo scorso anno la Commissione ha esteso il regolamento (che doveva spirare alla fine del 2025) per altri due anni, introducendo elementi di flessibilità dovuti proprio alla nuova situazione del mercato (stabilizzazione dei prezzi, ondata GNL americano etc.). Mentre le norme precedenti prevedevano che gli stoccaggi di gas dell'UE dovessero riempirsi al 90% entro il 1° novembre per ogni anno in vigore del regolamento, le nuove norme consentiranno il refilling in qualsiasi momento tra il 1° ottobre e il 1° dicembre, prevedendo una clausola di flessibilità del 10% «in caso di difficoltà nel riempire gli stoccaggi» e un ulteriore buffer del 5% qualora persistano condizioni di mercato sfavorevoli. Considerando il grave conflitto in Medio Oriente, siamo forse già nel range del 75% previsto entro i prossimi otto mesi e mezzo? Difficile a dirsi, proprio perché non sappiamo quanto e come evolverà la situazione ad Hormuz.

Quello che possiamo immaginare, anche assumendo uno scenario conservativo sul consumo di gas rispetto ai valori degli ultimi anni per i prossimi mesi, è che potremmo affrontare la stagione primaverile ed estiva in una situazione molto delicata. Il tema, in questo senso, non è tanto "se e quanto", ma "a che prezzo". Il rischio dell'attuale situazione ad Hormuz, e in collegamento con la "globalizzazione" del GNL e della concorrenza asiatica, è che gli operatori europei non si trovino tanto in una situazione di carenza di offerta come nel 2022 (come da Figura 1, il GNL qatarino pesa molto poco sui volumi seppur Belgio, Italia e Polonia siano i più esposti) ma di dover acquistare gas in un contesto di prezzi elevati e volatilità estrema, comprimendo i margini tipici dell'attività di stoccaggio. Se i prezzi estivi risultano troppo alti rispetto alle aspettative invernali, il classico incentivo economico al riempimento (spread stagionale) si riduce drasticamente. Questo potrebbe dunque portare, secondo le logiche di mercato, a comportamenti più cauti da parte degli operatori, rallentando il ritmo di riempimento proprio quando sarebbe necessario accelerarlo. Esponendoci però ad un rischio strategico. A meno di un intervento a gamba tesa da parte delle istituzioni europee in coordinamento con gli Stati membri.

Possibili scenari

Se prendiamo come riferimento la crisi del gas europea del 2022, nel terzo trimestre di quell'anno il TTF aveva registrato una media di circa 200 €/MWh, ovvero circa tre volte i livelli attualmente prezzati dalla curva forward per il secondo trimestre di quest'anno secondo i dati ICE. All'epoca, l'Europa si trovava a dover compensare un deficit di circa 150 bcm di gas russo via pipeline. Oggi, se portiamo agli estremi la scenarizzazione (in assenza di una chiara visibilità sull'evoluzione e/o allargamento del conflitto) il mercato globale potrebbe trovarsi di fronte a una potenziale interruzione di circa 130 bcm di forniture GNL provenienti da Qatar, Emirati Arabi Uniti e Oman. Va chiarito che questo rappresenta uno scenario di rischio estremo e non uno scenario di base. Inoltre, il contesto attuale è diverso rispetto al 2022: allora l'Unione Europea aveva deliberatamente scelto di ridurre drasticamente le importazioni di gas russo, mentre oggi il Qatar avrebbe un forte incentivo a ripristinare le esportazioni il più rapidamente possibile.

Tuttavia, e come detto all'inizio, la destabilizzazione della regione potrebbe avere impatti di lungo termine sulla percepita "affidabilità" dei fornitori del Golfo. Secondo stime a caldo di ICIS, una chiusura di tre mesi potrebbe comportare l'azzeramento dei flussi contrattualizzati verso l'Europa per circa tre mesi, con impatto immediato sull'equilibrio globale domanda-offerta. È notizia di ieri, inoltre, che il sito di Ras Laffan è stato nuovamente oggetto di attacchi balistici iraniani, in seguito all'offensiva israelo-americana sul più grande giacimento offshore di gas naturale nelle acque Golfo Persico, South Pars - suddiviso politicamente tra le acque territoriali dell'Iran e quelle qatarine. È dallo sfruttamento di questo deposito che il Qatar ha scalato le gerarchie energetiche mondiali. Per via dei danni infrastrutturali subiti, e per i quali potrebbero servire fino a 5 anni per le riparazioni, QatarEnergy ha dichiarato "forza maggiore" sui contratti di fornitura a lungo termine (SPE) verso Italia, Beglio, Corea del Sud e Cina, che potrebbero essere sospesi per cinque anni. Di conseguenza, secondo le stime di Rystad Energy, circa il 25% della produzione di quest'anno del Qatar di GNL potrebbe essere compromessa, in aggiunta ai già 10 miliardi di piedi cubi di cargo persi sin dall'inizio delle ostilità. Con ripetuti attacchi alle infrastrutture, è ragionevole pensare che anche la pianificata espansione di North Field East (NFE) possa essere ritardata ben oltre il rescheduling previsto inizialmente per la fine del 2026. Parliamo di circa 32 bcm aggiuntivi, quasi un 30% in più. Anche questo impatterà sulle aspettative del mercato per la crescita dell'offerta di GNL mondiale per l'anno prossimo. Il TTF ha immediatamente reagito schizzando oltre i 61 €/MWh, picco da tre anni.

Soluzioni? È da capire, considerando gli alti livelli di produzione attuali e l'entrata in servizio di nuovi progetti solo alla fine del 2026-inizio 2027, se esista abbastanza spare capacity di GNL statunitense per sostituirsi ai qatarini nell'immediato. Ma anche se ciò fosse possibile, entrerebbero nell'equazione tempismo e massa critica della reazione asiatica. Seppur il mercato globale del gas mostrasse resilienza, anche la crescita della capacità globale (oltre i 500 mtpa) di GNL potrebbe non essere sufficiente a raffreddare il mercato o a compensare una perdita prolungata dei volumi dal Qatar, soprattutto nel medio-lungo periodo, per soddisfare la domanda delle due regioni. In questo contesto di danni infrastrutturali a Ras Laffan, la durata della crisi non è più la sola variabile chiave e potrebbe non più scongiurare un rischio di deficit sul mercato.

A livello UE, uno shock contenuto potrebbe essere assorbito attraverso aggiustamenti temporanei sulla base dello spread TTF-JTK, oppure da volumi aggiuntivi di gas dalla Norvegia o (improbabile) dalla Russia prima del definitivo phase-out. Oppure, ridurre i consumi di gas per gli energivori: un'opzione che già ha visto chiusure forzate di impianti chimici, industriali e della lavorazione dei metalli all'indomani della crisi del 2022. Uno shock prolungato rischia di trasformarsi in una crisi strutturale che colpirebbe fortemente le dinamiche dello stoccaggio europeo, con implicazioni dirette per la sicurezza energetica dell'inverno 2026-2027.

Conclusioni

La crisi dello Stretto di Hormuz evidenzia la fragilità relativa della posizione europea nel mercato globale del gas. Nonostante i progressi compiuti dopo il 2022, l'Europa paga la mossa strategicamente discutibile del suo principale alleato e ormai partner energetico. A questo punto, è difficile capire se queste siano due facce della stessa medaglia, considerata l'elevata interdipendenza che ormai caratterizza il GNL. Nei prossimi mesi, il "campo di battaglia" non sarà solo il prezzo del gas e i suoi impatti sul mercato elettrico, ma anche la capacità di riempire gli stoccaggi in un contesto di competizione con l'Asia. È in questo equilibrio tra prezzi, flussi e timing che tonerà al centro il tema della sicurezza energetica europea. E, ancora una volta, il margine di errore appare estremamente ridotto.