Dopo mesi in cui la discussione ha tenuto banco nei vertici europei e nel confronto tra gli Stati membri così come nel dibattito tra gli esperti, i ministri dell’energia dei Paesi UE hanno raggiunto un accordo sul regolamento del Consiglio europeo che introdurrà un “market correction mechanism” al gas naturale. Esso rappresenta la versione light del famigerato price cap, il tetto al prezzo del gas, immaginato per prevenire picchi alle quotazioni del combustibile a cui si deve parte significativa del mix energetico e della generazione elettrica europea.
Il funzionamento del meccanismo
Il meccanismo si attiverà automaticamente, a partire dal 15 febbraio prossimo, se il prezzo month-ahead del TTF supererà i 180€/MWh per tre giorni consecutivi di negoziazione e, allo stesso tempo, sarà di almeno 35€ più elevato di un indice di riferimento del prezzo del GNL negli stessi tre giorni. Si tratta di condizioni più stringenti rispetto a quelle proposte dalla Commissione (275€/MWh per il tetto massimo, 58€ per il gap con l’indice GNL, quindici giorni per il superamento del cap e dieci, all’interno degli stessi quindici, per lo spread con il GNL), che avrebbero reso lo strumento inutilizzabile, a meno di ipotizzare una crisi dei mercati del gas europei di proporzioni ben superiori rispetto a quella vissuta finora. La proposta oggetto di accordo ha invece maggiori probabilità di essere attuata in caso di picchi di prezzo. Così sarebbe stato in corrispondenza dei record storici registrati nella scorsa estate (nella figura 1 un esercizio di ICIS che considera il Daily Spot Northwest Europe Market come prezzo di riferimento del GNL. Questo, nell’intesa raggiunta, dovrebbe essere valutato insieme a diversi indici, rappresentativi del mercato GNL del Nord Europa, del Mediterraneo e dell’Asia, e all’esame giornaliero svolto dall’ACER).
Ambito di applicazione
Il meccanismo si applicherà a tutti gli hub europei del gas, a meno che la Commissione non decida di escluderne alcuni se dovesse rilevare effetti negativi. Il tetto si applicherà ai contratti front-month, month+2, month+3 e front-year, ma non coprirà le negoziazioni over-the-counter (che avvengono in maniera bilaterale fuori dai mercati regolamentati) e le transazioni spot. Saranno inoltre esclusi i contratti conclusi prima del 1° febbraio, data di entrata in vigore del regolamento. Una volta attivato, il cap si applicherà per almeno venti giorni durante i quali le transazioni sopra il “dynamic bidding limit” non saranno permesse. Questo limite sarà di 35€ più elevato rispetto al prezzo di riferimento del GNL e comunque non inferiore ai 180€/MWh. Se il tetto dovesse inferiore ai 180€ per tre giorni consecutivi, il meccanismo verrà disattivato.
Si verificherà, in aggiunta, una disattivazione automatica se dovessero presentarsi circostanze di rischio per la sicurezza degli approvvigionamenti gas e, in particolare, una situazione di razionamento. Vengono, inoltre, contemplate condizioni di sospensione del meccanismo, nel caso vengano individuati rischi per la sicurezza della fornitura di energia, la stabilità finanziaria, i flussi di gas interni all’UE e una crescita della domanda di gas. Ad esempio, si procederà con la sospensione se le importazioni di GNL dovessero ridursi in misura non trascurabile, se il volume di negoziazioni al TTF calasse in modo cospicuo su base annuale o se il fabbisogno di gas crescesse del 15% in un mese o del 10% in due mesi.
Il monitoraggio della misura e le critiche
Nel complesso, il market correction mechanism sarà strettamente monitorato. Già entro il 23 gennaio, l’ESMA e l’ACER pubblicheranno un report preliminare sull’introduzione del meccanismo e ne valuteranno costantemente le conseguenze sui mercati dell’energia e finanziari e sulla sicurezza energetica dell’UE, facendo rapporto alla Commissione. Quest’ultima effettuerà una revisione del regolamento alla luce della situazione dell’approvvigionamento di gas e potrà proporre di estenderne la validità, per ora ridotta ad un anno.
Tutte queste cautele sono senz’altro funzionali ad andare incontro alle preoccupazioni degli Stati UE che, a causa dell’applicazione del cap, temono un taglio delle forniture di gas e rischi per la capacità di soddisfare la domanda interna, oltre che per fronteggiare le critiche che numerose voci accreditate hanno mosso. La BCE, per citare il punto di vista più autorevole, aveva dichiarato: “Il meccanismo, nel suo attuale disegno, in alcune circostanze potrebbe danneggiare la stabilità finanziaria dell’Eurozona” in quanto potrebbe “aumentare la volatilità e le relative richieste di marginazione, mettere in crisi la capacità delle piattaforme di scambio di gestire il rischio finanziario, e incentivare la migrazione dalle borse agli scambi bilaterali”. Perplessità sono giunte anche dall’ACER. Si sono registrate altresì non solo le posizioni dure da parte della Russia, ma anche le criticità avanzate dall’Algeria, ormai primo fornitore italiano, per cui il tetto potrebbe destabilizzare i mercati.
La discesa dei prezzi e gli interventi per la sicurezza del sistema
Nel frattempo, la quotazione europea del gas naturale sta sperimentando una traiettoria di discesa. Nel momento in cui si scrive, i contratti fronth-month vengono scambiati al TTF a 94€/MWh, mentre il Cal-23 si attesta a 96€/MWh. Si tratta dei livelli più bassi da sei mesi a questa parte. Il pieno conseguimento degli obiettivi di stoccaggio, il prosieguo dell’import a pieno regime, nonostante il taglio netto delle forniture russe, la grande disponibilità di GNL (anche per la ridotta domanda asiatica degli ultimi mesi), la diminuzione del fabbisogno dell’industria europea, il clima mite hanno tutti contribuito al contenimento dei prezzi. Le attenzioni pertanto passano alla prossima primavera e alla stagione invernale successiva. IEA stima che, in presenza di una completa cessazione delle forniture russa e di una più marcata concorrenza cinese sul mercato del GNL, si creerebbe per l’Europa un gap tra domanda e offerta di gas di 30 bcm. Perciò, seppure il market correction mechanism rischia di restare inapplicato, altre misure, meno controverse, risultano determinanti per ridurre la bolletta energetica. Interventi di efficienza dei consumi e flessibilità della domanda, l’accelerazione dello sviluppo delle rinnovabili, l’installazione di pompe di calore nelle case e il ricorso a soluzioni di fuel-switching nell’industria e nella generazione elettrica, la diversificazione delle forniture di gas e la costruzione delle infrastrutture necessarie ad accoglierle sono tra i principali tasselli utili a riportare la tempesta dei mercati UE dell’energia nei binari della normalità.
*Articolo originariamente uscito sul sito di I-Com, Istituto per la competitività
Articolo originariamente pubblicato il 12 Gen 2023
