Conto alla rovescia per il tetto al prezzo del gas. In vigore dal 15 febbraio sull’olandese TTF (Title Transfer Facility), il principale indice europeo del gas naturale, prevede un price cap applicato al prezzo dei futures. «È un bel segnale verso l’esterno, ma è difficile che un price cap così costruito detti un perimetro al mercato», dice Massimo Nicolazzi, Presidente di Centrex Italia SpA e Senior Advisor dell’Energy Security Program dell’ISPI. «Certo, un fornitore può mettersi nelle condizioni di accondiscendere al cap per evitare problemi. Però sono comportamenti di overcompliance da parte degli operatori, delle eccezioni. In pratica, il price cap scatta quando il prezzo TTF supera per tre giorni consecutivi il tetto». Il limite di base è a 180 euro al megawattora, ma esiste un’alternativa dinamica di determinazione: «Si costruisce la media di un paniere europeo più l’indice asiatico, il JKM (Japan/Korea Marker). Si aggiungono 35 euro al megawattora: se il risultato è superiore a 180 il tetto è quello e non 180. Insomma, se sui mercati europei e asiatici, il prezzo medio arriva a 200, il price cap diventa 235». Anche così, la misura lascia perplessi (il TTF, il Title Transfer Facility ovvero il mercato all’ingrosso del gas naturale, con sede nei Paesi Bassi, non tocca i 180 euro da ottobre) e il suo tempismo sembra un po’ tardivo. Ma i livelli di prezzo ancora alti e il rischio di una nuova penuria per il 2023 continuano a richiedere una soluzione. E l’alternativa del Gas Naturale Liquefatto portato via nave non è scevra da problemi.
Ci sono dei vantaggi in un tetto dinamico come questo?
«Se non in situazioni assolutamente imprevedibili, difficilmente il TTF salirà 35 euro sopra la media degli altri. Dopodiché, non si sa ancora di preciso in che modo è ponderata la media, visto che nel provvedimento non è scritto. Però, al netto di questo, resta comunque abbastanza difficile che le condizioni si verifichino. L’idea è nata perché, quest’estate, il TTF era il mercato più caro d’Europa. Però lo era per una ragione strutturale, non per una speculazione degli olandesi. Con l’esplosione dei due Nordstream e la guerra si sono invertiti i flussi per l’Europa centrale: prima c’era un flusso da Est a Ovest, ora è da Ovest verso Est. E il punto d’ingresso più importante è l’Olanda, per cui, inizialmente, si era un po’ ingolfata la capacità di trasporto e rigassificazione. Ora che hanno installato due nuovi rigassificatori, il differenziale tra TTF e altre piazze europee si è molto rinormalizzato. Cioè è stato rimediato, almeno in parte, un problema infrastrutturale che molto alimentava i differenziali di questa estate».
Potrà avere effetti significativi sul mercato?
«Io dico che, se si fosse studiato bene un circuit breaker da applicare al TTF, ovvero una sorta di rinvio della quotazione per eccesso di rialzo, forse senza fare nove mesi di riunioni tra ministri, si sarebbe trovata una soluzione migliore. Questo perché lo strumento previsto dalla bozza di risoluzione ha quasi esclusivamente lo scopo dichiarato di evitare aumenti straordinari e per definizione temporanei. Ma in questi giorni abbiamo sentito le posizioni forti dell’EFET (Federazione europea dei traders dell’energia), che dicono che se il tetto sarà applicato sposteranno il mercato fuori dall’Olanda. È ovvio che questo crei qualche problema. Un trader o una persona che si occupa di futures a questo punto deve anche coprirsi dal rischio price cap. Quindi, più che un tema di prezzo del gas, il tetto pone un tema di coperture. Che poi, non essendo gratis, si traslano, in negativo, sul prezzo del gas».
Non è possibile che la norma abbia un effetto positivo sui contratti Over the counter (cioè conclusi al di fuori dei mercati regolamentati) a lungo termine?
«Bisogna tenere presente che la maggior parte del gas che ci arriva è tecnicamente over the counter. I nostri contratti di lungo termine non sono prezzati al TTF, ma vi sono indicizzati. Insomma, mediamente il gas che importiamo sul lungo periodo e non spot è quasi interamente indicizzato a gas e non più a petrolio. Però francamente pensare che in questo modo si possano calmierare i prezzi di lungo termine, sembra, per essere gentili, azzardato. In più la norma contiene una serie di cause di sospensione del price cap, che, per come la vedo io, è difficile che non si verifichino. La più assurda è che il price cap deve essere dismesso se per effetto di esso diminuiscono le contrattazioni del TTF».
Di recente il Governo ha disposto una deroga al PITESAI (Piano della transizione energetica sostenibile delle aree idonee) per sbloccare nuove trivellazioni su suolo nazionale. È una misura di per sé efficace a contrastare la crisi?
«Per adesso è tanto rumore per poco. Il Governo ha proposto, in deroga al PITESAI, di far resuscitare cinque permessi di ricerca e due concessioni di esplorazione che non avevano mai prodotto e dove ci sarebbe produzione certa. Tuttavia, in Parlamento hanno già presentato un emendamento che tira via le due concessioni. Per cui di fatto è probabile che saranno permesse nuove perforazioni solo in quei cinque permessi di ricerca. Ma il Governo è il primo a dire che da questo tipo di provvedimento se va bene verranno fuori un paio di miliardi di metri cubi e non tantissimo di più. Infatti, ha subordinato la ricostituzione dei titoli minerari al fatto che i concessionari si impegnino a cedere gran parte della produzione a un prezzo prefissato al Gestore dei Servizi Energetici, che poi a sua volta lo rivende ai clienti energivori. In sostanza, l’idea del Governo è di consentire nuove ricerche e produzioni da destinare al comparto industriale energivoro. Di conseguenza, il campo di applicazione resta limitato».
Insomma, la principale soluzione restano il Gas Naturale Liquefatto e i rigassificatori?
«Assolutamente sì».
Ma, a quanto pare, a fronte di un crollo degli export via tubo Gazprom, Novatek, invece, un’industria russa privata che si occupa di GNL, ha aumentato le sue esportazioni del 46%…
«Confermo, c’è un aumento delle importazioni di GNL russo in Europa di cui sembra nessuno si accorga. Ma il fatto che sia commercializzato da Total (società francese ndr) forse in parte influisce».
È un indizio di come, in generale, i tentativi di rendersi indipendenti dalla Russia su questo fronte non funzionino?
«A dire il vero, sanzioni sul gas russo non ce ne sono. Il gas non va in Germania solo per i problemi tecnici al gasdotto Nordstream. E la ricerca di fornitori alternativi che abbiamo visto precedentemente nell’anno era solo un tentativo malriuscito dell’Unione Europea per mettersi nelle condizioni di sanzionare anche il gas russo, oltre al petrolio. Ma è un problema superato dalle circostanze, perché nel frattempo sono venute meno le forniture dai gasdotti. Noi siamo comunque oggi il Paese che importa più gas russo via tubo. Se ne arriva la metà di un tempo è perché una delle stazioni di compressione in Ucraina è in zona bellica, per cui la capacità è dimezzata. E questo sarà un problema. L’anno scorso acquistavamo 150 miliardi di metri cubi di gas russo. L’anno prossimo, se resta aperto il Tarvisio, magari riusciremo a portarne 25 miliardi, ma gli altri 125 dovremo trovarli altrove».
Ma è vero che il trasporto via nave permette minore controllo sulla provenienza degli approvvigionamenti?
«Questo è più un tema legato al petrolio che al GNL. Il gas liquido è stivato a -150° e pone problemi tecnici notevoli al transhipment (il trasferimento del carico da una nave a un’altra, ndr). Il gas arriva da dove esiste già capacità di produzione, ma soprattutto da dove aumenta. Il Qatar aumenterà la capacità di produzione del 25% nel giro di un paio d’anni, ma ci sono anche nuovi liquefattori in fase di realizzazione negli Stati Uniti e poi ci sono le nuove possibilità aperte di recente in Mozambico. Certo, ma Qatar e Australia continueranno a prendere le fette più grosse della torta, come produttori».
Alla luce dei recenti scandali in Europa, questa situazione non rischia di offrire una leva strategica al Qatar?
«Non vorrei esagerare la situazione. Al netto di esasperazioni, che sono sempre possibili, il Qatar non ha alcun interesse a non usare la sua capacità qui e soprattutto a diminuire la produzione. Infatti, se continua a produrre come da piani e manda più in Asia ma meno in Europa, noi andremo a prenderlo dove lo prendeva prima l’Asia. È una situazione che si avvicina lentamente al modello petrolifero, su cui Adelmann, grande economista del ’900, diceva che è, come l’oceano, una “grande piscina”. Tradotto, se una nave che girava a sinistra adesso vira a destra, ci sarà una nave che girava a destra e ora girerà a sinistra. Poi è ovvio che in un mercato corto non ce n’è per tutti. Però, fino a oggi, chi si è mostrato disposto a pagare di più è riuscito a portare a casa quel che voleva». ©