![\"\"](\"https:\/\/media.algebris.com\/content\/Figure-1-Europe-enters-autumn-with-the-emptiest-storage-on-record-for-the-date.png\")
<\/strong>Source: Gas Infrastructure Europe (AGSI), 2 September 2026<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n
Il dato aggregato UE \u00e8 determinato in gran parte dalla carenza di stoccaggi in Germania.<\/strong> Il Paese gestisce il pi\u00f9 grande sistema di stoccaggio d’Europa, con una capacit\u00e0 di 246,5 TWh pari a circa il 22% del totale UE. A fine agosto il livello di riempimento era solo al 51%, contro il 69% dello stesso periodo dell’anno precedente. In parte, il problema deriva dal fatto che la Germania \u00e8 entrata nella stagione di iniezione 2026 con stoccaggi gi\u00e0 vicini al 20% dopo un inverno rigido. Ma \u00e8 probabile che i fattori regolamentari abbiano avuto un peso ancora maggiore. Il governo tedesco ha infatti eliminato due meccanismi che dal 2022 avevano contribuito a riempire gli stoccaggi nazionali. L’obiettivo per novembre \u00e8 stato abbassato dal 90% al 70%, e da gennaio 2026 \u00e8 stato eliminato il prelievo che finanziava gli acquisti sostenuti dallo Stato. Ad agosto il Ministero dell’Economia tedesco ha dichiarato che un riempimento tra il 60% e il 70% a inizio inverno sarebbe sufficiente, e che spetta agli operatori di mercato riempire gli stoccaggi nazionali. Il mercato, tuttavia, non \u00e8 intervenuto. Il motivo \u00e8 semplice: non \u00e8 conveniente farlo. La curva forward del gas \u00e8 piatta per tutto l’inverno, quindi acquistare oggi per rivendere a gennaio significherebbe accettare una perdita certa, un punto che gli stessi operatori tedeschi hanno fatto notare pubblicamente.<\/p>\n\n\n\n Affidandosi alla flessibilit\u00e0 concessa dalla normativa, l’Europa si espone ai capricci del meteo (Figura 2).<\/strong> Eurostat monitora i cosiddetti “gradi giorno di riscaldamento” (HDD), un indicatore che misura quanto e per quanto a lungo le temperature scendono sotto la soglia che fa scattare il bisogno di riscaldamento, calcolato per l’UE ponderando i dati dei singoli Paesi in base alla popolazione. I dati mostrano che, a livello europeo, gli ultimi tre inverni sono stati tra i pi\u00f9 caldi degli ultimi 45 anni. Se questa tendenza dovesse confermarsi anche nel 2026, un livello di stoccaggio del 70-75% permetterebbe all’Europa di chiudere marzo con gli stoccaggi in area 20-25%, alleggerendo cos\u00ec la pressione sul successivo riempimento. Il meteo resta per\u00f2 molto incerto, e un inverno pi\u00f9 freddo del previsto potrebbe far scendere gli stoccaggi sotto il 10% a fine stagione, a meno che non intervenga una compressione della domanda<\/p>\n\n\n\n Raggiungere l’obiettivo dell’80% entro novembre richiederebbe un ritmo di iniezioni senza precedenti.<\/strong> Le iniezioni nel 2026 procedono con un ritardo del 16% rispetto allo scorso anno in termini assoluti, e centrare l’obiettivo UE partendo dal livello attuale del 66% richiederebbe iniezioni per 14,2 punti percentuali nei 60 giorni che separano oggi dal 1\u00b0 novembre. Per confronto, la maggiore iniezione mai registrata in una finestra temporale equivalente fu di 13,9 punti percentuali, nella corsa al riempimento dell’autunno 2022. Questa operazione dovrebbe inoltre avvenire in un contesto di offerta pi\u00f9 tesa, con i conflitti in corso che continuano a pesare sui prezzi dell’energia: il gas europeo tratta ora a 73 \u20ac\/MWh, il livello pi\u00f9 alto da gennaio 2023 e circa il 130% sopra i livelli di un anno fa.<\/p>\n\n\n\n \u00c8 improbabile che l’Europa vada incontro a una vera e propria carenza fisica di gas, ma l’inverno si preannuncia costoso. Le iniezioni hanno accelerato nell’ultima settimana, superando i 3.200 GWh al giorno.<\/strong> Questo migliora il quadro nel breve termine, ma potrebbe non bastare a centrare l’obiettivo aggregato UE, dato che lo storico stagionale mostra come il ritmo delle iniezioni tenda a rallentare nel corso di ottobre. L’Europa ha gi\u00e0 speso 4,5 miliardi di euro in pi\u00f9 rispetto alla stessa data dello scorso anno per riempire gli stoccaggi, pari a circa il 26% di spesa in pi\u00f9 per il 15% di gas in meno. Guardando alla curva forward, l’inverno 2026\/27 \u00e8 attualmente prezzato piatto, da 72,44 \u20ac\/MWh a ottobre a 71,36 \u20ac\/MWh a gennaio. Valorizzando le iniezioni necessarie a raggiungere l’obiettivo dell’80% sulla base della curva forward, con ottobre a 72,44 \u20ac\/MWh, il costo implicito sarebbe di 11,6 miliardi di euro, circa il doppio di quanto l’UE ha pagato lo scorso anno per lo stesso volume di gas.<\/p>\n\n\n\n Guardando oltre marzo, i prezzi di mercato riflettono l’aspettativa che gli attuali conflitti restino congelati in una fase di stallo, senza una risoluzione ma anche senza una nuova escalation. <\/strong>I contratti forward per l’estate e l’inverno 2027 trattano infatti in un range di 42-48 \u20ac\/MWh, un livello che indica come il mercato si attenda una normalizzazione e non stia scontando un premio strutturale di scarsit\u00e0 per il prossimo anno. Questa ipotesi dipende in larga misura dagli sviluppi in Ucraina e in Medio Oriente: una riapertura dello Stretto di Hormuz eliminerebbe probabilmente in tempi rapidi gran parte del premio attualmente presente nei prezzi, mentre nuovi attacchi alle infrastrutture energetiche spingerebbero i prezzi ben oltre i livelli attuali. Gli ultimi cinque anni hanno dimostrato che la geopolitica pu\u00f2 essere pi\u00f9 imprevedibile del meteo, e per l’Europa, che non ha ancora raggiunto l’indipendenza energetica, lo stesso vale anche per la bolletta del gas.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":" L’Europa non era mai entrata nel mese di settembre con livelli di stoccaggio del gas cos\u00ec contenuti. Il Regolamento UE sugli stoccaggi fissa un obiettivo di riempimento del 90% per l’intera Unione, da raggiungere tra il 1\u00b0 ottobre e il 1\u00b0 dicembre. Sono ammessi scostamenti fino a 10 punti percentuali, con un’ulteriore flessibilit\u00e0 di 5 […]<\/p>\n","protected":false},"author":7,"featured_media":31622,"comment_status":"closed","ping_status":"closed","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"_acf_changed":false,"footnotes":""},"categories":[94],"tags":[],"asset-class":[],"algebris-themes":[],"class_list":["post-31637","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-policy-research-it"],"acf":[],"yoast_head":"\n![\"\"](\"https:\/\/media.algebris.com\/content\/Figure-2-The-last-three-winters-were-among-the-mildest-in-45-years.png\")
![\"\"](\"https:\/\/media.algebris.com\/content\/Figure-3-Where-the-winter-ends-given-where-it-starts.png\")
<\/strong>Sources: Eurostat nrg_child_m, EU27 population-weighted heating degree days (ferwer HDDs = milder winter); Gas infrastructure Europe (AGSI). Drawdowns are the 1 Nov-to-trough declines observed in 2011-25; realised drawdown is endogenous to price, so a high-price winter draws lessa and these troughs are conservative.<\/figcaption><\/figure>\n\n\n\n