L’Europa può vivere senza il gas russo?

La Russia è storicamente il principale fornitore di gas naturale dell’UE. Dopo le dispute sul gas tra Russia, Ucraina ed Europa nel 2006 e nel 2009, e poi le tensioni intorno alla crisi ucraina nel 2013-2014, l’UE ha cercato di ridurre la sua dipendenza dalle importazioni di gas naturale russo. Tuttavia, la Russia continua a fornire circa il 40% del consumo di gas europeo (Figura 1). L’invasione dell’Ucraina ha messo in discussione questa relazione e c’è bisogno di prepararsi a una completa interruzione di tutti i flussi di gas russo verso l’Europa. 

Il problema di questo inverno è finito. Grazie alle importazioni record di gas naturale liquefatto (LNG), l’Unione terminerà la stagione invernale con volumi di stoccaggio di gas bassi, ma non insoliti, nonostante le importazioni russe storicamente basse. La sfida immediata è quella di prepararsi al prossimo inverno riempiendo il più possibile le scorte. 

In questo studio, esaminiamo tre scenari di fluttuazioni delle importazioni russe e presentiamo l’evoluzione dello stoccaggio europeo. La domanda mensile è definita in termini di media per gli anni 2018-2021. Presumiamo che le importazioni dal Nord Africa, dalla Norvegia e dall’Azerbaijan rimarranno a livelli simili a quelli degli ultimi mesi, alla loro capacità massima. Per il GNL, vediamo livelli di importazione record che si avvicinano alla capacità tecnica massima dei terminali di rigassificazione. Le importazioni russe sono stimate come segue:

• Nessuna importazione russa: anche un livello record di importazioni da paesi terzi non sarebbe sufficiente a riempire le scorte prima del prossimo inverno. L’Europa dovrebbe ridurre la domanda dai livelli medi di almeno 400 TWh (cioè dal 10% al 15% della domanda annuale). Questo è possibile e un pacchetto di misure eccezionali potrebbe ridurre la domanda di almeno 800 TWh.
• Importazioni russe limitate: I gasdotti Nord Stream 1 e Turkstream funzionerebbero (60 TWh/mese), mentre il transito per l’Ucraina, Yamal e i flussi verso i Balcani sarebbero fermati. Gazprom otterrebbe profitti significativi dai prezzi elevati e manterrebbe il controllo delle forniture di gas dell’UE, mentre l’Europa soffrirebbe ancora di un mercato del gas molto volatile.
• Media delle importazioni russe: le esportazioni russe verso il mercato europeo saranno molto vicine ai livelli del 2021, che consideriamo più o meno pari agli obblighi contrattuali a lungo termine di Gazprom. Senza sanzioni energetiche da entrambe le parti, è probabile che questo scenario prevalga. Permetterebbe un facile rifornimento delle scorte e porterebbe a prezzi più bassi.

Il punto principale della nostra analisi è che le misure prese dal lato della domanda (Fig. 1, a destra), accompagnate dalle importazioni record di GNL, sarebbero sufficienti per eliminare immediatamente la dipendenza dal gas russo. Parte di questa riduzione del consumo sarà dovuta agli alti prezzi del gas. Questo porterà a un cambiamento della fonte di energia nel settore energetico e a un rallentamento delle attività degli impianti industriali, come spesso è avvenuto negli ultimi sei mesi. In uno scenario in cui non ci sono importazioni di gas russo, è probabile che dovranno essere prese misure aggiuntive, tra cui un’eliminazione ritardata del nucleare, una campagna rivolta alle famiglie per spingerle a ridurre la loro domanda (“abbassare i termostati di un grado”), e una rapida diffusione del solare fotovoltaico e delle pompe di calore. 

Restano tre ostacoli principali prima di poter ottenere un aumento delle importazioni. In primo luogo, assumiamo che l’UE possa procurarsi quantità senza precedenti di GNL. In secondo luogo, che gli attori del mercato avranno sufficienti incentivi per comprare il GNL disponibile a prezzi elevati e immagazzinarlo fino al prossimo inverno, e in terzo luogo, che questo gas importato potrà fluire senza problemi attraverso i mercati europei. Tuttavia, ciascuna di queste ipotesi porta con sé delle sfide.

Disponibilità di gas: il mercato del GNL

Il gas naturale liquefatto sta giocando un ruolo sempre più importante nei mercati globali del gas. 

Nel 2021, il commercio mondiale di GNL ammontava a 5 400 TWh. A titolo di paragone, le importazioni totali dell’UE nello stesso anno erano di 3 700 TWh, di cui 750 TWh di GNL. L’aumento della domanda e l’offerta limitata hanno portato a un raddoppio dei prezzi del GNL tra dicembre 2020 e dicembre 2021. Nel 2022, la produzione globale dovrebbe aumentare tra 63 e 300 TWh (1,2-5,5%) rispetto al 2021. Tuttavia, le previsioni rimangono quelle di un mercato estremamente teso. 

Inoltre, il mercato è caratterizzato da un’alta percentuale di contratti a lungo termine, il che significa che anche se gli acquirenti europei sono disposti a pagare prezzi elevati, non c’è la garanzia che compreranno. L’industria del GNL si è sviluppata sulla base di contratti a lungo termine di 20-25 anni, che sono necessari ai venditori e ai compratori per giustificare i grandi investimenti richiesti per costruire impianti di liquefazione e terminali di ricezione. Negli ultimi anni, i mercati sono diventati più flessibili, in particolare con l’emergere degli Stati Uniti come fornitore principale, destinato a diventare il più grande produttore di GNL entro la fine di quest’anno. In particolare, a gennaio, l’UE è stata la destinazione del 37% delle esportazioni di GNL degli Stati Uniti. 

Tuttavia, una parte significativa delle importazioni supplementari di GNL nell’UE dovrebbe provenire da flussi attualmente destinati all’Asia e alle Americhe. Questo richiederà negoziati e compromessi politici. Nelle ultime settimane, la Commissione europea e l’amministrazione degli Stati Uniti hanno presentato richieste ai grandi consumatori asiatici di GNL, come il Giappone e la Corea del Sud, di deviare i carichi verso l’Europa, per aiutare l’alleato a far fronte alla sua carenza di gas – nello stesso modo in cui l’Europa e gli Stati Uniti hanno aiutato il Giappone con le sue forniture di GNL dopo l’incidente di Fukushima nel 2011.

La sfida non è solo quella di assicurare la fornitura sui mercati mondiali, ma anche di importarla con successo nel continente. A questo proposito, l’UE è limitata dalla sua capacità di rigassificazione, cioè dal volume disponibile nei terminali di importazione per rigassificare il GNL e pomparlo nella rete. L’utilizzo nell’UE ha oscillato dal 30% al 70% della capacità totale negli ultimi quattro mesi, lasciando spazio per un uso più intensivo dei siti esistenti. Nei prossimi anni, si prevede di realizzare molti progetti di espansione per aumentare la capacità.

Incoraggiare lo stoccaggio del gas

Circa 700 TWh devono essere aggiunti allo stoccaggio europeo prima del prossimo inverno. Questo è un esercizio costoso. Ai prezzi attuali, costerebbe almeno 70 miliardi di euro, rispetto ai 12 miliardi degli anni precedenti.

L’Europa non solo dovrà trovare a chi vendere questo gas, ma anche chi sarà disposto e capace di comprarlo. In linea di principio, questo sarebbe il compito delle aziende europee del gas. Ma le aziende private cercano di massimizzare i profitti ed evitare i rischi. Comprare a prezzi record in un ambiente in cui le decisioni geopolitiche e il comportamento strategico di un fornitore centrale possono trasformare radicalmente l’equilibrio tra domanda e offerta è una scommessa con benefici limitati e notevoli svantaggi.

Per rimediare a questa realtà, si potrebbe prevedere un obbligo di stoccaggio che costringa le imprese a riempire le loro scorte fino a un certo volume prima del 1° ottobre 2022. Questo obbligo dovrebbe essere organizzato a livello europeo per evitare che i paesi facciano offerte eccessive in un contesto di offerta limitata. Un secondo elemento chiave è una forma di condivisione del rischio tra lo Stato e le imprese private. Si potrebbero immaginare contratti che prevedano il rimborso della differenza alle aziende nel caso in cui i prezzi siano inferiori a 70 euro/MWh il prossimo inverno.

Impatti regionali 

I paesi europei saranno colpiti in modo diverso da una diminuzione del gas russo. Alcuni vicini immediati che non sono collegati alla rete dell’UE (Finlandia e Stati Baltici) consumano relativamente poco gas e hanno i loro accordi di sicurezza energetica, compreso il terminale GNL di Klapeida in Lituania e la capacità della Finlandia di passare dal gas al petrolio.

Nel sistema europeo interconnesso del gas, l’esposizione al gas russo può essere misurata in modo molto diverso. I contratti commerciali, per esempio, mostrano un’esposizione sostanziale in Europa occidentale: Gazprom annuncia vendite di oltre 120 TWh alla Francia nel 2021. Ma il semplice presupposto che i flussi di gas in entrata si esauriscano come tessere di un domino lungo il gasdotto di consegna non permette di comprendere in modo coerente la complessità dei flussi bilaterali in un mercato relativamente competitivo. Così, assegniamo l’esposizione di ogni paese alle diverse fonti di gas tenendo conto della matrice completa dei flussi transfrontalieri nell’Unione nel 2021 (vedi grafico sotto). Questo riduce ogni paese a un unico grande bacino di gas e dà una buona indicazione della dimensione dell’impatto di una carenza di gas russo su ogni paese, se i flussi di gas continuano proporzionalmente fino al 2021. Per esempio, il Belgio, la Francia e i Paesi Bassi ricevono pochissimo gas dalla Russia, mentre la Germania riceve più della metà del suo gas dalla Russia e la maggior parte dei paesi dell’Europa orientale – ad eccezione della Romania e dell’Ucraina, che hanno una produzione propria significativa – sono fortemente dipendenti dal gas russo.

Questa distribuzione è quindi una questione di infrastrutture e di solidarietà. In primo luogo, sarebbe tecnicamente possibile portare il gas a paesi che attualmente sono forniti principalmente dal gas russo? A questa domanda è difficile rispondere perché la Rete europea dei gestori di sistemi di trasmissione del gas (ENTSOG) non prende in considerazione un arresto completo del gas russo nella sua modellizzazione annuale della sicurezza dell’approvvigionamento. Una cosa però è certa: sarebbe difficile. 

Per esempio, la penisola iberica è un vero e proprio hub per i terminali di importazione di GNL. La regione può importare 40 TWh al mese, ma può consumare solo 30 TWh. La sfida è trasportare il gas in eccesso al resto dell’Europa, dato che i gasdotti esistenti permettono un trasferimento massimo di 5 TWh al mese. Un altro esempio è che il gas che arriva in Francia è odorizzato e non può generalmente essere iniettato nei sistemi di gas vicini senza vincoli. Mentre il gas nel mercato dell’Europa nord-occidentale ha qualità diverse (gas L a basso potere calorifico prodotto localmente in alcune parti della Germania e dei Paesi Bassi contro il gas H ad alto potere calorifico importato nel resto d’Europa) che utilizzano infrastrutture diverse. 

Inoltre, la rete di gasdotti nell’Europa centrale e orientale è progettata per trasportare le importazioni dall’Est ai consumatori finali. Nonostante gli investimenti nella capacità di inversione e nei nuovi gasdotti, se troppo gas dovesse arrivare da ovest, le strozzature dei gasdotti potrebbero impedire una consegna sufficiente alle parti più orientali dell’Unione o all’Ucraina.

Infine, e soprattutto, ciò che è tecnicamente fattibile può non esserlo politicamente. Anche se fosse tecnicamente possibile sincronizzare l’esaurimento delle scorte in Europa per ritardare o evitare interruzioni dell’approvvigionamento di gas in tutta l’UE, i paesi meglio forniti potrebbero non essere disposti a condividere le loro scarse risorse di gas con paesi che sono in una situazione più difficile. Questo rischio è amplificato dall’incapacità di prevedere la durata e la gravità di una possibile carenza quando, nel peggiore dei casi, i vincoli infrastrutturali richiederebbero movimenti anticipati di volumi attraverso le frontiere ora. La riduzione del gas russo richiederà un alto grado di solidarietà da parte degli Stati membri per aiutare i paesi che saranno più colpiti. 

Conclusioni 

Il suddetto scenario di crisi richiederà improvvisazione e un po’ di spirito imprenditoriale. La linea di fondo è questa: se l’UE è costretta o disposta a pagare, dovrebbe essere possibile sostituire il gas russo prima del prossimo inverno senza devastare l’attività economica, far soffrire la gente per il freddo o interrompere la fornitura di elettricità. Ma significherà rivedere decine di regolamenti, interrompere le normali procedure e operazioni, spendere molto denaro rapidamente e prendere decisioni difficili. In molte situazioni, il tempo sarà troppo breve per ottenere risultati perfetti.

Garantire che quanto più gas possibile sia consegnato all’UE e distribuito equamente tra gli impianti di stoccaggio nazionali è essenziale per ridurre la vulnerabilità di fronte al continuo conflitto. Questo pone tre sfide: 1) far arrivare quanto più gas possibile in Europa senza un pagamento eccessivo; 2) distribuire il gas in tutta Europa e 3) distribuire i costi per farlo.

L’intervento pubblico sarà necessario per garantire importazioni sufficienti nei prossimi mesi. Questo può assumere la forma di una task force per coordinare gli acquisti e impedire alle aziende di fare offerte l’una contro l’altra. I responsabili politici dovrebbero sostenere l’attivazione delle forniture potenziali e offrire una contrattazione politica per ulteriori volumi di GNL. È probabile che siano necessarie misure di condivisione dei rischi con le aziende per assicurare lo stoccaggio del gas. 

Questi sforzi sono essenziali ma non sufficienti. Nei prossimi 12 mesi, c’è poco da fare per rimuovere le barriere fisiche. Senza il gas russo, rimarrà un divario tra l’offerta e la domanda. 

Misure eccezionali sono possibili per ridurre la domanda, e devono essere attuate rapidamente.