L’Europa si avvicina all’inverno 2026-2027 con scorte di gas inferiori alla media e un margine di sicurezza ridotto. Le incertezze sulle forniture di GNL attraverso lo Stretto di Hormuz, insieme alla minore disponibilità idroelettrica in diverse aree e alle difficoltà del parco nucleare, potrebbero aumentare l’esposizione dei mercati energetici a shock e variazioni della domanda. Gli scenari IEA indicano possibili tensioni sugli stoccaggi soprattutto nella seconda parte dell’inverno.
Pubblicato il Global Gas Security Review 2026
L’Europa si avvicina all’inverno 2026-2027 con un margine di sicurezza energetica ridotto. Le scorte di gas dell’Unione europea sono ai livelli più bassi dal 2013. Le interruzioni dei flussi di gas naturale liquefatto (GNL) attraverso lo Stretto di Hormuz aumentano l’incertezza sulla disponibilità globale di gas.
A questo si aggiungono una disponibilità idroelettrica inferiore alla media in diverse aree europee e una disponibilità nucleare ancora condizionata da manutenzioni e vincoli ambientali. Un insieme di fattori che può rendere il sistema più esposto agli shock di offerta, alle condizioni meteorologiche e alla volatilità dei prezzi.
Secondo l’ultimo Global Gas Security Review 2026 dell’Agenzia internazionale dell’energia (IEA), le scorte europee si attestano a un livello inferiore del 18% rispetto alla media degli ultimi cinque anni, con un deficit di circa 16 miliardi di metri cubi. I bassi livelli di riempimento riducono il margine a disposizione dell’Europa per far fronte a eventuali interruzioni delle forniture e aumentano la dipendenza dal mercato globale del GNL.
Gas, il nodo delle forniture attraverso Hormuz
Uno dei principali fattori di incertezza riguarda il transito di GNL attraverso lo Stretto di Hormuz, attraverso cui passano le esportazioni di Qatar ed Emirati Arabi Uniti. L’IEA ha elaborato due scenari per la stagione invernale. Nel primo, i flussi riprendono gradualmente da gennaio 2027. Nel secondo, il ripristino dei flussi regolari avviene soltanto alla fine di marzo.
Se si verificasse una ripresa progressiva, l’offerta globale di GNL potrebbe diminuire di circa 9 miliardi di metri cubi, pari al 3%, rispetto allo stesso periodo dell’anno precedente. Se invece le interruzioni dovessero proseguire fino alla fine di marzo, il calo potrebbe raggiungere circa 20 miliardi di metri cubi, pari al 7%.
L’aumento dell’offerta globale previsto per l’inverno, grazie all’avvio di nuovi impianti di liquefazione e alla maggiore produzione degli impianti già operativi, dovrebbe raggiungere circa 20 miliardi di metri cubi su base annua. L‘incremento, con il contributo maggiore atteso dai produttori nordamericani, compenserebbe solo in parte le mancate forniture dal Golfo Persico. Nello scenario di interruzione prolungata, circa la metà dei volumi persi.
In questo contesto l’Europa dovrà competere con gli altri mercati importatori per assicurarsi i carichi flessibili disponibili, con il rischio di una maggiore pressione sui prezzi spot, soprattutto nei periodi di domanda elevata.
Stoccaggio, rischi nella seconda parte dell’inverno
Come evidenzia l’IEA, la capacità di prelievo diminuisce con il livello di riempimento degli impianti. Quando le scorte scendono sotto il 30% della capacità operativa, anche la capacità di erogazione tende a ridursi.
Anche in presenza di gas ancora disponibile negli stoccaggi, il sistema potrebbe avere maggiori difficoltà a soddisfare rapidamente un aumento della domanda durante un’ondata di freddo tardiva.
Nello scenario più critico elaborato dall’agenzia, che combina temperature più rigide, una minore produzione rinnovabile e la mancata ripresa dei flussi attraverso Hormuz fino alla fine di marzo, gli stoccaggi europei potrebbero scendere sotto il 10% della capacità operativa già all’inizio di marzo e chiudere la stagione al 7%.
Le conseguenze potrebbero estendersi anche all’estate 2027. Per riportare gli stoccaggi ai livelli medi degli ultimi cinque anni entro novembre, l’Europa dovrebbe infatti immettere tra 57 e 83 miliardi di metri cubi di gas durante la stagione estiva, contro una media quinquennale di circa 50 miliardi.
Elettricità, idroelettrico e nucleare riducono la flessibilità
La tensione sul gas si riflette anche sul mercato elettrico. Gli analisti di Kpler evidenziano come la bassa disponibilità idroelettrica e nucleare stia contribuendo a rendere più teso il bilanciamento del sistema elettrico europeo.
Le riserve idroelettriche risultano inferiori alla media in gran parte dei principali mercati europei. La situazione è particolarmente critica nei Paesi nordici, dove il deficit rispetto alla media decennale raggiunge circa 10 TWh, e nell’area alpina, interessata da temperature elevate e condizioni di siccità protratte durante l’estate e l’autunno. La Spagna rappresenta invece un’eccezione, grazie alle riserve idriche relativamente elevate.
Anche la produzione nucleare presenta alcune criticità. In Francia, Kpler stima una disponibilità della flotta inferiore di circa 5 GW su base annua nel quarto trimestre 2026, anche per effetto delle manutenzioni e dei vincoli ambientali. La situazione dovrebbe migliorare nel primo trimestre del 2027, con il progressivo rientro degli impianti sottoposti a manutenzione.
