indice
Gli stoccaggi di gas in Europa hanno raggiunto il 75% della capacità al 21 ottobre 2026, un livello inferiore alle medie storiche che riporta l’attenzione sulla sicurezza degli approvvigionamenti durante i mesi più freddi. Il dato è contenuto nell’aggiornamento pubblicato il 27 ottobre dall’Agenzia dell’Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER), ripreso anche dai canali informativi della Commissione europea.
La situazione riflette un’estate caratterizzata da difficoltà nelle forniture di gas naturale liquefatto, prezzi elevati e un ritmo di ricostituzione delle riserve più lento rispetto agli anni precedenti. Le tensioni in Medio Oriente hanno ulteriormente complicato gli equilibri commerciali, riducendo la disponibilità di alcune forniture e aumentando la concorrenza internazionale per i carichi di GNL.
Nonostante queste condizioni, la Commissione europea ritiene che il sistema energetico dell’Unione disponga delle infrastrutture e della flessibilità necessarie per affrontare l’inverno 2026-2027. La valutazione, illustrata già l’8 ottobre dopo una riunione del Gas Coordination Group, si basa sulla maggiore diversificazione dei fornitori, sull’espansione della capacità di importazione di GNL e sulla diminuzione dei consumi rispetto al periodo precedente alla crisi energetica del 2022.
Perché le riserve europee sono inferiori agli anni precedenti
Il riempimento degli impianti sotterranei rappresenta una delle principali attività di preparazione alla stagione termica. Durante i mesi primaverili ed estivi, quando generalmente la domanda di riscaldamento diminuisce, gli operatori acquistano gas e lo immettono nei depositi. In autunno e in inverno le riserve possono essere utilizzate per integrare le importazioni e soddisfare i picchi di consumo.
La campagna di riempimento del 2026 è partita da una condizione meno favorevole. Secondo ACER, al termine dell’inverno 2025-2026 gli impianti europei contenevano gas pari al 28% della capacità, contro il 34% registrato un anno prima. Il livello risultava inoltre inferiore alla media del 40% osservata nei nove anni precedenti.
Ricostituire le riserve ha richiesto quindi un impegno maggiore, proprio mentre il mercato internazionale diventava più costoso e meno prevedibile. Il rapporto dell’agenzia europea indica che il costo complessivo stimato del riempimento ha raggiunto, nella parte superiore dell’intervallo di stima, 27 miliardi di euro. Il prezzo medio del gas immesso negli impianti è risultato il secondo più elevato dell’ultimo decennio.
La differenza rispetto agli anni precedenti riguarda anche la convenienza economica delle operazioni. Gli operatori valutano il prezzo del gas disponibile durante l’estate, le quotazioni attese per l’inverno e i costi di stoccaggio. Quando il differenziale tra i prezzi stagionali non compensa adeguatamente queste spese, l’incentivo commerciale a riempire rapidamente gli impianti diminuisce.
Il livello raggiunto dagli stoccaggi di gas in Europa deriva dunque dalla combinazione tra minori riserve iniziali, maggiori costi di approvvigionamento e condizioni commerciali meno favorevoli. Non può essere interpretato esclusivamente come un problema di capacità fisica dei depositi.
Le difficoltà del gas naturale liquefatto e la crescente dipendenza dagli Stati Uniti
Uno degli elementi più rilevanti dell’aggiornamento riguarda la disponibilità di gas naturale liquefatto, diventato essenziale per sostituire una parte significativa delle forniture russe via gasdotto.
Il conflitto in Medio Oriente ha compromesso i normali flussi commerciali attraverso lo Stretto di Hormuz, incidendo soprattutto sulle esportazioni del Qatar. Secondo ACER, durante l’estate 2026 non sono arrivati nell’Unione europea volumi significativi di GNL qatariota, mentre le importazioni complessive europee di gas liquefatto sono diminuite del 14%.
La riduzione ha rafforzato il ruolo degli Stati Uniti, che rappresentano ormai circa il 30% delle forniture complessive di gas dell’Unione. La quota totale del gas russo, considerando le diverse modalità di importazione, si colloca invece intorno all’11%.
Il cambiamento ha conseguenze concrete per la sicurezza energetica. Il GNL viene trasportato via nave e può essere acquistato da fornitori situati in diverse aree geografiche, offrendo una maggiore possibilità di diversificazione rispetto ai collegamenti fissi dei gasdotti. La sua disponibilità dipende però anche dalla domanda di altri grandi importatori, soprattutto asiatici, dalla capacità produttiva mondiale e dalle condizioni del trasporto marittimo.
Quando l’offerta si riduce, i compratori europei devono competere con quelli internazionali per assicurarsi i carichi disponibili. Questo meccanismo può sostenere le quotazioni anche in presenza di infrastrutture europee sufficienti a ricevere il combustibile.
Le conseguenze sono già emerse nei mercati all’ingrosso. ACER segnala che a metà ottobre 2026 i prezzi spot nei principali hub europei si sono avvicinati a 90 euro per megawattora. L’agenzia stima inoltre che le tensioni mediorientali abbiano comportato un aumento compreso tra 18 e 33 miliardi di euro della spesa europea per le importazioni di gas, a parità di quantità acquistate.
A contribuire alla pressione sul mercato è stata anche la domanda elettrica estiva. Le temperature elevate e la siccità hanno aumentato il ricorso alla generazione da gas, cresciuta di quasi il 9% durante la stagione estiva e del 20% nel solo agosto rispetto agli stessi periodi del 2025.
Il 75% è una media europea, ma le condizioni cambiano tra i Paesi
Il valore aggregato degli stoccaggi di gas in Europa non descrive automaticamente la situazione di ciascuno Stato membro. La distribuzione geografica dei depositi, la loro capacità e il peso del gas nei consumi nazionali presentano differenze rilevanti.
Germania, Italia, Francia, Paesi Bassi e Austria concentrano complessivamente circa due terzi della capacità di stoccaggio dell’Unione europea. Altri Paesi dispongono di impianti più piccoli oppure non possiedono depositi sotterranei sul proprio territorio.
Questa distribuzione rende indispensabili i collegamenti tra le reti nazionali. Le regole europee prevedono meccanismi di cooperazione anche per gli Stati privi di capacità proprie di stoccaggio, affinché possano assicurarsi riserve disponibili in altri Paesi.
La percentuale di riempimento, inoltre, deve essere letta insieme alla capacità effettiva degli impianti. Un deposito di grandi dimensioni riempito al 70% può contenere una quantità assoluta di gas superiore a quella presente in un impianto più piccolo arrivato al 95%.
Per valutare la preparazione nazionale occorre considerare anche i consumi previsti, le possibilità di importazione, le connessioni transfrontaliere e la velocità con cui il gas può essere estratto dalle riserve nei momenti di maggiore richiesta.
Il 75% europeo non significa quindi che ogni Stato abbia raggiunto quella percentuale, né permette di individuare automaticamente i Paesi maggiormente esposti. Per un confronto aggiornato servono i dati nazionali pubblicati attraverso le piattaforme di monitoraggio delle infrastrutture, tenendo conto delle differenti dimensioni dei sistemi energetici.
Gli obiettivi europei e la maggiore flessibilità nelle scadenze
La sicurezza degli approvvigionamenti è regolata anche da obblighi comuni introdotti dopo la crisi energetica del 2022. Le disposizioni europee sugli stoccaggi sono state successivamente prorogate fino alla fine del 2027, mantenendo l’obiettivo ordinario di riempimento del 90%.
Le modifiche approvate nel 2025 hanno tuttavia introdotto una maggiore flessibilità. Il raggiungimento del livello previsto può avvenire tra il 1° ottobre e il 1° dicembre, anziché essere vincolato alla precedente scadenza del 1° novembre.
La normativa contempla inoltre un margine di flessibilità di dieci punti percentuali in presenza di difficoltà di riempimento. In condizioni di mercato persistentemente sfavorevoli, la Commissione può autorizzare ulteriori cinque punti percentuali attraverso gli strumenti previsti dalla regolamentazione.
Queste disposizioni rispondono alla necessità di evitare che scadenze troppo rigide costringano gli operatori ad acquistare grandi quantità di gas contemporaneamente, contribuendo ad aumentare ulteriormente i prezzi.
Il dato del 75% registrato il 21 ottobre, pertanto, non equivale di per sé alla violazione generalizzata degli obblighi europei. Il rispetto delle regole richiede una valutazione delle condizioni applicabili e degli obiettivi dei singoli Stati.
Già a luglio 2026 il Gas Coordination Group aveva considerato un livello dell’80% sufficiente, nelle condizioni allora esaminate, a garantire la sicurezza degli approvvigionamenti per l’inverno successivo. Tale valutazione non sostituisce automaticamente gli obblighi normativi, ma contribuisce a distinguere la capacità effettiva del sistema dalle percentuali previste come riferimento regolamentare.
L’Europa può affrontare l’inverno anche con riserve più basse?
La valutazione pubblicata dalla Commissione europea l’8 ottobre, sulla base delle analisi dell’European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG), indica che il sistema europeo è sufficientemente flessibile per soddisfare la domanda durante l’inverno 2026-2027, nonostante livelli di stoccaggio inferiori a quelli storici.
Un elemento determinante è la diminuzione strutturale dei consumi. Secondo ACER, la domanda europea di gas si è ridotta di circa il 20% rispetto alla crisi del 2022. Di conseguenza, una stessa quantità di combustibile immagazzinato può coprire una quota relativamente maggiore del fabbisogno.
Anche il potenziamento dei terminali di rigassificazione consente di compensare una parte delle minori riserve attraverso maggiori importazioni. Questa possibilità dipende naturalmente dalla disponibilità di GNL sui mercati internazionali e dalle condizioni economiche alle quali viene acquistato.
Le prospettive rimangono sensibili soprattutto all’andamento delle temperature. Un inverno particolarmente freddo aumenterebbe la domanda di riscaldamento e accelererebbe il prelievo dai depositi. Eventuali nuove interruzioni delle forniture potrebbero rendere necessarie importazioni aggiuntive proprio durante i periodi di maggiore consumo.
Gas Infrastructure Europe ha ricordato che durante l’inverno 2025-2026 gli stoccaggi hanno coperto circa il 26% dei consumi europei di gas. Il dato mostra il peso delle riserve nel bilanciamento stagionale, ma anche perché non possano sostituire integralmente il flusso continuo delle importazioni.
La capacità di affrontare l’inverno dipenderà quindi dal funzionamento congiunto di depositi, gasdotti, terminali GNL e meccanismi di cooperazione tra Stati.
Un’attenzione particolare riguarda la parte finale della stagione fredda. Conservare riserve adeguate fino alla primavera permette di affrontare eventuali ondate tardive di freddo e di iniziare la successiva campagna di riempimento da una posizione meno sfavorevole.
Quali conseguenze possono esserci sulle bollette di famiglie e imprese
La situazione degli stoccaggi di gas in Europa interessa direttamente anche il mercato energetico, ma il rapporto tra quantità immagazzinate e bollette non è immediato.
Un livello di riserve inferiore alle medie storiche può aumentare la sensibilità dei mercati alle interruzioni delle forniture e alle variazioni della domanda. Non determina però automaticamente un incremento proporzionale delle tariffe pagate dai consumatori.
Il prezzo finale del gas dipende da diversi elementi, tra cui le quotazioni all’ingrosso, le condizioni contrattuali, le modalità di aggiornamento delle offerte commerciali, gli oneri di trasporto e distribuzione e la fiscalità applicabile.
Le famiglie con contratti a prezzo fisso possono essere temporaneamente meno esposte alle oscillazioni dei mercati, mentre le offerte indicizzate possono risentire più rapidamente delle variazioni dei parametri di riferimento, secondo le rispettive condizioni contrattuali.
Per le imprese energivore, invece, il costo del gas costituisce spesso una componente significativa delle spese produttive. Quotazioni elevate e persistenti possono incidere sui margini industriali, anche quando non esistono problemi immediati di disponibilità fisica del combustibile.
Gli effetti possono estendersi al mercato elettrico, poiché le centrali alimentate a gas continuano a contribuire alla produzione di energia e alla formazione dei prezzi all’ingrosso in diverse ore della giornata.
Il rapporto ACER documenta quindi una pressione economica effettiva dovuta alle difficoltà di approvvigionamento, ma non permette di quantificare automaticamente gli aumenti delle bollette future per ciascuna categoria di utenti.
Le forniture russe e le variabili da monitorare nei prossimi mesi
Un ulteriore elemento di incertezza riguarda il percorso europeo di progressiva eliminazione delle importazioni di gas russo. La Commissione ha richiamato l’attenzione sulla preparazione alla cessazione dei contratti di lungo termine per il GNL russo dall’inizio del 2027, nell’ambito del quadro REPowerEU.
La riduzione di queste forniture rende ancora più importante la disponibilità di combustibile proveniente da altri mercati. Secondo ACER, gli Stati Uniti rappresentano il principale candidato a coprire eventuali necessità aggiuntive di GNL, soprattutto alla luce delle difficoltà nelle esportazioni qatariote.
Questo orientamento accresce la rilevanza delle condizioni commerciali transatlantiche, della disponibilità di navi metaniere e dell’evoluzione della domanda asiatica.
Anche per gli stoccaggi di gas in Europa, l’andamento dei prossimi mesi dipenderà dall’equilibrio tra importazioni e prelievi. Una fase prolungata di basse temperature potrebbe ridurre rapidamente le scorte, mentre consumi contenuti e forniture regolari permetterebbero di conservarne una quota maggiore.
La Commissione europea ha confermato il monitoraggio continuo dei livelli di riempimento, dei flussi di approvvigionamento e delle quotazioni, in collaborazione con gli Stati membri e gli operatori del mercato.
L’indicatore da seguire durante l’inverno non sarà dunque soltanto la percentuale iniziale delle riserve, ma anche la velocità con cui gli impianti verranno svuotati. Da questo andamento dipenderanno sia la capacità di fronteggiare eventuali picchi di domanda a fine stagione, sia la quantità di gas che l’Europa dovrà acquistare nella primavera 2027 per ricostituire le scorte.