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Freeport, uno dei principali impianti americani di esportazione di gas naturale liquefatto (Gnl), sta per tornare. Prima i fatti. L’8 giugno 2022 un comunicato stampa della stessa società ha segnalato un’esplosione causata dalla sovrappressione e conseguente rottura della conduttura di gas naturale liquefatto, che ne ha provocato il rilascio e l’accensione di vapori. Da qui sono partite le indagini e le speculazioni riguardanti l’accaduto, tra cui si può menzionare un mero problema tecnico, un attacco informatico fino ad arrivare alla specifica volontà di stoppare le esportazioni di Gnl dagli Stati Uniti in un periodo in cui i prezzi erano elevati, le condizioni di domanda e offerta molto strette e la domanda proveniente dall’Europa rilevante. Questo fino al 23 gennaio 2023, quando la stessa Freeport ha comunicato di aver completato le riparazioni al suo impianto in Texas, dopo svariati mesi di annunci e rinvii, chiedendo l’approvazione delle stesse all’autorità di regolamentazione americana Ferc a stretto giro. Dovessero essere approvate, partirebbero poi le richieste di approvazione al riempimento delle navi di Gnl e all’inizio delle esportazioni. Da ciò si può desumere, in assenza di ulteriori intoppi, un ritorno alla normale operatività nell’arco di un mese. 

 

Ora una piccola analisi sull’impatto a livello globale della riattivazione dell’impianto americano. A pieno regime, l’hub Freeport esporta 2,2 miliardi di piedi cubici di gas al giorno, il 16 per cento complessivo delle esportazioni americane, è il secondo impianto di esportazione dopo Sabine Pass e, in media, il 60 per cento delle sue esportazioni negli ultimi due anni era diretto in Europa (anche grazie al differenziale di prezzo positivo tra il noto parametro di riferimento europeo per il gas Ttf e quello asiatico Jkm). Se considerati a livello annuale sono numeri importanti. Si tratta di circa 800 miliardi di piedi cubici di gas esportato dagli Stati Uniti che, tradotti nella più nota unità di misura europea, sono circa 23 miliardi di metri cubi. Per ciò che riguarda il più importante contratto di gas naturale americano Henry Hub, la riattivazione delle esportazioni ha un impatto positivo sui prezzi, considerando che la domanda di Gnl da esportare per ora è circa il 15 per cento del totale della produzione di gas stesso. Pertanto, in una situazione in cui la componente meteorologica (le prime tre settimane di gennaio sono state tra le più calde della storia) ha determinato un crollo del prezzo del contratto di gas Henry Hub di circa il 60 per cento in un mese e mezzo, un uso di gas per riscaldamento molto limitato e un conseguente scarso utilizzo degli stoccaggi, la domanda per esportazione tenderà a ridurre la situazione di eccesso di offerta negli Stati Uniti.

 

Considerando che il gas naturale liquefatto sta acquisendo sempre più importanza a livello globale, anche come sostituto dei flussi di gas provenienti dalla Russia via tubo, anche in Europa l’effetto si è fatto sentire, in termini di prezzo, e si farà sentire in termini di quantità disponibili. In termini di prezzo, durante la sessione del 24 gennaio, giorno successivo all’annuncio della riparazione di Freeport, avvenuto peraltro dopo la chiusura delle contrattazioni, il primo contratto future Ttf ha registrato un calo di un ulteriore 10 per cento, stabilizzandosi al di sotto di 60 euro per MWh. L’idea, infatti, è quella di avere più flussi di Gnl disponibili a partire dalla primavera. Se si dovessero mantenere le stesse percentuali degli anni precedenti, a livello annuale sarebbero 14 miliardi di metri cubi in più, poco meno del 10 per cento delle importazioni di gas provenienti dalla Russia nel 2021. Questo accentuerebbe la situazione di temporaneo eccesso di offerta di gas presente in Europa, dovuta all’inverno eccezionalmente mite, all’elevato livello di stoccaggi e alla riduzione di domanda industriale. 

 

Due ulteriori considerazioni finali. La prima sull’indice benchmark europeo rappresentativo del mercato del Gnl, il North West Europe Delivery ex-Ship (Nwe). Questo sarà impattato da ulteriore offerta con conseguente probabile riduzione di prezzo, a parità di altri fattori. La seconda su tutta la curva per scadenze del Ttf, che probabilmente tenderà al ribasso, a parità di altri fattori. Pertanto, mettendo assieme i due elementi, l’attivazione del cap proposto dalla Commissione non avverrà probabilmente mai, dato l’elevata e maggiore correlazione presente tra le due tipologie di contratti. Una delle disposizioni per l’attivazione prevede che il differenziale tra il Ttf e un indice rappresentativo del mercato del Gnl debba essere superiore a 35 euro per MWh.

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