L’Europa ha aperto novembre con un brusco risveglio: le temperature sono precipitate molto prima del previsto, trascinando verso il basso le scorte di gas come se l’inverno fosse già nel suo momento più intenso. La domanda è aumentata nel giro di una settimana, annullando l’intero margine di sicurezza accumulato fra ottobre e i primi giorni del mese successivo. Gli operatori hanno osservato il grafico dei prelievi impennarsi proprio mentre la stagione avrebbe dovuto consolidare le riserve. Invece, il sistema ha iniziato a comportarsi come se l’inverno fosse già pienamente iniziato, costringendo i gestori a manovre più frequenti e riducendo lo spazio per assorbire ulteriori oscillazioni. La pressione non nasce da una singola causa: termometri in picchiata, produzione rinnovabile intermittente, consumi elettrici serali più pesanti, logistica interna da coordinare con anticipo.
A rendere il quadro più teso c’è la ridefinizione del perimetro delle forniture europee. Con l’accordo politico in Consiglio su un regolamento che introduce un divieto graduale alle importazioni di gas russo – via gasdotto e Gnl – l’Unione ha scelto di rinunciare alla sua vecchia rete di sicurezza. Lo stop scatterà dal 1° gennaio 2026, con una fase transitoria per i contratti già in essere fino al 2028.
Parallelamente, l’esecutivo europeo ha messo in moto il piano che dovrà sostituire in maniera stabile i volumi in arrivo da Est, un progetto già operativo e articolato in nuove rotte, più Gas Naturale Liquefatto, più rigassificazione e un coordinamento interno più stretto. Ora quel disegno, ancora in fase di assestamento, deve reggere l’urto di un inverno che sembra aver preso la rincorsa più del previsto.
Stoccaggi sotto pressione
Le rilevazioni diffuse da Gas Infrastructure Europe offrono la misura della pressione accumulata in poche giornate. Il livello medio europeo si attesta intorno al 79,1%, una percentuale che di per sé non descrive un’emergenza ma che, confrontata con gli anni precedenti, cambia di significato. Nello stesso periodo del 2023, il riempimento era all’88,3%; la media del quinquennio resta più alta di circa dieci punti percentuali. È una differenza che pesa perché riguarda una fase — novembre — che negli ultimi anni è sempre servita a consolidare gli stoccaggi, non a consumarli. Il colpo è arrivato con la prima ondata di freddo, che ha anticipato l’avvio dei prelievi interrompendo una fase di accumulo che avrebbe dovuto proseguire almeno per altre due settimane.
I dati dettagliati di Gie indicano che dal 13 ottobre, data convenzionale di avvio della stagione termica, il prelievo lordo dell’Unione ha raggiunto 7,5 miliardi di metri cubi, con un prelievo netto di 4,4 miliardi. A complicare la situazione c’è un obiettivo comunitario non pienamente rispettato: tra il 1° ottobre e il 1° dicembre gli Stati membri devono raggiungere almeno il 90% di riempimento degli stoccaggi, con una flessibilità del 10% concessa dal regolamento europeo. Per centrare la traiettoria prevista servivano circa 61 miliardi di metri cubi di iniezioni autunnali; il totale si è fermato a 54,7 miliardi. La distanza non genera automaticamente instabilità, ma riduce la capacità di assorbire nuove oscillazioni legate al meteo e alla produzione elettrica.
La dinamica dei flussi interni mostra come il sistema europeo stia adattando le proprie rotte all’assenza del gas russo. Le dorsali che partono dai terminali atlantici e mediterranei hanno registrato livelli di utilizzo più alti del normale, soprattutto nelle ore serali, mentre le interconnessioni nord-sud hanno movimentato volumi superiori alla media per sostenere la domanda in Germania e nei Paesi Bassi. La Francia, impegnata nel rientro graduale di parte del parco nucleare dopo le manutenzioni autunnali, ha limitato l’export elettrico nei momenti più critici, accentuando la dipendenza dei Paesi confinanti dal gas. L’effetto combinato è una riduzione dei margini operativi.
Gnl determinante ma non sufficiente
Il Gnl ha finora impedito che la situazione degenerasse. Durante la stagione di riempimento (aprile–ottobre), l’Europa ha raggiunto il record di 82,5 miliardi di metri cubi di Gnl nella stagione di riempimento (aprile–ottobre), secondo una rielaborazione di papernest su dati GI, un volume che ha permesso agli Stati membri di presentarsi all’autunno con una base solida. Nelle ultime settimane gli arrivi ai terminali sono rimasti regolari, stabilizzando un sistema che rischiava di subire un’erosione più rapida delle scorte. La criticità non riguarda tanto la disponibilità del Gnl, quanto la capacità delle reti interne di distribuirlo verso i centri di consumo nei momenti di maggiore domanda. Alcune dorsali hanno lavorato sopra le medie stagionali, soprattutto per sostenere le centrali a gas chiamate a coprire i vuoti lasciati da eolico e fotovoltaico nelle fasce serali.
Germania e Paesi Bassi sono i due esempi più evidenti di questa dinamica. Nelle giornate più fredde la produzione eolica è scesa in modo netto proprio quando i consumi crescevano, costringendo i gestori a richiamare gli impianti a gas con più frequenza rispetto agli anni scorsi. Il passaggio dalla generazione rinnovabile a quella termoelettrica è avvenuto in modo repentino, portando a un incremento improvviso dei flussi di gas verso il centro Europa. La Francia, dal canto suo, non ha potuto garantire esportazioni stabili a causa dei rientri progressivi di diversi reattori nucleari, ancora in fase di riavvio dopo le revisioni stagionali.
Italia e Spagna offrono un quadro leggermente diverso. Il sistema italiano, in particolare, è partito da condizioni più favorevoli grazie a un riempimento anticipato e sostenuto da meccanismi di compensazione che hanno incentivato gli operatori durante l’estate. A metà novembre gli stoccaggi superavano il 91%, scesi di poco nei giorni successivi ma ancora molto al di sopra della media europea. Questo ha permesso una gestione più ordinata dei picchi di domanda, anche se i gestori segnalano un numero crescente di interventi serali nelle giornate con vento debole. In entrambi i Paesi il mix tra rinnovabili, termoelettrico e importazioni ha mantenuto il sistema stabile, ma la capacità di contenere i picchi non può essere data per scontata se la stagione dovesse proseguire con la stessa volatilità.
Sul filo dell’inverno
Le reti europee lavorano con una frequenza di aggiustamenti che non appartiene alle stagioni recenti. Nel suo Winter Outlook 2025–2026, Entso-E (l’Associazione Europea dei Gestori dei Sistemi di Trasmissione dell’elettricità) descrive un quadro complessivamente adeguato ma con margini più bassi in alcuni Paesi del Nord e del Baltico; sul campo, i Tso segnalano interventi di bilanciamento più frequenti nelle giornate caratterizzate da freddo anticipato e vento debole. Non si tratta di manovre eccezionali, ma di un segnale che evidenzia un equilibrio più fragile. Gli operatori sono abituati ai picchi invernali, ma in questo caso la particolarità sta nel fatto che il sistema è entrato in modalità “invernale” con diverse settimane di anticipo, quando parte della flessibilità non era ancora disponibile.
Le previsioni meteo non aiutano. I modelli indicano un possibile ritorno a temperature più basse già entro fine mese, con effetti immediati sulla domanda di gas e sulle necessità del sistema elettrico. Ogni oscillazione climaticamente anomala comporta un aumento dei prelievi e un ricorso più intenso alle centrali a gas nei Paesi dell’Europa centrale. In una situazione in cui gli stoccaggi non hanno raggiunto il livello auspicato, l’intera catena — dai terminali di Gnl alle dorsali interne — deve lavorare con maggiore precisione, senza la possibilità di assorbire deviazioni significative rispetto ai flussi programmati.
La tensione sulle reti è particolarmente evidente nei Paesi che rappresentano gli snodi dell’infrastruttura europea. La Germania si trova a gestire la richiesta interna e il ruolo di hub di transito verso Est, mentre i Paesi Bassi affrontano contemporaneamente vento instabile e una domanda elettrica che cresce nelle giornate più fredde. La Francia alterna fasi di export a momenti in cui è costretta a trattenere energia per bilanciare il sistema interno. Questa alternanza crea ulteriori carichi per le reti confinanti, con un effetto a cascata che si ripercuote sui flussi di gas.
Il mercato osserva questi movimenti con attenzione. Nel 2025 i prezzi sono rimasti moderati grazie al riempimento anticipato degli stoccaggi, alla domanda contenuta dei mesi più miti e alla forte presenza delle rinnovabili. Secondo un’analisi di papernest.it, in Italia, il prezzo del gas è sceso da 0,534 euro/Smc di gennaio a 0,343 euro/Smc di novembre. Ma questo quadro potrebbe cambiare rapidamente se il ritmo dei prelievi dovesse rimanere quello attuale.
