La distruzione di domanda gas in Europa — chi chiude, a che prezzo, e quanto è già stato bruciato

La distruzione di domanda gas in Europa — chi chiude, a che prezzo, e quanto è già stato bruciato

Pagina lato-domanda del cluster gas. Il cluster ha già le pagine sull'offerta (La catena fisica dell'LNG — liquefazione, transito, flotta, rotte, rigassificazione: i bound del TTF (e del PSV), Angolo Norvegia-Gassco — manutenzioni programmate 2026, storia degli imprevisti e la beta del TTF), sul prezzo come segnale (Il gas europeo (TTF) come firma di mercato del cluster Russia-Ucraina, Cluster gas 2026 — TTF, Henry Hub, PSV: timeline datata e tesi falsificabili (luglio 2026)) e sugli stoccaggi (Segnale oggettivo — stoccaggi gas europei e leva russa residua (as_of 2026-07-12), TEORIA — L'economia dello stoccaggio gas e della curva: term structure, storage arbitrage, convenience yield (Working, Kaldor, Brennan) applicati a TTF/Henry Hub/PSV 2026). Qui si quantifica il meccanismo che ha risolto tutti gli inverni tesi dal 2021 in poi: quando il gas manca, non è l'offerta che appare — è la domanda che muore. E muore in un ordine preciso, a soglie di prezzo ricostruibili con casi datati.

1. La fotografia: chi consuma il gas europeo (Eurostat, 2019–2024)

Dati primari Eurostat (dataset nrg_cb_gas, EU27, estratti via API il 18-07-2026), in milioni di TJ (potere calorifico superiore):

| Voce | 2019 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 2024 vs 2021 | |---|---|---|---|---|---|---| | Consumo interno totale | 15,58 | 15,97 | 13,90 | 12,87 | 12,92 | −19,1% | | Trasformazione elettricità/calore | 4,95 | 4,76 | 4,52 | 4,04 | 4,10 | −13,8% | | Industria (uso energetico) | 3,55 | 3,83 | 3,32 | 3,13 | 3,17 | −17,2% | | — di cui chimica/petrolchimica | 0,86 | 0,94 | 0,73 | 0,73 | 0,74 | −20,9% | | — di cui minerali non metalliferi (ceramica, vetro, cemento) | 0,60 | 0,64 | 0,58 | 0,52 | 0,51 | −20,2% | | — di cui alimentare | 0,59 | 0,62 | 0,59 | 0,57 | 0,59 | −4,8% | | Famiglie | 3,70 | 4,09 | 3,46 | 3,13 | 3,12 | −23,6% | | Servizi/commercio | 1,68 | 1,72 | 1,47 | 1,40 | 1,40 | −18,5% |

In volumi: il consumo EU27 è passato da 418 bcm (2021) a 364,8 (2022), 334,4 (2023), 335,6 (2024). Quote 2024: elettrico/calore ~32%, industria ~25%, famiglie ~24%, servizi ~11%. Bruegel (tracker aggiornato al 26-01-2026, dati a nov 2025) misura la stessa cosa contro la baseline 2019-21: −525 TWh (−11%) nel 2022, −880 TWh (−18%) nel 2023 e ancora −880 TWh (−18%) nel 2024 per EU+UK — e annota che la domanda industriale è rimasta «consistently depressed» senza alcun segno di recupero «despite falling wholesale gas prices».

FATTO: in tre anni l'Europa ha eliminato ~80 bcm/anno di domanda, l'equivalente di più della metà dell'intero import LNG 2025 (131 bcm, DG ENER Q4 2025). È questa, non i rigassificatori, la prima ragione per cui gli inverni 2022-23 e successivi non sono finiti in razionamento.

2. La gerarchia delle soglie: chi chiude per primo (casi datati 2021-22)

La distruzione di domanda non è uniforme: segue un merit order inverso, dal settore col gas più incidente sul costo e col prodotto più importabile, fino a quello che non chiude mai.

Primo a saltare: ammoniaca/fertilizzanti. Il gas pesa «fino al 90% del costo variabile» (Commissione europea, COM(2022)590 del 9-11-2022; identica formula in Fertilizers Europe; Rabobank: 70-80% del costo dell'ammoniaca grigia). Cronologia della soglia: ad agosto 2022, al picco dei prezzi — TTF al massimo storico oltre 300 €/MWh, con cinque sedute consecutive sopra 265 dal 22 al 26 agosto (Consilium) — «l'industria ha chiuso il 70% della capacità di ammoniaca» (COM(2022)590). La settimana chiave è documentata da CRU (6-09-2022): capacità europea ferma o ridotta passata dal 26% al 50% in sette giorni (Ucraina esclusa) — Yara al 35% di utilizzo della capacità europea (tagli equivalenti a 3,1 Mt/anno di ammoniaca), CF Industries UK con costi marginali «sopra 2.000 £/t» contro un prezzo mondiale dell'ammoniaca circa la metà, Grupa Azoty che ferma azoto, caprolattame e poliammide in Polonia. La soglia si ricostruisce con Argus (24-11-2025): il solo gas necessario a una tonnellata di ammoniaca (36 MMBtu/t) costa 355 $/t con TTF a 29,2 €/MWh e 426 $/t a 35 €/MWh — pendenza ~12 $/t per ogni €/MWh. Estrapolazione (calcolo mio, coerente col dato CF): a TTF 200 €/MWh il solo gas supera i 2.400 $/t, contro ammoniaca importata che nel 2022 viaggiava a circa metà dei costi marginali europei. Soglia pratica (ricostruzione mia dalla pendenza Argus): sopra ~70-90 €/MWh l'ammoniaca europea è fuori mercato rispetto all'import salvo prezzi mondiali da crisi; per questo è il canarino del sistema — vedi anche La firma di mercato dell'asse Russia-Ucraina — grano, olio di girasole, fertilizzanti.

Secondo: metalli elettrointensivi (alluminio, zinco) — via prezzo elettrico. L'alluminio non brucia gas direttamente: lo colpisce il gas attraverso il prezzo marginale dell'elettricità (canale descritto in Il canale elettrico del gas — vento tedesco, nucleare francese e power burn (luglio 2026)). European Aluminium (intervista al DG Paul Voss, 30-09-2022): bollette elettriche +300% da ottobre 2021, «oltre l'80% del prezzo di vendita dell'alluminio»; da ottobre 2021 fermate o tagliate più di 900.000 tonnellate, quasi metà della produzione EU27. A differenza dell'ammoniaca, le celle elettrolitiche spente si danneggiano: la chiusura è semi-irreversibile, e gran parte di quella capacità non è tornata.

Terzo — e qui sta il dato che CONTRADDICE: la ceramica non è morta. Il settore piastrelle+refrattari italiano consuma ~1,5 bcm/anno e l'energia pesava il 20% del costo pre-crisi (Confindustria Ceramica). A marzo 2022, 30 aziende avevano chiesto la cassa integrazione per 4.000 addetti — ma la usarono poco: «non abbiamo perso un solo ordine nonostante rincari del 10-20%» (presidente Savorani, mag 2022). Bilancio 2022 (Prometeia/Confindustria Ceramica, 10-01-2023): produzione 448 Mm², +3% sul 2021, vendite 458 Mm² (+0,7%), pagando però oltre 1 miliardo di € in più di sola energia termica. Perché? Prodotto ad alto valore (14 €/m² il piastrellone italiano contro 7 dello spagnolo) e potere di prezzo: i costi sono passati a valle. Morale: la soglia di chiusura non è un numero di TTF, è il rapporto tra gas e valore del prodotto. L'ammoniaca (commodity importabile, gas fino al 90% del costo) chiude a ~70-90 €/MWh; la ceramica di fascia alta ha retto anche oltre 200. L'alimentare (gas ~marginale) non chiude quasi mai: −4,8% in tre anni.

3. Quanto è perso per sempre: la parte strutturale

Il test è il 2024-25: TTF tornato a 30 €/MWh (media Q4 2025, −30% a/a; media annua 2025 36 €/MWh — DG ENER), eppure l'industria non torna. Chimica a −21% dal 2021 anche nel 2024; minerali non metalliferi ancora in calo nel 2024 (−2,3% sul 2023) *dopo* la normalizzazione dei prezzi. Bruegel, con dati fino a novembre 2025: nessun segno di recupero industriale. Il canale di sostituzione è visibile nella COM(2022)590 già nel 2022: export di intermedi e fertilizzanti azotati −9%, import +19% (primi otto mesi 2022) — l'Europa ha smesso di produrre ammoniaca e ha iniziato a importarla, tenendo in vita solo la lavorazione a valle. Stima operativa (mia): della perdita industriale (~0,66 M TJ ≈ 17 bcm/anno vs 2021), la metà abbondante è strutturale (capacità chiusa o convertita a import di semilavorati), non elasticità di prezzo in attesa del rimbalzo.

Il resto del calo si divide tra famiglie (−23,6% vs 2021: inverni miti + efficienza + comportamento — in parte reversibile con un inverno freddo, come da stagionalità in Serie storiche del gas — stagionalità TTF, stoccaggi→prezzo, la crisi 2021-22 e gli shock come esperimenti naturali) e settore elettrico (flessibile nei due sensi: nel 2025 il gas-power è rimbalzato +13%, trainando il totale a 339 bcm, +2%, secondo anno consecutivo di crescita — DG ENER Q4 2025).

4. FATTO / CONTESO / SPIN

FATTO: le serie Eurostat della tabella (riverificate cella per cella sull'API il 18-07-2026); il 70% di ammoniaca ferma ad agosto 2022 (fonte istituzionale UE, non solo associazione); le 900 kt di alluminio tagliate; i 339 bcm del 2025.

CONTESO: quanta parte del −18% è distruzione «vera» e quanta è congiuntura (inverni miti, PIL industriale debole a prescindere dal gas). Bruegel legge il non-recupero come strutturale; la lettura alternativa — che il 2025 a +2% con power +13% suggerisce — è che la domanda risponde eccome al prezzo, solo con isteresi lunga. Nessuna delle due è falsificata oggi. Conteso anche il livello esatto della soglia ammoniaca: i 70-90 €/MWh sono una ricostruzione dalla pendenza Argus e dai casi 2021-22, non un numero pubblicato.

SPIN e interessi, scontati simmetricamente: Fertilizers Europe, European Aluminium e Confindustria Ceramica chiedevano tutte aiuti e price relief nell'autunno 2022 — i loro numeri di capacità ferma sono risultati accurati (confermati da EC e CRU), ma il framing «industria che muore» va scontato: fermare l'ammoniaca e importarla era spesso la scelta *economicamente razionale*, non una tragedia produttiva uno-a-uno (l'output di fertilizzanti finiti calò molto meno della capacità di ammoniaca). Simmetricamente, la Commissione ha interesse a presentare il calo come «successo del risparmio coordinato» quando fu in larga parte prezzo che uccide domanda, non virtù (Voci politiche e ufficiali sul gas (TTF, Henry Hub, PSV) — luglio 2026, multi-paese cataloga lo stesso vizio sul lato stoccaggi). Bruegel non ha interesse commerciale diretto ma una linea pro-riduzione della domanda dichiarata dal 2022.

5. Perché conta per il 2026: la valvola è mezza spesa

Il meccanismo che ha salvato gli inverni 2022-25 ha un limite: si può distruggere solo la domanda che esiste. L'ammoniaca europea gira già a metà; l'alluminio chiuso non riapre; la ceramica ha già pagato. La domanda residua è più rigida di quella del 2021: alimentare, famiglie, elettrico di backup. Implicazione per la curva: a parità di shock sull'offerta (rischi mappati in Gas Europa — stoccaggi e flussi LNG, metà luglio 2026 (segnale oggettivo) — stoccaggi 2025 al 61% medio contro 78% del 2024 — e nei canali Hormuz/Qatar di Hormuz: traffico e premi war-risk, 2-21 lug 2026 (segnale oggettivo) e Russia di oggettivo/luglio-2026-numeri-datati-russia-ucraina), il prezzo deve salire di più per liberare lo stesso gas, perché i primi gradini del merit order inverso sono già vuoti. In compenso il cuscinetto elettrico si è riaperto: quel +13% di gas-power 2025 è domanda comprimibile in fretta se vento e nucleare collaborano (Il canale elettrico del gas — vento tedesco, nucleare francese e power burn (luglio 2026)). Chi prevede il TTF (Energy desk — voci nominate su TTF e Henry Hub (luglio 2026), previsioni datate da scorare, Pieri & LeBron (Energy Rogue) — «Trapped Gas & Massive Spreads»: Henry Hub vs TTF/JKM dopo Ras Laffan, con aggiornamento al 18/7, Lo spread JKM–TTF come asta per le navi — il segnale anticipatore (~3 settimane) del gas) deve quindi trattare la distruzione di domanda non come costante storica ma come stock esauribile: soglia d'ingresso invariata (~70-90 €/MWh per la chimica superstite), volume disponibile dimezzato.

Collegamenti di contesto: La firma di mercato dell'asse Iran-Israele — materie prime, SINTESI cross-cluster — i chokepoint marittimi come SISTEMA (Hormuz, Bab-el-Mandeb, Stretti del Mar Nero, Stretto di Taiwan): vulnerabilità comparate e chi dipende da cosa, Capacità — sostenibilità economica della guerra per la Russia: bilancio militare (% PIL), riserve (FNB), deficit, inflazione/tasso. RANGE da fonti e il VINCOLO su quanto può reggere, Segnale oggettivo: throughput delle raffinerie russe ed export di petrolio (tanker-tracking Kpler/Bruegel, entrate CREA) come firma dell'economia di guerra e dell'effetto degli attacchi ucraini, STORIA — Base rate: sanzioni/embargo, transizioni negoziate e petro-stati.

Limite noto: la ripartizione con cui Bruegel attribuisce i −880 TWh ai singoli settori non è stata ricontrollata sul CSV del tracker (DA FARE). L'estrapolazione del costo-gas dell'ammoniaca a TTF 200 €/MWh (~2.400 $/t) e la soglia pratica 70-90 €/MWh sono calcoli/ricostruzioni MIE dalla pendenza Argus, marcate come tali nel testo.