La tensione che ha colpito la regione del Golfo ha avuto effetti immediati e vasti: dall’inizio degli attacchi il 28 febbraio e con la chiusura dello Stretto di Hormuz, le perdite si misurano in milioni di barili e decine di miliardi di metri cubi di gas. Il direttore esecutivo della IEA, Fatih Birol, a Canberra il 23 marzo ha sottolineato un paragone netto: lo shock attuale equivale alla somma di due crisi petrolifere storiche e di una crisi del gas più recente. Anche se un cessate il fuoco riportasse la calma, molte infrastrutture restano danneggiate e le forniture non ritornerebbero subito ai livelli precedenti.
In risposta all’emergenza l’agenzia ha coordinato l’immissione straordinaria di 400 milioni di barili dalle riserve strategiche (mossa attuata l’11 marzo), una misura volta ad alleviare i mercati ma non a risolvere la fragilità strutturale.
Dopo tre shock in cinque anni, l’Europa si trova nuovamente alle prese con bollette in aumento e governi in stato di emergenza: resta la domanda cruciale su chi abbia davvero tratto lezioni efficaci.
Cosa è cambiato e cosa resta vulnerabile
Il confronto numerico è illuminante: le crisi petrolifere degli anni Settanta ridussero l’offerta di circa 5 milioni di barili al giorno, mentre la crisi legata all’Ucraina nel 2026 tolse dal mercato circa 75 miliardi di metri cubi di gas. L’attuale conflitto ha già eliminato circa 11 milioni di barili al giorno e quasi 140 miliardi di metri cubi di gas, con almeno quaranta asset energetici nel Golfo gravemente danneggiati. Sul fronte dell’UE, il piano REPowerEU ha ottenuto risultati misurabili: la quota russa nelle importazioni è scesa dal 45% al 13%, gli stoccaggi hanno raggiunto il 95% nell’autunno 2026 e la domanda di gas è calata del 19% tra il 2026 e il 2026.
Rinnovabili e stoccaggi: progressi reali
Tra il 2026 e il 2026 la capacità rinnovabile installata in Europa è cresciuta del 37% (+190 GW), contribuendo a ridurre le importazioni. In Italia, l’installazione di 15 GW aggiuntivi ha sostituito circa 4 miliardi di metri cubi di gas, con un risparmio stimato di 1,5 miliardi di euro, mentre la domanda nazionale è scesa di oltre il 20% grazie a misure di efficienza e adozione di tecnologie come le pompe di calore.
Da una dipendenza all’altra: il ruolo del GNL
La trasformazione del mercato europeo è evidente: il sistema fondato sui gasdotti si sta convertendo in uno dominato dal gnl. In Italia la quota di gnl sulle importazioni è passata dal 13% nel 2026 al 32% nel 2026; a livello europeo, nella prima metà del 2026 gli USA rappresentavano il 57% delle importazioni di gas liquefatto.
Questo spostamento ha un vincitore naturale: Washington, che con mosse politiche e commerciali ha rafforzato la propria posizione.
Strumenti geopolitici e accordi
Accordi come l’Accordo di Turnberry siglato nell’estate 2026 hanno inserito elementi commerciali e politici — impegni europei per acquisti energetici per 750 miliardi di dollari in cambio di condizioni sulle tariffe — generando pressioni sul Parlamento europeo e discussioni pubbliche. Contestualmente, la National security strategy statunitense ha esplicitato l’uso delle fonti fossili come leva di politica estera: un rischio che si materializza in forme sottili di dipendenza che difficilmente si gestiscono con le stesse logiche applicate alla Russia.
Le scelte italiane: estrarre, diversificare o ridurre?
Di fronte all’incertezza, il governo italiano ha autorizzato 34 nuove concessioni estrattive a gennaio 2026, con la logica di potenziare il gas nazionale.
I numeri però mettono in crisi questa strategia: la produzione attuale non supera i 3,3 miliardi di metri cubi all’anno e, anche nell’ipotesi ottimistica, nuove estrazioni potrebbero aggiungere al massimo altri 4-5 miliardi, ossia tra il 6% e l’8% del fabbisogno nazionale. Inoltre, il prezzo finale per famiglie e imprese rimane ancorato al mercato globale.
Alternative concrete
Una risposta strutturale passa dall’espansione delle rinnovabili e dall’efficienza: installare 10 GW di rinnovabili all’anno (obiettivo già presente nel PNIEC) permette di risparmiare circa 2,5 miliardi di metri cubi di gas — il 40% delle importazioni dal Qatar — mentre misure di efficienza e elettrificazione possono aggiungere altri 0,8 e 0,65 miliardi rispettivamente. L’offshore rappresenta un potenziale enorme: secondo il Politecnico di Torino la potenza teorica è di 207 GW, equivalente a circa 51 miliardi di metri cubi annui, ma la burocrazia frena: esistono 96 progetti per 74 GW in attesa di autorizzazione e un unico impianto operativo (Taranto, 30 MW).
Chi ha capito e quali errori evitare
I paesi che oggi navigano meglio lo shock non sono accomunati da un orientamento politico: Spagna, Portogallo, Danimarca e Lituania hanno puntato su investimenti stabili nelle rinnovabili, ottenendo vantaggi sui prezzi e sulla sicurezza. Al contrario, la Germania ha pagato il prezzo di una lunga strategia di interdipendenza con la Russia e si è ritrovata senza terminal gnl pronti. L’Italia rischia errori simili con misure come il cosiddetto “decreto Bollette”, che tende a neutralizzare il segnale del ETS e a spostare risorse — circa 10 miliardi — verso il sostegno al gas invece che verso la transizione.
La lezione è chiara: la vera sovranità energetica si costruisce riducendo la domanda e aumentando l’offerta rinnovabile domestica. Azioni immediate come campagne di risparmio, incentivi stabili per pompe di calore e comunità energetiche, e politiche industriali coerenti sono la via praticabile. I dati — dalle vendite di 400mila pompe di calore in Italia nel 2026 al potenziale offshore — non mancano: occorrono decisioni politiche coerenti e durature. Il 2026 rappresenta una finestra che, se persa, renderà più costoso e difficile ogni futuro tentativo di indipendenza.
