L’Europa si ritrova ancora una volta con le bollette alle stelle e le stesse domande senza risposta. Fatih Birol, direttore esecutivo dell’Agenzia internazionale per l’energia, ha usato parole nette: la crisi innescata dal conflitto in Iran equivale a due crisi petrolifere e una del gas messe insieme. Dal mercato sono già spariti 11 milioni di barili al giorno di petrolio e circa 140 miliardi di metri cubi di gas, una portata ben superiore agli shock degli anni Settanta. Almeno quaranta asset energetici nel Golfo Persico risultano severamente danneggiati, il che significa che anche un cessate il fuoco immediato non basterebbe a ripristinare subito le forniture.
La situazione in Europa: una dipendenza sostituita con un’altra
Il paradosso è che l’Europa aveva fatto i compiti dopo il 2022. La quota di gas russo nelle importazioni europee era scesa dal 45% al 13%, gli stoccaggi nell’autunno 2024 erano al 95% e la domanda complessiva di gas era calata del 19% tra il 2021 e il 2024. La capacità rinnovabile installata era cresciuta del 37%, con 190 gigawatt aggiuntivi. In Italia, in tre anni erano stati installati 15 GW di rinnovabili, con un risparmio sulle importazioni di circa 1,5 miliardi di euro.
Eppure, come spiega Giulia Signorelli di ECCO, il think tank italiano per il clima, il problema è rimasto irrisolto nella sua struttura profonda: “Siamo effettivamente passati da una dipendenza all’altra”. Il gas naturale liquido americano, che nel 2021 pesava il 13% delle importazioni italiane di gas, è arrivato al 32% nel 2025. A livello europeo, nella prima metà del 2025 il GNL statunitense rappresentava il 57% di tutte le importazioni europee di gas liquefatto. Washington ha usato questa posizione come leva, ottenendo dall’UE un impegno da circa 700 miliardi di euro in acquisti di energia americana entro il 2028, siglato con l’Accordo di Turnberry nell’estate 2025. Una dipendenza, secondo Signorelli, più difficile da gestire di quella russa, proprio perché si intreccia con relazioni commerciali, politiche e di difesa ben più complesse.
I prezzi e le risposte strutturali
Il prezzo medio del gas in Europa è passato dai 30 euro per megawattora di febbraio agli oltre 50 euro di inizio aprile, con punte di 64 euro dopo l’attacco al terminal qatariota di Ras Laffan. Goldman Sachs avverte che, se l’interruzione dei flussi attraverso lo Stretto di Hormuz dovesse prolungarsi, si potrebbe arrivare tra 75 e 100 euro al megawattora.
La risposta italiana di puntare su nuove concessioni estrattive regge poco all’analisi: la produzione nazionale non supera i 3,3 miliardi di metri cubi l’anno e, anche nelle stime più ottimistiche, nuove estrazioni coprirebbero al massimo l’8% del fabbisogno. E il gas estratto viene comunque venduto al prezzo di mercato, quindi il costo finale per famiglie e imprese resta identico.
La strada alternativa esiste ed è già scritta nel Piano nazionale integrato per l’energia e il clima: installare 10 GW di rinnovabili all’anno farebbe risparmiare 2,5 miliardi di metri cubi di gas. L’efficienza energetica e l’elettrificazione dei consumi termici aggiungono altri margini significativi. Il potenziale dell’eolico offshore italiano è stimato in 207 GW dal Politecnico di Torino, ma 96 progetti per 74 GW restano ancora fermi in attesa di autorizzazione, bloccati dalla burocrazia.
I paesi europei che oggi hanno bollette più basse non sono quelli che hanno trovato il fornitore più affidabile: sono quelli che hanno ridotto il bisogno di comprare da qualcuno. La Spagna ha raddoppiato la propria capacità eolica e solare tra il 2019 e il 2025, con prezzi all’ingrosso inferiori del 32% alla media europea. La Danimarca ha coperto il 92,4% del proprio fabbisogno elettrico con rinnovabili nel 2025. La lezione è scritta nei numeri, da anni. Resta da capire se questa volta l’Europa vorrà davvero leggerla.