La nuova geografia del gas e la sfida dell’hub mediterraneo

15/06/2026 ECONOMIA Preferisci Informazione.News su Google

Redazione Economia   -   Negli ultimi quattro anni la mappa energetica del continente ha letteralmente invertito i propri poli magnetici, e laddove per decenni la geopolitica del gas si era mossa lungo una direttrice lineare e apparentemente immutabile – da est a ovest, dalla Siberia profonda fino ai distretti industriali della Germania e della Pianura Padana – oggi ci troviamo a fare i conti con uno scenario completamente ribaltato, nel quale il Mediterraneo, e in particolare l’Italia, possono a ragione assurgere a nuovo baricentro degli approvvigionamenti continentali.

La crisi ucraina, che ha portato l’Unione Europea allo strappo definitivo con Mosca, ha infatti accelerato un processo di diversificazione delle fonti e delle rotte che, se da un lato ha ridotto drasticamente la quota di gas russo importato – crollata del 75% tra il 2021 e il 2025 – dall’altro ha spostato il fulcro della vulnerabilità verso nuove dipendenze, non meno insidiose di quella precedente, come dimostra la crescente esposizione al gas naturale liquefatto (GNL) statunitense, che già nel 2025 ha raggiunto il 57% delle importazioni europee di GNL.

L’inversione dei flussi e il vantaggio competitivo italiano

La penisola italiana, per la sua conformazione geografica protesa verso il Nord Africa, non affronta più soltanto una sfida di sicurezza nazionale ma si trova davanti a un’opportunità economica e strategica senza precedenti, potendo capitalizzare l’inversione fisica dei flussi sull’asse Nord-Sud per diventare la vera porta d’accesso e l’hub di transito del gas, e in prospettiva delle molecole green, verso l’Europa centrale.

Questo ambizioso progetto poggia su una precisa architettura ingegneristica, che vede Snam impegnata nel ridisegno della rete nazionale con l’obiettivo di eliminare i colli di bottiglia interni, favorendo la risalita del gas dal Mezzogiorno attraverso il completamento della “Linea Adriatica”, un nuovo corridoio appenninico finanziato anche con i fondi del PNRR che, nei prossimi anni, aumenterà la capacità di trasporto lungo la direttrice che da Sulmona arriva fino al Bolognese, dove sono concentrati i poli energivori del Paese e i punti di interconnessione con l’Europa.

I numeri, del resto, parlano chiaro e testimoniano una trasformazione già in atto: gli interventi di reverse flow presso la centrale di Malborghetto hanno già permesso di elevare la capacità di esportazione verso l’Austria attraverso lo snodo di Tarvisio, e con l’entrata in esercizio delle nuove unità di compressione elettrica si consoliderà una capacità di esportazione contemporanea che potrebbe raggiungere i 14-15 miliardi di metri cubi l’anno, configurando una vera e propria rete di distribuzione continentale alimentata dalle rotte mediterranee.

A sostenere questa crescita dell’export, che già nel 2025 ha visto quintuplicare i flussi verso l’Austria arrivando a 2 miliardi di metri cubi, c’è un massiccio rafforzamento degli ingressi meridionali, con il corridoio algerino blindato dal gasdotto TransMed – che lo scorso anno ha trasportato a Mazara del Vallo oltre 20 miliardi di metri cubi – a cui si affianca il ruolo di stabilizzazione del TAP in Puglia e il mantenimento del canale libico, senza dimenticare il potenziamento dell’infrastruttura di rigassificazione nazionale, che grazie alle unità galleggianti FSRU di Piombino e Ravenna ha raggiunto una capacità complessiva di 28 miliardi di metri cubi annui, una cifra che equivale simbolicamente ai volumi importati dalla Russia prima della guerra.

Il paradosso della dipendenza americana e i costi della sicurezza

Tuttavia, la strada verso l’autonomia energetica è lastricata di contraddizioni e, se è vero che l’Italia e l’Europa hanno saputo reagire con prontezza all’emergenza, è altrettanto vero che il rimedio trovato rischia di trasformarsi in una nuova, pesante forma di sudditanza, questa volta nei confronti degli Stati Uniti, che da più di un anno con la nuova amministrazione Trump hanno consolidato la loro posizione di fornitori dominanti sul mercato globale del GNL.

Se da un lato l’accordo transatlantico da 750 miliardi di dollari annunciato nel luglio 2025 garantisce i volumi necessari a breve termine, dall’altro vincola il sistema energetico europeo a un unico venditore, una condizione che l’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) giudica pericolosa per la sicurezza nazionale e per i piani di riduzione dei consumi, specialmente alla luce dell’espansione programmata della capacità di esportazione statunitense, che con l’entrata in funzione dei nuovi terminali in Texas e Louisiana tra il 2026 e il 2027 aumenterà la capacità complessiva di oltre il 25%, candidando gli USA a diventare il fornitore indiscusso del GNL globale.

Il paradosso, come è stato osservato anche da analisti e istituzioni, è che l’Europa, per affrancarsi dalla dipendenza dal gas russo, si sta gettando tra le braccia di un’altra superpotenza, e il gas liquefatto americano, lungi dall’essere una soluzione economica, rappresenta in realtà l’opzione più costosa per gli acquirenti europei, il che rischia di minare la competitività industriale e di entrare in rotta di collisione con gli obiettivi di accessibilità del piano REPowerEU.

Se a questo si aggiunge il fatto che quasi la metà del gas e del petrolio importati dall’Unione proviene ancora da regimi autoritari politicamente instabili, si comprende come la sfida energetica sia, prima ancora che tecnica e ambientale, una questione di geopolitica e di scelte strategiche di lungo periodo, che richiedono di bilanciare la sicurezza delle forniture con la sostenibilità economica e la coerenza con i valori democratici.

Regole e mercato: il ruolo degli strumenti innovativi

In questo quadro complesso e in continua evoluzione, il dibattito istituzionale si è concentrato sugli strumenti regolatori necessari per gestire l’integrazione delle rinnovabili e garantire la stabilità del sistema, come è emerso dall’intervento di Federico Boschi, Capo del Dipartimento Energia del MASE, il quale, confrontando il modello italiano con quello spagnolo, ha rivendicato una buona preparazione nella gestione dell’alta penetrazione rinnovabile, sottolineando al contempo l’importanza di meccanismi innovativi come il FERIX, il FERZ e il MACSE.

Il nuovo schema FER Z, in particolare, rappresenta un'innovazione di rilievo nel panorama normativo nazionale: a differenza dei modelli precedenti, introduce una disintermediazione contrattuale tra l'impianto di produzione e l'incentivo, affidando agli aggregatori – come trader e utility – il compito di stipulare contratti differenziali (CfD) con il GSE e di gestire un portafoglio eterogeneo di impianti, con una quota significativa di nuove fonti rinnovabili, per rispettare profili di produzione teorici; questo meccanismo, che aumenta la complessità operativa e il rischio per gli operatori, mira a favorire una maggiore integrazione competitiva delle rinnovabili nei mercati energetici, sebbene la Commissione Europea abbia espresso riserve sulla sua compatibilità con gli aiuti di Stato.