Gas, per l’Italia e l’Europa stavolta il conto sarà più salato

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Secondo Debach di eToro, l’attacco iraniano al complesso di Ras Laffan mostra la vulnerabilità del Vecchio Continente. Che rischia la perdita totale di controllo sul prezzo del Gnl

L’attacco iraniano al complesso di Ras Laffan, in Qatar, è più di un episodio geopolitico: è il segnale che per l’Europa e l’Italia l’attuale crisi del gas liquefatto sarà più costosa di quella russa del 2021, perché da allora sono diventate più vulnerabili. A dirlo è Gabriel Debach, market analyst di eToro, secondo cui lo stop del più grande hub di Gnl al mondo è un colpo diretto alla struttura dell’offerta globale. E potrebbe costare al Vecchio Continente la perdita totale di controllo sul prezzo. 

L’offerta diventerà più fragile e meno prevedibile

I numeri parlano chiaro, afferma l’analista: “Due treni Lng danneggiati, circa 12,8 milioni di tonnellate annue, pari al 17% dell’export del Qatar. Tempi di ripristino tra tre e cinque anni. E force majeure sui contratti di lungo termine, Italia inclusa”. Insomma, non si perde solo gas, si perde gas contrattualizzato, quindi prevedibile. E soprattutto si colpisce un esportatore che è già strutturalmente orientato altrove. La maggior parte della produzione qatariota va infatti in Asia, con Cina e India in testa, seguite da Taiwan, Pakistan e Corea del Sud. L’Europa, e l’Italia in particolare, sono compratori importanti, ma non prioritari. “Questo significa che, in uno scenario di scarsità, la competizione è globale. E il Vecchio Continente se la gioca da price taker rispetto agli orientali, pur conservando un vantaggio sullo stoccaggio e sui meccanismi di emergenza”, osserva Debach. Il mercato aveva già messo in conto un simile scenario: il TTF,  il mercato di riferimento europeo per il gas naturale, è infatti quasi raddoppiato da inizio mese, passando da circa 30 euro a oltre 60 euro MWh. “Non stiamo assistendo solo a una reazione agli eventi, ma a un processo di repricing di un sistema che torna strutturalmente instabile”, avverte quindi l’esperto. “Non si sta prezzando una carenza immediata, ma un’offerta che da qui in avanti sarà più fragile e meno prevedibile”.

Le dipendenza dell’Italia…

Per capire cosa tutto questo significhi per l’Italia bisogna guardare i flussi. “Oggi il sistema è radicalmente diverso rispetto al 2021: la Russia, che allora pesava oltre il 40% degli ingressi, è diventata marginale”, chiarisce il market analyst di eToro. Al suo posto c’è infatti una struttura più diversificata: l’Algeria copre il 33% delle importazioni, seguita dal TAP e con Nord Europa e Libia a completare il mix. Ma il vero cambiamento è nell’Lng, che ora pesa circa un terzo dell’import contro l’8% di cinque anni fa. “Non è più una componente marginale, è il meccanismo che tiene in equilibrio il sistema. E dentro questo blocco si inserisce il Qatar”, rimarca Debach. Ricordando come solo il terminale di Cavarzere abbia movimentato negli ultimi anni volumi medi tra i 700 e gli 800 milioni di Smc mensili. Cioè una quota che oscilla tra il 10% e il 15% del fabbisogno nazionale, con una forte componente stagionale.

…e la debolezza dell’Europa

Non solo. “Fermarsi al confronto percentuale porta fuori strada, perché oggi il problema non è quanto pesa, ma come pesa”, avverte Debach. Il sistema del gas è infatti diventato marginale: le pipeline coprono la base, l’Lng copre il margine che determina il prezzo. “Se una parte del gas contrattualizzato viene meno, quei volumi devono essere sostituiti sul mercato spot, che è globale”, evidenzia. E Cina, India e Corea del Sud, che sono i principali acquirenti del prodotto qatariota, in uno scenario di scarsità possono assorbire prezzi più elevati e garantire priorità ai flussi. “L’Europa, quindi, non compete solo con sé stessa: compete con chi è già il principale destinatario di quel gas”, fa notare l’eesperto. Ne deriva che il prezzo non si forma sulla media, ma sull’ultima unità necessaria a soddisfare la domanda. “Se per coprire quel 10% devi pagare di più, quel prezzo si estende a tutto il sistema. È per questo che basta perdere il 10% per muovere il prezzo del 100%”, chiarisce.

Dal gas all’elettricità

In Italia questa dinamica si trasmette direttamente all’elettricità. “Il PUN, il prezzo unico nazionale, è fortemente influenzato dal gas perché circa il 40% della produzione elettrica tricolore dipende ancora da centrali termoelettriche”, prosegue Debach. Ogni aumento del TTF si riflette quindi rapidamente nella bolletta. Inoltre, precisa, “il PUN non segue il prezzo medio del gas, ma il suo costo marginale. E quando questo diventa più volatile, lo diventa anche l’elettricità”. Qui si inserisce anche il confronto con il petrolio e, soprattutto, l’intervento del governo. Sul greggio l’Italia è da sempre esposta a un prezzo globale che non controlla. Sul gas fino a pochi anni fa non era così, ma oggi sì. “La diversificazione ha reso il sistema più sicuro nei volumi, ma dipendente dal prezzo marginale del Lng. Ed è proprio su questo fronte che l’esecutivo Meloni era intervenuto già a febbraio 2026 con il Decreto Bollette”, spiega. Per l’esperto, l’obiettivo era ridurre strutturalmente il differenziale tra TTF e PSV, migliorare la liquidità del mercato nazionale e attivare meccanismi di gas release a prezzo calmierato: “Un intervento concreto e non solo emergenziale, che oggi diventa ancora più decisivo proprio per attenuare lo shock sul PSV italiano”. Solo che resta un limite evidente: la misura può infatti ridurre lo spread, ma non può cambiare il prezzo di equilibrio. “Perché il PSV resta agganciato al TTF, e il TTF oggi si forma su un mercato globale in cui l’Europa non è l’acquirente dominante”, ribadisce Debach.

L’Europa in difficoltà

Nel frattempo anche il quadro macro si sta adattando. L’Europa si prepara a uno shock energetico prolungato, con pressioni inflazionistiche e rischi per la crescita, fino a ipotesi di recessione. Le alternative, secondo l’analista, esistono ma sono limitate. “In uno scenario di emergenza geopolitica, Washington potrebbe decidere di accelerare ulteriormente le esportazioni di Lng come vera leva strategica, diventando potenzialmente il ‘salvatore di ultima istanza’ per il Vecchio Continente”, ipotizza. Anche l’Algeria può contribuire con nuovi contratti e il TAP ha completato una piccola espansione. Tuttavia, avverte, “né l’una né l’altra hanno margini illimitati o immediati. I volumi possono essere sostituiti, ma a condizioni peggiori e più instabili nel breve-medio termine”.

Insomma, anche se non rischiamo di restare al buio come si temeva nel 2021, per Debach la crisi attuale è più subdola perché espone la nostra “vulnerabilità marginale”. “Abbiamo diversificato i fornitori, ma siamo finiti in un mercato dove il prezzo della nostra energia non è più deciso da contratti bilaterali stabili, ma da un equilibrio precario costantemente minacciato da shock geopolitici”, sintetizza. Se quindi allora il rischio era la quantità, oggi è la perdita totale di controllo sul prezzo. Per l’analista resta dunque una domanda fondamentale: “L’Europa è davvero pronta a essere un gigante industriale le cui sorti economiche dipendono dal prezzo marginale di una nave di Lng contesa tra Pechino e Roma?”.

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