La Germania ha un serio problema con lo stoccaggio di gas in vista dell’inverno, essendo ferma al 59,8% della propria capacità contro una media europea del 73,6% e l’Italia che raggiunge l’88,8%. E non è soltanto una differenza percentuale. La Germania dispone di una capacità di stoccaggio di circa 245 TWh, quindi il suo deficit rispetto al pieno è molto più rilevante, in termini assoluti, di quello di diversi Paesi europei messi insieme. Per gli analisti potrebbero volerci anni prima di tornare a una situazione di normalità sul mercato del gas e questo si aggiunge all’incognita petrolio: la produzione sta tornando ai livelli abituali, ma la distribuzione dei carburanti continua a registrare difficoltà.

Il problema non è tanto affrontare l’inverno, perché l’afflusso di gas è costante e non esiste, almeno al momento, un rischio immediato di interruzione delle forniture. Il rischio riguarda soprattutto i prezzi e la capacità di assorbire nuovi shock energetici. Un inverno particolarmente rigido o un peggioramento del quadro geopolitico potrebbero mettere ulteriormente sotto pressione un sistema europeo che dispone già di margini di sicurezza ridotti. Secondo alcuni analisti, potrebbero essere necessari almeno due inverni, a condizione di una stabilizzazione del mercato internazionale, per tornare a una situazione di normalità.

L’ACER, l’Agenzia europea per la cooperazione fra i regolatori dell’energia, ha pubblicato un’analisi particolarmente rilevante. Secondo uno scenario che ipotizza la chiusura completa dello Stretto di Hormuz per tutto il 2026, il mercato mondiale del GNL registrerebbe un deficit netto di 27 miliardi di metri cubi rispetto al 2025. Questo significherebbe un’ulteriore pressione sui prezzi e sulle catene di approvvigionamento, con una crescente competizione internazionale per assicurarsi le forniture disponibili. A complicare il quadro ci sono i danni agli impianti del Qatar e il rinvio dei progetti di espansione che, secondo l’Agenzia internazionale dell’energia, potrebbero ritardare di almeno due anni il previsto allentamento delle tensioni sul mercato mondiale del GNL.

I prezzi sono quindi destinati a rimanere sotto pressione. In pochi mesi il TTF europeo, il principale riferimento per il prezzo del gas naturale in Europa, è passato da circa 30 €/MWh prima dello shock mediorientale a oltre 80 €/MWh, senza che sia ancora iniziato l’inverno. Siamo ancora lontani dai picchi di oltre 300 €/MWh raggiunti nel 2022, ma nello scenario prospettato da diversi analisti non è escluso il superamento della soglia dei 100 €/MWh, qualora non dovessero allentarsi le tensioni sul mercato globale. Tradotto: a 100 €/MWh il gas europeo costerebbe circa 2,75 volte la media del 2025.

La combinazione tra l’aumento del costo del gas e la crisi petrolifera rischia di far lievitare la bolletta energetica italiana a livelli preoccupanti. L’ENEA segnala che “tra marzo e aprile, la spesa netta per le importazioni di energia in Italia, comprendente petrolio, prodotti petroliferi, gas ed elettricità, è stata superiore di oltre 3 miliardi di euro rispetto agli stessi mesi del 2025”, come evidenziato da Francesco Gracceva dell’ENEA.

Il problema diventa ancora più evidente guardando all’inverno ormai alle porte su scala europea. Secondo le simulazioni pubblicate da ENTSOG, la Rete europea dei gestori dei sistemi di trasporto del gas, l’Europa avrebbe bisogno di circa 1.060 TWh di GNL durante la stagione invernale per conservare almeno il 30% delle riserve a fine marzo 2027. Ai prezzi di 100 €/MWh, parliamo di forniture per un valore teorico di 106 miliardi di euro, quasi 68 miliardi in più rispetto a una valorizzazione agli stessi prezzi medi del 2025. E questo soltanto per il GNL necessario nello scenario considerato, senza contare le altre forniture di gas attraverso i gasdotti.