Due dati raccontano la frattura che il conflitto in Medio Oriente ha aperto nel mercato del gas naturale. Il prezzo del TTF europeo ha toccato i 46,6 €/MWh il 7 luglio 2026, un balzo del 50% rispetto ai 30 €/MWh di fine febbraio, prima dell’inizio delle ostilità. Nello stesso semestre, la domanda mondiale di gas ha imboccato una traiettoria di calo dello 0,5% — circa 20 miliardi di metri cubi in meno su base annua — segnando la terza contrazione in sette anni dopo il 2020 e il 2022. L’ultimo “Gas Market Report” dell’Agenzia Internazionale dell’Energia (AIE) fotografa un mercato che non è semplicemente caro: è più piccolo, più rigido e strutturalmente riorientato dalle strozzature geopolitiche che hanno colpito il principale corridoio del GNL globale.
Lo Stretto di Hormuz e il crollo dell’offerta dal Golfo
Prima del conflitto, attraverso lo Stretto di Hormuz transitava circa il 20% della fornitura globale di gas naturale liquefatto. La chiusura dello Stretto, seguita da una riapertura parziale dopo l’intesa provvisoria tra Stati Uniti e Iran di metà giugno, ha compresso i flussi in modo drastico. La produzione di GNL di Qatar ed Emirati Arabi Uniti è crollata di quasi l’80% nel periodo marzo-giugno rispetto agli stessi mesi del 2025. A luglio il traffico di metaniere resta “ben al di sotto dei livelli precedenti al conflitto”, osserva l’AIE, e il 7 luglio un attacco a una nave del Qatar in uscita dallo Stretto ha riacceso la volatilità.
L’impatto non è confinato al 2026. I danni alle infrastrutture — colpito anche l’impianto di liquefazione di Ras Laffan in Qatar, il più grande al mondo — fanno slittare i piani di espansione della capacità qatariota. L’AIE avverte che “i mercati potrebbero rimanere più tesi del previsto nei prossimi due anni”, cioè nel 2026 e nel 2027. Se la riapertura completa dello Stretto dovesse ritardare oltre l’inizio del quarto trimestre, il 2026 segnerebbe il primo calo annuale dell’offerta globale di GNL dal 2012.
L’Asia torna al carbone, l’Europa rallenta le iniezioni
La combinazione di prezzi elevati e offerta incerta sta già modificando i comportamenti dei grandi consumatori. In Cina i consumi di gas sono scesi di circa il 4% tra marzo e giugno, mentre le importazioni di GNL hanno segnato un -12% tra marzo e giugno (secondo trimestre). Per l’intero 2026 la domanda asiatica è attesa in calo dello 0,5%, con una parziale sostituzione del gas con il carbone nella generazione elettrica. Ancora più marcata la contrazione in Medio Oriente: -4%, il primo calo annuale dal 1993, per via dei danni alle industrie gasivore e alla ridotta disponibilità di materia prima.
In Europa la domanda dovrebbe scendere di oltre il 2% nel 2026, sostenuta dalla crescita delle rinnovabili ma anche dall’effetto domanda-distruttivo dei prezzi. Le temperature estreme previste nelle prossime due settimane sull’Europa nord-occidentale potrebbero però spingere al rialzo i consumi per raffrescamento, intensificando la competizione con l’Asia per i carichi di GNL. Nel frattempo, le iniezioni negli stoccaggi europei hanno rallentato: gli impianti sotterranei sono pieni solo al 50% circa, il livello più basso degli ultimi cinque anni. Un’anomalia che, in piena estate, segnala un mercato fisicamente corto e psicologicamente preoccupato.
Il nodo italiano: lo spread PSV-TTF e la richiesta di Assocarta
Il contesto globale si riflette sul mercato italiano con una criticità specifica. Nei primi giorni di luglio il differenziale tra il prezzo PSV e il TTF ha raggiunto i 4 €/MWh, un livello che per Lorenzo Poli, presidente di Assocarta, “non è più sostenibile”. L’extra-costo grava per circa il 10% sulla bolletta delle imprese ad alto consumo di gas: il solo settore cartario ha pagato 60 milioni di euro di maggiori oneri nel 2025 a causa di questo spread. Assocarta chiede che dal 1° ottobre 2026 diventi operativo il servizio di liquidità previsto dall’articolo 10 del decreto Bollette, finanziato con 200 milioni di euro e pensato per calmierare i prezzi all’ingrosso. “Le procedure operative siano tali da rendere la misura efficace, riducendo in modo stabile e misurabile lo spread PSV-TTF e trasferendo il beneficio alle imprese”, ha dichiarato Poli.
L’Autorità (Arera) ha nel frattempo proposto di modificare l’articolo 6 dello stesso decreto introducendo un tetto temporaneo al prezzo del gas sul modello del tope iberico, alternativa che sostituirebbe il controverso rimborso del costo ETS ai produttori termoelettrici. Il nodo resta sul tavolo e la finestra per intervenire prima della stagione termica invernale è stretta.
Perché la transizione è la variabile silenziosa di questa crisi
Dietro i numeri del Gas Market Report si intravede un meccanismo che riguarda direttamente l’agenda della transizione energetica. Il calo dello 0,5% della domanda globale — terzo episodio in sette anni — non è soltanto figlio dello shock dei prezzi o della distruzione di domanda mediorientale: in Europa la contrazione del 2% è dovuta in buona parte alla sostituzione strutturale del gas con le rinnovabili nella generazione elettrica. Non è un dettaglio: significa che la risposta all’emergenza prezzi non è solo congiunturale (meno consumi perché costa troppo) ma ha una componente di sostituzione permanente. Quando il gas diventa strutturalmente più caro e incerto, gli investimenti in eolico, fotovoltaico e accumuli accelerano — i dati IRENA sul costo livellato dell’energia lo confermavano già nel 2025 con 44 $/MWh per il fotovoltaico utility scale e 33 $/MWh per l’eolico onshore, contro circa 100 $/MWh per il nuovo gas italiano.
In parallelo, il report dell’International Gas Union (IGU) segnala un paradosso: nel 2025 il commercio mondiale di GNL ha toccato il record di 437 milioni di tonnellate (+6,3%) e gli investimenti in nuova capacità hanno raggiunto il livello più alto dal 2019. Gli Stati Uniti guidano le esportazioni con 110,7 milioni di tonnellate, seguiti da Qatar (81,5), Australia (80,3) e Russia (30,5). L’Europa ha importato 126,1 milioni di tonnellate, 26,1 in più rispetto al 2024. Il settore GNL è in espansione, ma quell’espansione poggia su corridoi logistici sempre più esposti: “Il conflitto nel Golfo ha danneggiato le infrastrutture di GNL, offuscato le prospettive per i progetti di espansione della regione e sottomesso gli acquirenti asiatici all’incertezza dei flussi e a prezzi più elevati”, ha sintetizzato Andrea Stegher, presidente dell’IGU.
La lezione per chi osserva il sistema energetico è che la sicurezza degli approvvigionamenti non può più dipendere da uno stretto dove passa un quinto del GNL mondiale, né da un canale esposto alla siccità come Panama, né da una rotta segnata da incidenti come Bab el-Mandeb. L’accelerazione delle rinnovabili e degli accumuli è, in questa fase, l’unica leva che riduce l’esposizione senza aumentare la dipendenza da altre commodity volatili.
Fonti
- Domanda di gas naturale in calo e in alto i prezzi
- Mercato globale gas: prezzi alti e domanda in calo nel 2026
- Geagency.it
- Websim.it
