Il 2025 è stato un anno da record per le importazioni europee di gas naturale liquefatto (GNL), ma non nel senso in cui un record dovrebbe essere celebrato.
I 146 miliardi di metri cubi di GNL entrati nei rigassificatori dell’Unione europea rappresentano sì un primato assoluto, ma sono anche la misura di quanto il vecchio continente si sia trovato a dipendere da forniture esterne per tenere accesi i riscaldamenti, le industrie e le centrali elettriche.
L’Agenzia europea per la cooperazione tra i regolatori dell’energia (ACER) ha pubblicato il 13 maggio il suo rapporto annuale sul mercato GNL, e il quadro che emerge è quello di un sistema energetico europeo che ha guadagnato sicurezza rispetto agli anni bui del 2022, ma che ha costruito questa sicurezza su fondamenta più fragili di quanto sembri a prima vista.
La domanda di gas nell’Unione è in calo strutturale dal 2019, un trend che riflette la progressiva elettrificazione dei consumi e gli sforzi di decarbonizzazione. Eppure nel 2025 le importazioni di GNL sono aumentate in modo significativo, non perché l’Europa abbia bruciato più gas, ma perché i depositi sotterranei di stoccaggio erano stati svuotati oltre il consueto durante l’inverno, lasciando il continente al 34% di riempimento il 1° aprile 2025, contro il 59% registrato nello stesso giorno dell’anno prima. Colmare quel divario ha richiesto uno sforzo di importazione sostenuto per gran parte dell’anno, con 1.650 carichi di GNL ricevuti dai terminal europei (267 in più rispetto al 2024) e i livelli di stoccaggio che a novembre avevano recuperato fino all’82%, restando comunque distanti dal 95% dell’anno precedente.
Dietro a questi numeri c’è una trasformazione profonda della mappa degli approvvigionamenti europei. Prima dell’invasione russa dell’Ucraina, il gas di Mosca rappresentava il 47% delle forniture totali dell’Unione. Nel 2025 quella quota si era ridotta al 7%, e anche questo residuo è destinato a sparire: il regolamento europeo approvato a gennaio 2026 e in vigore da marzo ha introdotto il divieto progressivo di importazioni di gas russo, sia via gasdotto che sotto forma di GNL liquefatto, con scadenze differenziate per i contratti a breve e lungo termine. Al posto del gas di Mosca è arrivato in misura sempre maggiore il GNL americano, che nel 2025 ha coperto il 58% delle importazioni liquefatte europee e il 25% del consumo totale dell’Unione, una quota destinata a crescere ulteriormente man mano che i nuovi impianti di liquefazione americani entreranno in produzione.
Il paradosso è evidente e ACER lo segnala senza giri di parole. L’Europa ha ridotto la dipendenza da un unico fornitore, la Russia, per costruirne una nuova verso un altro fornitore dominante, gli Stati Uniti. La concentrazione geografica delle forniture non è di per sé un problema insormontabile, ma diventa una vulnerabilità seria quando si combina con altri fattori di rischio.
La maggior parte della capacità di liquefazione americana si trova lungo le coste del Golfo del Messico, una regione storicamente esposta agli uragani. Un evento meteorologico estremo che mettesse fuori uso anche solo una parte di quegli impianti potrebbe avere ripercussioni immediate sui prezzi europei del gas, in un mercato che si affida per una quota significativa agli acquisti sul mercato spot, dove le variazioni di prezzo si trasmettono in tempo reale alle bollette delle imprese e, in ultima analisi, delle famiglie.
La questione del mercato spot è cruciale per capire la posizione in cui si trova oggi l’Europa. Nel 2025, circa 54 miliardi di metri cubi di GNL sono stati importati senza copertura contrattuale a lungo termine, acquistati cioè sui mercati a breve termine a prezzi variabili. Il benchmark di riferimento per queste transazioni è il TTF olandese, che serve come indice per il 74% degli scambi spot di GNL in Europa. Quando i fondamentali del mercato globale sono equilibrati, questa esposizione è gestibile. Ma quando qualcosa si rompe nella catena di approvvigionamento globale, i prezzi spot possono impazzire in poche ore, come già avvenuto durante la crisi del 2022 quando il TTF aveva raggiunto picchi vicini ai 350 €/MWh.
Il calcolo dell’impatto della chiusura dello Stretto di Hormuz è tutt’altro che rassicurante. In uno scenario di chiusura prolungata dello stretto per tutto il 2026, l’offerta globale di GNL registrerebbe un deficit netto di 27 miliardi di metri cubi rispetto al 2025, anche dopo aver tenuto conto dei nuovi impianti che entreranno progressivamente in produzione, principalmente americani e canadesi. Il peso di questo squilibrio ricadrebbe inevitabilmente sulla domanda, attraverso un meccanismo di aggiustamento che ACER descrive in termini tecnici ma che nella realtà quotidiana si traduce in prezzi più alti, switching energetico verso fonti alternative come il carbone, e possibili misure amministrative di riduzione dei consumi.
Anche nell’eventualità più favorevole, la produzione mondiale nel 2026 segnerebbe comunque un incremento netto di circa 20 miliardi di metri cubi rispetto al 2025, che non sarebbe però sufficiente ad assorbire tutta la pressione accumulata. In questo contesto, la competizione con i compratori asiatici per i carichi di GNL spot si fa particolarmente intensa, con Vietnam, Thailandia, Indonesia, Giappone e Corea del Sud che stanno reintroducendo misure di emergenza sulla domanda e aumentando l’utilizzo del carbone per ridurre la propria esposizione al mercato del gas.
Il rapporto di ACER guarda però anche oltre l’emergenza del momento, proiettando le esigenze di importazione di GNL dell’Europa fino al 2030 secondo due scenari di decarbonizzazione. Nel quadro più conservativo, quello del pacchetto Fit for 55, la domanda di GNL rimarrebbe stabile attorno a 130 miliardi di metri cubi all’anno fino a fine decennio. In quello più ambizioso, costruito sugli obiettivi di REPowerEU, la domanda scenderebbe progressivamente fino a circa 50 miliardi di metri cubi nel 2030, man mano che rinnovabili, efficienza energetica e idrogeno verde sostituiscono quote crescenti di gas fossile.
La differenza tra i due scenari (oltre 80 miliardi di metri cubi) spiega perché la posizione contrattuale dell’Europa sul GNL resti una questione aperta e potenzialmente rischiosa in entrambe le direzioni. Nel caso di transizione lenta, il mercato spot resterebbe esposto a volatilità permanente, nel caso di transizione rapida, i contratti a lungo termine già firmati potrebbero trasformarsi in obbligazioni finanziarie eccessive, con le clausole take-or-pay che imporrebbero ai compratori europei di pagare volumi di gas che non sarebbero in grado di assorbire.
La raccomandazione finale di ACER segnala una certa impotenza, invocando risparmio energetico, espansione delle rinnovabili e diversificazione delle forniture. Quello che è certo è che un continente che dipende per oltre il 90% da importazioni esterne per il proprio fabbisogno di gas non può permettersi di gestire questa dipendenza con la stessa logica dei decenni passati, quando le forniture sembravano abbondanti, economiche e politicamente stabili.
