Lorenzo Maria Pacini
La domanda fondamentale è se l'Europa riuscirà a superare la crisi energetica senza perdere definitivamente la propria base industriale e la propria posizione nel sistema economico internazionale.
Anatomia di uno shock energetico sistemico
Tra il 2021 e il 2024, il sistema energetico europeo ha subito una trasformazione accelerata e traumatica senza precedenti nella storia economica del continente nel dopoguerra. La combinazione dell'operazione militare speciale (SMO) della Russia in Ucraina nel febbraio 2022, il regime di sanzioni che ne è derivato, la ritorsione energetica di Mosca e le tensioni strutturali nelle rotte marittime mediorientali hanno generato quello che potremmo definire un doppio shock geoenergetico: l'interruzione simultanea delle due principali rotte di approvvigionamento di combustibili fossili dell'Europa: il corridoio russo a est e il corridoio del Golfo Persico a sud-est.
Per comprendere la portata di questa crisi, occorre partire da un quadro chiaro della situazione pre-crisi. Nel 2021 l'Unione Europea ha importato circa 155 miliardi di metri cubi (Bcm) di gas naturale dalla Russia, pari al 45% della sua domanda totale (Eurostat, 2022). Le importazioni di petrolio russo ammontavano a circa 2,7 milioni di barili al giorno, rappresentando il 27% delle importazioni totali. Il carbone russo rappresentava il 46% delle importazioni europee. In totale, si stima che la Russia fornisse all'UE circa il 24% dell'energia primaria consumata: un livello di dipendenza senza pari rispetto a qualsiasi altro sistema di alleanze nel mondo contemporaneo.
Allo stesso tempo, una parte significativa e crescente delle importazioni europee di GNL (gas naturale liquefatto) proveniva - e proviene tuttora - dalla regione del Golfo Persico, in particolare dal Qatar. Queste forniture devono attraversare lo Stretto di Hormuz e il Mar Rosso prima di raggiungere i porti di rigassificazione europei. La crisi nello Yemen e le operazioni degli Houthi nel Mar Rosso, iniziate alla fine del 2023, hanno trasformato una vulnerabilità rimasta per decenni in gran parte teorica in una realtà concreta.
Come si presenta oggi la mappa effettiva delle rotte energetiche europee alternative a quelle provenienti dalla Russia e dall'Iran; qual è il costo reale - non solo in termini di prezzo, ma anche di competitività industriale, inflazione e stabilità sociale - del passaggio forzato a queste alternative; e quali sono le prospettive concrete di resilienza strutturale del sistema energetico europeo nei prossimi dieci-quindici anni.
Fatto chiave
Nel 2021 la Russia ha fornito il 45% del gas, il 27% del petrolio e il 46% del carbone importati dall'Unione Europea. La perdita quasi simultanea di questi flussi ha rappresentato il più grave shock di approvvigionamento energetico nella storia del continente dal 1973.
- La geografia delle rotte energetiche europee e la loro interruzione
2.1 L'architettura del sistema pre-2022
Il sistema di approvvigionamento energetico europeo costruito nel trentennio dal 1990 al 2020 si basava su una logica di integrazione infrastrutturale con la Russia che privilegiava la stabilità economica e la riduzione dei costi rispetto alla diversificazione strategica. Il gas russo raggiungeva l'Europa attraverso una rete di gasdotti strutturata attorno a tre corridoi principali:
il corridoio nord-europeo (Nord Stream 1 e 2, con una capacità totale di 110 miliardi di metri cubi all'anno), il corridoio ucraino attraverso il sistema di trasporto ucraino (circa 40-45 miliardi di metri cubi all'anno negli ultimi anni) e il corridoio meridionale attraverso TurkStream e il sistema balcanico (circa 30 miliardi di metri cubi all'anno).
Questa architettura offriva chiari vantaggi economici: il costo del gas russo trasportato tramite gasdotto, prima della crisi, era compreso tra 5 e 10 euro per megawattora (MWh), rispetto ai 10-15 euro del GNL spot proveniente dal Medio Oriente e dagli Stati Uniti. L'integrazione era profonda, con contratti a lungo termine (tipicamente 15-25 anni) che garantivano prevedibilità agli acquirenti europei e entrate sicure per il bilancio russo. La logica del sistema era quella che i teorici delle relazioni internazionali definiscono "interdipendenza complessa": la dipendenza reciproca avrebbe reso il conflitto economicamente irrazionale per entrambe le parti.
Il crollo del Corridoio russo: dinamiche e tempistiche
Il crollo non è avvenuto istantaneamente, ma ha seguito una traiettoria di graduale escalation che ha reso la risposta europea ancora più difficile. Già nell'estate del 2021, mesi prima dell'operazione militare speciale (SMO), Gazprom aveva ridotto i flussi verso l'Europa mantenendo basse le proprie riserve di stoccaggio, in quella che molti analisti (Pirani, 2022; Oxford Institute for Energy Studies, 2022) hanno interpretato come una strategia deliberata per far salire i prezzi e indebolire le riserve europee in vista dell'inverno. Con l'entrata in vigore delle sanzioni nel febbraio-marzo 2022, le forniture subirono una graduale riduzione: il Nord Stream 1 fu ridotto al 40% della capacità nel giugno 2022, poi al 20% in luglio, fino alla chiusura completa nell'agosto 2022 - ufficialmente a causa di una controversia tecnica sulle turbine, ma di fatto come risposta alle sanzioni.
L'evento decisivo è stata la distruzione dei gasdotti Nord Stream 1 e 2 nell'agosto 2022 - un atto di sabotaggio la cui responsabilità rimane oggetto di indagini internazionali in corso - che ha reso la perdita di questi corridoi fisicamente irreversibile nel breve-medio termine. Il corridoio ucraino ha continuato a funzionare in base a un accordo di transito separato, scaduto il 31 dicembre 2024, che l'Ucraina ha deciso di non rinnovare. Il TurkStream rimane operativo, ma rifornisce principalmente i mercati balcanici e turchi. L'effetto complessivo è stato una riduzione delle forniture di gas russo all'UE da 155 miliardi di metri cubi nel 2021 a circa 25 miliardi di metri cubi nel 2023, con una perdita netta di 130 miliardi di metri cubi in soli due anni (AIE, 2024).
La vulnerabilità della rotta del Golfo Persico
Lo Stretto di Hormuz - con una larghezza minima del canale navigabile di circa 33 chilometri - è il punto di transito più critico in assoluto nel sistema energetico globale.
Circa 20-21 milioni di barili di petrolio e prodotti raffinati lo attraversano ogni giorno, rappresentando circa il 21% del consumo globale di petrolio, nonché una quota significativa del commercio globale di GNL (EIA, 2023). Per l'Europa, l'importanza di Hormuz è aumentata drasticamente dal 2022: avendo sostituito il gas russo con il GNL del Qatar (il Qatar è il secondo esportatore mondiale di GNL), l'Europa ha spostato parte della propria dipendenza energetica da un corridoio geopoliticamente rischioso verso est a un altro corridoio geopoliticamente vulnerabile verso sud-est.
La crisi del Mar Rosso, scoppiata nel novembre 2023 con le operazioni degli Houthi contro il traffico marittimo in risposta al conflitto a Gaza, ha trasformato questa vulnerabilità teorica in un problema operativo concreto. Il traffico attraverso il Canale di Suez è diminuito del 40-50% durante i mesi di picco della crisi (Kpler, 2024), costringendo un numero crescente di navi a circumnavigare il Capo di Buona Speranza: una rotta alternativa che aggiunge 10-14 giorni a ogni viaggio, con un corrispondente aumento dei costi di trasporto, assicurazione e capitale.
Prima del 2022, il gas russo costava all'Europa 5-10 €/MWh. Il GNL americano o qatariota, utilizzato come sostituto, costa costantemente 10-20 €/MWh in condizioni di mercato normali, con picchi speculativi che hanno raggiunto i 340 €/MWh nell'agosto 2022. Questo differenziale di costo strutturale è alla base del problema di competitività dell'Europa.
Percorsi energetici alternativi: realtà, capacità e limiti
Nel periodo 2022-2023, gli Stati Uniti sono diventati il principale fornitore di GNL dell'Europa, con esportazioni verso il continente più che raddoppiate rispetto al periodo pre-crisi: da circa 22 Gmc nel 2021 a oltre 56 Gmc nel 2023 (U.S. Energy Information Administration, 2024). Tale aumento ha richiesto sia un ampliamento della capacità di liquefazione statunitense - con l'approvazione di nuovi impianti in Louisiana e in Texas - sia una corsa europea alla costruzione o al noleggio di terminali di rigassificazione. La Germania, che nel 2021 non disponeva di terminali GNL, ha messo in servizio quattro terminali galleggianti (FSRU) tra dicembre 2022 e la metà del 2023, con una capacità totale di circa 20 miliardi di metri cubi all'anno.
Tuttavia, il GNL statunitense presenta limiti strutturali che rendono problematica la sostituzione completa del gas russo. In primo luogo, il costo: il GNL statunitense include i costi di liquefazione, trasporto transatlantico, assicurazione e rigassificazione, rendendolo strutturalmente più costoso del gas trasportato tramite gasdotto.
In secondo luogo, la rigidità contrattuale: la maggior parte dei contratti a lungo termine per il GNL statunitense impone clausole di "destinazione libera", ma include meccanismi di determinazione dei prezzi indicizzati al mercato statunitense dell'Henry Hub, creando disallineamenti rispetto alle esigenze europee. In terzo luogo, la capacità di trasporto: la flotta globale di navi metaniere non è sufficientemente ampia per sostituire completamente i flussi che in precedenza viaggiavano tramite gasdotto, e una rapida espansione della flotta richiede tempi di costruzione di 3-5 anni per nave.
Il Qatar ha firmato accordi a lungo termine con diversi paesi europei nel periodo 2022-2023, tra cui Germania, Francia, Belgio e Italia. Questi contratti, che in genere hanno una durata di 15-27 anni, offrono un certo grado di prevedibilità ma presentano due problemi fondamentali. Il primo è la concentrazione geografica: tutte le esportazioni di GNL del Qatar devono transitare attraverso lo Stretto di Hormuz, lasciando intatta proprio quella vulnerabilità geopolitica che si intendeva ridurre. Una crisi militare nello Stretto o un blocco iraniano - una misura deterrente invocata periodicamente da Teheran - interromperebbe contemporaneamente le forniture di GNL del Qatar e di petrolio del Golfo verso l'Europa.
Il secondo problema è la concorrenza con i mercati asiatici per il GNL del Qatar: Cina, Giappone e Corea del Sud assorbono tradizionalmente la maggior parte delle esportazioni dal Golfo Persico, e la capacità di espansione del Qatar (il progetto North Field Expansion, che aumenterà la capacità di esportazione da 77 a 126 milioni di tonnellate all'anno entro il 2027) è già stata parzialmente pre-venduta ai mercati asiatici attraverso contratti firmati prima della crisi ucraina (Qatar Energy, 2023).
La Norvegia è diventata il principale fornitore di gas via gasdotto verso l'Europa dopo il 2022, aumentando le proprie esportazioni da circa 113 miliardi di metri cubi nel 2021 a oltre 122 miliardi di metri cubi nel 2023 (NPD, 2024). Tuttavia, i giacimenti norvegesi stanno già raggiungendo la loro capacità produttiva massima e la costruzione di nuovi gasdotti richiede tempo e investimenti che non possono colmare il divario nel breve termine. L'Algeria fornisce gas all'Europa tramite i gasdotti Medgaz (Spagna) e TRANSMED (Italia), con volumi stabili intorno ai 30-35 GMc/anno. Anche in questo caso, la capacità di espansione è limitata da vincoli geologici e dalla necessità di investimenti significativi nello sviluppo di nuovi giacimenti.
Il Corridoio meridionale del gas - che collega i giacimenti di gas dell'Azerbaigian sul Mar Caspio all'Europa attraverso la Georgia, la Turchia e la Grecia-Italia tramite il TAP (Trans-Adriatic Pipeline)
- ha raggiunto la piena capacità operativa nel 2021 a circa 10 miliardi di metri cubi all'anno. Nel luglio 2022, l'Azerbaigian ha firmato un accordo con l'UE per raddoppiare le esportazioni a 20 miliardi di metri cubi all'anno entro il 2027, con un potenziale ulteriore ampliamento a 30-35 miliardi di metri cubi. Questo corridoio offre il vantaggio di non dipendere né dalla Russia né dallo Stretto di Hormuz, ma la sua capacità rimane marginale rispetto alla domanda europea e al deficit lasciato dalla Russia.
Il costo reale dello shock energetico per l'industria europea
L'indice TTF (Title Transfer Facility), il principale benchmark europeo per il gas naturale, ha registrato una volatilità senza precedenti nel 2022: partendo da circa 75 €/MWh a gennaio - già quattro volte superiore alla media storica - ha raggiunto un picco di 340 €/MWh nell'agosto 2022, per poi diminuire gradualmente a causa di una combinazione di impianti di stoccaggio pieni, un inverno mite e una domanda industriale ridotta. Nel 2023, il TTF si è stabilizzato in un intervallo compreso tra 35 e 60 €/MWh - comunque il doppio o il triplo dei livelli pre-crisi, con un impatto permanente sui costi di produzione europei.
Per l'elettricità, l'impatto è stato amplificato dalla struttura del mercato europeo, che utilizza il meccanismo del "prezzo marginale": il prezzo dell'elettricità è determinato dall'impianto di generazione marginale, tipicamente una centrale a gas durante i picchi di domanda. Il conseguente aumento del prezzo dell'elettricità per uso industriale ha raggiunto i 300-400 €/MWh in diversi paesi europei nel 2022-2023 (Eurostat, 2023), rispetto a una media pre-crisi di 60-100 €/MWh.
I settori più colpiti dalla crisi energetica sono quelli ad alta intensità energetica, in cui i costi energetici rappresentano una quota significativa (tipicamente il 15-40%) dei costi totali di produzione. L'industria siderurgica europea ha ridotto la produzione di acciaio da 152 milioni di tonnellate nel 2021 a 129 milioni nel 2023, con una perdita di circa il 15% della capacità produttiva (WorldSteel, 2024). La produzione di alluminio primario è diminuita di circa il 25%, con la chiusura temporanea o definitiva di numerosi impianti di elettrolisi in Germania, Francia e Spagna (European Aluminium, 2023).
L'industria chimica - con la Germania come epicentro, dove il settore rappresenta oltre il 3% del PIL nazionale - ha registrato un calo della produzione del 12% nel 2022 e un ulteriore calo dell'8% nel 2023 (VCI, 2023). Particolarmente significativo è il caso della produzione di ammoniaca, base dei fertilizzanti azotati: la maggior parte degli impianti europei utilizza il gas naturale come materia prima e l'aumento dei costi ha reso la produzione europea non competitiva rispetto a quella del Medio Oriente o degli Stati Uniti. Numerosi produttori di fertilizzanti hanno ridotto la produzione o importato ammoniaca dall'estero, con ripercussioni sulla filiera agricola.
Il settore della ceramica e del vetro - in cui Italia, Germania e Spagna sono leader mondiali - ha subito un impatto devastante, data l'intensità energetica del processo produttivo (forni che operano a temperature comprese tra 1200 e 1700 °C). La federazione industriale italiana (Confindustria Ceramica) ha stimato una perdita di competitività del 30-40% rispetto ai produttori turchi, cinesi e indiani nel periodo 2022-2023 (Confindustria Ceramica, 2023).
L'impatto della crisi energetica non si è limitato ai settori manifatturieri, ma si è esteso all'intera economia attraverso l'inflazione. L'indice generale dei prezzi al consumo nell'eurozona ha raggiunto il picco del 10,6% nell'ottobre 2022 (BCE, 2022), il livello più alto dalla creazione della moneta unica. La componente energetica ha rappresentato quasi la metà di tale inflazione, ma gli effetti di secondo impatto - aumento dei prezzi di generi alimentari, trasporti e servizi - si sono diffusi in tutta l'economia.
L'erosione del potere d'acquisto delle famiglie ha avuto conseguenze non solo economiche, ma anche politiche e sociali, alimentando il malcontento nei confronti delle istituzioni europee e delle élite politiche nazionali che avevano costruito e difeso il modello di dipendenza energetica dalla Russia. La dimensione della coesione sociale - spesso trascurata nelle analisi energetiche - è tuttavia cruciale per comprendere la sostenibilità politica a lungo termine di qualsiasi strategia di resilienza: senza un adeguato sistema di compensazione per le famiglie vulnerabili e i settori industriali più esposti, il consenso necessario per finanziare la transizione energetica rischia di erodersi.
Il differenziale di costo dell'elettricità industriale tra Europa e Cina nel 2023 era di circa 5:1. Tra Europa e Stati Uniti (che beneficiano dell'IRA e del gas di scisto), era di circa 3,5:1. Questo divario strutturale rende interi segmenti dell'industria manifatturiera europea non competitivi nel confronto internazionale.
Prospettive di resilienza: verso un nuovo sistema energetico europeo
La risposta strutturale a lungo termine al doppio shock russo-iraniano non può che essere la riduzione della dipendenza dai combustibili fossili importati attraverso un'accelerazione della transizione verso le energie rinnovabili. Non si tratta di un obiettivo idealistico: è una necessità di sicurezza nazionale nel senso più ampio del termine. L'IRENA (Agenzia internazionale per le energie rinnovabili) stima che un'Europa in grado di generare il 70-80% della propria elettricità da fonti rinnovabili entro il 2035 vedrebbe la propria dipendenza dalle importazioni di combustibili fossili ridursi del 60-70% rispetto al 2021, eliminando di fatto la vulnerabilità strutturale alle crisi delle rotte di approvvigionamento energetico (IRENA, 2024).
I progressi in questa direzione sono già significativi. Nel 2023, per la prima volta nella storia, le fonti rinnovabili (eolica, solare, idroelettrica) hanno rappresentato oltre il 44% della produzione elettrica europea, con picchi superiori al 50% in Germania, Spagna e Danimarca (Ember, 2024). La capacità solare fotovoltaica installata nell'UE è aumentata di circa 56 GW nel solo 2023: il più grande incremento annuale mai registrato. L'eolico offshore, con costi in rapida diminuzione, è destinato a diventare la principale fonte di generazione elettrica in diversi paesi nordici e costieri entro il 2030.
Tuttavia, la transizione verso le energie rinnovabili richiede soluzioni a due problemi fondamentali che rimangono parzialmente irrisolti: l'intermittenza (il solare produce solo durante il giorno, l'eolico solo quando c'è vento) e lo stoccaggio di energia su scala stagionale. Le batterie al litio sono adeguate per gestire le fluttuazioni giornaliere, ma non per compensare il deficit invernale nella produzione rinnovabile - il periodo in cui la domanda di energia è più alta e la produzione solare è più bassa. L'idrogeno verde (prodotto mediante elettrolisi dell'acqua utilizzando elettricità rinnovabile) sembra essere la soluzione più promettente per lo stoccaggio stagionale e per la decarbonizzazione dei processi industriali che richiedono alte temperature, ma la sua implementazione su scala industriale richiede ancora investimenti significativi e innovazione tecnologica.
Uno degli sviluppi più significativi nel panorama energetico europeo post-2022 è la rivalutazione dell'energia nucleare come fonte energetica a basse emissioni e altamente affidabile. Il paradigma antinucleare che aveva dominato le politiche energetiche di diversi paesi europei - Belgio, Germania, Svizzera - dopo Fukushima (2011) è stato radicalmente messo in discussione dalla crisi energetica. La Germania ha prorogato la durata operativa delle sue ultime tre centrali nucleari fino ad aprile 2023 (abbandonando in seguito l'opzione di un'ulteriore proroga, con una decisione controversa). Il Belgio ha deciso nel 2023 di posticipare di dieci anni la chiusura dei propri reattori. La Francia, con il suo parco di 56 reattori nucleari che normalmente copre il 70-75% della produzione elettrica nazionale, ha avviato un piano per la costruzione di sei nuovi reattori EPR2.
A livello europeo, cresce l'interesse per i cosiddetti Small Modular Reactors (SMR) - reattori nucleari piccoli e modulari con costi di costruzione inferiori e tempi di realizzazione più brevi rispetto alle grandi centrali convenzionali. Diversi paesi europei - Polonia, Repubblica Ceca, Romania e Svezia - hanno avviato processi di valutazione o accordi commerciali per la costruzione di SMR entro il 2030-2035. Se l'energia nucleare può contribuire a fornire una base di generazione elettrica stabile, affidabile e a basse emissioni, essa rappresenta un pilastro indispensabile di qualsiasi strategia europea di resilienza energetica.
La riduzione della domanda attraverso l'efficienza energetica è stata, insieme all'espansione delle energie rinnovabili, la risposta più rapida da attuare alla crisi del 2022. La domanda di gas naturale nell'UE è diminuita del 13% nel 2022 e di un ulteriore 7% nel 2023, per un totale di circa 55 GMc in meno rispetto al 2021 - una riduzione che, di per sé, ha superato quanto necessario per superare l'inverno senza le forniture russe (IEA, 2024). Tale riduzione è stata ottenuta grazie a una combinazione di comportamenti individuali (riduzione del riscaldamento negli edifici, abbassamento dei termostati), misure industriali (sostituzione del gas con altre fonti energetiche, riduzione della produzione) e politiche pubbliche (campagne di sensibilizzazione, incentivi fiscali per la riqualificazione degli edifici).
Il potenziale per ulteriori miglioramenti dell'efficienza è enorme. Si stima che la riqualificazione energetica del patrimonio edilizio europeo - dove circa il 75% degli edifici è considerato energeticamente inefficiente - potrebbe ridurre il consumo energetico per il riscaldamento del 40-60% (Commissione europea, 2023). Il piano REPowerEU, adottato nel maggio 2022, ha stanziato 300 miliardi di euro per accelerare la transizione energetica, con una parte significativa dedicata all'efficienza negli edifici e nell'industria.
La crisi ha messo in luce non solo le vulnerabilità infrastrutturali del sistema energetico europeo, ma anche le debolezze istituzionali nella governance della sicurezza energetica. La politica energetica è rimasta storicamente una prerogativa nazionale, con un coordinamento europeo limitato ai principi generali del mercato interno. Il risultato è stato che diversi paesi hanno sviluppato diverse dipendenze energetiche, con livelli di vulnerabilità molto variabili: la Germania dipendeva dalla Russia per il 55% delle sue importazioni di gas, mentre la Spagna era quasi completamente diversificata grazie ai suoi terminali di GNL.
La risposta alla crisi ha dimostrato sia la capacità di coordinamento in condizioni di emergenza - l'accordo europeo di ridurre volontariamente il consumo di gas del 15% nell'estate del 2022 è stato rispettato - sia i limiti di una governance frammentata. Una vera politica energetica comune europea, dotata di meccanismi automatici di solidarietà, stoccaggio strategico condiviso e appalti centralizzati per il GNL, potrebbe ridurre significativamente la vulnerabilità collettiva in caso di crisi future. La proposta di creare un'Agenzia europea per l'energia dotata di poteri reali - simile all'AIE ma con autorità vincolante sui paesi membri - è tornata con forza nel dibattito politico continentale e merita una seria considerazione.
Se l'Europa mantiene l'attuale ritmo di espansione delle energie rinnovabili e attua il piano di efficienza energetica delineato in REPowerEU, entro il 2035 la dipendenza dalle importazioni di gas potrebbe scendere da 300 GMc/anno (2021) a meno di 100 GMc/anno, eliminando strutturalmente gran parte della vulnerabilità alle crisi delle rotte energetiche.
Tre scenari per la sicurezza energetica europea entro il 2035
Scenario A - Resilienza accelerata
Nel primo scenario, l'Europa mantiene il ritmo di espansione delle energie rinnovabili registrato nel 2023, accelera il programma di riqualificazione degli edifici, investe massicciamente nello stoccaggio (batterie, idrogeno, PHES) e mantiene o espande la capacità nucleare. In questo scenario, entro il 2035, i combustibili fossili rappresenterebbero meno del 30% del mix energetico primario europeo. La dipendenza dalle importazioni di gas scenderebbe a 80-100 GMc/anno, interamente coperti da fonti non russe (Norvegia, Algeria, GNL statunitense, Azerbaigian). La vulnerabilità alle crisi nelle rotte di approvvigionamento mediorientali verrebbe drasticamente ridotta e il costo dell'energia industriale diventerebbe competitivo con quello degli Stati Uniti grazie al calo dei costi delle energie rinnovabili.
Scenario B - Transizione graduale e vulnerabilità residua
Nel secondo scenario - il più probabile sulla base delle tendenze attuali - l'Europa riduce la propria dipendenza dai combustibili fossili, ma a un ritmo più lento rispetto alle ambizioni dichiarate. Ostacoli burocratici, conflitti normativi tra gli Stati membri, opposizione locale ai nuovi parchi eolici e ritardi negli investimenti nella rete rallentano la transizione. La dipendenza dalle importazioni di gas rimane nell'ordine di 150-180 GMc/anno entro il 2035, con una parte significativa che transita attraverso rotte vulnerabili (Ormuz, Mar Rosso). L'Europa rimane esposta a crisi energetiche ricorrenti, sebbene con strumenti di risposta più sviluppati rispetto al 2022.
Scenario C - Frammentazione e regressione
Nel terzo scenario, la crisi politica interna - alimentata dai costi della transizione, dalla pressione inflazionistica e dall'emergere di forze politiche nazionaliste contrarie alla politica energetica comune - porta a una frammentazione delle politiche energetiche europee. I singoli paesi firmano accordi bilaterali con fornitori alternativi (che potrebbero includere una parziale ripresa delle forniture russe in caso di cessate il fuoco in Ucraina), abbandonando il coordinamento europeo. In questo scenario, la vulnerabilità collettiva rimane elevata e il potere contrattuale dell'Europa nei confronti dei fornitori si riduce drasticamente.
La sopravvivenza energetica dell'Europa è possibile ma non garantita
Tra il 2022 e il 2024, l'Europa ha vissuto lo shock energetico più grave dalla crisi petrolifera del 1973, e lo ha fatto in condizioni di vulnerabilità strutturale accumulata nel corso di tre decenni di integrazione con le forniture russe. La risposta immediata - diversificazione delle fonti, accelerazione della costruzione di infrastrutture per il GNL, riduzione della domanda ed espansione delle energie rinnovabili - ha permesso di evitare il razionamento su larga scala e i blackout industriali che molti temevano. Non si tratta di un risultato da poco, poiché dimostra la capacità dell'economia e delle istituzioni europee di adattarsi rapidamente sotto pressione.
Tuttavia, sopravvivere allo shock acuto non equivale a risolvere il problema strutturale. L'Europa ha sostituito una dipendenza (dal gas russo via gasdotto) con una serie di dipendenze parzialmente diverse (GNL statunitense, GNL del Qatar, energie rinnovabili insufficienti a soddisfare la domanda totale), alcune delle quali transitano attraverso rotte geopoliticamente vulnerabili come lo Stretto di Hormuz e il Mar Rosso.
Il differenziale dei costi energetici rispetto agli attori asiatici e americani rimane significativo e rischia di portare a una silenziosa deindustrializzazione in settori strategici.
La prospettiva di una resilienza a lungo termine esiste ed è concretamente realizzabile, ma richiede una convergenza di fattori che non possono essere dati per scontati: investimenti continui nelle energie rinnovabili a ritmi superiori a quelli attuali, la risoluzione del problema dello stoccaggio stagionale, il mantenimento della capacità nucleare, riforme della governance energetica europea verso una vera politica comune e un sistema di sostegno alle famiglie e ai settori vulnerabili che mantenga la coesione sociale necessaria per sostenere politicamente la transizione.
La questione fondamentale non è se l'Europa possa sopravvivere alla crisi energetica. Può farlo. La questione è se possa farlo senza perdere definitivamente la propria base industriale e la propria posizione nel sistema economico internazionale. La risposta dipende dalle scelte politiche che le istituzioni europee e i governi nazionali dovranno compiere nei prossimi tre-cinque anni: una finestra di opportunità che la storia non è destinata a tenere aperta a tempo indeterminato.