30.01.2026
Gas, l’UE cerca forniture più vicine

Negli ultimi anni l’Europa ha imparato, spesso nel modo più costoso possibile, che la sicurezza energetica non è un concetto astratto ma una questione di rotte, contratti, infrastrutture e, soprattutto, rapporti politici. L’incertezza generata dal crescente antagonismo di Washington verso l’UE e l’aumento della dipendenza europea dal GNL statunitense hanno messo in evidenza quanto siano limitate, nel breve periodo, le alternative per rimpiazzare volumi significativi di gas; se l’Europa vuole davvero avere più opzioni, deve cercare strade più coraggiose nel medio-lungo termine, anche puntando su fonti più vicine a casa.

La Commissione europea, nei suoi aggiornamenti sul mercato, indica che nel secondo trimestre 2025 gli Stati Uniti hanno fornito il 58% del GNL importato dall’UE (circa 20,3 miliardi di metri cubi in quel trimestre), davanti a Russia e Qatar. Nello stesso solco si inserisce l’avvertimento di Teresa Ribera, che ha richiamato pubblicamente il rischio di sostituire una dipendenza con un’altra, sottolineando l’impennata della quota USA nelle importazioni europee di GNL.

A fine gennaio 2026 il Consiglio UE ha dato il via libera definitivo a un divieto graduale delle importazioni di gas russo: secondo Reuters, lo stop al GNL russo è previsto entro la fine del 2026 e quello al gas via pipeline entro il 30 settembre 2027, con una finestra di flessibilità fino al 1° novembre 2027 in caso di difficoltà legate allo stoccaggio in vista dell’inverno. Anche la comunicazione del Consiglio mette l’accento sul fatto che gli Stati membri dovranno predisporre piani nazionali di diversificazione e che le imprese dovranno notificare alle autorità e alla Commissione l’esistenza di eventuali contratti residui con la Russia.

Il GNL, per sua natura, dipende da noli marittimi, disponibilità di navi, congestioni portuali, decisioni dei grandi esportatori e da un mercato che può spostare rapidamente carichi verso aree disposte a pagare di più. In questo quadro, fonti geograficamente più vicine o infrastrutturalmente meno lunghe diventano una forma di assicurazione.

Nel medio periodo l’UE può provare a sostenere e accelerare alcuni canali già esistenti o potenziali: uno di questi è il corridoio meridionale e, più in generale, il gas del Caspio. A fine gennaio 2026, per esempio, si è parlato di nuovi accordi di fornitura dell’Azerbaijan verso Paesi europei come Austria e Germania, segnale che diversi governi stanno cercando di consolidare relazioni energetiche considerate meno esposte alle oscillazioni transatlantiche.

Un secondo pilastro vicino è il Nord Europa, con la Norvegia che resta un perno strutturale del mix europeo. La stessa UE, nei dati di mercato, continua a indicare la Norvegia come primo fornitore complessivo in diversi periodi e Reuters ha riportato investimenti e iniziative industriali volte a incrementare il recupero e la produzione in alcuni giacimenti, proprio perché la domanda europea di affidabilità non è sparita con la crisi: si è solo trasformata. L’interesse, semmai, è che la rotta è corta, i flussi sono più stabili e la relazione è meno soggetta a scossoni da guerre commerciali improvvise.

Poi c’è l’asse mediterraneo, che per l’Italia è particolarmente sensibile: Nord Africa e Mediterraneo orientale possono diventare una parte della risposta se si riesce a far coincidere geopolitica, investimenti e capacità infrastrutturali. Ma per avere più gas non basta la molecola, serve la filiera, quindi impianti, manutenzioni, compressioni, interconnessioni, e contratti che rendano bancabili gli investimenti senza bloccare la transizione.

Se nel breve periodo le opzioni per grandi volumi sono scarse, allora ha senso che l’UE lavori su ciò che può controllare meglio dall’interno. Qui entrano in gioco due leve che, pur non sostituendo immediatamente il gas importato, cambiano gradualmente il bilancio: produzione rinnovabile e gas rinnovabili compatibili con le reti esistenti. La Commissione europea, ad esempio, mantiene l’obiettivo REPowerEU di arrivare a 35 miliardi di metri cubi annui di biometano entro il 2030, indicando anche un fabbisogno di investimenti stimato nell’ordine di decine di miliardi di euro. È una cifra che non copre tutto il fabbisogno europeo, ma ha una caratteristica politica potentissima: è produzione interna o quasi interna, quindi meno esposta ai ricatti esterni e più gestibile in termini di sicurezza. Lo stesso ragionamento vale per l’idrogeno rinnovabile, spesso evocato come strategia energetica più autonoma, soprattutto se legato a elettricità prodotta da rinnovabili europee.

C’è infine un elemento che condiziona tutte le rotte, vicine o lontane: la regolazione climatica europea, in particolare sul metano. L’UE sta introducendo requisiti progressivi per gli importatori legati a reporting e, più avanti, a monitoraggio, rendicontazione e verifica lungo la filiera. La Commissione descrive chiaramente questo percorso a tappe, con obblighi che si intensificano nel tempo. E nei documenti di chiarimento sulle importazioni viene ribadito che non ci sono scorciatoie semplici quando l’origine è non specificata o difficile da tracciare, proprio perché la regola mira a evitare trattamenti differenti tra origini diverse.

Quindi, vediamo un’Europa che, nel breve, ha poche alternative immediate al GNL statunitense, ma che nel medio-lungo può costruire più opzioni se accetta di investire su due fronti contemporaneamente: diversificazione fisica delle forniture (con attenzione alle rotte più vicine e quindi potenzialmente più stabili) e riduzione strutturale della vulnerabilità attraverso rinnovabili, efficienza ed elementi di produzione interna come il biometano.