Il fallimento dei negoziati Usa-Iran annunciato dal vicepresidente degli Stati Uniti James David Vance l’11 aprile scorso conferma le restrizioni al transito presso lo Stretto di Hormuz imposte dal governo di Teheran, aggravando gli effetti della crisi energetica in Europa.

La crescente quota di gas naturale liquefatto (Gnl) sul mercato europeo, dovuta alla sostituzione delle forniture di gas russo via pipeline, si è rivelata un’arma a doppio taglio, condannando l’Europa a una duplice dipendenza: economica e geopolitica.

Di fatto, le importazioni di Gnl via mare, prevalentemente dagli Stati Uniti, hanno un costo maggiorato del 30-50% rispetto al gas russo, sebbene al 2026 la differenza si sia notevolmente ridotta.

Mentre quelle dal Qatar, secondo fornitore, hanno un carattere discontinuo, come si evince dalla recente sospensione delle forniture fino a metà giugno decretata da QatarEnergy per via dei danni ai siti di raffinazione.

Eventi da cui si rafforza l’urgenza di una filiera energetica mediterranea capace di contenere i costi di approvvigionamento, stabilizzare le forniture e ridurre l’impatto di shock esogeni, come il blocco dei chokepoints marittimi.

A tal fine, sarà imprescindibile creare le condizioni per la diffusione dell’idrogeno prodotto da fonti rinnovabili, definito “verde“, sfruttandone il range d’impiego estremamente vasto: trasporto, riscaldamento, processi industriali.

La diversificazione non basta

Sebbene la quota di petrolio importata in Italia dalle zone “calde” del Medio Oriente sia contenuta, circa il 12.2%, il Qatar copriva il 36% delle importazioni totali di Gnl allo scoppio del conflitto.

Un problema rilevante, considerando i bombardamenti iraniani del 18/19 marzo scorso al distretto qatariota di Ras Laffan, il più grande hub mondiale di gas naturale liquefatto che rifornisce un quinto dell’export mondiale della risorsa.

L’insicurezza dei vincoli iraniani al passaggio attraverso lo Stretto di Hormuz, presso cui il Gnl transita via nave verso i porti italiani, scoraggia il ripristino della produzione con il rischio di un incremento dell’import dagli Stati Uniti, la cui quota era già al 48% nel primo trimestre 2025.

Un aspetto che rischia di rendere l’Europa e l’Italia dipendenti da un unico fornitore e quindi price taker a tema Gnl, ossia incapaci di esercitare un’influenza sul prezzo.

Infatti, se la situazione energetica fosse sotto controllo, non ci sarebbe questo dilagante allarmismo. Pertanto, le trattative con l’Algeria per l’aumento della import di gas costituiscono un momentaneo analgesico a un problema più radicato: la dipendenza europea da fornitori esteri troppo distanti, in un contesto di insufficiente produzione energetica interna.

Un vero cambio di passo si costruisce solo con un mix di affermazione politica e innovazione tecnologica nel quadrante del Mediterraneo allargato, incidendo sugli assetti extra-europei, intra-europei e nazionali per realizzare a pieno il potenziale alternativo dell’idrogeno verde.

Allarme a Sud-Est

Difficile parlare di filiera energetica mediterranea se un ingombrante attore a Sud-Est è in grado di disturbare quasi tutte le comunicazioni nel Bacino.

È un pericolo attuale visto che le coste somale, all’estremità dello stretto di Bab-el-Mandeb, sono sotto l’influenza di Ankara, da cui la sua potenziale ingerenza su tutta la catena del valore che passa per lo stretto verso l’Europa, Gnl incluso.

Il problema persisterà anche in futuro: una filiera energetica centrata nel Mediterraneo e sul trasporto/distribuzione dell’idrogeno “verde”, finalizzata a ridurre la dipendenza da attori distanti come Qatar e Stati Uniti, conferirebbe alla Turchia un immenso potere d’interdizione.

Timori confermati dal sabotaggio del progetto Eastmed-Poseidon Pipeline, la cui rotta contrasta con un accordo turco-libico tra le rispettive Zee marittime che rende imprescindibile il consenso della Turchia alla sua realizzazione.

Un chiaro campanello d’allarme dato che l’Eastmed, favorendo l’interscambio di metano e idrogeno con l’Europa, avrebbe costituito un importane tassello per una filiera energetica mediterranea.

A ciò si aggiunge la possibilità, concessa ad Ankara dal governo libico, di estrarre risorse di petrolio e gas offshore dalla propria Zee, stroncando la collaborazione con Bruxelles.

La minaccia si estende ai partenariati energetici a tema “green” con il Nordafrica visto che le oltre 40 imprese turche presenti in Tunisia contribuiscono all’occupazione locale, a cui si aggiunge la vendita di droni Male Anka-S al governo nel decretare una forte influenza politica sul Paese.

Non significa che Turchia ed Europa siano in rotta di collisione, ma che sui progetti di trasporto elettrico e di idrogeno verde come Elmed e South H2 Corridor, passanti per la Tunisia, incombe una pressante ipoteca qualora Ankara si percepisse esclusa dal business.

Bisogna ricordare che la Turchia attuale è erede della dottrina della “profondità strategica” dell’ex Primo ministro Ahmet Davutoğlu, che identifica il Paese nel “pivot” geopolitico euro-afro-asiatico imponendo un ruolo centrale nei rapporti tra i tre continenti.

Ankara non resterà certo a guardare di fronte alle crescenti connessioni energetiche tra le due sponde del Mediterraneo ed eserciterà grande pressione per occupare un ruolo predominante all’interno di esse.

La concorrenza della Spagna

Secondo l’ultimo rapporto Srm, l’Italia continua ad affermarsi leader nel traffico marittimo a corto raggio con 302 milioni di tonnellate al 2024. Un dato incoraggiante se si considera che l’efficacia della “filiera mediterranea” è subordinata al trasporto via mare dell’idrogeno verde prodotto dal Nordafrica verso l’Europa.

Eppure, il sistema portuale spagnolo continua a essere più efficiente, quindi in tal senso più predisposto a rendere il Paese un hub energetico.

Il piano Net-zero prevede l’autosufficienza energetica del porto di Valencia entro il 2035 con il potenziamento del «cold ironing» (elettrificazione delle banchine), sulla scia del porto di Barcellona, che ha inaugurato il primo Onshore Power Supply del Mediterraneo; mentre in Italia, eccetto Genova e La Spezia, si scontano ritardi procedurali, con una mancata crescita del trasporto intermodale (nave-ferrovia-strada). 

Non migliore è il versante rigassificatori, essenziali per il passaggio dell’idrogeno verde dallo stato liquido di trasporto a quello aeriforme di stoccaggio. I sette rigassificatori spagnoli, contro i cinque italiani, consentono di sfruttare le temperature criogeniche per scopi industriali e sono altamente collegati con i parchi fotovoltaici circostanti da cui proviene parte dell’idrogeno.

È una partita che tuttavia l’Italia deve assolutamente vincere, perché da essa dipende il futuro energetico dell’Europa. Se la crisi di Hormuz dovesse estendersi al Canale di Suez, dove la tensione è già alta per via delle minacce delle forze filo-iraniane degli Houthi, si avvantaggerebbero le rotte per Gibilterra.

In tale scenario, il baricentro economico mediterraneo, quindi energetico, potrebbe spostarsi a Occidente verso la Spagna, con tutte le conseguenze negative del caso.

La ragione è che nonostante Madrid disponga di un costo dell’idrogeno molto basso (4.0 €/chilogrammo in media) e del gasdotto H2-Med già in fase di costruzione, capace di collegare Barcellona al cuore dell’Europa, il posizionamento geografico italiano è nettamente più strategico.

L’Italia può vantare due gasdotti convertibili a idrogeno con l’Africa, a cui si aggiunge l’eventualità del South H2 Corridor, collegamenti transfrontalieri con la Mitteleuropa grazie ai valichi alpini e un maggiore potenziale di produzione di H2 dagli accordi con Algeria ed Egitto.

Sebbene la produzione di idrogeno spagnolo realizzata dai parchi fotovoltaici sia già attiva, a cui si aggiunge quella importata, l’offerta non sarebbe comunque sufficiente a coprire la domanda europea (20 milioni di tonnellate annue). È sufficiente considerare che il South H2 Corridor ha una capacità di trasporto di 4 milioni di tonnellate annue contro i due milioni del H2-Med spagnolo.

Sarebbe un errore sacrificare questo potenziale per una soluzione più facile e immediata, come già accaduto con l’incauta scelta di stabilizzare l’import di Gnl statunitense.

Ipotizzare un hub energetico spagnolo al posto di quello italiano danneggerebbe anche la capacità di Roma di proiezione verso il Medio Oriente, con l’effetto di rallentare l’importazione dell’idrogeno saudita, ancora più economico di quello spagnolo, attraverso l’ambiziosa infrastruttura dell’Imec (India-Middle East-Europe Corridor).

L’appello di Jørgensen

La recente richiesta del commissario europeo per l’Energia di «aumentare significativamente la produzione elettrica da fonti rinnovabili» potrebbe costituire un segnale di novità alla luce della crisi di Hormuz, da cui risulta evidente che lo spettro della deindustrializzazione si rafforza più con il rallentamento della transizione energetica che con la sua implementazione.

Oltre all’instabilità dei prezzi e delle forniture, la dipendenza dal Gnl statunitense sta erodendo il potere negoziale europeo negli accordi commerciali con gli Stati Uniti sotto la minaccia di un aumento del prezzo delle importazioni. Ma a essere erosa è la già ridotta indipendenza politica, visto che il probabile shock mondiale del prezzo del greggio indurrà l’Europa a scendere a compromessi anche sul petrolio.

La via d’uscita si scorge nel processo di regionalizzazione delle rotte commerciali, da cui potrà nascere una filiera energetica centrata sul Mediterraneo e pertanto resiliente al blocco dei chokepoints marittimi, con una combinazione di aumento della quota di rinnovabili, importazione e produzione interna di idrogeno verde, potenziamento delle infrastrutture energetiche multiuso con il Nordafrica (South H2 e Transmed) o con partner di prossimità.

Restano aperti due interrogativi fondamentali: la dipendenza delle tecnologie rinnovabili dalla Cina e la competizione italo-spagnola. La prima è in parte sanabile con il finanziamento alle industrie europee come «Tresun», che mirano all’indipendenza tecnologica e produttiva dalla Cina nelle rinnovabili.

Ovviamente, la diversificazione nell’import di materie prime critiche e il riciclo europeo, come indicato dal regolamento del 2024, sono i prerequisiti di questa visione strategica.

La seconda con un’azione sinergica, visto che il REPower-Eu ripartisce le 20 milioni di tonnellate annue di idrogeno verde tra componente importata e prodotta.

L’Italia, grazie al suo posizionamento di “ponte” euro-africano si predisporrebbe al recepimento della quota “esterna”, la Spagna alla produzione “domestica”.   

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