Le strade del gas - Parte seconda. Il punto di vista europeo, gli accordi italo-algerini e la prospettiva monzese.

0 – Introduzione: la lente d'ingrandimento europea.

Dopo aver esaminato il le dinamiche su l fronte orientale del vecchio continente– non di certo in modo esaustivo a causa di alcuni aspetti e dinamiche non ufficiali ed altre coperte da segreto di Stato ma riuscendo a determinare un casus belli dell'ancora attuale guerra russo-ucraina, in questa seconda parte si darà luce alla questione del gas attraverso la lente d'ingrandimento europea: si porrà attenzione alla crisi dei prezzi del gas che ha investito l’Unione europea tra il 2021 e il 2022 (per poi attenuarsi nel 2023), le consequenziali risposte legislative europee, l’attuale andamento del mercato del gas e i suoi probabili sviluppi.

In primo luogo, l’indagine si focalizza sugli aspetti che hanno inciso sulla domanda e l’offerta di questo idrocarburo a livello e europeo e susseguentemente mette in luce quella che, ad avviso di diversi esperti, ha costituito la causa principale della crisi ovvero i meccanismi di pricing contenuti nei contratti d’importazione del gas.

La seconda parte del contributo è dedicata all’analisi del price cap al prezzo del gas, predisposto dal legislatore europeo al fine di contenere i rialzi di prezzo sulla Borsa olandese del gas TTF, benchmark di riferimento per le Borse europee: le bollette di luce e gas nel corso del 2022 hanno raggiunto valori mai registrati prima, è naturale ed ovvio osservare la non specificità italiana ma un problema di più ampio spettro che ha investito altri Paesi dell’Unione europea, estendendosi anche al di fuori dei suoi confini, divenendo una questione di rilevanza globale.

A livello europeo, in risposta alla  dei prezzi del gas, sono stati approntati alcuni significativi interventi legislativi, tra cui il meccanismo di correzione del mercato del gas TTF (Title Transfer Facility) che verrà analizzato nel prosieguo.

Le cause di questi aumenti sono state in larga misura imputate all’invasione dell’Ucraina da parte della Russia; tuttavia, già mesi prima dell’avvio delle ostilità, la situazione non era troppo diversa. Infatti, la crisi dei prezzi del gas naturale è insorta nel corso del 2021 e la sua origine non è che uno dei tanti effetti della ripresa economica globale dalla pandemia da Covid-19. Contestualmente ad essa si è assistito all’impennata dei costi di altre materie prime, quali: cemento, acciaio, petrolio e suoi derivati; per comprendere quali sono state le cause scatenanti di questa crisi, è necessario, in primo luogo, analizzare i fattori di varia natura che, tra il 2021 e il 2022, hanno inciso sulla domanda e l’offerta di gas globale. Nel 2021 si è assistito ad uno scenario che può essere considerato la “tempesta perfetta” in termini di incremento di domanda e riduzione dell’offerta di metano: infatti, si è verificata una forte diminuzione della produzione di energia elettrica da parte di fonti energetiche diverse dal gas.

Il Brasile, secondo più grande produttore di energia idroelettrica a livello mondiale nel 2020, ha vissuto un’annata negativa, riducendo considerevolmente la produzione rispetto agli anni precedenti.

Al contempo nel mare del Nord il vento era ridotto, e ciò ha comportato una riduzione della produzione di energia da generatori eolici; conseguentemente si è reso necessario produrre una maggiore quantità di energia elettrica da gas naturale. Sotto il profilo dell’offerta di questa risorsa, sono stati compiuti plurimi interventi di manutenzione straordinaria a vari gasdotti che hanno provocato svariate difficoltà di approvvigionamento, a cui si sono aggiunti alcuni guasti e incendi; in aggiunta, la pandemia da Covid-19 ha comportato un rallentamento degli investimenti in attività di esplorazione e produzione di metano facendo in modo che, alla ripresa economica post pandemia, la sua offerta risultasse inadeguata.  A livello economico, a partire dalla primavera del 2021, sostanzialmente tutto il mondo ha superato la fase critica della pandemia di Covid-19 e di conseguenza i consumi globali sono aumentati sensibilmente; quelli di gas sono cresciuti a livello mondiale del 4,5%, giungendo oltre la soglia dei 4.000 G(m)3, livelli superiori a quelli pre-Covid.

Il peso della dipendenza europea dalle forniture russe di gas e i pericoli connessi erano già ben noti alle istituzioni europee nel 2014, come emerge chiaramente dalla Comunicazione della Commissione al Parlamento europeo e al Consiglio intitolata “Strategia europea di sicurezza energetica”, dedicata alla sicurezza degli approvvigionamenti energetici europei, in cui si sottolinea che la questione più urgente sul fronte della sicurezza delle forniture è la forte dipendenza da un unico fornitore estero, la Russia; problema afferente in particolare il gas, ma anche l’energia elettrica.

Con l’adozione delle sanzioni da parte della UE nei confronti della Russia, in risposta all’invasione bellica dell’Ucraina, Mosca ha reagito iniziando a usare il gas come strumento di pressione politica nei confronti dell’Europa, dapprincipio imponendo il pagamento delle proprie forniture in rubli, che a fine maggio ha determinato una interruzione dei rifornimenti in Bulgaria, Polonia, Finlandia, Danimarca e Olanda, mercati approssimativamente equivalenti al 15% delle importazioni russe all’Unione europea.

1 – La sicurezza energetica europea e la guerra in Medio Oriente.

Alla questione ucraina si è sommato il conflitto o i conflitti (qualora si voglia suddividerli per singolo teatro) e la sicurezza energetica europea è tornata al centro del dibattito: dallo Stretto di Hormuz, di cui l’Iran controlla una sponda, passa una buona parte di tutto il petrolio e il gas venduto al mondo: ora il traffico è praticamente interrotto, e le forniture dei paesi del golfo sono bloccate. Questo ha fatto aumentare considerevolmente il prezzo delle materie prime; l’Unione Europea e l’Italia si trovano esposte ancora una volta alle tensioni internazionali dal lato dell’energia, perché importano molto gas dal Qatar, uno dei principali esportatori mondiali di gas naturale liquefatto (GNL): da qui nel 2025 sono arrivati circa 12 miliardi di metri cubi, pari a circa il 3,8 per cento delle importazioni europee di gas (sia via gasdotto sia liquefatto). Non è il fornitore evidentemente più importante, ma non è neanche trascurabile.

Nel 2025 è stata la Norvegia il principale fornitore dell’Unione europea, con 97,2 miliardi di metri cubi, seguita dagli Stati Uniti con 79,4 miliardi. Le importazioni dalla Russia ammontavano a 40,9 miliardi di metri cubi, pari a circa il 13 per cento del totale. Contributi più contenuti arrivano dal Regno Unito (13,4 miliardi) e dall’Azerbaijan (12,4).

Il quadro riflette il profondo cambiamento avvenuto dopo l’invasione dell’Ucraina. Prima del 2022 la Russia copriva circa il 40 per cento delle importazioni europee di gas; negli anni successivi l’Unione ha progressivamente ridotto la dipendenza dalle forniture russe e ha formalizzato il percorso entro il 2027. Le tensioni in Medio Oriente mostrano però come la sicurezza energetica europea resti esposta agli snodi del sistema energetico globale, a partire dallo Stretto di Hormuz. Rispetto al 2021, ovvero, all'alba dell'invasione dell'Ucraina, la composizione delle importazioni europee di gas è cambiata profondamente: il volume di gas naturale in forma gassosa, trasportato prevalentemente via gasdotto, si è ridotto del 44,8 per cento nel terzo trimestre 2025 rispetto al primo trimestre 2021. Nello stesso periodo le importazioni di gas naturale liquefatto (GNL) sono invece più che raddoppiate.

Il cambiamento riguarda quindi non solo i paesi fornitori, ma anche la modalità di approvvigionamento. Prima del 2022 l’Europa importava dalla Russia soprattutto gas via tubo; la drastica riduzione di quei flussi è stata sostituita in larga parte da GNL proveniente da nuovi partner, in particolare Stati Uniti e paesi del Medio Oriente, tra cui il Qatar. Le forniture via gasdotto da altri paesi, come la Norvegia, sono aumentate ma non hanno compensato interamente la perdita dei volumi russi.

Questo spostamento ha modificato anche la natura della vulnerabilità europea: se il gas russo via gasdotto legava l’Europa a infrastrutture terrestri e a dinamiche geopolitiche lungo i confini orientali, ora il maggiore ricorso al GNL la collega sempre di più alla sicurezza delle rotte marittime globali. Il GNL offre maggiore flessibilità rispetto al gasdotto, perché i carichi possono essere ridirezionati velocemente. Allo stesso tempo espone l’Europa in misura maggiore alla competizione globale e agli shock lungo le principali rotte energetiche: in queste settimane si sta osservando che i carichi stanno già venendo direzionati verso i paesi che offrono di pagare di più, come quelli asiatici.

Fonte: web

La riorganizzazione delle forniture di gas ha portato a una forte crescita del peso degli Stati Uniti nel mercato europeo del gas naturale liquefatto. Tra il 2022 e il 2025 la loro quota ha superato stabilmente il 50 per cento, avvicinandosi al 60 per cento alla fine del 2025. Algeria, Qatar e Nigeria rimangono fornitori di rilievo, ma con quote molto più contenute.

La centralità degli Stati Uniti rappresenta da un lato un elemento di stabilità. È un partner con un’industria del gas molto sviluppata e ritenuto storicamente affidabile a livello politico: quest'ultima caratteristica ora sta venendo meno con la presidenza di Donald Trump, il quale usa i rapporti commerciali come arma di ricatto politico. Anche per questo, dall'altro lato, una forte concentrazione delle forniture comporta anche alcuni rischi strutturali. Non solo c'è il rischio che Trump possa decidere di limitare questi flussi per ragioni politiche, ma il mercato del gas naturale liquefatto è più esposto a tensioni repentine: in fasi di mercato difficili l'aumento dei costi di trasporto e la competizione internazionale possono tradursi in una maggiore volatilità dei prezzi rispetto alle forniture via gasdotto, di lungo periodo e con quotazioni fissate.

Il rischio non è solo economico ma anche sistemico. Il mercato del GNL è piuttosto concentrato e una quota significativa dei flussi globali dipende da pochi grandi impianti e da rotte marittime strategiche: per esempio, circa un quinto del gas mondiale transita attraverso lo Stretto di Hormuz e una parte importante della produzione è legata a grandi complessi industriali come Ras Laffan, in Qatar, la cui capacità produttiva è stata compromessa dagli attacchi. La dipendenza europea dagli Stati Uniti rischia quindi di diventare predominante non tanto per scelta strategica, quanto per carenza di alternative.

La crescita del ruolo degli Stati Uniti nel mercato europeo del GNL emerge chiaramente anche dai volumi. Tra il 2021 e il 2025 le importazioni dell’Unione europea sono passate da 21 a 81 miliardi di metri cubi. Se la domanda europea resterà relativamente stabile e i contratti esistenti verranno rispettati, entro il 2030 la quota statunitense potrebbe avvicinarsi all’80 per cento del GNL importato.

In questo contesto l'Italia è tra i paesi europei più esposti al rischio di rimanere senza il gas dal Qatar. Nel 2024 una quota consistente delle esportazioni qatariote (quasi l'11 per cento) è stata destinata all’Europa. L’Italia da sola ha importato una quantità di GNL quasi pari a quella di tutti i paesi europei messi insieme.

Mentre per il Qatar l’Italia rappresenta una parte residuale delle sue esportazioni di GNL, per l’Italia il Qatar è ben più importante: nel 2025 da questo paese è arrivato il 10 per cento di tutto il gas importato, e il 35 per cento del GNL importato, una quota pari a quella degli Stati Uniti.

In ogni caso le esportazioni di GNL del Qatar sono fortemente orientate verso Cina e India: nel 2024, 25,1 miliardi di metri cubi di GNL qatarioti sono stati esportati nella prima, mentre 15,1 nella seconda (rispettivamente il 20 e il 12 per cento). Una buona parte (22 miliardi di metri cubi, circa il 17,6 per cento) resta infine in Medio Oriente.
Tra il 2023 e il 2026 l’Italia ha profondamente modificato la composizione delle proprie forniture energetiche. La diminuzione delle importazioni di gas russo è stata colmata soprattutto dall’aumento del gas naturale liquefatto (GNL) e dal rafforzamento delle rotte via gasdotto dal Mediterraneo e dal Caucaso. Questa strategia di diversificazione, adottata dopo la crisi energetica del 2022, ha ridotto la dipendenza da un singolo fornitore ma ha anche accresciuto il peso del GNL nel mix energetico. Ne deriva una nuova vulnerabilità: una quota crescente degli approvvigionamenti italiani dipende infatti da rotte marittime globali e da snodi strategici come lo Stretto di Hormuz, rendendo il sistema più esposto alle tensioni geopolitiche e alle interruzioni delle catene di trasporto.

Nel 2023 il principale fornitore era l’Algeria, tramite il gasdotto Transmed, con circa il 36 per cento delle forniture. Il GNL copriva poco più di un quarto del fabbisogno, mentre il gas proveniente dall’Azerbaigian attraverso il Tap rappresentava circa il 15 per cento. Il gas russo era ormai importato in modo residuale (intorno al 4-5 per cento), una quota di gran lunga inferiore rispetto al periodo antecedente lo scoppio della guerra in Ucraina, quando la Russia forniva circa il 40 per cento del gas importato.

Nel 2025 il gas russo è scomparso quasi del tutto dal mix energetico italiano. Il GNL – proveniente per un terzo da Stati Uniti, per un terzo dal Qatar e per l’altro terzo dal Nord Africa – si è consolidato come uno dei principali canali di approvvigionamento (circa il 32 per cento). Nello stesso periodo il contributo dell’Algeria è leggermente diminuito, mentre è cresciuto quello dell’Azerbaigian, che si è avvicinato al 16 per cento. Nel 2026, secondo i dati disponibili fino a metà marzo, la tendenza sembra confermata: il GNL ha superato un terzo delle importazioni complessive, mentre Algeria e Azerbaigian restano i principali fornitori via gasdotto.

Fonte: web

2 – Dal gas russo agli accordi algerini

il 1° gennaio 2025 sarà ricordato come una data storica per il mercato energetico dell’Europa: per la prima volta dal 1984, anno dell’entrata in servizio del gasdotto Urengoy–Pomary-Uzhhorod, il Vecchio Continente non riceverà gas russo via tubo dopo la fine dell’accordo di transito dell’oro blu estratto nel Paese euroasiatico attraverso le rotte passanti per l’Ucraina. La rete Uregony-Pomary-Uzhorod trasportava via Ucraina verso la Slovacchia il gas naturale estratto nei giacimenti russi della Siberia, contribuendo per circa il 5% alle forniture dei Paesi europei. La rotta del gasdotto passa attraverso la città russa di Sudzha, che è stata occupata ad agosto dalle forze ucraine durante l’incursione nell’oblast di Kursk. Come ha ricordato il New York Times, “il gasdotto è stato l’ultimo grande corridoio del gas della Russia verso l’Europa, dopo il sabotaggio del gasdotto Nord Stream verso la Germania nel 2022, probabilmente da parte dell’Ucraina, e la chiusura di una tratta attraverso la Bielorussia verso la Polonia”. Nonostante l’invasione russa del 24 febbraio 2022, il governo di Volodymyr Zelensky ha rispettato l’accordo che negli ultimi cinque anni ha permesso l’entrata di 15 miliardi di metri cubi di gas prodotto da Mosca in Europa fino alla sua scadenza, rifiutandosi però di prendere in considerazione un suo rinnovo.

Questo non significa, tuttavia, la fine del gas russo in Europa: una quota continua a giungere attraverso il mercato del gas naturale liquefatto (Gnl), principalmente in Francia e Spagna, anche se parliamo di forniture ben lontane da quelle degli anni pre-guerra e di un settore in cui Mosca deve affrontare la serrata conseguenza di attori come Stati Uniti e Qatar, che da tempo sono attivi nel contesto europeo.

A livello europeo, la sottrazione del 5% delle forniture che comporta la fine dell’accordo di transito del gas russo via Ucraina contribuirà a rendere ancora più frammentata una situazione già di per sé molto complessa. Il Vecchio Continente ha vissuto tra il 2022 e il 2023 un biennio estremamente agitato per la fine dei rapporti privilegiati con un fornitore che garantiva circa il 40% delle sue importazioni, e molti Paesi hanno dovuto sopperire cercando forniture alternative via tubo o sopperendo con l’importazione del più costoso Gnl. La fine dei flussi sul gasdotto passante per l’Ucraina impatterà duramente nella regione moldava separatista della Transnistria, cui la Russia forniva gas a costo zero per blindare la fedeltà a Mosca delle autorità secessioniste di Tiraspol. In Transnistria sono già segnalati tagli alle forniture di riscaldamento e acqua alle utenze private. In Unione Europea, invece, particolarmente attenzionata è la situazione di tre Paesi: Austria, Ungheria e, soprattutto, Slovacchia. L’Austria fino all’inizio del 2024 importava il 98% del gas dalla Russia, e ha sfruttato finché possibile la disponibilità di oro blu a basso costo proveniente dalla Siberia. Ora, l’autorità di rete Aggm segnala che non ci sono interruzioni delle forniture grazie alla disponibilità di importazioni dagli stoccaggi di Germania e Italia.

Per Vienna, gli effetti potranno farsi sentire soprattutto sul conto economico, dato che in futuro la ricostituzione delle scorte rischia di esser più onerosa. Discorso simile per l’Ungheria, che però non intende rinunciare al gas russo e con il premier Viktor Orban ha da tempo individuato una rotta alternativa nel TurkStream-Balcan Stream che parte dalla Russia, attraversa la Turchia, giunge in Bulgaria e, via Serbia, la terra magiara. Chi non ha fonti alternative a cui attingere, perlomeno nel breve periodo, è la Slovacchia del primo ministro Robert Fico, non a caso il più attivo tra i leader europei nel cercare di salvare in extremis l’accordo. Fico ha visitato Putin il 22 dicembre, ha offerto Bratislava come mediatrice e non ha mancato di criticare aspramente Zelensky per la decisione. “L’interruzione del transito del gas attraverso l’Ucraina avrà un impatto drastico su tutti noi nell’Ue, ma non sulla Federazione Russa”, ha affermato in un discorso di Capodanno che mostra tutta la tensione del leader socialdemocratico slovacco, timoroso di un aumento dell’inflazione nel suo Paese nei prossimi mesi. Fico ha minacciato Zelensky che la Slovacchia è pronta a tagliare le esportazioni di elettricità verso l’Ucraina in risposta alla fine dell’accordo, di cui Bratislava rischia di esser la grande sconfitta.

Che conseguenza avrà la fine dell’accordo sull’Italia?

Tra i Paesi europei in passato maggiormente dipendenti dal gas di Mosca l’Italia è stato uno dei più celeri a diversificare le sue fonti di approvvigionamento, favorito in particolar modo da una posizione geografica favorevole, dal ruolo attivo di Eni e dalla sua centralità in una vasta rete di infrastrutture e gasdotti per potenziare le importazioni di gas da Stati come Algeria, Azerbaijan e Qatar. Sul fronte delle disponibilità, la chiusura della rotta europea del gas russo non dovrebbe dunque avere un impatto diretto particolarmente rilevante sull’Italia. Per Roma e per il sistema economico del Paese, piuttosto, il problema potrebbe essere indiretto, se l’aumento delle tensioni energetiche tra Europa e Mosca portasse con sé ulteriori rincari del prezzo del gas. La quotazione di quest’ultimo al TTF di Amsterdam, principale mercato europeo del prezioso idrocarburo, è poco sotto i 50 euro al MWh. Sono valori lontani dal massimo di 300 €/MWh toccati nell’estate 2022, nel pieno della crisi energetica, ma del 43% superiori al valore con cui era iniziato il 2024 (meno di 35 €/MWh) e due volte e mezzo un prezzo medio precedente l’invasione dell’Ucraina che dopo il Covid-19 si era assestato mediamente a 20 €/Mwh. Dalla capacità dei Paesi europei di non venir colpiti dalla carenza di gas russo e di sostituire le forniture di Gazprom con rifornimenti duraturi, stabili e capaci di garantire un margine adeguato di sicurezza dipende anche l’impatto economico che la fine del transito via Ucraina genererà sul nostro Paese.

L'energia, nell’UE costa un po’ meno ma comunque ancora troppo. I dati Eurostat sulla produzione industriale di ciò che serve a imprese e famiglie per l’attività di tutti i giorni confermano una problematica ormai strutturale tutta europea, alla base anche dei problemi di competitività. A dicembre 2025, rileva l’istituto di statistica europeo, nel territorio dell’Unione europea i prezzi alla produzione industriale dell’energia sul mercato interno sono diminuiti dell’1,3 per cento rispetto al mese precedente e si sono ridotti del 7,7 per cento su scala annua, rispetto a dicembre 2024.

Quella che a prima vista può sembrare una buona notizia per l’UE e il suo tessuto produttivo e di consumi, è in realtà una piccola parte di una storia diversa per contenuti e costi. Considerando gli ultimi cinque anni, rileva ancora Eurostat, i prezzi alla produzione industriale dell’energia sono aumentati nel 2022, prima di entrare in un periodo di calo. Nel complesso, tuttavia, tra gennaio 2021 e dicembre 2025, i prezzi sono aumentati del 66,3% per cento.

Quest’ultima sottolineatura rilancia il tema al centro del vertice informale dei capi di Stato e di governo riuniti in Belgio per stabilire il modo di rilanciare la competitività dell’Unione. La riduzione dei prezzi dell’energia è un tema, è certamente un elemento dirimente per un’Europa desiderosa di essere davvero competitiva e forte sul mercato globale, ed è oggetto delle priorità politiche contenute nella strategia italo-belga-tedesca messa nero su bianco nel documento redatto in vista del summit dei leader.

La questione del caro-energia è considerata come sfida esistenziale da Mario Draghi nel suo rapporto sulla competitività laddove l’ex presidente della BCE ed ex presidente del Consiglio ricorda che “anche se i prezzi dell’energia sono diminuiti notevolmente rispetto ai loro picchi, le aziende dell’UE devono ancora affrontare prezzi dell’elettricità che sono 2-3 volte quelli degli Stati Uniti”, mentre “i prezzi del gas naturale pagati sono 4-5 volte superiori”. I dati Eurostat di oggi (12 febbraio) e aggiornati a fine 2025 confermano una volta di più questo aspetto: l’energia continua a costare ancora troppo.

Il 23 luglio 2025 si è tenuto a Roma il Quinto Vertice Intergovernativo Italia–Algeria, co-presieduto dalla Presidente del Consiglio italiana Giorgia Meloni e dal Presidente algerino Abdelmadjid Tebboune. L’incontro, con l’obiettivo di rafforzare la cooperazione bilaterale, è stato affiancato da un Forum Imprenditoriale Italia–Algeria, organizzato dal Ministero degli Affari esteri e della Cooperazione internazionale e dall’Agenzia per la promozione all’estero e l’internazionalizzazione delle imprese italiane (ICE). Le delegazioni dei due Paesi hanno firmato oltre 40 accordi bilaterali di cooperazione, confermando l’eccezionalità del partenariato strategico tra Roma e Algeri.
L’energia ha occupato un ruolo di primo piano nell’agenda del Vertice. Significativa, infatti, è stata la partecipazione dell’Amministratore delegato di ENI, Claudio Descalzi, e del CEO di Sonatrach, Rachid Hachichi.

Se alla dimensione energetica nelle relazioni storiche tra Italia e Algeria aggiungiamo le intese raggiunte in questo Vertice, emergono importanti criticità sulla transizione energetica dei due Paesi. Infatti, nonostante emergano sia l’intenzione di procedere verso la diversificazione dal gas, sia una proiezione verso una transizione giusta e “future-proof” (rinnovabili, reti elettriche), il ruolo del gas rimane centrale e si estende ai prossimi decenni. L’impegno dell’Italia con l’Algeria, e per esteso con i Paesi nordafricani, nel campo della transizione energetica dovrebbe, al contrario, dare priorità al miglioramento dell’assistenza tecnica agli attori energetici locali e alla promozione di programmi di capacity building come base per uno sviluppo economico a lungo termine e una più profonda cooperazione economica e industriale pulita.
La dimensione energetica rimane ad oggi il fulcro della relazione tra i due Paesi, seppur nel corso degli anni, i rapporti commerciali si siano evoluti verso una collaborazione economica più ampia: nonostante i periodi di instabilità politica attraversati dall’Algeria – incluso il conflitto interno degli anni ’90 – l’Italia ha sempre mantenuto solidi rapporti con Algeri, rafforzati all’inizio del nuovo millennio con la firma del Trattato di Amicizia, Cooperazione e Buon Vicinato. Infatti, a seguito della firma del nuovo Trattato, si registrano una lunga lista di accordi successivi nei settori di interesse bilaterale (con particolare rilievo per energia, commercio, sicurezza, migrazione e cultura), e dalla presenza di un ampio numero di aziende italiane operanti sul suolo algerino.

Nel 2022, in risposta alla crisi energetica europea, seguita all’invasione russa in Ucraina, le relazioni sono entrate in una nuova fase. L’Algeria si è impegnata ad aumentare in modo significativo le forniture di gas verso l’Italia, affermandosi come fornitore alternativo alla Russia strategico per il mercato italiano. Nel 2024, il commercio dell’Algeria con l’Italia ha raggiunto un valore complessivo pari a 15,9 miliardi di dollari, con esportazioni di gas e petrolio raffinato per un valore di 10,7 miliardi di dollari, in calo del 23,5% su base annua per effetto di una diminuzione dei prezzi del gas, ma con un surplus commerciale di 8,6 miliardi di dollari nei confronti dell’Italia.
Attualmente, l’Algeria è il principale fornitore di gas per l’Italia, coprendo circa il 36% del totale delle importazioni italiane di gas via gasdotto. L’Italia rappresenta il primo mercato di esportazione per il gas algerino, sempre via gasdotto, con una quota superiore al 40%.

Le intese raggiunte al Vertice Italia-Algeria:

Fonte: eccoclimate.org

La collaborazione tra Italia e Algeria si è evoluta in una relazione strategica di lungo periodo. Gli accordi del 2025 non cancellano quelli precedenti, ma li consolidano e li espandono.

Gli Accordi firmati a Roma, nel luglio 2025, riguardano rinnovabili, infrastrutture elettriche e sviluppo locale mostrano la volontà di procedere verso una diversificazione dalle fonti fossili e una proiezione verso una transizione giusta, proiettando l’Italia come interlocutore privilegiato nel Nord Africa e hub delle rinnovabili. Tuttavia, al tempo stesso, gli Accordi riguardanti l’aumento delle forniture di gas possono avere delle implicazioni rischiose, per entrambi i Paesi.

Per l’Italia, aumentare le importazioni da Sud renderebbe necessario potenziare la rete di trasporto interna, avviando il Paese verso lo scenario Late Transition, già descritto da ECCO. Una prospettiva che allontanerebbe il nostro Paese sia dagli obiettivi del pacchetto UE Fit-For-55 sia dagli impegni di decarbonizzazione assunti dall’Italia in ambito G7: da analisi recenti, emerge che l’impegno in forniture di fonti fossili di lungo periodo aumenta considerevolmente il rischio lock-in nel gas per entrambi i Paesi. Accordi per circa 20 mld m³/anno – a cui si aggiungono anche i recenti contratti ventennali firmati con gli Stati Uniti, e  750 miliardi di dollari di nuovi acquisti di GNL statunitense promessi da Ursula von der Leyen, nel recente accordo sui dazi siglato con Donal Trump – non risultano compatibili nemmeno con gli scenari più ottimistici.

La maggior capacità di esportazione italiana risulta di fatto in competizione con la disponibilità di export dei Paesi del Nord e dell’Est Europa (Baltici, Germania, Paesi Bassi, Belgio, Polonia, Grecia, Bulgaria), i quali hanno anch’essi fatto ricorso a nuovi terminali di GNL in risposta al crollo dei flussi russi verso il Continente. L’Italia rischia quindi di generare un’ipertrofia del sistema, con volumi inutilizzati già al 2040 in scenari di domanda intermedia, che comporterebbe un rischio di stranded assets, ovvero infrastrutture che non recuperano l’investimento iniziale, con aumento dei costi in bolletta per famiglie e imprese.

Infine, l’Algeria, che basa gran parte della sua economia sulle esportazioni di idrocarburi, rischia di ritardare un percorso di diversificazione economica che la renderebbe in un contesto in cui l’Italia e l’Europa perseguono i loro obiettivi di de-carbonizzazione e in cui fattori geopolitici possono alterare rapidamente gli equilibri regionali e globali, l’Algeria rischia di essere vulnerabile a un calo delle entrate derivanti dal gas, da cui il Paese è fortemente dipendente.

L’Italia è nella posizione ideale per svolgere un ruolo attivo e sistemico nel promuovere la transizione energetica nei Paesi del Mediterraneo. In questo senso, la cooperazione tra Italia e Algeria dovrebbe andare ben oltre l’ambito energetico, estendendosi a sviluppo locale e cooperazione industriale sulle tecnologie della transizione.
La cooperazione dell’Italia con i partner nordafricani dovrebbe essere guidata da un approccio sinergico: diplomazia, politica e industria devono lavorare fianco a fianco per promuovere priorità nazionali e internazionali condivise. In questo contesto, il coinvolgimento attivo e coordinato del (e con) il settore privato italiano rappresenta un fattore chiave, contribuendo a tradurre la visione politica in risultati concreti e fungendo da spina dorsale. L’Italia ha le condizioni e gli strumenti per affermarsi come un campione mediterraneo all’interno dell’UE in un momento di opportunità politica che vede la revisione delle relazioni tra l’UE e il suo vicinato meridionale attraverso la scrittura di un Nuovo Patto per il Mediterraneo.

Infine, l’impegno dell’Italia con l’Algeria, e per esteso con i Paesi nordafricani, nel campo della transizione energetica dovrebbe dare priorità al miglioramento dell’assistenza tecnica agli attori energetici locali e alla promozione di programmi di capacity building come base per cooperazione economica e industriale pulita. Fornendo competenze mirate nelle tecnologie per le energie rinnovabili, nella modernizzazione della rete e nella gestione sostenibile delle risorse, l’Italia può contribuire concretamente nello sviluppo delle infrastrutture locali. Progetti collaborativi e co-sviluppati, come hub transfrontalieri per le energie rinnovabili o iniziative di ricerca congiunte, potrebbero amplificare la cooperazione tra i due Paesi, garantendo una transizione coesa ed efficiente. Questo approccio non solo supporta gli obiettivi di de-carbonizzazione dell’Algeria, ma consolida anche il ruolo dell’Italia come partner chiave e hub delle rinnovabili nel futuro del Mediterraneo.

2 – Il dopo Italia-Algeria: breve comparazione sui consumi energetici interni.

Qual è stato l'andamento dei prezzi di gas ed elettricità nel 2025? GME, il Gestore dei Mercati Energetici, ha pubblicato un report che spiega qual è stato il trend dell'anno che ci siamo appena lasciati alle spalle: la società italiana che gestisce la Borsa Elettrica (IPEX) e il mercato del gas, nella sua newsletter di gennaio 2026, ha reso noto un bilancio che svela quello che è successo nei mercati dell'energia elettrica e del gas.

Conoscere l'andamento dei prezzi di gas ed elettricità è fondamentale per poter avere un quadro completo della situazione in Italia e per i consumatori italiani avere consapevolezza sulla questione energetica attuale è prioritario: consultare tali report e cercare di risparmiare in bolletta, anche comparando i prezzi dei fornitori operanti sul nostro mercato tramite gli strumenti e i servizi è un modo per districarsi al meglio su tematiche di profonda attualità e discussione nel panorama italiano.

Il mercato elettrico italiano ha visto aumentare nel 2025 il prezzo medio all'ingrosso: il Pun Index GME è stato pari al 115,32€/MWh, con un aumento di 6,80€/MWh rispetto al 2024, un dato in linea con le più importanti quotazioni europee.

Ha registrato valori più alti nei primi mesi dell'anno, per mantenersi stabile successivamente, anche grazie al picco dei volumi rinnovabili in primavera e in estate. Il prezzo medio è stato di: 124,23€/MW nelle ore di picco, un dato in crescita, 110,66€/MWh nelle ore non di picco, se si considerano le fasce orarie; Il rapporto picco/baseload, invece, è salito, mentre minimi del Pun Index GME pari a 0€/MWh sono stati registrati in diverse giornate del mese di maggio. L'analisi dei prezzi medi zonali, invece, ha svelato aumenti leggermente più alti al Nord e al Centro Nord, dove sono saliti a 116€/ MWh (+7/+8€/MWh). Nelle altre zone del Paese, invece, i prezzi registrati sono più bassi: qui sono stati registrati valori medi sui 112/115€/MWh (+2/+6€/MWh). Ne è scaturita un'inversione dei differenziali interni alla Penisola (Nord-Sud: +2,4€/ MWh). Per quello che riguarda i valori minimi e massimi sul mercato, sono stati registrati valori a 0€/ MWh in tutte le zone in diversi giorni dell'anno, con un picco di 289€/ MWh il 20 gennaio, registrato in tutto il Sistema.

Per quello che, invece, riguarda il mercato del gas naturale in Italia nel 2025 l'andamento dell'IG Index si è attestato in media a 38,53€/MWh, con un aumento di 2,2 €/MWh rispetto al 2024.  Si tratta di una situazione che si allinea a quelli dei prezzi che sono stati analizzati sui principali hub europei, come il TTF, salito a 36,24 €/Mwh (+1,9 €/ MWh), per uno spread IGI-TTF che è arrivato a 2,3 €/MWh (era 2,0 €/MWh l’anno precedente). Nel 2025 i consumi di gas naturale, al lordo delle esportazioni, sono saliti a 64.401 milioni di mc (680,9 TWh, +4,7%), con i valori più alti dell'ultimo periodo. A crescere maggiormente è il settore termoelettrico e il settore industriale, mentre sono in calo i consumi del comparto civile. Sono aumentate anche le esportazioni.

3 – Conclusioni: cooperazione per la transizione.

Se si facesse una foto all'attuale situazione geopolitica delle regioni dalle quali si estrae gas naturale e la si   sovrapponesse a quella precedente alla crisi petrolifera degli anni '70 del secolo scorso, lo scenario di allora potrebbe fungere da linea guida nella definizione, se pur a grandi linee, del futuro prossimo delle relazioni internazionali: niente allarmismi ma solo la consapevolezza che una crisi petrolifera può ripetersi anche per il GNL o LNG. Il progressivo innalzamento di prezzi, congiuntamente alle controversie internazionali ed alle guerre scaturite, ha fatto sì che, nella bella e ricca Brianza arrivassero i riverberi delle onde d'urto delle esplosioni nell'oriente europeo, mettendo sotto torchio la tenuta del materasso dei cittadini ed il bilancio degli enti pubblici e, come anticipato, la situazione internazionale è ben lontana da una risoluzione sovrapponibile allo status-quo anteguerra nonché di certo migliorativa.

Che si vogliano chiamare imperialismi, capitalismi o regolamenti di conti tra potenze via procura, la realtà che travolge la pacifica e pacifista Europa è la sua antitesi e gli ancor più pacifici brianzoli faticano nel comprenderne la pericolosità: nella serie di analisi “l'anima dell'Unione Europea” si è dato spazio allo scenario della competizione bellica in termini di armamenti, dimenticando come la genesi stessa dell'Unione parta da due conflitti mondiali dispiegandosi nella direzione opposta: la cooperazione internazionale sta dando i suoi frutti ma il lavoro è ancora lungo e parafrasando il grande David Sassoli “l'Unione Europea è un cantiere, dobbiamo portarlo avanti”.

Dalle pendici delle Alpi, dalla laboriosa Brianza e dal suo Capoluogo, Monza, può scaturire un nuovo slancio verso una transizione energetica di cui da molto si parla e per la quale molto di più si lavora: una strada in salita che sfrutta una discesa.