di Agata Gugliotta*
Per il mercato del gas naturale il 2026 doveva essere il primo anno in cui la tanto attesa oversupply avrebbe iniziato a manifestarsi: un aumento dell’output globale di Gnl, proveniente soprattutto dai nuovi progetti negli Stati Uniti e in Qatar, che avrebbe riportato a una situazione di equilibrio dopo lo shock provocato dalla guerra russo-ucraina e a prezzi più contenuti. I fatti hanno smentito nettamente le previsioni: il 28 febbraio Stati Uniti e Israele hanno attaccato l’Iran, che come arma di ritorsione ha “chiuso” lo Stretto di Hormuz, uno dei chokepoint più importanti al mondo per il passaggio di energia, lasciando intrappolati in quello snodo di mare circa 20 mil. bbl/g fra petrolio e prodotti petroliferi (1/4 dell’oil che transita via mare) e circa 120 mld di mc di gas corrispondenti a un quinto di tutto il Gnl commercializzato a livello globale. Immediati gli impatti sui mercati di quella che Faith Birol, direttore esecutivo dell’International Energy Agency (Iea), ha definito “come la più grave interruzione dell’approvvigionamento energetico della storia moderna”. Lasciando ad altri approfondimenti l’analisi di quel che è avvenuto per la parte oil, il presente articolo delinea i contorni di una crisi, di cui al momento in cui si scrive non si intravede ancora una soluzione, mettendone in luce sia le conseguenze sul breve che le implicazioni sul più lungo periodo inerenti alla commodity gas.
La crisi di Hormuz: i fatti
Il 28 febbraio si è dato inizio all’operazione “Roaring Lion”, con attacchi congiunti di Usa e Israele ai danni di Teheran e altre città iraniane. Quel giorno una petroliera carica appartenente alla compagnia Adnoc degli Emirati Arabi Uniti ha completato la traversata verso est (Gaslog Shanghai), mentre due navi cisterna per il trasporto di zavorra hanno attraversato lo stretto verso ovest facendo ritorno in Qatar (Lebrethah e Disha). Diverse altre imbarcazioni sono tornate indietro allontanandosi dallo stretto. Si tratta degli ultimi attraversamenti ufficiali avvenuti in questa strettoia marittima. Da quel momento il regime di Teheran ha “sigillato” lo Stretto di Hormuz, o per meglio dire ne ha attuato una chiusura selettiva, consentendo il passaggio sicuro solo alle navi dei Paesi “amici” e ovviamente alle proprie (rigorosamente ancora sotto sanzione).
A complicare il quadro, già di per sé drammatico e inaspettato, sono stati gli attacchi diretti alle infrastrutture petrolifere e a quelle del gas. Il 2 marzo, un drone iraniano ha colpito la città industriale di Ras Laffan, in Qatar, costringendo QatarEnergy a interrompere la produzione di Gnl e di prodotti associati. Produzione che verosimilmente si sarebbe interrotta a prescindere dall’attacco, a causa della saturazione dei serbatoi di stoccaggio[1]. Due giorni dopo, QatarEnergy ha dichiarato la causa di forza maggiore ai suoi acquirenti interessati, invocata quando circostanze eccezionali impediscono alle aziende di adempiere ai propri obblighi commerciali. Forza maggiore che verrà più volte prorogata nelle settimane successive.
Per i mercati energetici, però, il conflitto è entrato in una fase più seria dopo il 13 marzo, quando gli Stati Uniti hanno attaccato obiettivi militari presso il principale terminal di esportazione di petrolio dell’Iran sull’isola di Kharg, percepito come un possibile preludio a un attacco alle infrastrutture di esportazione o a un’incursione terrestre statunitense e dopo il 18 marzo, quando Israele ha attaccato l’enorme giacimento di gas iraniano di South Pars e diversi impianti di trattamento gas su terraferma nell’hub industriale di Assaluyeh, con la conseguente messa fuori servizio delle fasi di produzione associate. L’Iran, infatti, utilizza anche grandi quantità di gas per il recupero assistito del petrolio (Enhanced Oil Recovery[2]). Per la prima volta è stato colpito un obiettivo critico per i settori energetico e industriale dell’Iran e per le sue esportazioni.
Teheran ha risposto nel giro di poche ore, prendendo di mira le infrastrutture energetiche in diversi stati del Golfo, tra cui il complesso di Ras Laffan in Qatar che ospita 14 treni di Gnl (con una capacità nominale di liquefazione di 105 mld mc/a), processi ausiliari e gli altri impianti di conversione del gas in liquidi (Gtl). Due treni sono stati danneggiati da missili, distruggendo il 17% della capacità produttiva del Qatar (12,5 Mtpa) per un periodo da tre a cinque anni.
Il 19 marzo, poi, QatarEnergy ha dichiarato che gli attacchi del giorno precedente avevano provocato danni estesi anche all’impianto Pearl Gtl (Gas-to-Liquids) situato nella Ras Laffan Industrial City e ad altre infrastrutture.
Inoltre, in Iraq, fino a metà aprile, diversi campi petroliferi che producono gas associato sono stati chiusi a causa di limiti di stoccaggio (es. West Qurna-1, Rumaila), attacchi ripetuti (es. Majnoon) o problemi di sicurezza (es. Khor Mor). Stessa cosa successa per alcuni campi petroliferi off-shore che producono gas associato in Arabia Saudita. Complessivamente, il 12% della produzione di gas naturale potrebbe aver subito danni.
Da allora il mercato è entrato in una fase di stallo, sperando in una riapertura dello Stretto ma con scarsi progressi. Petrolio e gas, ma anche altre commodities, sono rimaste intrappolate in quelle acque. Le navi sono state costrette a fermarsi, e chi ha provato ad attraversare è stato costretto a invertire la rotta verso ovest e abbandonare il passaggio. Esclusivamente le imbarcazioni verso il Kuwait, geograficamente a nord dello Stretto, sono riuscite a raggiungere i porti di destinazione. Solo il 3 aprile una nave è riuscita ad attraversare, ma “in ballast” (ovvero vuota, senza carico), seguendo una rotta insolita vicino alla costa dell’Oman e spegnendo il transponder Ais per parte del tragitto. Si è trattato del primo attraversamento da parte di una metaniera dall’inizio della guerra.
L’8 aprile, gli Stati Uniti e l’Iran concordano un cessate il fuoco, inizialmente per due settimane, ma successivamente prorogato. Ma neanche questo è bastato, visto che Washington dal 13 aprile ha iniziato il proprio blocco a est dello stretto, impedendo l’uscita delle petroliere iraniane.
Un pantano quindi, con un traffico che riprende, se così si può dire, a singhiozzo con poche imbarcazioni che con successo lasciano l’area. Al momento in cui si scrive non vi sono ancora novità di rilievo tali da cambiare la situazione.
Hormuz e il flusso di energia prima del 28 febbraio
In questo snodo di mare, che collega il Golfo Persico con il Golfo di Oman e il Mar Arabico, prima del 28 aprile passavano un centinaio di navi ogni giorno, crollate drasticamente a 5 il 30 marzo.
Nel 2025 le petroliere hanno trasportato attraverso Hormuz greggio e prodotti petroliferi (compresi diesel, nafta e jet fuel di cui si sente adesso tanto la carenza) per circa 20 mil. bbl/g: un volume pari a 1/4 dell’oil scambiato via mare, secondo solo a quello transitante per lo stretto di Malacca che collega l’Oceano Indiano all’Oceano Pacifico.
Quanto al gas, Hormuz detiene il primato come principale snodo marittimo per il passaggio di Gnl. Da qui nel 2025 sono fluiti quasi 120 mld di mc, corrispondenti a un quinto di tutto il Gnl commercializzato a livello globale. Di questi volumi, il 94% era made in Qatar, mentre il resto prodotto negli Emirati Arabi. La principale destinazione è stata l’Asia che ha assorbito circa l’83%, con in testa la Cina che si conferma di gran lunga il maggior importatore di Gnl transitante per Hormuz (24%), seguono l’India con un 10%, Taiwan dove ne approda il 10%. Se però guardiamo al peso che il Gnl dello Stretto ha avuto sul totale importato, quel che emerge è una forte dipendenza di alcuni paesi come Pakistan (80%) o Bangladesh (75%), India (53%), che si riduce a circa il 30% nel caso della Cina (circa 7% dei consumi interni di gas).
In Europa, invece, è giunta una quota dell’11%, (8% limitando ai paesi UE) di provenienza esclusivamente qatarina, per un peso sul totale importato dalla regione nell’intorno del 4%. Di questo, circa metà l’anno scorso è arrivato in Italia, che ha acquistato da Doha 6,6 mld di mc, corrispondenti all’11% del nostro import complessivo e a circa 1/3 delle importazioni di gas liquefatto (in calo rispetto al 47% dell’anno prima).
Polonia e Belgio, sono gli altri due paesi europei importatori del Gnl qatarino per volumi di circa 2 mld di mc, per una dipendenza sul totale di Gnl importato nell’intorno del 30%, mentre residuali i volumi giunti in altri porti europei (UK, Francia e Spagna).
Al di fuori dei paesi asiatici ed europei, poco più di 6,5 mld di mc sono stati importati dal Kuwait (principalmente durante l’estate), che però geograficamente si trova a Nord dello Stretto e pertanto ha risentito della chiusura non tanto per i volumi qatarini (60% del suo import) che potenzialmente potevano continuare a fluire, quanto per quelli provenienti da altri paesi (principalmente Usa e Nigeria).
Fig. 1 – Transito di energia Attraverso Hormuz nel 2025 con focus su importazioni di Gnl dall’area
Fonte: Elaborazioni Rie su dati Platts, IEA, OIES, stampa specialistica
Hormuz e il flusso di energia dopo il 28 febbraio
Teheran in risposta al nuovo attacco israelo-americano del 28 febbraio 2026 ha deciso di “serrare” lo stretto di Hormuz, bloccandovi il transito delle imbarcazioni. Minimo sforzo massima resa, direbbe il buon Pareto: senza dover attuare un blocco totale o attacchi indiscriminati contro ogni nave in avvicinamento allo stretto (qualcuno comunque non è mancato!), l’Iran è riuscito a realizzare lo scenario peggiore (da sempre paventato ma mai concretizzatosi) per la sicurezza del Medio Oriente. Ha così seminato caos, facendo impennare i prezzi delle commodities (dall’inizio delle ostilità ai primi di aprile, il Brent è salito di oltre il 50%, superando i 110 doll/bbl) e generando paure per una prossima recessione.
Nel giro di pochi giorni i flussi di oil (greggio, prodotti e condensati) sono crollati da 20 mil. bbl/g a 3,8, con gasolio e soprattutto jet fuel sottoposti alla pressione fisica più acuta. Secondo Kpler, attraverso lo stretto lo scorso anno sono fluiti quasi 400.000 bbl/g di carburante per aerei (il 20% del consumo totale mondiale), il 74% dei quali destinati al Vecchio Continente, che vi acquista circa il 40% del suo import. Si è ridotta la quantità transitante di urea, un fertilizzante azotato particolarmente diffuso in agricoltura, di cui il Qatar produce il 14% a livello globale, e quella di alluminio di cui la regione del Golfo produce circa l’8% della fornitura mondiale. Inoltre, si è interrotta circa la metà del commercio globale di zolfo via mare, che viene utilizzato non solo per la produzione di fertilizzanti e prodotti chimici, ma anche nella raffinazione del petrolio e di minerali critici come rame, nichel e zinco. Infine, sono rimasti bloccati nel Golfo Persico circa 200 serbatoi criogenici di elio, un gas raro essenziale con il punto di ebollizione più basso di qualsiasi elemento conosciuto, che lo rende essenziale in settori strategici: dal settore ospedaliero (per raffreddare i magneti superconduttori per imaging a risonanza magnetica); nella meccanica (pressurizza i serbatoi di carburante dei razzi e serve per altre applicazioni nei sistemi di propulsione nel settore aerospaziale); per la produzione di chip avanzati che servono per i modelli di intelligenza artificiale.
Lato gas, ancor più dell’oil, la limitazione del traffico per Hormuz ha determinato una vera e propria paralisi. Le prime stime indicano complessivamente fra marzo e aprile una riduzione di offerta sul mercato di circa 20 mld di mc e il contemporaneo blocco di circa 10 mld di mc di capacità di liquefazione degli impianti di Ras Laffan (Qatar) e Das Island (Emirati Arabi Uniti). Per quasi due mesi nessuna metaniera ha varcato lo stretto. Solo sul finire di aprile si è assistito a un primo timido flusso di Gnl, ma al momento in cui si scrive (13/05) pare siano solo 3 quelle che sono riuscite a lasciare il Golfo: 1) la Mubaraz[3], carica di Gnl della Adnoc e diretta in India; 2) la Mraweh con un carico da Das Island diretta in Giappone e 3) la Al Kharaitiyat, proveniente dal Qatar e diretta in Pakistan[4].
La guerra, però, non ha solo sbarrato il passaggio delle navi, ma i continui attacchi alle infrastrutture energetiche hanno compromesso anche l’output gasiero dell’area (-25% secondo le stime dell’Aie). In Iran, per esempio, circa il 12% della produzione di gas naturale potrebbe aver subito danni, il che ha costretto a fermare, almeno fino al 21 marzo, il transito di gas via pipeline verso l’Iraq, mandando offline più di 3 GW di capacità energetica irachena alimentata a gas con conseguente carenza di energia elettrica; negli Eua il complesso di Shah[5], considerato il più grande impianto al mondo per il trattamento di “ultra-sour gas” (gas ultra-acido) ha subito un attacco di droni che ha innescato un violento incendio; mentre il complesso di trattamento del gas di Habshan, che lavora più della metà della fornitura di gas domestico del paese, ha subito tre attacchi distinti a metà marzo e all’inizio di aprile, quando i frammenti di missili intercettati hanno causato incendi che hanno portato alla sospensione delle operazioni. A cadere sotto gli attacchi dei droni, inoltre, come detto, anche il complesso di Ras Laffan in Qatar. Tale distruzione estesa prolungherà le interruzioni delle forniture e richiederà tempi lunghi (anche anni per Ras Laffan) e costi elevati per il ripristino.
Bypassare Hormuz è praticamente impossibile: se per il petrolio le alternative di transito sono poche, e parziali, ma comunque utilizzabili, per il gas non esiste un “tubo sostitutivo” che consente di far fluire il gas oltre lo Stretto, quindi una metaniera carica non può essere deviata e si perde l’offerta. L’unico gasdotto esistente è un tubo sottomarino di 364 km che collega il Qatar agli Emirati Arabi Uniti e all’Oman, ma può trasportare circa 20 mld di mc di gas naturale, pari ad appena il 16% del gas che transita per lo stretto, nemmeno sufficienti e coprire la domanda dell’area.
Il quadro sopra esposto basta a spiegare la reazione immediata e sostanziale dei prezzi gas, che sebbene in maniera più contenuta rispetto agli spike registrati a seguito dello scoppio del conflitto russo-ucraino, hanno registrato un aumento generalizzato. Il Ttf olandese, benchmark di riferimento del gas europeo è passato dagli 11 dollari statunitensi per milione di unità termiche britanniche (doll./MMBtu) del periodo 21-27 febbraio a circa 18,50 doll./MMBtu il 3 marzo, fino a un picco di poco meno di 21 doll./MMBtu il 19 marzo. In Asia, la reazione dei prezzi è stata ancora più forte, con l’indice Jkm, relativo alle transazioni di Gnl in Giappone e Corea, che ha raggiunto un picco di poco superiore a 25 doll./MMBtu a inizio e metà marzo, a premio rispetto ai prezzi spot europei inviando un segnale forte al mercato, ovvero quello della necessità per l’Asia di acquistare carichi spot di Gnl per compensare, almeno in parte, il calo dovuto all’interruzione della produzione in Medio Oriente. Carichi da contendere inevitabilmente con i buyers europei. Gli Stati Uniti, invece, sono stati protetti da questa turbolenza, con l’Henry Hub che ha registrato una media di poco superiore a 3 doll./MMBtu nel marzo 2026 in calo su febbraio.
L’impatto immediato della crisi e la prima risposta
Sebbene le conseguenze dello shock d’offerta in Medio Oriente abbiano effetti globali – aumento dei prezzi delle commodities, lievitazione dei costi di assicurazione, nolo e trasporto[6], ritardi delle consegne e deviazioni di rotta – in una prima fase a pagare il prezzo più elevato della crisi sono gli importatori di Gnl asiatici. Bangladesh e India, tra i mercati più sensibili alle forniture della regione e più esposti al mercato spot, hanno visto le loro importazioni di Gnl, diminuire a marzo rispettivamente dell’11% e del 16% su base annua, in contrasto con una tendenza di crescita generale nei mesi invernali precedenti. Il Pakistan, che l’anno scorso si è affidato quasi esclusivamente al Qatar per le sue importazioni di Gnl, ha registrato un calo dei volumi qatarini di quasi il 70%. Un calo di volumi nelle importazioni di Gnl da Hormuz pari al 30% (equivalenti a circa 2 miliardi di metri cubi) si è registrato invece nel marzo 2026 per la Cina. Non stupisce quindi che una riduzione di offerta insieme a un contestuale aumento dei prezzi abbia incentivato il passaggio dal gas al carbone nel settore energetico. In Asia, Giappone e Corea hanno revocato le restrizioni amministrative sulla produzione di energia elettrica a carbone, mentre la Thailandia ha ordinato la riattivazione di unità di centrali a carbone dismesse. Le stime preliminari indicano che il passaggio dal gas al carbone, anche in Cina, potrebbe ridurre il consumo di gas nel settore energetico di 60-65 mld mc su base annua. Inoltre, si segnalano anche riduzioni della produzione nelle industrie ad alta intensità di gas ed energia. In Bangladesh e Pakistan, le forniture di gas sono state ridotte, mentre l’India ha adottato misure di emergenza per dirottare il gas dai settori non prioritari verso quelli più vulnerabili, come le famiglie. Taiwan, con la sua industria dei semiconduttori ad alta tecnologia, che riceve mediamente 30 carichi al mese dal Qatar, ha sostituito i volumi qatariani con altri provenienti da Australia e Stati Uniti.
Anche gli importatori nel Golfo Persico (Kuwait, Bahrein ed Emirati Arabi Uniti) sono stati particolarmente penalizzati dalla chiusura in ragione della loro stretta dipendenza dalle forniture del Qatar. E l’impatto rischia di essere maggiore nei prossimi mesi con l’approssimarsi della stagione estiva, particolarmente high consumption.
Per l’Europa, l’impatto diretto della crisi di Hormuz resta più contenuto rispetto ad altre regioni, pur all’interno di diversi gradi di vulnerabilità dei singoli paesi. Complessivamente, nell’immediato nessuna tensione lato offerta, con i volumi qatarini sostituti da forniture alternative che insieme a un primo sforzo di riduzione dei consumi, lato domanda, hanno permesso, almeno per ora, al sistema di reggere.
Sul fronte dell’offerta, sono stati gli Usa a offrire/fornire i volumi sostitutivi al Vecchio Continente, così come agli altri paesi che hanno dovuto fare a meno bruscamente del Gnl mediorientale. Complessivamente da gennaio ad aprile gli Stati Uniti hanno esportato una quantità record di 45 mld di mc (+25% su 2025), 9 mld di mc in più di gas rispetto ai pari mesi del 2025, quasi sufficienti a coprire l’ammanco di Eua e Qatar (10,6 mld mc). L’Europa è stata la principale destinataria delle esportazioni made in Usa (circa 70%), mentre minoritaria la parte destinata all’Asia (Taiwan, Sud Corea, India, Giappone, Thailandia complessivamente ne hanno importato un 10%).
Fig.2 – Esportazioni di Gnl Usa per paese (gen-apr 2026) (graf. sx) e variazione produzione gen-apr 2026 vs gen-apr 2025
Fonte: Elaborazioni Rie su dati Reuters Open Interest (REI) e Kpler
La chiave dell’impennata delle esportazioni statunitensi è stata la capacità di movimentazione da record dei principali impianti di esportazione di Gnl del paese. Il terminale di Sabine Pass, di proprietà di Cheniere Energy in Louisiana, rimane il principale hub di esportazione per il gas liquefatto statunitense e ha movimentato circa il 25% di tutte le esportazioni di Gnl degli Stati Uniti durante il primo trimestre dell’anno. Tuttavia, è il terminale Gnl di Plaquemines, di proprietà di Venture Global ad aver svolto il ruolo più importante in termini di offerta aggiuntiva, registrando un aumento dei volumi di esportazione del 240% su base annua[7].
Tuttavia, guardando ai prossimi mesi, bisognerà tenere conto di una inevitabile riduzione della capacità di esportazione degli impianti statunitensi, costretti a diminuire la produzione per manutenzione, oltre che per le minacce meteorologiche nei siti di carico una volta iniziata la stagione degli uragani in estate. Ciò significa che a un certo punto si verificherà un calo dei volumi di esportazione di Gnl dagli Stati Uniti, che potrebbe innescare una contrazione più marcata nei mercati globali del gas rispetto a quanto visto finora.
Lato domanda, l’Aie stima che il consumo di gas naturale in Europa sia diminuito di circa il 4% (ovvero 2 miliardi di metri cubi) su base annua a marzo. Ciò è stato determinato principalmente dal minore utilizzo di gas nel settore elettrico, a fronte di un forte aumento della produzione di energia eolica e idroelettrica. Questo spiega una riduzione delle importazioni di Gnl europee in marzo, per la prima volta da dicembre 2024[8].
Anche Italia e Belgio, che, come detto, sono i paesi più esposti in quanto dipendono in misura maggiore rispetto agli altri dalle importazioni di Gnl del Qatar, al momento hanno calmierato l’emergenza grazie alla sostituzione del gas qatarino con quello proveniente da altri porti. L’Italia, ad esempio, ha guardato a sud e il presidente Giorgia Meloni è volata in Algeria alla ricerca di forniture alternative, tornando però con la promessa di pochi carichi aggiuntivi di Gnl (1-2 carichi in più) non per mancanza di volontà di Algeri[9] (al momento i prezzi più alti sosterebbero l’export), ma per difficoltà oggettive (vincoli di produzione e aumento della domanda interna di gas) che limitano la flessibilità delle esportazioni. Ma ha guardato anche a ovest, dove ancora una volta, ha trovato la disponibilità del gas americano. In tal senso Edison ha agito per sostituire circa il 70% dei volumi di Gnl del Qatar persi nel periodo compreso tra aprile e metà giugno, grazie a un accordo con Venture Global con cui sussiste un contratto di vendita pluriennale. Per l’Italia, poi ha giocato a favore una maggiore solidità degli stoccaggi, pieni al 31 marzo quasi al 44% rispetto a una media UE del 28%.
Pertanto, attutito lo shock iniziale, a preoccupare ora le cancellerie europee sono da un lato, la forte volatilità dei prezzi scaturita dalla situazione di crisi, che potrebbe esporre, soprattutto nei prossimi mesi, i paesi a oneri maggiori per la ricostituzione delle scorte, in primis la Germania che al 31 marzo ha chiuso la stagione di erogazione con stoccaggi pieni nell’ intorno al 22%; dall’altro, il rischio di un prolungamento del conflitto e quindi di una crisi di offerta che rischia di diventare strutturale. E questo perché l’ammanco di gas dal Qatar insiste “su una situazione europea già fragile” dal punto di vista delle forniture, visto l’impegno di far a meno completamente del gas russo entro la fine del 2027, con una prima importante scadenza[10] al 25 aprile di quest’anno: ovvero il divieto di acquisto di Gnl su base spot (acquisti effettuati con contratti di durata inferiore a un anno). Gas russo, che nel primo trimestre 2026, complessivamente fra gas piped (attraverso il Turkstream) e liquefatto ammontava a circa 11,5 mld di mc pari al 14% dell’import totale, di cui 6,5 mld solo di Gnl[11], facendo confermare Mosca come secondo esportatore dopo gli Usa.
Gli effetti di più lungo periodo della crisi
Al momento in cui si scrive siamo al 79° giorno di un conflitto i cui contorni rimangono incerti. In queste settimane i protagonisti di questo teatro di guerra ci hanno abituati a tutto e al contrario di tutto: cessate il fuoco poi disattesi, minacce, Washington che sta improvvisando misure coercitive dalla credibilità incerta, incontri bilaterali tra le grandi potenze. La verità è che nessuno sa ancora se e quando il conflitto finirà, e quanto ci vorrà perché si ripristini lo status quo ante-guerra. Tanti gli scenari proposti e altrettante le dinamiche attese a seconda delle ipotesi di partenza. Si va dal più ottimistico che stima una ripartenza immediata delle forniture di Gnl e la ripresa della produzione a quello più pessimista che paventa una guerra su vasta scala, una prolungata incertezza e il rischio di ulteriori attacchi alle infrastrutture regionali. Ciò comporterebbe quasi certamente la chiusura degli impianti di Gnl del Qatar e degli Emirati Arabi Uniti per il resto dell’anno e potrebbe bloccare qualsiasi lavoro di riparazione o progetto di espansione, oltre a innescare potenziali impennate dei prezzi. Rystad Energy stima che un ritorno alla violenza potrebbe spingere il prezzo medio del Gnl a 30 doll/MMBtu quest’anno, riducendo ulteriormente la domanda globale e rischiando di provocare ripercussioni macroeconomiche ancora più gravi. Nemmeno una vera e propria decapitazione del regime iraniano – improbabile, ma non impossibile – potrebbe riportare gli equilibri geopolitici ai livelli prebellici, perché da ciò scaturirebbe la destabilizzazione regionale che potrebbe a sua volta ritardare indefinitamente i progressi e, soprattutto, mantenere elevati i premi assicurativi.
Tuttavia, se alla Lorenzo dei Medici, “del doman non v’è certezza”, del presente sì, e venendoci in aiuto l’Aie è già possibile fare una prima conta del danno inferto dall’ultima crisi mediorientale al comparto globale del gas. Tra marzo e aprile sono stati sottratti dal mercato circa 20 mld di mc di Gnl, per un volume di circa 10 mld al mese. Volumi che potenzialmente potrebbero continuare a mancare, anche in parte, fino a una normalizzazione della situazione ai livelli anteguerra. Altri 10 mld di mc mancano per lo stato di fermo in cui sono stati messi gli impianti di liquefazione non danneggiati ma stoppati a causa del conflitto e che per essere riattivati e tornare alla normale operatività hanno bisogno di diverse settimane. Anche nel caso di una cessazione definitiva delle ostilità oggi stesso, gli operatori degli impianti di Gnl non potranno riavviare completamente la produzione finché non avranno la certezza di poter esportare un flusso regolare di carichi, perché tali infrastrutture sono grandi e complesse e non possono essere accese e spente come un interruttore. L’avvio e lo spegnimento in sicurezza possono richiedere giorni o settimane. Pertanto, il Qatar non può riavviare completamente la produzione solo per generare un numero limitato di carichi. Al massimo, come pare abbia fatto, ha attivato alcune delle sue unità di produzione più piccole per soddisfare la domanda locale verso il Kuwait.
A questo va aggiunto il gas perso per i danni arrecati alle infrastrutture di liquefazione di Ras Laffan in Qatar che hanno ridotto le prospettive di crescita dell’offerta globale nel medio termine. Per l’Agenzia di Parigi il rischio è di una riduzione dell’output di Gnl qatarino di quasi 70 mld mc entro il 2030, ipotizzando un periodo di riparazione di quattro anni. Inoltre, il ritardo (almeno di un anno) dell’avvio del progetto di espansione del giacimento North Field East, previsto pre-guerra nel secondo semestre 2026, potrebbe ridurre l’offerta di quasi 20 mld mc nel periodo 2026-2030. Complessivamente, quindi, da qui al 2030 considerando l’ammanco di breve termine e quello di medio termine, potrebbero mancare all’appello 120 mld di mc di gas.
Un dato che stona con le proiezioni di “abbondanza” fatte a inizio 2026 e che rimescola le carte di un mercato, quello del gas, che continua a faticare a trovare il suo equilibrio.
Fig. 3 – Impatto della guerra in iran sul mercato del GNL 2026-2030
Agata Gugliotta
*Istituto Ispi
Fonte: Elaborazioni Rie su dati IEA
[1] Lo stoccaggio di Gnl del Qatar può contenere circa 2 mil. mc di Gnl, pari a circa undici carichi per una tipica nave moderna da 174.000 mc. Contando che il Qatar ha spedito mediamente 90 carichi al mese, la saturazione è avvenuta in fretta. Gli Emirati invece hanno spedito circa 8-9 carichi al mese.
[2] L’Enhanced Oil Recovery (Eor), è l’insieme di tecniche avanzate utilizzate per estrarre il greggio da un giacimento che non può più essere recuperato tramite i metodi convenzionali. Esistono diversi modi per “stimolare” il giacimento, a seconda della densità del petrolio e della roccia: iniezione di gas, iniezione termica e iniezione chimica.
[3] Icis, ICIS LNG Edge: Q1 2026 Trade Flow Report, aprile 2026
[4] Staffetta Quotidiana, “Gnl, metaniera attraversa Hormuz”,10 maggio 2026
[5] Il solo complesso di Shah rappresenta un quinto della capacità di lavorazione della produzione di gas naturale del Paese (circa 35 mcm/d).
[6] Il 4-5 marzo, nell’Atlantico, le tariffe spot per il trasporto di Gnl sono aumentate di 116.500 dollari Usa su base giornaliera, raggiungendo i 278.250 dollari Usa al giorno, il maggiore aumento giornaliero mai registrato e il livello più alto da dicembre 2022. Il benchmark del Pacifico è aumentato di 108.750 dollari Usa, arrivando a 207.500 dollari Usa al giorno. Questi aumenti riflettevano sia la forte domanda di navi per servire i flussi di sostituzione a lungo raggio, sia un forte aumento del premio per la disponibilità immediata.
[7] A. Maguire, “US exporters are plugging a Qatar-sized LNG supply hole – for now”, Reuters, 24 aprile 2026.
[8] International Energy Agency (Iea), Gas Market Report, Q2 2026,aprile 2026.
[9] E. Tedesco e F. Sadouki, “L’Algeria non colmerà il vuoto del gas del Qatar per l’Italia”, Montel News, 25 marzo 2026
[10] Dal 17 giugno secondo le regole UE scatta il divieto anche per le forniture spot via tubo. La sfida più difficile arriverà però il 1° gennaio, quando bisognerà smettere del tutto di comprare Gnl da Mosca, interrompendo anche i contratti pluriennali, di cui sono titolari la francese TotalEnergies, la spagnola Naturgy e la tedesca Sefe (l’ex Gazprom Germania GmbH, nazionalizzata da Berlino). Il passaggio finale – che salvo deroghe andrebbe fatto non oltre il 1° novembre 2027 – è l’eliminazione totale del gas russo, compresi i flussi residui via gasdotto, oggi trasportati solo con il TurkStream e diretti soprattutto in Ungheria e Slovacchia. Entrambi i paesi hanno fatto ricorso alla Corte di Giustizia UE.
[11] Nel primo trimestre 2026, 6,5 mld mc di Gnl provengono dalla Russia, su un totale complessivo di quasi 39 mld di mc.
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