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Energia, Qatar e GNL: perché l’Italia non può fare a meno di Doha (con i rischi che ne derivano). 27 anni di dipendenza programmata. INFOGRAFICA
Il Qatar copre il 40-45% del GNL importato dall’Italia. Con le tensioni nel Golfo Persico e lo Stretto di Hormuz a rischio, la dipendenza energetica italiana da Doha è diventata un’urgenza geopolitica. Dati, scenari e prospettive per capire cosa accadrebbe se i rifornimenti si interrompessero.
IL QATAR NEL MIX ENERGETICO ITALIANO: I NUMERI REALI
Quando si parla di sicurezza energetica italiana, il nome Qatar torna con crescente frequenza nei discorsi di politici, analisti e operatori del settore. Non è una coincidenza: la piccola penisola del Golfo Persico è diventata, nel giro di pochi anni, uno degli assi portanti dell’approvvigionamento energetico nazionale, in un processo di profonda trasformazione accelerato dall’invasione russa dell’Ucraina nel 2022.
Nel 2024 l’Italia ha importato circa 6,5 miliardi di metri cubi di GNL qatariota, pari a poco più dell’11% del gas totale importato. La quota sale in modo significativo se si restringe il campo al solo gas naturale liquefatto: il Qatar era il primo fornitore di GNL con il 45% del totale, seguito dagli Stati Uniti al 35% e dall’Algeria al 14%.
In altre parole, quasi una metaniera su due che scarica gas in Italia arriva dal Golfo Persico. Un dato che fino a pochi anni fa sarebbe sembrato impensabile, considerando che fino al 2021 l’Italia dipendeva in larga parte dal gas russo trasportato via gasdotto attraverso i corridoi TAG (da Tarvisio e Gorizia) e Transmed (dalla Tunisia).
La tendenza strutturale è confermata anche guardando all’evoluzione del mix energetico italiano tra il 2023 e il 2026: la quota di GNL (proveniente da Stati Uniti, Qatar, Algeria e altri) è più che raddoppiata, passando da circa il 25% del 2023 a oltre il 33% nei primi mesi del 2026. Una crescita che riflette la progressiva riduzione del gas russo e la necessità di sostituirlo con fonti alternative trasportabili via nave.
Va sottolineato che questa trasformazione non è stata indolore: il passaggio dal gas via gasdotto al GNL via nave comporta costi di rigassificazione più elevati, infrastrutture portuali dedicate e una maggiore esposizione alla volatilità dei prezzi spot internazionali. Nonostante i progressi compiuti sul fronte infrastrutturale, la transizione è ancora in corso e presenta margini di vulnerabilità non trascurabili.
L’ITALIA, PRIMO IMPORTATORE EUROPEO DI GNL QATARIOTA
ENERGIA, DA DOVE ARRIVA IL GAS DELL’ITALIA – INFOGRAFICA
A livello europeo, l’Italia occupa una posizione di rilievo assoluto. Il paese europeo che importa più gas dal Qatar è proprio l’Italia, con quasi 5 milioni di tonnellate nel 2025, davanti a Spagna, Belgio, Polonia e Regno Unito. Una classifica che riflette sia le capacità infrastrutturali del paese, sia le scelte strategiche operate dai governi negli ultimi anni.
Il paradosso geopolitico è ben sintetizzabile in una formula: per il Qatar, l’Italia è un cliente relativamente secondario. Doha destina la stragrande maggioranza delle sue esportazioni all’Asia, con Cina (25,1 miliardi di m³), Medio Oriente (22 mld), India (15,1 mld) e Corea del Sud (12,1 mld) che dominano i volumi. L’Italia, con i suoi 6,5 miliardi di m³, si colloca in una fascia intermedia, appena davanti al resto d’Europa e al Giappone. Per Roma, però, il Qatar è un partner energetico strategico di primo piano.
Questa asimmetria ha implicazioni concrete in fase negoziale: l’Italia non dispone di un potere contrattuale paragonabile a quello dei grandi acquirenti asiatici, e si trova quindi a competere su un mercato globale del GNL dove la domanda cresce strutturalmente più velocemente dell’offerta, con conseguenti pressioni al rialzo sui prezzi.
Il punto di ingresso principale è il Terminale Adriatic LNG, al largo di Porto Viro (Rovigo), uno dei più grandi terminali di rigassificazione offshore d’Europa. Solo nel 2024 sono state 76 le navi metaniere ricevute, provenienti in prevalenza da Qatar e Stati Uniti, e il terminale ha immesso 8,7 miliardi di metri cubi nella rete nazionale, pari al 15% dei consumi nazionali di gas.
A questi si aggiungono le due unità galleggianti di rigassificazione (FSRU) di Piombino e Ravenna, entrate in servizio tra il 2023 e il 2024, che hanno aumentato la capacità complessiva di ricezione del paese. Un investimento necessario, che tuttavia ha richiesto anni di iter autorizzativi e ha incontrato resistenze locali significative.
IL CONTRATTO ENI-QATARENERGY: 27 ANNI DI DIPENDENZA PROGRAMMATA
Il legame tra Italia e Qatar non è congiunturale, ma contrattuale. Nel 2023 Eni e QatarEnergy hanno firmato un contratto di fornitura della durata di 27 anni per la consegna di GNL. Un accordo di portata storica, che pone l’Italia tra i pochi paesi europei con una partnership energetica così strutturata e di lungo respiro con Doha.
Da un lato, il contratto garantisce certezza sulle forniture e protezione parziale dalla volatilità spot: i prezzi indicizzati ai contratti a lungo termine tendono a essere più stabili rispetto a quelli del mercato libero. Dall’altro, vincola l’Italia per quasi tre decenni alle sorti di una regione geopoliticamente instabile, riducendo la flessibilità di diversificazione futura.
Va ricordato che l’accordo si inserisce nel quadro più ampio del cosiddetto Piano Mattei, la strategia italiana di costruzione di partnership energetiche con i paesi produttori dell’Africa e del Medio Oriente, con l’obiettivo di trasformare l’Italia in un hub di distribuzione del gas per l’intera Europa meridionale. Una visione ambiziosa, ma che aumenta strutturalmente l’esposizione del paese ai rischi geopolitici regionali.
Il contratto con QatarEnergy non è del resto isolato: Eni ha negli ultimi anni siglato accordi simili con Algeria (potenziamento del Transmed), Congo, Mozambico e altri produttori africani. L’insieme di queste intese ridisegna la mappa delle dipendenze energetiche italiane, sostituendo la monodipendenza dalla Russia con una diversificazione che rimane però concentrata in aree ad alto rischio.
LO STRETTO DI HORMUZ E IL RISCHIO SISTEMICO
Qui entra in gioco la variabile più critica: la geografia.
Tutto il GNL qatariota esce dal Golfo Persico attraverso lo Stretto di Hormuz, un passaggio di appena 33 chilometri nel punto più stretto, che rappresenta uno dei “colli di bottiglia” più strategici dell’energia mondiale. Da Hormuz passa un quinto di tutto il petrolio e di tutto il gas naturale liquefatto venduti al mondo, incluse le esportazioni di Iran, Iraq, Kuwait ed Emirati Arabi Uniti.
Se questa rotta si interrompe — per guerra, blocco navale, mine o attacchi alle infrastrutture portuali — l’effetto sull’approvvigionamento europeo è immediato e non facilmente compensabile nel breve termine. Non esistono gasdotti alternativi di capacità sufficiente, e il mercato spot del GNL non potrebbe assorbire nell’immediato la totalità dei volumi mancanti.
Le tensioni geopolitiche nell’area rendono questo scenario tutt’altro che teorico. L’Iran ha più volte minacciato di chiudere lo Stretto in risposta a sanzioni o operazioni militari occidentali nella regione. Qualsiasi attacco rilevante al complesso di Ras Laffan — il principale polo di liquefazione qatariota, che concentra la quasi totalità della capacità di export del paese — avrebbe ripercussioni immediate sui mercati energetici globali.
Le conseguenze finanziarie di uno scenario simile sarebbero visibili nell’arco di ore: stime di mercato indicano che il petrolio potrebbe superare i 98 dollari al barile, mentre il gas in Europa potrebbe attestarsi attorno a 62 euro al megawattora, con rialzi superiori al 14% rispetto ai livelli precedenti. Per le famiglie e le imprese italiane, si tradurrebbe in un aumento delle bollette e dei costi di produzione in un momento in cui la competitività industriale è già sotto pressione.
FORZA MAGGIORE: IL RISCHIO CONCRETO PER L’ITALIA
Lo scenario più allarmante per il sistema energetico italiano è quello in cui QatarEnergy si trovasse costretta a dichiarare la forza maggiore sui contratti a lungo termine. Questa clausola, prevista in tutti i contratti di fornitura di lungo periodo, permette al venditore di sospendere le consegne senza penali in caso di eventi eccezionali e imprevedibili: guerre, catastrofi naturali, gravi danni agli impianti.
Nel caso di danni significativi agli impianti di liquefazione di Ras Laffan, QatarEnergy potrebbe essere costretta a invocarla nei confronti di tutti i clienti europei, tra cui l’Italia, ma anche Belgio, Corea del Sud e Cina. Un danno stimato in perdite di entrate annuali di 20 miliardi di dollari per Doha, con effetti a cascata su tutti i paesi acquirenti.
Qualsiasi danneggiamento rilevante degli impianti di liquefazione del Qatar potrebbe mettere fuori uso decine di milioni di tonnellate di GNL all’anno per periodi compresi tra tre e cinque anni, il tempo necessario per riparare o ricostruire le infrastrutture colpite. Per l’Italia, questo si tradurrebbe in una potenziale perdita di forniture difficilmente sostituibili nel breve termine sul mercato spot, data la concorrenza globale per i carichi disponibili.
In un simile scenario, l’Italia si troverebbe costretta a pagare prezzi spot significativamente più elevati, a ridurre i consumi attraverso misure di risparmio energetico d’emergenza, o a ricorrere a un maggiore utilizzo del carbone e del nucleare importato dalla Francia. Tutte soluzioni con un costo — economico, ambientale o politico — non trascurabile.
VULNERABILITÀ E STOCCAGGI: DOVE SIAMO
L’Italia si trova in una posizione di vulnerabilità strutturale, mitigata solo in parte dai livelli di stoccaggio attualmente disponibili. Con riserve agli stoccaggi nazionali che si attestano attorno al 47%, il paese dispone di un cuscinetto di sicurezza che potrebbe garantire forniture per alcune settimane in caso di interruzione prolungata. Non abbastanza, tuttavia, per coprire un’interruzione di lunga durata senza misure straordinarie.
Polonia e Italia risultano tra i paesi europei più esposti al rischio di volatilità dei prezzi in caso di carenza di GNL qatariota, proprio perché dovranno competere sul mercato spot con acquirenti asiatici storicamente disposti a pagare prezzi più elevati per garantirsi le forniture. In questo scenario, il meccanismo europeo di acquisto congiunto del gas — introdotto nel 2023 come risposta alla crisi energetica post-ucraina — potrebbe fornire un supporto, ma non risolve il problema della scarsità fisica dei volumi.
Sul fronte positivo, l’Italia ha investito in modo significativo nell’efficienza energetica e nelle energie rinnovabili negli ultimi anni, riducendo la domanda complessiva di gas rispetto ai picchi del 2021. Questo crea un margine di flessibilità che, seppur limitato, potrebbe contribuire a gestire un’eventuale riduzione temporanea delle forniture.
Chi è in posizione migliore tra i paesi europei? Il Portogallo costituisce un caso emblematico di diversificazione riuscita: non importa gas dal Medio Oriente dal 2020, e i suoi principali fornitori sono Nigeria e Stati Uniti, con rotte di navigazione sicure e lontane dallo Stretto di Hormuz. Un modello di riferimento, anche se la struttura geografica e industriale del Portogallo è ben diversa da quella italiana.
PROSPETTIVE: DIVERSIFICAZIONE O DIPENDENZA STRUTTURALE?
Il dibattito sulla sicurezza energetica italiana si incrocia inevitabilmente con la questione della diversificazione. Sul breve periodo, le alternative al GNL qatariota sono limitate: aumentare le importazioni dagli USA (già al 35% del GNL importato), potenziare il corridoio algerino via Transmed, sfruttare il gasdotto TAP dall’Azerbaigian, o accettare prezzi spot più alti sul mercato globale. Nessuna di queste opzioni è sufficiente, da sola, a compensare integralmente un’eventuale interruzione dei flussi dal Qatar.
Sul medio-lungo periodo, le prospettive sono più articolate. Il biometano, prodotto da rifiuti organici e reflui agricoli, potrebbe superare i 5,7 miliardi di metri cubi entro il 2030, arrivando a compensare volumi equivalenti alle attuali importazioni dal Qatar. Un orizzonte ancora lontano, ma che indica una direzione strategica percorribile, specialmente se accompagnata da incentivi adeguati e semplificazione delle procedure autorizzative.
L’idrogeno verde, prodotto da fonti rinnovabili, rappresenta un’ulteriore prospettiva di lungo periodo, ma richiede investimenti infrastrutturali enormi e non sarà disponibile su scala rilevante prima degli anni 2030 avanzati. Nel medio termine, dunque, il gas naturale — incluso il GNL — rimarrà una componente essenziale del mix energetico italiano.
In parallelo, il Qatar è destinato a rafforzare ulteriormente il proprio ruolo nel mercato globale del GNL grazie al progetto North Field Expansion, che entro il 2030 potrebbe aumentare la capacità di esportazione del paese di circa il 60%, portandola a oltre 126 milioni di tonnellate annue. Questo significa che, paradossalmente, la dipendenza italiana potrebbe approfondirsi proprio mentre si cerca di ridurla, semplicemente perché il Qatar diventerà ancora più competitivo sul mercato globale rispetto ad altri fornitori.
La vera sfida per l’Italia non è eliminare la dipendenza dal GNL qatariota — obiettivo irrealistico nel breve termine — ma costruire una rete di alternative sufficientemente robusta da ridurre l’esposizione a un singolo fornitore e a una singola rotta di trasporto strategica. Un obiettivo che richiede visione di lungo periodo, investimenti significativi e una politica energetica coerente che troppo spesso, nel passato recente, è mancata.
CONCLUSIONE
Il Qatar è oggi il principale fornitore di GNL dell’Italia, con una quota che oscilla tra il 33% e il 45% a seconda degli anni. Un legame rafforzato da contratti pluridecennali — come quello firmato da Eni per 27 anni — e da infrastrutture dedicate come il Terminale Adriatic LNG. L’insieme di questi legami strutturali rende la relazione energetica con Doha difficilmente reversibile nel breve termine.
Le tensioni nel Golfo Persico trasformano quello che era un rischio teorico in una vulnerabilità concreta e immediata. La combinazione di dipendenza strutturale dal GNL qatariota, esposizione alla rotta di Hormuz e contratti di lungo periodo crea un profilo di rischio che l’Italia non può permettersi di ignorare. Le decisioni prese oggi in materia di diversificazione energetica — terminali, rinnovabili, efficienza, biometano — determineranno il grado di esposizione del paese nei prossimi decenni.
Per l’Italia, la domanda non è più se dipende dal Qatar. È quanto a lungo potrà permettersi di farlo senza alternative solide, e quanto costosa sarà la transizione verso un approvvigionamento genuinamente diversificato.
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