gas

Il prezzo del gas venduto in Europa viene fissato alla borsa del TTF in Olanda e come tale, come ha evidenziato l’amministratore delegato di Eni, Claudio Descalzi, il suo prezzo risponde a logiche di mercato, dipende dall’incontro tra domanda e offerta e non solo, semplicisticamente, dal costo di produzione (cioè, nel caso del gas, di estrazione). L’argomento vale di per sé a confutare le quinte colonne putiniane in Italia, che invocano la ripresa delle forniture dalla Russia, in barba alle sanzioni per l’invasione dell’Ucraina.

Come si è già visto con Donald Trump e l’accordo con Vladimir Putin per le forniture di diesel agli Usa, riprendere gli acquisti dalla Russia non riduce automaticamente i prezzi: il costo del diesel per gli americani dopo l’intesa tra i due rispettivi capi di Stato non è stato significativamente apprezzabile.

La premier Giorgia Meloni ha sottolineato in Parlamento che tornare a comprare gas dal Cremlino sarebbe un affare per la Russia più che per l’Italia, i dati (di Arera) attestano che nel 2024 l’Italia ha avuto bisogno di 59,4 miliardi di metri cubi di gas in meno (il 3,3% in meno) rispetto al 2023; le importazioni di gas naturale liquefatto (GNL) si sono attestate a 4,7 miliardi di metri cubi, in diminuzione dell’11% ed il GNL ha rappresentato circa un quarto del gas importato.

Maggior efficienza significa di per sé minor spesa perché cala il bisogno di gas, ma non risolve di per sé il problema del prezzo del gas stesso. Chi sostiene che l’Italia debba tornare a fornirsi dalla Russia dimentica però che il gas russo per arrivare in Europa transita dall’Ucraina. Come potrebbe transitare oggi? Anche ammesso che le pipelines siano ancora intatte e pienamente utilizzabili, come pensare che il gas possa passare per un’Ucraina senza che Kiev provi a prendersene un po’ visto che Putin conta di piegare l’Ucraina stessa bombardando le centrali energetiche così da lasciare letteralmente crepare gli ucraini di freddo nei prossimi mesi? Conte, Vannacci e gli altri amici di Putin nel Belpaese possono pensare che sia meglio dare soldi a Putin per il suo gas che spenderne per Zelensky per difendere l’Occidente, ma vi è peraltro il fatto che proprio perché il buon senso ancor prima del realismo dimostrano l’impraticabilità di approvvigionamenti della Russia, in questi anni l’Italia ha diversificato la sua rete di fornitori di gas. Secondo i dati Arera, prima dell’invasione russa dell’Ucraina, nel 2021, Mosca copriva circa il 40% delle importazioni italiane; negli anni successivi l’Algeria è assurta a principale fornitore di gas naturale dell’Italia, con una quota del 39,16% seguita dall’Azerbaigian, con il 17,31%, e dal Qatar con l’11,52%. Per quanto riguarda il solo gas naturale liquefatto, invece, il Qatar ha rappresentato il 47% delle forniture, gli Stati Uniti il 35% e l’Algeria il 13%.

I putiniani dello stivale argomentano anche che il gas russo attraverso i gasdotti, sia più conveniente di quello liquefatto comprato negli Usa, ma sorprendentemente di recente è stato lo stesso Trump ad auspicare che l’Europa torni a fornirsi di gas russo.

A group of Australians have accused the government of violating their human rights by continuing to export coal and gas and are asking the UN to take action.

The group say their lives have been harmed due to extreme weather in Australia – bushfires, floods, heatwaves, rising sea levels and toxic algal blooms – and the government’s support of fossil fuel companies is to blame.

It is the first legal claim taken to an international body or court since 2025’s ruling by the International Court of Justice (ICJ) that countries can be sued over climate change.

Any decision by the UN is not legally binding but Australia – one of the world’s largest coal and gas exporters – would be expected to respond.

The BBC has contacted Environment Minister Murray Watt for comment.

Dr Barry Traill, a wildlife ecologist and volunteer firefighter, is one of the ten litigants.

In 2009, several of his friends died during the devastating Black Saturday bushfires in Victoria, despite being prepared and experienced, he said.

“That deeply changed me,” Traill said, and “it became clear that the old rules around fires and survival no longer applied”.

In 2019, he was on the frontlines battling severe blazes in Queensland during the so-called Black Summer fires where he saw that climate change was not a future problem.

“It is already killing people and hurting lives, landscapes and communities across Australia,” he said.

“Continuing to allow coal and gas companies to increase pollution, while people face worsening disasters, is a profound failure of responsibility.”

Brendon Donohue has also joined the legal claim, describing how he was trapped in his home for 10 days in 2022 when floods in Brisbane damaged the power supply of his apartment block, meaning the lifts, intercom and exits were not accessible.

“Because I live with blindness and mobility challenges, climate impacts affect me differently and can make everyday life much harder to navigate safely,” he said.

Another case is that of Prof Anne Poelina, an Indigenous woman from the Kimberley region in Western Australia, who describes being displaced from the area around the Fitzroy River, one of the state’s most important waterways, because of catastrophic flooding.

“When the river is healthy, our people are healthy,” she said, and “when the river suffers, our people suffer.”

“What concerns me most is the intergenerational loss of cultural knowledge,” she added as “so much of our knowledge is not written down”, but passed on by being physically present on the land.

One of the lawyers helping the group with their claim said that “climate harm caused by Australia’s coal and gas doesn’t stop at a border, and neither does Australia’s responsibility for it”.

“They are asking the United Nations Human Rights Committee to declare that it’s unlawful for Australia to continue approving and subsidising coal and gas for export without a plan to protect people from dangerous climate change,” said Hannah White, senior lawyer with Environmental Justice Australia.

Last July, the ICJ – considered the world’s highest court with global jurisdiction – ruled that countries can sue each other for climate change, including over historic emissions of planet-warming gases.

Eni annuncia una nuova importante scoperta di gas effettuata dal pozzo esplorativo Geliga-1, perforato nel blocco Ganal nel bacino del Kutei, a circa 70 chilometri dalla costa del Kalimantan Orientale, nell’offshore indonesiano. Le stime preliminari indicano volumi in posto pari a circa 140 miliardi di metri cubi di gas (5 Tcf) e 300 milioni di barili di condensati nell’intervallo incontrato. Il pozzo Geliga-1 è stato perforato fino a una profondità totale di circa 5.100 metri in circa 2.000 metri di profondità d’acqua e ha incontrato una significativa colonna a gas nell’intervallo miocenico, caratterizzato da eccellenti proprietà petrofisiche. È previsto un test di produzione per valutare la produttività del giacimento. La scoperta Geliga-1 si inserisce nell’eccellente track record esplorativo di Eni nel Bacino del Kutei e fa seguito all’importante scoperta di Geng North, avvenuta alla fine del 2023 a soli 20 chilometri a sud di Geliga, nonché alla più recente scoperta del pozzo Konta-1, annunciata nel dicembre 2025. Questi risultati confermano il significativo potenziale del play a gas del bacino e la scalabilità delle risorse nell’area.

La scoperta Geliga-1 segue inoltre le recenti Decisioni Finali d’Investimento (Fid) per i progetti a gas Gendalo e Gandang (South Hub) e per i giacimenti Geng North e Gehem (North Hub). In particolare, il progetto North Hub si baserà sull’impiego di una FPSO di nuova costruzione, con una capacità di trattamento di circa 28 milioni di metri cubi al giorno (1bscf/d) di gas e 90.000 bpd di condensati, nonché sull’impianto Gnl di Bontang esistente. Sono in corso analisi per valutare opzioni di sviluppo accelerato, tenendo conto anche della vicinanza a infrastrutture – esistenti e da realizzare – che offrono potenziali sinergie in termini di time-to-market e ottimizzazione dei costi. La nuova scoperta è adiacente alla scoperta a gas di Gula (circa 56 miliardi di metri cubi di gas in posto con 75 milioni di barili di condensati), non ancora sviluppata. Le valutazioni iniziali indicano che le risorse combinate di Geliga e Gula hanno il potenziale per produrre 28 milioni di metri cubi al giorno (1bscf/d) aggiuntivo di gas e 80.000 bpd di condensati, aprendo tra l’altro la possibilità di realizzare, in modalità fast-track, un terzo hub produttivo nel prolifico Bacino del Kutei, replicando il modello di sviluppo del progetto North Hub in corso. Sono inoltre in corso studi per valutare un’ulteriore estensione di Bontang attraverso la riattivazione di capacità di liquefazione aggiuntiva rispetto a quanto già previsto per il progetto North Hub, prolungando ulteriormente l’operatività dell’impianto. Negli ultimi sei mesi, Eni ha perforato con successo altri quattro pozzi esplorativi nello stesso bacino. La campagna esplorativa proseguirà con un ulteriore pozzo previsto nel 2026 e due pozzi nel 2027.

La scoperta Geliga-1 è situata nel Psc Ganal, operato da Eni con una quota dell’82 per cento, mentre Sinopec detiene il restante 18 per cento. Il Psc Ganal fa parte del portafoglio di 19 blocchi (14 in Indonesia e 5 in Malesia) che saranno conferiti a Searah, la società a controllo congiunto tra Eni e Petronas annunciata nel novembre 2025. La nuova società integrerà asset, competenze tecniche e risorse finanziarie a supporto della crescita e per rafforzare il proprio posizionamento nel Sud-Est asiatico. I piani industriali di Searah includono lo sviluppo di circa 3 miliardi di barili di olio equivalente (boe) di risorse scoperte e la valorizzazione di un significativo potenziale esplorativo. Il closing dell’operazione è atteso entro il secondo trimestre del 2026. E’ attualmente in corso la cessione a una terza parte di una quota del 10 per cento degli asset conferiti da Eni Indonesia in Searah, quota che rimarrà esclusa dalla nuova società, e se ne prevede il completamento nel 2026. La scoperta di Geliga accresce il valore di questa cessione. La scoperta di Geliga accresce il valore di questa cessione. Eni è presente in Indonesia dal 2001 e detiene attualmente un portafoglio upstream diversificato nelle attività di esplorazione, sviluppo e produzione. La produzione netta è di circa 90.000 barili di olio equivalente al giorno, principalmente dai giacimenti di Jangkrik e Merakes nell’offshore del Kalimantan Orientale.

L’Algeria si avvia a rivedere i meccanismi di determinazione dei prezzi delle proprie esportazioni di gas naturale e Gnl verso l’Europa, con l’obiettivo di massimizzare i ricavi in un contesto internazionale segnato da tensioni sull’offerta e livelli di prezzo elevati. Il nuovo orientamento segnala un approccio più assertivo da parte di Algeri nella definizione delle condizioni contrattuali. Secondo quanto riferito dalla piattaforma specializzata “Attaqa”, che cita fonti informate, le autorità algerine stanno valutando di subordinare eventuali aumenti delle quantità esportate a una rinegoziazione dei prezzi, in linea con le quotazioni internazionali. In sostanza, l’incremento delle forniture sarebbe legato a condizioni economiche più favorevoli.

La tempistica dell’iniziativa appare significativa. I mercati europei del gas restano esposti a squilibri dell’offerta, anche a causa di interruzioni parziali dei flussi provenienti dal Golfo, fattore che spinge i Paesi europei a cercare alternative rapide. In questo quadro, l’Algeria – grazie alla vicinanza geografica e alla reputazione di fornitore affidabile – dispone di un margine negoziale più ampio. La strategia algerina si fonda anche sulle prospettive di perdurante volatilità del mercato, con timori di ulteriori strozzature dell’offerta globale. Un contesto che induce gli acquirenti europei a una maggiore flessibilità nei negoziati contrattuali, anche a fronte di prezzi più elevati. Le indicazioni disponibili suggeriscono che Algeri punti a un aumento dei prezzi compreso tra il 15 e il 20 per cento sulle forniture aggiuntive, sia via gasdotto sia sotto forma di Gnl. Una mossa volta a capitalizzare i livelli raggiunti dal mercato europeo, dove le quotazioni hanno recentemente superato i 70 dollari per megawattora.

Parallelamente, l’Algeria ha avviato negoziati avanzati con Italia e Spagna per incrementare le forniture. Il peso di Algeri nel mix energetico italiano – con una quota stimata intorno al 30 per cento della domanda – rafforza ulteriormente la sua posizione negoziale. Le mosse algerine si inseriscono nel quadro degli sforzi europei per diversificare le fonti di approvvigionamento. In particolare, operatori energetici italiani, con il sostegno del governo, stanno lavorando alla conclusione di nuovi contratti di medio-lungo termine. In questo contesto si colloca anche la prevista visita ad Algeri della presidente del Consiglio, Giorgia Meloni, finalizzata a consolidare la cooperazione energetica tra i due Paesi, mentre persistono difficoltà su altri canali di fornitura, tra cui il Qatar.

Sul fronte produttivo, l’Algeria sta spingendo per aumentare al massimo le proprie capacità di esportazione di Gnl, approfittando del rallentamento parziale di alcuni concorrenti. La capacità complessiva di liquefazione è stimata intorno a 25,3 milioni di tonnellate annue, elemento che consente una certa flessibilità nella destinazione dei carichi. Al contempo, il Paese mira a compensare il calo delle esportazioni registrato nel 2025, pari a circa il 18 per cento, attraverso un miglioramento dell’efficienza operativa e un incremento della produzione. I dati indicano, in tal senso, una forte ripresa delle esportazioni nella prima metà di marzo 2026, con un aumento del 74 per cento.

Alla luce della volatilità del mercato derivante dal conflitto in Medio Oriente, la Commissione europea invita gli Stati membri ad avviare la stagione di riempimento degli stoccaggi di gas e i preparativi per il prossimo inverno in modo coordinato e tempestivo.

La sicurezza dell’approvvigionamento energetico dell’UE resta al momento garantita, grazie alla limitata dipendenza dalle importazioni da questa regione e ai carichi di GNL che hanno attraversato lo Stretto di Hormuz prima del conflitto. Tuttavia, preparativi tempestivi e coordinati sono fondamentali per garantire un adeguato riempimento degli stoccaggi di gas in vista della prossima stagione di riscaldamento, adattandosi alle condizioni di mercato e applicando le flessibilità previste.

In una lettera indirizzata a tutti i ministri dell’Energia dell’UE, il Commissario per l’Energia e l’edilizia abitativa Dan Jørgensen ha ricordato che il regolamento UE sugli stoccaggi di gas offre agli Stati membri maggiore flessibilità nel raggiungimento degli obiettivi di riempimento degli stoccaggi, al fine di reagire rapidamente alle mutevoli condizioni di mercato. Questa flessibilità, compresa la possibilità di ridurre l’obiettivo di riempimento o di raggiungerlo in un arco di tempo più lungo in determinate condizioni, può contribuire a ridurre la domanda di gas nei momenti in cui l’offerta è sotto pressione e ad allentare la pressione sui prezzi del gas in Europa.

Indian businesses say they are struggling to keep operations running as gas supplies are disrupted by the US and Israel’s war on Iran.

Restaurant owners are scrambling to keep kitchens running and entrepreneurs in industries like ceramics and fertilisers say they are unable to maintain their production and are warning of shutdowns.

India has said it is not short of gas but has invoked emergency measures to ensure supplies get to domestic consumers and other key users.

The country meets half of its total gas consumption through imports, much of which comes through the Strait of Hormuz – a narrow Gulf chokepoint – where shipping has effectively been halted by retaliatory Iranian strikes.

The conflict – now in its 11th day – has led to millions of barrels of oil and gas getting stuck near the Strait of Hormuz.

About 40-50% of Indian crude oil imports pass through the narrow waterway. It also carries roughly 50-60% of the country’s liquefied natural gas (LNG) imports and about 80-85% of its liquefied petroleum gas (LPG) shipments.

For restaurants, cafes and millions of other eateries across India, the top concern is LPG, widely used as cooking gas.

India imports 80-85% of the LPG it consumes annually – making it the world’s second-largest LPG importer after China. Almost all of it comes from Gulf producers – mainly Qatar, Saudi Arabia, the UAE and Kuwait – passing through the Strait of Hormuz.

Analysts say LPG supply is the more immediate vulnerability for India. Stocks held by refiners and distributors are estimated to cover only about two to three weeks of demand.

“Most restaurants hardly have two days of LPG buffer with them currently. Many of them may have to close business in the next few days if the LPG shortage continues,” Manpreet Singh, treasurer of the National Restaurants Association of India, told the BBC.

Some restaurant owners believe that in a day or two they will have to rely entirely on electric ovens and coal, which will force them to trim their menus.

“We are not closing down. But it is possible that depending on the stocks of cylinders, hotel owners may decide to reduce the items available on the menu,” Subramanya Holla, president of a hotels’ association in the southern city of Bengaluru, told BBC News Hindi.

In India, households have to book LPG cylinders with authorised distributors – in the wake of the supply crunch, the government has increased the gap between two bookings from 21 days to 25 days.

Commercial users, however, can access LPG cylinders at a day’s notice. Commercial cylinders have around 33% more gas than the ones meant for households but cost almost double.

Some dealers are charging 2,500 rupees ($27; £20) per LPG cylinder these days, hotel owners in Bengaluru and Delhi say.

“We normally get three cylinders every morning. Today, we received just one… The delivery person told us that if supplies arrive, he will bring the remaining cylinders. If he doesn’t come, we may have to consider shutting down,” says Manjunath Shetty, a restaurant owner in Bengaluru.

The disruption is not limited to restaurants.

The fertiliser sector – natural gas being its main feedstock – has been affected. Some manufacturers have announced planned production cuts as gas supplies tighten.

Industry-wide reductions could curb fertiliser availability just as farmers prepare for the country’s major cereal planting season, Reuters news agency reported.

The ceramic and tiles industry – which primarily uses propane and natural gas – is also hit.

“While propane supply has entirely stopped for two days now, natural gas supplies will be there for another five days. We are considering a month-long shutdown from 15 March if the situation does not improve,” says Mukesh Kundariya of the ceramic association in the western city of Morbi, India’s tiles and sanitaryware production hub.

India’s domestic LNG output meets only a fraction of demand in an economy that increasingly depends on gas for electricity generation, fertiliser production, city gas distribution, transport and industry.

La guerra e la corsa al riarmo globale stanno provocando un significativo aumento delle emissioni di gas serra, ridicolizzando gli obiettivi climatici imposti dall’Unione Europea la quale peraltro si illude ancora in una possibile conversione del settore Automotive nel settore armamenti (*). Non va dimenticato infatti come le attività militari globali risultino responsabili di circa 5,5% mondiale della emissioni mondiali.
Basti pensare come il conflitto russo ucraino (una “semplice” guerra regionale) a quattro anni dall’inizio abbia determinato una emissione di 311 milioni di tonnellate di CO₂ che supera le emissioni annuali di paesi come Austria, Repubblica Ceca, Ungheria e Slovacchia sommate (**). Come naturale conseguenza è evidente che nella più recente evoluzione delle crisi internazionali (l’apertura di una vera e propria guerra continentale in Medio Oriente) qualsiasi politica economica che presenti come obiettivo la riduzione delle emissioni risulti non solo  ininfluente ma soprattutto  punitiva nei confronti degli operatori economici dei paesi soggetti a questa normativa, ma che contemporaneamente devono pagare gli effetti della guerra.
Questi ultimi, infatti, risultano già sufficienti nella creazione di problematiche eccezionali per le scelte strategiche che tutti gli operatori economici devono comunque operare, alle quali  non si possono aggiungere quelle relative al rispetto di obiettivi di emissione ora velleitari e velleitari già con il mantenimento degli asset industriali, comunque ampiamente già  superati dalle emissioni legate alle guerre.

In un simile contesto di crisi complessa i diversi fattori di rischio non sommano i propri effetti ma li moltiplicano con un affetto paradossale.

La perversa volontà politica, espressa anche recentemente, dell’Unione Europea con il mantenimento di una applicazione cieca e miope del Green Deal, anche in un contesto di così difficile situazione geopolitica, non può che determinare inevitabilmente un ulteriore appesantimento dello scenario economico già reso difficile a causa della guerra.

Una situazione, quindi, che diventa impossibile penalizzando ulteriormente il sistema economico europeo a causa della moltiplicazione degli effetti bellici uniti ad una politica di decarbonizzazione, la quale rimane inalterata ed assolutamente indifferente anche di fronte all’ eccezionalità delle momento storico.

(*) https://www.ticinolive.ch/2025/03/19/europa-la-nuova-transizione-difensiva/amp/ (2025)

(**) solo per offrire un termine di paragone l’Italia è responsabile dello 0,7% delle missioni totali, la Svizzera dello 0,1%, mentre l’Europa del 6,7%.

L’Ungheria e la Slovacchia hanno annunciato ricorso contro il provvedimento europeo che sancisce il divieto di forniture di gas russo. Il Consiglio Ue ha infatti concluso l’iter procedurale approvando oggi il regolamento che prevede il divieto assoluto di fornitura di gas naturale liquefatto russo all’Ue a partire dal 1° gennaio 2027 e di gas attraverso gasdotto a partire dal 30 settembre 2027. Il ministro degli Esteri ungherese Peter Szijjarto ha dichiarato che questa decisione è stata presa “a seguito di una frode legale su larga scala”, poiché secondo il diritto europeo “era necessario il consenso di tutti i 27 Stati membri”, ma la Commissione ha approvato la decisione a maggioranza motivando la scelta con il fatto che era un tema legato al settore del commercio. Il governo ungherese contesterà in tribunale la decisione, ha annunciato il ministro. “Non appena (la decisione) sarà formalizzata, il governo ungherese presenterà un ricorso alla Corte di Giustizia dell’Unione europea per chiederne l’annullamento per vie legali”, ha precisato secondo quanto riferito dall’emittente ungherese M1. Anche la Slovacchia presenterà ricorso insieme a Budapest, secondo quanto annunciato dal premier Robert Fico.

Il primo ministro slovacco ha parlato di una scelta “ideologica” da parte delle istituzioni europee secondo quanto riferito dalla televisione pubblica slovacca. Un comunicato di Bruxelles precisa che oggi è stato formalmente adottato il regolamento sulla graduale eliminazione delle importazioni russe di gas naturale liquefatto (Gnl) e di gas da gasdotto nell’Ue. Le nuove norme includono anche misure per un efficace monitoraggio e diversificazione dell’approvvigionamento energetico. “Il regolamento rappresenta una pietra miliare fondamentale per il raggiungimento dell’obiettivo REPowerEU di porre fine alla dipendenza dell’Ue dall’energia russa”, aggiunge la nota del Consiglio europeo.

Mentre la Germania, attraverso una apposita legge, ha abbassato il costo del Megawattore con l’obietto di fornire un sostegno reale all’industria pesante tedesca e, di conseguenza, all’intera filiera dell’automotive, in forte difficoltà a causa del costo dell’energia, in più abbassando anche tutti gli oneri impropri, il governo italiano si preoccupa invece delle riserve auree della Banca d’Italia,
in primo luogo per poterle utilizzare a garanzia delle proprie future  manovre finanziarie, esattamente come nel passato si era cercato di fare per i risparmi privati.

Va ricordato, come la Banca d’Italia custodisca circa 2.452 tonnellate d’oro, per un valore attuale che supera i 200 miliardi di euro. Di queste, quasi la metà (circa 1.100 tonnellate) si trovano nella sede della Banca d’Italia, mentre il resto è depositato in diverse località estere, principalmente negli Stati Uniti, ma anche in Svizzera e nel Regno Unito.

Nel frattempo nel contesto mondiale la Cina sta aumentando significativamente il ritmo di stoccaggio del petrolio greggio utilizzando la medesima strategia adottata prima del covid, che venne adottata anche per gli approvvigionamenti delle materie prime. Basti pensare che nel solo mese di ottobre il trend di crescita abbia registrato un valore di circa 690.000 barili al giorno.
Questa politica energetica tende a fornire delle garanzie allo stato cinese in previsione di qualche crisi internazionale.

L’Italia, invece, continua ad aumentare il prezzo del gasolio che rappresenta quel fattore inflattivo determinante in considerazione del fatto che oltre l’80% delle merci viaggi su gomma. Il paradosso è rappresentato dal fatto che l’attuale quotazione del petrolio sia di poco superiore ai 64 dollari al barile mentre il prezzo medio del gasolio in Italia risulti di 1,7 euro a fronte della Germania dove è di 1,42 euro, in considerazione del livello retributivo medio in Germania (superiore del +37%) in Italia il costo energetico complessivo si trasforma in un fattore antieconomico determinante.

La competitività di un sistema economico ed in particolare di un patrimonio industriale come quello italiano va tutelata attraverso una politica energetica adeguata esattamente come il livello di qualità della vita delle famiglie va assicurato attraverso delle bollette sostenibili. Entrambi questi obiettivi non possono essere raggiunti attraverso una politica di bonus relativi agli elettrodomestici o alle autovetture e tantomeno attraverso rimodulazioni delle aliquote fiscali o sconticini risibili del cuneo fiscale.
Solo una visione strategica può assicurare un futuro ad una economia di trasformazione, basata quindi sul know how industriale e professionale combinato al costo dell’energia il quale  può diventare, se troppo elevato, il fattore decisivo nell’uscita dal mercato dei prodotti proprio a causa dell’effetto moltiplicatore energetico: con questo inaccettabile livello di strategie il nostro Paese si vede relegato ad un ruolo di figura comprimaria nello scenario economico internazionale.

Esattamente come quello che verrà riconosciuto all’Unione Europea la quale, mentre gli Stati Uniti crescono del 2,8% e stringono accordi per investimenti di oltre 1000 miliardi con l’Arabia Saudita, l’istituzione europea esprime la propria visione strategica fissando al 2040 il limite per ridurre del 90% le emissioni.

Queste miopi e assolutamente inadeguate strategie energetiche ed economiche assicurano la marginalità politica ed economica dell’Unione Europea e dall’interno della stessa Europa quella italiana.

Il ministro del Petrolio e del Gas della Libia, Khalifa Abdul Sadig, ha incontrato il ministro nigeriano delle Risorse petrolifere (Gas), Ekperekpe Ekpo, e l’amministratore delegato della Nigerian National Petroleum Corporation, Bayo Ojulare, per discutere il progetto di gasdotto che collegherebbe la Nigeria all’Europa attraverso il territorio libico. Secondo una nota del dicastero libico, le parti hanno esaminato “la possibilità di riattivare il progetto e hanno concordato di facilitare lo scambio di informazioni tra gli esperti dei due Paesi, in preparazione alla realizzazione degli studi dettagliati necessari”. L’obiettivo, si legge ancora, è “giungere alla firma di un memorandum d’intesa per definire il quadro operativo del progetto”. Il ministero ha aggiunto che l’infrastruttura sarebbe “un nuovo collegamento strategico che collegherà l’Africa al continente europeo, rafforzando la posizione della Libia come corridoio energetico e aprendo ampie prospettive per la Nigeria al fine di espandere le proprie esportazioni di gas”. Il percorso ipotizzato attraverso la Libia si distinguerebbe per una distanza di circa 3.300 chilometri, più breve rispetto ai 4 mila stimati per l’opzione algerina e ai 5.560 previsti per quella marocchina.

Il dibattito sul progetto non è nuovo. Per la prima volta se ne parlò nel giugno 2023, quando l’allora portavoce del Governo di unità nazionale, Mohamed Hammouda, annunciò che l’esecutivo aveva autorizzato il ministero del Petrolio a svolgere studi tecnici ed economici sulla fattibilità di un gasdotto dalla Nigeria all’Europa, passando attraverso Niger o Ciad per giungere in Libia. Successivamente, l’allora ministro del Petrolio, Mohamed Aoun, dichiarò di aver presentato al governo uno studio preliminare, che favoriva il percorso via Niger rispetto a quello attraverso il Ciad. Le discussioni hanno anche ipotizzato un collegamento tra il gasdotto nigeriano “Ajaokuta-Kaduna-Kano”, in fase di realizzazione, e il Greenstream che parte dal giacimento di Wafa, vicino al confine libico-algerino, e già collega la Libia all’Italia.

Intanto l’Egitto si prepara a costruire un nuovo gasdotto del valore stimato di 400 milioni di dollari per convogliare maggiori volumi di gas naturale provenienti da Israele. Lo riferisce il quotidiano “Asharq”, citando fonti governative egiziane, secondo cui la realizzazione dell’opera sarà interamente all’interno dei confini nazionali. A occuparsene dovrebbe essere la Egyptian Natural Gas Company (Gasco), una volta conclusi i dettagli ingegneristici. Il costo sarà sostenuto dal governo egiziano, mentre la compagnia israeliana NewMed Energy – partner del giacimento Leviathan – avrà il compito di estendere la rete fino al confine e collegarla al nuovo impianto.

All’inizio di agosto, Il Cairo e NewMed Energy hanno sottoscritto un emendamento al precedente accordo di fornitura di gas, che prevede l’aggiunta di 130 miliardi di metri cubi complessivi, suddivisi in due fasi. Nella prima, l’Egitto riceverà circa 20 miliardi di metri cubi subito dopo l’entrata in vigore del nuovo patto. Nella seconda, le esportazioni potranno arrivare fino a 110 miliardi di metri cubi, subordinatamente agli investimenti e all’espansione delle infrastrutture di trasporto. L’intesa estende la durata delle forniture fino al 2040 o fino all’esaurimento dei volumi supplementari concordati, con l’obiettivo di rafforzare la posizione dell’Egitto come hub regionale per il gas naturale liquefatto destinato ai mercati europei e asiatici.

Per parte sua la Turchia ha siglato una serie di accordi con compagnie energetiche internazionali per assicurarsi circa 15 miliardi di metri cubi di gas naturale liquefatto (Gnl) nei prossimi tre anni. Lo ha riferito il ministro dell’Energia e delle Risorse naturali, Alparslan Bayraktar, citato dal quotidiano “Daily Sabah”, spiegando che gli accordi sono stati firmati dalla compagnia energetica statale Botas a Milano in occasione dell’evento Gastech. In particolare, rispetto a pregressi accordi con Eni, Bp e Shell che coprivano 8,7 miliardi di metri cubi, la compagnia ha siglato altri cinque accordi per ampliare il portafoglio e includere consegne da parte di aziende con sede in Gran Bretagna, Stati Uniti, Germania, Giappone e Norvegia.

Lo scorso anno, la Turchia ha importato circa 50 miliardi di metri cubi di gas naturale, di cui 14,3 miliardi di metri cubi sotto forma di Gnl. Come riporta “Daily Sabah”, i nuovi contratti rappresentano una quota significativa del consumo interno e dovrebbero rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento in vista della stagione invernale. Bayraktar ha sottolineato che le intese raggiunte a Milano riflettono la strategia della Turchia di “costruire una struttura energetica flessibile, versatile e sicura” per migliorare il portafoglio di gas a medio termine del Paese. In occasione di Gastech 2025, Bayraktar ha incontrato l’amministratore delegato di Eni, Claudio Descalzi, e il presidente del settore gas integrato di Shell, Cederic Cremers.

Oltre ai contratti per la fornitura di Gnl, Botas ha firmato un accordo con la società statale cinese PetroChina, con l’obiettivo di cooperare nel commercio del gas naturale liquefatto, nella gestione dei trasporti e nell’esplorazione di joint venture in nuovi mercati. La compagnia turca ha inoltre siglato un nuovo accordo con l’Oman, da cui Ankara importa già Gnl. L’accordo riguarda la cooperazione per l’espansione della capacità di produzione di gas naturale liquefatto dell’Oman, l’uso di unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione, la collaborazione tra vettori di Gnl e l’esplorazione di ulteriori opzioni di fornitura del gas, ha spiegato Bayraktar.

La sussidiaria offshore Tp-Otc della compagnia energetica statale turca Turkish Petroleum Corporation (Tpao) ha invece firmato un accordo con Baker Hughes in merito ai lavori sulla terza fase del progetto di sviluppo del più grande giacimento di gas naturale della Turchia nel Mar Nero. L’intesa riguarda la fornitura di sistemi di produzione sottomarina e attrezzature per il completamento dei pozzi. Separatamente, Tp-Otc ha assegnato al gruppo ingegneristico italiano Saipem un contratto da 1,5 miliardi di dollari per continuare lo sviluppo del giacimento di gas di Sakarya, scoperto tra il 2020 e il 2022 e con stime di 710 miliardi di metri cubi di gas. L’accordo riguarda la costruzione di un gasdotto sottomarino principale lungo 183 chilometri per trasportare il gas di Sakarya verso un impianto sulla terraferma. Saipem era già stata coinvolta nella prima e nella seconda fase di sviluppo di Sakarya. Il nuovo contratto avrà una durata massima di tre anni, con i lavori offshore che avranno luogo nel 2027. La fase tre mira ad aumentare la produzione giornaliera da 20 a 40 milioni di metri cubi entro il 2028.