“Questa crisi, allo stato attuale, equivale a due crisi petrolifere e una del gas messe insieme”. Altro che politiche energetiche, Fatih Birol, direttore esecutivo dell'Agenzia internazionale per l'energia (Iea), ha scelto parole precise parlando ai giornalisti a Canberra il 23 marzo. La crisi energetica scatenata dalla guerra in Iran, cominciata il 28 febbraio con i bombardamenti statunitensi e israeliani contro Teheran e con la chiusura dello Stretto di Hormuz, ha già una portata equivalente alla somma delle due grandi crisi petrolifere degli anni Settanta e della crisi del gas provocata dall'invasione russa dell'Ucraina nel 2022.Cosa c’è di diverso rispetto alle crisi precedentiNelle prime due crisi del 1973 e del 1979 erano andati persi circa 5 milioni di barili al giorno. Quella ucraina aveva tolto dal mercato circa 75 miliardi di metri cubi di gas. La crisi attuale ha già rimosso 11 milioni di barili al giorno di petrolio e circa 140 miliardi di metri cubi di gas. E almeno quaranta asset energetici nel golfo Persico risultano severamente danneggiati: anche se il conflitto cessasse domani, le forniture non tornerebbero immediatamente ai livelli pre-conflitto.L'11 marzo, Birol aveva supervisionato il rilascio coordinato di 400 milioni di barili di riserve strategiche, la misura d’emergenza più grande nella storia dell'Agenzia, con una precisazione che vale come sentenza: “Il rilascio delle riserve aiuterà a confortare i mercati, ma non è la soluzione. Servirà solo a ridurre il dolore sull'economia”.Terzo shock energetico in cinque anni. Dopo il 2022, ancora una volta l'Europa si ritrova con le bollette alle stelle, i governi in emergenza e le stesse domande senza risposta. Perché siamo ancora così fragili? E soprattutto: chi ha davvero imparato qualcosa?Il bilancio di tre anni di REPowerEU“Non voglio dare una risposta del tutto negativa”, dice Giulia Signorelli, ricercatrice di ECCO, il think tank italiano per il clima. “Ci sono stati elementi positivi, soprattutto in alcuni stati membri. Ma l'Unione europea non ha imparato la lezione”.I numeri le danno ragione. Dopo il 24 febbraio 2022, Bruxelles varava il piano REPowerEU, fissava regole vincolanti sullo stoccaggio del gas — almeno al 90% prima di ogni inverno — e cominciava a riorganizzare le proprie forniture. La quota di gas russo nelle importazioni europee è scesa dal 45% al 13%. Gli stoccaggi, che nel 2022 erano pericolosamente sotto, nell'autunno 2024 erano al 95%. La domanda europea di gas è calata del 19% tra il 2021 e il 2024. La capacità rinnovabile installata è cresciuta del 37%, con 190 gigawatt (GW) aggiuntivi in tre anni, un volume di riduzione delle importazioni di gas equivalente all'intero fabbisogno annuo dell'Italia.In Italia, nello specifico, Signorelli individua due pilastri positivi. Il primo: “Abbiamo accelerato sull'installazione di rinnovabili. In tre anni, dal 2021 al 2024, l'Italia ha installato 15 GW, che hanno sostituito circa 4 miliardi di metri cubi di gas e portato un risparmio sulle importazioni pari a 1,5 miliardi di euro”.Il secondo è la riduzione della domanda di gas, scesa di oltre il 20% nello stesso periodo grazie a risparmi, efficienza energetica ed elettrificazione, su tutti i settori: termoelettrico, domestico, industria. “Soprattutto nel settore domestico, dove i comportamenti virtuosi dei consumatori hanno fatto la differenza, anche grazie alle misure messe in campo a livello europeo e italiano”.Ma è il terzo pilastro, però, è quello che preoccupa. Ed è quello su cui l'Europa si è illusa di aver risolto il problema.Da una dipendenza all'altra“Siamo effettivamente passati da una dipendenza all'altra”, dice Signorelli senza mezzi termini. Nel 2021 il gas naturale liquido (gnl) pesava il 13% delle importazioni italiane di gas. Nel 2025 è arrivato al 32%, con gli Stati Uniti come primo fornitore. A livello europeo, nella prima metà del 2025 il gnl americano rappresentava già il 57% di tutte le importazioni europee di gas liquefatto.Il mercato europeo si è trasformato strutturalmente: da un sistema dominato dai gasdotti a uno dominato dal gas liquefatto. E il principale beneficiario di questa trasformazione è Washington.“Dopo aver riconosciuto i rischi di una dipendenza eccessiva da un solo fornitore, come dimostrato dalla crisi del gas russo, l'Europa si trova di fronte a una situazione in cui il fornitore più capace di compensare eventuali carenze rimangono gli Stati Uniti che però non si sono fatti scrupolo di usare le forniture di combustibili fossili come strumento di pressione e ricatto commerciale”, prosegue Signorelli. Il suo riferimento è alla guerra dei dazi del 2025, culminata in un accordo per l'acquisto di circa 750 miliardi di dollari di prodotti energetici americani da parte dell'Europa. E al tentativo dell'amministrazione Trump, pochi giorni fa, di influenzare un voto del Parlamento europeo minacciando di interrompere le forniture di gnl qualora Bruxelles non avesse ratificato un accordo commerciale favorevole a Washington.In questo caso, invece, il riferimento è all'Accordo di Turnberry, firmato nell’estate 2025 dalla presidente della Commissione europea Ursula von der Leyen e Donald Trump nel resort scozzese del presidente statunitense: l'Ue si è impegnata ad acquistare energia statunitense per 750 miliardi di dollari entro il 2028 (gnl, petrolio e tecnologie nucleari civili) in cambio di una tariffa del 15% sulle esportazioni europee negli Stati Uniti. Il Parlamento europeo ne ha più volte ritardato la ratifica per ragioni politiche. Pochi giorni fa, con il Qatar fuori dai giochi e la competizione globale per il gnl alle stelle, l'ambasciatore americano presso l'Ue Andrew Puzder ha avvertito il quotidiano Financial Times: “Se l'accordo di Turnberry non viene attuato, torniamo al punto di partenza. I termini potrebbero non essere altrettanto favorevoli. E ci sono altri acquirenti”.E non si tratta di episodi isolati: la National security strategy statunitense, pubblicata nei mesi scorsi, indica esplicitamente l'utilizzo delle proprie fonti fossili come strumento di soft power e come leva per obiettivi di politica estera. “Questa dipendenza è molto più difficile da gestire di quella russa”, spiega Signorelli, “perché si colloca all'interno di una relazione transatlantica caratterizzata da forti interdipendenze non solo energetiche, ma anche commerciali, politiche e di difesa. È una trappola più sottile, e proprio per questo più pericolosa”.Nel frattempo, il prezzo medio del gas in Europa è passato dai 30 euro per megawattora di febbraio agli oltre 50 euro di inizio aprile. Dopo l'attacco al terminal qatariota di Ras Laffan, ha toccato il 9 marzo quota 64 euro, ai massimi dal 2022 (quando, val la pena ricordarlo, i prezzi hanno raggiunto i 340 euro al megawattora). Nelle settimane successive i prezzi sono parzialmente rientrati. Le prospettive restano però molto incerte: Goldman Sachs avverte che, se l'interruzione dei flussi gnl attraverso lo stretto di Hormuz dovesse protrarsi oltre aprile, si potrebbe arrivare a un range compreso tra 75 e 100 euro al megawattora.L'Italia: diversificare, estrarre, o ridurre?A gennaio 2026, mentre in Iran il clima si stava già scaldando, il governo italiano autorizzava 34 nuove concessioni estrattive, concentrate soprattutto nell'Adriatico settentrionale e in Emilia-Romagna, in larga parte licenze sbloccate dopo anni di sospensione, puntando sul gas nazionale come risposta all'incertezza geopolitica. I numeri smontano questa logica. La produzione effettiva non supera i 3,3 miliardi di metri cubi l'anno; anche nelle ipotesi più ottimistiche, nuove estrazioni potrebbero arrivare a 4-5 miliardi: tra il 6% e l'8% del fabbisogno nazionale. E soprattutto: il gas estratto in Adriatico viene immesso nella rete e venduto al prezzo di mercato. Che il gas venga dall'Adriatico o da altre parti del mondo, il prezzo finale per famiglie e imprese è lo stesso.La risposta strutturale è un'altra. L'Italia potrebbe sostituire l'equivalente dell'intero volume di gas importato dal Qatar, pari a 6,4 miliardi di metri cubi all'anno, nell'arco di dodici mesi, senza costruire nuove infrastrutture. Basterebbe installare 10 GW di rinnovabili all'anno, obiettivo già scritto nel Piano nazionale integrato per l'energia e il clima (Pniec), si risparmiano 2,5 miliardi di metri cubi: il 40% delle importazioni qatariane. L'efficienza energetica nei settori industriale e civile aggiunge altri 0,8 miliardi. L'elettrificazione dei consumi termici, pompe di calore nel residenziale, processi industriali a bassa temperatura, porta ulteriori 650 milioni di metri cubi.E poi ci sarebbe l’offshore: secondo una stima del Politecnico di Torino, il potenziale teorico di eolico offshore è di 207 GW, con una produzione potenziale di circa 51 miliardi di metri cubi equivalenti all'anno, più delle riserve totali certe a livello nazionale. Ad oggi, l'Italia ha un solo impianto offshore operativo: il parco eolico al largo di Taranto, con 30 megawatt di capacità. 96 progetti per 74 GW sono in attesa di autorizzazione, molti bloccati dalla burocrazia.La mappa di chi ha capitoL'evidenza più scomoda del dibattito energetico europeo è che i paesi che se la passano meglio non appartengono a un unico colore politico. La transizione, le politiche energetiche che funzionano sono frutto di una scelta di sistema, non di bandiera.La Spagna è il caso più citato, e a ragione. Tra il 2019 e il 2025 ha raddoppiato la propria capacità eolica e solare, aggiungendo oltre 40 GW. Nella prima metà del 2025 il prezzo all'ingrosso dell'elettricità spagnola era inferiore del 32% alla media europea. Il 16 aprile 2025, per la prima volta nella storia, la rete iberica ha funzionato un intero giorno feriale (con industrie e uffici aperti) alimentata al 100% da rinnovabili. Il percorso attraversa governi di destra (Partito popolare) e di sinistra (Partito socialista operaio spagnolo): è il risultato di scelte industriali stratificate nel tempo, non di una stagione politica.Il Portogallo, a gennaio 2026, ha prodotto l'80,7% della propria elettricità da rinnovabili, secondo solo alla Norvegia in Europa. Risultato di investimenti decennali in idroelettrico ed eolico, trasversali ai governi. La Danimarca guida la classifica con il 92,4% di rinnovabili nel 2025, quasi tutto eolico, frutto di un modello industriale costruito in quarant'anni. E la Lituania, spesso ignorata nel dibattito pubblico, per un'intera settimana tra aprile e maggio 2025 ha coperto il 100% del proprio fabbisogno elettrico con rinnovabili, esportando energia verso i vicini e registrando un crollo dei prezzi all'ingrosso del 39%.La mappa di chi ha sbagliatoLa Germania è il caso più clamoroso. Per vent'anni, attraverso governi di ogni colore, Berlino ha applicato la dottrina del Wandel durch Handel (cambiamento attraverso il commercio) convinta che la dipendenza economica potesse trasformare il presidente russo Vladimir Putin in un partner affidabile. Quando nel 2022 l'illusione è crollata, la Germania si è trovata senza terminal gnl, con il 55% del proprio gas importato da Mosca e una bolletta energetica diventata in breve la più alta d'Europa. I terminal galleggianti costruiti in emergenza giacciono oggi quasi inoperosi.L'Italia, dal canto suo, non è immune da errori propri. L'ultima mossa del governo — il cosiddetto decreto Bollette — prevede un meccanismo per neutralizzare il costo del sistema europeo di scambio delle emissioni (Ets) per i produttori termoelettrici a gas, rimborsandoli attraverso una nuova componente nelle bollette dei consumatori. Ma l'Ets non è solo uno strumento climatico: è il segnale di prezzo che orienta gli investimenti europei verso le rinnovabili. Le risorse che genera, circa 10 miliardi disponibili tra gettito, extra-Iva legata al caro gas e dividendi delle partecipate statali, potrebbero finanziare la transizione energetica invece di sussidiare il gas. La misura appare inoltre in contraddizione con la normativa europea, configurandosi come un aiuto di stato selettivo. In breve: protegge la dipendenza dal gas, rallenta le rinnovabili e introduce incertezza normativa.Il caso dell’AlgeriaIl giorno della crisi del Qatar, la presidente del consiglio Giorgia Meloni era ad Algeri. L'Algeria è il principale fornitore di gas dell'Italia via gasdotto, e il governo ha investito politicamente nel rapporto con Algeri nel quadro del Piano Mattei. Ma Signorelli mette in guardia da una lettura semplicistica della visita: “Siglare accordi per aumentare le forniture o investire in nuovi giacimenti non affronta la questione emergenziale: per aumentare la produzione servono mesi, se non anni, soprattutto in un contesto come quello algerino, fortemente centralizzato, con un quadro normativo caratterizzato da forte controllo statale, che limita l’attrattività per gli investimenti delle compagnie internazionali”.C'è poi una questione di prospettiva più profonda. “Non è una strategia di lungo termine”, dice Signorelli. “L'Algeria sa già che la domanda europea di gas scenderà strutturalmente. Non a caso, prima della visita di Meloni, gli stessi algerini preferivano contratti spot, non accordi di lungo termine che li vincolano a dover rispettare forniture di cui l'Italia presto non avrà più bisogno”.A rendere il quadro ancora più opaco è la natura degli accordi: si tratta di contratti commerciali tra aziende, in gran parte inaccessibili al pubblico. E Meloni ha parlato esplicitamente di promuovere investimenti in shale gas e giacimenti offshore in Algeria — potenzialmente con il coinvolgimento di Eni e garanzie pubbliche attraverso SACE. Investire oggi in nuova produzione fossile in Algeria significa legarla ulteriormente a una fonte il cui mercato di sbocco è destinato a contrarsi. Una catena d'oro che può trasformarsi in un circolo vizioso e pericoloso, per Algeri prima ancora che per l'Italia.Ciò che manca nella strategia italiana è una visione che accompagni l'Algeria verso la diversificazione economica. Sostenere lo sviluppo delle rinnovabili algerine — il Sahara è tra le aree a più alta irradiazione solare al mondo — potrebbe diventare al tempo stesso una risposta all'interesse energetico italiano e un investimento nella stabilità di un paese da cui dipende la stabilità dell'intero Mediterraneo.L'unica sovranità che conta“Le misure più immediate”, spiega Signorelli, “sono quelle sulla domanda: campagne di risparmio come quelle del 2022, efficienza energetica nel civile e nell'industria, elettrificazione dei consumi. Nel 2023 sono state vendute 400mila pompe di calore in Italia: questo solo dato ha un potenziale di risparmio di 370 milioni di metri cubi di gas. Non è poco”. Il problema, riconosce, è che ogni soluzione ha un costo, e la politica fatica a trasformare il potenziale in misure concrete e sostenibili nel tempo. “Servono incentivi chiari e stabili. Le comunità energetiche, le pompe di calore, il fotovoltaico hanno dimostrato di funzionare quando le regole non cambiano da un giorno all'altro”.Ogni shock ha una sua pedagogia, se si è disposti ad ascoltarla. Quella del 2021 diceva: i mercati dell'energia sono volatili. Quella del 2022 aggiungeva: i fornitori politicamente instabili sono un rischio esistenziale. Quella del 2026 completa il quadro: non esiste fornitore esterno davvero sicuro — né Putin, né Trump, né i paesi del Golfo. E nel breve periodo, i principali beneficiari della crisi in Medio Oriente sono proprio gli Stati Uniti. L’espulsione del Qatar nel mercato globale del gnl rafforza ulteriormente la loro quota, consolidando una dipendenza europea che Washington non si fa scrupolo di usare come leva.I paesi europei che oggi hanno bollette più basse e sistemi energetici più robusti non sono quelli che hanno trovato il fornitore più affidabile: sono quelli che hanno ridotto il bisogno di comprare da qualcuno. Spagna, Portogallo, Danimarca, Lituania (nessuno appartiene allo stesso schieramento politico, va sottolineato), tutti hanno fatto la stessa scelta: investire nel proprio territorio, nella propria rete, nel vento e nel sole.Il 2022 era la finestra per farlo davvero. Il 2026 offre l’ultima chance. Difficile ce ne sarà un’altra senza conseguenze indicibili.