Scorte di gas quasi all’80% in Italia, ma l’Europa resta indietro rispetto al 2025. Il nodo è il GNL e il rischio legato allo Stretto di Hormuz
Le scorte di gas italiane sfiorano l’80% a poco più di due mesi dalla conclusione della campagna di riempimento, mentre l’Europa procede molto più lentamente e si presenta all’appuntamento con l’inverno con livelli nettamente inferiori a quelli dello scorso anno. È questa la fotografia del mercato europeo del gas a metà agosto, in un momento in cui la crisi in Medio Oriente continua a rendere più incerti gli approvvigionamenti di gas naturale liquefatto (GNL).
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Secondo i dati di Gas Infrastructure Europe (GIE) aggiornati al 19 agosto, gli stoccaggi italiani sono al 79,78%, con circa 162,3 TWh di gas in deposito. Il livello è cresciuto di circa 0,26 punti percentuali nell’ultima giornata. L’Italia, tuttavia, non è avanti rispetto allo scorso anno: il 19 agosto 2025 gli stoccaggi erano già all’85,56%, pari a 173,7 TWh.
La situazione italiana resta comunque relativamente solida nel confronto europeo. A fine luglio Snam indicava per gli stoccaggi nazionali un livello superiore al 74%, sottolineando che i depositi avevano contribuito a coprire circa il 25% della domanda invernale. Nell’inverno 2025-2026, tra ottobre e marzo, gli impianti italiani hanno erogato circa 9,5 miliardi di metri cubi, coprendo il 23% della domanda nazionale.
La capacità complessiva italiana supera i 19 miliardi di metri cubi. Snam aveva già comunicato in aprile di avere assegnato capacità per arrivare ad almeno il 90% di riempimento, con 17,5 miliardi di metri cubi complessivi già allocati su una capacità nazionale di poco superiore ai 19 miliardi.
Europa più indietro
Il quadro cambia radicalmente se si guarda all’insieme dell’Unione europea. Al 19 agosto gli stoccaggi risultano al 61,37%, per circa 693,6 TWh, contro il 74,36% e gli 840,5 TWh dello stesso giorno del 2025.
In altre parole, l’Europa dispone oggi di circa 147 TWh di gas in meno rispetto a un anno fa e deve recuperare un ritardo significativo prima dell’inverno.
Il dato è particolarmente significativo perché arriva dopo un inverno 2025-2026 caratterizzato da consumi relativamente elevati e da un livello di riempimento iniziale molto basso. L’ACER, l’Agenzia europea per la cooperazione fra i regolatori dell’energia, aveva già segnalato a luglio che le iniezioni negli stoccaggi erano inferiori sia alla media degli ultimi dieci anni sia ai livelli del 2025. Per arrivare all’80% entro l’inverno, secondo l’agenzia, sono possibili le attuali importazioni di GNL, ma il raggiungimento del 90% richiederebbe ulteriori forniture.
Il problema, quindi, non è soltanto quanto gas possa essere tecnicamente immesso nei depositi. È soprattutto quanto gas l’Europa riuscirà a procurarsi sul mercato mondiale.
Il vero punto debole è il GNL
La trasformazione del sistema energetico europeo degli ultimi anni ha reso il continente molto più dipendente dal GNL. La riduzione strutturale del gas russo via tubo ha aumentato il peso delle importazioni via nave, mentre la produzione europea continua a diminuire.
Secondo l’ACER, il GNL statunitense rappresenta oggi circa il 30% delle importazioni di gas dell’Ue e circa due terzi delle importazioni europee di GNL. Nello stesso tempo, la quota di GNL proveniente dal Qatar era pari al 7% delle importazioni europee di GNL nell’inverno 2025-2026.
Ed è qui che entra in gioco lo Stretto di Hormuz.
Il passaggio tra Iran e Oman è una delle principali arterie mondiali dell’energia: secondo Reuters, prima della crisi vi transitava circa il 20% delle spedizioni mondiali di petrolio e GNL. Il problema per l’Europa è che una parte importante dei flussi di GNL interessati riguarda il Qatar, uno dei principali esportatori mondiali.
L’ACER ha stimato che una prolungata indisponibilità della produzione qatariota potrebbe provocare un deficit globale di circa 26 miliardi di metri cubi di GNL e costringere l’Europa ad aumentare la domanda sul mercato spot fino a circa 56 miliardi di metri cubi.
Perché l'Italia è messa meglio dell'Europa
L'Italia arriva all'autunno con una posizione più solida rispetto alla media europea soprattutto per come è strutturato il suo sistema di approvvigionamento. Al 19 agosto gli stoccaggi nazionali sono al 79,78%, contro il 61,37% dell'Unione europea: significa che l'Italia ha già accumulato una quota molto più consistente del gas necessario ad affrontare i mesi invernali.
Ma il vantaggio non dipende soltanto dalle scorte. L'Italia dispone infatti di più canali di importazione, che negli ultimi anni hanno assunto un'importanza crescente dopo la drastica riduzione del gas russo. Il Paese riceve gas via gasdotto da Algeria, Azerbaigian e Libia e può contare inoltre su diversi terminali per il gas naturale liquefatto, tra cui quelli di Panigaglia, Cavarzere e Piombino, ai quali si è aggiunta la capacità del sistema di rigassificazione galleggiante.
Questa diversificazione è importante perché riduce la dipendenza da una singola rotta. Se una fonte o un corridoio dovesse subire un'interruzione, l'Italia può compensare almeno in parte aumentando gli arrivi da altri fornitori o utilizzando il GNL.
C'è poi un altro elemento: l'Italia ha una capacità di stoccaggio significativa rispetto ai propri consumi. Gli impianti possono essere riempiti durante i mesi estivi e utilizzati durante l'inverno per coprire i picchi della domanda, soprattutto quando aumentano i consumi delle famiglie e delle centrali elettriche.
La situazione è diversa in alcuni grandi Paesi europei. La Germania, per esempio, dispone della maggiore capacità di stoccaggio dell'Unione, ma al 19 agosto i suoi depositi sono appena al 50,06%. Il problema tedesco pesa anche sul resto dell'Europa perché la Germania rappresenta uno dei principali hub della rete continentale: un livello basso dei suoi stoccaggi riduce il margine di sicurezza dell'intero sistema.
L'Italia, quindi, non è "più ricca di gas" dell'Europa: è semplicemente arrivata a questo punto della stagione con una percentuale di riempimento più elevata e con una rete di approvvigionamento relativamente diversificata.
Questo non significa però che sia immune da uno shock internazionale. Il gas resta una materia prima scambiata su un mercato europeo integrato: se il GNL diventa improvvisamente scarso o molto costoso, il prezzo sale anche in Italia, indipendentemente da quanto gas sia già presente negli stoccaggi.
Ed è proprio questo il rischio legato allo Stretto di Hormuz. L'Italia può avere depositi più pieni della media europea, ma se una crisi prolungata riducesse la disponibilità mondiale di GNL, il problema diventerebbe soprattutto quanto costerà acquistare il gas necessario per completare gli stoccaggi e alimentare il sistema durante l'inverno.
Il 90% non è più l'unico numero da guardare
C'è poi una precisazione importante sul famoso obiettivo europeo del 90%.
La normativa Ue mantiene il 90% come obiettivo di riferimento per il 1° novembre, ma nel 2025 l’Unione ha introdotto maggiore flessibilità. La Commissione ha chiarito nel luglio 2026 che, nelle condizioni attuali, un livello dell’80% è considerato sufficiente per garantire la sicurezza degli approvvigionamenti del prossimo inverno.
Questo cambia l'interpretazione dei dati: arrivare al 90% sarebbe certamente preferibile, ma non significa automaticamente che un livello dell'80% comporti un'emergenza.
La Commissione europea ha infatti ribadito che non ci sono al momento preoccupazioni immediate per la sicurezza delle forniture. Anche ENTSOG considera il sistema europeo sufficientemente flessibile, grazie soprattutto alla nuova capacità di rigassificazione realizzata negli ultimi anni.
Il problema è piuttosto economico: più l'Europa deve comprare GNL sul mercato per riempire gli stoccaggi, più diventa esposta alla concorrenza dell'Asia e agli shock geopolitici.
Prezzi: il mercato sta già scontando il rischio
Il segnale arriva anche dal TTF di Amsterdam, il principale riferimento europeo per il gas. Il contratto future di settembre si muove intorno ai 63-64 euro per MWh, livelli elevati rispetto alla prima parte dell'anno e vicini ai massimi registrati da fine luglio. Il dato va espresso in euro per MWh, non in TWh: il TWh misura invece una quantità di energia.
Reuters e altri operatori di mercato hanno evidenziato come il prezzo europeo sia tornato a essere fortemente sensibile alla prospettiva di una prolungata interruzione dei flussi attraverso Hormuz e alla competizione con i compratori asiatici.
Ed è questo il punto centrale della situazione: l'Europa può anche riuscire a raggiungere un livello di stoccaggio sufficiente, ma potrebbe essere costretta a pagarlo molto caro.
Un'analisi dell'Institute of Energy Economics dell'Università di Colonia (EWI) stimava già a fine luglio che per portare gli stoccaggi europei e britannici verso l'80% entro novembre sarebbe stato necessario più che raddoppiare l'utilizzo dei terminali GNL, portandolo da circa il 29% al 70%. Secondo lo studio, il vero limite non è la capacità europea di rigassificazione, ma la disponibilità di gas sul mercato mondiale, dove l'Europa compete direttamente con l'Asia.