SONO APPENA 54 CHILOMETRI nel punto più stretto — una striscia di mare conteso tra la costa meridionale dell’Iran e la punta della penisola omanita. Lo Stretto di Hormuz è stato definito in molti modi da trader, strateghi ed executive del settore energetico nel corso dei decenni: un collo di bottiglia, un punto di frizione, un filo del rasoio. Stephen Innes analista di SPI Asset Management, in una nota circolata ai clienti a poche ore dagli attacchi americano-israeliani del 28 febbraio, ha offerto una metafora più anatomica: l’aorta del sistema energetico globale. Il ragionamento era clinico. Non è necessario recidere un’aorta per provocare una crisi. Basta comprimerla.
Lo Stretto di Hormuz è, in questo momento, compresso quasi a zero. A seguito della dichiarazione iraniana di chiusura effettiva del corridoio al traffico commerciale, e dopo che un comandante dei Pasdaran ha avvertito che qualsiasi nave che tentasse il passaggio sarebbe stata data alle fiamme, le navi si sono fermate. Il servizio di tracciamento Kpler ha segnalato un calo dei volumi di traffico di almeno l’80% nella giornata di lunedì 2 marzo. I premi assicurativi per la copertura del rischio guerra sono schizzati verso l’alto e, in molti casi, sono stati semplicemente revocati. Maersk, il colosso danese dello shipping, ha sospeso tutti i transiti. L’assicuratore marittimo Skuld ha notificato ai clienti la cessazione delle polizze guerra nella zona. Almeno cinque petroliere sono state colpite o danneggiate. Circa 150 navi sono all’ancora ad est o ad ovest dello stretto, incapaci di muoversi in qualsiasi direzione.
I numeri che contano per l’economia globale sono impietosi. Attraverso quel corridoio di 54 chilometri transita circa il 20% del consumo giornaliero mondiale di petrolio — intorno a 20 milioni di barili al giorno — insieme a una quota compresa tra il 20 e il 30% del commercio mondiale di gas naturale liquefatto. Non si tratta di flussi intercambiabili. A differenza dei gasdotti, che possono talvolta essere reindirizzati, o di alcune rotte marittime, per le quali esistono alternative credibili, per gli esportatori di energia del Golfo Persico non esiste alcun bypass rispetto a Hormuz. Arabia Saudita, Kuwait, Iraq, Qatar ed Emirati Arabi Uniti hanno un’unica uscita: questo stretto. Tutto il resto è deserto.
La risposta dei mercati
I mercati finanziari hanno aperto domenica sera con il tipo di movimento che i trader definiscono, eufemisticamente, un evento di repricing. Il Brent — il benchmark globale che fissa il prezzo di riferimento per le importazioni europee di petrolio — aveva chiuso il venerdì precedente intorno a 72 dollari al barile, dopo che settimane di tensione crescente lo avevano già spinto del 17% da inizio anno. Lunedi mattina era scambiato al di sopra di 79 dollari, con un guadagno di quasi il 10% in una sola seduta. All’inizio della seduta aveva brevemente superato il 12% prima di ritracciare. Il WTI americano si è mosso in parallelo, chiudendo lunedì con un rialzo superiore al 6%.
Questi movimenti sul greggio, per quanto drammatici, potrebbero rivelarsi la meta meno rilevante dello shock di mercato. Il comportamento dei futures europei sul gas naturale è stato, per qualsiasi misura, più allarmante.
Il Title Transfer Facility — l’hub TTF di Amsterdam che funge da benchmark per i prezzi europei del gas — era scambiato intorno a 31-32 euro per megawattora alla fine di febbraio, prossimo ai livelli più bassi dall’invasione russa dell’Ucraina nel 2022. Nel giro di poche ore dagli attacchi sull’Iran, il TTF era balzato di oltre il 25% in una singola seduta intraday. Lunedi pomeriggio era scambiato tra 39 e 47 euro per megawattora, a seconda del contratto e dell’ora. Una fonte ha segnalato un picco intraday a 46,91 euro — un guadagno del 50% — prima di un parziale ritracciamento.
Il motivo per cui i prezzi del gas naturale reagiscono con maggiore violenza rispetto al greggio risiede in un unico nome: Qatar. Lo Stato del Golfo è il secondo esportatore mondiale di GNL, responsabile di circa un quinto dell’intera offerta globale. Il 2 marzo QatarEnergy ha annunciato che gli attacchi missilistici iraniani hanno danneggiato due dei suoi impianti a Ras Laffan e ha sospeso la produzione di GNL. Ancora prima di quegli attacchi, le spedizioni di GNL dal Qatar erano già state interrotte per una ragione logistica più semplice: ogni molecola di gas qatariota destinata all’Europa viaggia via mare, e ogni nave che la trasporta deve passare per Hormuz.
Il tempismo è brutalmente inopportuno. L’Europa sta transitando dalla stagione di riscaldamento 2025-2026 alla stagione di iniezione degli stoccaggi di gas — la finestra di sei mesi tra la fine di marzo e ottobre durante la quale i Paesi europei ricostituiscono le riserve sotterranee che fungono da cuscinetto per i consumi invernali. Entrare in quella finestra con una significativa interruzione dell’offerta di GNL, avverte Goldman Sachs, potrebbe lasciare gli stoccaggi europei a livelli pericolosamente bassi in vista dell’inverno 2026-2027. Il continente non ha risolto la propria vulnerabilità energetica; l’ha semplicemente spostata, sostituendo la dipendenza dal gas russo via gasdotto con la dipendenza dal GNL — e il GNL per l’Europa significa, in misura significativa, Qatar.
Italia: la vulnerabilità strutturale
Nessuna grande economia europea è più esposta a questo insieme di circostanze dell’Italia.
I numeri che definiscono la posizione energetica italiana non sono nuovi — sono stati documentati durante la crisi ucraina e il suo strascico — ma acquistano nuova urgenza nel contesto attuale. L’Italia importa circa il 90% del gas naturale e il 95% dei prodotti petroliferi che consuma. Genera quasi il 44% della propria elettricità da centrali alimentate a gas — una quota quasi tre volte superiore alla media europea, che è rimasta ostinatamente elevata anche mentre altri Paesi acceleravano lo sviluppo delle rinnovabili. Quando il TTF si muove, i prezzi dell’elettricità italiana si muovono in modo quasi sincrono. L’indice PUN — il Prezzo Unico Nazionale di riferimento per il mercato elettrico all’ingrosso italiano — aveva già superato i 150 euro per megawattora nelle sedute più acute del 2 marzo.
Dopo il trauma del 2022, l’Italia ha compiuto significativi passi verso la diversificazione. I governi Draghi e Meloni hanno entrambi privilegiato percorsi di approvvigionamento alternativi: l’Algeria ha sostituito gran parte del gas russo via gasdotto attraverso il TransMed, e sono stati siglati nuovi accordi di fornitura con Azerbaijan, Libia e Norvegia. Due nuove unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione — la Golar Tundra ormeggiata a Piombino e la Neptune al largo di Ravenna — hanno ampliato la capacità italiana di importazione di GNL. Gli Stati Uniti sono diventati un fornitore rilevante di GNL. Si tratta di risultati reali.
Ma la diversificazione, a quanto pare, non elimina la vulnerabilità strutturale. La sposta. La nuova architettura energetica italiana è fortemente orientata verso l’Algeria e, per la componente GNL, verso il Qatar. L’Algeria ha la propria geopolitica complessa. E il gas qatariota, come già rilevato, può raggiungere l’Europa solo attraverso Hormuz. Il sistema energetico italiano, ha semplicemente scambiato un collo di bottiglia con un altro.
L’Italia si trova anche a fare i conti con quello che i trader chiamano il problema dello spread PSV. Il Punto di Scambio Virtuale — l’hub italiano di trading del gas — ha storicamente scambiato a un premio rispetto al TTF, riflettendo i costi cumulati di trasporto e tariffazione che il gas accumula attraversando più confini nazionali (un fenomeno chiamato pancaking). Questo ricarico strutturale significa che quando il TTF subisce uno spike, i prezzi italiani spesso subiscono uno spike ancora maggiore. Il Decreto Bollette firmato dal governo Meloni il 21 febbraio 2026 — appena una settimana prima degli attacchi — includeva un meccanismo da 200 milioni di euro per allineare più strettamente il PSV al TTF. L’ironia è pungente: il decreto era stato concepito per un mercato in graduale discesa. Si trova ora ad affrontare un’emergenza di tutt’altro ordine di grandezza.
Lo shock sui prezzi dell’energia non si ferma alle bollette domestiche. Si propaga attraverso il sistema industriale italiano come una corrente in un trasformatore — amplificandosi ad ogni stadio della catena del valore, e giungendo ai settori più energivori con la forza maggiore.
L’economia manifatturiera italiana è, per gli standard europei, insolitamente esposta. Il tessuto produttivo italiano orientato all’export — acciaio, ceramica, vetro, chimica, carta, agroalimentare, componentistica automotive — si concentra nella Pianura Padana e nelle regioni del centro in una geografia produttiva che l’Economist ha definito la Terza Italia. Questi settori consumano energia in modo intensivo. Per la siderurgia, il gas naturale è contemporaneamente combustibile di processo e materia prima diretta; anche un modesto aumento di pochi euro per megawattora sul TTF può far salire l’incidenza dell’energia sui costi di produzione di diversi punti percentuali. Per i distretti della ceramica intorno a Sassuolo — dove l’Emilia-Romagna produce circa un terzo dell’intera produzione ceramica europea — il gas rappresenta la voce di costo più rilevante. Per il settore chimico la situazione è ancora più critica: il gas naturale è contemporaneamente combustibile e materia prima.
Il delegato di Confindustria per l’Energia Aurelio Regina ha rilasciato il 2 marzo una dichiarazione in cui avverte di una elevata volatilità dei prezzi fino alla risoluzione delle tensioni, chiedendo alle istituzioni UE di mettere al centro la sicurezza degli approvvigionamenti e la competitività industriale. Un’impresa stima che un rincaro del 20% sui costi energetici aggiunge oltre 10 miliardi di euro all’anno alla base dei costi dell’industria italiana — di cui 6 miliardi imputabili al solo gas. Per le PMI manifatturiere di medie dimensioni, l’ordine di grandezza e di circa 6.000 euro di costi energetici aggiuntivi per trimestre. Per i settori energivori, il costo della materia prima potrebbe aumentare del 20% rispetto ai livelli di un anno fa.
Gli scenari elaborati dal Centro Studi di Conflavoro sono i più allarmanti finora pubblicati. L’analisi ipotizza un impatto aggregato potenziale fino a 33 miliardi di euro sull’economia italiana nell’arco di sei mesi in uno scenario di chiusura prolungata dello Stretto — equivalente a circa l’1,5% del PIL. Il settore manifatturiero, più esposto, potrebbe subire una contrazione del 3,5%. La produzione nei comparti energivori potrebbe calare fino al 20%. L’organizzazione stima che 200.000 posti di lavoro siano a rischio, con sette-otto milioni di ore di Cassa Integrazione Guadagni come esito plausibile. Si tratta di proiezioni di scenario peggiore, che dipendono da ipotesi sulla durata del conflitto che nessuno è in grado di formulare con certezza. Ma non sono implausibili.
Il meccanismo di trasmissione dai prezzi dell’energia alla produzione industriale segue una logica familiare. I costi energetici che non possono essere trasferiti ai clienti finali comprimono i margini e riducono la competitività sui mercati internazionali. Le imprese che non riescono ad assorbire lo shock riducono la produzione. In alcuni casi, la produzione viene delocalizzata verso Paesi con costi energetici più favorevoli — Turchia, India, alcune aree del Sud-Est asiatico — in decisioni che nel breve periodo possono essere temporanee ma nel medio periodo rischiano di diventare strutturalmente permanenti. Il rischio di deindustrializzazione che aveva dominato il dibattito economico italiano durante la crisi energetica del 2022-2023 non è scomparso. È tornato, con artigli più affilati.
Lo shock macroeconomico raggiunge i consumatori attraverso due canali simultanei: il prezzo dei carburanti alla pompa e le bollette energetiche.
Alla pompa di benzina, l’impatto è immediato e visibile. I prezzi del carburante self-service avevano già iniziato a salire sopra 1,80 euro al litro nelle ore successive agli attacchi, con il gasolio che superava 1,65 euro. La struttura delle accise italiane — tra le più alte d’Europa, gravata da sovraimposte storiche che risalgono in alcuni casi all’epoca della ricostruzione postbellica — significa che ogni aumento dei costi del greggio sottostante viene amplificato alla pompa. Una famiglia con due rifornimenti mensili affronta un costo annuo aggiuntivo stimato tra 300 e 400 euro rispetto ai livelli di febbraio 2026, secondo le analisi di settore. Le flotte aziendali di 50 veicoli devono fare i conti con costi incrementali di carburante tra 200.000 e 300.000 euro annui.
L’impatto sulla bolletta del gas e dell’elettricità è più complesso e si sviluppa su un orizzonte temporale più lungo. I contratti indicizzati ai prezzi spot — che rappresentano una quota rilevante della fornitura commerciale e parte di quella retail italiana — inizieranno a riflettere i costi all’ingrosso più elevati nel giro di settimane. Il Codacons ha avvertito che le bollette potrebbero aumentare del 30-40% in uno scenario di disruption prolungata. L’associazione degli Utility manager Assium ha elaborato tre scenari di impatto sulle famiglie: un aumento del 10% su gas ed elettricità costerebbe a una famiglia media 207 euro all’anno; un rincaro del 20% sul gas e del 15 sull’elettricità costerebbe 378 euro; un aumento del 30% sul gas e del 25 sull’elettricità — lo scenario verso cui la traiettoria attuale dei mercati si sta avvicinando — aggiungerebbe 585 euro annui.
Le implicazioni inflazionistiche si estendono ben oltre le bollette energetiche dirette. La struttura industriale italiana fa si che i costi energetici siano incorporati nel prezzo di quasi ogni bene manifatturiero nazionale. I costi di trasporto aumenteranno al crescere dei prezzi del gasolio, aggiungendo supplementi carburante attraverso le reti di autotrasporto. I prezzi alimentari — già sensibili ai costi dei fertilizzanti (derivati dal gas naturale) e alla logistica della catena del freddo — subiscono nuove pressioni. La stima di Conflavoro di un’inflazione alimentare dell’8% e di una perdita di potere d’acquisto di 100 euro al mese per le famiglie tra energia e alimentari si configurerebbe, qualora si realizzasse, come un vero e proprio episodio stagflazionistico: aumenti dei prezzi in concomitanza con un rallentamento dell’attività industriale.
La BCE si trova di fronte al proprio dilemma. Uno shock energetico prolungato dal lato dell’offerta di questa natura — come nel 2022 — e contemporaneamente inflazionistico e recessivo. Alzare i tassi per combattere l’inflazione rischia di approfondire la recessione industriale; mantenere i tassi accomoda pressioni sui prezzi che, nel caso italiano, ricadono con particolare forza su famiglie a reddito fisso e piccole imprese che operano già con margini risicati. Non esiste una risposta di policy pulita.
Analisti e trader lavorano, al momento della stesura di questo articolo, con tre scenari principali che differiscono essenzialmente in una sola variabile: per quanto tempo lo Stretto di Hormuz rimarrà effettivamente chiuso al traffico commerciale.
Nello scenario di breve durata — una chiusura di una o due settimane, seguita da una de-escalation negoziale o dalla neutralizzazione della capacità marittima iraniana — la maggior parte degli analisti si attende un rintracciamento sostanziale dei prezzi dell’energia dai livelli attuali. L’OPEC+ ha già annunciato un aumento della produzione di 206.000 barili al giorno a partire da aprile, con l’intento di segnalare la capacita di compensare parzialmente i flussi del Golfo interrotti. Gli Stati Uniti, il maggiore produttore mondiale di petrolio e GNL, beneficiano economicamente di prezzi più alti e hanno interesse a tranquillizzare i mercati. JPMorgan Chase, in una nota del 1 marzo, ha identificato quattro fattori determinanti: l’entità della disruption dell’offerta, la sua durata, la possibilità di attivare forniture alternative e la risoluzione politica. In uno scenario di breve durata, tutti e quattro i fattori potrebbero stabilizzarsi relativamente in fretta.
Nello scenario di media durata — una chiusura che si protrae per quattro-sei settimane, grossomodo allineata con la tempistica di guerra dichiarata da Trump — il quadro si oscura considerevolmente. La sospensione del GNL qatariota continua. La stagione di iniezione degli stoccaggi europei subisce un’interruzione significativa. Il Brent si avvicina o supera i 100 dollari al barile. Goldman Sachs stima che una disruption di un mese potrebbe raddoppiare i prezzi europei del gas dai livelli attuali, spingendo il TTF oltre gli 80 euro per megawattora. Francisco Blanch di Bank of America ha collocato il Brent al di sopra di 100 dollari e il gas europeo al di sopra di 60 euro per megawattora in uno scenario di risposta iraniana intransigente — condizioni che, se si materializzassero, costituirebbero uno shock energetico paragonabile per intensità ai momenti peggiori della crisi del 2022.
Nello scenario severo — un conflitto prolungato di due mesi o più, con danni significativi alle infrastrutture energetiche del Golfo — Goldman Sachs ipotizza che i prezzi del gas possano superare i 100 euro per megawattora, una soglia a cui, storicamente, la domanda industriale europea subisce quella che gli economisti chiamano demand destruction: le imprese smettono di acquistare gas non perché i prezzi siano diminuiti ma perché sono saliti oltre il livello a cui la produzione è economicamente sostenibile. È utile ricordare che quando questo è avvenuto in Europa nel 2022, la produzione industriale italiana è calata bruscamente nel terzo e quarto trimestre di quell’anno. L’Italia non si è strutturalmente immunizzata da una recidiva.
L’Italia non è indifesa. Gli anni successivi al 2022 hanno prodotto investimenti infrastrutturali reali e una diversificazione delle forniture. Il Paese è entrato in questa crisi con livelli di stoccaggio gas a circa il 35% della capacità — inferiori all’ideale per l’inizio della stagione di iniezione, ma non catastroficamente inutilizzabili Le nuove unità di rigassificazione galleggianti a Piombino e Ravenna offrono capacità alternativa di importazione GNL per carichi che possono essere reindirizzati da produttori atlantici o americani non interessati dalla chiusura di Hormuz. Eni e Snam dispongono di protocolli di approvvigionamento di emergenza. Il governo ha l’autorità, in base alla normativa vigente, di ordinare la riduzione della domanda industriale nei settori non strategici qualora la pressione sull’offerta diventi critica.
Ma questi strumenti hanno limiti che sono strutturali, non meramente amministrativi. La nuova capacità di rigassificazione aumenta la capacità italiana di ricevere GNL, ma non crea il GNL dal nulla. La produzione americana di GNL atlantico, pur in crescita, non può essere reindirizzata verso l’Europa indefinitamente senza effetti sui prezzi che si ripercuotono a livello globale. Il gasdotto transmediterraneo algerino opera vicino alla capacità massima in condizioni normali. Il gas norvegese, fondamentale per l’Europa settentrionale, offre meno sollievo alle reti di distribuzione dell’Italia meridionale rispetto a quelle tedesche o olandesi.
Anche lo spazio fiscale per il sostegno energetico di emergenza è limitato. Il Decreto Bollette del 21 febbraio — un pacchetto da 200 milioni di euro di protezioni per le famiglie e misure di allineamento del PSV — era calibrato sul mercato di fine febbraio 2026, non su quello di inizio marzo. Estendere un sostegno significativo all’intera platea di famiglie con contratti a prezzo variabile, proteggendo al contempo la competitività industriale dei settori energivori, richiederebbe un intervento fiscale di un ordine di grandezza superiore. Con il debito pubblico italiano al di sopra del 135% del PIL e le regole fiscali europee in piena vigenza, quello spazio non è liberamente disponibile.
La Confindustria ha articolato chiaramente la posizione dell’industria: l’Unione Europea deve trattare la sicurezza energetica e la competitività industriale come inseparabili, evitando di sovrapporre ulteriori oneri regolatori — tra cui la prossima carbon tax ETS2, prevista per estendersi a edifici e trasporti dal 2027 — su un sistema già sotto stress acuto. La richiesta riflette una tensione reale al cuore della politica energetica europea. La transizione verde richiede prezzi più alti del carbonio per stimolare gli investimenti in energia pulita. Ma prezzi del carbonio più alti, in concomitanza con uno spike del gas da offerta, potrebbero rivelarsi fatali per i settori che non hanno ancora completato quella transizione e non dispongono di alternative immediate.
Dietro tutta l’analisi degli scenari e la pianificazione delle risposte di emergenza, si cela una domanda che la crisi attuale non ha creato ma ha reso impossibile rinviare: se la vulnerabilità energetica italiana sia ciclica o strutturale, e se qualcosa di quanto fatto negli ultimi quattro anni l’abbia davvero ridotta.
La risposta onesta è mista. L’Italia ha ridotto la propria dipendenza dalla Russia, che era la vulnerabilità specifica emersa nel 2022. Ha aumentato la capacità di importazione del GNL, diversificato le rotte di approvvigionamento e investito in modo significativo nelle rinnovabili. Si tratta di risultati reali. Ma così facendo, ha spostato la dipendenza dai gasdotti russi alla spedizione di GNL — e la spedizione di GNL, come si è visto, passa per Hormuz. Il Paese genera il 44% della propria elettricità dal gas, in un mercato in cui ogni grande economia europea concorrente ha abbassato significativamente quella quota. I distretti industriali del Nord restano strutturati attorno a una produzione ad alta intensità energetica che nessuna politica di medio periodo ha fondamentalmente modificato.
“L’economia italiana riceve, ancora una volta, la conferma che la propria vulnerabilità energetica è strutturale” — è scritto in un’analisi a cura dell’Università Bocconi di Milano in una nota del 2 marzo. “Abbiamo cambiato i fornitori. Non abbiamo cambiato le dimensioni della ferita”. La crisi nel Golfo non ha creato questa condizione strutturale. L’ha semplicemente resa di nuovo visibile, nel momento peggiore possibile — mentre la primavera europea arriva, la stagione di iniezione degli stoccaggi inizia, e un conflitto armato di durata incerta tiene effettivamente chiuso il più importante collo di bottiglia energetico del mondo.