Ultimamente Wall Street ha avvertito che i mercati petroliferi potrebbero presto trovarsi ad affrontare un surplus, esercitando ulteriore pressione sui prezzi del petrolio già depressi.

Per la precisione, Goldman Sachs ha previsto che i mercati petroliferi potrebbero registrare un eccesso di offerta pari a 1,9 milioni di barili al giorno nel 2026, a causa della riduzione dei tagli alla produzione da parte dell’OPEC+ e dell’aumento della produzione nelle Americhe. Wall Street prevede ora che i prezzi del petrolio scenderanno a 50 dollari al barile il prossimo anno, aggravando ulteriormente il calo di 15 dollari al barile registrato nell’anno in corso.

E ora gli esperti dicono agli ottimisti del settore energetico di aspettarsi ulteriori difficoltà, con i mercati del GNL destinati a un eccesso di offerta nei prossimi anni. Patrick Pouyanné, CEO di TotalEnergies, ha messo in guardia da un imminente eccesso di offerta di GNL negli Stati Uniti, poco dopo che la NextDecade Corp., con sede in Texas, ha annunciato di aver preso una decisione definitiva di investimento (FID) positiva sulla linea 4 del suo impianto di liquefazione di GNL di Rio Grande, con una capacità totale prevista di 48 milioni di tonnellate all’anno (mpta).

Pouyanné sostiene che gli Stati Uniti stiano costruendo troppi impianti di GNL, il che potrebbe innescare un eccesso di offerta di lunga durata se i progetti entrassero in funzione come previsto. La preoccupazione di Pouyanné potrebbe essere fondata. Il treno 4 di Rio Grande ha una capacità di produzione di GNL di circa 6 mpta (Million Tonnes Per Annum, milioni di tonnellate annue), portando la capacità totale dell’impianto in costruzione a 24 mpta. Nel frattempo, NextDecade ha rivelato che il treno 5 sta per ottenere una decisione finale di investimento positiva, mentre i treni 6-8 sono attualmente in fase di sviluppo e di autorizzazione. I costi del progetto per il treno 4 dovrebbero ammontare a circa 6,7 miliardi di dollari, finanziati per il 40% con capitale proprio e per il 60% con debito. TotalEnergies detiene una partecipazione del 10% in Rio Grande LNG.

Rio Grande LNG

È interessante notare che le azioni di NextDecade hanno subito un crollo del 18,6% dopo la diffusione della notizia. Ciò può essere in gran parte attribuito alla prevista diluizione delle azioni associata allo sviluppo di Rio Grande LNG, nonché al forte aumento del debito. Evidentemente gli analisti non ritengono che l’investimento sarà profittevole in caso di riduzione del prezzo.  Attualmente, NextDecade ha una capitalizzazione di mercato di 2,1 miliardi di dollari e un debito a lungo termine di 2,5 miliardi di dollari.

Gli azionisti di NextDecade potrebbero anche condividere i timori di Pouyanné riguardo all’eccesso di offerta: in precedenza, abbiamo riportato che Venture Global ha avviato la produzione di GNL nel suo impianto di Plaquemines LNG nel dicembre 2024. La produzione è iniziata solo 30 mesi dopo la decisione finale di investimento (FID), rendendo l’impianto con una capacità nominale di 20 mtpa uno dei due progetti greenfield più veloci a raggiungere la prima produzione. Una volta a regime, Plaquemines sarà uno dei più grandi impianti di GNL al mondo, con 36 treni di liquefazione elettrici da 0,626 milioni di tonnellate all’anno (mtpa), configurati in diciotto blocchi.

L’impianto Plaquemines in costruzione

“Raggiungere la prima produzione di GNL a Plaquemines a questo ritmo consentirà agli Stati Uniti di rimanere il primo esportatore mondiale di GNL. Tra gli impianti attuali e quelli in programma, Venture Global è pronta a investire 50 miliardi di dollari in progetti energetici con sede negli Stati Uniti che creeranno posti di lavoro, sosterranno le economie locali, rafforzeranno la bilancia commerciale e libereranno la fornitura di GNL statunitense tanto necessaria ai nostri alleati”, ha commentato Mike Sabel, CEO e co-fondatore di Venture Global. Venture Global ha completato la sua offerta pubblica iniziale (IPO) il 24 gennaio 2025, raccogliendo 1,75 miliardi di dollari con la vendita di 70 milioni di azioni al prezzo di 25 dollari ciascuna, che hanno valutato la società circa 60,5 miliardi di dollari al momento della quotazione. Tuttavia, le azioni hanno subito un calo di quasi il 50% dall’IPO.

A gennaio, Cheniere Energy) ha iniziato a produrre GNL dalla prima linea del suo progetto di liquefazione Corpus Christi Stage 3. Il progetto consiste in sette treni di medie dimensioni, che dovrebbero produrre oltre 10 milioni di tonnellate all’anno (mtpa) di GNL.

Detto questo, l’Europa difficilmente si lamenterà del diluvio di GNL americano.

Negli ultimi due anni, l’Europa ha vissuto estati stressanti, cercando affannosamente di riempire i depositi di gas esauriti prima della stagione invernale. L’Europa ha ridotto in modo significativo le importazioni di gas russo tramite gasdotto, passando da oltre il 40% nel 2021 a circa l’11% nel 2024. Ciò ha costretto il continente a costruire nuove catene di approvvigionamento del gas, con la Norvegia e gli Stati Uniti che hanno sostituito il gas russo. Tuttavia, gli esperti prevedono che le difficoltà dell’Europa in materia di gas siano probabilmente finite grazie al boom in corso del GNL. Le prospettive a lungo termine per il gas naturale in Europa sono positive, con la capacità globale di GNL destinata ad aumentare a 649 miliardi di metri cubi nel 2026 dai 550 miliardi di metri cubi dello scorso anno, prima di raggiungere gli 890 miliardi di metri cubi nel 2030. La crescita è trainata principalmente dagli Stati Uniti, con le esportazioni di gas in aumento del 22% su base annua nei primi sette mesi del 2025, raggiungendo gli 83 miliardi di metri cubi.

Il problema è che questi impianti non sono i soli in completamento nel mondo. Questi qui elencati sono solo i primi cinque impianti attualmente in costruzione nel mondo:

L’offerta globale di GNL dovrebbe eguagliare la domanda nell’anno in corso, prima che i mercati passino a un surplus di 50 miliardi di metri cubi nel 2026 e fino a 200 miliardi di metri cubi nel 2030. Il rischio, o l’opportunità,. è quella di un crollo dei prezzi del gas naturale liquefatto che si presenta come la fonte energetica del futuro prossimo.

Plaquemines quando sarà finito

Domande e Risposte

1) Qual è il fulcro della notizia e perché è rilevante ora?

Il fulcro della notizia è l’imminente e massiccio eccesso di offerta globale di Gas Naturale Liquefatto (GNL), previsto a partire dal 2026. La rilevanza attuale deriva dal fatto che, dopo due anni di crisi energetica e prezzi record scatenati dal conflitto in Ucraina, lo scenario si sta completamente ribaltando. Le decisioni di investimento prese durante la crisi per aumentare la produzione, soprattutto negli USA e in Qatar, stanno ora portando i loro frutti, creando una potenziale “inondazione” di gas che eserciterà una forte pressione al ribasso sui prezzi a livello mondiale.

2) Qual è l’importanza strategica di questo cambiamento per l’Europa?

Per l’Europa, questo cambiamento ha un’importanza strategica fondamentale. Significa il passaggio da una condizione di vulnerabilità e dipendenza, principalmente dal gas russo via gasdotto, a una di sicurezza e potere contrattuale. Con un’abbondanza di GNL disponibile sul mercato globale, l’Europa non dovrà più competere ferocemente per le forniture. Questo si traduce in bollette più basse per cittadini e imprese, un’inflazione più controllata e un vantaggio competitivo per la sua industria manifatturiera, che è stata gravemente danneggiata dagli alti costi energetici degli ultimi anni.

3) Quali sono le possibili ricadute negative di questo surplus di GNL?

Le principali ricadute negative colpiranno i produttori di GNL stessi. Le aziende che hanno contratto ingenti debiti per finanziare nuovi impianti, scommettendo su prezzi persistentemente alti, potrebbero trovarsi in difficoltà finanziarie a causa del crollo dei ricavi. Inoltre, un prezzo del gas estremamente basso potrebbe rallentare la transizione verso le energie rinnovabili, rendendo il gas naturale un’alternativa economicamente più attraente nel breve-medio termine. Infine, per i paesi la cui economia dipende fortemente dalle esportazioni di idrocarburi, un crollo prolungato dei prezzi potrebbe causare serie difficoltà di bilancio.

https://scenarieconomici.it/la-tempesta-perfetta-sul-gas-un-diluvio-di-gnl-sta-per-travolgere-i-mercati-e-i-prezzi/

Il Testo Unico FER, a lungo criticato perché più ostacolo che motore della transizione energetica, è stato finalmente rivisto. Nato per raccogliere in un unico corpus normativo tutta la disciplina sulle fonti rinnovabili, da più di un anno a questa parte, aveva invece generato incertezze e rallentamenti, soprattutto sui fronti autorizzativi: dai titoli edilizi agli espropri per opere connesse, dai progetti di revamping e repowering agli impianti agrivoltaici, fino alla Piattaforma SUER e alla tanto discussa Autorizzazione Unica.

Le modifiche apportate

Ora il Consiglio dei Ministri, su proposta del Presidente Giorgia Meloni, insieme ai ministri Zangrillo, Casellati e Pichetto Fratin, ha approvato in via preliminare un decreto legislativo che integra e corregge il D.Lgs. 190/2024.

Il nuovo impianto punta a semplificare le procedure, eliminare zone d’ombra normative e centrare gli obiettivi del PNRR. Tra le novità vi sono l’estensione delle regole anche agli impianti di accumulo, la rimozione di ambiguità in materia edilizia, nuove definizioni più puntuali, tempi più rapidi per le autorizzazioni e un meccanismo di risoluzione extragiudiziale delle controversie. Il tutto senza costi aggiuntivi per la finanza pubblica.

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“Questo correttivo – spiega il Ministro Gilberto Pichetto – rappresenta un passaggio fondamentale per dare ancora più sprint alle rinnovabili, rimuovendo gli ostacoli che finora ne hanno condizionato lo sviluppo. È un intervento, frutto del lavoro congiunto con i colleghi Casellati e Zangrillo, che presta ascolto al settore e consolida il nostro percorso per centrare gli obiettivi ambientali ed energetici” conclude.

“Con questo correttivo abbiamo voluto dare un’altra risposta concreta al Paese: meno burocrazia, più efficienza, più energia pulita. È una riforma che semplifica le regole e accelera i processi. Perché la transizione ecologica sia un’opportunità di crescita e competitività per l’Italia e non un freno per le imprese” ha dichiarato il ministro per le riforme istituzionali, Elisabetta Casellati.

“Si tratta di un passaggio significativo per ridurre il peso della burocrazia in un settore così strategico come quello delle energie rinnovabili. Grazie al lavoro svolto con i colleghi Pichetto e Casellati abbiamo notevolmente semplificato le procedure per le imprese del settore e per le amministrazioni coinvolte. L’intervento è da considerare nel più ampio contesto delle semplificazioni amministrative, che vede il Dipartimento della funzione pubblica in linea con gli obiettivi fissati dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza” sottolinea il Ministro per la pubblica amministrazione, Paolo Zangrillo.

In concreto, le modifiche mirano a:

• accelerare l’iter autorizzativo per gli impianti rinnovabili;
• introdurre definizioni chiare di concetti chiave come “infrastrutture indispensabili” e “revisione della potenza”;
• razionalizzare le procedure in presenza di vincoli paesaggistici o culturali;
• rivedere i tempi di ripristino dei luoghi a carico dei gestori;
• ridurre drasticamente i tempi della “autorizzazione unica” (da 120 a 40 giorni per alcuni interventi);
• istituire un punto di contatto unico a livello comunale.

Principali novità articolo per articolo

Articolo 1 (impianti di accumulo)
Il decreto chiarisce in maniera definitiva che le disposizioni del D.Lgs. 190/2024 si applicano anche agli impianti di accumulo, un settore sempre più centrale per garantire stabilità e flessibilità alla rete elettrica. Spariscono inoltre i generici richiami al D.P.R. 380/2001 in materia edilizia, che avevano creato interpretazioni contrastanti e aggravato gli oneri per operatori e amministrazioni. Al loro posto entrano regole puntuali, calibrate su ciascun regime autorizzativo, così da rendere più lineari e trasparenti i percorsi amministrativi.

Articolo 2 (aree idonee)
Viene chiarito che la disciplina che consente deroghe al principio di interesse pubblico non trova applicazione nelle aree ritenute idonee o nelle cosiddette zone di accelerazione. In altre parole, proprio laddove il legislatore intende favorire l’insediamento rapido degli impianti, non sarà possibile invocare tale principio come eccezione, evitando possibili abusi o rallentamenti.

Articolo 3 (avvio dei lavori)
Le definizioni vengono riviste e rese più coerenti con la normativa europea e con la decretazione secondaria. È il caso della nozione di “avvio della realizzazione degli interventi”, riallineata agli orientamenti UE sugli aiuti di Stato. La “piattaforma SUER” viene temporaneamente soppressa in questo articolo, per essere meglio disciplinata nel successivo. Viene inoltre ridefinito l’“impianto ibrido” e si introducono nuovi concetti – come “interventi edilizi”, “opere connesse”, “infrastrutture indispensabili” e “revisione della potenza” – che vanno a colmare vuoti interpretativi spesso fonte di contenzioso.

Articolo 4 (Piattaforma SUER)
Qui la Piattaforma unica digitale per impianti a fonti rinnovabili (SUER) trova finalmente una collocazione organica. Il decreto specifica che sarà il proponente, e non i gestori di rete, a trasmettere i modelli unici per l’attività libera. Una precisazione importante, perché distribuisce con maggiore chiarezza le responsabilità. I costi di creazione e gestione della piattaforma restano coperti da fondi già stanziati, quindi senza nuovi oneri pubblici.

Articolo 5 (effetto cumulo)
Le regioni ricevono indicazioni più precise sul tema dell’“effetto cumulo”, cioè sul coordinamento tra più interventi che insistono sul medesimo territorio. Inoltre, i proponenti saranno obbligati a prevedere sistemi di smaltimento delle acque meteoriche per evitare fenomeni di erosione del suolo, misura che risponde a esigenze ambientali e di sicurezza idrogeologica.

Articolo 6 (attività libera)
Il testo mette ordine nelle regole per gli interventi in regime di attività libera. Viene stabilito che, oltre a rispettare le normative edilizie, dovranno rispettare anche le norme tecniche per le costruzioni. Nelle aree idonee e nelle zone di accelerazione, la compatibilità urbanistica ed edilizia sarà data per implicita, riducendo così un passaggio burocratico. Allo stesso tempo, si ribadisce che gli interventi su beni vincolati o in aree particolarmente delicate restano soggetti a procedura abilitativa semplificata (PAS). Novità rilevante: più tempo a disposizione per presentare integrazioni o chiarimenti nei procedimenti di autorizzazione paesaggistica.

Articolo 7 (PAS)
Il Comune diventa il vero punto di riferimento del procedimento: quello in cui si trova la parte più consistente dell’impianto assume la regia, semplificando i rapporti con più enti. Si riduce inoltre la soglia minima delle compensazioni ai Comuni (dal 0,5% al 3% del valore della produzione attesa nei primi cinque anni), un aggiustamento che tiene conto della diversa incidenza delle varie tecnologie sul territorio. Vengono introdotti tempi certi per gli espropri (un anno dal perfezionamento della PAS), l’estensione della durata del titolo abilitativo da uno a due anni, e l’obbligo di acquisire il titolo edilizio prima della presentazione di progetti più complessi. Tutto questo con l’obiettivo di dare certezze agli operatori senza lasciare zone grigie.

Articolo 8 (Autorizzazione Unica)
Le modifiche puntano al coordinamento con la normativa edilizia e a una maggiore chiarezza nei rapporti tra competenze regionali e statali. Si amplia la documentazione accettata come prova della disponibilità delle aree (ad esempio, accordi negoziali vincolanti) e si estende l’obbligo di valutazione d’incidenza ambientale. Viene triplicato il tempo a disposizione del proponente per fornire integrazioni documentali (da 30 a 90 giorni). Inoltre, si introduce l’obbligo di prestare garanzie finanziarie per il ripristino dei luoghi e vengono fissati limiti chiari alle compensazioni ambientali e territoriali, eliminando la precedente vaghezza.

Articolo 9 (nuovo 9-bis)
Si introduce una corsia preferenziale per alcune tipologie di interventi, come gli impianti geotermoelettrici sotto i 50 MW, per i quali la valutazione ambientale sarà circoscritta agli effetti dell’aumento di potenza. Un modo per accelerare progetti che hanno un impatto ridotto ma che possono dare un contributo significativo alla transizione energetica.

Articolo 10 (sostenibilità economico-finanziaria dei progetti)
Scompare l’obbligo per l’ente concedente di valutare preventivamente la sostenibilità economico-finanziaria dei progetti, che in passato aveva rappresentato un ostacolo. Gli oneri diventano esigibili solo quando il titolo abilitativo o autorizzatorio è definitivo, cioè dopo la scadenza dei termini per eventuali ricorsi.

Articolo 12 (nuovo 12-bis)
Nasce una disciplina dedicata alla risoluzione extragiudiziale delle controversie. ARERA sarà chiamata a definire meccanismi di mediazione gestiti da Acquirente Unico S.p.A., con l’obiettivo di ridurre i tempi e i costi del contenzioso. I costi di questo servizio saranno coperti da un fondo già esistente, evitando impatti sulla spesa pubblica.

Articolo 13 (fotovoltaico)
Il campo della valutazione di impatto ambientale viene ampliato: per esempio, gli impianti fotovoltaici sopra i 25 MW saranno sottoposti a verifica statale anche nelle zone di accelerazione, mentre la competenza regionale/provinciale si estende a quelli oltre i 12 MW. Crescono anche le soglie di potenza e profondità per le sonde geotermiche a circuito chiuso.

Articoli 15, 16, 17 e 18
Infine, sono stati aggiornati gli allegati del D.Lgs. 190/2024, che elencano gli interventi ammessi ai diversi regimi: attività libera (Allegato A), PAS (Allegato B) e Autorizzazione Unica (Allegato C). Viene anche rivisto l’elenco delle norme abrogate (Allegato D), così da rendere l’impianto normativo più coerente e lineare.

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Dopo mesi di incertezze e di oscillazioni, i prezzi all’ingrosso di luce e gas mostrano una certa stabilità. In vista del periodo autunnale e poi dell’inverno, questo è un buon momento per valutare un cambio di fornitore luce e gas.

A causa dell’aumento della domanda di energia elettrica e di gas, infatti, i prezzi negli ultimi mesi dell’anno tendono abitualmente ad aumentare.

Confrontando le migliori offerte luce e gas con un comparatore come quello di SOStariffe.it si possono controllare rapidamente le tariffe più basse degli operatori partner attivi nel mercato libero.

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Prezzi di luce e gas in lieve calo

Durante l’anno i prezzi all’ingrosso di energia elettrica e gas in Italia hanno avuto un andamento altalenante, alternando periodi di stabilità e di maggiore variabilità. I mesi estivi non hanno fatto registrare grossi scossoni nei prezzi, anche se nelle ultime settimane il trend appare leggermente in discesa.

Sul mercato elettrico il PUN (il Prezzo Unico Nazionale) di agosto è in flessione di poco meno del 4% rispetto al valore di luglio. È in calo anche il prezzo del gas, con l’IG Index che per la prima volta durante l’anno è sceso sotto ai 36 €/MWh.

Nel mese di agosto il PUN medio è stato di 108,79 €/MWh. Questo livello è più alto rispetto al valore minimo toccato a maggio (sotto ai 100 €/MWh), ma anche dal picco di inizio anno (a febbraio il PUN ha raggiunto quota 150 €/MWh).

Sul mercato del gas i prezzi all’ingrosso sono invece al livello minimo dell’anno: a luglio e ad agosto il PSV si è mantenuto di poco sotto ai 40 €/Smc, ben lontano dal record di oltre 56 €/Smc di febbraio.

Le dinamiche di formazione e di variazione dei prezzi di elettricità e gas in Italia sono interconnesse, a causa del funzionamento del mercato e del meccanismo di contrattazione della borsa elettrica italiana. Bisogna poi considerare che gran parte dell’elettricità viene prodotta impiegando il gas ed eventuali rialzi di quest’ultimo si riflettono subito anche sul mercato elettrico.

Come ridurre le bollette con le migliori offerte luce e gas

A influenzare i prezzi dell’elettricità e gas sono tantissimi fattori, non tutti prevedibili con esattezza. Le tensioni geopolitiche, la guerra dei dazi e la dipendenza dalle importazioni di gas, ad esempio, sono elementi che generano una certa incertezza.

La risposta dei prezzi alle variazioni di domanda e offerta, al contrario, può essere definita con più precisione. Il tipico andamento stagionale dei prezzi implica un aumento del costo dell’elettricità e del gas nell’ultima parte dell’anno, in risposta all’incremento della domanda.

Per non farsi cogliere di sorpresa da un probabile aggiustamento all’insù delle tariffe nel corso del terzo e del quarto trimestre si può fare un’analisi delle offerte disponibili sul mercato libero e valutare il risparmio che si otterrebbe scegliendo una nuova offerta.

Attualmente molti fornitori di energia elettrica e gas propongono tariffe con prezzo bloccato anche per 24 mesi. Una soluzione del genere permette di congelare il prezzo della componente energia per tutto il periodo di tempo indicato nel contratto e di non doversi preoccupare di futuri rialzi di PUN e PSV.

Le migliori offerte luce proposte dai partner di SOStariffe.it, al momento, hanno tariffe a prezzo bloccato a partire da 0,10 €/kWh. Per il gas, invece, si parte da 0,37 €/Smc, con diverse soluzioni al di sotto di 0,40 €/Smc e con una durata fino a 24 mesi.

Per ottimizzare la gestione delle bollette si può anche valutare l’attivazione di un’offerta dual fuel, che prevede la fornitura dell’elettricità e del gas da un’unica società. Chi vuole optare per questa soluzione trova offerte a prezzo bloccato che partono da 0,10 €/kWh per l’elettricità e da 0,39 €/Smc per il gas.

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In un mondo sempre più affamato di energia e attraversato da profonde trasformazioni, il gas naturale si conferma un attore chiave della sicurezza energetica. Meno inquinante di carbone e petrolio, pur restando un combustibile fossile, continua a rappresentare un fattore di stabilità in un mix energetico che vede crescere il peso di rinnovabili variabili, nuove tecnologie e imprevisti climatici estremi.

Un anno di transizione

A sottolineare la centralità di questa fonte energetica è il nuovo Global Gas Report 2025, secondo il quale il 2024 ha segnato una fase di assestamento per il mercato globale del gas e del GNL: meno turbolento rispetto agli anni precedenti, ma con dinamiche solide. I numeri parlano chiaro. Lo scorso anno a domanda mondiale ha raggiunto quota 4.122 miliardi di metri cubi, in crescita dell’1,9% rispetto al 2023, spinta soprattutto da Asia e Nord America. A trainare i consumi globali è stata ancora una volta la generazione elettrica, sostenuta anche dalle ondate di calore estive. Parallelamente, l’offerta è salita a 4.090 miliardi di metri cubi, mentre il commercio di GNL ha registrato l’undicesimo anno consecutivo di crescita, toccando 555 miliardi di metri cubi, con Stati Uniti, Qatar e Australia saldamente in testa tra gli esportatori.

Il 2025 e la corsa al gas

Il report evidenzia come nei primi sei mesi del 2025 si sia assistito a una crescita differenziata: Europa e Nord America hanno accelerato rispettivamente del 6,1% e dell’1,5%, mentre l’Asia ha rallentato gli acquisti a causa dei prezzi elevati e della concorrenza europea. Nonostante questo, le stime indicano che entro la fine dell’anno la domanda globale salirà di altri 71 miliardi di metri cubi.

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Cina e India in prima linea

Guardando oltre, la traiettoria è chiara: entro il 2030 la domanda energetica mondiale continuerà a crescere, trainata in particolare da Cina e India, con il Nord America come ulteriore motore. Ma nuove sfide stanno già mettendo sotto pressione i sistemi elettrici globali: le ondate di calore dovute al cambiamento climatico e il boom dei data center legati all’intelligenza artificiale stanno aumentando in modo esponenziale il fabbisogno di energia affidabile e flessibile.

Il ruolo nella transizione energetica

In questo contesto, riporta il documento, il gas naturale rimane la fonte più matura e scalabile per garantire stabilità ai sistemi dominati da rinnovabili variabili come eolico e solare, che soffrono di intermittenza e stagionalità. Le batterie possono bilanciare la produzione nel breve periodo, ma non sono ancora in grado di sostituire il gas nella sicurezza dell’approvvigionamento a lungo termine. In caso di “dunkelflaute” – lunghi periodi senza vento e sole – o di eventi estremi come siccità e ondate di calore, il gas resta un pilastro della generazione elettrica.

Tecnologie e decarbonizzazione

Inoltre, accanto alla sua funzione tradizionale, il gas naturale sta diventando più “verde”. Sono in sviluppo soluzioni per ridurre le emissioni lungo tutta la filiera: dall’elettrificazione dei processi al miglioramento del monitoraggio delle perdite, fino alla cattura e stoccaggio della CO₂ (CCUS), sempre più considerata dai governi uno strumento essenziale per la transizione.

Biometano, idrogeno e nuovi scenari

La sfida passa anche attraverso i gas a basse emissioni. Il biometano, già compatibile con le infrastrutture esistenti, cresce grazie a politiche di sostegno in Europa. Più complessa invece la partita dell’idrogeno e dei suoi derivati, ancora frenati da costi elevati. Intanto il CCUS avanza, con diversi grandi progetti già operativi, anche se resta cruciale semplificare le regole e accelerare gli investimenti.

Una rotta da non perdere

Per garantire sicurezza, resilienza e sostenibilità energetica serviranno investimenti mirati in forniture, infrastrutture e stoccaggi, insieme allo sviluppo di tecnologie low-carbon. In un mondo scosso da crisi geopolitiche e climatiche, il gas naturale si propone non solo come combustibile di transizione, ma come vero pilastro di stabilità per il futuro energetico globale.

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Tra nucleare, nuovi rigassificatori e l’aumento delle importazioni di energia fossile dagli Stati Uniti, sembrava che l’Italia avesse messo in secondo piano le Comunità Energetiche Rinnovabili e la stessa transizione energetica. Quelle che erano state presentate come uno degli strumenti chiave della lotta al cambiamento climatico – le CER, un modello giuridico innovativo che porta l’energia rinnovabile “a km zero” permettendo a cittadini, imprese ed enti locali di beneficiare di vantaggi economici e fiscali dall’autoproduzione – negli ultimi mesi parevano finite nel dimenticatoio.

I nuovi dati del GSE

Ma a sorpresa, il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) ribalta la percezione con nuovi dati. Gli ultimi numeri riportati confermano, infatti, una crescita in forte accelerazione, con oltre 2.000 configurazioni già attive o in fase di attivazione in tutta Italia. A guidare il cambiamento sono Piemonte, Lombardia, Sicilia e Veneto, seguiti a ruota dal resto del Paese, dove si registra una vera e propria impennata.

“Come riportato dalla Piattaforma di monitoraggio del PNIEC  abbiamo superato la soglia delle 2.000 richieste di qualifica CACER, tra Comunità Energetiche Rinnovabili, Gruppi di Autoconsumo Collettivo e Autoconsumatori Individuali a Distanza. Sono quasi 18.000 le utenze coinvolte in tutto il territorio nazionale e il significativo incremento di iniziative che abbiamo registrato dimostra come nel Paese sia cresciuta la consapevolezza dei benefici generati dall’autoconsumo diffuso” ha dichiarato a Key4Biz, Paolo Arrigoni, Presidente del GSE.

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Cosa è cambiato?

Da cosa nasce questa accelerazione, che sembra smentire la lentezza iniziale? In molti hanno spiegato l’avvio incerto con una presunta scarsa consapevolezza “green” della popolazione, trattandosi di un meccanismo che si fonda soprattutto sulla partecipazione dal basso.

Ma basta andare oltre la comoda retorica – pur fondata – sulla tradizionale diffidenza italiana verso le novità, per capire quale sia stato il vero elemento che ha sbloccato il sistema. Le modifiche introdotte con il nuovo Decreto ministeriale che corregge la disciplina degli incentivi, estendendo la platea e semplificando le modalità di accesso, hanno senza dubbio fatto la differenza. Così come ha sicuramente pesato l’accordo tra ANCI, Uncem, GSE e il Ministero dell’Ambiente.

Vi erano vari tasselli mancanti, insomma, capaci di indicare la strada verso una produzione elettrica sempre più decentrata e partecipata. A spiegarcelo è stato, tra gli altri, il senatore Antonio Trevisi, promotore del reddito energetico e di alcune delle misure correttive più rilevanti in materia di CER.

Bollette meno pesanti per famiglie e imprese

“La crescita significativa delle comunità energetiche conferma l’efficacia del lavoro portato avanti con il ministro Pichetto Fratin, anche su mio input” ha commentato il Senatore di Forza Italia.

“Dopo l’introduzione delle nuove regole, in poche settimane le CER sono diventate circa 2.000, registrando un aumento esponenziale” ha quindi aggiunto.

Trevisi ha sottolineato come i limiti previsti dai precedenti governi, che riservavano l’incentivo in conto capitale del 40% solo alle famiglie e imprese dei comuni sotto i 5.000 abitanti, rischiassero di far perdere le risorse del PNRR, pari a 2,2 miliardi di euro.

“I correttivi normativi hanno esteso la possibilità di creare CER incentivate anche nei comuni fino a 50.000 abitanti, prorogato la fine dei lavori al 30 giugno 2026 con entrata in esercizio entro 24 mesi dalla fine dei lavori (e comunque entro il 31 dicembre 2027), e innalzato le spese tecniche ammissibili dal 10% al 30%. Grazie a queste modifiche, le famiglie e le imprese avranno bollette meno pesanti e lo Stato potrà ottenere un ritorno economico significativo dall’investimento realizzato.”

In sostanza, secondo Trevisi, la combinazione tra correttivi normativi e incentivi più accessibili ha fornito il reale impulso alla crescita delle CER, rendendo possibile una transizione energetica più partecipata e diffusa sul territorio.

Ora la priorità è realizzare più impianti

Secondo Marco Bussone, Presidente dell’Uncem (Unione Nazionale Comuni Comunità Enti Montani), la rimozione di alcuni ostacoli burocratici è stata decisiva per sbloccare molte comunità energetiche rimaste in standby, anche nel quadro delle strategie di Green Community. Restano però colli di bottiglia che rischiano di frenarne lo sviluppo: superarli richiede collaborazione e un avanzamento compatto, capace di accompagnare i percorsi già avviati dai territori, in particolare dai Comuni.

“Negli ultimi anni c’è stata una certa difficoltà nell’interpretare i numerosi documenti tecnici e operativi che si sono susseguiti, ma l’aumento delle comunità energetiche registrate è un segnale importante. Ora, però, dobbiamo realizzare impianti da fonti rinnovabili, sfruttando tutte le tecnologie disponibili, e continuare a lavorare affinché ci sia un vero protagonismo dei Comuni, delle imprese e, soprattutto, dei cittadini”, ha dichiarato Bussone a Key4Biz.

Il Presidente ha poi sottolineato il valore sociale delle CER:

“La comunità energetica è prima di tutto comunità: un luogo in cui si affrontano insieme le sfide della crisi energetica, ecologica e demografica. La grande esigenza oggi è realizzare nuovi impianti per accompagnare la transizione, non restare ancorati a un ‘piccolo mondo antico’. Non è certo la montagna a frenare questo cambiamento”.

Cosa insegna l’esperienza europea

Secondo i dati di Italia Solare, con oltre due milioni di impianti installati, l’Italia sembra raccontare una sola verità: le Comunità Energetiche non possono esistere senza fotovoltaico. Ma guardando oltre i confini nazionali emerge un’altra lezione: bisogna valorizzare anche altre fonti di energia locale.

Lo ricorda Giuseppe Milano, ingegnere edile-architetto ed esperto di pianificazione energetica, autore del libro “Comunità energetiche. Esperimenti di generatività sociale e ambientale?”. Milano porta alcuni esempi europei che possono ispirare le realtà italiane:

“In Austria e nei Paesi scandinavi l’obiettivo non è solo ridurre l’uso di gas e metano negli edifici residenziali, ma anche sfruttare l’energia di scarto, come il calore, attraverso reti di teleriscaldamento. In Grecia, invece, l’idroelettrico è utilizzato a sostegno dei processi comunitari.”

Il teleriscaldamento, infatti, rappresenta una delle pratiche più promettenti anche per l’Italia, soprattutto in un’ottica di comunità e prossimità. Ma, osserva Milano, questa strada fatica ancora a decollare nel nostro Paese.

L’Italia e la sfida del digital twin

Se da un lato siamo indietro sul fronte del teleriscaldamento, dall’altro l’Italia vanta alcune esperienze innovative che potrebbero diventare un modello in Europa. Toscana e Piemonte si distinguono, ad esempio, per l’utilizzo di tecnologie digitali avanzate: sistemi di monitoraggio dei consumi, analisi delle performance e, nei casi più avanzati, l’applicazione del digital twin, il gemello digitale degli impianti.

Si tratta di sperimentazioni anche di medio-grandi dimensioni – circa 800 kW – integrate direttamente nelle cabine primarie. Qui il digital twin non è solo un supporto tecnico, ma un vero e proprio strumento strategico di pianificazione energetica, capace di guidare una nuova visione di sviluppo territoriale.

I colli di bottiglia non ancora risolti

È quindi chiaro che, nonostante numeri e i trend degli ultimi mesi facciano ben sperare, restano diverse sfide ed ostacoli burocratici da superare. Tra questi, come detto, tempi autorizzativi ancora troppo lunghi. La lentezza delle procedure mette a rischio la sostenibilità stessa delle cooperative: senza incentivi erogati nei tempi, non solo diventa complicato coprire le spese, ma viene meno anche la possibilità di reinvestire sul territorio, ad esempio creando opportunità di lavoro per giovani ingegneri locali. 

Per fare chiarezza su una situazione che rimane incerta, abbiamo raccolto la testimonianza di Elena Stopelli, community manager di KönCerT, una Comunità Energetica del Trentino-Alto Adige nata dall’iniziativa di cittadini con competenze tecniche, giuridiche ed economiche e sostenuta dalla Federazione delle Cooperative Trentine. In una regione dalla forte tradizione cooperativa, oggi sono attive circa 9 o 10 realtà impegnate nello sviluppo di CER.

Secondo Stopelli, il problema principale non è tanto normativo, quanto comunicativo: procedure lente e macchinose che rendono difficile ricevere risposte rapide e puntuali.

“Dal nostro osservatorio sul territorio – spiega Stopelli – emerge una grande difficoltà di comunicazione con il GSE. Negli anni ha messo in campo strumenti e canali digitali, ma resta ancora l’ostacolo principale. La nostra non è un’attività commerciale, ma sociale: promuoviamo la conoscenza delle CER, apriamo sportelli nei comuni, facciamo consulenza ai soci, supportiamo l’installazione di impianti fotovoltaici e organizziamo workshop per diffondere la cultura della transizione energetica. Tutto questo richiede tempo e risorse, spesso in forma volontaria: servirebbero risposte più rapide e un’interlocuzione più efficace.”

La testimonianza è chiara: i ritardi pesano come macigni. La prima configurazione di KönCerT, inviata ad agosto 2024, è stata registrata solo a dicembre, dopo sei mesi, nonostante i termini di legge prevedano 60-90 giorni. Nel frattempo la cooperativa è cresciuta da 80 a 300 soci, ma l’aggiornamento della configurazione si è rivelato un percorso a ostacoli.

Attualmente, infatti, la piattaforma del GSE obbliga a inviare una PEC con numerosi allegati: per ogni nuovo socio occorre fornire bollette recenti, compilare file Excel per impianti e consumi, caricare documenti. Una mole di lavoro enorme, che potrebbe essere facilmente snellita con strumenti digitali più evoluti.

Il GSE assicura che una nuova piattaforma è in fase di sviluppo, ma al momento non è ancora operativa. 

“Chiediamo che venga attivata al più presto – insiste Stopelli – perché permetterebbe di automatizzare gli aggiornamenti e garantire l’accesso tempestivo agli incentivi spettanti.”

I numeri parlano da soli: nel 2024 KönCerT ha registrato 86 soci e 6 impianti; oggi avrebbe da inserire 30 nuovi impianti e 220 soci. 

“Pensare di gestire tutto questo via PEC, nel 2025, è anacronistico” sottolinea Stopelli.

KönCerT ha già inviato una seconda configurazione ad agosto e attende risposta. La speranza è di non dover rivivere lo stesso iter di sei mesi.

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Un vasto blackout ha gettato nel caos il sud-est di Berlino, lasciando decine di migliaia di persone senza elettricità. La polizia sospetta che dietro l’incidente ci sia la mano di estremisti, ipotizzando un incendio doloso di matrice politica.

Le indagini sono state affidate alla Divisione per la Sicurezza dello Stato, l’unità specializzata in reati politici. A suggerire questa pista sono stati gli obiettivi scelti, due piloni dell’alta tensione, e le modalità dell’attacco. Gli inquirenti hanno infatti trovato tracce di un accelerante, come la benzina, utilizzato per appiccare il fuoco che ha devastato i cavi elettrici in Königsheideweg.

Una Città in Emergenza

L’allarme è scattato nel cuore della notte, alle 3:00, e i vigili del fuoco hanno impiegato un’ora per domare le fiamme. Le conseguenze sono state immediate e pesantissime:

• 43.000 famiglie sono rimaste senza corrente.
• 3.000 aziende e attività commerciali hanno dovuto interrompere le operazioni.
• Due case di cura hanno richiesto l’intervento dei vigili del fuoco e diversi pazienti sono stati trasferiti d’urgenza in ospedale.

La situazione rimane critica e la durata del blackout è ancora incerta. “Ci stiamo preparando all’eventualità che possa durare più a lungo,” ha dichiarato un portavoce dei vigili del fuoco, segnalando uno stato di massima allerta.

Traffico in Tilt e Comunicazioni a Rischio

La mancanza di elettricità ha paralizzato la viabilità. Gli agenti di polizia sono stati schierati agli incroci per dirigere il traffico, data l’assenza di semafori funzionanti. Il centro informazioni sul traffico ha previsto una “mattinata e un primo pomeriggio difficili”, con pesanti ripercussioni sulla circolazione.

Anche i trasporti pubblici e le comunicazioni sono in crisi:

• Trasporti: Sebbene i treni della S-Bahn siano operativi, i servizi nelle stazioni come annunci, display e biglietterie automatiche sono fuori uso. Anche i tram subiscono forti limitazioni.
• Telefonia: La polizia ha avvertito che anche le reti di telefonia mobile e fissa potrebbero subire interruzioni, consigliando ai cittadini di recarsi di persona alla stazione di polizia o alla caserma dei pompieri più vicina in caso di emergenza.

Un Precedente Inquietante

Sebbene Berlino non sia nuova a interruzioni di corrente, “questa portata è l’eccezione assoluta”, ha confermato un portavoce di Stromnetz Berlin. L’incidente attuale è stato paragonato a un grave blackout avvenuto a Köpenick nel 2019, quando un cavo danneggiato durante lavori di costruzione lasciò oltre 30.000 abitazioni e 2.000 aziende senza luce per circa 30 ore. L’episodio odierno, tuttavia,

https://scenarieconomici.it/berlino-al-buio-sospetto-attacco-terrorista-causa-un-gigantesco-blackout-per-50-000-persone/

Sembra proprio che la Cina voglia distinguersi in tutti i settori. Un nuovo prototipo di turbina eolica galleggiante cinese promette, infatti, di battere ogni record di produzione energetica, segnando l’inizio di una nuova era per l’eolico offshore.

L’opera è frutto della collaborazione tra i colossi energetici China Huaneng Group e Dongfang Electric Corporation, entrambi statali, e permette di sfruttare acque profonde finora inutilizzabili.

Resiste a onde alte oltre 24 metri

Ogni turbina può generare 17 megawatt (MW) di elettricità pulita, pari a 68 milioni di kilowattora all’anno, sufficiente a fornire energia a circa 6.300 famiglie statunitensi. La nacelle, il cuore della turbina che ospita il generatore, si erge su una torre alta 152 metri, con pale che raggiungono un diametro di 262 metri, coprendo un’area pari a quasi otto campi da calcio ad ogni rotazione completa.

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Aumentare la capacità produttiva di una singola turbina significa ridurre il numero totale di impianti necessari, abbattendo costi e tempi prima della messa in esercizio. Nonostante le condizioni estreme del mare aperto, la turbina di prova resiste a onde superiori ai 24 metri e a venti da tifone oltre 73 miglia orarie (64 nodi). I test si svolgeranno nelle prossime settimane al largo della costa di Yangjiang, in Cina.

Nuovi orizzonti

È ormai risaputo che l’eolico offshore rappresenta un enorme vantaggio: le turbine possono essere collocate in mare aperto, dove i venti sono più costanti e potenti, aumentando la produzione energetica e riducendo i tempi di inattività. Finora, la maggior parte delle turbine offshore era però a fondazione fissa, limitata ad acque basse come quelle del Mar del Nord (profondità media 90 metri).

Le turbine offshore fisse più potenti oggi includono la GE Vernova Haliade-X da 13 MW nel Regno Unito, e la turbina fissa da 26 MW testata da Dongfang Electric nel 2025. Negli Stati Uniti, le più potenti sono le Siemens Gamesa 11.0-200 DD da 12 MW nel parco South Fork Wind Farm. Tuttavia, gran parte degli oceani è troppo profonda per le fondazioni fisse. La profondità media globale è di 3.682 metri, e il Global Wind Energy Council stima che l’80% del potenziale eolico offshore mondiale si trovi in acque più profonde di 60 metri.

Opportunità globali per l’eolico galleggiante

Le turbine galleggianti possono quindi rivoluzionare l’eolico, permettendo di sfruttare le profondità marine. Con la soluzione cinese, anche Paesi come il Giappone, limitati dall’impossibilità di installare turbine a fondazione fissa, potranno finalmente sfruttare il loro potenziale offshore. Il Giappone punta, infatti, a raggiungere 30-45 GW di produzione eolica entro il 2040, con le turbine galleggianti destinate a giocare un ruolo centrale.

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Dazi pazzi. La spinta protezionista dell’amministrazione di Donald Trump non si placa, con la minaccia di nuove tariffe che aleggia su un numero sempre maggiore di settori strategici. Stavolta tocca ai semiconduttori. Nel mirino finiscono le aziende che non trasferiranno negli Stati Uniti la produzione di chip, metalli, materiali isolanti e altri componenti fondamentali per la doppia transizione digitale ed energetica, tasselli cruciali anche per lo sviluppo dell’Intelligenza Artificiale.

La nuova misura, annunciata già nelle prime settimane di agosto, avrà ripercussioni dirette anche sull’Italia, che figura tra i 10 maggiori fornitori di semiconduttori a Washington.

Il Presidente USA, ha confermato le proprie intenzioni a margine di una cena alla Casa Bianca con i vertici delle big tech americane, ma senza entrare nel merito, bypassando le domande dei giornalisti su tempistiche ed entità delle tariffe.

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“Si tratterà di un dazio consistente, non eccessivo ma comunque significativo, con l’intesa che se un’azienda decide di investire, costruire o pianificare la produzione nel Paese, allora non verrà applicata alcuna tariffa”, ha spiegato il Tycoon.

Le aziende europee più esposte ai dazi USA

Il riferimento di Trump è diretto soprattutto alle multinazionali europee ad alto fatturato che ancora non hanno sposato a pieno titolo i dettami nordamericani, come la francese Soitec, la tedesca Infineon Technologies, o la italo-francese STMicroelectronics, il cui stabilimento di Catania è destinato a diventare il polo di riferimento europeo per il carburo di silicio da 200 millimetri. 

Italia tra i 10 principali fornitori di semiconduttori agli USA

Secondo i dati di Volza sulle esportazioni italiane di dispositivi a semiconduttore, in Italia operano complessivamente 444 fornitori, che esportano verso 524 acquirenti in tutto il mondo. Tra giugno 2024 e maggio 2025, sono stati attivi 197 fornitori, con Rockwell Automation Inc., Vishay Semiconductor Italiana S.p.A. e Solaredge Technologies Ltd a rappresentare da sole il 68% delle esportazioni italiane di semiconduttori.

Rockwell Automation Inc. guida la classifica, con il 29% del totale e 50 spedizioni. Subito dietro, Vishay Semiconductor Italiana S.p.A. detiene il 25% delle esportazioni, corrispondenti a 43 spedizioni. Al terzo posto si colloca Solaredge Technologies Ltd, con una quota del 14% e 24 spedizioni.

Sotto pressione, nel Bel Paese, ci sarebbero poi Technoprobe, specializzata nella fornitura di probe cards per test di chip a livello internazionale, MEMC Electronic Materials, centro importante di produzione wafer in Italia, e SPEA, leader in campo di macchinari per test di semiconduttori.

Chi si salva

Ne usciranno incolumi, invece, colossi come Apple, che ha recentemente portato a 600 miliardi di dollari il proprio impegno d’investimento negli Stati Uniti nei prossimi quattro anni, o giganti asiatici come TSMC (Taiwan), Samsung Electronics e SK Hynix (Corea del Sud), già pronti a rafforzare la produzione oltreoceano.

La battaglia legale alla Corte Suprema

Dall’insediamento di gennaio per il suo secondo mandato, la minaccia di nuovi dazi ha già incrinato i rapporti di Washington con i partner commerciali, scosso i mercati e alimentato l’incertezza globale. I dazi sono ormai uno dei pilastri della dottrina Trump: un’arma di pressione politica usata per rinegoziare accordi, piegare Paesi esportatori e strappare concessioni alle multinazionali. “Se non investono qui, scatteranno i dazi“, ha ribadito il presidente sui semiconduttori.

Ma la strategia resta sotto tiro nei tribunali. Dopo che una corte federale ha invalidato gran parte delle tariffe, la Casa Bianca ha chiesto alla Corte Suprema di pronunciarsi in via d’urgenza per salvare i dazi varati in base a una legge d’emergenza del 1977, un tassello centrale dell’agenda economica e commerciale di Trump.

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In Ucraina si aprono nuovi scenari strategici. Dopo l’accordo siglato lo scorso maggio con Washington, e dunque con l’amministrazione Trump, Kiev accelera sullo sviluppo delle attività estrattive in cambio di sostegno economico e militare americano. Il Paese, sotto attacco russo dal 2022, ha deciso di rafforzare la produzione di minerali critici attingendo al fondo congiunto per petrolio, gas e risorse minerarie, frutto di mesi di delicate trattative.

A dimostrarlo è la prima gara pubblica per l’assegnazione del giacimento di litio di Dobra, nel cuore dell’Ucraina. Una scelta che mira a dare seguito all’intesa sullo sfruttamento congiunto delle terre rare e che conferma la volontà del governo Zelensky di consolidare il patto strategico con gli Stati Uniti rilanciando il settore minerario come pilastro della propria resilienza economica.

La prima ministra Yulia Svyrydenko ha confermato via Telegram l’avvio del progetto, precisando che l’obiettivo non è solo l’estrazione ma anche la creazione di una filiera industriale a valore aggiunto.

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“Ci aspettiamo un investitore che garantisca non solo l’estrazione ma anche lo sviluppo di una produzione avanzata in Ucraina“, ha dichiarato, sottolineando le significative riserve del sito.

Una contesa internazionale

Il progetto, però, non procede senza ostacoli. La società Critical Metals, quotata al Nasdaq, rivendica i diritti sul giacimento attraverso la sua partecipazione in European Lithium, che sostiene di aver già ottenuto una licenza confermata dai tribunali ucraini.

“È la nostra licenza, sono i nostri diritti“, ha ribadito Mykhailo Zhernov, membro dei board di entrambe le società, avvertendo che la disputa rischia di scoraggiare nuovi investitori in un Paese già devastato dalla guerra.

Nonostante queste rivendicazioni, il governo di Zelensky ha deciso di andare avanti, rilanciando la gara come primo passo concreto dell’intesa con l’amministrazione Trump, che prevede corsie preferenziali per le imprese americane.

Gli interessi statunitensi

Tra i candidati figura infatti la statunitense TechMet, società sostenuta da Washington, il cui CEO Brian Menell ha già confermato la volontà di partecipare al bando. L’accordo con gli USA stabilisce che i profitti ricavati dalle attività estrattive vengano reinvestiti in Ucraina, mentre le forniture di armamenti americani saranno considerate un contributo diretto.

Una sfida globale sul litio

La corsa al litio, com’è noto, non è un affare solo ucraino. Il metallo, indispensabile per la produzione di batterie e dispositivi elettronici, è estratto principalmente in Australia e Sud America, ma la sua lavorazione è ancora dominata dalla Cina. Proprio per ridurre questa dipendenza, Stati Uniti ed Europa stanno accelerando sulla ricerca di nuove fonti e partnership, anche a costo di alimentare contese geopolitiche.

Per Kiev, dunque, il giacimento di Dobra non è soltanto un progetto minerario: è un banco di prova per attrarre capitali, consolidare il sostegno americano e lanciare un messaggio di resilienza in un momento in cui il Paese continua a resistere all’aggressione russa.

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È ufficiale, Mosca e Pechino hanno firmato l’accordo per la realizzazione del nuovo gasdotto Power of Siberia 2 (Forza della Siberia 2). Un’intesa che arriva a soli due giorni dalla conclusione del XXV vertice di Shanghai, dove i principali Paesi asiatici hanno discusso di sicurezza e cooperazione economica. E mentre l’Occidente continua a isolare la Russia di Vladimir Putin, la Cina lancia un segnale chiaro: il legame con Mosca si rafforza.

50 miliardi di metri cubi all’anno

L’annuncio è arrivato da Alexei Miller, amministratore delegato di Gazprom, il colosso energetico statale russo. Secondo Miller, il nuovo gasdotto permetterà di trasportare le riserve di gas della Siberia occidentale fino al nord della Cina, passando per la Mongolia orientale, con una capacità di 50 miliardi di metri cubi all’anno. Le forniture, ha aggiunto, saranno garantite per i prossimi trent’anni.

Il prezzo del gas sarà stabilito con un accordo separato. Contestualmente, i due Paesi hanno firmato anche un’intesa che prevede l’aumento delle forniture attraverso il già esistente Power of Siberia.

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Da Pechino, per ora, nessuna conferma ufficiale, anche se l’agenzia di stampa statale Xinhua ha riferito che sono stati siglati oltre 20 accordi di cooperazione, molti dei quali nel settore energetico.

Il contesto geopolitico

L’accordo si inserisce in un quadro internazionale segnato dalle sanzioni contro Mosca. Dall’inizio della guerra in Ucraina, infatti, le esportazioni di gas russo verso l’Europa sono crollate. L’Unione Europea ha varato un piano per azzerare le importazioni di gas e petrolio russi entro il 2027, mentre gli Stati Uniti hanno imposto un embargo totale sui combustibili fossili russi già nel marzo 2022.

Privata del suo principale mercato, la Russia cerca oggi di compensare puntando tutto sulla Cina, pronta a diventare il nuovo acquirente strategico del gas siberiano.

Il precedente Power of Siberia

Il nuovo progetto segue la scia del primo grande gasdotto, Power of Siberia, sviluppato insieme allo sfruttamento del giacimento di Chayanda e alla costruzione dell’impianto di trattamento del gas di Amur. L’intero investimento era stato stimato tra 55 e 70 miliardi di dollari, con costi aggiornati nel 2018 pari a 1,1 trilioni di rubli per il gasdotto, 450 miliardi per il giacimento e 950 miliardi per l’impianto di Amur.

Con i suoi 3.968 km di lunghezza e un diametro di 1.420 mm (56 pollici), Power of Siberia ha una capacità massima di 61 miliardi di metri cubi all’anno, di cui 38 miliardi destinati alla Cina. Le esportazioni verso Pechino sono iniziate nel 2020 con volumi ridotti, per poi crescere progressivamente fino a raggiungere la capacità prevista entro il 2025. La pressione del gasdotto è assicurata da nove stazioni di compressione, con una potenza complessiva di 1.200 MW.

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