Negli ultimi anni il processo di transizione energetica avviato in Europa si è accompagnato ad un sempre più complesso quadro internazionale. Le crisi geopolitiche hanno posto in primo piano la sicurezza energetica come uno dei fattori chiave della stessa sicurezza nazionale. La politica energetica, dopo interventi di natura emergenziale, dovrebbe quindi privilegiare misure strutturali per assicurare flessibilità e competitività del sistema produttivo e il contenimento dei costi delle commodities.

Al contempo, si è reso evidente il ruolo fondamentale del gas nel bilancio energetico, anche nel lungo termine grazie ai continui progressi tecnologici volti a ridurre ulteriormente gli impatti ambientali e ad incrementare il contributo dei green gas e dei gas decarbonizzati.

È necessario quindi valorizzare soluzioni complementari all’elettrificazione, che avrà certamente una maggiore penetrazione nei vari settori di consumo, in particolare in quello domestico e dei trasporti; per i settori industriali “hard to abate”, ad esempio, che necessitano di elevate temperature per i loro processi produttivi, il gas è difficilmente sostituibile. Un mix energetico diversificato, che includa anche la produzione termoelettrica con centrali a gas (che copre circa il 50% del fabbisogno invernale), contribuirà al contempo anche all’integrazione delle rinnovabili e alla stabilità del sistema grazie alla propria flessibilità.

Le dinamiche competitive tra i paesi europei, amplificate dall’urgenza di sostituire il gas russo, e con i paesi asiatici, che presentano i maggiori tassi di crescita dei consumi, sono certamente punti da attenzionare. Affidarsi in modo prevalente alle importazioni spot comporta forti rischi per la sicurezza ed economicità del sistema. La diversificazione delle fonti e delle rotte di approvvigionamento di gas, il riconoscimento dell’importanza del ruolo degli operatori integrati lungo la filiera e dei contratti e degli impegni di lungo termine in un mercato GNL sempre più globale, insieme al mantenimento e sviluppo di un sistema infrastrutturale efficiente, rappresentano quindi i fattori chiave per garantire la disponibilità dei volumi ed una maggiore stabilità dei prezzi.

Edison ha da sempre perseguito la strategia di strutturare, e adattare nel tempo, uno dei portafogli gas di lungo termine maggiormente diversificati attraverso importazioni di fonti diverse via metanodotto e via GNL, assicurando oltre il 20% del fabbisogno nazionale. Dopo aver realizzato il primo rigassificatore off-shore al mondo, al largo di Rovigo, dove dal 2009 importa 6,4 mld mc/anno di gas dal Qatar, Edison nel 2025 ha avviato le forniture GNL dagli Stati Uniti con il primo carico del contratto di lungo termine “Free on Board” (FOB) con Venture Global (circa 1 mln ton/anno o 1,4 mld mc/anno).  Dall’impianto di liquefazione Calcasieu Pass in Lousiana, dopo due settimane di navigazione utilizzando la nave metaniera Elisa Aquila (174.000 mc liq.) a disposizione della flotta GNL della società, il carico è stato consegnato al terminale di rigassificazione di Piombino. Nella seconda metà del 2025 Edison ha poi annunciato l’accordo con Shell per l’acquisto di lungo termine di GNL dagli Stati Uniti, su base FOB, a partire dal 2028 (circa 0,7 mil ton/anno).

L’incremento della quota di GNL su base FOB, con forniture non vincolate ad una destinazione predefinita, risponde all’obiettivo di accrescere la flessibilità degli approvvigionamenti per adeguare l’offerta all’effettivo fabbisogno dei mercati e dei clienti. Tuttavia gli acquisti di GNL FOB implicano la gestione di una catena logistica più complessa, che richiede la programmazione, con alcuni mesi di anticipo, dei volumi contrattuali su base annuale. È quindi di fondamentale importanza sostenere le catene di approvvigionamento con infrastrutture di rigassificazione affidabili e competitive in grado di fornire adeguate flessibilità operative, con costi delle capacità di rigassificazione e rischi associati in capo agli utilizzatori allineati a quelli dei principali terminali europei  per attrarre il GNL sul mercato italiano e contribuire a ridurre il prezzo del gas all’ingrosso.

Il sistema Italia ha reagito prontamente alle tensioni provocate dal conflitto tra Russia e Ucraina incrementando in modo significativo la capacità di rigassificazione e installando in tempi molto rapidi due terminali strategici a Piombino (operativo da luglio 2023) e Ravenna (operativo da maggio 2025) che, tuttavia, necessitano ancora di una struttura operativa definitiva.

È quindi auspicabile il mantenimento dell’attuale configurazione del terminale a Piombino a beneficio degli approvvigionamenti e della sicurezza del sistema (evitando così costi addizionali e l’indisponibilità per circa un anno dell’infrastruttura) e sarà fondamentale affrontare il problema dei costi di utilizzo (in particolare per le navi provenienti dagli USA) e dei rischi della configurazione off-shore per rendere più attrattivo il terminale di Ravenna.

In conclusione, è fondamentale sviluppare modelli di mercato che assicurino al Paese le risorse energetiche necessarie per il funzionamento del proprio sistema economico e sociale. La stabilità del quadro normativo e regolatorio, unitamente alla definizione delle condizioni di accesso alle infrastrutture che considerino anche la crescente competizione internazionale, rappresentano gli elementi chiave per il futuro del mercato del gas in Italia.