La crisi mediorientale ha inferto un grave shock all'offerta sui mercati globali del gas naturale. Il graduale riequilibrio del mercato, in atto dalla seconda metà del 2025, è stato significativamente interrotto dalla chiusura di fatto dello Stretto di Hormuz a seguito dello scoppio della guerra in Medio Oriente alla fine di febbraio 2026. L'interruzione dei flussi di gas naturale liquefatto (GNL) attraverso lo Stretto – che rappresentavano quasi il 20% dell'offerta globale di GNL – ha provocato una forte volatilità dei prezzi.

Nel 2026, l'offerta di gas naturale proveniente dai produttori mediorientali è crollata, ma altri fornitori hanno aumentato la loro produzione. Tra marzo e agosto, i carichi di GNL provenienti da Qatar ed Emirati Arabi Uniti sono diminuiti di oltre 50 mld mc  su base annua, una riduzione pari a oltre l'80% del consumo annuo di gas naturale dell'Italia nel 2025. Tuttavia, questo forte calo è stato parzialmente compensato dalla maggiore produzione di GNL derivante da nuovi progetti in Nord America e Africa e dalla migliore disponibilità di gas da parte di produttori storici in Africa e Asia. Nello stesso periodo, la produzione di GNL al di fuori del Golfo è cresciuta di circa il 15% (ovvero circa 35 miliardi m³) su base annua, compensando circa due terzi del calo delle consegne di GNL da quest’area. Complessivamente quindi, la produzione globale di GNL è diminuita di circa il 6% (ovvero 17 mld mc su base annua) da marzo ad agosto.

Diminuzione su base annua dei carichi di GNL provenienti da Qatar ed Emirati Arabi Uniti rispetto alla crescita su base annua dell'offerta di GNL proveniente da altre regioni produttrici, marzo-agosto 2026.

Fonte: IEA analysis based on ICIS (2026), LNGEdge

Per contribuire a colmare le lacune, gli esportatori hanno adottato misure volte a incrementare l'offerta di GNL. A marzo, il governo statunitense ha autorizzato l'impianto di GNL di Plaquemines ad aumentare le proprie esportazioni del 13% (pari a 4,6 mld mc/a) sia verso i paesi con cui vige un accordo di libero scambio sia verso quelli con cui non vige. L'impianto di GNL di Elba Island è stato autorizzato all'inizio di aprile ad aumentare le proprie esportazioni del 22% (pari a 0,8 miliardi di metri cubi) verso i paesi con cui non vige un accordo di libero scambio.

I prezzi del gas naturale nei principali hub europei hanno reagito rapidamente all'interruzione delle forniture causata dalla chiusura effettiva dello Stretto di Hormuz. I prezzi sul principale hub europeo del gas, il Dutch Title Transfer Facility (TTF), sono aumentati di oltre il 40% su base annua, raggiungendo una media di oltre 50 €/MWh (o 17,3 doll./MBtu) nel periodo marzo-agosto 2026, il livello stagionale più alto dal 2022. Il forte calo degli afflussi di GNL in Europa, diminuiti di oltre il 10% su base annua, ha esercitato una forte pressione al rialzo sui prezzi del gas naturale. L'incertezza del mercato, generata dall'improvvisa perdita di quasi il 20% dell'offerta globale di GNL, ha sostenuto una forte variabilità dei prezzi a breve termine. La volatilità dei prezzi del TTF con scadenza a un mese si è attestata in media intorno all'85% nel periodo marzo-agosto 2026, quasi il 40% al di sopra della media decennale.

Altri hub del gas europei hanno mostrato dinamiche di prezzo simili e hanno continuato a evidenziare una forte correlazione con il TTF, nonostante l'elevata volatilità. In Italia, i prezzi del gas naturale al Punto di Scambio Virtuale (PSV) sono aumentati di quasi il 40% su base annua, raggiungendo una media di 53 €/MWh (17,9 doll./MBtu) nel periodo marzo-agosto 2026. La correlazione tra TTF e PSV si è attestata a 0,99 durante questo periodo, sottolineando la natura interconnessa del mercato europeo del gas. Il premio del PSV rispetto al TTF ha chiuso, in media, a quasi 2 €/MWh (0,6 doll./MBtu) dall'inizio di marzo, riflettendo i maggiori costi di approvvigionamento degli importatori italiani, anche attraverso i corridoi di gasdotti Nord-Sud.

Variazione percentuale della quotazione month-ahead dei prezzi TTF e PSV rispetto al 27 febbraio 2026 (marzo-agosto 2026)

IEA. CC BY 4.0.

Sources: IEA analysis based on ICE (2026), Dutch TTF Natural Gas Futures and Italian PSV Natural Gas Futures.

Fonte: IEA analysis based on ICE (2026), Dutch TTF Natural Gas Futures and Italian PSV Natural Gas Futures.

In Asia, i prezzi del Platts JKM hanno seguito una traiettoria simile: sono aumentati del 55% su base annua, raggiungendo una media di oltre 19 doll./MBtu nel periodo marzo-agosto, il livello stagionale più alto dal 2022. Il GNL spot asiatico è stato scambiato con un premio di 2 doll./MBtu rispetto ai prezzi degli hub europei nel periodo marzo-luglio. Ciò ha favorito il dirottamento di carichi flessibili di GNL dall'Europa verso i mercati asiatici, che sono più direttamente colpiti dalla chiusura dello Stretto di Hormuz. Lo spread si è ridotto a meno di 1 doll./MBtu in agosto, il che potrebbe potenzialmente favorire una ripresa delle importazioni di GNL in Europa.

Nonostante il forte aumento dei prezzi del gas naturale, nel periodo maggio-agosto la produzione di energia elettrica da centrali a gas è aumentata di circa il 15% su base annua nell'Unione Europea. La maggiore domanda di raffreddamento, unitamente alla minore produzione di energia idroelettrica e nucleare, ha incrementato la richiesta di centrali a gas, che hanno fornito supporto al sistema elettrico europeo e garantito la sicurezza dell'approvvigionamento di elettricità durante le ondate di calore estive. La scarsità di offerta di GNL, congiuntamente alla maggiore domanda di gas per la produzione di energia elettrica, ha mantenuto i prezzi spot europei a un livello superiore rispetto ai contratti a termine invernali. Gli spread stagionali sui prezzi del TTF si sono attestati in media a -1,5 EUR/MWh (0,5 doll./MBtu) nel periodo aprile-agosto. Ciò ha ridotto l'incentivo commerciale al riempimento dei depositi sotterranei. Le iniezioni nei depositi sono state inferiori del 10% (ovvero di 4,5 mld mc) rispetto alla media quinquennale nel periodo aprile-agosto. Di conseguenza, il deficit delle scorte dell'UE rispetto alla media quinquennale è cresciuto fino a superare i 17 mld mc alla fine di agosto.

Livelli di stoccaggio sotterraneo nell'Unione europea, 2021/22 vs 2025/26

Fonte: IEA analysis based on AGSI (2026), Aggregated Gas Storage Inventory.

Se il tasso di immissione di GNL nei depositi dell'UE tornasse alla sua media quinquennale, i siti di stoccaggio europei si riempirebbero al di sotto dei 75 mld mc entro il 1° novembre, il livello di riempimento più basso dal 2013. Questi livelli di scorte ridotti potrebbero rendere necessarie maggiori importazioni di GNL durante l'inverno 2026/27 per soddisfare la maggiore domanda stagionale di gas naturale. Ciò, a sua volta, potrebbe intensificare la concorrenza con gli acquirenti asiatici per i carichi di GNL flessibili.

La continua interruzione dei flussi di GNL attraverso lo Stretto di Hormuz aumenta il rischio che le esportazioni di GNL di quest’area non si riprendano in modo significativo prima del quarto trimestre del 2026. A seconda della durata e dell'entità delle interruzioni dei flussi di GNL attraverso lo Stretto di Hormuz nei prossimi mesi, il commercio globale di GNL potrebbe registrare il suo primo calo annuale dal 2012. Un'interruzione prolungata aumenterebbe il rischio di una maggiore volatilità dei prezzi del gas durante la stagione di riscaldamento 2026/27. In un contesto geopolitico sempre più complesso, il rafforzamento dell'architettura della sicurezza globale dell'approvvigionamento di gas richiede una più stretta cooperazione internazionale, anche tra produttori e consumatori. L'Agenzia Internazionale dell'Energia sostiene questo dialogo attraverso il suo Gruppo di Lavoro sul Gas e la Conferenza dei Produttori e Consumatori di GNL, organizzata congiuntamente con il Ministero dell'Economia, del Commercio e dell'Industria giapponese a Tokyo l'11 settembre.

La traduzione in italiano è stata curata dalla redazione. La versione inglese di questo articolo è disponibile qui