Venti milioni di barili di petrolio e oltre cento miliardi di metri cubi di gas in un anno: tanto vale, in termini di flussi fisici, tenere aperto lo Stretto di Hormuz. Il 18 marzo 2026, alle 3:47 ora locale, non era più aperto.
L'attacco ai treni di liquefazione 4 e 6 del terminal di Ras Laffan ha segnato qualcosa di diverso da tutto ciò che i mercati dell'energia avevano già metabolizzato. Fatih Birol, direttore dell'Agenzia Internazionale per l'Energia, lo ha detto senza giri di parole a «Le Figaro» il 7 aprile: le conseguenze combinate di un blocco prolungato di Hormuz superano, per impatto sistemico, quelle dell'embargo petrolifero arabo del 1973, della rivoluzione iraniana del 1979 e dello shock energetico russo del 2022 messi insieme. Una dichiarazione che suonerebbe iperbolica, se i numeri non la sorreggessero.
Perché la crisi 2026 non è come il 1973
Il confronto storico regge perché le crisi precedenti colpivano un singolo vettore energetico per volta, lasciando agli altri il ruolo di ammortizzatori. Nel 1973 l'embargo OPEC era interamente petrolifero: il mercato del gas naturale liquefatto non esisteva come variabile globale, l'Europa si scaldava ancora con carbone e petrolio domestico, e la crisi rimase essenzialmente una crisi dei trasporti e della benzina. Nel 1979 la rivoluzione iraniana interruppe le esportazioni di Teheran, ma il resto del Golfo — Arabia Saudita, Kuwait, Emirati — continuò a pompare. Il mercato si aggiustò in sei mesi attraverso la sostituzione dei fornitori. Nel 2022 lo shock russo ha colpito il gas europeo in modo brutale, ma il petrolio globale è rimasto liquido: l'Asia ha assorbito i flussi russi a prezzi scontati, e l'Europa ha trovato alternative nel Golfo e in Nord Africa, pagando il conto in fatture più alte ma senza razionamenti strutturali. Hormuz nel 2026 è diverso: colpisce petrolio e GNL simultaneamente, nello stesso punto geografico, senza un'alternativa logistica praticabile nel breve periodo. Il Capo di Buona Speranza può deviare le petroliere con un'aggiunta di otto-dodici giorni di navigazione. Non può risolvere il problema del GNL, perché le infrastrutture di liquefazione — i treni, i moli di carico, i bracci criogenici — sono fisicamente nel Golfo. Non si spostano.
L’Italia tra Qatar, rigassificatori e stoccaggi
I numeri dell'IEA fotografano la portata dell'esposizione. Oltre dieci milioni di barili al giorno transitano per Hormuz nella sola componente petrolifera — il 20-21% della produzione mondiale. Al GNL corrispondono 140 miliardi di metri cubi annui, pari al 17-20% del commercio globale. In risposta alla crisi, l'Agenzia ha coordinato il rilascio di 400 milioni di barili dalle riserve strategiche dei paesi membri — il doppio di quanto mobilitato nel 2022. Rappresenta circa il 20% delle riserve disponibili, e non tocca il problema del gas. Sul mercato del GNL non esistono riserve strategiche nazionali comparabili: il gas si stocca in caverne e rigassificatori, ma i livelli europei a marzo 2026 erano già al 47% — distanti dai massimi autunnali — dopo un inverno più lungo del previsto.
Per l'Italia la geometria della dipendenza è leggibile con precisione. Nel 2024 il Qatar era il primo fornitore di GNL del Paese: 45% del totale importato via mare, circa 6,6 miliardi di metri cubi all'anno. L'attacco del 18-19 marzo ai treni 4 e 6 di Ras Laffan ha ridotto la capacità di esportazione di QatarEnergy del 17%, secondo le stime di settore. Le riparazioni su infrastrutture criogeniche di quella complessità richiedono tra tre e cinque anni in condizioni operative normali. Non è un'interruzione temporanea da assorbire con i contratti spot: è una modifica permanente della geografia dell'offerta disponibile, almeno per il resto del decennio.
Dalla Russia al Golfo: la dipendenza ha solo cambiato rotta
L'ironia della situazione è che la vulnerabilità attuale è, in parte, il prodotto diretto delle scelte fatte dopo il 2022. Quando il gas russo ha smesso di arrivare via gasdotto, l'Europa ha risposto costruendo rigassificatori — Piombino, Livorno, Porto Empedocle in Italia — e riorientando i contratti di fornitura verso il Golfo, l'Algeria, gli Stati Uniti. Una strategia sensata, tecnicamente corretta, politicamente necessaria. Il punto che la crisi di Hormuz ha reso visibile è che diversificare i fornitori non equivale a diversificare le rotte. Algeria e Nigeria usano gasdotti propri o rotte atlantiche. Ma Qatar, Emirati, Oman e Iraq condividono tutti la stessa uscita geografica. L'Europa ha sostituito la dipendenza da un singolo Paese con la dipendenza da un singolo stretto. Repubblica ha mappato nei giorni scorsi i territori italiani più esposti — da Rovigo a Vibo Valentia — lungo la catena dei rigassificatori e delle reti di distribuzione regionali che alimentano utenze industriali difficilmente convertibili nel breve periodo. La transizione energetica avanza a ritmi sostenuti ma non uniformi: le capacità di rinnovabili installate in Italia negli ultimi tre anni coprono una quota crescente del fabbisogno elettrico, ma non sostituiscono il gas nel riscaldamento industriale o nella generazione termica di base durante i picchi invernali. Lo spostamento strutturale è in corso. Non è abbastanza veloce da assorbire uno shock di questa portata nei prossimi diciotto mesi.
Le domande de l'Analista
Ha senso continuare a pianificare la sicurezza energetica europea per fornitori e non per rotte, quando la vulnerabilità geografica si è dimostrata più determinante di quella politica?
Senza il gas di Ras Laffan per i prossimi cinque anni, quanta riserva serve nei nostri rigassificatori per non razionare il gas alle imprese nel 2027? Come andrebbe gestita questa scorta a livello europeo?
