L'Europa scopre che la tregua energetica era solo una pausa

L'Europa non aveva risolto il problema energetico. Aveva solo smesso di guardarlo. La crisi del 2021-2022 — quando il TTF superò i 300 euro per megawattora e i governi europei mobilitarono oltre 700 miliardi di sussidi per proteggere famiglie e imprese — aveva prodotto una diversificazione dei fornitori, non una riduzione dell'esposizione strutturale. Quello che sembrava un cambiamento di sistema era una redistribuzione del rischio.

Il 20 luglio il TTF di Amsterdam ha toccato 60 euro per megawattora, chiudendo poi a 58,36. Sono i massimi da marzo. Nello stesso giorno il Brent ha superato 90 dollari al barile e il Wti si è portato a 84,40. L'innesco è l'escalation tra Stati Uniti e Iran, secondo quanto riportato dall'ANSA nelle prime ore del mattino e confermato nelle chiusure serali dei mercati.

Il fatto in sé è un movimento di prezzo su un cluster di ore. Il suo peso è un altro. Fino alla settimana scorsa il gas europeo era stabilmente sotto i 45 euro, e il dibattito pubblico italiano aveva registrato quella soglia come la fine dell'emergenza: una "tregua" che sembrava aprire la fase della ricostruzione industriale a costi normalizzati. Bastano tre giorni di tensione geopolitica per riportare il TTF di oltre 13 euro sopra quel livello, un movimento del 30 per cento circa. La tregua era una pausa, non un'uscita.

Sul piano economico immediato, l'impatto sulle imprese italiane energivore è già in movimento. La chimica di base, la ceramica, la carta e il vetro operano su contratti indicizzati al TTF con scadenze trimestrali: un TTF sopra i 55 euro nel terzo trimestre si trasferisce nelle bollette del quarto, esattamente nel momento in cui la domanda di riscaldamento riparte. È probabile che la Commissione europea torni a valutare misure di stabilizzazione entro l'autunno, come già accaduto nel 2022 e nel 2023. Lo strumento del price cap sul gas russo è ancora in vigore ma tocca un flusso residuale; sul mercato spot europeo la Commissione non ha strumenti operativi.

Sul piano della traiettoria a medio termine, il fatto conferma quello che il dibattito europeo aveva rimosso: la sostituzione del gas russo con GNL statunitense, qatariota e norvegese ha ridotto la dipendenza da un singolo fornitore ma non ha ridotto l'esposizione strutturale al rischio geopolitico. Il GNL si muove sui mercati globali. Una tensione nello Stretto di Hormuz — dove passa circa un quinto del petrolio mondiale e una quota crescente del GNL qatariota — sposta i prezzi europei con la stessa velocità con cui li spostava, prima del 2022, un annuncio di Gazprom. È plausibile che nei prossimi tre anni l'Europa scopra che la diversificazione dei fornitori non equivale alla riduzione del rischio: equivale alla sua ridistribuzione.

Sul piano geografico, la sensibilità italiana è più alta della media europea per due ragioni: la quota di gas nel mix elettrico resta sopra il 40 per cento (Germania e Francia sono sotto), e il tessuto manifatturiero è composto in misura significativa da imprese energivore di taglia media, meno capaci di gestire coperture finanziarie sofisticate rispetto ai grandi gruppi tedeschi. Il Nord-Est industriale è il perimetro dove il trasferimento si fa più rapido. Un'impresa ceramica del distretto di Sassuolo, ad esempio, opera tipicamente con contratti indicizzati al TTF a scadenza trimestrale: sopra i 55 euro per il terzo trimestre, la revisione tariffaria di ottobre arriva in piena stagione di riscaldamento. Analogamente, una vetreria del vicentino con forni a ciclo continuo non può ridurre i consumi senza fermare la produzione: l'esposizione al prezzo spot è strutturale, non gestibile con aggiustamenti operativi.