Italia, hub energetico per il gas liquefatto
di Francesco Cappello
L’Italia sta affrontando una radicale ristrutturazione del proprio approvvigionamento energetico, fondata sulla transizione dal gas russo a una “flotta globale” di GNL coordinata da Eni attraverso una rete di asset che si estende dall’Africa al Sud America. Questa strategia, pur presentata come una conquista di sicurezza nazionale, nasconde una profonda finanziarizzazione del settore: il gas è stato trasformato da risorsa strategica in un sottostante speculativo, il cui prezzo non è più legato ai costi di estrazione ma alle scommesse dei grandi fondi d’investimento sulle borse di Amsterdam e Londra. Mentre l’assetto societario di Eni risente della pressione dei capitali internazionali per dividendi immediati, il sistema industriale e le famiglie europee subiscono gli effetti di una volatilità estrema e di prezzi strutturalmente elevati. Il costo di questa transizione, aggravato dal rischio di creare infrastrutture destinate all’obsolescenza precoce (asset incagliati) e da un sistema di formazione dei prezzi marginali inefficiente, viene sistematicamente scaricato sulle bollette dei cittadini attraverso oneri di sistema e distorsioni del mercato elettrico, segnando il passaggio da una vulnerabilità politica a una dipendenza sistemica dai mercati finanziari globali.
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Claudio Descalzi ha recentemente espresso una visione molto chiara: il gas naturale liquefatto (GNL) è diventato il vero garante della sicurezza energetica italiana, sostituendo strutturalmente il “tubo” russo. Nelle sue ultime dichiarazioni (tra la fine del 2025 e l’inizio del 2026), l’Amministratore Delegato di Eni [1] ha sottolineato diversi punti cruciali.
L’obiettivo delle 20 milioni di tonnellate
Descalzi ha annunciato che Eni punta a raggiungere un portafoglio di 20 milioni di tonnellate di GNL all’anno (circa 28 miliardi di metri cubi – 64 miliardi il consumo italiano di gas nel 2025) entro i prossimi tre anni. L’obiettivo è trasformare l’Italia da semplice punto di destinazione a un vero e proprio hub energetico per l’Europa, sfruttando la posizione geografica del Paese per inviare gas verso il Nord del continente.
L’Africa come il pilastro della strategia Eni
La strategia di approvvigionamento di Eni per garantire la sicurezza energetica dell’Italia si fonda oggi su una rete globale estremamente diversificata che tocca quattro continenti. Descalzi definisce l’Africa come il pilastro della strategia Eni. Al centro di questo scacchiere l’Africa rappresenta, infatti, il pilastro fondamentale della crescita recente. Qui l’azienda fa leva su asset storici e nuove scoperte: dall’Egitto (il giacimento Zohr in Egitto è stato stimato intorno ai 30 TCF – 850 miliardi di metri cubi!), dove l’impianto di Damietta è un motore essenziale per l’export verso l’Europa [2], all’Algeria, che affianca le forniture via tubo con carichi di gas liquefatto. Un ruolo sempre più centrale è occupato dalla Repubblica del Congo grazie all’avvio del progetto Congo LNG che ha iniziato a servire direttamente i rigassificatori italiani nel 2024, supportato dalle produzioni in Angola, Nigeria e dalla nuova frontiera del Mozambico (vedi Il colore rosso sangue del gas liquefatto), dove il progetto Coral South ha aperto rotte strategiche per il mercato globale.
Spostandoci verso il Medio Oriente, il legame con il Qatar, confermato dalla partnership per l’espansione del North Field East, rimane un punto fermo del portafoglio italiano, consolidato da accordi a lunghissimo termine che garantiranno forniture costanti al terminale di Piombino fino al 2053 (vedi Governo e Regione mentivano. L’incubo del Rigassificatore si fa perpetuo lasciando Piombino al centro della guerra).
Una delle novità più rilevanti riguarda l’Argentina. Descalzi ha siglato accordi tecnici per il bacino di Vaca Muerta, con l’ambizione di esportare fino a 12-16 milioni di tonnellate di GNL all’anno. Questo progetto rappresenta una nuova frontiera che si aggiunge a quelle tradizionali, diversificando ulteriormente il rischio geopolitico.
Con gli USA, ENI ha finalizzato un accordo ventennale con Venture Global per 2 milioni di tonnellate annue, definendo il gas americano come una componente stabile e necessaria.
In
Indonesia, le recenti scoperte di gas (circa 50 TCF – 1.415 miliardi di metri cubi!) alimenteranno i progetti di liquefazione destinati ai mercati globali.
In Italia, tutta questa complessa logistica trova poi il suo approdo fisico finale nei terminali di rigassificazione nazionali di Panigaglia, Livorno, Porto Viro e nella nuova unità galleggiante di Piombino, che trasformano il gas liquido in risorsa pronta per la rete domestica seppure calpestando tutta la normativa esistente nel campo della protezione ambientale e della sicurezza (vedi Governo e Regione mentivano. L’incubo del Rigassificatore si fa perpetuo lasciando Piombino al centro della guerra).
Più recentemente, Descalzi ha lanciato un monito sui prezzi del gas, definendoli ancora troppo alti per la competitività dell’industria europea (specialmente per la chimica e la raffinazione). Ha spiegato che, nonostante gli stoccaggi italiani siano su livelli di sicurezza (oltre il 90% a inizio inverno), il costo per riempirli nuovamente rimane elevato a causa della volatilità del mercato globale del GNL, che risente della concorrenza asiatica.
In sintesi, per Descalzi il futuro energetico non è più legato a un solo fornitore, ma a una “flotta globale” di GNL che possa essere spostata rapidamente dove c’è più bisogno, riducendo la dipendenza dalle infrastrutture fisse e dai rischi geopolitici dei singoli paesi.
In realtà il mercato del gas naturale si è trasformato negli ultimi anni in un sofisticato casinò finanziario dove il valore della molecola fisica è spesso solo un dettaglio statistico rispetto al volume degli scambi cartacei. Si assiste, infatti a un fenomeno di “finanziarizzazione” estrema che ha spostato il baricentro del potere dai produttori reali ai terminali dei trader di Amsterdam e Londra.
Il meccanismo principale di questa spinta al rialzo risiede nel mercato spot, ovvero lo scambio a pronti dove il gas viene venduto per consegna immediata al miglior offerente. In un contesto di scarsità reale o percepita, la borsa diventa un’asta frenetica: chi ha bisogno urgente di riempire gli stoccaggi o alimentare le centrali elettriche deve superare l’offerta degli altri compratori, creando una spirale ascendente che non riflette il costo di estrazione del gas, ma solo la paura di restare senza. Questo “prezzo di riferimento”, che in Europa è dettato quasi esclusivamente dal TTF di Amsterdam, finisce per contagiare l’intera economia perché viene utilizzato come base di calcolo per la maggior parte dei contratti di fornitura, anche quelli non legati direttamente alla borsa olandese.
Tuttavia, il vero acceleratore dei prezzi sono le scommesse finanziarie tramite futures e derivati. Questi strumenti, nati originariamente per proteggere le aziende dal rischio di variazioni di prezzo (hedging), sono diventati il terreno di caccia preferito dei grandi fondi d’investimento e degli hedge fund. Quando i trader finanziari prevedono un possibile intoppo geopolitico o un inverno più freddo, iniziano a comprare contratti “futures” con scadenza a mesi o anni. Questo acquisto massiccio di “gas virtuale” crea una pressione artificiale che trascina verso l’alto anche il prezzo attuale del mercato fisico. Si crea così una profezia che si autoavvera: la scommessa sul rialzo futuro rende il gas più caro oggi, perché i venditori preferiscono conservare la risorsa per rivenderla a prezzi più alti o semplicemente perché il mercato spot si allinea alle aspettative future.
Il paradosso più inquietante è che questa volatilità estrema genera profitti record per le piattaforme di scambio (come l’Intercontinental Exchange – ICE) e per i gestori di portafoglio, mentre scarica il rischio e i costi sulle famiglie e sulle industrie. La borsa del gas è oggi un mercato “poco profondo” e privo di una vera vigilanza contro le manipolazioni: bastano scambi di volumi relativamente modesti per far saltare il banco e far impennare le bollette di un intero continente. In questo scenario, il gas non è più una materia prima strategica per lo sviluppo, ma un “sottostante finanziario” speculativo, dove il profitto di un trader a New York o Amsterdam pesa più della sicurezza energetica di un distretto industriale italiano. Sono ormai lontani i tempi in cui i prezzi si mantenevano stabili a lunghissima scadenza grazie a contratti decennali stipulati tra stati come avveniva ad esempio tra Italia (Ue) e Russia nel periodo prebellico e quindi precedente alle sanzioni energetiche alla Russia che hanno visto persino il sabotaggio delle condutture che trasprtavano il gas russo via tubo dalla Russia in Europa vedi North Stream e altri.
Sanzioni sabotaggi e guerra energetica. Oltre al clamoroso sabotaggio dei Nord Stream, la mappa dei collegamenti energetici tra Russia ed Europa è stata segnata da altre interruzioni critiche, alcune dovute ad atti deliberati, altre a decisioni politiche o incidenti in infrastrutture collegate che ne hanno compromesso il funzionamento. Il gasdotto Yamal-Europa, che attraversa Russia, Bielorussia e Polonia per arrivare in Germania, è stato uno dei primi a cadere sotto i colpi della guerra energetica. Sebbene non sia stato fisicamente fatto esplodere come il Nord Stream, ha subito un “sabotaggio politico e sanzionatorio“. Nella primavera del 2022, la Russia ha interrotto i flussi verso la Polonia dopo il rifiuto di Varsavia di pagare in rubli. Successivamente, la Russia ha imposto sanzioni contro la società EuRoPol Gaz (proprietaria del tratto polacco), rendendo legalmente impossibile l’uso dell’infrastruttura per Gazprom e decretando la fine operativa di un condotto capace di trasportare 33 miliardi di metri cubi l’anno.
L’immensa rete di gasdotti che attraversa l’Ucraina (il sistema Brotherhood o Bratstvo) ha subito danni diretti e interruzioni localizzate a causa dei combattimenti. Nel maggio 2022, l’operatore ucraino GTSOU ha dovuto dichiarare la “causa di forza maggiore” per il punto di ingresso di Sokhranivka, a causa dell’occupazione russa di una stazione di compressione chiave nel Donbass. Questo ha sottratto circa un terzo della capacità di transito ucraino verso l’Europa, un’interruzione fisica causata dal conflitto che ha ridotto drasticamente le forniture verso paesi come l’Austria e la Slovacchia. Recentemente, la cronaca ha registrato una serie di “strani incidenti” che gli analisti della guerra ibrida inquadrano in una strategia di pressione energetica continua:
Tra la fine del 2024 e l’inizio del 2026, si sono verificate esplosioni e incendi in infrastrutture critiche dell’Europa dell’Est (come in Romania, Ungheria e Slovacchia) che raffinano idrocarburi russi o che sono collegate all’oleodotto Druzhba. Questi eventi, pur non colpendo sempre gasdotti primari, hanno compromesso la logistica energetica integrata del continente.
Minacce al TurkStream: Sebbene il gasdotto TurkStream (che porta gas russo in Europa attraverso il Mar Nero e la Turchia) sia attualmente operativo, i servizi di sicurezza russi hanno dichiarato a più riprese di aver sventato tentativi di sabotaggio ucraini contro l’infrastruttura sottomarina, alimentando un clima di costante allerta che influisce sui prezzi della borsa di cui parlavamo nella nota precedente. Dal punto di vista dell’analisi finanziaria, infatti, ogni “incidente” o interruzione forzata su questi condotti agisce come un catalizzatore per la speculazione sui futures. Ogni volta che una valvola viene chiusa o un’infrastruttura colpita, i trader sui mercati derivati “prezzano” il rischio di una carenza permanente. Questo trasforma i sabotaggi fisici in enormi trasferimenti di ricchezza dai consumatori europei ai detentori di contratti finanziari, rendendo la sicurezza delle tubature un fattore di volatilità borsistica tanto potente quanto l’effettiva disponibilità di gas.
Il passaggio forzato indotto artificiosamente via guerra e sanzioni energetiche, dai gasdotti russi al Gas Naturale Liquefatto (GNL), in gran parte di provenienza statunitense, rappresenta una delle più radicali e costose ristrutturazioni industriali della storia europea che ha favorito la filiera del gas liquefatto che non si sarebbe mai potuta affermare a causa dei suoi alti costi di produzione affatto competitivi col gas da tubo contrattato tra stati (vedi Guerra e sanzioni alla Russia alimentano il mercato, anche borsistico, del gas liquefatto, in mare come in terra). Questa non è stata solo una sostituzione tecnica di una molecola con un’altra, ma un vero e proprio trasferimento di sovranità energetica e ricchezza verso l’altra sponda dell’Atlantico, con implicazioni profonde sulla competitività del continente europeo (vedi Gli USA hanno vinto la guerra contro l’Europa – La guerra bombarda l’Europa)
Il GNL come strumento di egemonia economica
L’abbandono delle rotte terrestri eurasiatiche ha consegnato l’Europa a una dipendenza strutturale dal mercato marittimo globale, dominato dai produttori di scisto americani (shale gas). Se il gas russo, come abbiamo già detto, viaggiava attraverso contratti a lungo termine legati a infrastrutture fisse, il GNL è per sua natura “nomade” e opportunista: va dove il prezzo è più alto. Questo ha costretto l’Europa a competere direttamente con le economie asiatiche in una guerra al rialzo permanente. Questo modello, lo ribadiamo, ha reso l’energia un bene di lusso, poiché il costo di estrazione, liquefazione, trasporto transoceanico e rigassificazione è intrinsecamente superiore a quello del semplice pompaggio via tubo. Il risultato è un differenziale di prezzo energetico tra Stati Uniti ed Europa che penalizza pesantemente il sistema industriale europeo ed in particolare le sue industrie energivore, spingendo molte di esse a delocalizzare proprio verso gli USA (vedi Inflaction Reduction Act), dove l’energia costa una frazione rispetto al TTF di Amsterdam (vedi sopra).
La trappola dei rigassificatori e il rischio di “Asset Incagliati”
Per rispondere all’emergenza, i governi europei hanno avviato una corsa frenetica alla costruzione di nuovi terminali di rigassificazione e all’acquisto di unità galleggianti (FSRU). Tuttavia, questa strategia espone il sistema a un rischio finanziario enorme nel medio termine. Da un lato, ci stiamo legando a infrastrutture pesanti che richiedono decenni per essere ammortizzate, tra l’altro, proprio mentre le direttive Green Deal impongono contraddittoriamente, una drastica riduzione del consumo di fossili entro il 2030 e il 2050. Il rischio concreto è quello di creare enormi “stranded asset – asset incagliati”, ovvero investimenti miliardari che diventeranno obsoleti prima di aver ripagato il capitale, i cui costi di smantellamento o inutilizzo finiranno inevitabilmente nelle bollette dei cittadini o nel debito pubblico nel frattempo che questo accada saranno stati in tanti a specularci sopra a danno di tutti.
La finanza speculativa e l’illusione della diversificazione
La diversificazione, presentata come un traguardo di sicurezza, si è rivelata in realtà un fertile terreno per la speculazione dei grandi fondi che abbiamo analizzato in precedenza. La flotta globale di navi metaniere è diventata un mercato derivato a cielo aperto: i trader possono decidere di dirottare un carico già in viaggio se i futures su una borsa asiatica offrono un margine superiore di pochi centesimi rispetto a quella europea. Questo rende l’approvvigionamento del continente fragile e soggetto ai capricci della finanza globale, trasformando il diritto all’energia in una variabile dipendente dai margini di profitto di intermediari che non hanno alcun interesse alla stabilità economica e sociale dei paesi importatori. In questo scenario, l’Europa è passata da una dipendenza politica da pochissimi fornitori a una dipendenza sistemica dai mercati finanziari, una forma di vulnerabilità forse meno visibile ma pericolosissima per la tenuta del sistema produttivo.
Il problema del “Prezzo Marginale”
In Europa si usa oltretutto, l’assurdo sistema del prezzo marginale: il prezzo finale per tutti i produttori viene fissato dalla fonte di energia più costosa necessaria in quel momento per coprire il fabbisogno. Spesso, infatti, il colpevole indicato è il gas, ma i dati dello scorso gennaio mostrano una realtà diversa. In molte ore della giornata, il gas è costato meno di altre fonti, come l’idroelettrico.
Questo significa che, anche quando il gas scende di prezzo, il sistema elettrico finisce per “agganciarsi” a costi più alti, permettendo a chi produce energia a costi bassi di ottenere margini di guadagno molto elevati.
C’è poi lo squilibrio geografico; la maggior parte delle richieste per nuovi impianti rinnovabili (eolico e fotovoltaico) riguarda maggiormente il Sud e le Isole e poiché l’energia viene prodotta lontano da dove serve di più (il Nord industriale), servono enormi investimenti per potenziare i cavi elettrici e costruire sistemi di accumulo (batterie).
C’è poi il problema degli Extra-costi. Secondo RSE (Ricerca sul Sistema Energetico), gestire questa distribuzione sbilanciata potrebbe costare circa 5,3 miliardi di euro in più, che finirebbero inevitabilmente nelle bollette dei cittadini nonché il fenomeno della “Cannibalizzazione”: quando c’è tantissimo sole, l’offerta di energia fotovoltaica è così alta che il suo valore di mercato crolla. Questo scoraggia gli investimenti privati, a meno che non intervenga lo Stato con dei sussidi pubblici, che sono un altro costo a carico della collettività che si aggiunge al fatto che l’emergenza energetica legittima per “pubblica utilità” l’esproprio della terra su cui grandi imprese private, multinazionali, società per azioni, decidono di installare impianti di energia da fonti rinnovabili (FER). Gli impianti sono fintamente pubblici. In realtà sono privati che vendono l’elettricità al Gestore dei servizi energetici GSE o al Gestore dei mercati energetici ecc. i quali, a loro volta, vendono alle utenze attraverso i Gestori del servizio di erogazione elettricità. L’elaborazione dei progetti FER avviene su terreni non di loro proprietà per ottenere i quali si avvia allegramente la procedura di esproprio. La legge è, infatti, dalla loro parte. Basta chiedere la VIA e ricevere gli incentivi previsti dal piano di ripresa e resilienza. (vedi Sei proprietario della tua terra finché una qualche grande impresa nazionale o estera non sia interessata ad essa).
Cosa sta facendo il Governo?
Per tamponare quanto precede il governo ha partorito un nuovo “decreto bollette” ossia aiuti per le famiglie con un ISEE sotto i 15.000 euro e supporto alle PMI con interventi mirati per ridurre gli oneri di sistema per le piccole e medie imprese e se ancora non ce la fai con la rateizzazione il governo ti darà la possibilità di spalmare nel tempo i costi degli oneri di sistema sulle bollette di tutti gli italiani per renderli meno un po' meno schiaccianti ogni mese. In pratica, ogni volta che un nuovo impianto viene costruito lontano dai centri di consumo senza una rete adeguata a sostenerlo, la spesa per adeguare i cavi e i sistemi di stoccaggio si trasforma in una voce di costo fissa che aumenta il prezzo finale del chilovattora per ogni singola famiglia, indipendentemente da dove essa si trovi.
Oltre ai costi necessari per trasportare l’energia da una parte all’altra del Paese, le bollette includono altre voci che servono a finanziare obiettivi collettivi e che spesso non hanno nulla a che fare con l’energia che consumiamo effettivamente nelle nostre case. Una parte importante di questi oneri di sistema è destinata a coprire i sussidi per le energie rinnovabili, necessari per rendere competitivi impianti che altrimenti non riuscirebbero a stare sul mercato a causa del calo dei prezzi dell’energia nelle ore di picco produttivo. Un’altra voce significativa serve a finanziare le agevolazioni per le imprese cosiddette energivore, ovvero quelle industrie che consumano enormi quantità di elettricità, come le acciaierie o le fabbriche di carta, e che lo Stato aiuta per evitare che chiudano o si trasferiscano all’estero a causa dei costi energetici troppo alti.
Inoltre, tra le componenti degli oneri troviamo anche fondi destinati alla ricerca nel settore energetico e, fino a poco tempo fa, persino i costi per lo smantellamento delle vecchie centrali nucleari dismesse decenni fa. Tutte queste spese vengono raggruppate e distribuite sulle bollette di ogni cittadino e azienda, pesando in modo fisso indipendentemente dal fatto che il prezzo del gas stia scendendo o salendo sul mercato internazionale. Come se non bastasse, a complicare ulteriormente questo quadro, interviene il Market Coupling, un sistema che punta a creare un mercato elettrico europeo unico e integrato. In parole semplici, il Market Coupling funziona come un algoritmo che mette in comunicazione le “borse elettriche” di diversi paesi, confrontando la domanda di energia con la capacità di trasporto dei cavi che collegano le varie nazioni. L’obiettivo sarebbe quello di armonizzare i prezzi e far fluire l’energia dove costa meno, ma in molte ore del giorno, questo meccanismo finisce per fissare prezzi superiori a quelli che si avrebbero considerando solo il costo di produzione locale, poiché il valore finale viene influenzato dalle dinamiche di scambio transfrontaliere.
In sostanza, la bolletta non è solo il conto di ciò che abbiamo consumato, ma è diventata una sorta di strumento di riscossione per finanziare qualsiasi effetto negativo della disfunzionalità di scelte tutte sbagliate sulle spalle dell’intero Paese.
Note
[1] La storia di Eni è una parabola che va dall’ambizione di sovranità energetica di un’Italia post-bellica alla realtà di una public company globale, profondamente integrata nei mercati finanziari internazionali. L’azienda nasce ufficialmente nel 1953 per volontà di Enrico Mattei, che trasformò l’ordine di liquidare l’Agip nella creazione di un gigante energetico nazionale. Mattei impose la cosiddetta “Formula Mattei”, offrendo ai paesi produttori condizioni molto più vantaggiose rispetto al cartello delle “Sette Sorelle”, stabilendo un legame diretto tra lo Stato italiano e le risorse del Medio Oriente e dell’Africa. Dopo la tragica uccisione del fondatore nel 1962, Eni ha vissuto decenni come ente pubblico economico, espandendosi in settori eterogenei come la chimica e il tessile, prima di affrontare una radicale trasformazione negli anni Novanta. Con il decreto legge del 1992, Eni divenne una Società per Azioni, avviando un processo di privatizzazione attraverso diverse tranche di collocamento sul mercato che hanno ridotto la quota pubblica, mantenendo però un controllo strategico statale.
Oggi Eni è una società quotata sia alla Borsa di Milano che a quella di New York. L’assetto proprietario attuale riflette una tensione tra la natura strategica per l’Italia e l’apertura ai capitali internazionali. Lo Stato italiano esercita il controllo di fatto attraverso una partecipazione complessiva di circa il 32%, suddivisa tra la Cassa Depositi e Prestiti (CDP), che detiene circa il 29,7%, e il Ministero dell’Economia e delle Finanze (MEF), con una quota diretta di poco superiore al 2%. Questa struttura permette al governo di esercitare i cosiddetti “poteri speciali” (Golden Power) per tutelare gli interessi nazionali in un settore critico come quello energetico.
La maggioranza del capitale di Eni, pari a circa il 50-60%, è in mano a investitori istituzionali, con una presenza massiccia di fondi americani e britannici. In questo contesto spiccano i cosiddetti Big Three della gestione patrimoniale globale. BlackRock è storicamente uno dei principali azionisti privati, con una quota che oscilla spesso intorno al 3-5%, rendendolo il primo investitore non statale. Seguono The Vanguard Group, che detiene una quota rilevante attraverso i suoi numerosi fondi indicizzati, e State Street Global Advisors. Oltre a questi colossi, l’azionariato vede la partecipazione di altri importanti attori globali come: Norges Bank, il fondo sovrano norvegese, che investe stabilmente nel titolo Eni. Amundi Asset Management, il principale gestore europeo. Grandi gruppi come Massachusetts Financial Services (MFS) e vari fondi pensione internazionali. Da questo particolare assetto deriva la pressione per i dividendi e il debito e la massimizzazione del valore per l’azionista a breve termine. Lo scopo principale di Eni mira infatti a mantenere una politica di dividendi e buyback (riacquisto di azioni proprie) estremamente generosa anche in periodi di volatilità. Per soddisfare le aspettative di rendimento dei grandi fondi come BlackRock o Vanguard, l’azienda è portata a indebitarsi così come a sacrificare investimenti produttivi a lungo termine. Si tratta di una forma di “estrazione di valore” che privilegia la rendita finanziaria rispetto alla solidità industriale e alla stabilità occupazionale. Inoltre la necessità di garantire flussi di cassa costanti spinge i fondi a supportare il mantenimento delle attività fossili (gas e petrolio), che generano margini immediati più alti rispetto alle rinnovabili. Questo crea un circolo vizioso in cui gli obiettivi di decarbonizzazione al 2050 rappresentano un’operazione di greenwashing finalizzata a rassicurare il mercato assai lontano dal piano di trasformazione industriale radicale propagandato.
Dal punto di vista della politica industriale, la forte presenza di capitali esteri rappresenta un limite alla capacità dello Stato italiano di utilizzare Eni come strumento strategico. Sebbene il Tesoro mantenga il controllo, l’esigenza di non provocare fughe di capitali internazionali (sell-off) obbliga l’azienda a seguire logiche di mercato globali che possono divergere dagli interessi nazionali, come la sicurezza energetica a prezzi calmierati o lo sviluppo di filiere tecnologiche locali meno redditizie nell’immediato. Un’ulteriore criticicità riguarda la cosiddetta proprietà comune. I grandi fondi detengono contemporaneamente quote rilevanti di Eni e dei suoi principali concorrenti globali (come Shell, BP o TotalEnergies). Ovviamente questa concentrazione riduce la competizione reale: se i proprietari sono gli stessi, il management delle diverse compagnie è sicuramente meno incentivato a farsi qualsiasi concorrenza reale sui prezzi o sull’innovazione, portando a un allineamento verso l’alto delle tariffe energetiche a danno dei consumatori finali.
[2] Il rapporto tra il giacimento Zohr e l’impianto di Damietta rappresenta l’integrazione perfetta della strategia di Eni nel Mediterraneo Orientale: il primo è il “motore” (la produzione), il secondo è lo “sbocco” (l’esportazione globale).
Il giacimento Zohr, situato nell’offshore egiziano, produce enormi quantità di gas naturale che vengono trasportate a terra per soddisfare innanzitutto il mercato interno dell’Egitto. Tuttavia, la vera rilevanza strategica per Eni e per l’Europa risiede nell’eccedenza di produzione. Qui entra in gioco l’impianto di Damietta (SEGAS), una delle principali infrastrutture di liquefazione del gas (LNG) della regione. Senza Damietta, il gas di Zohr rimarrebbe confinato nei gasdotti locali; grazie a Damietta, quel gas può essere raffreddato fino allo stato liquido, caricato su navi metaniere e venduto sui mercati internazionali, inclusa l’Italia.
Il legame tra i due asset è diventato operativo e cruciale nel 2021, quando Eni ha guidato la riapertura dell’impianto di Damietta dopo ben otto anni di fermo dovuti a dispute legali e carenza di gas in Egitto. La scoperta di Zohr ha garantito la materia prima necessaria per rendere l’impianto di nuovo redditizio. Oggi, Eni detiene una quota del 50% in Union Fenosa Gas (società che gestisce l’impianto insieme allo Stato egiziano), consolidando una posizione di controllo su tutta la filiera: dall’esplorazione sottomarina alla trasformazione in liquido.
Questo asse Zohr-Damietta ha trasformato l’Egitto in un hub energetico regionale. L’impianto di Damietta non lavora solo il gas egiziano, ma è predisposto per ricevere gas anche da altri giacimenti (anche di paesi vicini come Israele o Cipro) per poi esportarlo. Per gli azionisti di Eni, inclusi i grandi fondi di cui parlavamo, questo sistema rappresenta una garanzia di flessibilità: l’azienda può decidere se vendere il gas in loco o spedirlo via nave dove i prezzi sono più alti, massimizzando i margini operativi. C’è, inoltre, un importante legame tra il giacimento Gaza Marine e l’impianto di Damietta. Poiché l’infrastruttura egiziana è considerata lo sbocco naturale per liquefare ed esportare il gas palestinese, tecnicamente, il progetto prevederebbe che le risorse di Gaza vengano inviate verso i terminali controllati da Eni in Egitto per generare ricavi destinati all’autorità palestinese. Tuttavia, la situazione è irrisolta ed assai tesa a causa delle licenze di esplorazione che Israele ha assegnato a Eni in aree marittime parzialmente contese, sollevando dure critiche internazionali e accuse di violazione del diritto internazionale (vedi Gaza Marine. Il gas nel mare della Striscia – Genocidio con furto. Nel mirino i corvi e gli avvoltoi dell’ENI che volteggiano su Gaza Marine)
Fonti
https://www.arera.it/it/relaz_ann/24/relazione2024.htm
https://www.theice.com/products/27996665/Dutch-TTF-Natural-Gas-Futures
https://www.acer.europa.eu/en/remit/remit-market-monitoring
https://www.adalah.org/en/content/view/10943
https://unctad.org/publication/economic-cost-occupat-palestinian-people-unrealized-oil-and-natural-gas-potential
https://www.recommon.org/
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