La partita del petrolio è una delle principali sfide collaterali per la Russia impegnata da oltre quattro anni e mezzo nella guerra in Ucraina e questa risorsa, assieme al gas naturale, è una fonte fondamentale di entrate per la macchina bellica del Cremlino e per l’intera economia di Mosca. Messa sotto pressione l’industria della raffinazione a causa degli attacchi mirati ucraini che nell’ultimo anno e mezzo avrebbero, secondo l’Agenzia Internazionale dell’Energia, contribuito a ridurre a giugno del 30 per cento rispetto alla capacità massima (3,8 milioni di barili di prodotti al giorno su 6,5 potenzialmente disponibili) il rendimento del sistema di raffinazione di Mosca, la Russia ha dovuto anche affrontare la necessità di dover piazzare nei mercati internazionali il proprio greggio in un contesto reso estremamente mutevole dal clima sanzionatorio sempre più impattante da parte dei Paesi occidentali, soprattutto per i provvedimenti europei contro la “flotta ombra”, e da nuove dinamiche di mercato plasmate dall’esplosione della guerra in Iran (Martina Besana ha parlato in una puntata di InsideWeek degli scenari energetici della crisi globale e degli impatti per tutti noi. InsideWeek aiuta a pensare globalmente ciò che tocca la vita di tutti noi. Clicca qui per abbonarti!).

Il quadro è dunque assai complesso e dal punto di vista di Mosca notizie di vario tipo si alternano, in un contesto che dopo esser stato condizionato negli anni scorsi soprattutto dal gas naturale vede ora il petrolio, con le sue pesanti oscillazioni di prezzo su scala globale connesse all’altalena di forniture e disponibilità nel 2026, a modificare la geografia del bilancio russo: a ottobre Reuters prevede che la Russia avrà incassato 12 miliardi di dollari dalla vendita di prodotti petroliferi e gasieri, un aumento del 10% rispetto allo stesso periodo dello scorso anno, dopo che però nel periodo gennaio-settembre la contrazione complessiva è stata del 17% a 64,4 miliardi di dollari (si ridurrebbe al -14% se fossero confermati i dati di ottobre) in un quadro in cui per l’aumento del deficit federale la Russia ha dovuto provvedere, nella sua previsione di bilancio, a un nuovo aumento delle imposte che alzano il costo della guerra e della nuova dinamica economica per la popolazione e il sistema produttivo.

L’altalena dell’economia energetica russa

L’altalena per la Russia prosegue: la Kyiv School of Economics, attenta a analizzare l’andamento del flusso di greggio del Paese nemico, in uno studio ha scritto che ad agosto “le esportazioni totali di petrolio greggio e prodotti petroliferi russi sono diminuite di 410.000 barili al giorno rispetto a luglio e di 840.000 barili al giorno rispetto all’anno precedente, raggiungendo i 6,4 milioni di barili al giorno, il livello più basso dal 2018”.

Dati di altra provenienza contribuiscono a costruire un quadro in evoluzione: se a settembre Centre for Research in Energy and Clean Air, complessivamente, mostrava un calo del 6% complessivo delle vendite di prodotti energetici in termini quantiativi rispetto al mese precedente ma una stabilizzazione dei ricavi, nell’ultimo mese è emerso che, d’altro canto, a essere in crescita è il valore degli introiti dalla vendita di mero petrolio greggio, che ha raggiunto a inizio ottobre il valore record di 2,58 miliardi di dollari a settimana secondo le stime di Bloomberg, dato record dall’inizio dell’attacco all’Ucraina poi ritoccato al rialzo a 2,76 miliardi di dollari nella settimana conclusasi il 25 ottobre, con IntelliNews che ricorda che “Cina e India rimangono di gran lunga i maggiori acquirenti, sebbene molti carichi recenti indichino solo una destinazione intermedia – come Suez, Port Sudan o Singapore – finché le petroliere non si trovano già in una fase avanzata del tragitto”.

Tale prospettiva è stata favorita anche dall’aumento del prezzo del greggio Urals, il benchmark russo, che da fine agosto ha guadagnato circa un quarto del suo valore, e questo sicuramente ha contribuito a mantenere in linea di galleggiamento le entrate russe, seppure Le Grand Continent abbia giustamente precisato che il valore record di entrate dal greggio è l’altra faccia della medaglia della minor capacità russa di esportare prodotti raffinati a causa degli attacchi strategici ucraini, sostituiti con l’oro nero destinato alla lavorazione sui mercati di destinazione.

Il nodo della diversificazione tra petrolio e raffinati

In tal senso, anche se la vendita di prodotti raffinati siano di recente rimbalzate, la quota complessiva secondo i dati Vortexa analizzati da Bloomberg si è attestata a 1,17 milioni di barili al giorno a settembre, ancora lontano da valori ben più alti nel corso della guerra, che a marzo 2023 toccavano i 3 milioni di barili al giorno e si sono attestati sopra i due milioni di barili al giorno per tutti i mesi dall’inizio della guerra in Ucraina (eccetto ottobre-novembre 2025), fino a maggio, quando ha iniziato a intensificarsi l’effetto dei raid ucraini divenuto dirompente in estate. La Russia ha pagato direttamente le conseguenze di tali attacchi tramite costi di ricostruzione e riparazione, sussidi alle raffinerie per riprendere l’attività, controlli all’export e razionamenti dei carburanti in diverse aree del Paese.

Per Mosca, dunque, il quadro è complesso: l’impatto sull’accesso a diversi mercati in campo petrolifero connesso all’estensione delle sanzioni europee, i problemi alla capacità di raffinazione e i minori ricavi sono un indubbio fattore di tensione. Parimenti, la Russia non ha visto collassare il suo settore del greggio e sta cercando strumenti di diversificazione, in cui si inseriscono anche le prospettive aperte dal temporaneo stop imposto dall’amministrazione Usa di Donald Trump alle ultime, draconiane, sanzioni contro Mosca in cambio di una quota di export di diesel russo agli Usa. All’ombra del negoziato russo-americano si è consumato un netto rallentamento degli attacchi ucraini alle raffinerie giustificato anche dalle pressioni Usa per il tentativo di Trump di imputare proprio a tali raid, e non solo al preminente impatto dell’attacco americano all’Iran, il problema dell’impennata generalizzata dei prezzi energetici globali, oltre che dalla volontà di cristallizzare una situazione energetica che ha visto gli Usa espandere la loro capacità di presenza nei mercati energetici globali, non solo occidentali, anche sulla scorta delle difficoltà russe.

Gli scenari per la Russia

La presente analisi ha mostrato studi e dati provenienti da fonti diverse e non necessariamente sovrapponibili, e del resto l’ampiezza del tema e il moltiplicarsi delle chiavi di lettura impone attenzione e incrocio tra le fonti, ma molti dati incrociati contribuiscono a delineare un quadro con capisaldi precisi: il tema petrolifero è più dinamico e in evoluzione rispetto al consolidato gioco geopolitico e geoeconomico del gas naturale per la Federazione Russa, e nel quadro di una disruption globale ciò apre prospettive di incertezza sui volumi ma può garantire una copertura in termini economici nelle fasi di più alto prezzo; nel complesso, il 2026 è stato finora un anno di difficoltà per la Russia per la capacità di usare come forma di finanziamento dello Stato il suo immenso comparto petrolifero, ma la resilienza, come dimostrano le stime sull’export di greggio all’estero in queste settimane, non manca.

Il vero collo di bottiglia è sui prodotti raffinati ad alto valore aggiunto, a testimonianza del fatto che la “sanzione” più dura a Mosca l’hanno imposta i droni ucraini, senza però far crollare, finora, la capacità di Mosca di stare sul mercato. Resta il dilemma di quanto a lungo potrà durare una situazione in cui la Russia alza il costo interno della guerra per la cittadinanza e l’economia mentre il settore energetico resta sull’ottovolante. Come per Kiev, anche per Mosca la vera questione sta nella capacità di sopportare tensioni e resistere al logoramento. La percezione è che i prossimi mesi e il 2027 in arrivo saranno cruciali per capire le risposte a tali dilemmi.

Fonti

• Russia Hikes June Subsidies to Refiners as Fuel Shortages Bite, Bloomberg, 3 luglio 2026 – https://www.bloomberg.com/news/articles/2026-07-03/russia-hikes-june-subsidies-to-refiners-as-fuel-shortages-bite
• “EU’s 21st sanctions package: key impacts for banking, energy and shipping”, Pennington’s Law, 24 luglio 2026 – https://www.penningtonslaw.com/insights/eus-21st-sanctions-package-key-impacts-for-banking-energy-and-shipping/
• “Russian refining sector struggles amid intensifying Ukrainian attacks” – International Energy Agency – Commentary, 17 settembre 2026 – https://www.iea.org/commentaries/russian-refining-sector-struggles-amid-intensifying-ukrainian-attacks
• “Russian Oil Tracker – September 2026: Russia’s Oil and Oil Products Exports Fall to Lowest Level Since 2018, as Higher Prices Add Only $0.3 Billion to Export Revenue”, Kyiv School of Economics, 5 ottobre 2026 – https://kse.ua/en/news/russian-oil-tracker-september-2026-russias-oil-and-oil-products-exports-fall-to-lowest-level-since-2018-as-higher-prices-add-only-0-3-billion-to-export-revenue/
• “Russia’s Oil-Export Boom Undercut by Payouts, Diesel Sales Ban”, Bloomberg, 6 ottobre 2026 – https://www.bloomberg.com/news/articles/2026-10-06/russia-s-oil-export-boom-undercut-by-payouts-diesel-sales-ban
• Economia russa: i proventi delle esportazioni di petrolio greggio raggiungono il livello più alto dal 2022, Le Grand Continent, 7 ottobre 2022 – https://legrandcontinent.eu/it/2026/10/07/economia-russa-i-proventi-delle-esportazioni-di-petrolio-greggio-raggiungono-il-livello-piu-alto-dal-2022/
• “Russia’s Oil Product Exports Rise Even as Diesel Shipments Slump”, Bloomberg, 8 ottobre 2026 – https://www.bloomberg.com/news/articles/2026-10-08/russia-s-oil-product-exports-rise-even-as-diesel-shipments-slump
• Russia’s Oil and Gas Revenues Forecast to Rise 10% Year-on-Year in October to $12Bln”, The Moscow Times, 15 ottobre 2026 – https://www.themoscowtimes.com/2026/10/15/russias-oil-and-gas-revenues-forecast-to-rise-10-year-on-year-in-october-to-12bln-a93992
• “September 2026 — Monthly analysis of Russian fossil fuel exports and sanctions” – CREA (Centre for Research on Energy and Clean Air), 16 ottobre 2026 – https://energyandcleanair.org/september-2026-monthly-analysis-of-russian-fossil-fuel-exports-and-sanctions/
• Russia’s budget deficit for nine months exceeded the annual plan by 37%, Mezha, 19 ottobre 2026 – https://mezha.net/eng/news/mezha-2f2ea6479edbd7ea7e159048_russia-s_budget_deficit/
• New taxes in Russia fuel tensions between Kremlin and big business, Ukinform, 29 ottobre 2026 – https://www.ukrinform.net/rubric-economy/4178808-new-taxes-in-russia-fuel-tensions-between-kremlin-and-big-business-intelligence.html
• Russia’s weekly seaborne crude export value hits wartime high of $2.76bn, IntelliNews, 29 ottobre 2026 – https://www.intellinews.com/russia-s-weekly-seaborne-crude-export-value-hits-wartime-high-of-2-76bn-480016/?source=asia
• Russia Eases Fuel Rations in 15 Regions After Kyiv Halts Refinery Attacks, Kyiv Post, 29 ottobre 2026 – https://www.kyivpost.com/post/88564
• Prezzo Urals – https://it.tradingeconomics.com/commodity/urals-oil

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Il programma congiunto per la costruzione di undici Arctic Security Cutters evidenzia la dipendenza tecnologica di Washington dal know-how cantieristico finlandese per colmare il proprio divario strategico polare. Mentre le unità vengono ripartite tra i cantieri europei e statunitensi attraverso un graduale trasferimento di capacità, l’accordo ridefinisce la competizione industriale tra le potenze. La Russia mantiene un solido vantaggio operativo, in particolare grazie alla flotta di rompighiaccio a propulsione nucleare e al controllo della Rotta Marittima del Nord, mentre la Cina espande progressivamente le proprie piattaforme di ricerca. Per Helsinki, l’intesa rappresenta una leva di potere geoeconomico per valorizzare le proprie competenze specializzate, sebbene l’evoluzione a lungo termine della filiera resti legata alla reale capacità degli Stati Uniti di internalizzare le tecnologie di navigazione artica. Cantieristica, trasferimento tecnologico e competizione strategica tra NATO, Russia e Cina mostrano come una potenza industriale specializzata possa diventare indispensabile a un alleato molto più grande.

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Competenza di nicchia e potere tecnologico

Il sistema finlandese è il risultato di decenni di adattamento a un vincolo geografico: porti e collegamenti marittimi devono restare disponibili anche durante inverni intensi nel Mar Baltico. Ne è derivata una concentrazione di architetti navali, cantieri, produttori di acciaio e laboratori di simulazione. Business Finland attribuisce alla filiera nazionale una quota di rilievo storico nella progettazione e costruzione globale di rompighiaccio. Un elemento cruciale è la ricerca applicata, come le vasche di prova di Aker Arctic, che consentono di osservare la reazione dei modelli di scafo a diversi campioni di ghiaccio. Questa competenza di nicchia trasforma un’economia aperta e di dimensioni ridotte in un nodo di potere tecnologico globale, costringendo una superpotenza continentale a stringere un’alleanza industriale paritaria ma profondamente asimmetrica per colmare le proprie lacune strutturali.

Dall’Ice Pack ai contratti

La cooperazione bilaterale affonda le radici nell’ICE Pact annunciato nel 2024 da Finlandia, Stati Uniti e Canada, evolvendosi poi in una concreta commessa industriale sotto le nuove amministrazioni. Alla fine del 2025 e nei primi mesi del 2026 sono stati definiti gli affidamenti per undici unità ASC, coinvolgendo i cantieri finlandesi Rauma Marine Constructions e Helsinki Shipyard insieme agli impianti statunitensi Bollinger e Davie Defense. Il taglio dell’acciaio avviato a Pori segna il passaggio dalla pianificazione politica alla produzione materiale. Tuttavia, la complessa ingegneria finanziaria e i contratti miliardari, che superano complessivamente i sei miliardi di dollari in stime preliminari, richiedono un monitoraggio costante per verificare il rispetto dei calendari di consegna previsti a partire dal 2028 e la reale efficacia del trasferimento tecnologico.

Il deficit navale Usa e il confronto con Mosca e Pechino

Il censimento ufficiale della Guardia Costiera evidenzia una flotta polare statunitense storicamente limitata e afflitta da ritardi strutturali nei programmi di unità pesanti, come dimostrano le criticità rilevate dal Government Accountability Office. Di contro, la Russia conserva una posizione operativa dominante grazie a una flotta di rompighiaccio a propulsione nucleare e a una logistica integrata che unisce il controllo della Rotta Marittima del Nord a grandi gruppi strategici come Rosatom. La Cina, dal canto suo, avanza rapidamente con piattaforme di ricerca come la Xuelong 2. In questo scenario multipolare, l’alleanza atlantica e i nuovi pattugliatori abilitati alla navigazione nel ghiaccio non annullano istantaneamente il vantaggio russo, ma costituiscono uno strumento fondamentale per riaffermare la presenza occidentale, la sicurezza e la capacità di soccorso in un teatro polare sempre più conteso.

https://www.shippingitaly.it/2026/08/17/fincantieri-pronta-a-sfruttare-lapertura-di-trump-alla-cantieristica-estera-per-la-us-navy

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Le tensioni sulle forniture internazionali hanno spinto gli Stati Uniti a riconoscere ufficialmente il valore strategico dell’elio: il Dipartimento dell’Energia ha inserito il gas nell’elenco delle materie prime critiche, in ragione del suo ruolo nella produzione di semiconduttori e nelle tecnologie energetiche avanzate. La designazione consentirà di rendere disponibili ulteriori finanziamenti federali per i produttori e sottoporrà la risorsa a una maggiore attenzione da parte del governo. La decisione arriva mentre la guerra in Medio Oriente compromette le esportazioni del Qatar e le restrizioni commerciali di Russia e Cina rendono più complesso l’accesso al mercato. Per l’Europa, che dipende dalle forniture estere, il problema è assicurarsi volumi sufficienti per le proprie industrie.

I finanziamenti federali

La decisione statunitense riconosce il peso di un gas spesso associato a impieghi di uso comune, ma indispensabile per numerosi processi industriali: l’elio viene infatti utilizzato nella produzione di semiconduttori, negli impianti per la fabbricazione di componenti elettronici e in diverse tecnologie energetiche. Trova impiego anche nelle apparecchiature per la risonanza magnetica e in altri sistemi che richiedono temperature estremamente basse. Secondo il Dipartimento dell’Energia, la classificazione come materiale critico risponde al rischio di interruzioni della catena di approvvigionamento e alla necessità di garantire l’accesso a risorse essenziali per le tecnologie strategiche.

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Il provvedimento apre la strada a maggiori finanziamenti federali e rafforza il controllo pubblico su una filiera fortemente esposta alle tensioni internazionali. Il segretario all’Energia Chris Wright ha inoltre collegato la scelta all’obiettivo dell’amministrazione Trump di ridurre la dipendenza da fornitori esteri, rafforzare la produzione nazionale e sostenere l’occupazione industriale. Gli Stati Uniti sono già il principale produttore mondiale di elio, ma la disponibilità interna non li sottrae ai rischi di un mercato globale sotto pressione; la classificazione punta quindi a consolidare una filiera considerata essenziale per la manifattura e per la sicurezza economica del Paese.

Qatar in crisi, Russia chiusa

L’elio viene estratto soprattutto come sottoprodotto della lavorazione del gas naturale. La produzione è concentrata in pochi Paesi: oltre agli Stati Uniti, tra i principali fornitori figurano Qatar e Russia, e proprio questa ristretta concentrazione rende il mercato particolarmente vulnerabile quando un grande produttore riduce le esportazioni o le rotte commerciali diventano impraticabili.

La guerra in Medio Oriente ha colpito direttamente le forniture qatariote: la chiusura dello stretto di Hormuz e gli attacchi contro infrastrutture energetiche del Qatar hanno compromesso le esportazioni, riducendo la disponibilità di elio sui mercati internazionali. Le conseguenze si propagano ben oltre il settore del gas: le industrie che utilizzano l’elio nei processi produttivi rischiano di incontrare maggiori difficoltà nel reperirlo, con possibili ripercussioni sulla continuità delle attività.

Alla pressione sul Qatar si aggiunge la scelta della Russia che ad aprile ha introdotto restrizioni temporanee alle esportazioni per proteggere il mercato interno. La combinazione di interruzioni logistiche e limiti commerciali restringe le alternative per gli acquirenti, soprattutto nei Paesi che non dispongono di una produzione nazionale sufficiente.

Ma la vulnerabilità deriva anche dalle caratteristiche del gas: l’elio è una risorsa non rinnovabile e, una volta disperso nell’atmosfera, è difficile recuperarlo economicamente nelle concentrazioni necessarie. Per questo la disponibilità dipende in larga misura dall’estrazione, dalla capacità di trattamento e dalle infrastrutture che permettono di trasportarlo e conservarlo.

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Europa, l’elio russo attraverso la Cina

Per l’Europa, la contrazione delle forniture si somma alla dipendenza da produttori esterni. L’Unione europea ha vietato nel 2024 le importazioni dirette di elio russo, ma una parte delle forniture avrebbe continuato a raggiungere i mercati europei attraverso la Cina, secondo quanto riportato dal Financial Times; Pechino, pur non essendo uno dei maggiori produttori mondiali, ha quindi svolto un importante ruolo di snodo per il transito dell’elio russo verso l’Europa. A luglio, la Cina ha però introdotto un divieto temporaneo di esportazione del gas, restringendo ulteriormente i canali attraverso cui il materiale poteva raggiungere gli utilizzatori europei. Il risultato è una filiera con meno opzioni proprio mentre la crisi in Medio Oriente compromette le forniture dal Qatar.

Le ripercussioni potenziali riguardano soprattutto i comparti che non possono sostituire facilmente l’elio con altri materiali. Nella produzione dei semiconduttori, il gas è impiegato per il raffreddamento e per controllare le condizioni di processo; nella diagnostica medica è essenziale per il funzionamento di molti sistemi di risonanza magnetica. Eventuali carenze possono quindi mettere sotto pressione sia l’industria elettronica che alcuni servizi sanitari.

La designazione americana mostra chiaramente quanto l’accesso alle materie prime sia diventato parte delle politiche industriali e di sicurezza economica. Washington punta a rafforzare la propria capacità produttiva e a ridurre l’esposizione alle interruzioni estere; per l’Europa, invece, la crisi mette in evidenza la necessità di diversificare le fonti, verificare la solidità delle rotte commerciali e assicurarsi forniture sufficienti per i settori che dipendono da questo gas. In un mercato concentrato in pochi Paesi, la disponibilità di elio non è più soltanto una questione di approvvigionamento industriale: è anche un problema di continuità produttiva.

Fonti:

Euronews, US designates helium as critical material as Europe faces supply squeeze, 2026. Disponibile su: https://www.euronews.com/2026/10/23/us-designates-helium-as-critical-material-as-europe-faces-supply-squeeze

CBS News, U.S. designates helium a critical material following 60 Minutes report, 2026. Disponibile su: https://www.cbsnews.com/news/helium-critical-material-energy-department-supply-chain/

Financial Times, Chinese helium ban threatens supplies to Europe, 2026. Disponibile su: https://www.ft.com/content/892872ad-fb56-4774-abae-4d2880922635?syn-25a6b1a6=1

L'articolo Elio materia prima strategica: gli Usa blindano le forniture e l’Europa rischia di restare a corto proviene da InsideOver.

Il 25 ottobre 2026, il Consiglio della Nazione algerino ha approvato l’invio di un contingente dell’Esercito Nazionale Popolare in Niger. La misura punta a tutelare le installazioni petrolifere gestite dal colosso statale Sonatrach e dalla controllata SIPEX, con un focus prioritario sul blocco esplorativo di Kafra. Il passaggio parlamentare non costituisce una dichiarazione di guerra o un’operazione d’attacco immediata, bensì un’autorizzazione preventiva prevista dall’articolo 91 della Costituzione algerina, emendata nel 2020. Tale norma richiede l’approvazione dei due terzi di ciascuna camera parlamentare prima che il Presidente possa autorizzare il dispiegamento delle truppe all’estero. Algeri sceglie quindi un approccio legale e istituzionale per proteggere i propri investimenti industriali e consolidare la presenza economica nel Sahel, riducendo i rischi legati all’instabilità politica e alle minacce asimmetriche nella regione.

Dalla tensione alla cooperazione

Il voto rappresenta il punto d’arrivo di una traiettoria diplomatica complessa. Dopo le tensioni della primavera 2025, innescate dall’abbattimento di un drone maliano vicino al confine algerino e dalle reticenze dell’Alleanza degli Stati del Sahel (AES), l’Algeria ha riattivato un dialogo pragmatico con Niamey. Il vertice di febbraio 2026 tra il presidente algerino Abdelmadjid Tebboune e il capo della giunta nigerina Abdourahamane Tiani ha sancito la riapertura dei canali politici ed economici.

Sul piano operativo, la cooperazione include già la cessione di elicotteri e, nell’agosto 2026, l’invio temporaneo di caccia Sukhoi Su-30 a Niamey per rafforzare la sicurezza dell’area aeroportuale dopo forti tensioni interne. L’integrazione economica si manifesta nella commercializzazione congiunta del greggio nigerino Meleck, nelle forniture di carburante Jet A1 dalla raffineria di Adrar alla società statale Sonidep, e nei progetti di riattivazione delle reti elettriche e di trasporto minerario.

Il polo di Kafra e il Gasdotto Transahariano

Al centro degli interessi algerini vi è il bacino di Kafra, situato nel Niger settentrionale al confine con l’Algeria. Non si tratta di un impianto già pienamente operativo, ma di una complessa fase di perforazione ed esplorazione guidata da Sonatrach e dalla società tecnica ENAFOR. Garantire la continuità delle operazioni in un’area isolata richiede una presenza logistica e di sicurezza costante, al riparo dalle incursioni di gruppi armati e bande criminali transfrontaliere. L’altro asset fondamentale è il Gasdotto Transahariano (TSGP), infrastruttura progettata per collegare i giacimenti della Nigeria e del Niger ai terminali di esportazione algerini sul Mediterraneo. Nonostante il progetto sia ancora lontano dal completamento e i cantieri procedano a fasi alterne, per Algeri il Niger rappresenta un corridoio logistico irrinunciabile per la propria proiezione energetica regionale.

Gli effetti su Italia e Ue

La scelta di scendere sul campo saheliano comporta complessità geopolitiche rilevanti. Il Niger ha progressivamente interrotto i ponti con i tradizionali partner occidentali, a partire dalla Francia, e ha stretto legami di sicurezza con la Russia e la struttura Africa Corps. La presenza di truppe algerine sul territorio nigerino imporrà un coordinamento cauto per evitare sovrapposizioni o incidenti con gli altri attori esterni. Inoltre, il Niger continua ad affrontare attacchi jihadisti nelle regioni occidentali come Tillabéri. Tuttavia, la missione algerina appare configurata con un mandato circoscritto alla sorveglianza delle infrastrutture e dei corridoi industriali a Nord, evitando l’ingaggio diretto nelle operazioni anti-guerriglia. Un prolungamento involontario o il coinvolgimento delle truppe in scontri diretti rappresenterebbero il rischio principale per il contingente di Algeri.

Per l’Italia e l’Unione Europea, le decisioni prese ad Algeri hanno una rilevanza diretta. L’Algeria è diventata il primo fornitore di gas naturale per il mercato italiano attraverso il gasdotto Transmed, sostituendo la quota fondamentale precedentemente importata dalla Russia. La stabilità della dorsale energetica nordafricana e la sicurezza dei confini meridionali dell’Algeria sono requisiti essenziali per la sicurezza degli approvvigionamenti nazionali. Un rafforzamento della presenza algerina nel Sahel garantisce una maggiore deterrenza contro l’instabilità nei punti di snodo strategici, proteggendo le future arterie di approvvigionamento gassiero. Allo stesso tempo, Roma e i partner europei sono chiamati a monitorare gli equilibri di un quadrante dinamico, dove la convergenza tra diplomazia energetica, presenza militare e sovranismo saheliano sta ridisegnando la mappa delle influenze nell’Africa occidentale.

Fonti

https://www.limesonline.com/articoli/algeria-italia-relazioni-economiche-energia-gas-investimenti-piano-mattei-22901527

https://www.cittadellaspezia.com/2026/10/26/energia-dallalgeria-allitalia-con-cavi-sottomarini-per-la-stazione-di-conversione-anche-le-ipotesi-vaccari-e-arcola-petrolifera-677842

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Cipro si avvicina alla prima valorizzazione commerciale delle proprie risorse di gas naturale con l’avvio della fase esecutiva di Cronos, il giacimento situato nel Blocco 6 della Zona economica esclusiva dell’isola. Il 26 ottobre, a Nicosia, Eni ha formalizzato l’assegnazione dei principali contratti per la costruzione delle infrastrutture e le attività di perforazione, per un valore complessivo stimato tra 1,3 e 1,8 miliardi di dollari. Alla cerimonia hanno partecipato il presidente della Repubblica Nikos Christodoulides, il ministro dell’Energia Michael Damianos e Guido Brusco, responsabile delle attività operative di Eni nel settore delle risorse naturali.

La firma segue la decisione finale di investimento approvata il 28 luglio e mette in moto le attività necessarie per rispettare l’obiettivo di avviare la produzione nel primo semestre del 2028. Le risorse del giacimento sono stimate in oltre 3.000 miliardi di piedi cubi di gas inizialmente in posto – equivalenti a circa 85 miliardi di metri cubi – mentre la produzione dovrebbe raggiungere a regime 500 milioni di piedi cubi standard al giorno, pari a circa 14,2 milioni di metri cubi. Per Cipro, che finora non ha sviluppato commercialmente un proprio giacimento di idrocarburi, si tratta del passaggio dalle scoperte alla costruzione di una vera e propria filiera produttiva.

Eni, presente sull’isola dal 2013, opera il Blocco 6 con una quota del 50% in partnership con TotalEnergies. Lo sviluppo di Cronos è quindi il primo progetto di produzione di idrocarburi del Paese e un banco di prova per la capacità di trasformare le risorse individuate nel Mediterraneo orientale in forniture commercializzabili.

La scelta dell’Egitto per portare il gas sui mercati

Il progetto non prevede la costruzione a Cipro di un’intera catena per il trattamento e la liquefazione del gas. Eni e TotalEnergies utilizzeranno invece gli impianti già operativi in Egitto, dove la produzione di Cronos sarà trasportata per essere trattata, anche attraverso infrastrutture collegate al giacimento di Zohr, e successivamente liquefatta nel terminale di Damietta. Da qui il gas potrà essere caricato su navi e raggiungere i mercati internazionali, soprattutto quelli europei.

La scelta consente di valorizzare strutture esistenti senza dover realizzare sull’isola un terminale dedicato, con possibili vantaggi sui tempi e sui costi dello sviluppo. Per collegare gli impianti è prevista anche una nuova condotta terrestre tra l’area di Zohr e Damietta, affidata alla società egiziana Petrojet. Il collegamento dovrà inserirsi in una filiera che comprende le strutture offshore del giacimento, i gasdotti di trasporto e gli impianti destinati alla liquefazione.

La disponibilità delle infrastrutture egiziane costituisce dunque uno degli elementi centrali del progetto, ma rende altrettanto importante il coordinamento tra le attività nei due Paesi. Il calendario di produzione fissato per il 2028 richiede che installazioni e collegamenti siano completati nei tempi previsti; inoltre, l’avvio dell’estrazione non equivale automaticamente all’arrivo di nuovi volumi in Europa, perché saranno determinanti anche la capacità effettiva di esportazione e gli accordi commerciali.

Le infrastrutture e le società coinvolte nello sviluppo

La fase esecutiva coinvolge imprese specializzate in diverse componenti del progetto, dai sistemi di produzione sottomarini alle condotte e alla perforazione. Baker Hughes fornirà le apparecchiature per la produzione e il controllo sul fondale, mentre TechnipFMC realizzerà le linee flessibili e Dalmine fornirà tubazioni rigide per le condotte, comprese quelle destinate al trasporto del gas e del monoetilenglicole (MEG), utilizzato nelle operazioni di produzione. McDermott seguirà il trasporto e l’installazione offshore delle attrezzature, i collegamenti e la preparazione all’esercizio; Oceaneering fornirà gli ombelicali di controllo e la cinese CMHI costruirà un’unità di controllo galleggiante.

Alle attività di perforazione e completamento dei pozzi contribuirà Saipem con la nave Saipem 10000, mentre la già citata Petrojet si occuperà della condotta terrestre in Egitto. Questa distribuzione degli incarichi riflette la complessità di un’opera che deve raccordare strutture sottomarine, collegamenti offshore e impianti sulla terraferma.

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Il contributo alla diversificazione energetica europea

Per Cipro, Cronos può aprire una nuova fase dell’industria energetica nazionale, ma la portata del progetto va oltre i confini dell’isola. Il Mediterraneo orientale dispone di risorse di gas e di infrastrutture di trattamento ed esportazione che, se integrate, possono ampliare le opzioni di approvvigionamento dell’Europa. In questo schema, Cipro contribuirebbe con nuova produzione, mentre l’Egitto fornirebbe gli impianti necessari per trasformarla in GNL e distribuirla via mare.

Le tensioni in Medio Oriente e i rischi per i flussi che attraversano lo Stretto di Hormuz hanno riportato l’attenzione sulla necessità di diversificare fornitori e rotte. Il gas cipriota potrebbe aggiungere una fonte al portafoglio europeo, ma non sostituire automaticamente le forniture degli altri grandi esportatori: il suo peso dipenderà dai volumi effettivamente prodotti, dalla capacità di esportazione e dalle condizioni di mercato. Il primo banco di prova sarà quindi il rispetto della scadenza del 2028; solo con l’avvio della produzione e il funzionamento dei collegamenti con l’Egitto, Cronos potrà effettivamente tradurre le risorse individuate in nuove forniture per i compratori internazionali.

Fonti:

Eni, Eni avvia la fase esecutiva del progetto Cronos, 2026. Disponibile su: https://www.eni.com/it-IT/media/comunicati-stampa/2026/10/cs-eni-avvia-fase-esecutiva-progetto-cronos.html

Euronews, Cyprus signs $1.8bn deal to develop first gas field, with exports to Europe via Egypt, 2026. Disponibile su: https://www.euronews.com/2026/10/26/cyprus-signs-18bn-deal-to-develop-first-gas-field-with-exports-to-europe-via-egypt

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La strategia di sanzioni e disaccoppiamento economico adottata dall’Unione europea nei confronti della Russia si scontra regolarmente con i vincoli materiali delle infrastrutture energetiche. L’analisi dei flussi commerciali relativi ai primi nove mesi del 2026 restituisce un quadro ben lontano dalla completa rottura dei legami: i terminali europei hanno assorbito 12,18 milioni di tonnellate di gas naturale liquefatto proveniente dal progetto siberiano Yamal LNG, registrando un incremento del 9,5 per cento rispetto all’analogo periodo dell’anno precedente. Questo volume, pari a circa l’85% delle consegne globali complessive del maxi-impianto artico, evidenzia una concentrazione geografica imprevista. Più che indicare un fallimento generalizzato delle politiche restrittive comunitarie, il dato svela la persistenza di una interdipendenza logistica e contrattuale che né le dichiarazioni d’intenti né la volatilità dei mercati globali sono riuscite a recidere istantaneamente.

Le cifre circolate nelle ultime settimane, come la stima di 7,88 miliardi di euro elaborata attraverso il monitoraggio dei carichi e l’indice di riferimento TTF, vanno maneggiate con rigore analitico. Moltiplicare i volumi fisici per il prezzo spot non equivale a determinare le entrate fiscali nette del Cremlino o i ricavi effettivi dei colossi energetici coinvolti. I contratti di lungo periodo sottoscritti prima dell’inasprimento del regime sanzionatorio prevedono formule di prezzo, sconti e oneri di trasporto che sfuggono alle rilevazioni macroeconomiche basate unicamente sui listini di borsa. Ciononostante, il permanere di flussi finanziari di tale portata verso la filiera russa dimostra quanto sia complesso disinnescare i rapporti economici fondati su asset ad alta intensità di capitale, come i terminali di liquefazione siberiani e la flotta specializzata di metaniere rompighiaccio classe Arc7.

La logistica artica e il collo di bottiglia navale

Il vero fattore critico che lega Mosca e Bruxelles non risiede soltanto nella materia prima, ma nella catena logistica marittima. Le rotte artiche richiedono naviglio altamente specializzato in grado di operare nei mari del Nord durante i mesi invernali. Operatori legati a gruppi internazionali continuano a garantire le rotazioni tra il porto di Sabetta e i terminali di approdo situati principalmente in Francia, Belgio e Spagna. La concentrazione degli scarichi nei porti dell’Europa occidentale risponde a una logica di ottimizzazione dei cicli di navigazione: rotte più brevi permettono di massimizzare l’impiego delle navi rompighiaccio, un asset non facilmente sostituibile nel breve periodo a causa della scarsità di cantieri navali abilitati alla manutenzione complessa di simili scafi. Questa prossimità geografica e operativa rende l’Europa un mercato di sbocco ancora insostituibile per la monetizzazione rapida del gas siberiano.

La scadenza del 2027

L’aumento dei volumi registrato nel corso del 2026 non rappresenta necessariamente un aggiramento illegale delle disposizioni comunitarie, quanto piuttosto l’ultimo miglio di regimi transitori concessi ai contratti di lungo termine preesistenti. Il quadro normativo europeo, imperniato sul progressivo inasprimento delle restrizioni e sulla fatidica scadenza fissata per il 1° gennaio 2027, impone una stretta definitiva sui contratti storici di approvvigionamento di GNL. Tuttavia, l’approssimarsi di tale termine rischia di innescare una corsa all’accaparramento delle ultime forniture legalmente disponibili, alimentando la volatilità dei prezzi all’ingrosso. La transizione non dipende unicamente dalla volontà politica, ma dalla capacità del mercato continentale di assorbire l’interruzione definitiva senza trasferire oneri insostenibili sul sistema industriale e sui consumatori finali.

La trappola della sostituzione

Il tentativo di affrancarsi dalla dipendenza energetica russa ha semplicemente ridisegnato la mappa dei rischi, sostituendo Mosca con nuovi e altrettanto complessi poli di fornitura. Nel corso dell’anno, la quota di GNL importato dagli Stati Uniti ha ampiamente superato quella proveniente da qualsiasi altra area geografica, inserendo l’Europa in una diversa ma marcata dipendenza transatlantica.

Le tensioni geopolitiche internazionali, le crisi nelle rotte marittime globali e la concorrenza asiatica per i carichi spot dimostrano che la sicurezza energetica non si ottiene per semplice decreto. Finché la domanda interna supererà la capacità di offerta alternativa a prezzi competitivi, l’architettura energetica europea rimarrà vulnerabile agli shock esterni, intrappolata tra la coerenza delle sanzioni geopolitiche e la cruda necessità della stabilità industriale.

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“Un enorme esportatore di petrolio e gas”. Così ha parlato Javier Milei, il presidente argentino, ospite del Forum sulla Nuova Economia di Madrid di questo ottobre. Il leader sudamericano, con queste parole, non ha nascosto l’ambizione di dipingere il suo Paese come un campione di esportazioni di risorse naturali, a cominciare dal gas del giacimento di Vaca Muerta, a Nord della Patagonia.

Perché Milei ha deciso di presentare l’Argentina come nazione esportatrice dal palco della kermesse spagnola? Il motivo è presto detto. A partire dal 2027, Buenos Aires venderà l’oro blu di Vaca Muerta a Berlino, dopo l’accordo raggiunto dal consorzio argentino Southern Energy (SESA) e la società tedesca Securing Energy for Europe (SEFE). Un accordo che consente all’Argentina di fare cassa e pagare il macigno del debito estero che pesa sulla sua economia, mentre alla Germania, e dunque anche al mercato comunitario europeo, di avere un nuovo afflusso energetico dopo l’addio al gas russo da gennaio dell’anno prossimo.

Le novità del nuovo accordo

Il consorzio SESA ha visto la luce su iniziativa della società argentina Pan American Energy, specializzata nell’estrazione e raffinazione di materie prime, che da tempo lavorava a un programma di esportazione del gas di Vaca Muerta verso i mercati internazionali. A stretto giro, si è unita la norvegese Golar LNG con la quale si è data forma all’idea di impiegare una nave per la liquefazione del gas estratto anziché costruire un impianto sulla terraferma che sarebbe stato molto più costoso e lungo nella realizzazione. Negli ultimi anni, la fame di energia ha fatto sì che altre aziende  si aggregassero intorno al progetto di Vaca Muerta e la crisi  dei rapporti tra Russia ed Europa ha servito agli argentini l’occasione su un piatto d’argento.

Nella primavera di quest’anno, SESA ha firmato un accordo con la compagnia tedesca SEFE, fino al 2022 sussidiaria del colosso russo Gazprom e poi espropriata e nazionalizzata dal Governo di Berlino.  Il patto prevede l’importazione nel Vecchio Continente di 2 milioni di tonnellate annue di GNL per i prossimi otto anni ed è già definita una roadmap per le prime forniture. La prima nave attraverserà l’Oceano Atlantico nella seconda metà del 2027 e trasporterà circa 2,45 milioni di tonnellate di oro blu, mentre una seconda è salperà nel 2028 con a bordo circa 3,55 milioni di tonnellate.

L’Europa e la diversificazione delle fonti

Il progetto messo a punto da Southern Energy e da Securing Europe for Energy non è l’unico che vede unite le due sponde dell’Atlantico. A febbraio di quest’anno, la compagnia argentina YPF ha annunciato la nascita dell’iniziativa Argentina LNG, volta a lavorare le risorse di Vaca Muerta e a esportarle in Europa. A fare parte del piano industriale ci sono l’emiratina XRG e l’italiana Eni, le quali hanno l’interesse a portare il GNL in Europa e in Asia sempre tramite le unità galleggianti in modo da ovviare ai gravosi costi di realizzazione degli impianti terrestri. Le importazioni riguarderebbero 12 milioni di tonnellate di gas e inizierebbero a partire dal 2031.

I progetti in cantiere, dunque, dimostrano una volontà da parte dell’Argentina di volersi accreditare agli occhi del mondo come potenza emergente in grado di giocare la sua partita geostrategica nel tentativo di diventare più indipendenti dagli Stati Uniti e  di consolidare la sua economia. Allo stesso tempo, dimostrano la necessità dell’Europa di trovare delle valide alternative, ma non sempre praticabili a breve termine, dopo che l’oro blu  della Russia, a partire dal 2027, non sarà più presente a riscaldare le nostre case.

Fonti

Accordo energetico storico, l’Argentina esporterà il gas di Vaca Muerta in Europa per otto anni, Buenos Aires Times, 2 dicembre 2025 – https://www.batimes.com.ar/news/economy/historic-energy-deal-will-see-argentina-export-vaca-muerta-gas-to-europe-for-eight-years.phtml

Milei annuncia a Madrid che l’Argentina esporterà gas naturale per la prima volta nel 2027, El Economista, 21 ottobre 2026 – https://www.eleconomista.es/economia/noticias/14022508/10/26/milei-anuncia-en-madrid-que-argentina-exportara-gas-natural-por-primera-vez-en-2027.html

Argentina LNG attrae acquirenti e si avvia verso una decisione chiave a novembre, El Cronista, 14 settembre 2026 – https://www.cronista.com/economia-politica/argentina-lng-suma-compradores-y-encamina-una-definicion-clave-para-noviembre

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Le Americhe stanno conoscendo un boom di produzione ed export petrolifero che sta rendendo quello che per gli Stati Uniti è l’Emisfero Occidentale un polo energetico di crescente importanza globale e sta contribuendo a plasmare una strategia di Washington a tutto campo per trarre dei benefici dal caos strategico emerso nel 2026, specie per effetto della guerra in Iran.

Un’ampia e documentata analisi del Financial Times che approfondisce il fatto che da Nord a Sud i Paesi del Nuovo Mondo stanno aumentando il loro output: “Paesi dal Canada al Brasile hanno stabilito record di produzione quest’anno, con una produzione totale in Nord e Sud America destinata ad aumentare del 10% nei due anni che si concluderanno a dicembre 2026, secondo Rystad Energy”, nota il Ft, aggiungendo che molti Stati si inseriscono in “una sfera d’influenza guidata dagli Stati Uniti con vaste risorse energetiche e il potenziale per controbilanciare altri centri di potere energetico globale”.

Le Americhe nuova “superpotenza energetica”

Delle Americhe come “superpotenza energetica” parlava un report di Bloomberg Intelligence pubblicato a settembre che prevede da qui al 2030 un aumento della produzione di petrolio greggio del 10% a 32,4 miliardi di barili all’anno. Washington è chiaramente in prima fila per contribuire a tale ammontare dato che gli Usa sono i primi produttori di petrolio al mondo (e, come ricorda Forbes, anche i primi consumatori), e i dati dell’United States Energy Information Administration ricordano che per il 2026 si prevede un leggero ritocco al rialzo, da 13,7 a 13,8 milioni di barili al giorno in media, dei valori di estrazione ai massimi storici già toccati nel 2025, in un anno in cui l’aumento appare ben distribuito su tutti i Paesi del continente.

Parimenti, in questo contesto, si dipana la grande strategia americana ben definita dalla National Security Strategy, dalla National Defense Strategy e dalle mosse concrete dell’amministrazione per rovesciare il governo di Nicolas Maduro a gennaio, ampliare la proiezione americana a Sud del Golfo del Messico e consolidare, con ogni mezzo, l’influenza sistemica sui Paesi dell’America Latina.

L’obiettivo? Rafforzare la “sicurezza emisferica”, consolidando una “fortezza America” ristabilendo, col corollario Trump alla Dottrina Monroe, l’inscalfibilità dell’influenza a stelle e strisce sul continente dalla Groenlandia alla Terra del Fuoco e l’inserimento delle priorità sistemiche dei Paesi delle Americhe nella grande strategia di Washington. In questo caso orientata a spostare l’asse dell’influenza dentro le Americhe stesse a favore degli Usa, a interdire l’accesso a potenze ostili al continente, a convogliare anche la volontà di autonomia di quei Paesi non pienamente allineati (si pensi a Canada e Messico) nel comune progetto e di usare la base della sicurezza emisferica per proiettare influenza sul resto del mondo.

La grande strategia energetica di Washington

Inoltre, la manovra con cui Washington ha rovesciato e catturato Nicolas Maduro ha aperto la strada a una nuova proiezione delle major occidentali nel Paese caraibico favorito dalla presidente ad interim Delcy Rodriguez, mentre nelle prossime giornate al voto per il ballottaggio presidenziale andrà il Brasile, terzo produttore di petrolio del continente e attore strategico per la proiezione geopolitica dell’intera America Latina. Tra Lula e Flavio Bolsonaro le simpatie dell’amministrazione Trump vanno chiaramente per il secondo, che mira a completare un domino di vittorie di leader allineati agli Usa in tutta la regione. Dinamiche di questo tipo si possono saldare in una nuova dottrina statunitense che unisce diversi strumenti (ivi compreso quello militare con l’Operazione Southern Spear) per l’influenza nelle Americhe e, sul piano della geopolitica energetica, mira a comporre una nuova scacchiera. In tal senso, per gli Usa la trasformazione delle Americhe in motore energetico di taglia globale si può saldare a un’altra serie di iniziative volte a ridisegnare gli scenari internazionali del settore, non solo petrolifero.

Gli Usa sono già profondamente penetrati nel mercato europeo del gas naturale liquefatto e esportano quantità notevoli di petrolio oltre Atlantico, e ora hanno mostrato di poter dialogare anche con la Russia come dimostrato dal recente patto sul diesel negoziato da Donald Trump e Vladimir Putin. L’export energetico americano ha toccato livelli sempre più alti nei mesi scorsi proprio mentre la guerra americana all’Iran distorceva i flussi di materie prime dal Golfo e per gli Usa si poteva aprire un’opportunità di consolidarsi di fronte a partner e rivali sul piano energetico. C’entra la volontà di mostrare alla Russia di essere un player capace di giocare alla pari sul fronte energetico, la spinta a sfidare una Cina che è tra gli arbitri del mercato del greggio tramite le sue spinte all’importazione a capire come muoversi di fronte a una ridefinizione delle catene di fornitura, la volontà di mantenere solidi e resilienti gli approvvigionamenti Usa in un’epoca che richiederà enormi dispendi energetici anche per l’evoluzione di settori intensivi come l’intelligenza artificiale. Un approccio muscolare, unilaterale e determinato che da solo non esaurisce l’attenzione per l’Emisfero Occidentale ma ne spiega una parte significativa. E rischia di lasciare molti col cerino in mano, dipendenti da attori esterni sempre più spergiudicati. Ogni riferimento all’Europa è evidente in tal senso.

Fonti

• https://proversi.it/tesi/dettaglio/2821-l-america-torna-nel-proprio-emisfero-prima-la-sicurezza-di-casa-f
• https://www.policymagazine.ca/trumps-energy-ceasefire-and-the-changing-geopolitics-of-oil/
• https://www.ft.com/content/cfa976d5-e320-4ee8-8c86-84733471a4a1?syn-25a6b1a6=1
• https://it.insideover.com/difesa/usa-strategia-di-sicurezza-e-strategia-di-difesa-similitudini-e-differenze.html
• https://www.bloomberg.com/company/press/americas-crude-production-likely-to-surpass-32-million-barrels-a-day-by-2030-as-global-energy-power-shifts-west-according-to-bloomberg-intelligence/
• https://www.forbes.com/sites/rrapier/2026/07/12/the-us-is-both-the-worlds-top-oil-producer-and-top-consumer/
• https://it.tradingeconomics.com/country-list/crude-oil-production?continent=america
• https://www.reuters.com/business/energy/americas-have-glut-heavy-oil-due-freight-squeeze-asia-europe-scramble-barrels-2026-10-12/
• https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=67844
• https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=68125
• https://www.cmegroup.com/openmarkets/energy/2026/Why-Asia-and-Europe-Are-Turning-to-US-Crude-Oil.html

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La Cina produce talmente tanta energia verde che non sa come utilizzarla. È il segnale che Pechino ha fatto veramente passi da gigante sul fronte delle rinnovabili, ma è anche un mezzo campanello d’allarme che deve spingere gli alti funzionari del governo guidato da Xi Jinping a rendere più fluido ed efficiente l’intero sistema.

Basta dare un’occhiata ai numeri per capire il livello raggiunto dal Dragone. Nei primi sei mesi del 2026, e cioè nella finestra che va da gennaio a giugno, il gigante asiatico ha prodotto complessivamente 1268 Twh di energia eolica e solare. Secondo un’analisi realizzata dal Centre for Research on Energy and Clean Air, ne sarebbe però andata sprecata circa il 9%, una quantità abbastanza rilevante, e per altro sottostimata.

Cosa significa? Che la Cina avrebbe potuto generare 401 Twh di energia in più, quasi quanto la produzione annua combinata di Spagna e Filippine. Siamo quindi di fronte a un paradosso singolare: Pechino produce tantissima energia verde ma non riesce a sfruttarla tutta a causa di problemi infrastrutturali e di fastidiosi colli di bottiglia nella rete di distribuzione energetica.

Il paradosso energetico della Cina

Nella provincia del Gansu, lontano dagli scintillanti grattacieli di Shanghai e Pechino, nell’entroterra cinese, si trova Jiuquan, una città che ospita il più grande parco eolico del mondo. Qui, nell’arco di 20 anni, decine di aziende hanno costruito un enorme complesso di impianti green con una potenza installata superiore a 20 gigawatt. Per intendersi, si tratta della quantità di una quantità di energia sufficiente ad alimentare fino a 20 milioni di abitazioni cinesi.

E allora qual è il problema? La distanza di centinaia e centinaia di chilometri tra il sito di Jiuquan e le case, le abitazioni, le imprese che necessiterebbero di quell’energia. Una distanza che impedisce un adeguato utilizzo della preziosa risorsa rinnovabile e che genera un suo evitabile spreco.

La Cina, insomma, produce enormi quantità di energia rinnovabile ma non sempre è in grado di sfruttarla tutta a dovere. È per questo che il governo si è mosso per contrastare la dispersione energetica delineando quello che Bloomberg ha definito il progetto di sviluppo della rete elettrica “più ambizioso della sua storia”.

Pechino costruità quindi nuove linee elettriche, mega-batterie e sistemi di accumulo energetici a lungo termine per sfruttare le sue enormi riserve di energia rinnovabile. E ribaltare così, presumibilmente in maniera definitiva, gli equilibri della competizione a distanza con gli Stati Uniti per lo sviluppo dell’intelligenza artificiale e altre tecnologie di ultima generazione.

Il progetto di Pechino

La costruzione di parchi eolici e solari è solo una parte della politica energetica intrapresa dalla Cina. L’altra, e forse ancora più cruciale, riguarda la corretta distribuzione dell’energia prodotta in ogni meandro del Paese. Detto altrimenti, considerando che le rinnovabili sono caratterizzate da intermittenza e volatilità, Pechino deve e vuole integrarle all’interno della propria rete per usarle al meglio.

Il Dragone ha bisogno di energia, ne produce in abbondanza ma è chiamato adesso ad allocare le risorse con criterio dalle province occidentali alla costa. L’entroterra cinese sta intanto diventando un’area adibita alla costruzione di server e hardware ad alto consumo energetico, hub di calcolo e data center per l’intelligenza artificiale.

Il Paese ha in ogni caso fame di elettricità ed energia, e per questo investirà 3.900 miliardi di dollari nella rete elettrica da qui al 2049. Le prossime sfide del governo cinese? Sfruttare il surplus energetico per staccare gli Usa sul fronte tecnologico, smantellare un’economia basata sul carbone che dà ancora lavoro a milioni di persone senza provocare disordini sociali, fare in modo di non ostacolare la crescita.

Nel 2025 la domanda di energia elettrica di Pechino ha superato i 10 trilioni di kilowattora, un primato assoluto per qualsiasi Paese. Aumenterà ancora e oltre la Muraglia non c’è tempo da perdere.

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Al largo della baia di Liverpool, le infrastrutture dell’industria del gas si preparano a una nuova funzione: accogliere e trasferire l’anidride carbonica prodotta dagli impianti industriali. Per rendere possibile questo processo, Eni ha installato la piattaforma Douglas CCS, che fungerà da punto di collegamento offshore del progetto Liverpool Bay, attraverso cui la CO₂ catturata nel Nord-Ovest dell’Inghilterra e nel Nord del Galles sarà convogliata verso giacimenti di gas esauriti sotto il fondale. L’iniziativa rientra nel cluster industriale HyNet e punta a creare una rete condivisa per il trasporto e lo stoccaggio del carbonio, recuperando parte delle infrastrutture offshore esistenti. Nella prima fase, il sistema avrà una capacità prevista di 4,5 milioni di tonnellate all’anno, destinata potenzialmente a salire a 10 milioni dopo il 2030.

Douglas CCS, una piattaforma progettata per la CO₂

Eni CCUS Holding – società partecipata da Eni e Global Infrastructure Partners, parte di BlackRock – presenta Douglas CCS come la prima piattaforma offshore al mondo progettata appositamente per il trasporto e lo stoccaggio del carbonio a supporto della decarbonizzazione industriale. La struttura avrà il compito di ricevere la CO₂ e indirizzarla verso la rete sottomarina collegata ai siti di deposito. Non catturerà quindi direttamente le emissioni degli stabilimenti, ma farà da raccordo fra gli impianti a terra e i serbatoi geologici individuati al largo.

Le dimensioni dell’opera restituiscono la complessità dell’intervento. La sezione superiore – chiamata topside – pesa 1.885 tonnellate; la struttura di supporto – o jacket – ne pesa 1.755, mentre gli otto pali di fondazione raggiungono complessivamente le 730 tonnellate. L’installazione è stata realizzata in meno di 18 mesi dall’assegnazione del contratto, attraverso un programma accelerato che ha integrato progettazione, approvvigionamento e costruzione. La piattaforma si configura, dunque, come parte integrante di Liverpool Bay CCS, progetto che, secondo i dati comunicati dalla società, ha raggiunto circa il 50% di avanzamento.

Vecchie condotte e giacimenti esauriti al servizio dell’industria

Il programma si fonda sul recupero di una parte consistente delle infrastrutture realizzate per l’estrazione e la movimentazione degli idrocarburi: il piano prevede infatti di riutilizzare oltre 75 miglia di condotte offshore, tre strutture marine e un impianto di trattamento sulla terraferma. A questa dotazione si aggiungeranno circa 21 miglia di nuovi collegamenti industriali, necessari a convogliare le emissioni dagli stabilimenti alla rete principale.

Dopo la cattura negli impianti produttivi, la CO₂ sarà trasportata attraverso il sistema fino ai giacimenti di gas naturale esauriti nel sottosuolo marino, che la tratterranno in modo permanente. Questa riconversione permette di valorizzare infrastrutture e competenze maturate nell’industria offshore, ma richiede verifiche e adeguamenti: una condotta utilizzata in passato per il gas non può essere destinata automaticamente al trasporto di anidride carbonica, così come i siti geologici devono essere valutati per la loro capacità di contenerla.

Il ricorso a una rete comune determina una ricaduta diretta anche sull’organizzazione delle attività industriali, poiché le aziende potranno collegarsi a un sistema condiviso, senza dover predisporre autonomamente ogni passaggio della catena, dal trasferimento delle emissioni fino al deposito. Liverpool Bay CCS è concepito proprio per concentrare in un’unica infrastruttura una funzione che altrimenti richiederebbe soluzioni distinte per ciascun impianto.

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HyNet e la decarbonizzazione dei distretti industriali

Il sistema è rivolto in particolare ai comparti nei quali una parte delle emissioni risulta difficile da eliminare attraverso il solo miglioramento dell’efficienza energetica o la sostituzione dei combustibili; proprio per queste attività, il trasporto e lo stoccaggio della CO₂ possono rappresentare una soluzione complementare agli interventi sui processi produttivi.

Il progetto avrà ricadute anche sulla filiera britannica: circa il 60% del valore dell’investimento dovrebbe andare a fornitori del Regno Unito. Durante la costruzione sono previsti oltre 2.000 posti di lavoro, mentre l’attività a regime dovrebbe sostenerne tra 200 e 300 in modo stabile per più di 25 anni: si tratta di stime legate allo sviluppo dell’infrastruttura e alla sua futura operatività.

Ma la posta in gioco riguarda soprattutto la possibilità di offrire alle imprese del territorio un accesso condiviso allo stoccaggio geologico, sfruttando la vicinanza tra distretti produttivi, rete offshore e giacimenti esauriti. In questo modello, le infrastrutture nate per sostenere l’industria degli idrocarburi diventano parte della catena necessaria a gestire le emissioni di altri settori produttivi. Con Liverpool Bay CCS, Eni consolida la propria presenza nel mercato britannico della cattura e dello stoccaggio della CO₂, in una fase in cui il Regno Unito punta a dotarsi delle capacità necessarie per ridurre le emissioni dei comparti industriali più difficili da decarbonizzare. Il completamento della rete e il raggiungimento della capacità prevista saranno i prossimi passaggi decisivi per misurare la portata del progetto.

Fonti:

Ocean News & Technology, Liverpool Bay CCS installs world’s first offshore platform built for CO2 storage, 2026. Disponibile su: https://oceannews.com/news/energy/liverpool-bay-ccs-installs-worlds-first-offshore-platform-built-for-co2-storage/

Eni, Eni CCUS Holding: Liverpool Bay CCS completa l’installazione della prima piattaforma offshore al mondo dedicata al trasporto e stoccaggio della CO₂ per la decarbonizzazione del settore industriale, 2026. Disponibile su: https://www.eni.com/it-IT/media/comunicati-stampa/2026/10/eni-ccus-holding-liverpool-bay-ccs.html

Offshore Energy, ‘World-first’ CCS platform for industrial decarbonization stands tall offshore UK, 2026. Disponibile su: https://www.offshore-energy.biz/2026/10/08/world-first-ccs-platform-for-industrial-decarbonization-stands-tall-offshore-uk

L'articolo Eni installa Douglas CCS: i vecchi giacimenti del Regno Unito diventano depositi di CO₂ proviene da InsideOver.