L’ingiustificabile avventura bellica avviata da Stati uniti e Israele in Iran a fine febbraio dura ormai da oltre un mese e ha nuovamente gettato l’economia globale nell’incertezza. L’annunciata tregua di due settimane basata su 10 punti tra cui la riapertura dello Stretto di Hormuz ha contribuito a frenare per qualche ora il prezzo del petrolio, ma si basa su fondamenta fragili, come dimostra la continuazione delle ostilità sul fronte libanese, che ha immediatamente provocato la nuova chiusura dello Stretto.

La chiusura dello Stretto da parte dell’Iran durante il conflitto ha infatti determinato un forte rincaro dei prezzi energetici e una pressione inflazionistica persistente, che potrebbe provocare una recessione globale in uno scenario di conflitto prolungato e caratterizzato da una interruzione delle catene di fornitura protratta nel tempo.

Lo stretto rappresenta una vera e propria arteria vitale rispetto ai flussi commerciali globali di energia (e non solo): da qui transita il 20% del petrolio (14,2 milioni di barili al giorno nel I Trimestre del 2025), il 20% del Gas Naturale Liquefatto – GNL (circa 118 miliardi di metri cubi standard nel 2025) proveniente da Qatar (secondo esportatore mondiale) ed Emirati Arabi Uniti (EAU) e diretto verso Asia ed Europa e il 15% di prodotti raffinati (5,9 milioni di barili al giorno) in Arabia Saudita, EAU e Kuwait e diretti prevalentemente verso l’Asia e il Pacifico.

L’impatto diretto della guerra si è manifestato innanzitutto attraverso i rilevanti aumenti che hanno interessato il Brent – l’indice di riferimento del petrolio in Europa – e il prezzo del gas sul mercato europeo del Title Transfer Facility (TTF).  Il petrolio ha toccato un valore massimo di oltre 115 dollari a fine marzo, con una media mensile di 96,6 dollari al barile e un incremento del 39,7% sul valore medio del 2025, avvicinandosi alle quotazioni massime toccate nel 2022 a seguito dell’invasione russa dell’Ucraina. Il TTF stazionava a marzo tra i 50 e i 55 €/MWh, con una media mensile di 53 €/MWh, ben lontana dai picchi del 2022-2023, ma in aumento del +46,3% rispetto alla media del 2025. Dopo l’annuncio del cessate il fuoco, il Brent si è riportato sotto quota 100 e il TTF ha ripiegato intorno ai 45 €/MWh.

La tenuta della tregua e l’entità dei danni alle infrastrutture energetiche di produzione e raffinazione del Golfo saranno le determinanti dello scenario economico che si materializzerà nei prossimi mesi. Le ultime petroliere partite prima dell’inizio della guerra arriveranno nei primi giorni di aprile sulle coste europee. Ciò causerà criticità di approvvigionamento significative — in particolare per l’industria chimica — evidenziando la persistente leva strategica dell’Iran: oltre ai rincari del cherosene e del diesel, la prosecuzione delle ostilità potrebbe presto provocare carenze di carburanti essenziali per logistica, grande distribuzione e traffico aereo. Le rotte alternative – il gasdotto saudita che collega le raffinerie orientali al Mar Rosso e l’impianto di esportazione del petrolio di Fujairah negli Emirati Arabi Uniti (EAU) – sono state colpite durante le ostilità e sono alla portata dei droni e dei missili iraniani

L’impatto indiretto del conflitto, tuttavia, non si limita all’industria chimica e alla logistica, ma interessa l’intero tessuto produttivo: il settore energetico ha infatti una posizione apicale nel complesso intreccio delle interdipendenze settoriali, poiché ogni attività manifatturiera consuma energia nei rispettivi processi produttivi.

Nel nuovo scenario globale, caratterizzato da un utilizzo ostile delle risorse e dall’interruzione calcolata delle catene di fornitura come leva strategica e negoziale, la guerra in Ucraina non sembra aver insegnato molto alle classi dirigenti europee, che da un lato hanno lievemente ridotto il peso del gas sul mix energetico, dall’altro hanno sostituito i volumi importati dalla Federazione russa con l’aumento di acquisti di GNL da Stati Uniti e Qatar, peraltro a danno della competitività dell’industria europea. La chiusura dello Stretto di Hormuz e le tensioni commerciali con gli Stati Uniti relative all’Accordo di Turnberry ci proiettano in una situazione paradossale, in cui siamo costretti a constatare che la sostituzione di una dipendenza con un’altra non rappresenta una soluzione strutturale ai problemi di approvvigionamento europei.

L’Italia è tra i paesi più esposti: con 7,6 miliardi tra petrolio greggio, gas naturale e petrolio raffinato, risulta al secondo posto in Europa – dopo la Francia – per import di risorse fossili dal Golfo nel 2025. Nello specifico, l’Italia importa 2,8 miliardi di euro di prodotti raffinati (principalmente dall’Arabia Saudita), 2,5 miliardi di GNL dal Qatar e 2,3 miliardi di petrolio greggio (da Iraq e Arabia Saudita). L’approvvigionamento di GNL desta particolare preoccupazione, sia perché il Qatar rappresenta il secondo fornitore italiano dopo gli Stati Uniti, sia perché questi ultimi utilizzano a loro volta la fornitura di GNL come leva negoziale con l’Unione europea.

Le ricadute della nuova crisi energetica saranno più pesanti per i comparti gasivori (siderurgia, cemento, ceramica, vetro, carta), ma anche in quelli energivori, specialmente per quei paesi che, come l’Italia, sono particolarmente esposti rispetto alla produzione termoelettrica – che utilizza gas naturale nella produzione di energia elettrica. In virtù del sistema di tariffazione marginale, l’Italia si trova infatti particolarmente esposta proprio a causa del peso maggiore del gas nel proprio mix elettrico. Nonostante la significativa espansione delle rinnovabili, che nel 2025 incidevano per circa il 50% nel settore elettrico, il gas continua a coprire oltre il 40% della generazione in Italia – contro il 18% della Spagna, il 16% della Germania e il 3% della Francia – e le centrali termoelettriche fungono da tecnologia marginale nella maggior parte delle ore del giorno, determinando il prezzo dell’energia per il 65% delle ore, contro il 31% della Germania e il 19% della Spagna.

Non a caso, prima del conflitto in Iran i prezzi dell’energia in Italia erano già più elevati rispetto ai maggiori competitor europei: nella media del 2025, il Prezzo Unico Nazionale in Italia è stato pari a 116 €/MWh, un prezzo superiore del 30% rispetto alla Germania (89 €/MWh), del 78% alla Spagna (65 €/MWh) e del 90% alla Francia (61 €/MWh). Dopo l’inizio della guerra e la chiusura di Hormuz, i prezzi dell’energia elettrica sono aumentati in misura rilevante ovunque. In Italia, la media mensile del PUN giornaliero a marzo ha raggiunto quota 143 €/MWh, con punte superiori ai 155 €/MWh e un aumento del 25% rispetto a  febbraio. La Germania raggiunge i 99 €/MWh e segna l’aumento più contenuto (+12%), mentre la Francia (64 €/MWh) e la Spagna (42 €/MWh) registrano aumenti ben più rilevanti, rispettivamente del 39 e del 154%, pur rimanendo ben al di sotto dei prezzi italiani.

Prezzo giornaliero medio energia elettrica, €/MWh

	Media Marzo 2026	Media febbraio 2026	Var. %  Mensile
Italia	143,4	114,4	25,3
Germania	98,3	96,6	2,8
Francia	63,9	46,0	38,7
Spagna	41,7	16,4	154,1

Fonte: Elaborazioni Svimez su dati medi mensili GME e Fraunhofer ISE.

Se è ragionevole l’introduzione di misure tampone di breve periodo a sostegno di famiglie e imprese, come il taglio delle accise di 25 centesimi su benzina e diesel stabilito dal 19 marzo al 7 aprile – e successivamente prorogato al 1° maggio – dal Governo italiano, non è più rimandabile l’adozione di una  strategia energetica nazionale orientata a una maggiore autonomia e alla riduzione del divario di costo rispetto alle altre grandi economie europee.

Le caratteristiche del sistema energetico italiano e la forte dipendenza dall’estero per quanto concerne le energie fossili dovrebbero spingere una volta per tutte l’Italia a imboccare la strada della transizione alle rinnovabili, uniche fonti in grado di abbattere il costo dell’energia, dati i costi marginali molto più contenuti. Affinché ciò si verifichi, tuttavia, il sistema di tariffazione marginale richiede che l’aumento della componente rinnovabile nel mix elettrico sia accompagnato dalla crescita di una tecnologia di stabilizzazione del sistema (non discontinua) caratterizzata da costi marginali inferiori rispetto al gas e meno esposta alle fluttuazioni dei prezzi internazionali.

Se da un lato non si possono negare i vantaggi competitivi di cui godono Francia e Spagna grazie all’utilizzo dell’energia nucleare, dall’altro l’introduzione di questa tecnologia in Italia richiederebbe anni e non può essere data per scontata. La Svimez propone da anni di aumentare l’utilizzo della produzione geotermoelettrica a fianco di quella fotovoltaica ed eolica, proprio per assicurare che, oltre agli obiettivi di sostenibilità ambientale, la transizione rinnovabile sia orientata alla riduzione dei costi dell’energia e al rilancio dell’industria nazionale. Più in generale, si dovrebbero rafforzare tutte le fonti programmabili che rappresentano soluzioni industriali pronte, espandendo per esempio anche la produzione idroelettrica, così come l’utilizzo degli accumuli idrici ed elettrochimici, anche per garantire la stabilità della rete a fronte del forte aumento delle rinnovabili discontinue.