Med & Italian Energy Report 2025, la sesta edizione

Presentato oggi al Parlamento Europeo il sesto MED & Italian Energy Report, lavoro di ricerca intitolato quest’anno “The energy transition in the Mediterranean between sustainability and security: a dynamic think-tanking approach”, realizzato con il sostegno della Fondazione Compagnia di San Paolo e frutto della sinergia scientifica tra SRM (Centro Studi collegato al Gruppo Intesa Sanpaolo) e l’ESL@energycenter Lab del Politecnico di Torino, e della collaborazione con la Fondazione Matching Energies.

In questa edizione del Report vengono analizzati gli impatti delle tensioni geopolitiche nel Mar Rosso sulle forniture di greggio e GNL nel Mediterraneo, la rilevanza della sponda meridionale del Mediterraneo nelle forniture di gas naturale, soprattutto dopo l’inizio del conflitto russo-ucraino; una parte è dedicata al ruolo potenziale delle fonti rinnovabili nella costruzione di un dialogo sull’energia verde nella regione mediterranea.

L’UE tra le grandi economie globali è quella con la maggiore dipendenza energetica (58% del fabbisogno energetico dipende da importazioni). Migliora, comunque, la capacità di produzione interna, grazie alla crescita delle rinnovabili, che sono passate, dal 2000 ad oggi, dal 15% al 45% del totale del mix di generazione di energia elettrica.

L’Europa è, tra le grandi economie, l’area con il maggior grado di dipendenza energetica: il 58,3% del fabbisogno energetico dipende dalle importazioni mentre il dato scende al 20% per la Cina ed è pari a zero per gli Stati Uniti, che sono totalmente autosufficienti nella produzione rispetto al fabbisogno energetico.
Un elevato livello di dipendenza energetica espone maggiormente i singoli paesi alla volatilità dei prezzi delle commodity energetiche sui mercati internazionali e agli impatti delle tensioni geopolitiche, condizionandone la competitività rispetto ai paesi più autosufficienti.
Guardando specificatamente alla produzione di energia elettrica, è in corso da oltre un ventennio un’importante modifica del mix europeo di generazione. L’uso del carbone è diminuito drasticamente dal 32% del 2000 a circa il 12% (ultimi dati disponibili) mentre è leggermente aumentata la quota del gas naturale dal 12% al 17%. Dominano oggi le energie rinnovabili, passate dal 15% nel 2000 al 45%. Ci si aspetta un ritmo di espansione dell’elettricità da rinnovabili più che doppio entro il 2030.
Tra i principali paesi europei: la Spagna presenta un mix più equilibrato e con il più alto peso delle rinnovabili che arrivano al 51% del totale nel 2023; la Germania è il Paese con il più elevato utilizzo di carbone (26% del totale), anche se in forte riduzione. In Francia il mix energetico è dominato dal nucleare (64% del totale).
La politica energetica di Trump avrà impatti rilevanti. Atteso un aumento della vendita di GNL americano in Europa, elemento che avrà l’effetto di aumentare la diversificazione dei fornitori.
La politica energetica di Trump ed il suo ritorno al fossile, laddove verrà attuata, avrà impatti rilevanti sulla geografia energetica e sugli equilibri geopolitici legati al commercio delle commodity energetiche. L’espansione della produzione americana di idrocarburi è un modo per ridurre i costi dell’energia e guadagnare competitività, soprattutto nei confronti della Cina.
La nuova presidenza degli USA nelle sue strategie avrà l’impatto di rimodellare le catene di approvvigionamento e le dinamiche commerciali globali impattando quindi anche sul commercio di prodotti energetici.
Aumenterà con Trump la spinta a vendere più petrolio e gas degli USA all’Europa, che già nel corso degli ultimi anni ha aumentato le importazioni di GNL dagli Stati Uniti. Se nel 2021 pesavano per il 27%, la quota è cresciuta al 41% l’anno successivo, arrivando al 48% sul totale del GNL importato dall’Europa nei primi mesi del 2024.
L’Italia è il Paese europeo che ha storicamente il maggior grado di dipendenza energetica; ma con un importante segnale di graduale e costante diminuzione e con scorte complessive superiori alla media europea. Rilevante inoltre la crescita dell’energie rinnovabili nel mix di produzione elettrica.
All’interno del panorama europeo l’Italia è il Paese con il maggior grado di dipendenza energetica pari al 74,8% ben sopra la media europea.
Questo valore è però in calo di quasi tre punti percentuali rispetto al dato del 2019 ante Covid quando la dipendenza era pari al 77,5%. La Francia è il Paese con il minor grado di dipendenza pari al 44,8% grazie all’uso del nucleare.
All’inizio della stagione di prelievo (1° novembre 2024), l’Italia ha raggiunto un livello di riempimento degli stoccaggi di gas naturale pari al 98,5% oltre la media europea, assicurandosi un margine di copertura contro eventuali rischi associati alle forniture di gas per la stagione invernale 2024/25.
L’aumento della produzione rinnovabile è la strada da seguire per affrancare l’Italia dalla dipendenza dalle importazioni di gas. Gli ultimi dati di Terna per il 2024 evidenziano che la richiesta di energia elettrica è stata soddisfatta per il 42,5% dalla produzione da Fonti Energetiche Non Rinnovabili, per il 41,2% da Fonti Energetiche Rinnovabili (il massimo di sempre) e la restante quota (16,3%) dal saldo estero. Il divario con gli obiettivi intermedi del 2025 (48%) e del 2030 (65%) previsti dal PNIEC (Piano Nazionale Integrato Energia e Clima) richiede un forte impegno.
Tra le diverse fonti molto positivo è l’andamento del fotovoltaico: +19,3% sul 2023. Un record di produzione che ha consentito di soddisfare l’11,5% della domanda del 2024.
Nel complesso l’incremento di fotovoltaico ed eolico è pari ad un +8,4% sul 2023. Insieme
hanno coperto il 18,6% del fabbisogno elettrico nazionale.
Le tensioni geopolitiche degli ultimi anni, in particolare il conflitto Russia-Ucraina e la crisi del Medio Oriente, hanno influenzato il commercio mondiale di energia. Ora gli annunci delle tregue e delle trattative lasciano intravedere migliori prospettive.
La crisi del Mar Rosso ha avuto impatti rilevanti anche sui transiti energetici. Il flusso di GNL diretto verso le coste settentrionali del Mediterraneo, attraverso il Canale di Suez, si è interrotto dal febbraio 2024. Allo stesso tempo, la durata media dei viaggi delle navi è aumentata in modo significativo (la durata media dei viaggi delle metaniere dal Qatar è passata da 18,5 giorni nel 2023 a 39,7 giorni nell’aprile 2024), a causa della necessità di ruotare dal Capo di
Buona Speranza, entrando nel bacino del Mediterraneo attraverso lo stretto di Gibilterra, con ripercussioni in termini di aumento dei costi di consegna.
Di conseguenza la percentuale di greggio importato attraverso il Mar Rosso è diminuita da oltre il 16% del totale delle importazioni di greggio nell’ottobre 2023 a circa il 4% nel febbraio 2024, per poi rimanere sempre al di sotto del 5%.
Le tensioni nell’area mediorientale si ripercuotono anche sulla prevista espansione del
giacimento di gas naturale Leviathan, localizzato nell’area critica del conflitto. Nell’ottobre 2024, la società israeliana NewMed Energy, che detiene oltre il 45% delle quote del giacimento, ha annunciato un ritardo di sei mesi – a causa delle incertezze legate al conflitto tra Israele e Hamas – nelle operazioni di espansione del giacimento.
La tregua firmata tra Israele e Hamas potrebbe aprire finalmente spiragli per una graduale
ripresa dei traffici attraverso il Mar Rosso. La Regione Euro-Mediterranea è al centro degli scenari energetici globali perché qui si gioca una parte importante della sicurezza degli approvvigionamenti di gas e, in prospettiva, il successo della transizione verso la decarbonizzazione. Con il crescente ruolo del GNL (Gas Naturale Liquefatto).
I paesi della sponda settentrionale del MED sono i maggiori consumatori di energia, mentre i paesi della sponda sud (Nord Africa) hanno una notevole disponibilità di risorse fossili: Algeria, Egitto e Libia, considerate insieme, ospitano l’86,7% del totale delle riserve mediterranee di gas naturale e il 94,5% del totale delle riserve di petrolio greggio.
La guerra Russia-Ucraina ha portato a un potenziamento del commercio intra-mediterraneo di materie prime fossili, con l’Algeria che ha gradualmente sostituito i flussi di gas russo, diventando in breve tempo il principale fornitore di gas dell’Italia.
Le importazioni di gas dall’Algeria attraverso il gasdotto Transmed sono aumentate dal 29,5% del totale nel 2021 al 38% nel 2023. Al contrario, l’incidenza delle forniture russe è diminuita dal 39,4% nel 2021 ad appena il 4,2% nel 2023.
La fine dell’accordo di transito per il gas russo via Ucraina (che contribuiva per circa il 5% alle forniture dei Paesi europei) dal 1° gennaio 2025 non avrà conseguenze significative per l’Italia. Al contempo sarà un’ulteriore spinta per tutta l’Europa verso la diversificazione delle fonti di approvvigionamento.
Nel 2024, per il terzo anno consecutivo, l’Unione Europea si è assicurata ampie riserve di gas, raggiungendo già nel mese di agosto l’obiettivo di riempimento concordato nel 2022. Il livello di riempimento medio degli stoccaggi in Europa ad ottobre 2024 era pari a circa il 95%.
Cresce l’importanza del gas naturale liquefatto (GNL) per migliorare la sicurezza degli approvvigionamenti in quanto può garantire una maggiore diversificazione, flessibilità e la possibilità di aggiungere rapidamente nuova capacità di rigassificazione grazie a unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione (attraverso navi rigassificatrici, cosiddette FSRU).
Oltre al GNL statunitense, anche il ruolo del GNL algerino è aumentato negli ultimi 3 anni, passando dal 10,9% sul totale delle importazioni di GNL nella regione del Mediterraneo nel 2022 al 17,2% nel 2024.
Molti Paesi del Mediterraneo hanno aumentato o pianificato di aumentare la propria capacità di rigassificazione. L’Italia ha incrementato lo sfruttamento dei 3 terminali GNL già esistenti (Adriatic GNL, vicino a Rovigo; Snam GNL terminal a Panigaglia vicino La Spezia; OLT Offshore GNL Toscana, vicino a Livorno) e ha avviato l’operatività di un nuovo terminale, la Golar Tundra, a Piombino; inoltre, è prevista l’installazione di un’ulteriore FSRU (la BW Singapore) nei pressi di Ravenna che entrerà in funzione nel 2025. Il nostro Paese si presenta così molto meglio preparato, rispetto alla situazione del febbraio 2022.
La Regione Euro-Mediterranea è centrale per le sfide di competitività energetica dell’Europa e dell’Italia. Produrre energia rinnovabile nel Nord Africa e importarla in Europa: un “ponte verde” per raggiungere gli obiettivi di sostenibilità e ridurre strutturalmente la dipendenza energetica. Il ruolo del Piano Mattei.
La sponda sud del Mediterraneo mostra promettenti potenzialità per il solare e l’eolico; infatti, il Rapporto dimostra che considerando la generazione di elettricità da fotovoltaico, basterebbe meno dell’1% della superficie dei paesi della costa meridionale per generare elettricità sufficiente non solo a soddisfare la loro futura domanda di energia elettrica, ma anche per produrre elettricità in eccesso che potrebbe essere esportata verso le altre due sponde.
La maggior parte della capacità installata di energie rinnovabili è attualmente concentrata nella costa europea del Mediterraneo: su un totale di 112,5 GW di capacità fotovoltaica installata nel 2023, l’81,9% è localizzato nella costa settentrionale, mentre solo il 2,8% in quella del Nord Africa; per quanto riguarda l’eolico, su un totale di 92,6 GW, l’82,5% è localizzato nella costa settentrionale e solo il 4,3% in Nord Africa.
L’elettricità dovrebbe svolgere un ruolo centrale nella transizione energetica, sostenuta da
altre commodity, come l’idrogeno verde ed i carburanti alternativi.
Il recente patto strategico tra l’Italia, l’Albania e gli Emirati Arabi Uniti, firmato il 15 gennaio dalla Premier italiana Giorgia Meloni, è la chiave per una nuova diplomazia energetica, che puntando sulle interconnessioni costituisca un modo concreto e sostenibile di affrontare la transizione energetica. Un asse di intesa sull’energia che consolidi il dialogo tra le sponde del Mediterraneo e che sia un tassello ulteriore nella strategia per rendere l’Italia hub energetico per i flussi fra Europa e Africa.
Porti e shipping strategici per le rotte marittime dell’energia con un ruolo chiave per i chockepoint, snodi strategici per le “vie dell’energia”. Avanzano i nuovi modelli portuali “green”.
Le principali rotte commerciali marittime rimangono vitali per il benessere dei mercati globali del petrolio e del gas, ma dipendono oltre che da Suez, dalla sicurezza del passaggio attraverso lo Stretto di Hormuz e lo Stretto di Malacca.
Lo Stretto di Hormuz all’ingresso del Golfo Arabico e quello di Malacca, tra la penisola malese e Sumatra, sono i più rilevanti chokepoint in termini di traffico energy globale.
Nei primi 11 mesi del 2024 sono passati attraverso Hormuz il 34% del commercio di greggio, il 14,3% dei prodotti raffinati, il 25,6% del gas ed il 18% dell’GNL. Per lo Stretto di Malacca invece è transitato circa il 33,5% del commercio di greggio insieme al 13% circa dei prodotti raffinati, al 15,1% degli idrocarburi gassosi ed al 17% dell’GNL.
Altro nodo cruciale nelle catene dell’approvvigionamento è il Canale di Suez. La sua posizione lo rende uno snodo regionale fondamentale per il trasporto di petrolio e altri idrocarburi; sono transitati per Suez il 5% del commercio totale di petrolio (greggio + raffinati),
il 2,2% degli idrocarburi gassosi e l’1,2% dell’GNL. Valori che in prospettiva, quando avverrà la normalizzazione in Medio Oriente, potrebbero tornare ad essere ben superiori.
Infatti, a causa della crisi nell’area, i flussi marittimi attraverso lo stretto di Bab el-Mandeb e nel Mar Rosso sono diminuiti drasticamente nell’ultimo anno. I transiti delle navi metaniere attraverso lo snodo egiziano sono calati del 90% (in termini di tonnellaggio lordo) rispetto ai livelli medi del 2023 mentre quelli delle petroliere sono in calo del 40-50%.
I flussi energetici in transito attraverso i principali chokepoint si muovono prevalentemente
da Ovest ad Est. Circa l’80% del greggio importato nei Paesi dell’Asia orientale passa attraverso lo Stretto di Malacca, e più della metà passa attraverso lo Stretto di Hormuz. Arabia Saudita, Emirati Arabi Uniti, Iraq, Russia, Qatar e Stati Uniti sono tra i principali esportatori di commodity energetiche; Cina, Corea del Sud, Giappone, India ed altri paesi asiatici tra i principali importatori.
Nello scenario energetico vanno sempre più assumendo valenza strategica le infrastrutture portuali e logistiche. Si configurano nuovi modelli di gestione dei porti che stanno diventando hub energetici, i cosiddetti green port.
I porti del Mediterraneo hanno nel tempo assunto il ruolo di nodi cruciali nella catena di
approvvigionamento energetico, consentendo l’importazione e l’esportazione di petrolio,
prodotti petroliferi raffinati e GNL.
I porti si stanno configurando come veri e propri hub energetici e digitali oltre che logistici. Terminali di energie fossili, e vicini ad industrie ad alta intensità energetica, possono contribuire attivamente agli sforzi globali di decarbonizzazione.
Accanto al ruolo di hub per le commodity fossili, i porti stanno diventano anche luoghi strategici per la transizione green e per favorire il “ponte energetico” tra Europa e Nord Africa. Ricordiamo che nei porti vanno sempre più diffondendosi grandi progetti inerenti le energie rinnovabili, in particolare solare fotovoltaico ed eolico anche offshore.
Le stime autorevoli dell’ESPO (European Sea Port Organization) hanno mostrato come la sostenibilità sarà il driver strategico degli investimenti dei porti europei nei prossimi 10 anni; una survey condotta su 173 autorità portuali in 85 Paesi ha mostrato come oltre il 90% dei porti abbiano piani di investimento in infrastrutture e in sostenibilità. Inoltre, circa un terzo dei porti analizzati destinerà spazi alla produzione di energia rinnovabile, mentre il 13% espanderà gli impianti di produzione energetica esistenti.
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La prima sfida della transizione energetica e dei green port sarà quella dei combustibili alternativi per le navi.
Lo sviluppo di nuove infrastrutture energetiche, come i terminali di GNL e le strutture di bunkeraggio per i combustibili alternativi, può aumentare la sicurezza energetica e ridurre la dipendenza dai combustibili fossili. Passando a fonti energetiche più ecologiche nelle operazioni portuali, i porti possono costituire un precedente per le pratiche sostenibili,
migliorando l’efficienza energetica e riducendo le emissioni.
Sfida fondamentale per i porti sarà quella dei combustibili alternativi; la capacità di accogliere navi con propellenti come Metanolo, GNL, Ammoniaca ed altri potrà essere una discriminante competitività di notevole portata. Con il 7,6% (2023: 5,3%, 2017: 2,5%) della flotta in mare e il 52,6% (2023: 45,5%, inizio 2017: 10,8%) del portafoglio ordini in termini di stazza (GT) in grado di utilizzare carburanti o propulsioni alternative, si prevede che il 9% della capacità
della flotta globale sarà alimentato in modo alternativo entro la fine del 2026.
Diverse opportunità sono legate allo sviluppo di idrogeno verde nei Paesi della Sponda Sud. I Paesi costieri della Sponda Sud possiedono un potenziale significativo non solo per la disponibilità di acqua ed energia, ma anche per l’esistenza di infrastrutture portuali, che potrebbero produrre e stoccare idrogeno verde, da esportare verso l’Europa.
Opportunità di sviluppo sono legate alla realizzazione del SoutH2 Corridor, che prevede una rete di gasdotti tra l’Europa e l’Africa interamente dedicata al trasporto dell’idrogeno. Il progetto seguito da Snam ha visto proprio in questi giorni la firma di una dichiarazione d’intenti tra tutti i paesi coinvolti (Austria, Germania, Algeria e Tunisia; la Svizzera farà da osservatore) che pone le basi per le regole da seguire nei prossimi anni. E costituisce uno step fondamentale per passare dalla fase progettuale a quella realizzativa dell’opera.
Lo sviluppo del corridoio fa parte della European Hydrogen Backbone e sarà fondamentale per la creazione di una spina dorsale dell’idrogeno interconnessa e diversificata nel sud e nel centro dell’Europa. Il corridoio potrebbe coprire oltre il 40% dell’obiettivo complessivo di importazione fissato dal Piano REPowerEU. Il SoutH2 Corridor sarà uno dei suoi progetti portanti del nuovo Piano Strategico 2025-2029 di Snam.
Italia in prima fila nello sviluppo del nuovo modello del porto come polo di sviluppo Energetico: Trieste per il greggio, Napoli per il Gas, Porto Levante e Piombino per il GNL.
Diversi porti italiani figurano nella top 10 dei principali porti energy dell’area Med, con un ruolo rilevante soprattutto per il trade di petrolio e derivati. Per il greggio: Trieste (38 milioni di tonnellate movimentate), Augusta e Sarroch (12 milioni di tonnellate movimentate ciascuna); Augusta (9,5 milioni di tonnellate) e Sarroch (7,8 milioni di tonnellate) per i prodotti petroliferi raffinati; Napoli per il gas (1 milione di tonnellate); Porto Levante-Rovigo (6,4 milioni di tonnellate) e Piombino (2,4 milioni di tonnellate) per il GNL.
Per i porti italiani il segmento energy vale il 35% del totale movimentato. Essi stanno affrontando e sempre più saranno protagonisti di una rivoluzione energetica. La nuova sfida è quella di diventare hub della transizione energetica, impegnandosi a rendere più ecologiche le proprie attività.
I primi 5 Energy port italiani concentrano il 69% del traffico e sono: Trieste, Cagliari, Augusta, Milazzo e Genova. Trieste è il più importante porto energetico e gateway dell’Italia. Tre di questi porti sono nel Mezzogiorno.
Il Mezzogiorno con un peso specifico di circa il 50% della movimentazione portuale italiana ha un ruolo chiave nel percorso verso la transizione “green” contribuendo a generare sinergie tra le due sponde del Mediterraneo, valorizzando la presenza in Nord Africa di grandi fonti di energia rinnovabile.
Grazie alla vicinanza a potenziali aree di produzione rinnovabile in Nord Africa, gli investimenti nelle infrastrutture e nella logistica in chiave sostenibile contribuiscono a rendere i nostri porti attori chiave, rafforzando la posizione geostrategica dell’Italia e del Mezzogiorno nel Mediterraneo.