La crisi tedesca del gas naturale e la pausa dei combustibili fossili: quando il sistema del gas naturale, che presumibilmente funziona sempre, fallisce

Guasto del sistema nel ghiaccio: cosa succede quando la fonte energetica "affidabile" smette improvvisamente di fornire energia?

Si trattava di uno scenario che non avrebbe dovuto nemmeno essere incluso nelle rassicurazioni della politica energetica: nel febbraio 2026, un'enorme calotta glaciale si è depositata al largo della costa di Rügen, causando l'arresto del terminale GNL di Mukran. Mentre in Germania la "stagione buia" delle energie rinnovabili – quei periodi in cui vento e sole non producono energia – è spesso e rumorosamente dibattuta politicamente, qui si è verificata una "stagione buia fossile" di proporzioni ben più minacciose. Per oltre una settimana, nessuna petroliera ha potuto attraccare, la fornitura di gas è stata interrotta, e questo in un momento in cui i livelli di stoccaggio di gas tedesco erano scesi al minimo storico di meno del 30%.

Attualmente, gli impianti di stoccaggio di gas naturale tedeschi si trovano a un livello storicamente basso. I dati di metà febbraio 2026 mostrano che gli impianti di stoccaggio di gas in Germania sono pieni per circa il 25-27%, a seconda delle misurazioni effettuate in quel giorno specifico. Altre fonti indicano un livello di riempimento di circa il 32% per lo stesso periodo, che è anche considerato il valore più basso registrato all'inizio di febbraio dall'inizio delle osservazioni.

Ciò significa che i livelli di stoccaggio del gas sono notevolmente inferiori ai livelli pre-crisi e persino inferiori ai livelli obiettivo degli ultimi anni, che di solito si attestavano tra il 40% (fine gennaio) e l'80% (1° novembre).

Questo incidente è più di un semplice aneddoto meteorologico; è sintomatico di una vulnerabilità strutturale spesso trascurata nel dibattito sulla sicurezza dell'approvvigionamento. Mentre il gas naturale fluisce ininterrottamente, l'approvvigionamento di GNL è una catena di consegne individuali, suscettibile a condizioni meteorologiche estreme, colli di bottiglia logistici e tensioni geopolitiche. Ci siamo liberati dalla fatale dipendenza dal gas naturale russo, per poi entrare in una nuova, volatile dipendenza dal gas naturale liquefatto.

I risultati economici e di politica di sicurezza di questo sistema sono preoccupanti: circa 81 miliardi di euro all'anno fluiscono all'estero per le importazioni di combustibili fossili, mentre le energie rinnovabili nazionali sono da tempo la fonte di elettricità più conveniente. Eppure, prevalgono ancora doppi standard: la mancanza di capacità di stoccaggio per le energie rinnovabili è considerata un fattore di squalifica tecnica; un porto che ghiaccia nel caso dei combustibili fossili, o un oleodotto che esplode, sono considerati semplicemente un incidente operativo.

La seguente analisi fa luce sul contesto di questo squilibrio. Analizza perché la transizione energetica decentralizzata non rappresenti un rischio per la sicurezza, ma piuttosto una vera e propria polizza assicurativa contro ricatti geopolitici e attacchi fisici, e perché i costi reali dell'aggrapparsi ai combustibili fossili siano di gran lunga superiori al prezzo della bolletta del gas.

Perché i porti ghiacciati rivelano di più sulla nostra sicurezza energetica di qualsiasi tempo calmo

Nonostante la drammaticità dell'argomento, vorremmo sottolineare che solo una piccola parte – poco più del 10% – raggiunge la Germania tramite navi metaniere provenienti dall'estero (di cui attualmente il 96% proviene dagli Stati Uniti). L'attuale crisi del gas naturale ha cause molto più profonde e politicamente significative di quanto lascerebbe intendere l'attenzione rivolta ai soli terminali GNL.

Nel febbraio 2026 accadde qualcosa che ricevette poca attenzione nel dibattito energetico tedesco, nonostante avrebbe dovuto esserne al centro. Uno spesso strato di ghiaccio si formò al largo della costa di Rügen, rendendo il porto di Mukran impraticabile per le petroliere GNL. Il terminale lì presente, uno degli elementi più importanti dell'infrastruttura del gas tedesca dopo la cessazione delle forniture tramite gasdotti russi, non fu in grado di immettere gas naturale liquefatto nella rete per oltre una settimana. Solo l'impiego della nave rompighiaccio Neuwerk e della nave multiuso Arkona permise di liberare il canale di navigazione e di guidare la petroliera Minerva Amorgos, ormeggiata al largo di Sassnitz da due settimane, verso il terminale. Allo stesso tempo, i livelli di stoccaggio di gas in Germania crollarono a un minimo storico di circa il 32%, il valore più basso mai registrato all'inizio di febbraio. Ciò che accadde in questo caso non fu un piccolo incidente operativo, ma un'interruzione sistemica con conseguenze potenzialmente di vasta portata, che sollevò interrogativi fondamentali sull'architettura del nostro approvvigionamento energetico.

Un terminal nel ghiaccio e l'illusione di catene di approvvigionamento affidabili

Il terminale GNL di Mukran è stato costruito a tempo di record per creare una rotta di approvvigionamento alternativa dopo la fine delle forniture di gas russo tramite Nord Stream. L'obiettivo era garantire la sicurezza dell'approvvigionamento. Tuttavia, la realtà dell'inverno 2025/2026 ha rivelato una debolezza fondamentale che era stata chiaramente sottovalutata durante la fase di pianificazione. L'Agenzia Federale Marittima e Idrografica ha segnalato condizioni di ghiaccio particolarmente difficili al largo della costa orientale di Rügen, che hanno causato la scomparsa delle boe di navigazione sotto il ghiaccio e ridotto al minimo critico il margine di navigazione per le enormi petroliere GNL. La differenza strutturale rispetto al gasdotto è diventata immediatamente evidente. Mentre il gasdotto scorre ininterrottamente, il GNL arriva in lotti individuali, e ogni petroliera rappresenta una sfida logistica a sé stante. Se una nave subisce un ritardo di giorni, l'intera fornitura ne risente di conseguenza. A differenza di un gasdotto sottomarino, un terminale GNL è direttamente esposto alle condizioni meteorologiche, al ghiaccio e al mare.

Questa vulnerabilità coincide con una situazione di approvvigionamento già tesa. All'inizio di febbraio 2026, gli impianti di stoccaggio di gas tedeschi presentavano un livello di riempimento inferiore al 30%, il livello più basso mai registrato in quella data. Nel giro di un solo mese, le riserve sono crollate di 25 punti percentuali, dal 56% del giorno di Capodanno al minimo attuale, mentre il consumo di gas era circa il 7,4% superiore alla media di lungo termine. L'impianto di stoccaggio di gas di Rehden, in Bassa Sassonia, un tempo il più grande della Germania, presentava un livello di riempimento di poco superiore all'11%. Secondo i calcoli dell'emittente televisiva NTV, le riserve di gas sarebbero teoricamente durate per circa altre sei settimane, senza quasi alcun margine di ulteriore stress.

La perdita di miliardi di dollari della dipendenza dalle importazioni di combustibili fossili

Le dimensioni economiche della dipendenza della Germania dalle importazioni di combustibili fossili sono notevoli. Secondo un'analisi dei dati condotta da KfW Research, le importazioni di petrolio greggio, gas naturale e antracite costano alla Germania in media 81 miliardi di euro all'anno, pari a circa il 2,5% del suo prodotto interno lordo, ovvero 1.000 euro pro capite. Nel 2024, il solo petrolio greggio rappresentava 51 miliardi di euro e il gas naturale 19 miliardi di euro. La dipendenza dalle importazioni è del 95% per il gas naturale, del 98% per il petrolio greggio e del 100% per l'antracite. La produzione nazionale di gas naturale ha coperto solo circa il 5,4% della domanda nel 2024.

Questa dipendenza strutturale ha rivelato drammaticamente i suoi costi quando la Russia ha chiuso il rubinetto del gas. Nel 2022, i costi delle importazioni di energia sono esplosi fino al livello record di 146 miliardi di euro. Sebbene da allora i costi siano diminuiti, i livelli attuali rimangono significativamente superiori a quelli prebellici. Nel 2024, la fattura netta delle importazioni di carbone, petrolio e gas ammontava ancora a circa 69 miliardi di euro. Sebbene la dipendenza sia stata diversificata, passando da una quota russa del 35% nel 2021 a solo lo 0,1% nel 2024, i principali fornitori sono ora la Norvegia con il 30%, gli Stati Uniti con il 19% e i Paesi Bassi con il 17%. Ciò rappresenta una ridistribuzione della dipendenza, non la sua eliminazione. Persino l'UE pagava ancora 1,31 miliardi di euro per le importazioni di combustibili fossili dalla sola Russia nel luglio 2025, di cui 995 milioni di euro per il gas naturale.

Da dove proviene realmente il nostro gas?

In Germania, i terminali GNL sono attualmente riforniti principalmente di gas naturale fossile, ovvero metano convenzionale. Il GNL fossile viene generalmente consegnato via mare in apposite navi cisterna e proviene in larga misura dagli Stati Uniti.

Il metano convenzionale, invece, proviene prevalentemente da giacimenti di gas naturale fossile e petrolio, ovvero da trivellazioni in strati rocciosi più profondi.

GNL è l'acronimo di Gas Naturale Liquefatto, che viene trasportato in cisterne criogeniche e rigassificato presso il terminale prima di essere immesso nella rete tedesca del gas naturale. I terminali di Wilhelmshaven, Brunsbüttel e Lubmin/Mukran sono espressamente progettati come terminali di importazione di gas naturale, attraverso i quali la Germania intende principalmente sostituire il gasdotto russo e stabilizzare la propria sicurezza di approvvigionamento.

Da dove provengono le consegne di GNL tramite navi

La Germania dipende attualmente fortemente dagli Stati Uniti per le importazioni di GNL via nave. Le analisi delle importazioni di gas tedesche mostrano che nel 2024 circa il 91% del GNL consegnato ai terminali tedeschi proveniva dagli Stati Uniti. Secondo la Federal Network Agency, questa quota è aumentata a circa il 96% delle importazioni di GNL nel 2025, evidenziando ulteriormente il predominio delle forniture di GNL statunitensi. La produzione di GNL statunitense è considerata ben sviluppata e viene generalmente estratta da giacimenti di gas di scisto mediante fratturazione idraulica.

Oltre agli Stati Uniti, quantità minori di GNL provengono anche da altri paesi esportatori, come Qatar, Nigeria, Egitto, Angola e Trinidad e Tobago, ma questi svolgono solo un ruolo marginale per il mercato tedesco. Complessivamente, le importazioni di GNL hanno rappresentato circa il 10,3% delle importazioni totali di gas naturale tedesco nel 2025, meno di un decimo delle importazioni totali di gas, ma significativamente di più rispetto al 2022.

Quota di gas naturale fossile proveniente da gasdotti e navi cisterna GNL

La stragrande maggioranza delle importazioni totali di gas naturale fossile della Germania arriva ancora tramite gasdotti, principalmente da Norvegia, Paesi Bassi e Belgio. Solo una piccola quota – poco più del 10% – raggiunge la Germania tramite navi cisterna GNL dall'estero, principalmente dagli Stati Uniti. Ciò significa che la maggior parte del gas naturale fossile tedesco proviene da importazioni tramite gasdotti, mentre le consegne di GNL via nave fungono da fonte supplementare di energia elettrica flessibile, seppur significativamente più ridotta.

I terminali GNL danno quindi origine a una duplice struttura di approvvigionamento: da un lato, un approvvigionamento di base stabile di gasdotto proveniente dal Nord Europa e, dall'altro, una componente GNL flessibile, ma dipendente dalle condizioni meteorologiche e geopolitiche, via mare.

GNL fossile oggi e gas non fossili in futuro

L'infrastruttura dei terminali GNL è attualmente progettata principalmente per la gestione di gas naturale fossile proveniente dall'estero, in particolare dagli Stati Uniti. Tuttavia, si sta già discutendo sulla possibilità che questi terminali gestiscano in futuro non solo gas fossili, ma anche gas non fossili come il gas biogenico, l'e-metano verde o l'idrogeno. I dibattiti politici e industriali sottolineano esplicitamente che l'infrastruttura GNL può essere parte integrante della transizione energetica se in futuro verrà sempre più rifornita di gas rispettoso del clima, anziché esclusivamente di gas fossile proveniente da fracking dagli Stati Uniti.

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Il doppio standard nel dibattito sulla sicurezza dell'approvvigionamento

Nel dibattito energetico tedesco si è affermato un notevole doppio standard. Quando vento e sole non brillano, si parla di "stagione buia", un termine che è stato strumentalizzato per anni come arma vincente contro la transizione energetica. Nel dicembre 2024, la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è scesa a meno di 6.000 megawatt, causando un divario di fornitura fino al 30% della domanda di elettricità. Eventi di questo tipo dominano immediatamente il dibattito pubblico. Ma quando un terminale GNL si congela per settimane, i livelli di stoccaggio del gas precipitano ai minimi storici e le petroliere non riescono ad attraccare, la situazione viene liquidata come uno sfortunato incidente operativo, non come un fallimento sistemico.

L'elenco dei fattori dirompenti nel sistema dei combustibili fossili è lungo e in continua crescita. Nel settembre 2022, quattro esplosioni hanno distrutto entrambe le sezioni del Nord Stream 1 e una sezione del Nord Stream 2. Questo atto di sabotaggio ha dimostrato la vulnerabilità delle principali infrastrutture energetiche. Anche i cavi sottomarini e le condotte nel Mare del Nord e nel Baltico rimangono a rischio, come avverte l'esperto militare olandese Frederik Mertens del Centro per gli Studi Strategici dell'Aja, che identifica sia il sabotaggio fisico in acque profonde che gli attacchi informatici come minacce realistiche. Nella primavera del 2023, i servizi segreti olandesi hanno avvertito che la Russia potrebbe preparare atti di sabotaggio contro le infrastrutture energetiche nel Mare del Nord. Tensioni geopolitiche, regimi autocratici che usano le forniture energetiche come leva, porti bloccati, catene di approvvigionamento interrotte: tutte queste sono le nuvole nere del sistema dei combustibili fossili, ma nessuno le chiama così.

La superiorità economica dell'architettura dei sistemi rinnovabili

La controargomentazione è chiara. Gli attuali costi livellati dell'elettricità (LCOE) mostrano che le energie rinnovabili rappresentano già la forma più economica di generazione di elettricità. Gli impianti fotovoltaici a terra producono elettricità a un prezzo compreso tra 3,2 e 6,8 centesimi per kilowattora, le turbine eoliche terrestri a un prezzo compreso tra 4 e 8 centesimi. Le nuove centrali elettriche a combustibili fossili, d'altra parte, costano tra 8 e 16 centesimi, e questa tendenza è in aumento. Secondo IRENA, nel 2024, l'elettricità da tecnologie rinnovabili era già prodotta a un prezzo inferiore rispetto all'elettricità da combustibili fossili in circa il 91% di tutti i nuovi progetti installati. Entro il 2045, il LCOE delle centrali elettriche a gas e a vapore salirà a un prezzo compreso tra 14,1 e 40,5 centesimi per kilowattora a causa dell'aumento dei prezzi della CO2 e della diminuzione delle ore a pieno carico.

Nel 2024, le energie rinnovabili fornivano già il 59% dell'elettricità tedesca, diventando la fonte energetica più importante: un nuovo record. Allo stesso tempo, la produzione di elettricità da carbone fossile è diminuita del 31% e da lignite del 9%, raggiungendo minimi storici. La produzione di elettricità convenzionale è diminuita complessivamente dell'11%. La Germania attualmente mantiene circa 65 gigawatt di capacità distribuibile da centrali elettriche a gas e a carbone per colmare le lacune di approvvigionamento. Tuttavia, la strategia per le centrali elettriche prevede anche la costruzione di ulteriori 10 gigawatt di centrali elettriche a gas compatibili con l'idrogeno, che inizialmente potranno essere alimentate a gas naturale e successivamente a idrogeno verde.

Archiviazione, flessibilità e la fine di un argomento specioso

L'argomentazione secondo cui un sistema di energia rinnovabile non può funzionare senza accumulo è corretta, ma non è un argomento contro la transizione energetica; piuttosto, descrive una sfida tecnica risolvibile. La capacità di accumulo in Germania sta crescendo rapidamente. Tra il 2021 e gennaio 2025, i sistemi di accumulo residenziali sono aumentati da 1,6 a 14,8 gigawattora, a cui si aggiungono i sistemi di accumulo a batteria su larga scala con 2,2 gigawattora e i sistemi di accumulo commerciali con 726,8 gigawattora. La capacità di accumulo totale installata ammontava a 25,5 gigawatt alla fine del 2025, pari a circa il 43% dell'obiettivo per il 2030. La capacità di accumulo installata alla fine del 2025 era di 79,4 gigawattora, pari a quasi il 6% del consumo medio giornaliero di elettricità.

Il potenziale per un'ulteriore espansione è enorme. Il piano di sviluppo della rete prevede da 41 a 94 gigawatt di capacità di accumulo a batterie su larga scala e da 60 a 81 gigawatt di capacità di accumulo a batterie su piccola scala tra il 2025 e il 2045. Fino al 25% del fabbisogno di accumulo della Germania potrebbe essere soddisfatto solo con i siti delle centrali elettriche dismesse. I modelli di co-localizzazione, in cui gli impianti di accumulo vengono costruiti direttamente accanto a centrali eoliche o solari, offrono un potenziale di circa 33 gigawatt se combinati con impianti di capacità superiore a cinque megawatt. L'autorizzazione edilizia preferenziale per gli impianti di accumulo, che li pone alla pari con altre infrastrutture critiche, fornisce la certezza di pianificazione di cui c'è urgente bisogno.

L'Agenzia Federale per le Reti (BFE) ha confermato che la domanda di elettricità della Germania può essere soddisfatta al 100% almeno fino al 2031, anche con una riduzione della produzione di energia elettrica da carbone. Il periodo di bassa produzione di energia eolica e solare non è un problema fisico insormontabile, ma piuttosto una sfida risolvibile a livello di sistema e di progettazione, che può essere superata attraverso l'interazione intelligente di accumulo, flessibilità, gestione del carico, generazione distribuita a livello europeo e centrali elettriche di backup controllabili.

La decentralizzazione come polizza assicurativa geopolitica

La dimensione politica della sicurezza nella transizione energetica è sistematicamente sottovalutata. Il Ministro federale dell'Ambiente Carsten Schneider lo ha riassunto sinteticamente alla conferenza BMUKN di fine gennaio 2026, quando ha definito le energie rinnovabili come "energie di sicurezza". Non solo riducono la dipendenza dalle importazioni di materie prime, ma la loro struttura decentralizzata le rende anche meno vulnerabili agli attacchi esterni. Nello stesso periodo, la Federazione tedesca per le energie rinnovabili (BEE) ha sottolineato che l'elettricità decentralizzata generata da milioni di singoli impianti di energia rinnovabile, distribuiti in tutto il paese, contribuisce già in modo significativo all'indipendenza energetica. Questa decentralizzazione rafforza la resilienza del sistema energetico contro sabotaggi, attacchi informatici e interruzioni dell'approvvigionamento.

L'Istituto tedesco per gli affari internazionali e la sicurezza (SWP) descrive la dimensione geopolitica della transizione energetica come un cambiamento sistemico fondamentale. In un sistema energetico decarbonizzato, il valore economico non è più generato principalmente da risorse fossili, ma piuttosto da processi tecnologici per la produzione di energia finale e utilizzabile. L'elettrificazione del sistema energetico riduce la dipendenza dalle catene di approvvigionamento dei combustibili fossili, rafforza l'accesso all'energia come fattore economico e, quindi, promuove indirettamente anche la sicurezza nazionale e internazionale.

Il vero calcolo del rischio

L'Energy Storage Initiative (INTI) modella annualmente la sicurezza dell'approvvigionamento della Germania e il suo aggiornamento di novembre 2025 è stato più allarmante di qualsiasi edizione precedente. In un inverno tipico, i livelli di stoccaggio scenderebbero a circa il 20% entro la fine di aprile, senza alcun margine di sicurezza. In un inverno estremamente freddo, lo stoccaggio avrebbe potuto esaurirsi già a metà gennaio 2026, con conseguenti carenze e potenziali razionamenti. Quattro fattori aggravano ulteriormente la situazione: un livello di riempimento iniziale inferiore alla media, un maggiore consumo di gas dall'estate 2025, la cessazione del transito attraverso l'Ucraina dal 1° gennaio 2025 e un minore riempimento degli stoccaggi nel mercato interno dell'UE. La prossima estate sarebbe necessario stoccare quasi il 50% di gas in più rispetto all'anno precedente per raggiungere gli obiettivi di riempimento per l'inverno 2026/2027.

Le immagini del terminale GNL congelato di Rügen sono quindi molto più di un semplice aneddoto invernale. Illustrano un sistema che rimane strutturalmente vulnerabile finché si affida a catene di approvvigionamento globali, combustibili fossili e infrastrutture centralizzate. La vera domanda non è se la transizione energetica funzionerà. Dopotutto, i costi stanno diminuendo, le tecnologie stanno maturando e la capacità di stoccaggio sta aumentando. La vera domanda è per quanto tempo la Germania continuerà a illudersi che un sistema basato sui combustibili fossili, i cui terminali si ghiacciano, i cui oleodotti vengono fatti saltare in aria e i cui fornitori si lasciano manipolare politicamente, rappresenti l'alternativa sicura.

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