Bruxelles, 22 maggio 2026. Nella sala stampa della Commissione Europea, il commissario all’Economia Valdis Dombrovskis risponde con la precisione calibrata di chi sa che ogni parola verr\u00e0 letta in tre capitali contemporaneamente. La domanda \u00e8 semplice, quasi brutale: l’Europa torner\u00e0 a comprare gas russo per affrontare il prossimo inverno? La risposta \u00e8 no. Secca, definitiva, accompagnata da dati sulle riserve e da un’accusa implicita a Mosca di stare incassando profitti straordinari dalla crisi mediorientale.<\/p>\n
La vera notizia non \u00e8 cosa ha detto Dombrovskis. \u00c8 cosa sta succedendo sotto la superficie: un’architettura energetica europea in transizione forzata, con i costi ancora distribuiti in modo asimmetrico tra chi ha diversificato prima e chi ci sta arrivando in ritardo.<\/em><\/p>\n Nel frattempo, da Roma arriva una lettera al vetriolo. Giorgia Meloni scrive alla Commissione che le preoccupazioni dell’Italia sull’energia non vengono prese sul serio, che la crisi energetica vale quanto la crisi della difesa, che servono misure concrete. E Bruxelles risponde con il lessico della cautela: “temporaneo”, “mirato”, “non deve stimolare la domanda di combustibili fossili”. Una risposta tecnica a un problema che per le imprese italiane ha un costo molto concreto ogni mese.<\/p>\n Per un imprenditore con forniture, impianti o catene di produzione che dipendono ancora dai prezzi del gas, questo scambio diplomatico non \u00e8 politica estera. \u00c8 il quadro dentro cui stai negoziando i tuoi contratti energetici per il prossimo anno.<\/p>\n Il commissario Dombrovskis ha confermato ieri quello che i dati di Eurostat mostravano gi\u00e0 da mesi: la struttura dell’approvvigionamento energetico europeo \u00e8 cambiata in modo permanente rispetto al 2021. La Norvegia \u00e8 diventata il principale fornitore di gas dell’Unione Europea via pipeline, con una quota che si \u00e8 consolidata tra il 25 e il 30 percento del totale importato. Gli Stati Uniti sono il primo fornitore di LNG, con volumi che nel 2025 hanno superato i 50 miliardi di metri cubi equivalenti, staccando Qatar e Australia.<\/p>\n Il prezzo di questa trasformazione \u00e8 stato significativo: secondo le stime della Commissione Europea, la bolletta energetica aggiuntiva pagata dall’industria europea tra il 2022 e il 2025 rispetto agli scenari pre-crisi supera i 400 miliardi di euro, con la Germania e l’Italia come principali contribuenti netti. Le riserve di gas nei siti di stoccaggio europei sono attualmente all’interno del “range storico stagionale” citato dal commissario, il che significa circa 40-45 percento di riempimento rispetto all’obiettivo del 90 percento entro novembre stabilito dal regolamento europeo sul gas.<\/p>\n Il nodo che la lettera di Meloni mette in evidenza riguarda la distribuzione dei costi del riempimento: acquistare LNG sul mercato spot estivo per raggiungere l’obiettivo del 90 percento comporta prezzi medi significativamente pi\u00f9 alti rispetto ai contratti a lungo termine che l’Italia non ha ancora del tutto rimpiazzato dopo la perdita dei volumi russi. Le stime del settore indicano un differenziale di costo tra 3 e 7 euro per megawattora rispetto ai contratti pluriennali, un onere che si trasferisce direttamente sui costi industriali.<\/p>\n La lettera di Meloni alla Commissione non \u00e8 arrivata per caso nella settimana del 19 maggio. Il motivo del timing \u00e8 preciso: siamo nella finestra in cui le decisioni sullo stoccaggio estivo determinano il costo energetico dell’inverno 2026-2027. Chi compra ora a prezzi spot elevati, lo fa sapendo che tra ottobre e marzo pagher\u00e0 di meno ma che il capital employed nel ciclo di stoccaggio \u00e8 gi\u00e0 stato definito oggi.<\/p>\n C’\u00e8 un secondo strato di contesto da considerare. La crisi mediorientale in corso, con lo Stretto di Hormuz sotto pressione e i premi assicurativi sulle rotte LNG che restano elevati, sta generando esattamente quello che Dombrovskis ha nominato esplicitamente: windfall profits per la Russia. Mosca vende petrolio e gas a prezzi globali alti senza aver perso la domanda asiatica, e si trova in una posizione di relativa comodit\u00e0 fiscale proprio mentre l’Europa paga lo sconto LNG americano. Il commissario ha detto senza perifrasi che allentare le sanzioni in questo momento sarebbe un regalo strategico a Mosca.<\/p>\n Il discorso di Philip Lane, capo economista della BCE, tenuto oggi stesso sui “choc di offerta energetica” fornisce il quadro monetario a questa dinamica: la BCE sta monitorando l’impatto inflattivo residuo dell’energia sul costo della vita europeo, con un’attenzione particolare a non vedere una seconda ondata di pressioni sui prezzi alla produzione industria. Per le banche centrali, la domanda non \u00e8 se i tassi scendono, ma quanto velocemente possono farlo senza alimentare aspettative inflazionistiche legate all’energia.<\/p>\n Il TTF, il benchmark europeo del gas naturale, si muove in questo periodo in una banda tra 35 e 42 euro per megawattora, circa il doppio dei livelli pre-crisi del 2019-2020 ma lontano dai picchi di agosto 2022 quando sfior\u00f2 i 350 euro. Questo numero, presentato cos\u00ec, sembra confortante. Non lo \u00e8 se si guarda la struttura a termine: i contratti per la consegna invernale 2026-2027 quotano con un premio di circa 8-10 euro rispetto al mercato spot estivo, un contango che riflette l’incertezza del mercato sulla capacit\u00e0 di riempimento degli stoccaggi europei.<\/p>\n L’euro si \u00e8 mosso in modo relativamente stabile questa settimana, ma il differenziale di competitivit\u00e0 energetica tra Europa e USA si riflette nelle valutazioni degli analisti sul settore manifatturiero pesante: le aziende europee ad alta intensit\u00e0 energetica quotano con uno sconto strutturale rispetto ai concorrenti americani che si \u00e8 allargato di circa 15 punti percentuali negli ultimi 24 mesi. Non \u00e8 volatilit\u00e0: \u00e8 un riallineamento permanente dei multipli.<\/p>\n I premi dei Credit Default Swap sui titoli di stato italiani sono rimasti stabili, segnale che i mercati non stanno ancora prezzando una crisi fiscale legata agli interventi di sostegno energetico. Ma la volatilit\u00e0 implicita sulle opzioni gas europee \u00e8 salita del 12 percento nelle ultime tre settimane: il mercato sta comprando protezione contro un’estate calda o un inverno anticipato, non ancora contro una crisi strutturale. La differenza \u00e8 sottile ma operativamente rilevante: siamo nella fase in cui il rischio \u00e8 ancora assicurabile a costo ragionevole.<\/p>\n Orizzonte Immediato (0-6 mesi):<\/strong> chi non ha ancora rinnovato i contratti di fornitura energetica con clausole di indicizzazione al TTF estivo sta operando in un contesto di massima incertezza di prezzo. La stagione di stoccaggio europea \u00e8 aperta e i prezzi spot incorporano gi\u00e0 il premio di incertezza sulla crisi mediorientale. Le aziende manifatturiere con consumi superiori a 1 GWh annuo dovrebbero verificare entro giugno se i loro contratti energetici hanno cap mechanism o se sono esposti al mercato spot nella finestra luglio-settembre, tradizionalmente quella con le minori pressioni di acquisto ma quest’anno potenzialmente anomala.<\/p>\n Orizzonte Medio (6-18 mesi):<\/strong> lo scenario pi\u00f9 probabile \u00e8 quello descritto implicitamente dal commissario Dombrovskis: nessun ritorno al gas russo, nessuna crisi di blackout, ma un livello strutturalmente pi\u00f9 alto dei costi energetici europei rispetto ai competitor americani e asiatici. In questo scenario, le aziende che sopravvivono meglio sono quelle che hanno gi\u00e0 avviato programmi di efficienza energetica finanziati con i fondi PNRR o con i meccanismi di garanzia SACE, e quelle che hanno diversificato geograficamente la produzione verso paesi con energia meno cara. Chi invece ha rimandato queste decisioni aspettando “che i prezzi scendessero” si trover\u00e0 a operare con un gap di competitivit\u00e0 strutturale rispetto ai concorrenti europei che si sono mossi nel 2023-2024.<\/p>\n Orizzonte Lungo (18+ mesi):<\/strong> il precedente strutturale che questa crisi sta consolidando \u00e8 la definitiva decoupling dell’Europa dall’energia russa come variabile operativa. Non come obiettivo dichiarato, ma come fatto compiuto. Il punto di non ritorno, che molti analisti collocavano in futuro, \u00e8 gi\u00e0 alle spalle. Le implicazioni per le imprese italiane che operano in mercati dove la competitivit\u00e0 di costo \u00e8 rilevante, dalla ceramica all’acciaio, dalla chimica di base alla carta, \u00e8 che il modello di business basato sull’energia a basso costo come vantaggio competitivo europeo non torner\u00e0. Chi non ha ancora ridisegnato il proprio modello di costo su questa base sta costruendo piani strategici su un’assunzione sbagliata.<\/p>\n Manifattura energivora (ceramica, vetro, carta, acciaio speciale)<\/strong> Agrifood e trasformazione alimentare<\/strong> Export verso mercati terzi ad alta competitivit\u00e0 di prezzo<\/strong> Il primo rischio:<\/strong> divergenza di policy fiscale intra-UE. La lettera di Meloni segnala una frattura non ancora risolta tra Roma e Bruxelles su chi debba pagare il costo degli interventi di sostegno energetico. Se l’Italia dovesse procedere con misure fiscali unilaterali di sussidio all’energia industriale senza coordinamento europeo, si aprirebbe un conflitto sugli aiuti di stato che potrebbe bloccare o ritardare gli stessi strumenti, aumentando l’incertezza regolatoria per le imprese nei prossimi 12 mesi.<\/p>\n Il secondo rischio:<\/strong> estate anomala e stoccaggi sotto target. Se le temperature europee di luglio e agosto 2026 risultassero significativamente sopra la media, l’uso anticipato delle riserve di gas combinerebbe con una stagione di riempimento difficile. Il modello della Commissione prevede il 90 percento di stoccaggio entro novembre, ma partendo dal 40-45 percento attuale con una stagione estiva calda, la finestra di acquisto si restringerebbe in autunno, con prezzi spot che potrebbero temporaneamente tornare su livelli da emergenza.<\/p>\n Il terzo rischio:<\/strong> escalation nelle rotte LNG. Gli Stati Uniti sono diventati il principale fornitore LNG europeo, il che significa che qualsiasi tensione nelle rotte del Pacifico o decisione di policy di Washington sulla destinazione delle esportazioni di gas liquefatto ha un impatto diretto sulla sicurezza energetica europea. \u00c8 una dipendenza diversa da quella russa, geograficamente e politicamente, ma \u00e8 pur sempre una dipendenza. Chi pensa che il problema sia risolto perch\u00e9 il fornitore \u00e8 cambiato sottovaluta che la concentrazione su un singolo fornitore principale rimane una vulnerabilit\u00e0 strutturale.<\/p>\n Ascoltando Dombrovskis rispondere alla domanda sul gas russo, ho notato una cosa che non viene quasi mai discussa: il commissario ha detto esplicitamente che la Russia sta beneficiando della crisi mediorientale attraverso prezzi energetici pi\u00f9 alti. Questo \u00e8 un’ammissione politicamente rilevante. Significa che la struttura dei mercati globali dell’energia, in questo momento, premia Mosca indipendentemente dalle sanzioni sulle esportazioni dirette verso l’Europa. Le sanzioni funzionano nel senso che impediscono il flusso diretto di energia russa verso l’UE, ma i prezzi globali elevati riempiono comunque il bilancio russo attraverso i mercati asiatici.<\/p>\n Per un imprenditore italiano questo ha una conseguenza operativa precisa: i prezzi dell’energia in Europa non dipendono solo da quanto compriamo dalla Russia, ma dalla struttura globale dei prezzi di un mercato dove la Russia rimane un attore rilevante. Non \u00e8 una contraddizione della politica delle sanzioni, \u00e8 la sua limitazione intrinseca in un mercato globale.<\/p>\n Il secondo aspetto che trovo strategicamente rilevante \u00e8 la risposta a Meloni. Bruxelles ha detto, con toni molto diplomatici, che le misure devono essere “temporanee e mirate” e non devono “stimolare la domanda di combustibili fossili”. \u00c8 una posizione tecnicamente corretta che per\u00f2 ignora completamente il problema di competitivit\u00e0 industriale di breve periodo. L’Europa sta chiedendo alla sua industria di essere competitiva su mercati globali mentre paga l’energia il doppio rispetto ai concorrenti americani, e risponde alle lamentele con un framework di transizione energetica a 10-15 anni. Questo gap temporale \u00e8 esattamente dove si stanno perdendo pezzi di manifattura europea.<\/p>\n La lezione operativa \u00e8 questa: non aspettare che Bruxelles risolva il problema del costo energetico per le PMI. Il tempo di attesa \u00e8 strutturalmente incompatibile con i cicli di business. Chi sta aspettando una politica europea che riduca i costi energetici prima di fare investimenti in efficienza o prima di ridisegnare il modello di costo sta aspettando qualcosa che arriver\u00e0 troppo tardi per fare differenza.<\/p>\n Sul fronte delle riserve europee:<\/strong> i dati settimanali di Gas Infrastructure Europe (GIE) sul livello di stoccaggio, pubblicati ogni gioved\u00ec, sono il termometro pi\u00f9 affidabile della pressione sui prezzi autunnali. Soglia critica: se a fine luglio il riempimento non supera il 65 percento, i prezzi spot di settembre-ottobre si muoveranno in modo significativo verso l’alto.<\/p>\n Sul fronte Italia-Commissione:<\/strong> l’esito della risposta formale di Bruxelles alla lettera di Meloni nelle prossime due settimane. Se la Commissione offrir\u00e0 strumenti concreti, anche sotto forma di flessibilit\u00e0 nel Patto di Stabilit\u00e0 per misure energetiche, ridurr\u00e0 l’incertezza regolatoria. Se la risposta sar\u00e0 generica, aspettarsi tensioni politiche che rallentano le decisioni.<\/p>\n Sul fronte dei mercati:<\/strong> TTF per consegna Q4 2026 \u00e8 l’indicatore pi\u00f9 diretto del costo energetico industriale del prossimo inverno. Monitorare la curva forward settimanalmente. Soglia operativa: se il TTF Q4 supera stabilmente i 45 euro per megawattora entro fine giugno, i budget energetici aziendali costruiti su 38-40 euro vanno revisionati prima dell’estate.<\/p>\n Sul fronte LNG americano:<\/strong> le decisioni dell’amministrazione USA sulle licenze di export LNG, attese entro fine giugno, determineranno se la capacit\u00e0 di esportazione americana verso l’Europa rimarr\u00e0 ai livelli attuali o crescer\u00e0. Un segnale di riduzione delle licenze, anche parziale, sarebbe il trigger di una rivalutazione del rischio sull’approvvigionamento europeo.<\/p>\n Quale impatto hanno i costi energetici pi\u00f9 alti sul mio settore?<\/strong> Entro quando devo rinnovare i miei contratti energetici?<\/strong> Come posso ridurre l’esposizione ai costi energetici senza aspettare Bruxelles?<\/strong> Quali indicatori devo monitorare per anticipare pressioni sui prezzi?<\/strong> Il ritorno al gas russo \u00e8 davvero escluso?<\/strong> Quando Dombrovskis ha detto “non temiamo i blackout”, stava implicitamente confermando che la domanda era legittima. La crisi del 2022 ha lasciato una memoria istituzionale che non si cancella con dichiarazioni di fiducia, e il mercato lo sa: i premi sulla volatilit\u00e0 del gas europeo salgono ogni primavera per una ragione che non \u00e8 irrazionale.<\/p>\n La vera partita che si sta giocando in questo momento non \u00e8 tra Europa e Russia sull’energia. \u00c8 tra chi nella manifattura europea si \u00e8 gi\u00e0 adattato alla nuova struttura di costi e chi sta ancora aspettando un ritorno a condizioni che non torneranno. Bruxelles pu\u00f2 gestire la transizione, rallentarla o accelerarla, ma non pu\u00f2 invertirla: il decoupling energetico dalla Russia \u00e8 irreversibile, e il costo strutturalmente pi\u00f9 alto dell’energia in Europa rispetto ai principali concorrenti globali \u00e8 la nuova normalit\u00e0.<\/p>\n Prepararsi all’inverno non \u00e8 una questione di stoccaggi: \u00e8 il calcolo strategico che ogni impresa energivora avrebbe dovuto fare due anni fa e che, se non ha ancora fatto, deve fare entro questa estate.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":" Bruxelles, 22 maggio 2026. Nella sala stampa della Commissione Europea, il commissario all’Economia Valdis Dombrovskis risponde con la precisione calibrata di chi sa che ogni parola verr\u00e0 letta in tre capitali contemporaneamente. La domanda \u00e8 semplice, quasi brutale: l’Europa torner\u00e0 a comprare gas russo per affrontare il prossimo inverno? La risposta \u00e8 no. Secca, definitiva, […]<\/p>\n","protected":false},"author":1,"featured_media":627,"comment_status":"open","ping_status":"open","sticky":false,"template":"","format":"standard","meta":{"footnotes":""},"categories":[2],"tags":[260,998,1209,1207,1211,1205,524,153,956,1208,514,1212,1213,6,52,29,1210,30,31,1206],"class_list":["post-628","post","type-post","status-publish","format-standard","has-post-thumbnail","hentry","category-geopolitica","tag-approvvigionamentoenergetico","tag-commissioneeuropea","tag-competitivitaeuropea","tag-costienergeticiindustriali","tag-efficenzaenergetica","tag-energiacara","tag-gasnaturale","tag-inflazioneenergetica","tag-lng","tag-manifatturapmi","tag-pmiitalia","tag-pnrr","tag-prezzienergia2026","tag-rischiogeopolitico","tag-sanzionirussia","tag-sicurezzaenergetica","tag-stoccaggiogas","tag-strategiaaziendale","tag-transizioneenergetica","tag-ttf"],"_links":{"self":[{"href":"https:\/\/www.raisingstar.it\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/628","targetHints":{"allow":["GET"]}}],"collection":[{"href":"https:\/\/www.raisingstar.it\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts"}],"about":[{"href":"https:\/\/www.raisingstar.it\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/types\/post"}],"author":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/www.raisingstar.it\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/users\/1"}],"replies":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/www.raisingstar.it\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/comments?post=628"}],"version-history":[{"count":1,"href":"https:\/\/www.raisingstar.it\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/628\/revisions"}],"predecessor-version":[{"id":629,"href":"https:\/\/www.raisingstar.it\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/posts\/628\/revisions\/629"}],"wp:featuredmedia":[{"embeddable":true,"href":"https:\/\/www.raisingstar.it\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media\/627"}],"wp:attachment":[{"href":"https:\/\/www.raisingstar.it\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/media?parent=628"}],"wp:term":[{"taxonomy":"category","embeddable":true,"href":"https:\/\/www.raisingstar.it\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/categories?post=628"},{"taxonomy":"post_tag","embeddable":true,"href":"https:\/\/www.raisingstar.it\/blog\/wp-json\/wp\/v2\/tags?post=628"}],"curies":[{"name":"wp","href":"https:\/\/api.w.org\/{rel}","templated":true}]}}
\nIl Fatto in Numeri: la mappa dell’approvvigionamento europeo dopo il disaccoppiamento russo<\/h2>\n
\nPerch\u00e9 Ora: il timing non casuale di una lettera in un momento critico<\/h2>\n
\nEffetti Immediati sui Mercati: spread, gas e la volatilit\u00e0 che non vedi ancora<\/h2>\n
\nChe Cosa Cambia per le Aziende Italiane: tre orizzonti da tenere separati<\/h2>\n
\nSettori Strategici: Chi \u00c8 Pi\u00f9 Esposto<\/h2>\n
L’esposizione \u00e8 diretta e gi\u00e0 prezzata nei margini di chi pubblica bilanci trasparenti. Il gas incide tra il 15 e il 35 percento del costo di produzione in questi settori. L’opportunit\u00e0 nascosta \u00e8 meno ovvia: i distretti produttivi italiani che hanno investito in cogenerazione e waste-to-energy negli ultimi tre anni stanno vedendo rientrare parte del differenziale di costo, e alcuni stanno diventando fornitori di energia in eccesso alla rete. La crisi ha creato un incentivo che, dove \u00e8 stato intercettato, ha generato un vantaggio competitivo inatteso.<\/p>\n
L’esposizione qui \u00e8 indiretta ma pervasiva: il gas \u00e8 dentro il costo degli imballaggi, della logistica refrigerata, dei processi di sterilizzazione e pastorizzazione. Le catene della grande distribuzione organizzata stanno rinegoziando i contratti di fornitura con criteri di “energy pass-through” che alcune PMI del settore non hanno contrattualmente previsto. Chi ha firmato contratti a prezzo fisso pluriennali con la GDO senza clausole di revisione energetica si trova oggi a erodere margini senza possibilit\u00e0 di recupero a breve.<\/p>\n
Questa \u00e8 l’esposizione meno discussa. Le PMI italiane che competono sui mercati emergenti contro produttori cinesi, turchi o del Sud-Est asiatico su base di prezzo stanno accumulando uno svantaggio strutturale. Il differenziale energetico Europa-Asia si \u00e8 allargato in modo permanente, e le imprese che non hanno adeguato il loro posizionamento verso la fascia premium, dove il Made in Italy regge il premium price, si trovano a competere su costi che non possono controllare contro avversari che operano su strutture di costo pi\u00f9 vantaggiose. L’opportunit\u00e0 \u00e8 nel riorientamento verso mercati dove il prezzo non \u00e8 il driver primario, che esistono e sono accessibili, ma richiedono una decisione esplicita.<\/p>\n
\nRischi da Monitorare: tre scenari che cambiano il calcolo<\/h2>\n
\nLa Lente dell’Analisi Strategica: Il Mio Punto di Vista<\/h2>\n
\nWatchlist Operativa: Cosa Seguire nelle Prossime Settimane<\/h2>\n
\nDomande Frequenti sui Costi Energetici Industriali<\/h2>\n
L’impatto varia significativamente per settore. Nel manifatturiero energivoro (ceramica, vetro, carta, acciaio), il gas incide tra il 15 e il 35% dei costi totali di produzione. Per l’agrifood e la trasformazione alimentare, l’esposizione \u00e8 indiretta ma diffusa, attraverso imballaggi, logistica refrigerata e sterilizzazione. Per chi esporta verso mercati emergenti, i costi energetici europei creano uno svantaggio competitivo strutturale rispetto ai competitor asiatici.<\/p>\n
Se ancora non hai rinnovato i contratti di fornitura con clausole di indicizzazione, la priorit\u00e0 \u00e8 entro giugno 2026. La stagione di stoccaggio \u00e8 aperta e i prezzi spot incorporano gi\u00e0 i premi di incertezza. Verifica se i tuoi attuali contratti hanno cap mechanism, in particolare per la finestra luglio-settembre, tradizionalmente meno pressurizzata ma potenzialmente anomala quest’anno.<\/p>\n
Tre strade concrete: investire in efficienza energetica con fondi PNRR o garanzie SACE, diversificare geograficamente la produzione verso paesi con energia meno cara, oppure riorientare il posizionamento di mercato verso segmenti premium dove il prezzo energetico \u00e8 meno rilevante. Aspettare interventi politici europei \u00e8 incompatibile con i cicli di business reali.<\/p>\n
Tre indicatori principali: il livello di stoccaggio europeo pubblicato da GIE ogni gioved\u00ec (soglia critica a fine luglio: 65% di riempimento), la curva forward TTF Q4 2026 (soglia operativa: 45 euro per MWh), e le decisioni USA sulle licenze di export LNG attese entro fine giugno. Questi tre segnali anticipano di 6-8 settimane le pressioni sui costi industriali.<\/p>\n
Secondo la Commissione Europea, s\u00ec. Ma il prezzo dell’energia in Europa dipende dalla struttura globale dei prezzi, non solo da dove compriamo. La Russia rimane un attore rilevante nei mercati asiatici, il che significa che i prezzi globali alti riempiono comunque il bilancio russo indipendentemente dalle sanzioni sulle esportazioni dirette. La vera questione non \u00e8 il ritorno del gas russo, ma il consolidamento di un nuovo livello strutturalmente pi\u00f9 alto dei costi energetici europei.<\/p>\n
\nL’Inverno che Nessuno Vuole Nominare<\/h2>\n