Il gas greco corre nei Balcani

Le esportazioni greche di gas verso l’Europa sudorientale sono triplicate nella prima metà del 2026, arrivando a 8,72 TWh contro i 2,86 TWh di un anno prima, secondo DESFA, l’operatore della rete di trasporto del gas del Paese (Reporter/DESFA). A maggio la Grecia ha immesso nelle reti vicine anche 874,2 GWh netti di elettricità, per due terzi diretti verso la Bulgaria (Serbia Energy). I volumi ci sono. Resta da capire se le imprese siano disposte a pagare per garantirsi, nel lungo periodo, l’accesso a queste rotte.

Come si muove il gas

Due terminali portano in Grecia il GNL, il gas naturale liquefatto raffreddato fino allo stato liquido per essere trasportato via nave. Revithoussa, vicino ad Atene, resta l’impianto principale: nella prima metà del 2026 ha gestito 18,61 TWh, pari al 43% delle importazioni greche di gas. Alexandroupolis, una nuova unità galleggiante nel Nord-Est del Paese, cresce rapidamente partendo da livelli più bassi: ha trattato 3,46 TWh, oltre tre volte il volume registrato un anno prima (Reporter/DESFA).

Una volta riportato allo stato gassoso, il GNL entra nella rete di DESFA e può attraversare il confine bulgaro a Sidirokastro, il principale punto di misurazione alla frontiera. Da lì gli operatori possono spingerlo verso nord, attraverso la Romania, in direzione di Moldova e Ucraina: è la rotta che viene chiamata Corridoio verticale.

L’elettricità offre una storia di esportazione meno stabile. A maggio la Grecia ha venduto a basso prezzo perché rinnovabili (57% della produzione) e idroelettrico (8%) hanno portato il prezzo day-ahead, cioè il prezzo all’ingrosso fissato per la consegna del giorno successivo, sotto i livelli dei Paesi vicini (Serbia Energy). Ma basta un’ondata di caldo estiva, con la domanda di condizionamento in salita e le centrali a gas a fissare il prezzo marginale, perché i flussi possano invertirsi nel giro di poche settimane. I contratti sulle pipeline del gas sono più vischiosi. Ed è lì che si misura la solidità strutturale della rotta.

Chi prenota capacità, e chi no

Il segnale commerciale più netto arriva da Sidirokastro. Nelle aste a lungo termine, gli operatori hanno prenotato il 46% della capacità di esportazione disponibile per gli anni gas dal 2026/27 al 2029/30. Metlen si è assicurata 20 GWh al giorno e Atlantic SEE LNG Trade ne ha presi 13 (News247). Prenotare costa, e per questo il segnale pesa più di un comunicato politico.

L’impegno, però, non è uniforme. Nelle stesse aste nessun operatore ha manifestato interesse per la Rotta 3 via Nea Mesimvria, punto di ingresso collegato al TAP (Protothema English). Non tutti i corridoi disegnati sulle mappe hanno già una vita commerciale.

Più a nord, il trader statale moldavo Energocom ha prenotato capacità per l’inverno 2026-2027 al punto di frontiera di Ungheni, con circa il 41% della capacità di uscita romena e il 39% della capacità di ingresso moldava già assegnate (Moldova1). Gli operatori romeni stanno negoziando con Bruxelles aggiustamenti tariffari per il corridoio (Știripesurse).

L’Ungheria resta il vuoto nella catena. Le fonti pubbliche ungheresi trattano la rotta greca come un’opzione tecnica, non come un canale di approvvigionamento già operativo. Il dibattito resta ancorato alle importazioni di petrolio russo di MOL attraverso l’oleodotto Druzhba e all’alternativa adriatica (Telex/G7, HVG).

Chi guadagna, chi paga

Gli operatori dei terminali greci, i trader e i produttori elettrici beneficiano dell’aumento dei volumi e dei ricavi da esportazione. DESFA incassa tariffe di trasporto su ogni metro cubo che attraversa la rete. I governi vicini guadagnano margine negoziale rispetto ai fornitori esistenti. La Croazia, che sta ampliando il terminale GNL di Krk fino a 6,1 bcm/anno di capacità, cavalca la stessa tendenza alla diversificazione invece di subirla (Poslovni).

L’incertezza vera è dalla parte degli acquirenti. Più rotte migliorano la sicurezza degli approvvigionamenti, ma il gas che risale da sud verso nord accumula costi a ogni confine: rigassificazione, tariffe di trasporto, oneri di transito e costi che le reti sostengono per mantenere in equilibrio domanda e offerta. Se la rotta greca risulta più sicura ma, alla fine della catena, più cara, famiglie e imprese in Bulgaria, Romania o Moldova pagano un premio per la diversificazione. Che quel premio valga il prezzo dipende dalla concorrenza, e il gas russo non sta uscendo di scena. Nei primi cinque mesi del 2026, secondo i dati ACER, le importazioni UE di gas russo via pipeline sono aumentate del 7% su base annua e quelle di GNL russo dell’11% (Euro2day, ACER).

La Grecia ha dimostrato l’utilità della rotta. Non ha ancora dimostrato di avere potere come fornitore. La differenza sta nella capacità di mantenere flussi continui a prezzi migliori delle alternative, dopo aver contato ogni tariffa di frontiera. Quel test è appena cominciato.