L’Algeria esporta gas ma importa pane: la doppia sicurezza che deciderà il futuro del Paese
di David Marini
A Mazara del Vallo arriva il gas algerino destinato all’Italia. Nei porti dell’Algeria entrano navi cariche di grano e di mais. Le due rotte descrivono il problema economico del Paese: una grande dotazione di idrocarburi e minerali convive con una dipendenza alimentare strutturale. La questione è se la rendita del sottosuolo possa finanziare un’economia capace di produrre più cibo, trasformare le materie prime e generare valuta anche al di fuori del petrolio e del gas, senza consumarsi.
È una questione anche italiana. Eni è il partner internazionale più radicato nell’upstream algerino e collega giacimenti, infrastrutture e il mercato finale. Ma la capacità libera di un gasdotto non crea le molecole che devono attraversarlo. Né un accordo energetico risolve da solo la vulnerabilità finanziaria e alimentare di Algeri. La relazione diventa strategica se produce gas aggiuntivo, riduce gli sprechi interni e accompagna investimenti produttivi, e non se si limita a una semplice sostituzione delle importazioni sovvenzionate.
Il conto della rendita
Secondo la Banca Mondiale, tra il 2020 e il 2024 gli idrocarburi hanno rappresentato circa il 13 per cento del Pil algerino, l’83 per cento delle esportazioni e il 46 per cento delle entrate di bilancio. Il loro peso sul prodotto è molto inferiore a quello sulle fonti di valuta e sulle finanze pubbliche. Quando i prezzi o le quantità esportate scendono, la trasmissione raggiunge rapidamente la spesa, le importazioni, le banche statali e gli investimenti.
Il Fondo monetario internazionale ha stimato il deficit pubblico per il 2024 pari al 13,9 per cento del Pil. Nello stesso anno è stato interamente utilizzato il Fonds de Régulation des Recettes, alimentato dagli introiti derivanti dagli idrocarburi. Nel 2025, secondo le conclusioni preliminari del Fmi pubblicate nel luglio 2026, il deficit si è ridotto al 10,5 per cento, anche grazie a dividendi straordinari di imprese pubbliche e della banca centrale, ma il debito ha raggiunto il 52,1 per cento del Pil e il disavanzo corrente ha determinato una forte riduzione delle riserve. I 67,8 miliardi di dollari, pari a circa quattordici mesi di importazioni, erano il dato di fine 2024, non quello aggiornato a fine 2025.
Altresí definire il Fonds National d’Investissement come un “fondo sovrano” confonde i termini. Il FNI è una finanziaria pubblica di sviluppo e co-investimento: finanzia progetti e può assumere partecipazioni. Non è un veicolo globale e intergenerazionale paragonabile a PIF, QIA o ADIA. Il FRR, esaurito a fine 2024, era invece il cuscinetto anticiclico. L’Algeria possiede quindi un investitore pubblico, ma non dispone più della stessa riserva fiscale in caso di calo delle entrate energetiche.
Il gas: prima le molecole, poi i corridoi
Nel 2022 Eni e Sonatrach indicarono un aumento graduale delle forniture via TransMed fino a 9 miliardi di metri cubi annui aggiuntivi nel 2023-2024. Nel 2025 l’Italia ha ricevuto dall’Algeria circa 20 miliardi di metri cubi, secondo dati citati da Reuters nel marzo 2026: un apporto decisivo, ma inferiore ai circa 30 miliardi ottenuti sommando i flussi precedenti all’incremento potenziale. Non significa che l’accordo fosse falso; significa che la capacità del tubo, l’obiettivo commerciale e la produzione effettiva sono grandezze diverse.
Nel 2025, ha rilevato il FMI, le esportazioni di idrocarburi sono diminuite. L’Algeria deve alimentare un sistema elettrico fortemente dipendente dal gas, soddisfare i consumi interni crescenti, reinserire nei giacimenti, onorare i contratti via TransMed e Medgaz e servire il Gnl. La maturità degli asset e la manutenzione completano il quadro. Il collo di bottiglia è dunque la disponibilità incrementale di gas a condizioni economicamente sostenibili, non soltanto il gasdotto.
Eni dichiarava per il 2024 una produzione netta in Algeria di circa 137 mila barili equivalenti al giorno e si definiva la principale compagnia internazionale operante nel Paese. Nel luglio 2025 ha firmato con Sonatrach il production sharing per Zemoul El Kbar: trent’anni, estendibili di dieci, 1,35 miliardi di dollari di investimenti programmati e un Gas Agreement per le quantità destinate all’esportazione. Reggane II è stata invece assegnata a Eni e PTTEP nella Bid Round 2024: non va descritta come se ogni fase dello sviluppo fosse già deliberata.
Il protocollo Eni-Sonatrach di luglio 2025 indicava, includendo Zemoul, Reggane II e altre iniziative, una nuova produzione fino a 5,5 miliardi di metri cubi annui entro il 2028 e oltre 8 miliardi di dollari di investimenti. Sono obiettivi dichiarati, non volumi già disponibili né decisioni definitive su ogni progetto. Lo stesso vale per il piano energetico algerino 2025-2029, annunciato per 60 miliardi di dollari, con circa l’80 per cento destinato all’upstream: misura l’ambizione, non certifica la bancabilità dei singoli impieghi.
La logica di Eni non può consistere nel monopolio, incompatibile con la centralità di Sonatrach e con la diversificazione dei partner voluta da Algeri. È piuttosto integrare la produzione, la commercializzazione e l’accesso al mercato italiano. Efficienza, elettrificazione, fotovoltaico nei siti e riduzione del metano possono ridurre l’autoconsumo e liberare gas esportabile. SouthH2Corridor e l’ipotesi di un cavo elettrico ampliano l’orizzonte, ma restano infrastrutture di lungo periodo, non sicurezza già acquisita.
Il prezzo del pane e il vincolo dell’acqua
La FAO prevede per il 2026 un raccolto cerealicolo algerino di circa 5 milioni di tonnellate, il migliore dal 2019. Eppure, per la campagna 2026/27, stima le importazioni necessarie a 14,5 milioni di tonnellate: 8,5 milioni di grano e 5 milioni di mais, quest’ultimo spinto dalla domanda di mangimi. Un’annata favorevole non cancella il deficit strutturale. La sicurezza alimentare non coincide con l’autosufficienza e non si ottiene producendo nel deserto ogni tonnellata importata, qualunque sia il costo.
Per giudicare l’agricoltura sahariana servono resa per ettaro, acqua per tonnellata, profondità e ricarica delle falde, energia per il pompaggio, salinità, distanza dai consumatori e perdite logistiche. Se acqua, elettricità, credito e cambio sono sovvenzionati, la produzione può sembrare competitiva senza esserlo. Il criterio corretto è il costo totale, compresi l’acqua e il rischio climatico.
La desalinizzazione è essenziale per le città costiere, ma richiede energia, reti e la gestione della salamoia; non rende automaticamente razionali le colture estensive nell’interno. La strategia più robusta combina la produzione locale, dove esistono vantaggi agronomici, scorte, origini d’importazione diversificate, silos, porti e coperture trasparenti sui prezzi e sui tassi di cambio. L’Italia può offrire competenze in irrigazione, sementi, meccanizzazione, logistica e gestione del rischio sulle commodity, ma attraverso gare verificabili, senza indicare un operatore favorito.
Fosfati e ferro: il valore è nella trasformazione
Il collegamento tra energia e agricoltura passa attraverso i fertilizzanti. Il 12 agosto 2026, Sonatrach e Algerian Fertilizers Company hanno firmato due contratti Epc per il progetto integrato dei fosfati: Saipem realizzerà impianti tra Bled El Hadba e Oued Keberit; China Harbour Engineering Company realizzerà le infrastrutture portuali ad Annaba. Le capacità dichiarate sono 5,5 milioni di tonnellate annue di estrazione, 3,2 milioni di tonnellate di concentrato, 2,4 milioni di tonnellate di fertilizzanti fosfatici e 570 mila tonnellate di urea.
Sono capacità di progetto, non produzione maturata. La prova consisterà nell’integrazione delle miniera, della chimica, del gas, della ferrovia e del porto, nel rispetto dei tempi e del budget. Vendere roccia trasferisce valore all’estero; produrre ammoniaca, acido fosforico e fertilizzanti crea una base industriale, ma espone a una volatilità dei prezzi e richiede energia a costi competitivi.
Lo stesso vale per Gara Djebilet. Nel gennaio 2026 il primo carico di 1.450 tonnellate di minerale è partito verso Béchar per il trattamento iniziale, prima del trasferimento al complesso Tosyali nell’area di Orano. La nuova ferrovia di circa 950 chilometri rimuove un vincolo storico, ma il primo carico non prova la maturità economica della filiera. Redditività e valore locale dipenderanno dalla qualità e dall’arricchimento del minerale, dai costi logistici, dalla continuità dei volumi, dall’energia e dalla capacità di trasformarlo in pellet, acciaio e manufatti competitivi.
La competizione tra partner
Algeri distribuisce le opportunità perché la concorrenza rafforza il proprio potere negoziale. TotalEnergies conserva asset a Timimoun, TFT e Berkine e dichiarava 51 mila barili equivalenti al giorno nel 2023. Il confronto con i 137 mila indicati da Eni per il 2024 segnala un divario, ma non è omogeneo né per esercizio né per perimetro. Nel 2025 TotalEnergies ha ottenuto Ahara, un’area di circa 14.900 chilometri quadrati, in qualità di operatore in fase di esplorazione, con una quota del 24,5 per cento, insieme a QatarEnergy con la stessa quota e a Sonatrach con il 51 per cento. Il contratto per due milioni di tonnellate annue di Gnl verso Fos-Cavaou copriva il 2025: non è corretto estenderne la validità senza un nuovo aggiornamento pubblico.
La forza francese è un portafoglio tra upstream, Gnl e mercato; Eni dispone di una maggiore profondità operativa, come dichiarato. Sinopec porta capitale ed esecuzione Epc: Hassi Berkane North prevede 850 milioni di dollari, ma il trasferimento tecnologico non è automatico. ExxonMobil e Chevron hanno tecnologia e bilanci, ma devono convertire l’interesse in produzione. QatarEnergy affianca TotalEnergies ad Ahara; la saudita Midad Energy ha programmato circa 5,4 miliardi di dollari per Illizi Sud. Anche qui, la durata contrattuale e la produzione cumulata attesa non sono flussi annuali immediati. La Russia conserva peso politico e militare, ma sanzioni, tecnologia e capitale ne limitano il potenziale economico. Eni possiede oggi l’integrazione più concreta tra gli asset algerini, Sonatrach e lo sbocco italiano; non un’esclusiva.
La doppia sicurezza
Il vantaggio italiano resterebbe fragile se fosse letto come una gara di bandiere contro la Francia, la Cina o gli Stati Uniti. Sonatrach mantiene la maggioranza e Algeri non vuole dipendere da un solo partner. L’offerta credibile è fatta di risultati verificabili: nuova produzione prima degli annunci; efficienza per liberare gas; contratti e infrastrutture per rendere affidabile l’offtake; agricoltura valutata in base al costo dell’acqua e dell’energia; fertilizzanti e siderurgia orientati alla trasformazione locale; finanza pubblica capace di distinguere gli investimenti produttivi dalla spesa sostenuta dalla rendita.
L’Algeria non è povera di materie prime: rischia di consumarne la rendita prima di avere costruito le filiere che dovrebbero sostituirla. Gas e pane appartengono allo stesso bilancio strategico. Il primo genera la valuta con cui si compra il secondo; soltanto la produttività, la disciplina nell’uso dell’acqua e l’industria competitiva possono spezzare il circuito. Anche per l’Italia la sicurezza non è prenotare capacità nel TransMed, ma avere un partner algerino abbastanza solido da produrre, investire e onorare gli impegni quando il ciclo energetico sarà meno favorevole.
di David Marini — Senior Business Development Manager e analista di geoeconomia e finanza internazionale.
