Gas Q&A

Il gas naturale è oggi la terza fonte di energia più utilizzata al mondo ed è la principale materia prima con cui sono alimentati i sistemi di riscaldamento e le cucine nelle nostre abitazioni. Il gas naturale è un combustibile fossile formato per effetto della fossilizzazione (o mineralizzazione) di resti organici di animali e vegetali. È composto da un mix di idrocarburi che varia da giacimento a giacimento: in massima parte si tratta di metano, ma possono essere presenti anche altri idrocarburi come propano e butano, e altri gas tra i quali azoto, anidride carbonica, elio, ecc.

Disponibilità – Le riserve di gas nel mondo sono ampie e garantiscono lunga disponibilità. La diffusione di una infrastruttura a rete via tubo e specialmente lo sviluppo del GNL via nave permettono inoltre di trasportare il gas ovunque e ne hanno favorito un impiego a livello mondiale quale risorsa in grado di ridurre le emissioni inquinanti.

Flessibilità – Il gas naturale ha un impiego versatile: è una risorsa essenziale per la vita quotidiana, in quanto largamente impiegato nell’ambiente domestico per la preparazione del cibo e come combustibile per il riscaldamento. Inoltre, è una fonte importante nella generazione elettrica (oltre il 40% dell’energia elettrica in Italia), come carburante alternativo nel settore dei trasporti (autovetture, autobus, autotreni, navi merci e passeggeri) e nel settore industriale, dove rappresenta il combustibile meno inquinante e più efficiente. Grazie alla sua flessibilità, il gas naturale è inoltre in grado accompagnare e sostenere un maggior impiego delle fonti rinnovabili, garantendo la continuità della fornitura e compensando la variabilità e intermittenza delle fonti eoliche e solari.

Affidabilità – La sicurezza dell’approvvigionamento deriva dalla capillarità delle infrastrutture e dalla possibilità di trasportare il gas naturale lungo i gasdotti e via nave fino ai luoghi di distribuzione e consumo. L’affidabilità deriva anche dalla possibilità di accumulare riserve di gas nei siti di stoccaggio per i periodi di maggiore utilizzo o in caso di penuria.

Basso impatto ambientale – Il gas naturale concilia l’esigenza di garantire la sicurezza degli approvvigionamenti e la riduzione di gas serra entro il 2050. Unito all’applicazione di tecnologie innovative, come cattura, utilizzo e stoccaggio del carbonio (CCUS), può concorrere al conseguimento dell’obiettivo zero emissioni dell’Accordo di Parigi. La CO2 (per unità di energia prodotta) rilasciata dal gas naturale in atmosfera è del 60% più bassa rispetto al carbone e del 20% rispetto al petrolio. Il vantaggio del gas naturale sugli altri combustibili fossili è ancora maggiore se si considerano le emissioni di molti inquinanti dell’aria, come il particolato, gli ossidi di zolfo, l’anidride solforosa e l’ossido di azoto.

Su una disponibilità energetica lorda di 142 Mtep (milioni di tonnellate di petrolio equivalente), la composizione percentuale delle fonti energetiche vede un contributo del gas naturale di circa il 35,5%.

Nel 2024 la domanda di gas è stata complessivamente pari a 62,2 miliardi di metri cubi ed è stata soddisfatta per il 5% grazie alla produzione nazionale (3 miliardi di metri cubi) e per il 95% grazie all’importazione. Le importazioni via gasdotto hanno rappresentato il 75% dell’import totale (44,4 miliardi di metri cubi), mentre quelle di GNL via nave il restante 25% (15 miliardi di metri cubi).

In base agli ultimi dati del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, nel 2024 l’Italia ha estratto 3 miliardi di metri cubi di gas naturale, a fronte di un consumo complessivo di 62,2 miliardi di metri cubi di gas naturale. Trent’anni fa in Italia venivano estratti fino a 20 miliardi di metri cubi di gas naturale l’anno, ma per molteplici ragioni – limiti burocratici per le concessioni e gli investimenti su nuovi pozzi – questa cifra si è ridotta di circa un sesto.

I giacimenti attualmente produttivi di gas naturale in Italia sono 1.298: tra questi, 514 sono classificati come “eroganti” e vengono utilizzati per le estrazioni. Più di 750 sono invece “non eroganti”, cioè non attivi.

Secondo i dati del MASE la regione in cui si estrae più gas è la Basilicata (oltre 1 miliardo di metri cubi). Seguono Sicilia, Emilia-Romagna e Molise. Per quanto riguarda i giacimenti in mare la zona “migliore” è l’Adriatico: le coste al largo dell’Emilia-Romagna e, più in basso, le acque di fronte a Marche e Abruzzo.

La regione con più pozzi produttivi ed eroganti in assoluto è l’Emilia-Romagna, con 187 installazioni tra giacimenti terrestri e zone marine. Seguono la Toscana con 45, la Sicilia con 44, il Molise con 15, la Puglia e le Marche con 12, la Lombardia con 8, la Calabria con 7, la Basilicata con 6 e l’Abruzzo con uno.

Nel 2024, per l’utilizzo domestico (cucina e riscaldamento) gli italiani hanno consumato annualmente circa 23 miliardi di metri cubi (che soddisfano il 47% dei consumi residenziali). Per la generazione elettrica, il consumo di 24 miliardi di metri cubi di gas naturale  è servito a produrre oltre il 40% dell’energia elettrica. Nel settore dell’industria, la domanda di gas nel 2024 è stata pari a circa 11,4 miliardi di metri cubi. Infine, nei trasporti, poco meno di 1 miliardo di metri cubi di gas naturale ha alimentato più di 1 milione di veicoli.

Il calo particolarmente accentuato delle fonti fossili (petrolio e carbone in particolare) ha determinato una significativa riduzione della quota di fossili nel mix energetico, nel 2020 stimata pari a circa il 77%, due punti in meno rispetto al 2019 e nuovo minimo storico (dal 1961), inferiore al 73% del 2014. Il crollo dei consumi di petrolio ha poi rafforzato la posizione del gas naturale come prima fonte del paese, con una quota del 40,9%, nel 2021 nuovo massimo storico (sebbene in valore assoluto i consumi di gas siano stati inferiori di 14 Mtep rispetto al picco del 2005), ben sei punti percentuali in più rispetto al peso del petrolio. Petrolio e prodotti petroliferi rappresentano il 32,9% delle fonti energetiche, le rinnovabili il 19,5%, i combustibili solidi il 3,6%.

Nel 2022 e 2023 la quota di gas naturale nel mix energetico è scesa rispettivamente al 37,5% e al 34,8%, mentre quella del petrolio è aumentata al 35% e 38%.

Nel 2024, il petrolio rappresenta la prima fonte energetica con una quota del 37,5%, a seguire il gas naturale (35,5%), le rinnovabili e i bioliquidi (21,5%), l’energia elettrica (3,1%) e i combustibili solidi (1,6%).

L’approvvigionamento di gas naturale in Italia avviene in minima parte con la produzione nazionale (nel 2024 pari 3 miliardi di metri cubi, che ha soddisfatto il 5% della domanda nazionale di gas).

Gran parte dell’approvvigionamento avviene tramite l’importazione (95%) via gasdotto (75%) o via nave in forma di Gas Naturale Liquefatto (GNL (25%). Il GNL può essere rigassificato tramite processi chimici per essere immesso nella rete del gas naturale.

L’attività di trasporto del gas naturale avviene attraverso una rete che comprende soprattutto gasdotti ad alta pressione. Il gas viene immesso nella rete di trasporto nazionale (oltre 35mila chilometri) presso i punti di entrata che comprendono le linee di importazione dalla Russia, dal Nord Europa, dal Nord Africa, gli impianti di rigassificazione e i centri di produzione e di stoccaggio dislocati in Italia. Il gas arriva fino ai punti di riconsegna connessi alle reti di distribuzione locale e alle grandi utenze industriali e termoelettriche.

Lo stoccaggio è il deposito in giacimenti del sottosuolo del gas naturale prelevato dalla rete di trasporto nazionale e successivamente reimmesso nella rete in funzione delle richieste di mercato. È una parte importante della filiera in quanto garantisce la continuità della fornitura, compensando le differenze tra domanda e offerta e assicurando le riserve strategiche per fronteggiare situazioni eccezionali: come, ad esempio, periodi particolarmente freddi (maggiore esigenza di gas per il riscaldamento)
Il nostro Paese ha una capacità di stoccaggio di 19 miliardi di metri cubi.

La distribuzione è l’attività di trasporto del gas naturale attraverso le reti di distribuzione locale per la consegna ai clienti finali. Comprende l’attività di costruzione, sviluppo e gestione degli impianti (manutenzione ordinaria e straordinaria, pronto intervento, sicurezza) e l’attività di misura. La rete di distribuzione in Italia è lunga 272mila chilometri ed è gestita da 193 imprese.

La vendita è invece l’attività di fornitura commerciale del gas naturale ai clienti. Le imprese di vendita possono operare sul mercato all’ingrosso, acquistando gas allo scopo di rivenderlo ad altri venditori o sul mercato al dettaglio, comprando il gas per destinarlo al consumo dei clienti finali. Attualmente in Italia le imprese che esercitano l’attività di vendita sono complessivamente 930 e comprendono aziende che operano solo sul mercato all’ingrosso (154), imprese che operano solo sul mercato finale (328) e operatori misti presenti su entrambi i mercati (147).

Prima della liberalizzazione avviata nel 2000 la figura del distributore e del venditore si concentravano in un unico soggetto che operava a livello locale gestendo la rete di distribuzione e vendendo il gas ai clienti finali allacciati alla stessa rete.

A seguito della separazione delle attività, oggi le società di distribuzione hanno il compito di gestire la rete locale che porta il gas fino al consumatore finale, mentre il venditore è un soggetto distinto che svolge unicamente l’attività commerciale di compravendita del gas naturale.

Grazie a una gestione indipendente e terza della infrastruttura, i clienti finali oggi possono acquistare il gas da qualsiasi fornitore scegliendo l’offerta che meglio risponde alle loro esigenze.

Grazie alla sua densità può essere trasportato e stoccato in modo efficiente. Il GNL ha un elevato potere calorifico ed è particolarmente adatto per rispondere alle esigenze di realtà imprenditoriali e industriali caratterizzate da un significativo fabbisogno energetico. Per la sua natura estremamente versatile rappresenta un’opportunità non solo in ambito industriale, ma anche per altri settori, dove le sue caratteristiche di efficienza e sostenibilità possono costituire un significativo vantaggio: dall’autotrazione (trasporto stradale pesante) ai trasporti marittimi, fino al suo impiego in ambito civile.

Il GNL è una fonte che rispetta l’ambiente e non ha impatti sulla salute delle persone. In particolare, il Gas Naturale Liquefatto genera emissioni di anidride carbonica inferiori rispetto alla maggior parte dei combustibili fossili, emissioni limitate di SO2 e livelli pressoché pari a zero di polveri sottili. Il GNL non comporta nemmeno rischi di contaminazioni del suolo, del sottosuolo e delle falde acquifere (ha una densità inferiore rispetto all’acqua e quindi galleggia) e non produce rifiuti dannosi.

La tecnologia Onshore è la più diffusa e collaudata perché la prima ad essere sviluppata. Consiste nel realizzare in prossimità del mare (in genere all’interno o in prossimità di una grossa area portuale) dei serbatoi destinati ad accogliere il GNL (gas liquefatto). Tali serbatoi, costruiti con una struttura in cemento esterna, più una metallica interna a forma cilindrica, sono collegati attraverso opportune condotte a un pontile di attracco a cui ormeggia la nave metaniera che trasporta il gas in forma liquida.

I rigassificatori galleggianti o FSRU (Floating Storage and Regasification Units) sono dei terminali in grado di stoccare e rigassificare il gas naturale. Si tratta di navi collocate in prossimità di un’area portuale, in banchina o al largo, che ricevono gas naturale liquefatto (GNL) a una temperatura di -160°C da altre navi metaniere e lo rigassificano (ovvero lo portano allo stato gassoso) per poterlo immettere nella rete nazionale di trasporto del gas.

Questa tecnologia è la più innovativa. Il primo rigassificatore terminale al mondo di questo tipo è quello progettato da Aker Kværner per conto della società Adriatic LNG al largo di Rovigo, presso Porto Viro ed entrato in servizio nel 2009. La struttura di cemento armato – in cui sono alloggiati due serbatoi in acciaio – viene trasportata dal cantiere dove è costruita sul luogo dove deve essere posizionata e viene affondata, cioè fatta adagiare sul fondo utilizzando un’opportuna zavorra. La struttura costituisce così una vera e propria isoletta artificiale a cui le navi metaniere possono attraccare e scaricare il gas.

L’Italia ha oggi complessivamente cinque rigassificatori. L’Adriatic Lng a Rovigo, al largo del delta del Po, nel 2024 ha lavorato 9,1 miliardi di metri cubi. Quello di Panigaglia (SNAM) in provincia di La Spezia (0,9 miliardi di metri cubi) e quello al largo di Livorno (1,1 miliardi di metri cubi, con una riduzione di oltre il 70% per un intervento di manutenzione straordinaria che ha interrotto il servizio per circa 9 mesi). Il nostro Paese si è inoltre dotato di due rigassificatori galleggianti (FSRU) con una capacità di rigassificazione di 5 miliardi di metri cubi all’anno ciascuno, entrati in esercizio nel 2023 e nel 2024. Al terminale galleggiante di Piombino sono arrivati 3,6 miliardi di mc nel 2024.

Il Green Deal Europeo, la nuova strategia per la crescita sostenibile presentata dalla Commissione Europea, ha l’obiettivo di portare l’Europa a essere il primo continente climate neutral entro il 2050, azzerando tutte le emissioni nette di gas serra. Entro quella data, il sistema energetico cambierà radicalmente e le fonti rinnovabili di energia saranno accessibili, sostenibili e ampiamente diffuse sul mercato.

Al 2030, il gas in Europa continuerà a soddisfare una larga parte della domanda energetica, tenuto conto del phase out del carbone e della necessità di bilanciamento delle fonti rinnovabili. Al 2050 i combustibili gassosi copriranno almeno il 20% dei consumi energetici europei e per due terzi saranno gas rinnovabili e low carbon, per il restante terzo sarà gas naturale accompagnato da CCUS (EU Hydrogen and Gas Decarbonisation Package). In questo modo, sarà possibile centrare i target ambientali garantendo al tempo stesso la flessibilità e la resilienza del sistema energetico. In questo scenario è fondamentale il ruolo delle infrastrutture del gas che già oggi sono dotate di un’articolata rete di trasporto, distribuzione e stoccaggio: una rete capillare in grado di sostenere un impiego sempre più diffuso di energia rinnovabile nel lungo termine.

Dalla seconda metà degli anni ’90 – con un’accelerazione dal 2000 in poi – in Italia sono stati realizzati numerosi impianti di generazione elettrica a ciclo combinato (CCGT – Combined Cycle Gas Turbine) alimentati da gas naturale. Questo genere di impianti – che raggiungendo un livello di rendimento del 60% è il più efficiente per produrre energia elettrica – è caratterizzato da un basso costo unitario di investimento, dimensioni contenute, tempi ridotti di realizzazione e basse emissioni inquinanti. A parità di energia prodotta il gas naturale produce meno CO2 rispetto ad altri combustibili provenienti da fonti fossili. Rispetto al carbone, il gas naturale emette quasi il 60% in meno di CO2. È esente da particolato ed è la fonte che – insieme alle rinnovabili tra cui il biometano – può garantire un percorso di decarbonizzazione efficiente in linea con gli accordi globali sul clima, utilizzando gli impianti e le infrastrutture esistenti.

Oltre ai benefici ambientali – il gas naturale è di gran lunga il meno inquinante dei carburanti (miscelato con il biometano raggiunge l’obiettivo di zero emissioni) – l’utilizzo del gas naturale apporta notevoli vantaggi economici: un chilogrammo di metano consente di percorrere più chilometri rispetto a un litro di benzina.
Nello specifico il Gas naturale liquefatto (GNL) – utilizzato dall’autotrazione (trasporto stradale pesante) ai trasporti marittimi, fino al suo impiego in ambito civile riduce le emissioni di CO2 del 15% rispetto ai carburanti tradizionali, del 50% degli ossidi di azoto e arriva a ‘zero emissioni’ per il particolato e gli ossidi di zolfo.

Il biometano è una rinnovabile programmabile – a differenza di altre fonti rinnovabili non programmabili come il solare e l’eolico – ed è ottenuto dalla purificazione del biogas, a seguito di opportuni trattamenti chimico-fisici (purificazione o upgrading), svolti anche in luogo diverso da quello di produzione.

Si ottiene dalla digestione anaerobica di sottoprodotti agricoli, agroindustriali e dai rifiuti organici. Un upgrading che avviene tramite rimozione di acqua, CO2, contaminanti come silossani, anidride solforosa e ammoniaca. Il biometano viene definito “avanzato” se ottenuto a partire dalle materie elencate nella parte A dell’allegato 3 del DM 10 ottobre 2014 e s.m.i.

Grazie a questo trattamento, il biometano può essere impiegato in loco o trasportato nella rete del gas naturale senza la necessità di apportare modifiche agli impianti. Di fatto rappresenta un modello di economia circolare per rilanciare l’agricoltura e più in generale il sistema industriale italiano: il suo utilizzo, infatti, risponde agli obiettivi di decarbonizzazione, promuove un incremento della produzione nazionale di gas naturale e consente ricadute positive nel settore agroalimentare.

Mentre il biogas viene generalmente utilizzato in loco, soprattutto per produrre elettricità o calore, il biometano (che presenta una percentuale di metano superiore al 95%) può essere potenzialmente impiegato, insieme alle fonti fossili, sia nell’autotrazione che per soddisfare gli usi domestici e industriali. Nella sua forma liquefatta – il cosiddetto bioGNL – può inoltre essere utilizzato come biocarburante per i mezzi pesanti e navali.

Poco più di 2/3 della materia prima utilizzata per produrre biogas deriva dall’agricoltura, mentre la restante parte proviene da liquami e rifiuti organici. Quanto alla destinazione finale, il 57% del biogas è utilizzato per la produzione di energia elettrica, il 12% per la produzione di calore, il 29% per gli usi diretti (agricoltura, industria e residenziale), il 2% per i trasporti dopo l’upgrading in biometano.

L’Italia – secondo produttore di biogas in Europa e quarto al mondo – oggi può contare su circa 2.200 impianti (rispetto ai 150 del 2007) e una produzione di circa 2,5 miliardi di metri cubi.

Rispetto al biometano, la produzione nazionale è passata dai 9 mln mc del 2017 a 388 mln mc nel 2024. Gli obiettivi individuati dal Piano Nazionale Energia e Clima italiano puntano a raggiungere una produzione di 5 miliardi nel 2030.

Il Piano approvato a livello europeo con il Pacchetto Repower EU prevede il raddoppio della capacità di produzione di biometano al 2030 passando da 17 a 35 miliardi di metri cubi.

L’idrogeno in forma libera non è presente in natura, tuttavia può essere prodotto attraverso un’ampia gamma di processi chimici e fisici. Attualmente si ottiene principalmente per usi industriali a partire da gas naturale, attraverso un processo di conversione termochimica con produzione di CO2 (cosiddetto “idrogeno grigio”). A questa modalità può essere aggiunta la tecnologia di cattura e stoccaggio della CO2 (CCS) per ottenere idrogeno decarbonizzato (“idrogeno blu”).

Un’altra strada per la produzione di idrogeno è tramite elettrolisi dell’acqua, in cui viene utilizzata energia elettrica per “scomporre” l’acqua in idrogeno e ossigeno, senza produzione di CO2, e ottenere “idrogeno verde”.

In sintesi, il processo di combustione dell’idrogeno non emette CO2, né altri fattori inquinanti. Può essere prodotto da rinnovabili e ha un costo di trasporto inferiore all’elettricità. Può essere stoccato per lungo tempo in modo affidabile, sicuro e conveniente.

L’idrogeno è un elemento fondamentale per la transizione energetica che permetterà di decarbonizzare anche quei settori dell’economia non facilmente o direttamente elettrificabili, come ad esempio l’industria pesante, l’aviazione, il trasporto su strada o marittimo a grandi distanze. Può inoltre decarbonizzare i cosiddetti settori “hard-to-abate” (siderurgia e raffineria) o essere impiegato nella mobilità sostenibile, attraverso l’utilizzo di celle a combustibile.

L’idrogeno può essere immesso nella rete del gas naturale, puro o in blending, miscelato con il gas naturale. Ad oggi in Italia il DM 3 giugno 2022 prevede una miscela pari al 2% di idrogeno che rappresenta un primo valore cautelativo rispetto al quale il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica aveva prospettato già un ampliamento in esito agli studi e alle sperimentazioni in corso.

La liberalizzazione del settore del gas è un processo – avviato su impulso dell’Unione Europea nel 2000 – che ha portato all’introduzione di un nuovo modello concorrenziale nel mercato italiano dell’energia e che permette a ciascun consumatore di scegliere il proprio venditore tra una pluralità di offerte.

Da gennaio 2024 il mercato è stato completamente liberalizzato: il servizio di tutela è cessato ed è destinato ai soli clienti vulnerabili – individuati sulla base di determinati criteri afferenti all’età, alle condizioni economiche o a disabilità – che possono avere una fornitura a condizioni regolate dall’Autorità. I clienti domestici non vulnerabili sono passati al mercato libero e hanno scelto se restare con lo stesso venditore (ma con offerta diversa) o cambiare fornitore.

Il prezzo del gas comprende una componente determinata dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) e relativa alle attività regolate. Nel servizio di tutela per i clienti vulnerabili, ARERA definisce e aggiorna anche il costo della materia prima; nel mercato libero è determinata liberamente dal venditore. Il prezzo finale visualizzato sulla bolletta del gas è quindi costituito da diversi elementi, alcuni sono legati alle condizioni contrattuali stipulate con il fornitore scelto, altri sono relativi alle tariffe definite da ARERA ed infine ci sono le imposte.

Il prezzo totale è composto da:

•  la spesa per la materia gas naturale: comprende gli importi fatturati relativamente alle diverse attività svolte dal venditore per fornire il gas naturale al cliente finale; è costituita dalle componenti relative ai costi di approvvigionamento gas naturale nei mercati all’ingrosso e alle attività connesse all’approvvigionamento (Cmem e CCR) e dalla componente di commercializzazione al dettaglio (QVD). Rappresenta la parte variabile del prezzo del gas e dipende dal costo della materia prima e dalle condizioni applicate dall’operatore selezionato. Nel servizio di tutela della vulnerabilità queste voci di costo sono aggiornate da ARERA, mentre nel mercato libero è invece il venditore a offrire un determinato prezzo e gli eventuali sconti e promozioni.
• la spesa per il trasporto e la gestione del contatore: comprende gli importi fatturati per i servizi di cui il venditore si avvale per consegnare ai clienti finali il gas naturale; è costituita dalle componenti tariffarie relative al servizio di distribuzione e misura del gas e al trasporto, definite da ARERA.
• la spesa per oneri di sistema: comprende importi destinati alla copertura di costi relativi ad attività di interesse generale per il sistema gas che vengono pagati da tutti i clienti finali del servizio gas (ad es. risparmio energetico, bonus gas).
• le imposte stabilite dallo Stato: comprendono l’accisa, imposta sul gas consumato con aliquota che varia in base alle soglie di consumo, l’addizionale regionale (che sarà soppressa dal 1° gennaio 2028 ai sensi dell’art. 34 della legge di bilancio 2026 in corso di approvazione) e l’IVA, che si applica sull’importo totale della bolletta con un’aliquota del 10% per i consumi fino a 480 metri cubi/anno e del 22% su quelli successivi e sulle quote fisse.