La domanda globale di gas mostra una ripresa strutturale per il biennio 2024–2025, sostenuta dall’aumento dei fabbisogni elettrici e termici. Pur registrando una forte espansione della capacità rinnovabile installata, la produzione effettiva non cresce con andamento altrettanto lineare, a causa dell’intermittenza e dei vincoli infrastrutturali. In questo contesto, il gas continua a svolgere una funzione di tecnologia di equilibrio, essenziale per garantire continuità e stabilità del sistema elettrico. In prospettiva, l’integrazione con soluzioni di cattura, utilizzo e stoccaggio della CO₂ (CCUS) contribuirà a ridurre il profilo emissivo, mantenendo il gas all’interno di una traiettoria coerente con gli obiettivi di neutralità climatica.
La risposta italiana alla crisi energetica recente ha messo in luce la capacità del settore di intervenire rapidamente su approvvigionamenti, infrastrutture e generazione. L’ampliamento della capacità di rigassificazione, prossima ai 30 miliardi di metri cubi annui grazie ai nuovi terminali di Piombino e Ravenna, ha incrementato la flessibilità del sistema, riducendo la dipendenza da rotte su pipeline e potenziando la diversificazione. Parallelamente, lo stoccaggio, oggi con livelli di riempimento superiori al 90%, rappresenta un asset determinante per la gestione stagionale della domanda e per la stabilità dei prezzi all’ingrosso. La generazione termoelettrica alimentata a gas, sostenuta dal capacity market, continua a garantire equilibrio tra l’intermittenza delle rinnovabili e la necessità di un dispacciamento sicuro e continuo.
La crescente competizione internazionale per il GNL, alimentata dal parallelo incremento della domanda asiatica ed europea, conferma che la sicurezza degli approvvigionamenti è ormai una dinamica globale. La volatilità dei prezzi spot, amplificata dalla sensibilità del mercato agli eventi climatici e geopolitici, rende necessario strutturare un portafoglio di forniture equilibrato tra contratti di lungo termine, diversificazione delle controparti e adeguata integrazione infrastrutturale. In questa prospettiva, l’Italia ha già cominciato a operare come fornitore netto verso il Centro Europa, con esportazioni verso l’Austria quest’anno prossime a 2 miliardi di metri cubi, segnale dell’evoluzione del sistema nazionale verso un ruolo di hub mediterraneo
D’altra parte, il quadro normativo europeo in via di recepimento impone un’analisi tecnica attenta per evitare effetti distorsivi su prezzi, investimenti e sicurezza energetica. La direttiva EPBD (“Case green”), che fissa al 2040 l’orizzonte di superamento progressivo delle caldaie tradizionali per riscaldamento domestico, si confronta con la realtà di un patrimonio immobiliare nazionale in cui l’elettrificazione totale tramite pompe di calore risulta tecnicamente praticabile solo per una porzione assai limitata delle unità abitative. Allo stesso modo, la prevista introduzione dell’ETS2 ed il recepimento della Methane Emission Regulation richiedono modalità applicative equilibrate per evitare di comprimere la competitività delle imprese, aumentare inutilmente i costi a carico delle famiglie o limitare le possibilità di diversificazione degli approvvigionamenti. In tutti questi ambiti, la neutralità tecnologica deve costituire un principio operativo concreto e non una mera enunciazione. In questo senso è da accogliere molto positivamente la recente inversione di rotta sul regolamento Ecolabel, segno di un nuovo pragmatismo a livello comunitario.
Sul versante dei gas rinnovabili, va osservato che in Italia il biometano rappresenta una risorsa con potenziale ancora largamente inespresso. Le oltre 500 connessioni tra impianti esistenti e in costruzione dimostrano la dinamicità del settore, che può contribuire alla decarbonizzazione mantenendo piena compatibilità con le infrastrutture attuali, oltre a generare benefici in termini di gestione dei rifiuti organici e sviluppo della filiera agricola. La conclusione del periodo PNRR impone ora l’esigenza di definire un quadro incentivante stabile e duraturo, accompagnato da una revisione dei criteri di allocazione dei costi di allaccio alla rete, affinché riflettano il valore sistemico degli impianti e non rappresentino un ostacolo economico per gli sviluppatori.
Un ulteriore nodo riguarda il meccanismo delle gare d’ambito per la distribuzione del gas, concepito per promuovere investimenti in innovazione, digitalizzazione e adeguamento delle reti ai gas rinnovabili. La complessità amministrativa e la limitata capacità operativa di molte stazioni appaltanti hanno però determinato un rallentamento significativo del processo. Per attivare gli investimenti attesi, non sono sufficienti interventi marginali: è necessario un ripensamento organico delle procedure, orientato alla semplificazione e all’efficienza.
La filiera italiana del gas, fortemente orientata all’innovazione, continua a distinguersi per livelli di affidabilità, sicurezza e performance tecnologica. Gli operatori nazionali si collocano tra i più avanzati nel monitoraggio delle emissioni fuggitive, nei sistemi digitalizzati di gestione delle reti e nello sviluppo di soluzioni ibride che integrano gas naturale, biometano e idrogeno. Mantenere e consolidare questo vantaggio competitivo richiede un quadro regolatorio coerente, un ambiente favorevole agli investimenti e un approccio alla transizione energetica basato su criteri tecnologicamente neutrali e valutazioni tecnico-economiche solide.
