Centodieci miliardi di metri cubi di gas: tanti ne sono passati nel 2025 attraverso lo Stretto di Hormuz, circa il 20% del commercio mondiale di gas naturale liquefatto. La crisi iraniana ha reso quella rotta intermittente per gran parte dell’anno, spingendo Europa e Asia a cercare volumi sostitutivi. Il Global Methane Tracker 2026, pubblicato oggi, lunedì 4 maggio, dall’Agenzia internazionale dell’energia (IEA), indica dove quei volumi sono già: nei giacimenti che li disperdono in atmosfera o li bruciano nel flaring, senza venderli a nessuno. La IEA stima che, riducendo perdite di metano e flaring nelle operazioni petrolifere e gasifere globali, sarebbe possibile recuperare circa duecento miliardi di metri cubi di gas all’anno. Quasi il doppio del transito di Hormuz.

Il tesoro sprecato

Le emissioni di metano dal settore fossile nel 2025 hanno raggiunto 124 milioni di tonnellate: 45 dal petrolio, 43 dal carbone, 36 dal gas naturale. Vanno aggiunti altri 20 milioni di tonnellate dalla bioenergia, in larga parte da combustione incompleta di biomassa tradizionale per cucina e riscaldamento. Produzione record per i tre combustibili e nessun segnale di calo delle emissioni associate, nonostante percorsi di mitigazione “ben noti e collaudati”, scrive l’agenzia di Parigi.

Nei numeri della finestra recuperabile, il rapporto distingue due voci. La prima riguarda il metano disperso direttamente: una rete globale di interventi di rilevamento e riparazione delle perdite potrebbe restituire al mercato circa cento miliardi di metri cubi all’anno. La seconda voce è il flaring di routine, ovvero la combustione del gas associato al petrolio quando manca l’infrastruttura per recuperarlo: eliminandolo nei casi non strettamente di emergenza, si libererebbero altri cento miliardi di metri cubi.

Nel brevissimo termine, stima la IEA, circa 15 miliardi di metri cubi sarebbero attivabili rapidamente da paesi con capacità di esportazione disponibile (Turkmenistan, Algeria, Nigeria, Indonesia, Malesia, Australia) e da grandi importatori che intervenissero su propri terminali, reti di trasporto e produzione domestica residua. Una boccata d’ossigeno per i mercati, in attesa che gli investimenti strutturali producano risultati.

La geografia delle perdite

Il 70% delle emissioni mondiali di metano dal settore fossile viene dai dieci paesi più emissivi: oltre 85 milioni di tonnellate concentrate in poche capitali. La Cina è al primo posto, trainata dal carbone; seguono Stati Uniti e Russia. Iran, Turkmenistan e India completano la testa della classifica, con Venezuela, Indonesia, Kazakistan e Iraq nelle posizioni a seguire.

Le intensità delle emissioni, cioè il rapporto fra metano disperso e produzione, variano in modo radicale. Fra il migliore e il peggiore della classifica scorre un fattore superiore a cento. La Norvegia ha l’intensità upstream più bassa al mondo, conseguenza di scelte regolatorie ben precise e datate quarant’anni fa: il divieto di flaring non emergenziale del 1971, la tassa su venting (cioè il rilascio diretto e intenzionale di gas nell’atmosfera) e flaring del 2015. Arabia Saudita ed Emirati Arabi Uniti registrano valori bassi rispetto alla media globale; Turkmenistan e Venezuela sono in fondo, con intensità di un ordine di grandezza superiore alla media.

Per il carbone la mappa cambia. Le emissioni più intensive vengono dall’area del Mar Caspio, mentre India, Indonesia e Australia restano sotto la media globale. L’intensità upstream globale di petrolio e gas, registra la IEA, è scesa di circa il 10% dal 2019. Il problema è che la produzione complessiva è cresciuta più in fretta del miglioramento, lasciando le emissioni assolute sostanzialmente invariate.

La quota più scomoda, e anche paradossale, del rapporto riguarda l’economia delle soluzioni. Il 70% delle emissioni di metano dal settore fossile (circa 85 milioni di tonnellate) è abbattibile con tecnologie oggi disponibili. Oltre 35 milioni di tonnellate si potrebbero eliminare a costo netto nullo ai prezzi energetici del 2025, perché il valore di mercato del gas recuperato copre più che il costo dell’intervento. Con la pressione al rialzo sui prezzi del gas innescata dal conflitto mediorientale, l’aritmetica per il 2026 risulta ancora più favorevole.

L’80% delle emissioni di petrolio e gas viene dalle attività upstream − estrazione, raccolta, trattamento − e qui si concentra il potenziale prioritario. Le misure più efficaci sono note: programmi di rilevamento e riparazione delle perdite (LDAR), sostituzione di pompe e altri dispositivi a metano con apparecchiature elettriche, unità di recupero dei vapori che catturano il gas a bassa pressione, utilizzo del gas associato per generazione elettrica.

Se ogni paese applicasse il pacchetto di politiche già sperimentate altrove − limiti a flaring e venting, programmi LDAR obbligatori, standard tecnologici minimi − le emissioni globali di metano da petrolio e gas si ridurrebbero di oltre la metà. Aggiungendo strumenti più sofisticati come pricing del carbonio, financing dedicato e standard di performance, il taglio supererebbe il 75%. Unione Europea e Canada hanno introdotto regole upstream di nuova generazione; Kazakhstan, Brasile e Ghana stanno preparando le proprie.

Il rapporto segnala uno spostamento di prospettiva che riguarda direttamente l’Italia. Per i grandi importatori (Unione Europea, Regno Unito, Giappone, Corea e Cina) le emissioni di metano associate alle importazioni di petrolio e gas (15 milioni di tonnellate nel 2024) sono il triplo di quelle generate dalla produzione domestica (5 milioni). Il problema climatico, per i paesi consumatori, vive principalmente fuori dai loro confini.

Le intensità upstream delle importazioni variano sensibilmente: circa l’1% per Unione Europea e Regno Unito, lo 0,6% per Giappone e Corea, l’1,3% per la Cina. Se tutte queste fonti scendessero allo 0,2% − il livello tecnicamente raggiungibile con misure già disponibili − le emissioni globali si ridurrebbero di oltre 12 milioni di tonnellate.

A spingere in questa direzione c’è il Regolamento metano dell’Unione Europea, che dal 2030 chiederà a ogni importazione di petrolio, gas e carbone di rispettare una soglia di intensità definita. Lo Statement di COP30 sulla riduzione drastica delle emissioni di metano nel settore fossile, sottoscritto da paesi produttori e importatori, va nella stessa direzione: lavorare verso un mercato globale di combustibili a quasi-zero metano-intensità. Giappone, Corea e Regno Unito hanno avviato percorsi paralleli per misurare e affrontare le emissioni legate al loro fabbisogno importato. L’Italia, importatrice strutturale di gas attraverso GNL e gasdotti, ricade pienamente nel perimetro della regolazione europea: il contatore parte dal 2030.

Sei milioni di tonnellate, ignorate

Una misura di quanto sia ampia la distanza fra possibile e fatto, si trova nei dati del Methane Alert and Response System, gestito dall’Osservatorio internazionale sulle emissioni di metano dell’UNEP, il programma delle Nazioni Unite che si occupa di protezione ambientale. Dal 2022 il sistema notifica governi e operatori dei super-emettitori rilevati dai satelliti. Nel 2025 solo il 12% delle notifiche ha ricevuto risposta. Se tutti i paesi avessero rispettato i tempi di mitigazione raccomandati, le emissioni globali di petrolio e gas sarebbero scese di circa sei milioni di tonnellate, che comunque è una cifra equivalente all’intero upstream metano dell’area del Caspio. Le tecnologie di rilevamento esistono, gli avvisi arrivano. Quello che manca, in molte capitali, è il passaggio successivo.

In copertina: immagine Envato