Gas naturale, nel 2025 domanda globale da record Materia Rinnovabile

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La domanda globale di gas naturale ha raggiunto il massimo storico di 4.202 miliardi di metri cubi nel 2025, registrando una crescita dell'1,7% rispetto al 2024. È il dato che emerge dall’ultima edizione del Global Gas Report 2025, il documento curato da SNAM e dall'International Gas Union (IGU).

Nonostante le forti criticità registrate a livello globale, come le interruzioni delle forniture provocate dalla crisi nello Stretto di Hormuz, l'infrastruttura energetica mondiale ha mostrato una capacità di assorbimento degli shock decisamente superiore a quella evidenziata durante la crisi del 2022. I prezzi del gas naturale, pur avendo subìto forti rialzi, sono rimasti distanti dai picchi di quattro anni fa. Secondo quanto evidenziato nel report, questa maggiore tenuta sarebbe il risultato degli investimenti effettuati nel triennio precedente per ampliare gli stoccaggi, potenziare la capacità di rigassificazione e diversificare le rotte di approvvigionamento.

Sul versante dell'offerta, la produzione mondiale ha toccato la quota record di 4.147 miliardi di metri cubi nel 2025, spinta principalmente dal contributo degli Stati Uniti, che sono diventati il primo esportatore netto di gas al mondo raggiungendo i 167 miliardi di metri cubi esportati, superando la Russia. Attualmente, il gas naturale liquefatto (GNL) di provenienza statunitense copre da solo più della metà dell'intero fabbisogno europeo.

Accanto ai dati sui volumi fossili, il report analizza anche alcuni progressi sul fronte delle tecnologie orientate alla decarbonizzazione dell'industria. La capacità di produzione globale di biometano ha registrato un incremento del 15% nel 2025, attestandosi a 16,5 miliardi di metri cubi, con proiezioni di ulteriore espansione entro la fine del decennio. Contestualmente, si è assistito al più alto incremento annuo dal 2020 per quanto riguarda la cattura e lo stoccaggio dell'anidride carbonica, con una capacità operativa complessiva che ha raggiunto i 74 milioni di tonnellate annue.

Tra i principali fattori ritenuti responsabili dell'aumento della domanda futura di gas, lo studio individua la rapida proliferazione dei data center dedicati all'intelligenza artificiale, la cui capacità complessiva potrebbe superare i 500 GW entro il 2030.

Secondo il report, il gas naturale continua a svolgere un ruolo fondamentale, contribuendo all'equilibrio del sistema quando le fonti rinnovabili non sono disponibili, garantendo l'adeguatezza delle forniture e rafforzando la sicurezza energetica.

“Continuare a investire in infrastrutture gas resilienti e flessibili consente di assorbire shock inattesi preservando al contempo competitività ed efficienza del sistema", ha dichiarato l'amministratore delegato di SNAM Agostino Scornajenchi. L'analisi SNAM-IGU si chiude con una riflessione sulle prospettive di governance del settore. Secondo l'AD, "è giunto il momento di passare dal concetto di transizione energetica, intesa come sostituzione progressiva di diverse fonti, a quello di integrazione energetica, in cui molecole ed elettroni collaborano per realizzare un sistema energetico più affidabile, sostenibile ed efficiente dal punto di vista dei costi”.

Consumi record che non coincidono con la traiettoria climatica

Sulla lettura di questi dati emergono però alcune criticità. Se il report SNAM-IGU fotografa una crescita della domanda globale, il dato, osserva Francesca Andreolli, ricercatrice senior per energia ed efficienza del think thank per il clima ECCO, va letto tenendo distinti gli orizzonti geografici e temporali: “Il rapporto registra una crescita globale dell'1,7%, con incrementi particolarmente significativi in Asia e Medio Oriente, ma anche un aumento di 10 miliardi di metri cubi in Europa”.

Per l'Italia, tuttavia, “la traiettoria è diversa. La domanda nazionale è passata dai 76 miliardi di metri cubi del 2021 a circa 61 miliardi nel 2024 e, nei primi otto mesi del 2025, risultava ancora inferiore del 17% rispetto allo stesso periodo del 2021. Secondo ECCO, efficienza, risparmio e crescita delle rinnovabili hanno reso strutturale una parte rilevante di questa riduzione. La questione per l'Italia non è quindi negare che il gas possa crescere in alcuni mercati o in singoli anni, ma evitare che la pianificazione nazionale assuma la crescita mondiale come indicatore della nostra domanda futura”.

Una lettura simile, ma più critica rispetto alla prospettiva climatica, arriva da Stefano Caserini, ingegnere ambientale e dottore di ricerca in ingegneria sanitaria, secondo cui il problema è il rapporto tra il record registrato nel 2025 e gli obiettivi di riduzione delle emissioni. “Nella letteratura scientifica è facile vedere come, per raggiungere gli impegni di Parigi, i consumi di gas debbano ridursi già da adesso», osserva.

A suo giudizio, nel rapporto manca qualsiasi riferimento al cambiamento climatico e alla congruenza dei dati presentati con gli obiettivi già vigenti in Europa e a livello mondiale. La questione riguarda anche la definizione del gas come fonte di transizione. “Viene da pensare che l'industria del gas non sembri aver capito i tempi necessari alla transizione energetica per rispettare gli obiettivi climatici: questo ponte sembra non finire mai, dal momento che si festeggia ancora il record dei consumi”, afferma Caserini.

Il rischio di un nuovo lock-in fossile

Il tema diventa particolarmente rilevante quando si passa dagli attuali consumi agli investimenti necessari per sostenere il sistema gas nei prossimi decenni. Secondo ECCO, il problema non è mettere in discussione il fatto che stoccaggi, diversificazione e capacità di rigassificazione abbiano aumentato la capacità del sistema di reagire agli shock. È però necessario considerare anche “il costo strutturale di mantenere e ampliare infrastrutture in presenza di una domanda in riduzione”.

L'organizzazione evidenzia in particolare che i piani decennali degli operatori prevedono 13,6 miliardi di euro di investimenti nella rete di trasporto. Se realizzati, questi investimenti determinerebbero, secondo le stime di ECCO, aumenti delle tariffe di trasporto compresi tra il 18% e il 66% al 2030 e fino al 483% al 2050, a seconda della velocità di riduzione della domanda. Anche limitando gli investimenti ai 5,9 miliardi relativi ai progetti già avviati, rimarrebbe un impatto tariffario significativo.

Il rischio, dunque, è quello di un effetto lock-in: infrastrutture progettate oggi potrebbero continuare a essere remunerate quando la domanda di gas sarà progressivamente diminuita. “Sono scelte che, se guardiamo con lungimiranza al tema climatico, non hanno senso”, sostiene Caserini, richiamando anche il rischio di stranded asset, ossia di investimenti che potrebbero non portare i guadagni previsti, in presenza di una politica sul clima.

ECCO ricorda che il costo della rete viene recuperato attraverso le tariffe, indipendentemente dal suo grado effettivo di utilizzo, e che circa il 99,5% dei ricavi consentiti dell'attività di trasporto è garantito. Con la diminuzione dei volumi, quindi, una base più piccola di consumatori potrebbe trovarsi a sostenere costi infrastrutturali sostanzialmente rigidi.

GNL: diversificare non significa eliminare la vulnerabilità

Anche la crescente dipendenza dal gas naturale liquefatto statunitense presenta, secondo gli esperti, alcune criticità. Per ECCO, la sostituzione del gas russo con forniture diversificate, comprese quelle statunitensi, riduce il rischio di dipendere da un unico fornitore o corridoio, ma “non elimina la vulnerabilità derivante dalla dipendenza da un combustibile importato e da una filiera globale”.

Il GNL espone infatti il sistema a tensioni lungo le rotte marittime, indisponibilità di impianti di liquefazione o rigassificazione, concorrenza con gli acquirenti asiatici e volatilità del mercato globale. “La diversificazione attenua singoli rischi di approvvigionamento, ma non consente di controllare il prezzo internazionale”, osserva Andreolli.

A questo si aggiunge il tema delle emissioni lungo la filiera, che secondo Caserini riceverebbe nel dibattito sul gas un'attenzione insufficiente: “La letteratura scientifica, mostra come estrazione e trasporto comportino perdite che possono determinare un'impronta carbonica significativa, che non viene conteggiata in molti bilanci economici ed ambientali”.

Data center e decarbonizzazione

Secondo il report SNAM-IGU, un altro elemento destinato a incidere sulla domanda futura di gas è la crescita dei data center. “Deve essere una precisa scelta politica quella di fare in modo che questo non faccia deviare la traiettoria della transizione, mantenendo limiti chiari sulle emissioni”, afferma Caserini. Il punto non è quindi negare la crescita della domanda energetica legata all'intelligenza artificiale, ma decidere se questa debba tradursi in un rallentamento degli obiettivi climatici. “Rinunciare a questi obiettivi a causa dei maggiori consumi dell'AI comporta per l'UE il mancato rispetto degli impegni presi a livello internazionale, minando la sua credibilità. L'UE deve far la sua parte, indipendentemente dai consumi dell'AI.”

Secondo ECCO, la crescita dei data center non implica automaticamente un aumento strutturale dell'offerta di gas. Le alternative individuate comprendono maggiore efficienza dei centri di calcolo, localizzazione dei nuovi impianti in corrispondenza della capacità disponibile della rete, connessioni flessibili, accumuli e sistemi UPS utilizzabili anche per servizi di rete, oltre all'approvvigionamento da fonti rinnovabili attraverso PPA, produzione in sito o connessione diretta. “In questa impostazione la crescita italiana dei data center nei prossimi anni è considerata compatibile con una strategia di elettrificazione rinnovabile, senza assumere nuovo gas come risposta predefinita”, spiega Andreolli.

CCS e biometano: quali limiti per la decarbonizzazione?

Un'ulteriore questione riguarda le tecnologie che il report presenta come parte della trasformazione del sistema gas. Caserini invita a ridimensionare le aspettative sulla cattura e lo stoccaggio della CO₂, nota come Carbon Capture and Storage (CCS). I dati storici ci dicono come non stia mantenendo le promesse fatte tanti anni fa.

“C'erano grandi attese per il 2020-2030, affinché potesse evitare l'emissione di grandi quantità di CO₂ e quindi permettere di continuare a utilizzare gas e carbone”, spiega l’esperto. Tuttavia, molti progetti sono stati abbandonati e i costi restano elevati: “Soprattutto per la produzione di energia, l’accoppiata gas fossile+CCS non è competitiva con le rinnovabili. Potrebbe avere un ruolo nei settori hard-to-abate, mentre non sarebbe una soluzione per mantenere a lungo la generazione elettrica da gas”.

Anche sul biometano la posizione è più sfumata rispetto a una sua eventuale funzione sostitutiva del gas naturale. “Può avere spazio in alcuni contesti, ma anche qui parliamo di numeri bassi. Se facciamo un confronto tra la generazione di energia da fotovoltaico a terra o agrivoltaico e quella ottenuta da colture energetiche, vediamo che, per ettaro, il biometano prodotto da colture energetiche genera un quarantesimo dell'energia rispetto all'utilizzo diretto dell'energia solare attraverso il fotovoltaico. Parliamo quindi di scelte che, guardando i numeri, non hanno giustificazioni tecniche ed economiche”, afferma Caserini.

ECCO concorda sulla necessità di circoscriverne l'impiego: il biometano dovrebbe essere prioritariamente destinato alle applicazioni realmente non elettrificabili, “non impiegato per prolungare indistintamente l'uso della rete gas”.

**Dalla transizione energetica all'integrazione energetica**

È infine il cambio di linguaggio proposto da SNAM a suscitare le critiche più nette di Caserini. Nel report, la transizione energetica viene riletta attraverso il concetto di “integrazione energetica”, in cui “molecole ed elettroni” dovrebbero collaborare per rendere il sistema più affidabile, sostenibile ed efficiente.

“È sconcertante che si parli di integrazione tra molecole ed elettroni, senza porsi il problema se queste molecole, di gas e di CO2, abbiano un ruolo nell’alterare il bilancio energetico del pianeta”, commenta Caserini. “È inaccettabile che non si abbia il coraggio di parlare chiaramente degli obiettivi di riduzione delle emissioni già assunti a livello nazionale ed europeo.” A suo giudizio, si tratta di un linguaggio che rischia di nascondere “la drammatica realtà che stiamo vedendo della crisi climatica e dell'inerzia politica”.

Per ECCO, il concetto di integrazione può essere utile se significa pianificare congiuntamente reti elettriche, gas, idrogeno e domanda finale. Diventa invece problematico “se viene utilizzato per trattare molecole ed elettroni come opzioni equivalenti anche dove l'elettrificazione diretta è già disponibile ed efficiente”, conclude Andreolli.

La questione, in ultima analisi, non è dunque soltanto quale ruolo avrà il gas nel prossimo decennio, ma su quale traiettoria venga costruito il sistema energetico mentre la domanda di gas è chiamata a diminuire per rispettare gli obiettivi climatici. Per ECCO, questo significa valutare la sicurezza energetica non solo sulla capacità di reagire agli shock, ma anche sul costo di nuove infrastrutture rispetto ad alternative come rinnovabili, efficienza, elettrificazione, reti elettriche, accumuli e flessibilità.

In copertina: immagine Envato

oil and gas gas ecco gnl The Carbon Observer