Il metano che si disperde è il gas che l'Europa non comprerà

Cento miliardi di metri cubi di gas naturale si disperdono ogni anno nelle operazioni di estrazione e trasporto dei combustibili fossili. È una quantità paragonabile all'intero volume transitato attraverso lo stretto di Hormuz nel 2025. È anche, in larga parte, gas che il mercato europeo non comprerà mai.

Il Global Methane Tracker 2026 dell'Agenzia internazionale dell'energia, pubblicato la scorsa settimana, fotografa la contraddizione con precisione contabile. Più del 70 per cento delle emissioni di metano del settore energetico, circa 85 milioni di tonnellate, potrebbe essere eliminato con tecnologie già disponibili. Circa il 30 per cento di queste riduzioni avverrebbe senza costi netti, perché il valore del gas recuperato supera l'investimento necessario a catturarlo.

Il fatto conta adesso perché si incrocia con un altro dato, di natura politica. Il 4 maggio il commissario europeo al Clima Wopke Hoekstra ha dichiarato all'Eurocamera che senza il sistema ETS i consumi europei sarebbero più alti di 100 miliardi di metri cubi di gas. La coincidenza numerica è notevole: la quantità che il pricing del carbonio ha contribuito a non consumare equivale, all'incirca, alla quantità che le infrastrutture fossili continuano a disperdere. Il gas che l'Europa risparmia attraverso lo strumento di mercato è dello stesso ordine di grandezza del gas che il mercato non riesce a trattenere.

Il contesto strutturale è la doppia pressione che il sistema energetico europeo subisce dal 2022, ma le sue radici sono più lunghe. Il Protocollo di Kyoto aveva già identificato il metano come priorità climatica negli anni novanta, senza tradurlo in strumenti di mercato vincolanti. L'EU ETS, avviato nel 2005, ha costruito un pricing robusto per le emissioni industriali di CO2 lasciando sistematicamente fuori le perdite fuggitive lungo le reti di trasporto. Da un lato la transizione ecologica, che richiede di ridurre le emissioni climalteranti; il metano pesa qui in modo sproporzionato, perché in atmosfera trattiene oltre 80 volte più calore della CO2 nei primi vent'anni. Dall'altro la sicurezza degli approvvigionamenti, che richiede di valorizzare ogni metro cubo disponibile in un mercato strutturalmente lungo sulla domanda. Le due pressioni convergono sulle perdite fuggitive: ridurle è simultaneamente politica climatica e politica industriale.

L'ETS europeo è disegnato per prezzare il carbonio emesso dagli impianti industriali e dal settore elettrico, non le perdite diffuse lungo le reti di trasporto e distribuzione del gas. Il regolamento metano approvato nel 2024 introduce obblighi di monitoraggio, riparazione delle fughe e divieto di venting e flaring di routine, ma la sua implementazione procede a velocità diverse nei diversi Stati membri e non prevede un meccanismo di pricing equivalente all'ETS. Il gas che si disperde non costa nulla a chi lo perde, salvo il mancato ricavo dalla vendita.

La questione che il dato dell'AIE solleva non è tecnologica. L'investimento stimato per abbattere il 75 per cento delle emissioni di metano del settore energetico entro il 2035 è di circa 28 miliardi di dollari all'anno: meno del 2 per cento del reddito netto annuale dell'industria dei combustibili fossili. Il capitale esiste, le tecnologie esistono, il ritorno economico è positivo per circa un terzo degli interventi. Quello che manca è il segnale di prezzo che renda l'inazione costosa.

È plausibile che la Commissione europea, nei prossimi tre anni, estenda il perimetro del pricing ambientale alle perdite di metano lungo la filiera importata. Il regolamento del 2024 prevede già, dal 2027, requisiti di intensità metano per i fornitori esteri di gas, petrolio e carbone, con sanzioni progressive. Per un distributore del Nord-Est che approvvigiona reti locali con gas algerino, o per una centrale a ciclo combinato del Po che lavora su contratti pluriennali con fornitori qatarioti, questo si tradurrà in una pressione diretta sui costi di acquisto. Un operatore di rigassificazione adriatico, già posizionato come nodo di transito mediterraneo, potrebbe invece valorizzare la propria infrastruttura come punto di ingresso a bassa intensità metano, trasformando il requisito regolatorio in vantaggio competitivo. È il primo passaggio in cui le perdite cessano di essere esternalità e diventano voce di costo.

La lettura contraria merita di essere considerata. Estendere l'ETS o un suo equivalente alle perdite di metano significa prezzare emissioni difficili da misurare con precisione, distribuite su milioni di chilometri di rete e su giacimenti spesso fuori dalla giurisdizione europea. Il rischio è di costruire uno strumento normativamente ambizioso e operativamente fragile, che generi costi di compliance senza ridurre realmente le emissioni. L'obiezione ha fondamento: la misurazione satellitare ha fatto progressi rapidi, ma resta meno precisa del monitoraggio in situ richiesto dall'ETS classico. La risposta operativa che la Commissione sembra orientata a dare è ibrida: standard di prodotto sulle importazioni, monitoraggio satellitare per la verifica, sanzioni graduali. Non è ETS, ma costruisce un perimetro di pricing equivalente.

Resta da osservare, nei prossimi mesi, come l'Italia si posizionerà sulla revisione del regolamento metano attesa nel 2027. Il sistema italiano del gas è esposto su due fronti: come importatore lordo, sopporterà l'aggravio dei requisiti sui fornitori esteri; come paese di transito mediterraneo, ha la possibilità di valorizzare la propria infrastruttura come hub a bassa intensità metano. Quale dei due posizionamenti prevarrà dipenderà da scelte industriali che oggi non sono ancora state prese.