L’Italia continua a scommettere sul gas mentre l’Europa riduce progressivamente il suo peso nel mix energetico.
Con il suo nuovo piano decennale 2025–2034 (pdf) e il documento sulle molecole decarbonizzate al 2050 (pdf), Snam delinea una strategia di lungo periodo fondata sull’espansione infrastrutturale e sull’integrazione di gas fossile, biometano, idrogeno e metano sintetico.
Eppure secondo le analisi più recenti dell’Agenzia internazionale dell’Energia (IEA), dell’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), e delle società di ricerca e analisi Ember ed ECCO Climate, la domanda di gas in Europa non crescerà più: è già in fase di declino strutturale, mentre le importazioni complessive di gas nell’Ue, secondo IEEFA, sono destinate a ridursi di circa un quarto entro il 2030.
Sullo sfondo, rimane attivo un modello di business problematico che contribuisce in modo fondamentale alla contraddizione fra un declino strutturale del gas e il continuo investimento in questa fonte da parte di Snam.
Un piano da 17,9 miliardi per la centralità del gas
Snam prevede investimenti per 17,9 miliardi di euro entro il 2034, destinati per metà al potenziamento della rete di trasporto e per il resto allo sviluppo di nuove infrastrutture e tecnologie di “transizione molecolare”.
Nel piano la domanda italiana di gas resta stabile attorno ai 600 TWh annui, con esportazioni massime verso altri Paesi europei comprese tra 150 e 200 TWh.
Il gas, sostiene l’azienda, rimarrà “una fonte strategica per garantire sicurezza e flessibilità del sistema energetico”, soprattutto nei periodi di bassa produzione da fonti rinnovabili.
Da notare che il piano di Snam cita più volte “il ruolo dell’Italia come gateway energetico nel Mediterraneo e come snodo infrastrutturale per il mercato europeo” sia del gas che dell’idrogeno. Ma la prospettiva di Snam sembra lontana da quella indicata dagli scenari internazionali.
Secondo il Gas Market Report Q3-2025 (pdf) dell’International Energy Agency, la crescita della domanda europea di gas nel primo semestre 2025 (+6,5%) è stata solo temporanea, dovuta a un inverno rigido e alla minore produzione eolica e idroelettrica.
La stessa IEA prevede che, dal 2026 in avanti, la domanda tornerà a calare, consolidando una tendenza di riduzione strutturale in linea con la decarbonizzazione europea.
Il gas al 2050 tra biometano, idrogeno e metano sintetico
Nel documento Prospettive di sviluppo delle molecole decarbonizzate, Snam definisce la propria visione al 2050: il gas continuerà a coprire una quota significativa dei consumi energetici italiani, integrandosi con biometano, idrogeno verde e metano sintetico.
L’obiettivo, spiega l’azienda, è “passare da una fase di transizione a un modello di integrazione energetica”, in cui le molecole fungano da complemento alle rinnovabili, garantendo continuità di fornitura e stabilità di sistema.
Il documento individua nel biometano la principale risorsa nazionale, ma la stessa Snam riconosce che la produzione interna difficilmente supererà i 10 miliardi di metri cubi equivalenti al 2050.
Snam indica che l’idrogeno a basse emissioni di carbonio e il metano sintetico restano costosi e tecnologicamente complessi: i loro costi di produzione sono ancora ben superiori a quelli dei combustibili fossili. La cattura e lo stoccaggio della CO2 (CCS) sono indicati come tecnologie abilitanti per compensare le emissioni residue, ma richiedono infrastrutture dedicate e investimenti aggiuntivi, avverte il gestore della rete di trasmissione del gas.
Nell’insieme, la strategia di Snam si fonda sull’idea di una coesistenza di lungo periodo tra gas e rinnovabili, in un sistema “multi-vettoriale” che affidi alla rete del gas un ruolo di equilibrio per la sicurezza energetica nazionale.
Tuttavia, ribadiamo che gli scenari europei convergono su un’altra direzione: l’elettrificazione dei consumi e la progressiva sostituzione del gas fossile con più energia pulita.
Un confronto impietoso con le previsioni europee
Le proiezioni di Snam divergono dunque in modo netto dagli scenari ufficiali europei.
Secondo l’analisi di Ember sui Piani nazionali energia e clima pubblicata a giugno, la domanda di gas nell’Unione Europea è destinata a ridursi del 7% entro il 2030 rispetto ai livelli del 2023, mentre l’elettrificazione salirà dal 23% al 30% e le rinnovabili copriranno circa due terzi della produzione elettrica.
La previsione è confermata anche da un rapporto di IEEFA del mese scorso, secondo cui le importazioni europee di gas scenderanno del 25% entro il 2030, superando persino i target di riduzione fissati dal piano REPowerEU.
Per l’istituto, i nuovi progetti infrastrutturali rischiano di generare investimenti incagliati, cioè costi che non potranno essere ripagati per effetto del calo strutturale della domanda, con possibili ricadute su consumatori e finanza pubblica.
In Italia, la più recente analisi del think tank ECCO Climate, del settembre 2025, conferma la stessa tendenza: la domanda, già ridotta del 19% tra 2021 e 2024 (da 76 a 61 miliardi di metri cubi), scenderà a 58 miliardi al 2030, 46 al 2040 e 24 al 2050.
Lo studio evidenzia che, in presenza di investimenti di rete per oltre 13 miliardi di euro, le tariffe di trasporto potrebbero crescere fino del 66% al 2030 e fino del 483% al 2050, trasferendo i costi di sovracapacità sugli utenti finali.
Un’analisi precedente della stessa ECCO aveva già mostrato che, nello scenario “Fit for 55”, l’attuale rete italiana copriva pienamente i consumi previsti e che l’utilizzo dei rigassificatori sarebbe sceso sotto il 40% della capacità disponibile (Gas Usa all’Italia: un’intesa vaga più insidiosa che utile).
Il rischio di sovracapacità
Il principale rischio del piano Snam è quello di uno scollamento fra previsioni industriali e traiettoria energetica europea. Se la domanda reale di gas continuerà a diminuire, i nuovi investimenti in gasdotti e terminali di rigassificazione genereranno costi non recuperabili, con ricadute su tariffe e bilanci pubblici.
Secondo IEEFA, la capacità complessiva di rigassificazione europea passerà da 225 a 350 miliardi di metri cubi entro il 2028, un incremento del 55% che potrebbe risultare eccessivo rispetto ai consumi previsti.
Anche la prospettiva di fare dell’Italia un “hub del gas” europeo appare molto incerta. Le proiezioni di domanda nei mercati centrale e orientale dell’Europa sono in diminuzione e l’offerta di gas liquefatto (GNL) nel Nord Europa è già in eccesso.
Nuove dipendenze energetiche europee
La crescente dipendenza europea dal GNL statunitense aggiunge un ulteriore livello di rischio in termini di accesso e di volatilità dei prezzi. La combinazione di contratti più flessibili, competizione con l’Asia per i carichi spot e shock geopolitici rende il costo marginale del gas importato più esposto a oscillazioni improvvise, che si riflettono sui benchmark europei e sugli approvvigionamenti stagionali.
Le dinamiche del 2025 lo hanno mostrato abbastanza chiaramente: la IEA rileva che le importazioni europee di GNL hanno toccato livelli record, mentre i prezzi nel mercato di riferimento europeo TTF e in quelli spot asiatici hanno segnato medie superiori al 2024, con una volatilità innescata anche dal conflitto Israele-Iran (I consumi di gas in Italia sempre più dipendenti dal Gnl).
La IEA prevede che la crescita dell’offerta globale di GNL accelererà nel 2026, alleggerendo in parte la tensione sui prezzi, ma la concorrenza con l’Asia e l’incertezza geopolitica mantengono elevati i rischi di prezzo per l’Europa.
Il problema di fondo è il sistema delle tariffe
“Il problema di fondo è che con l’attuale sistema di tariffe, Snam è incentivata a investire il più possibile, e che sono gli stessi soggetti regolati delle reti a fare gli scenari che giustificano tali investimenti”, spiega a QualEnergia.it Michele Governatori, responsabile Relazioni Esterne-Energia di ECCO (nella foto).
Il gestore della rete di trasmissione del gas ottiene infatti da ARERA un rendimento garantito sul capitale investito, calcolato sulla base del valore delle infrastrutture.
Di fatto, quindi, più Snam investe, maggiore è la base regolatoria su cui applica il proprio rendimento, indipendentemente dal grado di utilizzo reale dei gasdotti o dei terminali.
Come se il conflitto di interessi non fosse sufficiente, gli scenari di domanda e sicurezza energetica che giustificano i nuovi progetti vengono pure elaborati dallo stesso operatore di rete, non da un soggetto terzo.
Tutto ciò crea un incentivo strutturale a sovrastimare i fabbisogni futuri, alimentando un circuito autoreferenziale in cui chi propone l’investimento produce anche i dati che ne motivano la necessità, mentre i costi vengono trasferiti alle tariffe di trasporto e, in ultima istanza, ai consumatori.
“Per questo c’è un disperato bisogno di un nuovo collegio ARERA che abbia la capacità di visione e attuazione, e tecnica nei rapporti con gli stessi suoi uffici, per rivoluzionare gli incentivi economici perché i capitali investiti e investibili nelle fossili transitino verso l’elettrificazione”, continua Governatori, riprendendo una posizione recentemente espressa a QualEnergia.it anche da GB Zorzoli, presidente onorario del Coordinamento FREE.
La giustificazione per i nuovi asset del gas è da anni la necessità di un sistema di backup alle rinnovabili e di assicurare un futuro alle nuove molecole.
“Ma ingrandire una macchina, che in passato è stata sufficiente anche con un quarto della generazione rinnovabile attuale, indipendentemente dai volumi attesi significa renderla esplosiva in termini delle prospettive di costo”, dice Governatori, secondo cui, “riguardo alle nuove molecole, manca una valutazione seria dei volumi e delle rotte”.
“Veramente pensiamo che le capacità della rete di trasmissione gas attuale, per giunta in espansione, sarà saturata da idrogeno verde o da metano da idrogeno e CO2 precedentemente separata? Un simile scenario va simulato economicamente e discusso, prima di scommetterci i costi di quarant’anni di tariffe o tasse future per ripagare ciò che iniziamo a costruire ora irresponsabilmente”, conclude Governatori.
Una transizione contradditoria
Il ruolo dei cosiddetti “gas rinnovabili” è il punto che più avvicina la visione di Snam alle previsioni europee sul potenziale di queste molecole. Si tratta di una posizione comunque molto discutibile, sia che rappresenti l’approccio di Snam che dell’Unione europea.
Entrambe ritengono che gas come l’idrogeno potranno contribuire in modo determinante e in svariati settori alla decarbonizzazione. Snam riconosce comunque che tale scenario, per avverarsi, ha bisogno di politiche industriali e regolatorie coerenti, di filiere nazionali competitive e di un forte abbattimento dei costi di produzione.
In definitiva, la transizione proposta da Snam resta incompleta, e visto il suo modello di business e gli incentivi di fondo, sarebbe strano il contrario.
L’azienda punta a un profilo di “integrazione energetica” dove il gas continua a svolgere la funzione principale di stabilità. In sostanza, secondo l’azienda, al 2050, la domanda complessiva di gas in senso lato resta intorno a 600 TWh, ma con un “mix più pulito”.
In altre parole, una quota crescente di biometano, metano abbinato a CCS, idrogeno e derivati è destinata a sostituire parzialmente il metano fossile. Gli scenari internazionali indicano però un progressivo spostamento verso un sistema elettrificato, meno dipendente dal gas e più centrato su rinnovabili, accumuli e flessibilità della domanda.
In questa divergenza e contraddizione si gioca la partita strategica del prossimo decennio. Se l’Italia non allineerà i propri investimenti infrastrutturali alle tendenze di consumo nazionali ed europee, rischia di trovarsi con una rete costosa e sottoutilizzata, in un continente che sta già riducendo in modo strutturale la dipendenza dal gas fossile.
