Nel 2020 la filiera del gas naturale ha rappresentato il 7.2% delle emissioni nazionali di metano e il 79.5% delle emissioni fuggitive. La Figura 4.1 illustra la quota di emissioni di metano dalle diverse sorgenti. È evidenziata la principale sorgente del settore energia per le emissioni fuggitive. È evidente la riduzione della quota emissiva della sorgente dal 1990 quando rappresentava il 16.7% delle emissioni nazionali di metano.

Figura 4.1 – Quota di emissioni di metano (Mt CO2eq e %) nelle principali sorgenti del settore energia per le emissioni fuggitive negli anni indicati.

Tabella 4.1 – Emissioni di metano (kt CO2eq) nelle sorgenti della filiera del gas naturale negli anni indicati. Settore/sorgente

Il maggior dettaglio per le sorgenti della filiera del gas naturale mette in evidenza il ruolo prevalente del trasporto, stoccaggio e distribuzione. Quest’ultima sorgente è a sua volta il fattore chiave per le emissioni fuggitive della filiera. Le emissioni fuggitive della filiera si sono sensibilmente ridotte dal 1990 in seguito ai numerosi interventi di miglioramento della rete di trasporto e distribuzione. In particolare, fin dagli anni ’90 si registra la sostituzione del materiale della rete di distribuzione caratterizzato da elevati fattori di emissione (ghisa grigia con giunti in canapa e piombo) con materiali caratterizzati da minori fughe. Inoltre, è sempre più estesa la rete in acciaio con protezione catodica efficace per la prevenzione della corrosione delle condotte (ARERA, 2020). Molti operatori della distribuzione hanno completamente sostituito i tratti di rete più vecchi con materiali altamente performanti quali acciaio e polietilene. Decisivo in tal senso è stato il ruolo dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) che interviene sugli aspetti relativi alla sicurezza del trasporto e distribuzione di gas con evidenti benefici anche per gli aspetti ambientali in merito alle perdite in atmosfera di gas naturale. Va inoltre sottolineato l’interesse economico degli operatori a contenere le fughe di gas naturale. L’azione dei fattori menzionati ha comportato la riduzione delle emissioni di metano del 62.8% dal 1990 al 2020 nella filiera del gas naturale. Le emissioni passano da 8.3 Mt CO2eq a 3.1 Mt CO2eq a fronte di un incremento del gas trasportato e distribuito di oltre il 53% nello stesso periodo. Il gas distribuito è circa il 45% del gas totale immesso in rete. Il gas naturale distribuito soddisfa la domanda delle utenze del settore civile e della piccola industria, mentre le grandi utenze industriali sono direttamente servite dalla rete di trasporto. L’organizzazione della rete per la soddisfazione delle relative domande rappresenta un fattore di notevole importanza per la riduzione delle emissioni per unità di gas consumato complessivamente, come si vedrà in seguito.

La Figura 4.2 mostra che le fasi della filiera inerenti all’estrazione del gas naturale riducono in maniera significativa la loro quota emissiva fino a divenire trascurabili negli ultimi anni (-98.1% dal 1990), in concomitanza con l’arresto delle attività di esplorazione e la forte contrazione delle attività di produzione. Le principali sorgenti, trasporto-stoccaggio e distribuzione, registrano riduzioni delle emissioni dal 1990 al 2020 rispettivamente del 41.4% e 59.7%. Nella sorgente trasporto-stoccaggio sono considerate le perdite per trasporto, stoccaggio e rigassificazione.

Figura 4.2 – Andamento delle emissioni di metano (Mt CO2eq) nelle sorgenti della filiera del gas naturale e quantità di gas naturale trasportato e distribuito. Le linee rosse rappresentano le emissioni del 1990 e 2020.

La consistente riduzione delle emissioni dalle sorgenti relative alle fasi di produzione del gas naturale ha lasciato la quasi totalità delle emissioni della filiera nel 2020 a carico del trasporto-stoccaggio (17.9%) e della distribuzione (81.4%). La rilevanza emissiva della distribuzione fa di questa sorgente il principale obiettivo per futuri interventi di riduzione delle emissioni fuggitive.

Figura 4.3 – Quota di emissioni fuggitive di metano (Mt CO2eq e %) nelle sorgenti della filiera del gas naturale per gli anni indicati.

Di seguito è illustrato l’andamento dei fattori di emissione di metano, espressi in CO2eq per unità di gas naturale movimentato dalle rispettive reti (Figura 4.4). I fattori di emissione mostrano una continua diminuzione, espressione del miglioramento delle prestazioni della rete di trasporto e di distribuzione. Il fattore di emissione per unità di gas servito nella sorgente trasporto-stoccaggio ha fatto registrare una riduzione del 61.8% dal 1990 al 2020, mentre per la distribuzione si registra una diminuzione del 73.7% nello stesso periodo. È inoltre importante notare che il fattore di emissione nella sorgente trasporto-stoccaggio è circa un ordine di grandezza inferiore rispetto al fattore di emissione nella distribuzione, pertanto, come anticipato, l’assetto della rete per la soddisfazione delle domande di gas naturale è un fattore di cruciale importanza per la riduzione delle emissioni fuggitive nazionali nella filiera del gas naturale.

Figura 4.4 – Andamento dei fattori di emissioni di metano per unità di gas naturale (g CO2eq/mc) nelle sorgenti di trasporto e stoccaggio (gas immesso in rete) e distribuzione (gas consumato dalla rete di distribuzione).

Nella Figura 4.5 sono illustrati gli andamenti dei fattori di emissione nazionali per unità di lunghezza della rete (Tabella 4.2). Nel grafico a sinistra il fattore di emissione di default delle linee guida IPCC 2019 riguarda solo il trasporto di gas naturale, mentre nel calcolo delle emissioni nazionali sono considerate anche le perdite dovute allo stoccaggio.

La Figura 4.5 mostra che i fattori di emissione per trasporto e stoccaggio sono decisamente inferiori al valore minimo riportato nelle ultime linee guida di IPCC. Inoltre, va ricordato che nella filiera del trasporto e stoccaggio sono considerate le perdite da traporto, stoccaggio e dai rigassificatori, mentre i fattori di emissione delle linee guida IPCC riportati sono relativi al solo trasporto. Per la distribuzione il fattore di emissione nazionale diventa inferiore al valore massimo delle linee guida dal 2002 e si avvicina costantemente al valore minimo. Nel 2020 il fattore di emissione nazionale per la distribuzione è circa il 60% maggiore rispetto al valore minimo delle linee guida IPCC.

Tabella 4.2 – Lunghezza della rete di trasmissione e distribuzione (km). 1990  

Applicando l’obiettivo del -30% rispetto al 2020 alle due principali sorgenti della filiera le emissioni di metano nel 2030 dovranno essere circa 2.2 Mt CO2eq (-74% rispetto al 1990).

Figura 4.7 – Stima delle emissioni di metano per il 2030 (Mt CO2eq) nella filiera del gas naturale applicando l’obiettivo del -30% rispetto ai livelli del 2030 alle sorgenti trasporto-stoccaggio e distribuzione.

La riduzione del 74% delle emissioni di metano dalla filiera del gas naturale nel 2030 rispetto al 1990 è compatibile con gli obiettivi individuati nel contesto delle tavole rotonde organizzate dagli Amici della Terra (AdT), in collaborazione con EDF (Environmental Defense Fund), che hanno coinvolto diversi operatori della filiera gas & oil e soggetti istituzionali, tra cui ARERA e ISPRA. A valle dell’iniziativa e nell’ambito degli eventi preparatori verso la COP26 selezionati dal Ministero della Transizione Ecologica, è stato presentato, nel settembre 2021, il documento Indirizzi per una Strategia italiana di riduzione delle emissioni di metano dalla filiera del gas naturale (di seguito “Strategia AdT”). La strategia, sottoscritta dai principali attori della filiera del gas naturale, propone obiettivi di riduzione delle emissioni fuggitive di metano dalla filiera del 72% nel 2030 rispetto al 1990 con obiettivi di riduzione del 65% nel trasporto e del 70% nella distribuzione. Tali obiettivi si traducono in una riduzione delle emissioni di metano dalla filiera del gas naturale nel 2030 pari al 28% rispetto al 2020, considerando le emissioni dalle altre sorgenti della filiera invariate rispetto al 2020. L’obiettivo considerato raggiungibile dagli operatori del settore è poco inferiore al -30% previsto dal Global Methane Pledge per le emissioni globali di metano.

Per fornire un elemento di stima dei consumi di gas naturale al 2030 è possibile fare riferimento al Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (AA.VV., 2019). Il Piano, redatto a fine 2019 e pubblicato a gennaio 2020, contiene proiezioni dei consumi nel 2020 inferiori a quelli successivamente consuntivati. Inoltre, dal momento dell’elaborazione del Piano gli obiettivi europei sono stati rivisti al rialzo con il Green Deal (l’obiettivo di riduzione delle emissioni serra a livello europeo per il 2030 è passato da -40% a -55%) e lo scenario energetico e geopolitico ha subito notevoli impatti, con la pandemia di SARS-CoV-2 nel 2020 e la guerra Russo-Ucraina nel 2022. I nuovi obiettivi stabiliti dal Green Deal sono da conseguire con una maggiore ambizione sul fronte delle energie rinnovabili e dell’efficienza energetica rispetto a quanto previsto dal PNIEC. Le azioni necessarie a valle del Green Deal sono state considerate nel Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza, inviato alla Commissione Europea nel 2021, che stabilisce un incremento della quota di consumi da fonti rinnovabili rispetto al PNIEC. La guerra Russo-Ucraina ha inoltre innescato a livello Europeo la volontà di una accelerazione sul fronte dei consumi energetici da fonti rinnovabili con il Piano REPowerEU (EC, 2022). A luglio 2021 la Commissione Europea ha proposto di innalzare l’obiettivo dei consumi finali da energia rinnovabile al 2030 dal precedente 32% al 40%. Attualmente la Commissione sta valutando di portare l’obiettivo al 45%.

Le proiezioni dei consumi energetici al 2030 previste dal PNIEC necessitano quindi di una revisione per tenere conto dei recenti eventi e delle misure intraprese a livello europeo per accelerare la transizione energetica che presumibilmente dovrebbe accelerare anche la riduzione dei consumi di gas naturale.

Tabella 4.3 – Consumo interno lordo di energia (ktep) per tipologia di combustibile. È riportato il consuntivo per il 2020 e, in azzurro, sono riportati i consumi previsti dal Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima per il 2020 e per il 2030 nello scenario con politiche correnti al momento della stesura del documento (Base) e con politiche aggiuntive (PNIEC). Consumo interno lordo                                                          

L’obiettivo stabilito nella strategia AdT (-28% delle emissioni di metano dalla filiera del gas naturale dal 2020 al 2030), dati i consumi di gas naturale previsti nello scenario PNIEC, è compatibile con la riduzione del fattore di emissione per volume di gas naturale ad un tasso annuo pari a -1.3% per trasporto e stoccaggio e -1.8% per la distribuzione.

Figura 4.9 – Emissioni di metano al 2020 e secondo quanto previsto dal GMP al 2030 (-30%). Per il 2030 nei riquadri è riportata la stima delle emissioni di metano con i consumi di gas naturale previsti dal Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima negli scenari Base e PNIEC. Per ciascun scenario le emissioni per trasporto e distribuzione sono stimate con fattori di emissione del 2020 e con fattore di emissione al 2030 stimato secondo quanto riportato in Figura 4.8. Le emissioni dalle altre sorgenti sono uguali al 2020.

Quanto riportato finora si riferisce alle emissioni di gas serra sul territorio nazionale, come richiesto nel contesto della Convenzione quadro per i cambiamenti climatici (UNFCCC) e dalle linee guida per la redazione degli inventari nazionali dei gas serra. La proposta di Regolamento della Commissione Europea (EC, 2021) per ridurre le emissioni nella filiera dei combustibili fossili nel capitolo 5 pone attenzione alle emissioni di metano che avvengono al di fuori dell’Unione in relazione alle risorse energetiche importate. La proposta introduce un obbligo di informazione da parte degli importatori di combustibili fossili per quanto riguarda le emissioni di metano, un elenco di trasparenza delle società e dei paesi dell'Unione e delle società che esportano energia fossile nell'Unione, comprese informazioni sui loro obblighi internazionali di comunicazione per quanto riguarda le emissioni di metano e uno strumento di monitoraggio globale per divulgare l'entità, la ricorrenza e l'ubicazione degli emettitori di metano a livello globale.

L’elevata dipendenza energetica dell’Italia determina emissioni di metano fuori dal contesto nazionale che possono essere stimate con l’ausilio di dati disponibili in letteratura. Le stime fornite nel presente lavoro sono state elaborate sulla base della quantità di metano importata nel 2020, via gasdotto e dai terminali di rigassificazione del GNL, e sulla base dei fattori di emissione disponibili per le diverse fasi, dalla produzione all’ingresso sul territorio nazionale. La lunghezza dei gasdotti che arrivano in Italia è stata ricavata dai siti web delle diverse compagnie.

Tabella 4.4 – Lunghezza dei gasdotti e relativi punti di ingresso in Italia. Ingresso         

I fattori di emissione per il gas importato via gasdotti sono di fonte IPCC (2019) per le fasi di produzione, processing e trasporto del gas naturale. Per il gas naturale liquefatto sono stati utilizzati i fattori di emissione desunti dal recente articolo di Roman-White et al. 2021, che riporta una dettagliata analisi delle emissioni di metano lungo la filiera del gas naturale liquefatto, dall’estrazione alla combustione in centrale. Ai fini del presente lavoro sono considerate le fasi fino al trasporto navale e consegna ai terminali di rigassificazione.

Di seguito sono riportati i fattori di emissione utilizzati per la stima delle emissioni di metano fuori dai confini nazionali per il gas naturale importato.

Tabella 4.5 – Fattori di emissione di metano per fase dalla produzione alla trasmissione fino all’ingresso in Italia e per il gas naturale liquefatto lungo le fasi dalla produzione alla consegna presso i terminali di rigassificazione. Fase

Una stima approssimativa delle emissioni di metano fuori dal territorio nazionale per il gas naturale importato nel 2020 va da 282 kt a 569 kt di CH4, da 2.3 a 4.6 volte maggiore delle emissioni realizzate sul territorio nazionale. Le stime elaborate nel quadro metodologico descritto forniscono un ordine di grandezza delle emissioni extraterritoriali pur nella consapevolezza che la stima è suscettibile di grande incertezza. Tuttavia, con questo livello di analisi appare interessante la stima di emissioni di anidride carbonica perché di entità paragonabile alla stima delle emissioni di metano in termini di CO2 equivalente con un GWP di 25 per il metano. Se le emissioni di metano stimate per il gas importato sono pari a 10,155±3,299 kt CO2eq quelle di CO2 sono pari a 9,831±285 kt CO2eq, circa 50 volte maggiori delle emissioni nazionali nella filiera del gas naturale. Questa analisi preliminare delle emissioni extraterritoriali legate all’importazione di gas naturale mette in evidenza che le emissioni di CO2 sono tutt’altro che trascurabili e che la valutazione dell’impatto emissivo dovuto all’utilizzo del gas naturale non può trascurare cosa avviene fuori dai confini nazionali.

Inoltre, il vantaggio emissivo del gas naturale rispetto agli altri combustibili fossili dipende fortemente dall’orizzonte temporale con cui si calcola il potenziale di riscaldamento dei gas serra. Considerando l’orizzonte temporale di 20 anni, per tenere conto del maggiore assorbimento di energia nel breve termine del metano, e considerando il ciclo di vita completo dei combustibili per la produzione termoelettrica le emissioni derivanti dall’uso di gas naturale possono essere superiori, dal 55% al 66%, a quelle dovute all’uso del carbone (ISSI, 2005; Gaudioso, 2022).