Il rapporto realizzato da International Gas Union e Snam, con il contributo di Rystad Energy, analizza l’evoluzione del mercato globale e il ruolo futuro del gas in un sistema energetico sempre più complesso

Descrivere lo stato del mercato mondiale del gas, individuare i principali fattori che ne determineranno l’evoluzione e valutare gli investimenti e le innovazioni necessari per garantire sicurezza, accessibilità e sostenibilità dell’energia. Sono questi gli obiettivi del Global Gas Report 2026, realizzato dalla International Gas Union (IGU) in collaborazione con Snam e con il contributo di Rystad Energy.

Il documento si propone come punto di riferimento per comprendere l’andamento della domanda, dell’offerta, degli scambi internazionali e dei prezzi del gas naturale. Basata su dati quantitativi, la ricerca analizza l’attuale situazione del mercato, condizionata dalle tensioni geopolitiche, dalla crescita dei consumi elettrici e dagli eventi meteorologici estremi, dedicando particolare attenzione al contributo delle nuove tecnologie.

Nelle introduzioni al rapporto, il presidente di IGU Andrea Stegher sottolinea che la capacità del sistema del gas di rispondere alle crisi deriva dagli investimenti realizzati nella diversificazione delle forniture, nella liquefazione e nelle infrastrutture di importazione. Il CEO di Snam Agostino Scornajenchi richiama invece la necessità di passare dal concetto di transizione energetica a quello di integrazione energetica, nel quale molecole ed elettroni collaborano per costruire un sistema affidabile e competitivo. Jarand Rystad, CEO di Rystad Energy, pone infine l’accento sul valore delle infrastrutture diversificate, degli stoccaggi, della digitalizzazione e dei gas a minore intensità emissiva.

Nel 2025 domanda e produzione ai massimi storici

Il rapporto fotografa un mercato che ha concluso il 2025 in una posizione di forza. La domanda mondiale di gas naturale ha raggiunto il massimo storico di 4.202 bcm¹.

Rispetto al 2024, la domanda è aumentata di 69 miliardi di metri cubi, pari all’1,7%. L’Asia ha fornito il contributo maggiore, con una crescita di 25 miliardi di metri cubi, mentre il Medio Oriente ne ha aggiunti circa 18. In Europa il consumo è aumentato di 10 miliardi di metri cubi, anche per effetto dell’inverno più freddo e della minore produzione eolica.

Il settore residenziale e commerciale ha registrato l’aumento più consistente, pari a 32 miliardi di metri cubi. Seguono l’industria, con 20 miliardi, e la generazione elettrica, con 17 miliardi. Proprio la produzione di elettricità rimane il principale impiego finale del gas naturale, rappresentando il 34% della domanda globale.

Anche la produzione mondiale ha raggiunto un livello record: 4.147 miliardi di metri cubi, con un incremento dell’1,3%. Il principale motore della crescita è stato il Nord America, che ha aggiunto quasi 54 miliardi di metri cubi. Gli Stati Uniti hanno inoltre superato la Russia, diventando il maggiore esportatore netto mondiale di gas.

Il ruolo sempre più importante del GNL²

Un elemento centrale nell’evoluzione del mercato è il GNL. La trasformazione del gas allo stato liquido ne riduce notevolmente il volume e ne rende possibile il trasporto via nave anche tra Paesi non collegati da gasdotti.

Nel 2025 gli scambi mondiali di GNL hanno raggiunto il valore record di 580 miliardi di metri cubi. La Cina si è confermata il principale importatore netto, mentre gli Stati Uniti hanno consolidato il proprio peso tra i Paesi esportatori.

L’Europa ha aumentato le importazioni di GNL per compensare la diminuzione delle forniture russe trasportate attraverso i gasdotti. Più della metà del gas naturale liquefatto importato dai Paesi europei nel corso del 2025 è arrivato dagli Stati Uniti.

La crescita del GNL ha reso il mercato più flessibile, consentendo di modificare le rotte commerciali e di indirizzare le forniture verso le aree che ne hanno maggiore necessità. Allo stesso tempo, la dipendenza dal trasporto marittimo espone il sistema alle tensioni geopolitiche e alle interruzioni che possono interessare i principali passaggi strategici.

La prova dello Stretto di Hormuz

All’inizio del 2026 il mercato ha dovuto affrontare la crisi dello Stretto di Hormuz, che ha limitato circa il 20% delle forniture mondiali di GNL, una quota equivalente a circa il 3% dell’offerta globale di gas naturale.

Le conseguenze più significative si sono manifestate nei mercati emergenti dell’Asia e dell’Africa, dove l’aumento dei prezzi ha spinto numerosi compratori a ridurre i consumi. Nei primi sei mesi del 2026 gli scambi mondiali di GNL sono diminuiti del 4% e oltre l’80% della contrazione si è concentrato in Asia.

Per l’intero 2026 il rapporto prevede una riduzione della domanda globale di circa 7 miliardi di metri cubi, la prima dal 2022. La produzione dovrebbe diminuire dello 0,1%, pari a circa 4 miliardi di metri cubi. L’aumento dell’offerta negli Stati Uniti, in Cina e in altri Paesi produttori dovrebbe tuttavia compensare una parte considerevole delle perdite provenienti dal Medio Oriente.

Il sistema ha reagito alla crisi ricorrendo a forniture alternative, utilizzando le riserve disponibili negli stoccaggi, modificando le rotte commerciali e riducendo temporaneamente la domanda nei mercati maggiormente sensibili ai prezzi.

Anche le quotazioni sono aumentate, ma sono rimaste molto lontane dai massimi raggiunti durante la crisi energetica del 2022. Secondo il rapporto, questo risultato conferma che la resilienza non è stata casuale, ma è stata costruita attraverso gli investimenti realizzati negli anni precedenti.

Intelligenza artificiale e data center spingono la domanda elettrica

Tra i fattori destinati a incidere maggiormente sulla domanda futura vi è la crescita dell’intelligenza artificiale.

Lo sviluppo dell’intelligenza artificiale, del cloud computing e dei sistemi di calcolo ad alte prestazioni sta determinando la costruzione di data center sempre più grandi e caratterizzati da consumi elevati e continui.

Alla fine del 2025 erano attivi nel mondo quasi 7.000 data center, con una capacità complessiva di 141 GW³. La capacità risultava più che raddoppiata rispetto a cinque anni prima e circa il 64% dei nuovi progetti era destinato ad applicazioni legate all’intelligenza artificiale.

I loro consumi elettrici sono passati da 145 TWh⁴ nel 2020 a 557 TWh nel 2025. Nello stesso anno i data center hanno assorbito l’1,9% della domanda elettrica mondiale.

Nello scenario che considera il rischio effettivo di realizzazione dei progetti, il loro consumo potrebbe raggiungere 1.372 TWh nel 2030, pari a circa il 4% della domanda globale di elettricità.

I data center hanno bisogno di una fornitura continua, stabile e flessibile. Il gas naturale può quindi contribuire a garantire l’energia necessaria quando la rete o la produzione da fonti rinnovabili non sono in grado di rispondere interamente alla domanda.

Eventi meteorologici estremi e sicurezza delle reti

Anche le ondate di caldo e gli inverni particolarmente freddi stanno modificando i consumi. Il maggiore utilizzo degli impianti di riscaldamento e climatizzazione determina picchi di domanda che devono essere soddisfatti rapidamente.

In queste situazioni il gas naturale può sostenere il sistema elettrico grazie alla possibilità di modulare la produzione e compensare le variazioni delle fonti eolica e solare.

Il rapporto non descrive quindi il gas e le energie rinnovabili come elementi necessariamente alternativi. La prospettiva proposta è quella di un sistema integrato, nel quale il gas fornisce capacità programmabile nei momenti in cui la produzione rinnovabile è insufficiente o la domanda aumenta improvvisamente.

Infrastrutture più flessibili e modulari

Per raggiungere nuovi giacimenti e mercati, l’industria sta sviluppando infrastrutture più flessibili rispetto agli impianti tradizionali.

Tra queste figurano le FLNG⁵, che permettono di utilizzare risorse offshore o situate in aree nelle quali la costruzione di impianti terrestri sarebbe troppo complessa o costosa.

Nel mondo sono operative nove unità FLNG, con una capacità complessiva di 19 milioni di tonnellate annue. Considerando gli impianti programmati e quelli in costruzione, la capacità potrebbe superare i 40 milioni di tonnellate entro il 2030.

Le FSRU⁶ consentono invece di ricevere il GNL trasportato dalle navi e immetterlo nella rete. Rispetto ai terminali terrestri possono essere installate in tempi più brevi, agevolando la diversificazione delle forniture.

Digitalizzazione e automazione della filiera

L’intelligenza artificiale e le tecnologie digitali non rappresentano soltanto una fonte di nuova domanda energetica. Vengono impiegate anche all’interno della filiera del gas per aumentare l’efficienza e l’affidabilità degli impianti.

Le principali applicazioni riguardano la manutenzione predittiva, l’individuazione anticipata dei guasti, le ispezioni mediante robot e droni, l’ottimizzazione degli stoccaggi e l’analisi delle operazioni commerciali del GNL.

Un’altra applicazione è costituita dai gemelli digitali, rappresentazioni virtuali degli impianti che permettono di simularne il funzionamento e valutare in anticipo possibili interventi. Le prime applicazioni industriali hanno prodotto risparmi, una riduzione dei tempi operativi e un minore impiego di personale nelle attività ripetitive o pericolose.

Ridurre e misurare le emissioni

L’evoluzione futura del gas dipenderà anche dalla capacità di ridurne l’impatto ambientale. Satelliti, droni, sensori e sistemi di analisi consentono di localizzare più rapidamente le perdite di metano e di controllare le emissioni lungo l’intera filiera.

Si stanno diffondendo programmi di MRV⁷ e attività di LDAR⁸, destinati a rendere più accurato il controllo delle emissioni e più tempestiva l’individuazione delle perdite.

Cattura e stoccaggio della CO₂

Tra le tecnologie considerate decisive per la decarbonizzazione figura la CCUS⁹.

Questa tecnologia permette di intercettare la CO₂ prodotta dagli impianti industriali o dalla generazione elettrica, trasportarla e utilizzarla oppure immagazzinarla permanentemente nel sottosuolo. È particolarmente importante per i settori difficili da decarbonizzare, nei quali una parte delle emissioni dipende direttamente dai processi produttivi.

Nel 2025 la capacità operativa mondiale ha raggiunto 74 milioni di tonnellate annue. Più di 8 milioni di tonnellate di nuova capacità sono entrate in funzione e progetti per 19,5 milioni di tonnellate annue hanno raggiunto la FID¹⁰.

Un esempio richiamato dal rapporto è Northern Lights, la prima rete transfrontaliera ad accesso aperto dedicata al trasporto e allo stoccaggio della CO₂.

Lo sviluppo della CCUS richiederà infrastrutture condivise, sostegno pubblico e strumenti come i CCfD¹¹, che possono rendere più prevedibile la remunerazione degli investimenti nella riduzione delle emissioni.

Il biometano, la tecnologia più matura

Il biometano è il gas a basse emissioni che ha raggiunto il maggiore grado di sviluppo commerciale. Viene ottenuto purificando il biogas e portando la concentrazione di metano oltre il 97%. Può così essere immesso direttamente nelle reti esistenti e sostituire il gas naturale senza richiedere modifiche sostanziali alle infrastrutture o agli impianti di utilizzo.

Nel 2025 la capacità produttiva mondiale ha raggiunto 16,5 miliardi di metri cubi, con una crescita di circa il 15%.

L’Europa rimane il principale mercato, ma gli incrementi più rapidi si stanno registrando anche in Asia e Sud America. Francia, Germania, Brasile e India stanno introducendo obblighi di miscelazione, quote e altri strumenti destinati a sostenere la domanda.

Secondo il rapporto, lo sviluppo futuro dipenderà anche dalle garanzie d’origine e dai certificati, strumenti che permettono di documentare le caratteristiche ambientali del biometano e di renderne più credibile e trasparente la commercializzazione.

L’idrogeno pulito tra crescita e difficoltà commerciali

La capacità operativa mondiale di idrogeno a basse emissioni ha raggiunto 1,2 milioni di tonnellate annue all’inizio del 2026. Nel corso del 2025 sono stati sottoscritti accordi vincolanti di acquisto per 1,7 milioni di tonnellate, con un aumento del 34%.

Nonostante questa crescita, meno del 5% della capacità annunciata fino al 2035 dispone già di contratti di acquisto definitivi.

Il limite principale è costituito dalla differenza tra il costo dei progetti e il prezzo che i compratori sono disposti a sostenere. Per raggiungere la decisione finale di investimento occorrono costi produttivi competitivi, infrastrutture adeguate, clienti affidabili e misure pubbliche capaci di sostenere la domanda iniziale.

Il gas verso un sistema energetico integrato

Il Global Gas Report 2026 assegna al gas naturale un ruolo rilevante nell’evoluzione del sistema energetico mondiale. La crescita dei consumi elettrici, l’espansione dei data center, gli eventi meteorologici estremi e le tensioni geopolitiche aumentano infatti la necessità di fonti flessibili, programmabili e capaci di rispondere rapidamente alle variazioni della domanda.

Il gas può contribuire alla stabilità delle reti, compensare l’intermittenza delle fonti rinnovabili e diversificare gli approvvigionamenti attraverso il GNL e gli stoccaggi. La capacità dimostrata dal mercato durante la crisi dello Stretto di Hormuz conferma, secondo il rapporto, l’efficacia degli investimenti realizzati dopo la crisi del 2022.

La sua funzione futura non potrà però essere separata dalla riduzione delle emissioni. Controllo delle perdite di metano, digitalizzazione, CCUS, biometano e idrogeno a basse emissioni rappresentano le principali direttrici di sviluppo.

La prospettiva indicata dal rapporto è il passaggio da una transizione intesa come sostituzione di una fonte con un’altra a una vera integrazione energetica. In questo modello gas, elettricità e fonti rinnovabili concorrono alla costruzione di un sistema più affidabile, flessibile e sostenibile.

La resilienza energetica, conclude in sostanza il documento, non può essere data per acquisita. Deve essere costruita attraverso investimenti continui, infrastrutture diversificate, innovazione tecnologica e politiche in grado di accompagnare sul mercato le soluzioni a minore intensità emissiva.

Per approfondire: consulta e scarica il Global Gas Report 2026

Immagine di copertina generata con l’intelligenza artificiale

Legenda degli acronimi

¹ bcm – billion cubic metres: unità di misura corrispondente a un miliardo di metri cubi, utilizzata per esprimere grandi quantità di gas naturale.

² GNL – gas naturale liquefatto: gas naturale raffreddato fino a raggiungere lo stato liquido, così da ridurne il volume e consentirne il trasporto via nave.

³ GW – gigawatt: unità di misura della potenza equivalente a un miliardo di watt.

⁴ TWh – terawattora: unità di misura dell’energia equivalente a un miliardo di kilowattora.

⁵ FLNG – Floating Liquefied Natural Gas: unità galleggiante che consente di trattare, liquefare, immagazzinare e caricare il gas naturale direttamente in mare.

⁶ FSRU – Floating Storage and Regasification Unit: unità galleggiante utilizzata per immagazzinare il gas naturale liquefatto, riportarlo allo stato gassoso e immetterlo nella rete.

⁷ MRV – Monitoring, Reporting and Verification: sistema di monitoraggio, rendicontazione e verifica delle emissioni.

⁸ LDAR – Leak Detection and Repair: insieme delle attività finalizzate a individuare e riparare le perdite di gas.

⁹ CCUS – Carbon Capture, Utilisation and Storage: tecnologie per catturare l’anidride carbonica, utilizzarla oppure immagazzinarla permanentemente nel sottosuolo.

¹⁰ FID – Final Investment Decision: decisione finale con cui gli investitori autorizzano la realizzazione concreta di un progetto.

¹¹ CCfD – Carbon Contracts for Difference: contratti che sostengono gli investimenti nella riduzione delle emissioni compensando la differenza tra il costo del progetto e il valore riconosciuto alla CO₂ evitata.