Il patto punta su gas verdi e digitalizzazione, ma la produzione di biometano e idrogeno resta marginale

La scorsa settimana, a Torino, i vertici di Italgas e Naturgy hanno firmato un Memorandum of Understanding per rafforzare la cooperazione sulle reti del gas. L’intesa, siglata da Paolo Gallo e Raúl Suárez, amministratori delegati rispettivamente di Italgas e di Nedgia (la controllata di Naturgy che gestisce la distribuzione in Spagna), punta su integrazione di gas verdi, digitalizzazione, intelligenza artificiale e sostenibilità. Sembra la classica nota stampa di chi vuole restare sulla mappa della transizione energetica. Ma se a firmarla è il primo distributore di gas d’Europa, con 154mila chilometri di tubi e oltre 13 miliardi di metri cubi di gas all’anno, la domanda diventa un’altra: perché, mentre l’elettrificazione avanza e le politiche climatiche spingono verso l’uscita dal fossile, il colosso delle reti gas continua a tessere alleanze e a investire come se il metano avesse davanti a sé un futuro radioso?

Il patto Italgas-Naturgy: perché investire ancora nel gas?

La storia che questo accordo racconta non è lineare. Da un lato c’è la necessità industriale di non svalutare infrastrutture che valgono miliardi, e che oggi servono quasi 13 milioni di clienti. Dall’altro c’è il tentativo, nemmeno troppo mascherato, di ridefinire il gas come qualcosa di «verde» prima ancora che quel verde arrivi davvero. Il MoU tra Italgas e Naturgy è un documento che non impegna a nulla di vincolante, ma serve a tracciare un perimetro comune, a dire che le reti del gas non sono archeologia industriale. Anzi, secondo i firmatari, sono «infrastrutture strategiche per la competitività, la sicurezza di approvvigionamento e la transizione energetica». Il punto è che per essere strategiche devono trasportare molecole decarbonizzate, e quelle molecole oggi scarseggiano. Ma per capire la posta in gioco, bisogna guardare ai numeri e alle alleanze che hanno portato Italgas a dominare il mercato.

La scalata al vertice e la rete di alleati

Il nuovo accordo con Naturgy non è un caso isolato, ma l’ultimo tassello di una strategia aggressiva. Italgas, già nell’aprile 2025, aveva completato l’acquisizione di 2i Rete Gas, il secondo operatore italiano, e con quella mossa è diventato il primo distributore di gas in Europa: oltre 6.500 dipendenti, 12,9 milioni di clienti serviti tra Italia e Grecia, 154mila chilometri di reti e più di 13 miliardi di metri cubi di gas distribuiti ogni anno. Il 1° luglio 2025, la fusione di 2i Rete Gas in Italgas Reti ha concluso l’integrazione, consolidando una posizione che oggi nessun altro operatore continentale può contestare.

Eppure, il gruppo non si è fermato ai confini italiani. A marzo 2025 aveva rinnovato il Memorandum of Understanding con i francesi di GRDF, il principale distributore d’Oltralpe, e a maggio 2026 ha fatto lo stesso con Tokyo Gas Network, allargando il dialogo alla digitalizzazione e alla sostenibilità delle reti fino al Giappone. Con l’intesa siglata la scorsa settimana, il cerchio si allarga ora alla Spagna, dove Nedgia — con i suoi 54.540 chilometri di reti — cerca partner per non restare indietro nella corsa all’ammodernamento.

Per entrambe le società, la cooperazione è una leva di potere contrattuale. Italgas può mettere sul tavolo dimensioni, know-how tecnologico e la capacità di investimento di un gruppo che ha appena assorbito il suo principale concorrente domestico. Naturgy, dal canto suo, ottiene un alleato per difendere il ruolo delle reti in una Spagna che sul gas si è giocata parte della sicurezza energetica durante la crisi del 2022, ma che ora deve fare i conti con target europei sempre più stringenti. Tuttavia, la forza delle infrastrutture cozza con l’incertezza sulla materia prima: i gas rinnovabili.

La promessa dei gas verdi: realtà o scommessa miliardaria?

Se le reti sono pronte — o così ci dicono — il vero nodo è la disponibilità di biometano e idrogeno verde. La dichiarazione congiunta è chiara: la cooperazione tra operatori industriali è una leva chiave per valorizzare le reti esistenti, favorire l’integrazione dei gas rinnovabili e sviluppare soluzioni tecnologiche per una distribuzione più digitale ed efficiente. Naturgy, dal canto suo, ha dichiarato che biometano e idrogeno verde sono elementi centrali della propria strategia di transizione energetica. Peccato che la produzione attuale di questi gas resti marginale. In Italia, il biometano immesso in rete ha superato solo di recente i 500 milioni di metri cubi annui, a fronte di una capacità di trasporto complessiva che è venti volte superiore. L’idrogeno verde, poi, sconta costi di produzione che lo rendono ancora un miraggio industriale su larga scala.

La domanda, allora, è: con quali risorse e con che tempi si intende convertire un’infrastruttura pensata per il metano in una dorsale dei gas rinnovabili? Gli annunci non dicono quanto costerà, né chi pagherà. E quando si parla di reti regolate, come nel caso di Italgas, il conto rischia di finire in bolletta, sotto forma di investimenti riconosciuti in tariffa dall’autorità di regolazione. Il problema non è nuovo: ogni target di decarbonizzazione annunciato senza un piano di copertura finanziaria e senza obblighi stringenti di blending finisce per spostare il rischio sugli utenti finali, mentre gli operatori continuano a remunerare il capitale investito.

Non è detto che la scommessa sia persa in partenza. Le reti gas, a differenza di quanto si pensi, potrebbero servire come polmone di flessibilità in un sistema elettrico sempre più saturo di rinnovabili intermittenti. Ma tra il dire e il fare c’è di mezzo la realtà di una transizione che, finora, ha visto il gas fossile uscire dalla porta per rientrare dalla finestra, magari ribattezzato “gas low carbon” o “transitional fuel”. Mentre i colossi del gas si alleano per non restare indietro, il conto della transizione potrebbe ricadere sui consumatori. La partita è aperta, e il futuro delle reti dipende da decisioni politiche e tecnologiche ancora incerte.