Il tema dell'impatto ambientale del gas naturale è al centro della transizione ecologica e degli scenari energetici europei.
Chi progetta o installa impianti sa che ogni fonte energetica porta con sé vantaggi e limiti, ma serve uno sguardo oggettivo, basato sui dati, per posizionare il gas come vettore insostituibile della transizione, pronto ad abilitare la decarbonizzazione con l’arrivo di biometano e idrogeno verde.
Oggi ti guideremo tra dati concreti, scenari di innovazione e futuro normativo, per aiutarti a scegliere e progettare impianti a prova di futuro.
Quando si valuta l'impatto ambientale del gas naturale, il primo aspetto da considerare sono le emissioni di CO2.
Bruciare 1 kWh di gas naturale genera circa 0,1902 kg di CO2 (dato GSE).
Parliamo di un valore migliore rispetto a quasi tutti gli altri combustibili fossili: una caldaia a gasolio, ad esempio, ne produce circa 0,266 kgCO2/kWh.
Il confronto prosegue oltre la CO2: il gas naturale rappresenta, tra le fonti fossili tradizionali, quella con minore produzione di particolato (PM), ossidi di azoto (NOx) e solfuri (SOx).
Nel comparto riscaldamento, per produrre 100 grammi di PM occorrono oltre 46.000 ore di funzionamento con impianti a gas/GPL, rispetto alle 18.500 ore del gasolio, e a valori ulteriormente peggiori per pellet e legna.
Le tabelle di confronto (fonte Arpa/ISPRA/Ministero Transizione Ecologica) confermano che gas naturale e GPL producono meno NOx, CO, SO2, PM2.5 e composti cancerogeni rispetto a pellet, legna e gasolio, sia nel domestico che nell’industriale.
Nessuna fonte è a impatto zero. Si deve valutare la filiera nel suo insieme e soppesare le alternative realmente praticabili oggi e domani.
Per chi progetta o aggiorna impianti, la scelta della fonte energetica va fatta dati alla mano:
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Fonte Energetica |
Emissioni CO₂ (per kWh) |
Principali altri Inquinanti |
Considerazioni tecniche e ambientali |
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Gas Naturale |
0,1902 kg |
Basse emissioni di Particolato (PM) e Ossidi di Azoto (NOx). Assenza di Ossidi di Zolfo (SOx). |
Elevata efficienza e performance stabili anche su grandi potenze. Vettore chiave per la produzione elettrica nazionale. |
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Gasolio |
0,266 kg |
Alte emissioni di Particolato (PM), composti azotati (NOx) e solforati (SOx). |
Minore efficienza in impianti a potenza variabile. Impatto ambientale complessivo superiore. |
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Pellet / Legna |
Sono considerate a bilancio neutro (rinnovabili), ma la loro combustione produce CO₂. |
Alte emissioni di PM2.5, Monossido di Carbonio (CO) e Benzo(a)pirene. |
Impatto significativo sulla qualità dell'aria, problematico in contesti urbani o densamente popolati. |
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Elettricità (da Rete) |
Media di 0,274 kg (Dati 2024). L'impatto reale varia in base al mix di produzione. |
Dipendenti dalle centrali in funzione (es. NOx e SOx da centrali a gas o carbone). |
La produzione si basa per il 34,5% sul gas naturale (Dati 2024), che contribuisce per oltre il 72% delle emissioni del settore. |
(fonte dati Electricity Maps).
Analizzando i dati sull'elettricità, emerge una riflessione fondamentale per chi progetta impianti. Mentre il valore medio di emissioni del mix elettrico nazionale si attesta a 0,274 kgCO2eq/kWh, non possiamo ignorare che più di un terzo di questa energia è prodotto proprio bruciando gas naturale.
Questo processo di conversione non è a impatto zero: la quota di gas usata per generare elettricità è responsabile di oltre il 72% delle emissioni del settore, con un'intensità di carbonio propria di 0,536 kgCO2eq/kWh.
In pratica, affidarsi oggi all’elettricità per riscaldare, quando più di un terzo dell’energia prodotta arriva dal gas e la maggior parte delle emissioni elettriche dipende proprio da questo vettore, significa semplicemente spostare le emissioni dal camino della caldaia allo scarico della centrale termoelettrica.
Usare direttamente il gas con il supporto di tecnologie efficienti come quelle ibride o avanzate di Robur consente di ottenere la massima efficienza, con un impatto ambientale addirittura inferiore alla produzione e all’uso indiretto attraverso la rete elettrica nazionale.
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Nonostante la spinta alle rinnovabili elettriche, i dati 2024/2025 confermano che il consumo di gas in Italia è stabile o in crescita (dati Terna, SNAM e IEA).
Il motivo non è solo economico:
Il gas naturale deve essere visto come un "gas di transizione", essenziale per mantenere affidabilità e competitività in una fase di grande cambiamento.
Il vero valore strategico del gas naturale sta nella sua flessibilità tecnologica e infrastrutturale:
Il PNRR ha destinato oltre 2 miliardi di euro allo sviluppo del biometano e alle reti gas pronte all’idrogeno (fonte: SNAM).
Recentemente, Hera ha avviato il primo test in Italia di miscela di gas naturale e idrogeno al 5% su rete reale, confermando la possibilità di aumentare questa quota fino al 10%, con tecnologie di misura e sicurezza (come NexMeter) già installate in oltre 300.000 utenze.
Questo vuol dire che le infrastrutture gas sono già in larga parte compatibili con i vettori rinnovabili di domani: biometano oggi, idrogeno verde già pronto a essere “blended” e, presto, puro per la decarbonizzazione totale dei processi industriali.
Le multiutility come Hera e il sistema Paese investono in modo concreto per abilitare queste innovazioni, garantendo che la rete sia pronta per supportare il cambiamento e accompagnare l’industria alla neutralità climatica.
L’idrogeno non è solo una speranza futura.
Il progetto di idrogenodotto tra Algeria e Italia rappresenta la prima infrastruttura transcontinentale per l’importazione diretta di idrogeno verde, fondamento della strategia europea per la sicurezza e la competitività energetica.
Già oggi, operatori come SNAM stanno investendo miliardi per rendere la rete (dai tubi alla metrologia, fino ai terminali domestici e industriali) pronta ad accogliere miscele crescenti di idrogeno in totale sicurezza.
Tecnologie di generazione, misura e distribuzione sono in rapida evoluzione, con filiere industriali sempre più coinvolte.
Se il gas naturale è oggi il vettore di transizione più pulito tra le fonti fossili, domani lo sarà ancora di più grazie al biometano e all’idrogeno verde.
Le infrastrutture sono in continuo aggiornamento, i test sono già realtà e le caldaie e soluzioni ibride Robur nascono già predisposte per questi cambiamenti.
Investire oggi in impianti a gas di nuova generazione, soprattutto nelle versioni ibride gas-elettricità, significa dotare clienti e aziende di infrastrutture già pronte a utilizzare domani nuovi combustibili a bassissimo impatto ambientale, senza rivoluzioni costose né cambi di tecnologia radicali.
La trasparenza è doverosa: il gas naturale, come tutte le fonti, non è a impatto ambientale zero. Oltre alla CO2, le combustioni producono piccole quantità di NOx (ossidi di azoto) e minimi livelli di PM2.5, comunque inferiori a tutti gli altri combustibili fossili (gasolio, pellet, legna).
Le tecnologie moderne, come le caldaie a condensazione e i generatori Robur, abbattono queste emissioni ben sotto i limiti di legge e rendono il gas naturale la scelta più pulita e gestibile tra i combustibili attuali.
La sostituzione dei vecchi impianti a gasolio, pellet o olio combustibile, con soluzioni a gas di nuova generazione, produce anche un miglioramento sensibile della qualità dell’aria locale e urbana.
L’Europa premia la logica ibrida: la direttiva EPBD spinge la sostituzione di impianti esclusivamente fossili, incentivando sistemi che integrano gas naturale, biometano, idrogeno ed energia elettrica da rinnovabili.
La tendenza è chiara: chi sceglie oggi una soluzione ibrida gas-elettricità tutela l’investimento e risponde già alle direttive dei prossimi vent’anni.
Robur accompagna e guida i professionisti della climatizzazione in questa evoluzione, offrendo tecnologie che, grazie alla sinergia tra gas ed elettrico, sono il passo naturale e concreto per la transizione energetica italiana.
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