La grande corsa al bollino: tutti i dubbi sulla certificazione degli impianti di gas naturale “made in Usa”

Per attestare che i propri impianti di produzione generano basse emissioni di metano, negli ultimi anni alcuni tra i principali produttori di gas naturale attivi negli Stati Uniti si sono rivolti all’organizzazione non profit londinese MiQ.

Lo hanno fatto in vista dell’entrata in vigore del nuovo regolamento europeo sul metano (Eumr), un quadro normativo pensato per ridurre le emissioni di questo potente gas serra — responsabile di circa un terzo del riscaldamento globale di origine antropica — generate dal settore energetico.

Adottato formalmente nell’agosto del 2024, l’Eumr introduce obblighi progressivi nel tempo: a partire dal 2025 le aziende devono monitorare, comunicare e verificare le emissioni; dal 2026 sono tenute a effettuare controlli periodici più stringenti per individuare e riparare le fughe di metano; negli anni successivi è prevista la progressiva eliminazione di pratiche come il venting e il flaring.

Le disposizioni si estendono anche agli importatori, che entro il 2028 dovranno dimostrare che i propri fornitori rispettino requisiti equivalenti lungo tutta la filiera. In caso di violazioni, le sanzioni possono arrivare fino al 20% del fatturato annuo.

Per le aziende americane la posta in gioco è alta. Oggi il 60% del gas naturale liquefatto importato dall’Europa proviene dagli Stati Uniti, una quota destinata ad aumentare. Secondo il think tank Institute for energy economics and financial analysis (Ieefa – una non profit statunitense che promuove la transizione energetica), entro il 2030 l’Ue potrebbe arrivare a importare fino all’80% del proprio gnl dagli Stati Uniti.

Come tutti i regolamenti europei, l’applicazione dell’Eumr resta limitata ai confini comunitari. Ciò rende difficile verificare che il gas importato da Paesi terzi sia effettivamente conforme alle direttive.

Rispetto ad altri standard come Equitable Origin e Project Canary, sviluppati principalmente nel mercato nordamericano e basati, rispettivamente, su criteri ambientali, sociali e di governance e su sistemi di monitoraggio diretto delle emissioni tramite sensori, MiQ si propone come uno standard pensato per essere applicato su scala internazionale lungo l’intera filiera del gas.

Fondata nel 2020 come joint venture tra il Rocky Mountain Institute (Rmi – non profit che si occupa di energia dal 1982) e Systemiq (società che lavora per trasformare i processi industriali nel campo dell’energia), l’organizzazione afferma di certificare oggi circa un quarto della produzione di gas naturale statunitense.

Collabora «con i governi, le autorità di regolamentazione, i leader nel campo del clima e l’industria del gas naturale per ridurre rapidamente le emissioni globali di metano», si legge sul sito.

Promuove il proprio standard come «l’unico indice che si prevede sia in grado di rispettare requisiti equivalenti a quelli dell’Ue in materia di rendicontazione basata sulle misurazioni [del gas emesso] e la verifica da parte di enti terzi [delle strategie di prevenzione] – si legge in un comunicato stampa aziendale del 30 maggio 2024 –. Di conseguenza, la certificazione MiQ faciliterà la conformità normativa per il gas prodotto negli Stati Uniti destinato al mercato dell’Ue».

Un’inchiesta condotta da IrpiMedia, in collaborazione con The Guardian, Gas Outlook e Drilled, ha però evidenziato diverse criticità nel processo di certificazione, che rischia di sottostimare in modo significativo le emissioni effettive degli impianti di estrazione.

Come funzionano le ispezioni

Per ottenere la certificazione, gli operatori che ne fanno richiesta vengono valutati su tre aspetti principali: “l’intensità di metano”, cioè il rapporto tra le emissioni e il volume totale di gas prodotto di un dato sito di produzione, le misure adottate per prevenire le fughe e le tecnologie di monitoraggio utilizzate.

I professionisti incaricati da MiQ di certificare gli impianti esaminano questi elementi attraverso visite agli impianti, interviste al personale, analisi della documentazione e verifica dei calcoli. Poi formulano un giudizio, sulla base del quale MiQ assegna un punteggio e rilascia certificati associabili al gas venduto sul mercato.

Gli audit – i processi di verifica di questi professionisti, detti auditor – si svolgono una volta l’anno, con circa due settimane di preavviso, e non prevedono misurazioni indipendenti delle emissioni. «Nel processo di certificazione i professionisti non calcolano le emissioni», spiega Elizabeth McGurk, esperta di monitoraggio della qualità dell’aria presso Montrose Environmental, una delle società incaricate degli audit.

Il loro compito, chiarisce, è piuttosto quello di «esaminare e verificare l’inventario delle emissioni dell’operatore», una stima fatta dall’operatore delle emissioni complessive di metano di un impianto durante un anno. Quindi rilievi e misurazioni sono fatti dalle stesse aziende e semplicemente analizzati da MiQ, senza misurazioni dirette. 

Gli auditor, aggiunge McGurk, prestano particolare attenzione a come eventuali anomalie vengono individuate, gestite e documentate. Valutano inoltre i programmi di manutenzione preventiva e le ispezioni progettate per ridurre il rischio di eventi di super-emissione – rilasci rari ma estremamente elevati di metano, spesso legati a guasti — sia per limitarne l’impatto sia per includerli correttamente nei conteggi annuali.

MiQ sostiene di essere l’unico indice conforme alle norme Ue. Aggiunge che il proprio standard richiede agli operatori di considerare un ventaglio di fonti emissive più ampio rispetto al Greenhouse Gas Reporting Program (Ghgrp), la metodologia di conteggio adottata dall’Agenzia di protezione dell’ambiente degli Stati Uniti (Epa), che si basa quasi interamente su dati forniti dagli operatori e non prevede misurazioni dirette sistematiche. 

Al pari di esso, tuttavia, il protocollo MiQ non presuppone l’obbligo di effettuare misurazioni dirette, né di utilizzare dati provenienti da fonti indipendenti, come osservazioni satellitari o rilievi aerei. Allo stesso modo, non è richiesto che le misurazioni siano raccolte da soggetti terzi, anche se gli operatori possono scegliere di integrarle volontariamente nei propri inventari.

I limiti delle autodichiarazioni

Secondo Dan Zimmerle, direttore del programma sulle emissioni di metano della Colorado State University, il problema è strutturale: le emissioni avvengono in modo continuo, ma il monitoraggio costante è costoso e tecnicamente complesso. Di conseguenza, le misurazioni restituiscono solo «un’istantanea», mentre il resto viene ricostruito attraverso «estrapolazioni statistiche».

Verificare questi dati è complicato. «Come fa il verificatore a sapere davvero cosa e come è stato fatto?», osserva Zimmerle. La maggior parte delle aziende energetiche, spiega, non misura direttamente le proprie emissioni ma si affida invece a stime basate su quanto metano si ritiene possa fuoriuscire dalle apparecchiature. 

Ma queste valutazioni sono spesso inesatte. «C’è una differenza piuttosto evidente tra ciò che le aziende dichiarano e ciò che mostrano le osservazioni indipendenti», afferma Kevin Kircher, ricercatore alla Purdue University dell’Indiana, negli Stati Uniti.

Il suo studio sulle emissioni di gas serra pubblicato a novembre 2025 dalla rivista specializzata Energy Policy ha confrontato le stime del governo statunitense sulle emissioni di metano legate alla produzione di gas naturale liquido (gnl) prodotte in base alle autodichiarazioni delle compagnie con i dati ottenuti dalle misurazioni elaborate da immagini satellitari. 

La sua analisi prende in considerazione il bacino del Permiano, la principale area di estrazione di petrolio e gas del Nord America, tra Texas e New Mexico. Qui, in vent’anni, le emissioni associate all’aumento dell’estrazione di petrolio e gas favorita dall’avvento del fracking (“fratturazione idraulica” in italiano: è una controversa tecnica di estrazione di idrocarburi da rocce profonde, ndr) nel bacino del Permiano sono cresciute ben oltre quanto indicato dalle cifre ufficiali.

Le conclusioni di Kircher trovano riscontro anche in altre analisi. I rilievi di MethaneSAT – una missione satellitare pensata per rivelare le perdite di metano nata dalla collaborazione tra l’organizzazione ambientalista statunitense Environmental Defense Fund (Edf), l’Università di Harvard e il governo della Nuova Zelanda, con il supporto di enti filantropici come il Bezos Earth Fund – indicano che le emissioni nel bacino del Permiano sono quasi quattro volte superiori a quelle riportate negli inventari governativi.

Anche il Rocky Mountain Institute, uno dei fondatori di MiQ, in un report di marzo 2026 mostra che i dati autodichiarati dai produttori attivi nella sezione texana del bacino sottostimano le emissioni reali fino a quattro volte e mezzo.

Cosa osserva una termocamera

Il sistema di certificazione di MiQ ha mostrato alcune lacune anche alla prova dei fatti. Nel luglio 2025, Gas Outlook ha visitato dieci impianti certificati nel bacino del Permiano insieme all’organizzazione di monitoraggio ambientale Oilfield Witness.

Utilizzando una termocamera in grado di rilevare fughe di metano altrimenti invisibili, il team ha documentato in diversi siti quelle che Tim Doty, ex ispettore della qualità dell’aria dell’agenzia ambientale dello Stato del Texas, ha descritto come emissioni di molto superiori a quanto ci si aspetterebbe in condizioni operative normali.

Emissioni di metano invisibili a occhio nudo provenienti da un sito di lavorazione di XTO Energy, il braccio operativo di ExxonMobil per l’estrazione di shale gas, il gas di scisto, che si trova in sedimenti rocciosi a grande profondità © Oilfield Witness

Tra gli impianti analizzati c’erano anche siti gestiti da BP, che sostiene di aver certificato tutte le proprie attività onshore negli Stati Uniti secondo lo standard MiQ.

Né l’azienda né MiQ rendono pubblici i punteggi dei siti singoli, ma le informazioni disponibili indicano valutazioni comprese tra A e C, associate a tassi di perdita inferiori allo 0,2% della produzione.

BP non ha risposto alle richieste di commento. Secondo Gunnar Schade, chimico dell’atmosfera alla Texas A&M University, è poco plausibile che i siti nel Permiano emettano meno dello 0,2% di metano.

A incidere, spiega, è il ricorso diffuso al flaring: «In parte serve a gestire sovrappressioni e prevenire incidenti, ma nel Permiano è spesso una scelta economica, perché bruciare il gas costa meno che catturarlo o stoccarlo». Secondo stime indipendenti, le emissioni medie nell’area sono comprese tra il 2,4% e il 4% della produzione, tra le più alte al mondo.

Una situazione analoga è emersa nel sud-est del New Mexico, nel complesso Poker Lake gestito da ExxonMobil, che dal 2022 risulta classificato A secondo MiQ. Anche qui la termocamera ha individuato fughe di metano da più punti.

Incrociando dati satellitari e rilievi aerei indipendenti con le coordinate del sito, i giornalisti hanno individuato tre significativi rilasci di metano avvenuti presso l’impianto nel 2024. ExxonMobil ha dichiarato alle autorità del New Mexico di non aver effettuato alcun rilascio in quel periodo. ExxonMobil non ha risposto alle richieste di commento.

L’amministratore delegato di MiQ, Georges Tijbosch, ha dichiarato agli autori dell’inchiesta che «dal punto di vista scientifico non si può concludere che quelle rilevate dalla termocamera siano emissioni di metano non dichiarate». Una portavoce di MiQ ha inoltre affermato che le termocamere, pur evidenziando la presenza di fughe di gas, non permettono di identificarne con certezza la composizione né di quantificarne i volumi.

Le termocamere per il rilevamento delle fughe sono progettate per individuare gli idrocarburi come il metano, che costituisce la quasi totalità del gas naturale, sfruttando la sua capacità di assorbire specifiche lunghezze d’onda nell’infrarosso. Per questo sono strumenti riconosciuti e utilizzati da enti regolatori in tutto il mondo, tra cui l’Epa.

Il mercato dei “compiti copiati”

Come accade con i crediti di carbonio, anche i certificati rilasciati da MiQ possono essere scambiati tra società. I certificati, quindi, possono essere separati dagli impianti che li hanno generati e venduti ad altri operatori.

In questo modo, un’azienda con emissioni più elevate può acquistare certificati legati a siti più virtuosi e “associarli” al proprio gas, migliorandone formalmente il profilo ambientale. Il meccanismo crea un incentivo economico per chi riduce le emissioni, che può ottenere un ricavo extra dalla vendita del certificato, e consente anche a chi inquina di più di compensare sulla carta le proprie prestazioni.

Secondo Brandon Locke, ricercatore dell’organizzazione ambientalista statunitense Clean Air Task Force, separare i crediti dalle attività che li hanno generati può creare distorsioni. Il rischio, spiega, è che si sviluppi un sistema in cui le aziende continuano a inquinare senza ridurre realmente il proprio impatto, limitandosi a «copiare i compiti di qualcun altro».

Il meccanismo ha suscitato perplessità anche tra i decisori europei. Jutta Paulus, eurodeputata tedesca dei Verdi che fa parte della commissione Ambiente del Parlamento europeo, ritiene che le regole di scambio previste da MiQ possano non essere «pienamente compatibili con la normativa europea»: i certificati, sostiene, dovrebbero essere venduti esclusivamente insieme al gas cui si riferiscono.

MiQ ha respinto le critiche sottolineando che i certificati non possono essere trasferiti liberamente tra Paesi. «I trasferimenti tra regioni sono controllati e limitati ai volumi effettivamente esportati e importati –  ha spiegato ai commissari europei Axel Scheuer, consulente strategico dell’organizzazione, ad aprile 2025 – Questo significa che un importatore che acquista gas, ad esempio, dalla Nigeria non può utilizzare certificati legati alla produzione statunitense».

Scheuer, consulente di diverse società del settore, è un ex lobbista di ExxonMobil e dell’International association of oil and gas producers (Iogp), organizzazione che si definisce la voce europea del settore dell’oil&gas.

All’interno dei singoli Paesi, tuttavia, i certificati possono essere scambiati tra operatori. Negli Stati Uniti, dove il gas di diversi produttori viene abitualmente miscelato nelle stesse reti di trasporto, ciò rende di fatto impossibile stabilire se il gas “certificato” provenga davvero da impianti a basse emissioni.

MiQ è meno trasparente di molti altri sistemi di certificazione ambientale perché non dispone di un registro pubblico delle transazioni: non si sa chi compra cosa né da chi. Le informazioni sugli acquirenti dei certificati sono accessibili solo alle compagnie.

Uno strumento utile o no?

Con l’Ue impegnata a definire i dettagli per l’implementazione effettiva dell’Eumr, cresce la pressione delle lobby energetiche. Mentre in passato questa attività si era concentrata soprattutto sulla promozione degli scambi commerciali e sull’espansione delle esportazioni di gas dagli Stati Uniti verso il vecchio continente, oggi si focalizza sempre più sul tentativo di influenzare le regole ambientali che ne disciplinano l’accesso.

L’American Petroleum Institute, la principale associazione di lobbying dell’industria petrolifera e del gas negli Stati Uniti, ha indicato tra i propri obiettivi per il 2026 quello di «garantire» che le norme europee sul metano non svantaggino i produttori statunitensi.

Anche la coalizione Partnership to address global emissions (Page), un gruppo che riunisce gli esportatori statunitensi di gas verso l’Europa, ha promosso l’uso delle certificazioni come strumento per espandere le esportazioni di gnl senza entrare in conflitto con le politiche climatiche europee. Nel comitato consultivo dell’organizzazione siede Ben Webster, direttore delle strategie politiche di MiQ.

Documenti ottenuti tramite richieste di accesso agli atti depositate alla direzione generale Energia della Commissione europea mostrano inoltre che MiQ ha ingaggiato la società di lobbying Energy & Climate Policy Advisory Europe per promuovere il proprio sistema di certificazione a Bruxelles. La società è guidata dal già citato Axel Scheuer.

Secondo i documenti, Scheuer ha presentato il sistema MiQ ai legislatori europei come uno strumento concreto conforme alle direttive dell’Eumr e ha incontrato funzionari coinvolti nella definizione delle regole sulle importazioni di combustibili.

A gennaio 2026 ha illustrato lo schema di certificazione durante un seminario organizzato dalla Commissione economica per l’Europa delle Nazioni Unite (Unece), sostenendo che gli standard MiQ sono «sostanzialmente equivalenti ai requisiti del regolamento europeo sul metano». Un mese prima, a dicembre 2025, il Consiglio europeo – l’istituzione che definisce le priorità e gli orientamenti politici generali dell’Unione europea – aveva riconosciuto la possibilità di ricorrere a sistemi di certificazione esterni, posizione poi adottata il mese successivo anche dalla Commissione.

L’ad di MiQ Tijbosch, rispondendo alle domande dei giornalisti che firmano quest’inchiesta, spiega che a suo parere le certificazioni sono un passo nella giusta direzione: «Ridurre le emissioni di metano è uno dei modi più rapidi ed economici per rallentare il cambiamento climatico», sottolineando che le tecnologie necessarie sono già disponibili.

Ma secondo Kircher e altri esperti interpellati, un sistema di certificazione può essere credibile solo se gestito da un organismo davvero indipendente: «Deve essere amministrato da qualcuno di neutrale». Un ente del genere, al momento, non esiste: «Non so chi possa essere – aggiunge – ma deve trattarsi di qualcuno senza interessi in gioco e senza nulla da guadagnare da stime al ribasso».

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