Una ruspa solleva terra scura ai margini di un campo di mais in provincia di Cremona. A pochi metri, una squadra misura il tracciato di un futuro allacciamento: il tubo che porterà il biometano dell’azienda agricola nella rete nazionale. Il capocantiere alza la voce per farsi sentire sopra il rumore: “Mancano i permessi del distributore, poi aspettiamo il via da Snam per l’intercettazione.” È in questa scena concreta – il cantiere, il cronometro dei finanziamenti, l’attesa dell’autorizzazione – che si capisce perché un piano quinquennale per il biometano non è uno slogan, ma un bisogno operativo di tutta la filiera. E perché, a Biogas Italy 2026 del CIB–Consorzio Italiano Biogas (Roma, 18 marzo 2026), il messaggio sia stato netto: servono almeno 5 anni di regole stabili su connessioni di rete, incentivi e programmazione degli investimenti per trasformare i progetti in metri cubi immessi e contratti firmati.
Il perimetro: obiettivi e numeri da cui partire
Il riferimento nazionale è il PNIEC aggiornato: produrre 5,7 miliardi di metri cubi di biometano al 2030. È la traiettoria che il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) e il GSE richiamano come faro di medio periodo, oltre la scadenza PNRR del 30 giugno 2026. In parallelo, l’UE ha fissato con REPowerEU un target di 35 bcm annui di biometano entro il 2030, sostenuto dalla Biomethane Industrial Partnership: un segnale che la domanda regolata e le risorse pubbliche europee non mancheranno, purché gli Stati membri rendano stabili e scalabili le loro pipeline.
Nel frattempo, i cantieri corrono. A Biogas Italy 2026 il GSE (intervento di Davide Valenzano) ha quantificato lo stato dell’arte della misura PNRR-biometano: 549 progetti ammessi nelle 5 graduatorie, per 236.000 Smc/h di capacità; 323 impianti hanno comunicato l’avvio dei lavori e 46 sono già operativi. Numeri che confermano la “messa a terra” della pipeline e la necessità di continuità normativa dopo il 2026.
Il CIB ha sintetizzato la richiesta del settore: un piano strutturato di almeno 5 anni, con regole su connessioni di rete più flessibili e interoperabilità tra reti di distribuzione e rete di trasporto, insieme a strumenti di valorizzazione della programmabilità degli impianti. Sul medio-lungo periodo, il potenziale del biometano agricolo – se pienamente abilitato – può arrivare a coprire fino al 30% dei consumi nazionali di gas al 2040, ridefinendo la sicurezza energetica con risorse endogene.
Di seguito, un’analisi operativa – punto per punto – di come funzionerebbe questo “piano quinquennale” per chi coltiva e per chi investe.
Connessioni di rete: dal preventivo all’immissione, cosa cambia davvero
Per un produttore, il collo di bottiglia è spesso l’allacciamento. Oggi, la filiera si muove in un quadro regolato da delibere ARERA e procedure di Snam Rete Gas e dei distributori locali (es. Italgas). La novità cruciale degli ultimi due anni è l’evoluzione delle procedure tecniche ed economiche per l’ottimizzazione delle connessioni, con criteri di pianificazione che mirano a ridurre tempi e sovraccosti.
- Rete di trasporto (Snam). La procedura definisce standard, fasi e durate, introducendo criteri di ottimizzazione e costi di riferimento per l’allacciamento diretto alla rete alta pressione, quando tecnicamente ed economicamente preferibile. Il Piano Decennale 2025–2034 di Snam Rete Gas indica centinaia di offerte di connessione accettate e oltre un centinaio di allacciamenti già realizzati, segno che la domanda di accesso alla rete di trasporto è in forte crescita. Per il produttore, il vantaggio è la maggiore prevedibilità di tempi e costi e la possibilità di valutare soluzioni “di area” che servano più impianti.
- Rete di distribuzione. I DSO stanno standardizzando modelli e guide operative. Italgas ha attivato un canale dedicato e linee guida sintetiche per richieste e preventivi; diversi operatori (es. LD Reti, Edma Reti Gas) hanno aggiornato le procedure, coordinandosi con Snam per decidere se l’allaccio più efficiente sia in distribuzione o in trasporto. Il segnale per gli agricoltori è chiaro: prima si apre il dialogo tecnico con il DSO, prima si ottiene un preventivo allineato alle nuove regole.
- Pianificazione territoriale. Anche gli atti regionali mostrano un’accelerazione procedurale (dalle autorizzazioni uniche agli avvisi con effetti espropriativi per i tratti di metanodotto), con l’obiettivo di comprimere i tempi amministrativi in vista delle scadenze PNRR e degli investimenti post-2026. Per i progetti agricoli, questo si traduce nella necessità di una documentazione preliminare più accurata e di un “calendario” di conferenze di servizi da impostare fin dall’avvio.
Cosa porterebbe in più un piano quinquennale? Tre leve operative:
- una “finestra rolling” di connessione, con slot semestrali di istruttoria e cantierabilità, per evitare picchi alla scadenza dei bandi;
- criteri di priorità trasparenti per connessioni “multi–impianto” e hub territoriali (agglomerando portate di più aziende);
- interoperabilità spinta tra GO del gas e capacità contrattuale di rete, così da allineare la certificazione di sostenibilità e le garanzie di consegna fisica nei contratti di fornitura.
Incentivi: cosa resta del PNRR e come si imposta il “dopo 2026”
Il DM 15 settembre 2022 ha attivato la misura PNRR “Sviluppo del biometano” con un budget tra 1,73 e 1,92 miliardi di euro e target di nuova produzione pari ad almeno 0,6 miliardi m³ (intermedio) e 2,3 miliardi m³ (finale) entro il 30 giugno 2026. Nel 2025 il MASE ha approvato l’aggiornamento delle Regole Applicative del GSE, semplificando percorsi e salvaguardando la pipeline delle graduatorie. Inoltre, la revisione del PNRR ha rimodulato milestone e risorse, spostando in avanti l’obiettivo intermedio e incrementando i fondi per assicurare il raggiungimento del target finale.
Per agricoltori e investitori, la domanda decisiva è: come funziona il “ponte” 2026–2030? Dai messaggi istituzionali e dagli atti in lavorazione emerge una rotta probabile:
- continuità con un nuovo meccanismo nazionale orientato ai contratti per differenza e a tariffe in conto esercizio, così da colmare il “gap” di circa 2,7 miliardi m³ necessari a centrare i 5,7 miliardi m³ del 2030;
- allineamento con la RED III recepita a fine 2025, che introduce soglie e criteri più stringenti su sostenibilità e usi finali, con riflessi su feedstock, certificazioni e contabilizzazione della CO₂;
- valorizzazione delle Garanzie d’Origine (GO) gas e delle aste GSE, strumenti sempre più importanti per dare segnali di prezzo credibili agli investitori e “chiudere” contratti di off–take anche per i settori hard–to–abate.
In pratica, un piano quinquennale dovrebbe:
- mantenere una corsia preferenziale per impianti agricoli “a scarti e sottoprodotti”, con regole chiare su digestato, rotazioni e pratiche agroecologiche compatibili;
- favorire contratti pluriennali con imprese energivore, magari integrando GO e clausole di indicizzazione ai prezzi del gas e del carbonio;
- prevedere un “cap” ai tempi amministrativi tra qualifica, decreto di concessione e erogazione del contributo in conto capitale, con milestone e penali simmetriche.
Programmazione degli investimenti: la “catena critica” da sbloccare
Il biometano è un investimento industriale che si gioca su una catena critica di autorizzazioni, forniture, costruzione e connessione. Il settore chiede un orizzonte di 5 anni per stabilizzare tre variabili:
- Approvvigionamento feedstock. Le aziende agricole ragionano su rotazioni pluriennali e sulla disponibilità costante di sottoprodotti. Contratti agronomici triennali o quinquennali, con clausole di aggiustamento sulla resa e sui costi operativi, sono essenziali per bancabilità e gestione. Il piano dovrebbe incentivare piattaforme territoriali per la logistica dei reflui e dell’umido.
- Allacci e opere civili. Con procedure Snam e DSO più standard e predicibili, il percorso tra preventivo, progetto esecutivo e cantiere può essere calendarizzato con finestre semestrali, riducendo i rischi di slittamento che oggi penalizzano i flussi di cassa e l’accesso al debito.
- Off–take e monetizzazione ambientale. Senza contratti di acquisto affidabili (industria, TPL, usi termici), gli impianti restano ostaggio della volatilità. Le GO del gas – disciplinate dal DM 14 luglio 2023 e gestite dal GSE – possono diventare il “ponte” tra incentivo e mercato, ancorando ricavi e bancabilità. Le aste PB-GO iniziano a fornire segnali di prezzo replicabili.
Impatto per gli agricoltori: redditi, fertilità del suolo, gestione del rischio
Per le imprese agricole, il biometano non è solo un ricavo energetico: è anche una politica del suolo. Il modello promosso dal CIB – l’ormai noto “Biogasfattobene” – integra digestione anaerobica, uso del digestato come fertilizzante organico e rotazioni con colture di secondo raccolto, per stabilizzare rese e carbonio organico nei terreni. In un orizzonte quinquennale, gli agricoltori possono:
- fissare budget di input (acqua, nutrienti) più prevedibili grazie all’autoproduzione di fertilizzanti organici da digestato;
- diversificare i ricavi con la vendita di biometano e di GO gas, oltre a contratti di fornitura di CO₂ biogenica dove disponibile;
- programmare investimenti in stoccaggi e pretrattamenti che riducano i picchi stagionali e le perdite di resa.
Dal lato dei rischi:
- la disponibilità di sottoprodotti può risentire di annate siccitose; servono contratti flessibili e piattaforme di conferimento “di bacino”;
- i tempi di connessione e la sincronizzazione con l’arrivo degli incentivi restano critici; il piano quinquennale dovrebbe introdurre una “corsia rapida” per impianti che chiudono il ciclo aziendale e per hub che servono più aziende;
- il rispetto dei criteri RED III su sostenibilità (e i relativi audit) richiede formazione e consulenza continuativa, soprattutto per le PMI agricole.
Impatto per gli investitori: stabilità regolatoria, contratti e governance del rischio
Per banche, fondi infrastrutturali e corporate off–taker, il messaggio uscito da Biogas Italy 2026 è di “continuità regolatoria”: il MASE lavora a un decreto per proseguire lo sviluppo del settore “almeno fino al 2030”, mentre il Parlamento ha intanto fornito segnali di tutela per gli impianti biogas con incentivi in scadenza. La “dorsale” europea di REPowerEU e la RED III recepita rafforzano la prevedibilità del contesto. Nei prossimi cinque anni, tre elementi faranno la differenza:
- Struttura dei ricavi. Una combinazione di incentivi in conto esercizio e GO gas può sostenere contratti a prezzo fisso o indicizzato (gas/CO₂), con durate coerenti al ciclo di progetto. La crescita delle aste GO del GSE aumenta la trasparenza di prezzo, facilitando la sottoscrizione di contratti di lungo termine.
- Rischio costruzione. Finestre di connessione programmate e standardizzazione dei capitolati di allaccio a Snam/DSO riducono ritardi e contenziosi. Un piano quinquennale dovrebbe stimolare pacchetti EPC con garanzie di performance e “calendarizzazione vincolante” delle attività di cantiere e di commissioning.
- Rischio regolatorio. La “roadmap” 2026–2030, se renderà noti per tempo volumi, tempistiche delle aste e criteri RED III, potrà ridurre lo sconto di rischio applicato al debito. Anche l’evoluzione del mercato europeo – con il target 35 bcm – rende più liquidi i contratti cross–border e gli standard di certificazione.
Reti e mercati: chi sono gli attori e come si muoveranno
La filiera del biometano è ormai un ecosistema. A Biogas Italy 2026 sono intervenuti, tra gli altri, Piero Gattoni (CIB), Francesco La Camera (IRENA), Biljana Kulisic (DG ENER), Harmen Dekker (EBA), Giovanni Perrella (Comitato biocarburanti MASE), e rappresentanti di Snam, Italgas, Confindustria, Proxigas, Crédit Agricole Italia, Veolia, Utilitalia, International Gas Union. La presenza incrociata di utility, industria e finanza dice che la domanda c’è – soprattutto nei settori hard-to-abate – e che il nodo è organizzare meglio connessioni, incentivi e contratti.
Sulla cornice politica, l’on. Francesco Battistoni ha ricordato il meccanismo di prezzi minimi garantiti per gli impianti biogas con incentivi in scadenza entro 31 dicembre 2027, mentre Federico Boschi (MASE) ha confermato il lavoro per “chiudere il dossier PNRR e predisporre il decreto” che traghetterà il settore “almeno fino al 2030”. In chiusura, il ministro Gilberto Pichetto Fratin ha ribadito l’impegno a centrare gli obiettivi PNIEC (5,7 miliardi Smc), che equivalgono a circa il 10% dei consumi attuali di gas. Sono tasselli politici che gli investitori leggono come segnali di continuità.
Perché cinque anni contano (e per chi)
- Per gli agricoltori, cinque anni sono il tempo minimo per pianificare rotazioni, adeguare stoccaggi, ammortizzare pretrattamenti e consolidare contratti di conferimento.
- Per i distributori e Snam, cinque anni permettono di programmare hub di immissione e di modulare gli investimenti di rete con maggiore efficienza.
- Per gli investitori, cinque anni di visibilità su bandi, aste e regole RED III trasformano l’equity story di progetto e abbassano il costo del capitale.
Il risultato? Una pipeline che dal 2026 al 2030 può passare da “graduatorie” a impianti in esercizio, rendendo raggiungibile il traguardo PNIEC. L’Italia, del resto, ha dimostrato di saper correre: nel 2025 il GSE ha aggiornato le Regole Applicative del DM 2022; nel 2025 il Governo ha chiuso il recepimento RED III; nel 2026 il sistema arriva con 549 progetti ammessi e 323 cantieri avviati. Ora serve la fase due: un piano quinquennale che metta in fila connessioni, incentivi e contratti con una governance unica e verifiche semestrali.
Checklist operativa per chi parte oggi
- Mappare da subito la migliore soluzione di connessione (distribuzione vs trasporto) con un pre–screening tecnico con DSO e Snam.
- Costruire il “pacchetto” sostenibilità in chiave RED III, integrando certificazioni, tracciabilità dei feedstock e uso del digestato.
- Disegnare la struttura ricavi con combinazione di incentivo e GO gas, prevedendo call–off industriali e clausole di indicizzazione.
- Allineare milestone di cantiere alle finestre di erogazione GSE e ai tempi di allaccio per evitare extracosti finanziari.
- Valutare partnership territoriali per hub di immissione e per la logistica dei sottoprodotti, così da scalare più rapidamente e ridurre CAPEX unitari.
Dall’evento al cantiere, una rotta realistica
Il messaggio arrivato da Biogas Italy 2026 è pragmatico: l’Italia può fare del biometano agricolo una politica industriale che tiene insieme sicurezza energetica, competitività e reddito agricolo. Gli ingredienti ci sono: una pipeline robusta (549 progetti), obiettivi chiari (5,7 miliardi m³ al 2030, 35 bcm in UE), strumenti di certificazione e mercato (GO gas), procedure di connessione in via di standardizzazione. Quello che serve ora è una regia di cinque anni che sincronizzi le tre “C” – Connessioni, Contributi, Contratti – facendo scorrere i cantieri come in quel campo di mais in Lombardia: senza più attese interminabili tra un nullaosta e l’altro, ma con una timeline che, finalmente, combaci con i tempi dell’impresa.
