Il punto di partenza: dove finisce il PNRR e dove inizia il problema
Il decreto biometano post-PNRR è oggi il dossier più atteso dell’intero settore delle agroenergie. Nel frattempo, il PNRR ha fatto molto: ha messo sul piatto circa 1,73 miliardi di euro, ha finanziato centinaia di nuovi impianti e ha dato una spinta concreta alla riconversione di impianti a biogas esistenti. Risultato: dai circa 750 milioni di metri cubi prodotti nel 2022 si punta a superare i 2,3 miliardi entro la scadenza del giugno 2026 — un obiettivo che, se i cantieri aperti chiuderanno in tempo, appare raggiungibile. Non a caso, l’Italia si è affermata come uno dei mercati più solidi in Europa per il biometano, grazie a una combinazione di disponibilità di biomasse, infrastrutture e filiera industriale difficilmente replicabile altrove.
Ma il PNRR finisce. E il punto di arrivo del piano europeo è molto più lontano.
Il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC) fissa per l’Italia un obiettivo di 5,7 miliardi di metri cubi di biometano all’anno entro il 2030. Tradotto: bisogna quasi triplicare la capacità produttiva attuale nel giro di quattro anni, senza un euro di PNRR disponibile.
Quello è il problema reale. E il decreto biometano post-PNRR è la risposta che il settore aspetta.
Cosa ha detto il MASE — e cosa non ha detto ancora
All’evento AgriBiogas di maggio 2026, il rappresentante del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ha tracciato una direzione chiara: il decreto c’è, è in lavorazione, e l’orizzonte di pubblicazione nell’arco di un anno è “ragionevole”. Obiettivo dichiarato: raggiungere i target PNIEC al 2030 con un meccanismo stabile e pluriennale, proiettato già verso il 2040.
Le linee guida emerse sono tre. Primo, il decreto avrà un orizzonte quinquennale — non i soliti bandi a scadenza ravvicinata che creano rincorse e incertezze, ma un quadro di medio periodo che permetta agli investitori di pianificare. Secondo, il meccanismo sarà probabilmente basato su contratti per differenza e tariffe in conto esercizio, non più su contributi in conto capitale come il PNRR. Terzo, il contingente aggiuntivo da assegnare — circa 2,7 miliardi di metri cubi all’anno — verrà suddiviso in quattro o cinque tranche annuali da 400–500 milioni di metri cubi ciascuna, per evitare l’effetto cumulo che in passato ha creato colli di bottiglia nelle autorizzazioni e nei cantieri.
Quello che il MASE non ha ancora detto — e che il settore aspetta con molta attenzione — sono i valori delle tariffe, i criteri di accesso, e soprattutto come verranno trattati gli impianti che non possono riconvertirsi.
Il nodo più difficile: gli impianti che non possono riconvertirsi
Parliamo di numeri concreti. In Italia esistono circa 1.800 impianti a biogas agricolo attivi. Di questi, oltre 700 con potenza superiore a 300 kWe sono candidati alla riconversione a biometano. Il CIB stima che a giugno 2028 ne rimarranno ancora circa 500 da riconvertire.
Il problema è che una parte significativa di questi impianti non potrà mai fare la transizione — non per mancanza di volontà, ma per ragioni oggettive. Alcuni si trovano in zone dove la rete del gas naturale non arriva e i costi di allacciamento sarebbero insostenibili. Altri sono troppo piccoli per reggere economicamente l’investimento di upgrading. Altri ancora hanno configurazioni tecniche che rendono la riconversione impraticabile.
Per questi impianti il MASE ha dato un segnale preciso: “nessun impianto sarà lasciato indietro”. Parole che suonano rassicuranti, ma che al momento non hanno ancora una traduzione normativa concreta. Il decreto post-PNRR dovrà stabilire quali strumenti vengono messi a disposizione per chi si trova in questa situazione — che si tratti di PMG rafforzati, contributi all’efficientamento, o un percorso alternativo che non sia semplicemente lo spegnimento dell’impianto.
È la questione più delicata del prossimo decreto, perché riguarda il patrimonio impiantistico che il settore agricolo ha costruito negli ultimi quindici anni e che oggi svolge anche funzioni sistemiche: gestione dei reflui zootecnici, produzione di digestato per i campi, stabilizzazione della rete elettrica locale.
Il problema del divario da colmare
Fare i conti aiuta a capire la portata della sfida. La capacità produttiva attuale di biometano in Italia si aggira intorno agli 800 milioni di metri cubi all’anno. Il PNRR ne aggiunge in teoria altri 2,3 miliardi — ma solo “in teoria”, perché tra impianti finanziati e impianti realmente operativi c’è sempre uno scarto. Le stime più ottimistiche parlano di 1,6–1,8 miliardi di metri cubi effettivamente a regime entro fine 2026.
Il target PNIEC è 5,7 miliardi. Il gap residuo è tra i 3 e i 4 miliardi di metri cubi all’anno. Un volume enorme, che va costruito partendo quasi da zero sul fronte degli incentivi.
Il MASE lo sa. Ed è esattamente per questo che il Ministero ha anticipato un meccanismo progressivo — non un unico bando massiccio, ma una sequenza di finestre annuali che permetta di assorbire i progetti senza creare sovraccarichi e di correggere il tiro in corsa.
Cosa cambia rispetto al passato: dalla logica PNRR alla logica di mercato
Il decreto biometano post-PNRR non sarà semplicemente “il PNRR bis”. Sarà strutturalmente diverso, e vale la pena capire perché.
Il PNRR funzionava con una doppia leva: contributo in conto capitale fino al 40% delle spese, più tariffa incentivante per 15 anni sulla produzione. Un pacchetto molto generoso, pensato per accelerare il mercato partendo da una base quasi inesistente. Ha funzionato — ma ha anche creato una dipendenza dal sussidio che non è sostenibile nel lungo periodo.
Il meccanismo che il MASE sta studiando si basa invece su contratti per differenza: lo Stato garantisce un prezzo di riferimento sulla produzione, e interviene solo quando il prezzo di mercato del gas scende sotto quella soglia. Quando il mercato paga abbastanza, il produttore ci guadagna da solo. Quando scende, lo Stato integra la differenza.
È una logica che spinge verso l’efficienza — chi produce a costi più bassi beneficia di più — e che costa meno alle casse pubbliche nei periodi di prezzi alti. Il compromesso è che lascia più incertezza agli investitori rispetto a una tariffa fissa, e richiede un prezzo di riferimento calibrato correttamente per rendere i progetti bancabili.
La questione della sostenibilità ambientale: chi dovrà certificarsi e chi no
Un altro elemento tecnico che il nuovo decreto dovrà definire riguarda la certificazione di sostenibilità ambientale — ovvero la dimostrazione che il biometano prodotto rispetta determinati criteri di riduzione delle emissioni di gas serra rispetto al combustibile fossile che sostituisce.
La normativa europea (RED III) prevede obblighi di certificazione, ma con soglie dimensionali. Il MASE ha già confermato che applicherà la soglia prevista dalla normativa UE: l’obbligo di certificazione si applicherà solo agli impianti con capacità superiore a 210 Sm³/h. Questo esclude una parte significativa degli impianti agricoli di piccola e media taglia — che sono spesso i più difficili da gestire sul piano burocratico.
È una scelta che tende a proteggere la filiera agricola dalla complessità normativa, ma che dovrà essere gestita con attenzione per non creare distorsioni tra chi certifica e chi no, in particolare nei mercati europei dove la tracciabilità dell’origine del biometano diventa sempre più rilevante.
I nodi fiscali e autorizzativi che il decreto da solo non risolverà
Al convegno AgriBiogas 2026 un tributarista ha dedicato un intero intervento ai “nodi fiscali ancora aperti che il legislatore dovrà sciogliere”. Non è un dettaglio. La fiscalità degli impianti a biometano — tra IVA sulla tariffa incentivante, trattamento del digestato, regime dei rifiuti — è ancora un labirinto che crea costi e incertezze non di poco conto.
Allo stesso modo, il decreto non potrà risolvere da solo i problemi autorizzativi. Il decreto legislativo 190/2024 ha introdotto alcune complicazioni nei percorsi di autorizzazione che stanno rallentando le riconversioni. Senza un intervento coordinato su questo fronte, i nuovi incentivi rischiano di generare domanda senza riuscire a tradurla in cantieri.
È la lezione già vissuta con il PNRR: i bandi si riempiono, le graduatorie si formano, ma i tempi realizzativi slittano perché i nodi a monte — autorizzazioni, allacciamenti alla rete, burocrazia locale — non sono stati sciolti prima.
Decreto biometano post-PNRR: perché i prossimi 12 mesi sono davvero decisivi
Il calendario è stretto. Il PNRR scade (nella sua versione estesa) a fine 2026. Il decreto post-PNRR è annunciato “entro un anno” — il che significa che potremmo aspettarcelo tra la fine del 2026 e la primavera del 2027. Nel mezzo ci sono le elezioni, le sessioni di bilancio, e la normale lentezza del processo normativo italiano.
Nel frattempo, gli impianti che stanno concludendo il loro periodo di incentivazione passano ai PMG — il meccanismo appena ridefinito da ARERA con la delibera di maggio 2026. Un meccanismo che garantisce la continuità operativa, ma che non è pensato per fare da leva a nuovi investimenti.
Chi opera nel settore si trova in una fase di attesa attiva: da un lato non si può investire su nuovi progetti senza sapere quali saranno le condizioni del prossimo decreto; dall’altro non ci si può permettere di rallentare la macchina, perché i target al 2030 richiedono che i cantieri partano al più presto.
La sensazione diffusa è quella di un settore che ha dimostrato di saper fare la sua parte — i numeri del PNRR lo confermano — e che ora aspetta che la politica faccia la sua. Con un decreto chiaro, tempestivo, e che risolva davvero il problema degli impianti che non riusciranno mai a riconvertirsi.
Perché su quel punto non basta dire “nessun impianto sarà lasciato indietro”. Bisogna scrivere come, entro quando, e con quali risorse.
