Sedici impianti allacciati contro un target di cinquanta entro la fine del 2026

A cinque mesi dalla scadenza fissata per la fine del 2026, la corsa del biometano italiano sembra più una marcia a ostacoli che una volata trionfale. L’ultimo tassello è stato posato la scorsa settimana, con l’interconnessione dell’impianto di Castel d’Ario all’hub di Gazzo Veronese. Un passaggio che porta a sedici il numero di impianti di produzione allacciati alla rete Italgas. Sedici, contro un target dichiarato di cinquanta. Il conto è presto fatto: mancano trentaquattro allacciamenti e il tempo utile per realizzarli si misura in mesi, non in anni.

La spina degli obiettivi: 50 promessi, 16 allacciati

L’amministratore delegato di Italgas Reti, Pier Lorenzo Dell’Orco, ha fissato l’asticella: entro la fine del 2026 saranno cinquanta gli impianti connessi, capaci di coprire il fabbisogno di 300mila famiglie. È un impegno che suona ambizioso, specie se letto accanto ai numeri reali. Con l’ingresso di Castel d’Ario siamo al 32 per cento del percorso. Non esattamente la fotografia di un progetto che viaggia spedito verso il traguardo.

Il nodo non sta nella tecnologia, che anzi mostra segnali di maturità. L’hub di Gazzo Veronese, inaugurato il 19 giugno scorso, è un’infrastruttura completamente digitalizzata, gestita da remoto attraverso DANA, il sistema proprietario di automazione e telecontrollo di Italgas. Due milioni di euro di investimento per un impianto progettato per ricevere biometano da quattro diversi siti produttivi. A regime, quei quattro impianti immetteranno in rete fino a 12 milioni di metri cubi all’anno, pari ai consumi di circa 13mila famiglie. Il singolo impianto di Castel d’Ario, alimentato da biomasse agricole e reflui zootecnici, contribuirà con 2 milioni di metri cubi, sufficienti per duemila nuclei.

Cifre che raccontano una scala ancora artigianale, se paragonate al fabbisogno nazionale. E che sollevano una domanda scomoda: ammesso che i cinquanta allacciamenti vengano completati, basteranno a fare la differenza? O stiamo rincorrendo un obiettivo dimensionato più per i comunicati stampa che per la decarbonizzazione reale? Il problema non è se il biometano funzioni – funziona, i numeri di Gazzo Veronese lo dimostrano – ma se lo stiamo dispiegando con la velocità e la scala necessarie.

Infrastrutture in campo: i nodi della rete

Partiamo dai fatti concreti. A Castel d’Ario, in provincia di Mantova, la Società Agricola Villagrossa ha trasformato scarti agricoli e reflui in gas rinnovabile. Italgas ha costruito il raccordo: un’infrastruttura digitale che fa fluire il biometano nella rete di distribuzione, invertendo il flusso tradizionale che dal metanodotto nazionale scende verso l’utenza. È il cosiddetto Digital Reverse Flow, un meccanismo che permette a un gasdotto pensato per portare gas ai clienti di funzionare al contrario, raccogliendo il biometano prodotto localmente e spingendolo verso la rete.

Il progetto è ingegneristicamente interessante, ma i numeri restano contenuti. Dodici milioni di metri cubi l’anno, quando tutti e quattro gli impianti saranno a regime, equivalgono a una frazione minima dei consumi nazionali. E l’investimento di 2 milioni per Gazzo Veronese dà la misura di quanto sia ancora frammentato il quadro: tanti piccoli cantieri, nessuna massa critica. Il che non è un male in sé – il biometano è per sua natura distribuito, legato ai territori agricoli – ma impone una domanda: a chi tocca pagare la moltiplicazione di questi hub?

Qui entra in gioco Snam, che sul fronte della dorsale di trasporto ha già ottenuto un prestito fino a 264 milioni di euro dalla Banca Europea degli Investimenti. Con quei fondi, annunciati già nel luglio del 2025, costruirà 240 chilometri di nuovi gasdotti dedicati al biometano. È un’infrastruttura di livello superiore, pensata per intercettare la produzione e immetterla nel sistema nazionale. Ma anche qui, il cantiere è ancora aperto. Il combinato disposto tra rete di trasporto (Snam) e rete di distribuzione (Italgas) dovrebbe creare l’architettura abilitante. Peccato che le due cose stiano procedendo a velocità diverse e con logiche di investimento non perfettamente sincronizzate.

L’Europa accelera, l’Italia arranca?

Già, perché mentre in Italia si discute di target e si inaugurano hub da 2 milioni di metri cubi, l’Europa ha già superato la soglia degli 8 miliardi di metri cubi di capacità installata. La European Biomethane Map, aggiornata alla fine del secondo trimestre 2026, fotografa un incremento del 17 per cento rispetto al 2025. Non si tratta di proiezioni o auspici: sono capacità produttive già in funzione. Il continente sta aggiungendo ogni anno oltre un miliardo di metri cubi di nuova capacità, mentre l’Italia fatica a connettere poche decine di impianti sparsi nella Pianura Padana.

Il confronto non è puramente statistico. Dice qualcosa sulla capacità di un Paese di tradurre gli annunci in autorizzazioni, i finanziamenti in cantieri, le inaugurazioni in volumi di gas realmente immessi in rete. Il prestito BEI a Snam dimostra che le risorse finanziarie esistono e che Bruxelles è pronta a scommettere sull’Italia come hub del biometano mediterraneo. Ma tra un accordo quadro firmato a luglio 2025 e una condotta posata nel terreno passano mesi, se non anni. E il 2026 sta già correndo verso la sua conclusione.

Per gli agricoltori che investono in digestori e per le utility che devono allacciarli, il countdown è iniziato da un pezzo. Senza una rete pronta a ricevere il gas, gli impianti restano scatole vuote o, peggio, producono per nulla. Il biometano italiano rischia di rimanere una promessa ben documentata, con tanto di comunicati e rendering digitali, ma senza quei metri cubi reali che servirebbero a spostare, anche di poco, l’ago della bilancia energetica nazionale.