L’infrastruttura di Gazzo Veronese può ora ricevere biometano da biomasse agricole e reflui zootecnici
Due milioni di metri cubi all’anno di biometano scorrono ora in direzione opposta a quella per cui la rete fu progettata, spinti dalla pressione di un impianto agricolo e da un algoritmo che inverte il flusso in pochi secondi. A Gazzo Veronese, il reverse flow digitale non è più un progetto pilota: la scorsa settimana è stato interconnesso il primo impianto di Castel d’Ario, nel Mantovano, aggiungendo un tassello concreto a un puzzle che il Paese deve completare entro il 2030 con 5,7 miliardi di metri cubi annui. Secondo l’annuncio ufficiale di Italgas, l’infrastruttura può ora ricevere biometano prodotto da biomasse agricole e reflui zootecnici.
La valvola digitale che inverte il flusso
Per capire cosa succede dentro l’hub di Gazzo Veronese bisogna immaginare un tratto di tubo che smette di essere un condotto a senso unico e diventa un’interfaccia bidirezionale. Nelle reti gas tradizionali il metano viaggia da un punto ad alta pressione verso uno a pressione inferiore: la direzione è fissa, dettata da un gradiente che si mantiene stabile con valvole e regolatori meccanici. Quando un impianto di biometano entra in funzione, la pressione locale può superare quella di rete, ma invertire fisicamente il flusso richiederebbe riconfigurare tratti di condotta. Qui interviene la componente digitale: sensori distribuiti misurano pressione e portata in tempo reale, un algoritmo decide se le condizioni consentono l’inversione e l’infrastruttura, inaugurata lo scorso 19 giugno, commuta l’assetto in pochi secondi senza interventi meccanici. È un’operazione da centralina software, non da cantiere.
L’impianto mantovano appena connesso può immettere fino a 2 milioni di metri cubi l’anno. A regime, l’hub ne raccoglierà quattro di questi impianti, per un totale di 12 milioni di metri cubi annui — gas che altrimenti sarebbe rimasto confinato nei territori di produzione. L’investimento per realizzare il nodo è stato di circa 2 milioni di euro, una cifra contenuta se paragonata ai costi di posa di nuove condotte dedicate. Con questa interconnessione, salgono a 16 gli impianti di biometano connessi alla rete Italgas, dopo i quindici già operativi fino al 15 luglio scorso con l’attivazione di Saluzzo. Dietro la possibilità tecnica di aprire e chiudere il flusso con un comando software c’è un programma di digitalizzazione che dal 2018 ha assorbito oltre 2 miliardi di euro e che dovrebbe portare Italgas a essere la prima utility gas al mondo con un network interamente digitalizzato entro il prossimo anno.
Dal target PNIEC alla realtà: il divario quantificato
Dal singolo impianto alla fotografia nazionale, bastano i conti a ricordare la portata dello scatto richiesto. Il Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima ha fissato un target di 5,7 miliardi di metri cubi di biometano all’anno entro il 2030. Nel 2024, in Italia ne sono stati prodotti circa 0,4 miliardi di metri cubi. La distanza da colmare nei prossimi quattro anni è di 5,3 miliardi di metri cubi, un multiplo di oltre quattordici volte il volume attuale. In questa forbice, i 12 milioni di metri cubi a regime di Gazzo Veronese pesano per lo 0,2% dell’obiettivo: un contributo reale ma che da solo rende evidente quanto la scala del problema ecceda la somma dei singoli progetti.
Il resto del sistema si sta muovendo. Snam ha ottenuto nel 2025 un finanziamento da 264 milioni di euro dalla Banca Europea per gli Investimenti per costruire 240 chilometri di gasdotti dedicati al biometano, capaci di trasportare 1,13 miliardi di metri cubi l’anno. L’obiettivo dichiarato da Italgas è raggiungere una capacità di immissione di 1,2 miliardi entro il 2030. Sul fronte della distribuzione locale, Estra e Centria hanno attivato il primo impianto di grid reverse flow in Italia già nel dicembre 2024, dimostrando che la tecnologia non è esclusiva di un solo operatore. Resta il fatto che il volume aggregato dei progetti attuali copre meno della metà del target PNIEC, e ogni nuovo allacciamento aggiunge frazioni percentuali.
Per chi installa: il nodo della compressione
Ecco il punto: portare il biometano in rete non è solo una questione di tubi. Per un produttore agricolo che investe in un digestore, il momento critico non è la produzione ma l’allacciamento. Il gas grezzo va compresso fino alla pressione di esercizio della rete di destinazione — un passaggio che richiede compressori, utenze elettriche dedicate e una qualità del biometano che rispetti gli standard di immissione. La tecnologia di reverse flow digitale rimuove il collo di bottiglia della direzione, ma non toglie l’onere di comprimere e certificare il prodotto prima di spingerlo in condotta. È un costo operativo che incide sul margine di chi produce, e che spiega perché i player infrastrutturali stanno investendo tanto sul lato della compressione quanto su quello della connessione.
La connessione di Castel d’Ario ci dice che la dorsale digitale c’è. L’algoritmo sa invertire il flusso, i sensori misurano pressione e portata, il network si avvia a essere completamente automatizzato. Il prossimo passo, per chi progetta e gestisce impianti, non sarà scavare nuove condotte ma comprimere e certificare il gas al punto di iniezione. È lì che si vince la partita dei 5,7 miliardi di metri cubi: non nella posa dei tubi, ma in quei metri quadrati di impianto dove pressione e purezza determinano se un metro cubo di biometano entra davvero in rete o resta confinato nel perimetro aziendale.
