Il contratto con Cartiere del Garda garantisce una domanda industriale stabile per il biometano lucano

Non un generico contributo alla rete gas nazionale, ma una rotta tracciata dalla campagna lucana fino ai macchinari di uno stabilimento industriale. Axpo ha iniettato il primo biometano prodotto a Grottole nella rete Snam il 9 luglio scorso, e quel flusso di metano rinnovabile non finirà disperso tra forniture domestiche e usi civili: è già vincolato da un contratto di off-take a lungo termine con Cartiere del Garda, uno dei poli cartari più energivori del Nord Italia. La scelta tecnica di agganciare la produzione a un cliente industriale definito, anziché affidarsi al mercato spot o ai meccanismi di ritiro dedicato, cambia il profilo di rischio dell’investimento e segnala una traiettoria diversa per il biometano italiano: non solo volumi da sbandierare nei report PNIEC, ma domanda industriale certa, capace di assorbire la molecola rinnovabile direttamente nei processi termici dove il gas naturale resta difficile da elettrificare.

L’innesto industriale: non gas generico ma fornitura dedicata

L’impianto di Grottole, in provincia di Matera, lavorerà matrici agricole locali per produrre circa 45 GWh di energia rinnovabile all’anno, un volume equivalente al consumo medio di gas di circa 3.200 famiglie italiane. Ma la destinazione di quei 45 GWh non sono le cucine di 3.200 appartamenti: il contratto con Cartiere del Garda devia il biometano verso forni e caldaie industriali, dove ogni metro cubo di gas rinnovabile sposta una quantità equivalente di gas fossile senza bisogno di conversioni o retrofit. L’efficacia ambientale si misura in tonnellate: secondo i dati forniti da Axpo, la sostituzione eviterà circa 9.000 tonnellate di emissioni dirette di CO₂ all’anno rispetto all’uso di gas naturale. È un numero concreto, calcolato sulla combustione evitata, non su compensazioni indirette. Il design del progetto sposta il baricentro del business case: non si produce biometano sperando che qualcuno lo compri a un prezzo premiante, ma si progetta a ritroso partendo da un acquirente che ha bisogno di decarbonizzare i propri consumi termici e che firma un accordo di lungo periodo. Per l’industria cartaria, settore esposto alla carbon leakage e con margini compressi dai costi energetici, la disponibilità di una molecola rinnovabile a condizioni stabili è uno strumento di competitività prima ancora che un obbligo di compliance.

L’impianto di Grottole non nasce dal nulla. Axpo aveva dato il via libera al suo primo progetto di biometano in Italia già a settembre 2024, con l’obiettivo dichiarato di entrare in funzione entro la fine del 2025. La timeline è scivolata di qualche mese – il primo gas è arrivato nella prima decade di luglio 2026 – ma nel frattempo l’azienda non è rimasta ferma. A dicembre 2024 aveva annunciato l’acquisto di ulteriori progetti di biometano in Sicilia, ciascuno dimensionato ancora una volta su 45 GWh annui, con operatività attesa per la seconda metà del 2026. Il messaggio è chiaro: Grottole non è un esperimento isolato ma il primo tassello di una pipeline replicabile, dove la taglia da 45 GWh sembra essere il modulo standard su cui Axpo sta costruendo la propria presenza nel mercato italiano.

Il salto di scala: dalla nicchia all’infrastruttura

Un modulo da 45 GWh, replicato tre o quattro volte, non sposta gli equilibri nazionali. La risposta è in una forbice che pochi raccontano con la dovuta franchezza. Secondo gli obiettivi fissati dal Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima, l’Italia deve raggiungere 5,7 miliardi di metri cubi di biometano all’anno entro il 2030. Un metro cubo di biometano contiene circa 10 kWh di energia, per cui quei 5,7 miliardi di metri cubi equivalgono a circa 57 TWh: più di dieci volte la produzione attuale di tutto il fotovoltaico residenziale italiano. Ma la produzione del 2024 si è fermata a circa 0,4 miliardi di metri cubi, un quattordicesimo del target. Servirebbe quintuplicare la capacità installata ogni anno per i prossimi cinque, e il solo permitting non viaggia a quelle velocità.

Le mosse recenti mostrano però un cambio di passo. Su scala europea si è registrato un incremento del 17% della capacità di biometano nel corso del 2026, sostenuto da impegni di investimento per 36 miliardi di euro. In Italia, la BEI ha approvato già ad aprile 2025 un prestito fino a 264 milioni di euro a Snam per integrare gli impianti di biometano nella rete di trasporto e distribuzione. È un’infrastrutturazione necessaria: il biometano non viaggia su corridoi dedicati ma si immette nella stessa rete del gas fossile, e ogni nuovo punto di iniezione richiede adeguamenti di pressione, misura, odorizzazione e qualità del gas che Snam sta finanziando proprio con quella linea BEI. Sul fronte della produzione, Eni prevede di avere 11 nuovi impianti di biometano operativi entro la fine del 2026, affiancandosi a player come Axpo in quella che sta diventando una corsa ad accaparrarsi non solo i siti produttivi ma anche la disponibilità di feedstock agricoli e i contratti di fornitura con l’industria.

I nodi operativi: cosa significa replicare Grottole

Replicare Grottole non è questione di clonare un impianto. La taglia modulare da 45 GWh semplifica la standardizzazione, ma il vero discrimine è a monte e a valle del digestore: per ogni sito serve una filiera agricola di prossimità che garantisca biomasse sostenibili per decenni, e a valle serve un contratto di off-take che regga la bancabilità del progetto. Cartiere del Garda è un cliente ideale perché ha un profilo di consumo termico stabile, prevedibile e difficilmente comprimibile. Non tutti i settori energivori offrono la stessa prevedibilità: un’acciaieria elettrica che alterna forni accesi e spenti in funzione dei prezzi dell’elettricità sarebbe un partner meno lineare per un impianto che produce biometano con un flusso costante. La scelta di Axpo di puntare su clienti con curve di carico piatte non è casuale: semplifica la gestione del bilanciamento e riduce la necessità di stoccaggi intermedi, abbattendo i costi operativi.

Per chi installa o gestisce, il trade-off è tra velocità e solidità commerciale. Accelerare la messa a terra dei progetti sfruttando i meccanismi di incentivazione pubblica – come il decreto biometano che premia la produzione immessa in rete – è possibile, ma senza un contratto di off-take privato il progetto resta esposto alla volatilità del prezzo del gas e ai rischi regolatori. L’approccio di Axpo punta invece a blindare prima il cliente, poi costruire. La pipeline siciliana in arrivo nella seconda metà del 2026 dirà se il modello regge la replicabilità su scala geografica diversa, con una logistica della biomassa potenzialmente più complessa e un tessuto industriale meno denso di quello padano. L’integrazione nella rete Snam finanziata dalla BEI è l’abilitatore di questa architettura distribuita: ogni impianto può sorgere dove c’è la biomassa, non dove c’è il cliente, perché la rete sposta la molecola. Ma la rete è un costo che va remunerato, e incide sul margine se il cliente finale è lontano dal punto di iniezione.

La replicabilità di Grottole non sta solo nei megawatt installati o nelle tecnologie di upgrading del biogas. Sta nella capacità di firmare accordi di off-take con settori energivori prima che la concorrenza si prenda la domanda disponibile. Chi arriva prima con partnership industriali solide non solo si assicura i volumi, ma costruisce un vantaggio competitivo che i meccanismi di incentivo da soli non possono generare. Il biometano italiano ha una finestra di opportunità che coincide con l’urgenza di decarbonizzazione dell’industria pesante: è lì, nei contratti bilaterali più che nei target PNIEC, che si gioca il ritmo della crescita.