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Gas rinnovabile in Italia: mercato, prezzi e opportunità

Pubblicato il 21 settembre 2026 | Categoria: Gas rinnovabile e idrogeno, Normative energetiche, Transizione industriale

Il 31 luglio 2026 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il Decreto Legislativo 3 luglio 2026, n. 136, che recepisce la Direttiva UE 2024/1788 sui mercati interni di gas rinnovabile, gas naturale e idrogeno. Un provvedimento tecnico, ma che segna un passaggio concettuale importante: per la prima volta il gas rinnovabile — biometano e idrogeno verde in testa — entra in un impianto normativo organico al pari del gas naturale fossile. In questo articolo usiamo il decreto come punto di partenza per raccontare cos’è davvero il gas rinnovabile, come si produce, quanto costa, dove sta il mercato italiano oggi e cosa significa tutto questo per le imprese.

Cosa cambia con il Decreto 136/2026

Il decreto sostituisce la vecchia Direttiva 2009/73/CE e modifica la Direttiva 2023/1791 sull’efficienza energetica, costruendo un impianto di regole comuni per gas naturale, gas rinnovabile e idrogeno basato su alcuni principi chiave: libertà degli scambi transfrontalieri e maggiore integrazione con le reti europee, trasparenza e dinamicità dei prezzi, libertà di scelta del fornitore, e — punto non scontato — priorità al dispacciamento dei vettori energetici da fonte rinnovabile, con un’attenzione esplicita ai settori più difficili da decarbonizzare.

Tra le novità più concrete c’è l’introduzione dello status di “cliente attivo”: un’impresa o un consumatore finale può ora produrre e gestire in proprio gas rinnovabile, restando però responsabile finanziariamente per gli eventuali sbilanciamenti che introduce in rete. Il decreto rafforza anche le tutele per i clienti vulnerabili (fatturazione accurata e gratuita, cambio fornitore semplificato) e modifica il vecchio Decreto Letta sulla liberalizzazione del gas, ponendo un limite ai nuovi contratti fossili di lungo termine, che non potranno superare il 31 dicembre 2049. Viene infine creata una sezione normativa dedicata proprio all’idrogeno, con gestori di rete designati e regole di separazione proprietaria per evitare conflitti di interesse — segno che il legislatore lo tratta ormai come un vettore energetico a sé, non più come una nicchia sperimentale.

Va detto, a onor del cronista, che sul fronte dei tempi l’Italia ha fatto le cose per bene: a fronte di una scadenza europea di recepimento fissata al 5 agosto 2026, lo schema di decreto era già stato approvato in Consiglio dei Ministri il 30 marzo scorso — un ritmo ben diverso da quello, più lento, con cui si sta recependo la parallela Direttiva 2023/1791 sull’efficienza energetica.

Cos’è il gas rinnovabile e come si produce

Quando si parla di gas rinnovabile, nella pratica italiana si parla soprattutto di biometano. Si tratta di un vettore energetico che, dal punto di vista chimico, è del tutto simile al gas naturale fossile, ma ottenuto da fonti rinnovabili: reflui zootecnici, sottoprodotti agroindustriali, rifiuti organici urbani (la frazione organica dei rifiuti solidi urbani, FORSU).

Il processo produttivo avviene in due fasi. Nella prima, la digestione anaerobica, le biomasse vengono fatte fermentare in digestori privi di ossigeno, producendo un biogas grezzo composto per il 50-70% da metano, con il resto principalmente anidride carbonica. Nella seconda fase, detta upgrading, questo biogas viene purificato: si separa il metano dalla CO2 e dalle altre impurità, ottenendo un biometano puro, chimicamente equivalente — o persino superiore in purezza — al gas naturale estratto dal sottosuolo.

Il punto di forza tecnico più immediato è che il biometano non richiede infrastrutture dedicate: può essere immesso, trasportato e stoccato utilizzando la rete gas già esistente, la stessa che oggi porta il metano fossile nelle case e nelle fabbriche italiane. È un vantaggio enorme rispetto ad altre fonti rinnovabili che richiedono reti completamente nuove, e spiega perché il biometano venga spesso definito una delle vie di decarbonizzazione più “pronte all’uso” tra quelle disponibili oggi.

L’idrogeno rinnovabile, prodotto per elettrolisi dell’acqua con energia elettrica da fonti pulite, segue una logica diversa e più indietro nel percorso infrastrutturale, come vedremo più avanti.

Il mercato italiano: tra potenziale e gap da colmare

Sulla produzione reale di biometano in Italia circolano numeri diversi, perché ogni fonte guarda a un perimetro differente — produzione incentivata, capacità connessa in rete, producibilità attesa a regime. Messi in fila, però, questi dati raccontano comunque una storia chiara. La produzione incentivata nel 2024 è stata di 407 milioni di Smc, secondo dati GSE ripresi da Servizi a Rete: una crescita di circa sette volte rispetto al 2019, proseguita anche nel 2025. Guardando alla capacità complessiva degli impianti connessi in rete (non solo quelli incentivati), l’Outlook Biometano 2024 di Energy & Strategy – Politecnico di Milano indicava, a fine novembre 2024, circa 570 milioni di Smc/anno da 115 impianti. Il Biomethane & Biofuels Report 2026 dello stesso osservatorio stima la produzione nazionale 2025 in circa 0,9 miliardi di Smc, con una capacità installata salita a giugno 2026 a circa 115.000 Smc/h (176 impianti in esercizio) — oltre 1 miliardo di Smc/anno in termini teorici.

Il salto più significativo, però, deve ancora arrivare. A metà novembre 2025, dei 551 impianti ammessi a bando dal DM 2022 (la misura PNRR), solo 25 risultavano effettivamente in esercizio; ma la producibilità attesa a regime dagli impianti che avevano già comunicato l’avvio dei lavori era stimata in 1,01 miliardi di Smc/anno, pari al 44% del target PNIEC (fonte: Servizi a Rete, 26 maggio 2026, su dati GSE). Sommando il potenziale complessivo dei bandi DM 2018 e DM 2022, la producibilità messa in cantiere sale a circa 2,7 miliardi di Smc/anno su 670 impianti ammessi — poco meno della metà dell’obiettivo PNIEC di 5,7 miliardi di Smc al 2030. Il grosso della crescita è quindi atteso nei prossimi 12-24 mesi, man mano che gli impianti PNRR ancora in costruzione entreranno progressivamente in esercizio.

Gli operatori del settore, va detto, non stanno con le mani in mano ad aspettare che il mercato si sviluppi da solo. Le principali richieste della filiera riguardano un nuovo ciclo di incentivi stabile e di lungo periodo, insieme a una semplificazione dei processi autorizzativi, oggi indicati come uno dei principali freni alla realizzazione di nuovi impianti e alla riconversione di impianti a biogas già esistenti. Un amministratore del settore ha sintetizzato bene il rischio in gioco: se il valore economico del biometano venisse lasciato esclusivamente al mercato, senza un meccanismo di sostegno strutturato, il pericolo non sarebbe solo quello di non veder crescere la produzione, ma di perdere anche quella già installata.

Gli incentivi GSE attualmente in vigore

Il testo cardine resta il Decreto Ministeriale 15 settembre 2022 — il cosiddetto “Decreto Biometano”, nell’ambito della Missione 2 Componente 2, investimento 1.4 del PNRR — tuttora in vigore. Il Decreto PNRR 2026 (DL 19/2026) ne ha però esteso la portata: la dotazione finanziaria complessiva gestita dal GSE è salita a 2.236,02 milioni di euro (rispetto ai circa 1,7 miliardi iniziali), confermando il proseguimento del finanziamento oltre la scadenza originaria del 30 giugno 2026. La tempistica attuale prevede che gli accordi di concessione con i beneficiari vengano stipulati entro il 30 giugno 2026, con 24 mesi di tempo da quel momento per portare l’impianto in esercizio.

Il meccanismo di sostegno si articola su due livelli. Il primo è un contributo in conto capitale fino al 40% delle spese ammissibili, con massimali che variano per tipologia e taglia di impianto:

Tipologia impiantoCosto max ammissibileContributo (40%)
Agricolo nuovo, ≤100 Smc/h33.000 €/Smc/h13.200 €/Smc/h
Agricolo nuovo, 100-500 Smc/h29.000 €/Smc/h11.600 €/Smc/h
Agricolo nuovo, >500 Smc/h13.000 €/Smc/h5.200 €/Smc/h
Agricolo riconversione, ≤100 Smc/h12.600 €/Smc/h5.040 €/Smc/h
Agricolo riconversione, >500 Smc/h11.600 €/Smc/h4.640 €/Smc/h
Rifiuti organici, nuovo50.000 €/Smc/h20.000 €/Smc/h
Rifiuti organici, riconversione15.000 €/Smc/h6.000 €/Smc/h

Il secondo livello è una tariffa incentivante sulla produzione netta di biometano, fissa per 15 anni dall’entrata in esercizio e assegnata tramite aste competitive al ribasso (il quinto bando GSE è già stato pubblicato). Le tariffe base d’asta, aggiornate all’inflazione, si attestano indicativamente intorno ai 128,4 €/MWh per gli impianti agricoli fino a 100 Smc/h e ai 122,8 €/MWh per quelli oltre questa soglia — valori di riferimento 2024/2025 che il GSE rivede a ogni bando. A questo si aggiunge il requisito di sostenibilità: riduzione delle emissioni di gas serra di almeno il 65% per il biometano destinato ai trasporti, e di almeno l’80% per gli altri usi (industriale, residenziale, terziario, agricolo).

Le aste finora svolte hanno assegnato gran parte della capacità disponibile: la vera partita, adesso, si gioca su cosa succederà dopo l’esaurimento della dotazione PNRR, ed è proprio questo il punto di maggiore incertezza per chi sta valutando un investimento nel settore.

Come si inserisce nel mercato industriale italiano

Per un’impresa italiana, il Decreto 136/2026 e il contesto che disegna aprono almeno tre strade concrete. La prima è lo status di “cliente attivo”: un’azienda con un proprio impianto di produzione di biometano — pensiamo a una realtà agroindustriale con scarti organici da valorizzare — può ora produrre gas rinnovabile per autoconsumo o immissione in rete, diventando un soggetto attivo del mercato energetico e non solo un consumatore.

La seconda strada riguarda i settori hard-to-abate: acciaio, cemento, vetro, ceramica, carta, chimica sono comparti dove l’elettrificazione diretta dei processi è tecnicamente difficile o economicamente proibitiva nel breve periodo, e dove biometano e idrogeno rinnovabile rappresentano vie di decarbonizzazione alternative. Non a caso il PNRR ha dedicato una misura specifica — l’Investimento 3.2 sull’utilizzo dell’idrogeno nei settori hard-to-abate — proprio a questo segmento industriale, riconoscendone la centralità strategica.

La terza strada è quella infrastrutturale, ed è anche quella che oggi mostra i limiti più evidenti sul fronte idrogeno. Il piano industriale di Snam per il 2026-2030 prevede investimenti complessivi per 14 miliardi di euro, ma di questi soli 200 milioni sono dedicati specificamente alla “dorsale idrogeno” (hydrogen backbone), a fronte di 9,2 miliardi destinati alla manutenzione e al potenziamento della rete gas tradizionale. È prevista la conversione di circa 1.000 km di gasdotti a capacità H2-ready, un passo importante ma che dà la misura di quanto lavoro infrastrutturale resti da fare prima che l’idrogeno rinnovabile possa affiancare su larga scala il biometano come vettore pronto all’uso per l’industria.

Cosa fare adesso

  1. Se la tua impresa genera scarti organici o sottoprodotti agroindustriali, valuta con un tecnico la fattibilità di un impianto di digestione anaerobica per biometano, anche in ottica di autoconsumo energetico.
  2. Se operi in un settore hard-to-abate (metalmeccanico, ceramico, cartario, chimico), inizia a monitorare le opportunità di approvvigionamento di gas rinnovabile e idrogeno come leva di decarbonizzazione di processo, anche in vista di futuri obblighi o vincoli sulle emissioni.
  3. Tieni d’occhio l’evoluzione del quadro incentivante post-PNRR: le decisioni che verranno prese nei prossimi mesi sul nuovo ciclo di incentivi per il biometano influenzeranno in modo diretto la convenienza economica di eventuali investimenti.
  4. Valuta lo status di “cliente attivo” introdotto dal decreto se hai già, o stai pianificando, una produzione propria di gas rinnovabile: comporta diritti ma anche responsabilità sugli sbilanciamenti di rete che vanno gestiti correttamente.
  5. Fatti accompagnare da un tecnico esperto nella verifica di cumulabilità tra incentivi GSE, PNRR e altri strumenti di sostegno alla transizione energetica industriale, per non lasciare opportunità sul tavolo.

Considerazioni finali

Il Decreto 136/2026 arriva in un momento in cui il gas rinnovabile italiano si trova a un bivio interessante: da un lato un’infrastruttura di distribuzione già pronta e un know-how industriale — soprattutto nel comparto agricolo e agroindustriale — che pochi altri paesi europei possono vantare; dall’altro una produzione reale ancora ben al di sotto degli obiettivi PNIEC, seppure in forte accelerazione, e un’incertezza sul quadro incentivante post-PNRR che rischia di rallentare proprio la fase di crescita più delicata. Il nuovo impianto normativo europeo, recepito puntualmente dall’Italia, dà al settore regole più chiare e priorità di sistema — ma da solo non basta a colmare il divario tra i circa 0,9-1 miliardi di Smc/anno di produzione e capacità attuale e i 5,7 miliardi di Smc previsti al 2030, un traguardo che nemmeno il pieno sviluppo degli impianti già a bando (2,7 miliardi di Smc/anno stimati) riuscirebbe da solo a raggiungere. Per le imprese italiane, in particolare quelle dei settori più difficili da decarbonizzare, il gas rinnovabile non è più un tema di nicchia ma una leva strategica su cui iniziare a ragionare per tempo. Se vuoi valutare se e come la tua azienda può inserirsi in questo mercato, sono a disposizione per un confronto.

Ing. Alessandro Zanini — Esperto di efficienza energetica e sistemi rinnovabili per le imprese www.ingalessandrozanini.it | Intellienergia S.r.l.

Fonti:

Nota: i dati sulla produzione e capacità di biometano citati in questo articolo sono tratti da fonti secondarie che riprendono statistiche GSE ed Energy & Strategy – Politecnico di Milano; si consiglia di verificarli sui bollettini ufficiali GSE più recenti prima di un utilizzo a fini decisionali o di investimento.