L’Ue chiede agli Stati membri di sostenere il settore del biometano per decarbonizzare l’industria pesante. In Italia si attende il nuovo ciclo di incentivi, che secondo TEHA dovrà raddoppiare gli investimenti fin qui messi in campo. Ma il decreto bollette, avverte il think-tank, ha aggiunto instabilità a un quadro già segnato più da incognite che da elementi di certezza

Rafforzare il sostegno alla produzione di biogas e biometano per tagliare l’importazione e il consumo di combustibili fossili, soprattutto nei settori difficili da decarbonizzare. Passa anche da qui AccelerateEU, la nuova strategia dell’Ue per “fornire aiuti immediati alle famiglie e alle industrie europee, in particolare a quelle più vulnerabili, mettendo nel contempo l’Europa su un percorso costante verso l’indipendenza energetica”.

Dopo REPowerEU, nato per ridurre la dipendenza da gas e petrolio russi, un nuovo intervento – il secondo in cinque anni – per arginare gli effetti sociali ed economici della dipendenza dai combustibili fossili di importazione, che coprono il 57% della domanda energetica per un costo, nel 2025, di 340 miliardi di euro. Un conto che dall’escalation del conflitto in Medio Oriente è cresciuto di ulteriori 24 miliardi di euro.

Un fardello economico e strategico, oltre che ambientale, che l’Unione chiede agli Stati membri di alleggerire anche puntando sui gas rinnovabili generati dal recupero di rifiuti organici e scarti agricoli, che “possono svolgere un ruolo strategico nella sostituzione dei combustibili fossili importati, in particolare nei settori in cui l’elettrificazione è più difficile”, scrive la Commissione, invitando per questo i paesi dell’Ue a dare continuità ai regimi di supporto per biogas e, soprattutto, per il biometano. “Una molecola preziosa – spiega il direttore del Consorzio Italiano Compostatori Massimo Centemero – tanto più in questa fase di crisi energetica, che ci sta facendo finalmente realizzare quanto strategico sia l’autoapprovvigionamento”.

Su quest’ultimo fronte in Italia l’attesa è per il nuovo ciclo di incentivi allo studio del Ministero dell’Ambiente per dare continuità al regime di sostegno inaugurato nel 2018 e proseguito nel 2022 grazie alle risorse del Pnrr. Stando a quanto comunicato dal Gestore dei Servizi Energetici, la capacità produttiva già disponibile si aggirerebbe intorno agli 800 milioni di metri cubi l’anno, mentre secondo un’analisi di The European House Ambrosetti il contributo degli incentivi 2018 e 2022 porterebbe la produzione di biometano da rifiuti organici e scarti agricoli a 2,6 miliardi di metri cubi. Più o meno a metà strada, cioè, rispetto all’obiettivo dei 5,7 miliardi di metri cubi fissato dal Piano Nazionale Integrato Energia e Clima.

Secondo l’analisi di TEHA Group, per chiudere questo divario sarà necessaria una nuova fase di sviluppo, fondata sia sulla riconversione degli impianti esistenti sia sulla realizzazione di nuovi impianti, con 16,5 miliardi di nuovi investimenti che porterebbero gli investimenti cumulati del settore a 24,4 miliardi di euro al 2030.

“Siamo di fronte a un bivio – dice Alessandro Viviani, associate partner di TEHA Group – per raggiungere i target fissati al 2030 dobbiamo raddoppiare l’intensità degli investimenti. È il momento di adottare un approccio di sistema. L’Italia ha una grande opportunità davanti a sé, ma è necessario creare le condizioni di mutuo vantaggio: non solo riportare la barra dritta su un ecosistema in grado di attrarre investimenti, ma fare in modo che questi investimenti si realizzino in modo efficiente, portino competitività al settore agroindustriale e sostengano al tempo stesso sicurezza e sostenibilità energetica per i settori hard-to-abate”.

L’imperativo è consolidare i precedenti cicli di incentivi, non solo quello Pnrr ma anche il ciclo 2018, che ha dato un impulso fondamentale alla moltiplicazione degli impianti di biometano soprattutto nel settore del recupero dei rifiuti organici. “A oggi gran parte del biometano immesso in rete proviene dalla trasformazione dei rifiuti organici – dice Centemero – abbiamo costruito un sistema e ora dobbiamo consolidarlo, visto che gran parte delle aziende fa capo al decreto incentivi del 2018, che è quasi al termine e andrà prolungato per dare ulteriore certezza agli investimenti”.

In questo quadro, chiarisce lo studio, il biometano si posiziona come risposta concreta non solo sul piano climatico ma anche su quello industriale. Tema strategico per un’Italia che soddisfa con il gas naturale (soprattutto d’importazione) una quota compresa tra il 35% e il 40% dei consumi energetici finali e fino al 50% del fabbisogno per la produzione di energia elettrica. Se il target PNIEC venisse raggiunto, osserva TEHA, la produzione nazionale potrebbe coprire tra il 20% e il 25% dei consumi di gas delle industrie hard-to-abate, contribuendo a ridurre la dipendenza dall’estero, a contenere l’esposizione delle imprese alla volatilità dei mercati energetici e a risparmiare circa 840 milioni sui costi per l’acquisto di quote di CO2 nell’ambito del sistema ETS.

Oltre che una leva per la decarbonizzazione del sistema energetico, il biometano può diventare per l’industria – soprattutto quella energivora e hard-to-abate – un meccanismo di riduzione dei costi di produzione e di difesa strutturale contro le fluttuazioni del prezzo del gas. Un fattore, quindi, di sicurezza e competitività. Secondo le stime, se tra agosto 2021 e febbraio 2023 fossero già stati disponibili i 5,7 miliardi di smc/anno previsti dal PNIEC a un prezzo stabilizzato di 50 €/MWh, le imprese italiane avrebbero risparmiato circa 5,5 miliardi di euro, rendendo superflua l’adozione di ulteriori misure emergenziali di tutela.

Questo, chiarisce TEHA, obbliga a realizzare una sinergia più stretta tra incentivi e domanda industriale, anche attraverso strumenti come i Contratti per Differenza e i nuovi standard BPA (Biogas Purchase Agreement), in grado di superare le attuali dipendenze dai mercati spot. Quanto al nodo delle risorse, la ricerca guarda soprattutto alle aste ETS, che nel 2024 hanno generato in Italia circa 2,56 miliardi di euro di proventi. Le risorse reimpiegate direttamente per la decarbonizzazione delle industrie hard-to-abate sono state però inferiori a 500 milioni di euro, mentre con un investimento da 1 miliardo si potrebbe ridurre di circa 30 euro/MWh la tariffa del nuovo ciclo di incentivi.

Il futuro degli investimenti in capacità produttiva di biometano resta condizionato dall’incertezza sul nuovo ciclo di incentivi e dagli effetti della conversione in legge del decreto bollette sul mercato dell’autoconsumo nei settori hard-to-abate. Dal limite del 35% per cliente finale al divieto di traslazione del valore delle garanzie d’origine, fino alla definizione di nuove clausole contrattuali standard affidata ad ARERA, il provvedimento rischia di comprimere lo sviluppo del mercato, soprattutto agricolo, e depotenziarne i benefici economici e ambientali.

“Il decreto bollette ha portato importanti incognite negli investimenti del biometano – chiarisce Viviani – rischiando di ingenerare un gioco a somma zero in cui il settore hard-to-abate rischia di non poter beneficiare degli importanti vantaggi sui costi di decarbonizzazione. Noi auspichiamo che si possa tornare il prima possibile a una libera contrattazione, a beneficio degli investitori e dei consumatori, e che si riesca ad avviare un dialogo di sistema che consenta di guardare al biometano anche come una leva per la sicurezza energetica“.