La crescita del biometano passa anche da una revisione delle regole di connessione alle reti gas. Con il Documento per la consultazione 302/2026/R/gas, ARERA propone di completare l’attuazione della legge n. 199/2025, ridefinendo la distribuzione dei costi tra produttori e sistema e aprendo la strada ad una maggiore socializzazione degli oneri legati alle connessioni. Al centro del dibattito gli impianti di reverse flow, i sistemi di misura e controllo della qualità e gli impianti di compressione, rispetto ai quali l’Autorità prospetta nuove modalità di riconoscimento e copertura economica.
ARERA, Documento per la consultazione 6 agosto 2026, n. 302/2026/R/gas
Quali costi restano legati alla connessione e quali diventano oneri di sistema
La consultazione prende le mosse dalla riforma introdotta dall’art. 1, comma 933, della legge n. 199/2025, che ha riscritto la disciplina delle connessioni degli impianti di biometano alle reti del gas naturale. Il nuovo quadro normativo impone ad ARERA di individuare i costi effettivamente riconducibili alla connessione degli impianti e di definire criteri di copertura nazionale per quelli posti a carico della collettività.
L’Autorità opera una distinzione netta. Da un lato colloca gli interventi di sviluppo e potenziamento delle reti esistenti, come nuove tubazioni o interconnessioni, nell’ambito degli investimenti infrastrutturali generali, ritenuti utili all’intero sistema gas. Dall’altro individua una serie di opere considerate strettamente funzionali all’immissione del biometano e, quindi, meritevoli di un trattamento regolatorio dedicato. Tra queste figurano gli impianti di reverse flow, l’impianto di connessione vero e proprio nonché i sistemi di misura e di compressione.
Particolarmente rilevante è la qualificazione degli impianti di reverse flow, che consentono di reimmettere il gas in eccesso nelle reti a monte aumentando la capacità di accoglienza del sistema. Secondo l’orientamento dell’Autorità tali infrastrutture rispondono esclusivamente alle esigenze della produzione da biometano e, pertanto, i relativi costi dovrebbero essere sostenuti dai gestori di rete e poi recuperati attraverso meccanismi tariffari uniformi a livello nazionale.
Dalla logica “shallow” alla maggiore partecipazione della collettività
La consultazione conferma l’impostazione già avviata con la deliberazione 67/2026/R/gas, che ha ridotto dal precedente 80% al 30% la quota dei costi di connessione direttamente posta a carico del produttore. Il restante 70% grava invece sui gestori delle reti di trasporto o distribuzione, in coerenza con la nuova disciplina legislativa.
L’orientamento di ARERA è quello di riconoscere tali costi nell’ambito delle tariffe di rete mediante specifici cespiti regolatori che consentano di separare contabilmente gli investimenti dedicati al biometano dagli altri investimenti infrastrutturali. L’obiettivo è duplice: garantire la tracciabilità degli oneri e consentire un’effettiva allocazione nazionale dei costi, evitando che il peso economico gravi esclusivamente sui territori direttamente interessati dalle nuove connessioni.
Si tratta di una scelta coerente con la finalità, espressamente richiamata dalla legge n. 199/2025, di favorire il raggiungimento degli obiettivi di transizione energetica previsti dal PNIEC. La connessione degli impianti di biometano viene progressivamente considerata non più soltanto come interesse del singolo produttore ma come investimento funzionale all’intero sistema energetico nazionale.
Misura e compressione: chi deve gestire le infrastrutture?
Il tema più innovativo della consultazione riguarda però i sistemi di misura e controllo della qualità del biometano e gli impianti di compressione. La legge prevede infatti che il 100% dei relativi costi sia attribuito ai gestori di rete, imponendo contestualmente una riflessione sull’assetto organizzativo delle attività.
ARERA ritiene che, almeno per la compressione, l’attuale modello possa essere mantenuto. L’attività appare infatti strettamente integrata con il funzionamento dell’impianto produttivo e spesso alimentata da energia autoprodotta; per questa ragione l’Autorità considera più efficiente lasciare la gestione in capo al produttore, prevedendo però meccanismi di ristoro dei costi di investimento e di esercizio sostenuti.
Diverso il discorso per quanto concerne la misura. Sul tavolo vengono prospettate due opzioni: conservare l’attuale sistema, nel quale il produttore resta responsabile dell’installazione e manutenzione degli apparati, oppure attribuire tali attività direttamente al gestore della rete cui l’impianto è connesso. Quest’ultima soluzione viene ritenuta potenzialmente più efficiente, soprattutto nelle connessioni alle reti di distribuzione, poiché potrebbe favorire standardizzazione degli impianti, eliminazione di duplicazioni tecnologiche e riduzione dei tempi di connessione.
Una consultazione che guarda al mercato del biometano del futuro
L’impressione complessiva è che ARERA stia progressivamente spostando il baricentro economico delle connessioni dal produttore al sistema. La logica sottesa è chiara: se il biometano rappresenta una risorsa strategica per la decarbonizzazione, le infrastrutture necessarie al suo sviluppo devono essere considerate, almeno in parte, un costo collettivo.
Resta tuttavia aperto il tema dell’equilibrio tra incentivo e responsabilizzazione degli operatori. Una socializzazione troppo ampia dei costi potrebbe infatti attenuare i segnali economici necessari per orientare le scelte localizzative e tecnologiche dei produttori. Sarà quindi decisiva la fase conclusiva del procedimento, attesa entro il 31 dicembre 2026, nella quale l’Autorità dovrà trasformare gli orientamenti in regole operative capaci di coniugare sviluppo delle fonti rinnovabili, efficienza dei costi e sostenibilità tariffaria.
07.09.2026
