Biogas e biometano in agricoltura: incentivi, digestato e rese

Il refluo come materia prima, non solo come costo

Per un'azienda zootecnica il refluo è da sempre una voce di gestione: va stoccato, movimentato, distribuito nei periodi consentiti. La digestione anaerobica lo trasforma in una materia prima energetica, e il residuo del processo — il digestato — torna in campo come fertilizzante. Ma un impianto di biogas non è un accessorio dell'azienda agricola: è un'attività industriale a sé, che dipende da quante matrici sono davvero disponibili, da quali autorizzazioni servono, da come si gestisce il digestato sui terreni e da un quadro di incentivi che, a settembre 2026, è in piena transizione.

In sintesi, per chi valuta un impianto o gestisce un impianto esistente:

• Il biogas nasce dalla digestione anaerobica di reflui, sottoprodotti e colture; il biometano è biogas purificato fino al 95-98% di metano.
• Le rese cambiano moltissimo per matrice e per freschezza del refluo: non esiste un valore unico.
• Il digestato è un fertilizzante, ma soggetto a limiti precisi, 170 kg di azoto per ettaro l'anno nelle zone vulnerabili ai nitrati.
• Gli incentivi PNRR non accettano più nuove domande: sono riservati agli impianti già in graduatoria, e il decreto che dovrebbe sostituirli non è ancora pubblicato.
• L'autorizzazione dipende dalla taglia dell'impianto: procedura semplificata fino a 500 Smc/ora, autorizzazione unica regionale oltre questa soglia.

Cos'è il biogas agricolo e cosa lo distingue dal biometano

Il biogas è la miscela di metano e anidride carbonica che si forma quando batteri anaerobici degradano biomasse — reflui zootecnici, sottoprodotti agroindustriali, colture insilate — in assenza di ossigeno, dentro un digestore chiuso e riscaldato. Il biometano è lo stesso gas dopo un processo di upgrading, che ne separa la CO₂ e altri componenti fino a portare il metano al 95-98%, con caratteristiche simili al gas naturale compresso: a questo punto può essere immesso nella rete del gas o usato come carburante, mentre il biogas grezzo si brucia tipicamente in un cogeneratore per produrre elettricità e calore in loco.

La tabella seguente riassume le differenze principali tra i due prodotti.

I due percorsi non sono alternativi in senso assoluto: un impianto nato per produrre elettricità può essere riconvertito, in tutto o in parte, alla produzione di biometano, ed è proprio questo lo scenario che riguarda oggi molti impianti agricoli italiani in scadenza di incentivo. Secondo dati CRPA basati su fonti GSE, riferiti al 2026, l'Italia conta circa 2.270 impianti a biogas, quarto posto mondiale dopo Germania, Cina e Stati Uniti, di cui circa 1.800 in ambito agricolo, per una potenza complessiva di circa 1.450 MWe, di cui circa 1.000 MWe agricoli. Un altro censimento, riferito da PianetaPSR e basato su dati TERNA del 2021, contava 2.201 impianti, di cui 1.734 agricoli, con potenza media di circa 1 MW e oltre il 70% della produzione elettrica concentrata al Nord, tra Lombardia, Veneto, Emilia-Romagna e Piemonte. I due conteggi non coincidono esattamente, per metodologia e anno di riferimento, ma restituiscono la stessa fotografia: il biogas agricolo è, in Italia, in larga parte un fenomeno padano legato agli allevamenti.

Come funziona un impianto di biogas in azienda

Un impianto di biogas agricolo segue sempre lo stesso schema: le matrici vengono raccolte e miscelate, caricate in un digestore riscaldato e mantenuto in agitazione, dove i batteri anaerobici producono biogas nell'arco di settimane; il biogas viene inviato a un cogeneratore o a una sezione di upgrading, mentre il digestato esausto viene separato e stoccato prima dello spandimento in campo.

Nella pratica, il ciclo si articola in questi passaggi:

1. Raccolta delle matrici in vasche o platee dedicate: liquami, letami, sottoprodotti, eventuali colture insilate.
2. Miscelazione e caricamento nel digestore, con un alimentatore che dosa i flussi in modo regolare.
3. Digestione anaerobica vera e propria, in un digestore chiuso, riscaldato e miscelato, in condizioni mesofile (temperature moderate) o termofile (temperature più elevate).
4. Stoccaggio del biogas prodotto, in un gasometro o in una copertura flessibile sopra il digestore.
5. Valorizzazione del biogas: verso un cogeneratore per elettricità e calore, oppure verso una sezione di upgrading per ottenere biometano.
6. Separazione del digestato nelle frazioni solida e liquida.
7. Stoccaggio del digestato in vasche dedicate, in attesa delle epoche consentite per lo spandimento.

La stabilità del processo dipende dal carico organico giornaliero, dalla temperatura e dalla composizione delle matrici: variazioni brusche possono squilibrare la popolazione batterica e ridurre la resa. Il tempo di permanenza della biomassa nel digestore — il tempo di ritenzione idraulica — varia molto per matrice: secondo il manuale CRPA del 2012, in condizioni mesofile si va da 15-25 giorni per il liquame suino, a 30-40 giorni per il liquame bovino, fino a 50-60 giorni per una coltura cerealicola insilata, più lenta a degradare. Nessuna di queste indicazioni sostituisce un dimensionamento tecnico specifico, che dipende dal mix effettivo di matrici in ingresso.

Quanto biogas rende ogni matrice

La resa in biogas di una matrice dipende da tre fattori: quanti solidi volatili contiene per tonnellata, quanto sono degradabili dai batteri anaerobici, e quanto è fresca al momento del caricamento. Reflui stoccati a lungo prima di entrare nel digestore perdono parte del loro potenziale metanigeno, perché la fermentazione spontanea in stalla o in vasca "consuma" in anticipo la sostanza organica più facilmente degradabile.

Il riferimento più citato per il settore agricolo italiano resta il manuale CRPA su bovini da latte e biogas, pubblicato nel 2012, che riporta le rese medie per le principali matrici zootecniche e agricole. La tabella seguente riprende quei dati; l'ultima colonna, calcolata dalla Redazione moltiplicando i solidi volatili per la resa specifica, dà un'idea indicativa di quanto biogas si ottiene da una tonnellata "tal quale" di ciascuna matrice.

Il messaggio pratico è duplice. Da un lato, il liquame è "povero" per tonnellata: contiene molta acqua e pochi solidi volatili, quindi trasportarlo per lunghe distanze verso un impianto raramente conviene dal punto di vista energetico, mentre ha senso raccoglierlo dove viene prodotto. Dall'altro, la freschezza cambia radicalmente il conto: secondo test CRPA del 2012, un liquame bovino tal quale ha reso 290 m³ di metano per tonnellata di solidi volatili, un solido separato con paglia 240, uno con segatura appena 100, e uno stoccaggio prolungato può far perdere fino al 50-60% del potenziale metanigeno originario. Per questo motivo molti impianti agricoli puntano a rimuovere i reflui dai ricoveri con frequenza e a inviarli rapidamente al digestore.

L'insilato di mais, come mostra la tabella, rende molto più di qualsiasi refluo: è anche il punto su cui si concentra la maggiore discussione pubblica, perché è una coltura dedicata e non un sottoprodotto o un refluo da smaltire — un tema ripreso più avanti nella sezione sui limiti del modello.

Dal biogas al biometano: l'upgrading e cosa serve

L'upgrading è il processo che separa dal biogas grezzo l'anidride carbonica e le altre componenti minori, concentrando il metano oltre il 95%: il prodotto risultante, il biometano, può essere immesso nella rete di distribuzione del gas naturale oppure compresso e usato come carburante per veicoli. Le tecnologie disponibili si basano su principi diversi — separazione a membrane, lavaggio con acqua o solventi, adsorbimento su materiali selettivi — ma la scelta tecnica non cambia la sostanza del percorso: servono un digestore che produca biogas in modo continuo, una sezione di upgrading dedicata e, a valle, un punto di allaccio alla rete del gas o un sistema di compressione per il carburante.

Convertire un impianto a biogas esistente in un impianto a biometano non è sempre tecnicamente o economicamente conveniente. Serve un allaccio alla rete gas raggiungibile per distanza e capacità, e la sezione di upgrading ha una scala minima sotto la quale i costi specifici salgono rapidamente: le fonti di settore indicano la soglia dei 300 kW elettrici come punto di attenzione per gli impianti di piccola taglia, per i quali la riconversione risulta più difficile da giustificare. Il decreto PNRR ammette, oltre alla conversione completa, anche la conversione parziale di un impianto esistente, mantenendo una quota di produzione elettrica e destinando il resto del biogas all'upgrading: una soluzione intermedia che alcuni impianti stanno valutando proprio per gestire il passaggio da un incentivo elettrico in scadenza a un nuovo assetto.

Il digestato: fertilizzante, limiti e norme

Il digestato è il residuo che esce dal digestore al termine del processo anaerobico: contiene azoto, fosforo, potassio e sostanza organica stabilizzata, ed è utilizzabile in agricoltura come fertilizzante organico, ma resta soggetto alle stesse regole che disciplinano gli effluenti zootecnici. Non è, quindi, un fertilizzante "libero": la sua distribuzione in campo passa attraverso separazione solido/liquido, stoccaggi dimensionati, un piano di utilizzazione agronomica e il rispetto di limiti quantitativi precisi.

La frazione liquida, ricca di azoto pronto per le colture, si distribuisce tipicamente con tecniche a bassa dispersione durante il ciclo colturale; la frazione solida, più ricca di sostanza organica stabile, si avvicina per uso al letame maturo. In entrambi i casi il riferimento normativo è il D.M. 25 febbraio 2016, n. 5046, che stabilisce i criteri tecnici per la produzione e l'utilizzazione agronomica di effluenti di allevamento, acque reflue e digestato. Nelle zone vulnerabili ai nitrati (ZVN), che coprono circa il 18% del territorio nazionale, secondo Rete Rurale Nazionale l'azoto proveniente da effluenti zootecnici e digestato non può superare i 170 kg per ettaro all'anno, con deroghe fino a 210 kg/ha ammesse in alcune regioni — tra cui Emilia-Romagna, Lombardia, Piemonte e Veneto — a condizioni specifiche stabilite dai rispettivi programmi regionali. Gli obblighi per gli effluenti e il digestato in zona vulnerabile ai nitrati prevedono inoltre soglie di comunicazione e di piano di utilizzazione agronomica (PUA) che scalano con la quantità di azoto prodotta: fino a 1.000 kg annui è prevista un'esenzione, oltre i 6.000 kg è richiesto un PUA completo.

La tabella seguente riassume le situazioni tipiche.

Al di là dei limiti amministrativi, una distribuzione non corretta del digestato — fuori epoca, su terreni saturi o con tecniche che favoriscono la volatilizzazione — comporta perdite di ammoniaca in atmosfera e rischio di dilavamento di nitrati verso le acque superficiali e profonde. In condizioni particolari, definite dall'articolo 184-bis del D.Lgs. 152/2006, il digestato può essere classificato come sottoprodotto anziché come rifiuto, evitando la disciplina più onerosa prevista per i rifiuti: una qualifica che va comunque verificata caso per caso con un tecnico abilitato.

Sul lato agronomico, il Consorzio Italiano Biogas sostiene che l'uso corretto del digestato aumenti la sostanza organica del suolo e riduca il ricorso a fertilizzanti di sintesi, pur senza che esista oggi un dato quantitativo verificato e generalizzabile su questa sostituzione. Il tema si collega, più in generale, al bilancio delle emissioni dell'azienda agricola: una gestione efficiente di reflui e digestato non genera automaticamente un credito di carbonio, ma entra negli stessi meccanismi di misurazione e rendicontazione che regolano i crediti di carbonio che un'azienda agricola può generare attraverso pratiche di gestione del suolo e delle emissioni.

Incentivi al biometano: cosa è chiuso e cosa arriva

A settembre 2026 la situazione è netta: il PNRR non accetta più nuove domande per il biometano, l'accesso è riservato agli impianti già collocati utilmente in graduatoria, e il decreto che dovrebbe raccogliere l'eredità del PNRR non è ancora stato pubblicato. Chi valuta oggi un nuovo impianto o una riconversione deve partire da questa fotografia, non da quanto scrivono pagine e articoli meno aggiornati.

Il quadro si è formato per fasi successive, riassunte nella tabella seguente.

Per chi non è in graduatoria, la conclusione pratica è semplice da enunciare e scomoda da accettare: bisogna attendere il nuovo decreto, senza pianificare investimenti su valori di tariffa che ancora non esistono. La pagina del GSE sul decreto biometano PNRR resta il riferimento ufficiale per verificare lo stato aggiornato della misura e degli impianti ammessi.

Resta aperto, in parallelo, il tema degli impianti a biogas esistenti che arrivano al termine del periodo di incentivo elettrico: secondo fonti di settore, in Italia sono circa 1.800 gli impianti agricoli potenzialmente interessati da una scelta di riconversione, di cui oltre 700 sopra i 300 kWe — la soglia dimensionale sopra citata come più favorevole all'upgrading. Confagricoltura, in una presa di posizione dell'11 settembre 2026, ha chiesto priorità per le imprese agricole e minori barriere di accesso per gli impianti di piccola taglia proprio in vista del decreto post-PNRR, segnalando il rischio che gli impianti sotto i 300 kW restino esclusi da una riconversione conveniente.

Autorizzazioni: PAS o autorizzazione unica

Il titolo autorizzativo necessario dipende dalla taglia dell'impianto, misurata in Smc di gas prodotto all'ora. Per i nuovi impianti di biometano fino a 500 Smc/ora, e per la riconversione di impianti a biogas esistenti entro la stessa soglia, il D.Lgs. 28/2011, articolo 8-bis, prevede la procedura abilitativa semplificata (PAS), gestita a livello comunale; sopra questa soglia serve invece l'autorizzazione unica regionale, disciplinata dall'articolo 12 del D.Lgs. 387/2003. È bene tenere presente che la PAS non conferisce pubblica utilità né variante urbanistica automatica al terreno su cui sorge l'impianto: resta una procedura semplificata, non un lasciapassare su ogni altro vincolo urbanistico o paesaggistico dell'area.

Indipendentemente dal titolo richiesto, chi progetta un nuovo impianto o una riconversione deve mettere in fila alcuni elementi con largo anticipo:

• il titolo sull'area (proprietà o disponibilità del terreno);
• la fattibilità dell'allaccio, elettrico o alla rete del gas, con la relativa capacità disponibile;
• le eventuali valutazioni ambientali richieste in base alla localizzazione e alla taglia;
• il piano di utilizzazione agronomica del digestato sui terreni aziendali o conferiti;
• la valutazione di odori e traffico generato dal conferimento delle matrici, spesso richiesta dagli enti locali.

Le regole di autorizzazione per gli impianti di biometano variano nel dettaglio da Regione a Regione: tempi, modulistica e requisiti tecnici aggiuntivi non sono uniformi sul territorio nazionale, e nessuna durata di istruttoria può essere garantita in astratto.

Biogas o biometano: le strade per un impianto agricolo

Non esiste una strada migliore in assoluto tra restare sul biogas per elettricità e convertirsi al biometano: la scelta dipende dalle matrici realmente disponibili, dalla taglia dell'impianto, dalla vicinanza a una rete gas capiente, dallo stato degli incentivi al momento della decisione e dalla capacità dell'azienda di gestire il digestato prodotto.

La tabella seguente propone alcuni scenari tipici, senza indicare una soluzione preferita in assoluto.

Come sottolinea il contributo del Consorzio Italiano Biogas sulla rivista ENEA, il modello del biogas agricolo italiano si fonda storicamente su reflui, sottoprodotti e integrazione con le colture aziendali, più che su una produzione dedicata su larga scala. Il biogas non è l'unica fonte rinnovabile che un'azienda agricola può ospitare: convive, ad esempio, con l'agrivoltaico, l'altra fonte rinnovabile che convive con la produzione agricola, e la scelta tra le due, o la loro combinazione, dipende ancora una volta da terreni disponibili, matrici, rete e incentivi propri di ciascuna tecnologia.

Costi, ricavi e come valutare l'investimento (senza cifre)

Il conto economico di un impianto di biogas o biometano si costruisce voce per voce e va rifatto ogni volta che cambia lo stato degli incentivi: dipende dal costo e dalla disponibilità delle matrici, dall'energia effettivamente prodotta e venduta, dall'incentivo applicabile, dalla gestione del digestato e dai costi di manutenzione e personale nel corso degli anni.

La tabella seguente elenca le voci principali da verificare, senza importi, perché non esiste oggi un dato di costo verificato e aggiornato che sia corretto citare in modo puntuale.

Alla base della valutazione ci sono alcune logiche che valgono indipendentemente dalle cifre: il biogas trasforma un costo di gestione dei reflui in un ricavo, ma solo se il processo funziona con continuità; il digestato ha un valore reale solo se viene misurato e non semplicemente stimato per analogia con i fertilizzanti di sintesi; l'orizzonte di un incentivo, quando esiste, è lungo — fino a 15 anni nel caso della tariffa PNRR — e per questo un impianto che dipende da un incentivo non ancora definito comporta un rischio che va riconosciuto, non minimizzato. Per queste ragioni è opportuno chiedere un piano economico a più soggetti indipendenti — progettisti, GSE, organizzazioni di categoria — prima di impegnarsi in un investimento di questa portata.

Limiti e critiche: cosa si discute pubblicamente

Il biogas è una tecnologia matura, applicata in Italia da oltre un decennio su scala industriale, ma la sua diffusione ha alimentato un dibattito pubblico che tocca almeno quattro punti: l'uso di colture dedicate, l'impatto locale, la gestione del digestato e la dipendenza dagli incentivi.

Sul primo punto, secondo dati PianetaPSR riferiti al 2021-2022, circa il 30% delle matrici impiegate negli impianti agricoli italiani proviene da colture energetiche dedicate, contro un 60% di effluenti zootecnici e un 10% di sottoprodotti agroindustriali: una quota che alimenta il confronto sull'uso del suolo agricolo per produrre energia anziché cibo. Chi sostiene il modello, come il Consorzio Italiano Biogas, sottolinea che la maggioranza delle matrici resta comunque legata a reflui e sottoprodotti, e che le colture energetiche si inseriscono spesso in rotazioni come doppio raccolto, senza sottrarre superficie alla produzione alimentare principale. Chi lo critica sposta invece l'attenzione proprio sulla quota di colture dedicate e sulla concorrenza, anche indiretta, per il suolo e per l'acqua. Sul piano locale, gli impianti sollevano periodicamente osservazioni su traffico dei mezzi di conferimento, odori e impatto paesaggistico, questioni che rientrano tra gli elementi da valutare in fase di autorizzazione.

Alcuni errori ricorrenti in fase di valutazione preliminare meritano di essere segnalati:

• sottostimare la gestione del digestato, trattandolo come un problema secondario rispetto alla produzione di energia;
• contare su matrici non garantite nel tempo, come conferimenti di terzi senza contratti solidi;
• non verificare in anticipo la capacità della rete gas più vicina, prima di puntare su un progetto di biometano;
• non aggiornare lo stato degli incentivi al momento della decisione, basandosi su informazioni superate.

Domande frequenti

Qual è la differenza tra biogas e biometano?

Il biogas è la miscela grezza di metano e anidride carbonica prodotta dalla digestione anaerobica di reflui, sottoprodotti e colture. Il biometano è lo stesso gas dopo un processo di upgrading che eleva il contenuto di metano al 95-98%, rendendolo simile al gas naturale e immettibile in rete o utilizzabile come carburante.

Che cos'è il digestato e si può usare come fertilizzante?

Il digestato è il residuo della digestione anaerobica: contiene azoto, fosforo, potassio e sostanza organica. Può essere usato come fertilizzante nel rispetto delle norme sugli effluenti zootecnici, in particolare del D.M. 5046/2016, con un limite di 170 kg di azoto per ettaro l'anno nelle zone vulnerabili ai nitrati.

Quali sono gli incentivi al biometano nel 2026?

A settembre 2026 gli incentivi PNRR (DM 15 settembre 2022, aggiornato dal DL 19/2026) non accettano più nuove domande: restano riservati agli impianti già in graduatoria, con accordi da firmare entro il 30 giugno 2026. Il decreto che dovrebbe seguire il PNRR è in preparazione presso il MASE, ma non è ancora pubblicato.

Serve un'autorizzazione per un impianto di biogas o biometano?

Sì, e dipende dalla taglia. Per i nuovi impianti di biometano fino a 500 Smc/ora, e per le riconversioni entro la stessa soglia, basta la procedura abilitativa semplificata (PAS) in Comune. Oltre questa soglia serve l'autorizzazione unica regionale, con istruttoria più articolata.

Quanto biogas si ottiene da una tonnellata di liquame?

Secondo i dati CRPA del 2012, una tonnellata di liquame bovino tal quale produce indicativamente circa 29 m³ di biogas, mentre il liquame suino, più concentrato in solidi volatili degradabili, ne produce circa 15 m³. Sono valori medi: la resa reale dipende da freschezza e composizione del refluo.

Cosa succede agli impianti a biogas quando finiscono gli incentivi elettrici?

Molti titolari valutano la riconversione, totale o parziale, a biometano, un percorso previsto dal decreto PNRR per gli impianti già in graduatoria. Per chi non rientra in questa platea, la scelta dipende dal futuro decreto post-PNRR, che a settembre 2026 non è ancora stato pubblicato.

Quali sono gli svantaggi del biogas?

Le critiche più ricorrenti riguardano l'uso di colture energetiche dedicate, l'impatto locale in termini di traffico e odori, la complessità nella gestione del digestato entro i limiti sull'azoto e la dipendenza da un quadro di incentivi che, come nel 2026, può cambiare in corso d'opera.

Un piccolo allevamento può fare biogas?

In linea di principio sì, ma la taglia condiziona fortemente la scelta successiva: le fonti di settore segnalano che gli impianti intorno ai 300 kW elettrici incontrano maggiori difficoltà tecnico-economiche nella riconversione a biometano rispetto agli impianti di taglia superiore.

La checklist prima di valutare un impianto

Prima di avviare un progetto di biogas o biometano, o di decidere cosa fare di un impianto esistente in scadenza di incentivo, conviene verificare in ordine:

• le matrici disponibili, per tipo, quantità stagionale e freschezza reale, non solo teorica;
• i terreni disponibili per il digestato e i relativi limiti nelle zone vulnerabili ai nitrati;
• la capacità della rete gas o elettrica a cui l'impianto dovrà allacciarsi;
• il titolo autorizzativo necessario in base alla taglia prevista, PAS o autorizzazione unica;
• lo stato aggiornato degli incentivi alla data effettiva della decisione, non a quella di un articolo o di un preventivo ricevuto mesi prima;
• un piano economico costruito voce per voce, comprensivo dello scenario in cui l'incentivo cambia;
• un piano di gestione del digestato, con stoccaggi dimensionati e terreni di sbocco individuati in anticipo;
• il coinvolgimento di un tecnico abilitato e della propria organizzazione agricola di categoria.

Norme, incentivi e condizioni di mercato in questo settore cambiano con frequenza, in particolare nell'attesa del decreto post-PNRR: un tecnico abilitato, il GSE e la normativa vigente al momento della decisione restano sempre il riferimento che prevale su qualsiasi articolo divulgativo.