Comma 933 Legge di Bilancio 2026 (L. 199/2025) — Infrastrutture Trasporti
In vigore dal: In vigore dal 1° gennaio 2026.
Testo coordinato
. L’ , è sostituito dal seguente:articolo 20 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 «Art.
20. – (Collegamento degli impianti di produzione di biometano alla rete del gas naturale) –
1. Le imprese che svolgono attività di trasporto e distribuzione di gas naturale sono tenute ad allacciare alla propria rete sia gli impianti di produzione di biometano realizzati ex novo sia quelli risultanti dalla riqualificazione di preesistenti impianti di produzione di biogas, secondo le regole stabilite dall’Autorità di regolazione per energia reti e ambienti (ARERA).
2. Entro quarantacinque giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, l’ARERA aggiorna la propria regolazione relativamente alle condizioni tecniche ed economiche per l’erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi ai sensi del comma
1.
3. Gli atti di regolazione di cui al comma 2, nel rispetto delle esigenze di sicurezza fisica e di funzionamento del sistema di trasporto e distribuzione di gas: a) stabiliscono le caratteristiche chimiche e fisiche minime del biometano, con particolare riguardo alla qualità, l’odorizzazione e la pressione del gas, necessarie per l’immissione nelle reti; b) prevedono la realizzazione, anche congiunta fra diversi operatori se ritenuto maggiormente efficiente sotto il profilo tecnico ovvero economico, dei necessari interventi di potenziamento della rete gas esistente per una maggiore integrazione tra le reti di trasporto e di distribuzione, tramite l’impiego di tecnologie per il superamento degli attuali limiti infrastrutturali di accettabilità del biometano nelle reti per favorire un ampio utilizzo del biometano; a tal fine, l’allacciamento non discriminatorio alla rete degli impianti di produzione di biometano di cui al comma 1 dovrà risultare coerente con criteri di fattibilità tecnici ed economici ed essere compatibile con le norme tecniche e le esigenze di sicurezza, fermo restando che i costi associati allo sviluppo e all’adeguamento della rete esistente restano a carico degli operatori di rete; c) definiscono le modalità di ripartizione dei costi, tra tutti i produttori che ne beneficiano, delle opere di connessione degli impianti di produzione di biometano alla rete gas; le modalità di ripartizione, basate su criteri oggettivi, trasparenti e non discriminatori, tengono conto dei benefici che i produttori già connessi e quelli collegatisi successivamente traggono dalle connessioni; d) stabiliscono, ai fini del perseguimento degli obiettivi legati alla transizione energetica individuati dal Piano nazionale integrato per l’energia e il clima (PNIEC), che una quota pari al 70 per cento dei costi degli investimenti di connessione alle reti di trasporto o di distribuzione e al 100 per cento dei costi relativi ai sistemi di misura di cui alla lettera h) e dei costi relativi alla compressione, siano attribuiti ai gestori dei sistemi di trasporto o di distribuzione in relazione alla soluzione di connessione individuata, mentre la restante parte, pari al 30 per cento, dei costi degli investimenti di connessione ricada in capo ai produttori; e) prevedono la pubblicazione, da parte dei gestori di rete, degli standard tecnici per il collegamento alla rete del gas naturale degli impianti di produzione di biometano; f) fissano le procedure, i tempi e i criteri per la determinazione dei costi per l’espletamento di tutte le fasi istruttorie necessarie per l’individuazione e la realizzazione della soluzione definitiva di allacciamento; g) sottopongono a termini perentori le attività poste a carico dei gestori di rete, individuando sanzioni e procedure sostitutive in caso di inerzia; h) definiscono un assetto dei sistemi di misura e di controllo della qualità funzionale a minimizzare i costi complessivi degli interventi da realizzare, garantendo il rispetto delle norme tecniche e delle esigenze di sicurezza delle reti di trasporto e di distribuzione; i) prevedono la pubblicazione, da parte dei gestori di rete, delle condizioni tecniche ed economiche necessarie per la realizzazione delle eventuali opere di adeguamento delle infrastrutture di rete per l’allacciamento di nuovi impianti; l) prevedono procedure di risoluzione delle controversie insorte fra produttori e gestori di rete con decisioni, adottate dalla stessa ARERA, vincolanti fra le parti; m) stabiliscono le misure necessarie affinché l’imposizione tariffaria dei corrispettivi posti a carico del soggetto che immette in rete il biometano sia improntata al criterio di allocazione dei costi su scala nazionale».
Norme modificate da questi commi
- Art. 41 Costituzione (comma 933): Iniziativa economica privata: tutela degli operatori del biometano contro barriere infrastrutturali
- Art. 9 Costituzione (comma 933): Tutela dell’ambiente: il biometano contribuisce alla decarbonizzazione e agli obiettivi PNIEC
- Art. 117 Costituzione (comma 933): Competenza statale in materia di produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell’energia
In sintesi
La cornice: il biometano e il D.Lgs. 28/2011
Il comma 933 della Legge di Bilancio 2026 riscrive integralmente l’articolo 20 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 (attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione delle fonti rinnovabili). La materia è il collegamento degli impianti di produzione di biometano alla rete del gas naturale. Il biometano — ottenuto per upgrading del biogas (depurazione e arricchimento del metano) — è un vettore energetico rinnovabile fungibile con il gas naturale fossile: può essere immesso in rete e impiegato per gli stessi usi (riscaldamento, industria, autotrazione, generazione elettrica). È un tassello chiave della transizione energetica e degli obiettivi del PNIEC (Piano nazionale integrato per l’energia e il clima).
La precedente formulazione dell’art. 20 D.Lgs. 28/2011 era stata progressivamente integrata da decreti ministeriali e delibere ARERA, con un assetto regolatorio frammentato. Il comma 933 razionalizza il quadro, riportando in fonte primaria i principi della connessione e rinviando alla regolazione ARERA per la disciplina di dettaglio.
L’obbligo di connessione e la ratio
Il nuovo comma 1 dell’art. 20 conferma e rafforza l’obbligo dei gestori di trasporto e distribuzione di gas naturale di allacciare gli impianti di biometano. La novità espressa è che l’obbligo copre sia gli impianti realizzati ex novo sia quelli risultanti dalla riqualificazione di preesistenti impianti di produzione di biogas. La precisazione è rilevante: molti dei progetti di biometano in Italia (circa 250 impianti operativi e oltre 350 in cantiere al 2024) nascono dalla riconversione di digestori agricoli che producevano biogas per generazione elettrica con incentivi GSE in scadenza. Senza l’obbligo esplicito di allacciamento, questi operatori rischiavano blocchi infrastrutturali.
L’obbligo si fonda sul principio di accesso non discriminatorio alla rete, mutuato dal diritto europeo dell’energia (Regolamento UE 2017/1938 sulla sicurezza dell’approvvigionamento gas, Direttiva UE 2009/73/CE come modificata dalla Direttiva UE 2024/1788 sulle norme comuni per i mercati interni del gas rinnovabile e naturale). I gestori sono operatori in regime di concessione e service public: l’obbligo di connessione di terzi è coessenziale alla loro funzione.
La regolazione ARERA entro 45 giorni
Il comma 2 del nuovo art. 20 fissa un termine di 45 giorni all’ARERA per aggiornare la propria regolazione tecnica ed economica. Si tratta di un termine ordinatorio breve che impone all’Autorità una pronta riscrittura delle delibere di settore (in particolare il Testo Integrato delle Connessioni Attive TICA per il biometano, attualmente delibera ARERA 46/2022). Si rinvia alla regolazione anche la definizione delle caratteristiche chimiche e fisiche minime del biometano (qualità, odorizzazione, pressione) necessarie per l’immissione sicura in rete.
Il punto qualificante: ripartizione dei costi 70/30
Il cuore economico della riforma è alla lettera d) del comma 3. Per il perseguimento degli obiettivi PNIEC, ARERA è tenuta a stabilire che una quota pari al 70% dei costi degli investimenti di connessione alle reti di trasporto o di distribuzione, e una quota pari al 100% dei costi dei sistemi di misura e di compressione, siano attribuiti ai gestori dei sistemi di trasporto o di distribuzione. La restante quota del 30% dei costi di connessione resta a carico dei produttori.
La logica è chiara: spostare il peso economico dello sviluppo della rete dal singolo produttore alla collettività degli utenti del gas (i costi sostenuti dai gestori rientrano nelle tariffe regolate, e quindi nelle bollette). È una scelta politica di sostegno alla diffusione del biometano coerente con la transizione energetica: il singolo investitore non deve farsi carico integralmente dell’adeguamento infrastrutturale necessario per l’immissione in rete della propria produzione. Il precedente assetto, che lasciava in larga misura i costi al produttore, costituiva una barriera economica significativa ai progetti di biometano, in particolare per quelli in aree non già servite da rete a media pressione.
Garanzie procedurali: termini, sanzioni, controversie
Le lettere f), g), l) dispongono presidi procedurali rilevanti: ARERA fissa procedure, tempi e criteri per l’individuazione e realizzazione dell’allacciamento; sottopone a termini perentori le attività dei gestori di rete, individuando sanzioni e procedure sostitutive in caso di inerzia; prevede procedure di risoluzione delle controversie con decisioni dell’ARERA stessa vincolanti fra le parti. Si tratta di poteri tipici dell’Autorità di regolazione (cfr. art. 2, comma 24, L. 14 novembre 1995, n. 481; art. 9 D.Lgs. 6 maggio 2025, n. 64 sulla riforma delle Autorità indipendenti).
Profili tariffari e ricadute sui consumatori
Lo spostamento del 70% dei costi sui gestori comporta che la loro base regolatoria invested capital (RAB) aumenterà per gli investimenti di connessione biometano. ARERA dovrà riconoscere il tasso di remunerazione sul capitale investito (WACC) e gli ammortamenti tramite le tariffe del servizio di distribuzione/trasporto. L’effetto sulle bollette finali del gas sarà quindi più alto rispetto allo scenario senza connessione biometano, ma compensato dal contributo alla decarbonizzazione e alla sicurezza dell’approvvigionamento. La lettera m) impone all’ARERA di stabilire le misure necessarie affinché l’imposizione tariffaria dei corrispettivi a carico del produttore segua un criterio di allocazione dei costi su scala nazionale, evitando squilibri territoriali.
Decreto attuativo pending
L’effettiva operatività del nuovo art. 20 dipende dall’aggiornamento della regolazione ARERA entro 45 giorni dall’entrata in vigore (1° gennaio 2026). Fino all’adozione della nuova delibera, gli operatori dovranno attenersi alla disciplina previgente (delibera ARERA 46/2022 e collegati) per gli aspetti non immediatamente self-executing. Le previsioni in tema di riparto 70/30 sono direttamente vincolanti e ARERA non ha discrezionalità sulla soglia.
Domande frequenti
Cos’è il biometano e perché si vuole favorirne l’immissione in rete?
Il biometano è un gas rinnovabile ottenuto dall’upgrading del biogas: il biogas grezzo, prodotto dalla digestione anaerobica di sostanze organiche (rifiuti agricoli, deiezioni zootecniche, FORSU, residui agroindustriali), viene purificato e arricchito fino a raggiungere caratteristiche chimico-fisiche compatibili con il gas naturale fossile. Una volta upgradato, è fungibile con il metano di rete e può essere usato per riscaldamento, industria, autotrazione, generazione elettrica. Favorirne l’immissione in rete è strategico per gli obiettivi PNIEC (decarbonizzazione del settore gas) e per la sicurezza dell’approvvigionamento (riduzione della dipendenza da gas fossile estero). L’Italia ha un potenziale stimato di oltre 6 miliardi di metri cubi all’anno di biometano, contro consumi nazionali di circa 70 miliardi di metri cubi.
Cosa cambia con la nuova ripartizione dei costi 70%/30%?
La novità chiave del comma 933 è l’obbligo per ARERA di stabilire che il 70% dei costi degli investimenti di connessione alle reti di trasporto o di distribuzione, e il 100% dei costi dei sistemi di misura e di compressione, siano attribuiti ai gestori delle reti gas. La restante quota del 30% dei costi di connessione resta a carico dei produttori di biometano. Nel previgente assetto regolatorio, i costi di connessione erano in larga misura sostenuti dal produttore, con effetto deterrente sui progetti collocati in aree non già servite. Spostando 70 punti percentuali sulla rete — e quindi nelle tariffe regolate — si socializza il costo della transizione: i progetti di biometano diventano economicamente più sostenibili, la bolletta finale del gas si carica di un quota piccola ma diffusa di sostegno alla decarbonizzazione.
Entro quando ARERA deve aggiornare la regolazione e cosa succede prima?
Il comma 2 del nuovo art. 20 D.Lgs. 28/2011 impone all’ARERA di aggiornare la propria regolazione entro 45 giorni dalla data di entrata in vigore della disposizione (cioè entro il 14 febbraio 2026, considerando il 1° gennaio 2026 come dies a quo). Si tratta di un termine ordinatorio breve: ARERA dovrà riscrivere il Testo Integrato delle Connessioni Attive applicabile al biometano (ad oggi delibera 46/2022 e successive integrazioni) per recepire i nuovi principi, in particolare il riparto 70/30. Fino all’adozione della nuova delibera, gli operatori sono tenuti ad applicare la disciplina vigente per gli aspetti non immediatamente self-executing; le previsioni sui criteri di riparto dei costi sono però direttamente cogenti e non lasciano margini di discrezionalità ad ARERA sulla soglia.
Cosa accade se un gestore di rete è inerte nell’allacciare un impianto?
La lettera g) del comma 3 del nuovo art. 20 prevede espressamente che ARERA sottoponga a termini perentori le attività poste a carico dei gestori di rete e individui sanzioni e procedure sostitutive in caso di inerzia. Sul piano sanzionatorio, ARERA dispone già del potere di irrogare sanzioni amministrative pecuniarie fino al 10% del fatturato (art. 2, comma 20, lettera c), della L. 14 novembre 1995, n. 481). Sul piano sostitutivo, l’Autorità può ordinare al gestore di provvedere entro un termine determinato e, in caso di inadempienza, attivare procedure di esecuzione coattiva o nominare commissari ad acta. La lettera l) prevede inoltre procedure di risoluzione delle controversie tra produttori e gestori con decisioni ARERA vincolanti fra le parti: il produttore non è quindi obbligato a un lungo contenzioso amministrativo o civile per ottenere l’allacciamento.
L’impatto sulle bollette del gas sarà significativo?
L’impatto esiste ma sarà contenuto e diluito nel tempo. I costi sostenuti dai gestori di rete per le connessioni biometano entrano nella RAB (Regulatory Asset Base) e sono recuperati tramite le tariffe del servizio di distribuzione e trasporto del gas, in quote annuali di ammortamento più remunerazione del capitale investito (WACC). La componente tariffaria collegata alla distribuzione/trasporto rappresenta una frazione della bolletta finale del gas (l’altra parte è data dalla materia prima, dagli oneri di sistema e dalle imposte). La lettera m) del nuovo art. 20 impone ad ARERA di applicare un criterio di allocazione dei costi su scala nazionale, evitando che territori con più impianti biometano sopportino bollette eccessivamente più alte. Il principio è di solidarietà perequativa: tutti gli utenti del gas contribuiscono a finanziare la transizione.