L’approvazione della RED III, terza Direttiva sulle fonti rinnovabili recepita in Italia con D.lgs 9 gennaio 2026 n.5, segna un passaggio cruciale nel percorso europeo verso la neutralità climatica al 2050 rafforzando il quadro normativo precedente, e innalzando al 42,5%, 10,5 punti percentuali in più rispetto a quando disposto nel 2018, l’obiettivo vincolante del peso delle fonti rinnovabili sui consumi finali lordi di energia entro il 2030, con un’indicazione “aspirazionale” al 45%. Si tratta di un salto significativo rispetto al quadro precedente, che impone una rapida accelerazione in tutti i settori economici.

Per quelli difficilmente elettrificabili, l’aumento dell’obiettivo complessivo FER accresce inevitabilmente il fabbisogno di biocarburanti sostenibili rendendo il loro contributo al raggiungimento dei target climatici strutturale.

Principali modifiche apportate dalla RED III in tema di biometano e biocarburanti

Fonte: elaborazioni proprie su RED III 

E’ il caso del settore dei trasporti, responsabile di circa un quarto delle emissioni europee di gas serra, per cui la RED III prevede che gli obblighi in capo ai fornitori di carburanti siano tali da assicurare:

  • una quota di energia rinnovabile sul consumo finale di energia pari ad almeno il 29% entro il 2030 (superiore di 15 punti percentuali rispetto a quanto precedentemente disposto) oppure
  • una riduzione dell’intensità delle emissioni di gas a effetto serra dei carburanti pari ad almeno il 14,5% entro il 2030 rispetto al valore di riferimento, in conformità alla traiettoria indicativa stabilita dallo Stato membro.

Rientrano nel calcolo della summenzionata quota biocarburanti, biometano, anche se immesso nelle reti nazionali di trasporto e distribuzione del gas, combustibili rinnovabili di origine non biologica e carburanti da carbonio riciclato, compresi i bunkeraggi marittimi internazionali, nonché l’energia elettrica da fonti rinnovabili immessa in consumo.

La Direttiva dispone inoltre che la quota combinata di biocarburanti avanzati/biogas prodotti a partire da specifiche materie prime (indicate nell’Allegato IX della Direttiva) e di combustibili rinnovabili di origine non biologica nell’energia fornita al settore dei trasporti sia pari ad almeno l’1% nel 2025 e al 5,5% nel 2030, di cui una quota pari ad almeno all’1% proveniente da RFNBO.

Introducendo un obiettivo basato sulla riduzione dell’intensità emissiva dei combustibili, l’Unione Europea supera un approccio puramente volumetrico alla promozione delle energie rinnovabili nei trasporti (basato sulle percentuali di rinnovabili immesse), segnando un cambiamento di logica regolatoria. La RED III sposta infatti il focus dalla quantità di energia rinnovabile usata alla sua effettiva efficacia climatica, premiando le soluzioni caratterizzate da elevate riduzioni di gas serra, come biocarburanti avanzati e, soprattutto, biometano.

Tale approccio mantiene un’impostazione tecnologicamente neutra sul piano metodologico, ma determina una selezione ex post delle soluzioni in funzione delle loro prestazioni climatiche, operando un allineamento coerente tra criterio di policy e obiettivo di decarbonizzazione che ben si collega al rafforzamento della distinzione tra biocarburanti convenzionali e avanzati, prodotti a partire da materie prime residuali, rifiuti e sottoprodotti, limitando ulteriormente il contributo dei primi e introducendo requisiti più stringenti di sostenibilità ambientale e riduzione delle emissioni lungo l’intero ciclo di vita al fine di evitare effetti indiretti sul cambio d’uso dei suoli.

A fronte del mantenimento del cap produttivo per i biocarburanti convenzionali e del phase out progressivo per quelli ad alto rischio ILUC, vengono incrementati in maniera significativa i sotto-obiettivi per i biocarburanti avanzati rendendo il loro sviluppo non solo auspicabile, ma necessario e strutturale.

Con l’introduzione dell’obiettivo alternativo di riduzione dell’intensità di gas serra dei combustibili la Direttiva attribuisce un particolare valore funzionale al biometano come combustibile rinnovabile a basse emissioni con un ruolo chiave non solo nei trasporti, ma, più in generale, nella decarbonizzazione del sistema gas in considerazione del fatto che il suo utilizzo consente riduzioni di gas effetto serra molto elevate su base LCA, con bilanci emissivi prossimi allo zero o negativi a seconda della dieta utilizzata, e la mitigazione, grazie alla gestione controllata delle biomasse, delle emissioni di metano (cd methane avoidance) che vengono computate (come “evitate”) ai fini del calcolo dell’abbattimento.

Il biometano è inoltre un combustibile rinnovabile pienamente drop-in, in quanto chimicamente equivalente al gas naturale fossile e, quindi, utilizzabile nelle infrastrutture e negli usi finali esistenti, inclusi i trasporti, senza limiti di blending e senza necessità di modifiche tecnologiche in assenza di switching costs. Negli ultimi 12 anni il numero degli impianti di produzione di biometano è aumentato di circa 6 volte: oggi si contano circa 1.500 facilities che, nel 2024, hanno dato luogo ad una produzione di circa 5,5 miliardi di metri cubi (58 TWh), concentrata soprattutto in Francia, Germania e Italia.

Evoluzione del numero di impianti di biometano e della produzione aggregata in Europa (2012 - 2024)

Fonte: EBA, 2025

Il contributo del biometano ai consumi di gas europei è tuttavia ancora piuttosto contenuto e pari

a meno del 2%. La European Biogas Association stima però un potenziale produttivo di circa 55 miliardi di metri cubi, una quantità decisamente superiore al target produttivo del piano REPowerEU e tale da coprire anche completamente il fabbisogno europeo di gas nello scenario di graduale Phase Out.

Anche il potenziale teorico di produzione italiano è rilevante e al momento poco sfruttato.

Gli impianti attualmente operativi sono 116 con una capacità installata di 90.000 standard metri cubi orari, corrispondente a una producibilità teorica annua di oltre 600 milioni di metri cubi a cui si aggiungerebbe quella dei 563 impianti ammessi agli incentivi ex DM 2022 (numero depurato dalle domande di partecipazione alle aste presentate più volte ma corrispondenti al medesimo impianto), pari a 1,7 Gmc/anno, dando luogo ad una produzione potenziale pari a meno della metà del target indicato dal PNIEC 2024.

Per l’Italia, la RED III rappresenta al tempo stesso una sfida e un’opportunità. Essa enfatizza la valenza strategica nella transizione energetica di biocarburanti e biometano, fonti per cui il paese dispone di filiere già relativamente sviluppate, soprattutto per il metano rinnovabile in ambito agricolo, e di competenze industriali consolidate. Lo sviluppo dei relativi mercati richiederà tuttavia un rafforzamento dei sistemi di incentivazione e una maggiore integrazione tra politiche energetiche, agricole e dei rifiuti. In particolare, sarà cruciale garantire la stabilità regolatoria per attrarre investimenti e accompagnare la riconversione degli impianti esistenti verso produzioni più avanzate.

Se da un lato, la RED III segna un cambio di passo deciso nella strategia europea per le energie rinnovabili e, in particolare, per i biocarburanti avanzati e il biometano indicandoli non più come soluzioni di transizione ma come componenti strutturali della decarbonizzazione, in particolare per quei settori difficili da elettrificare, dall’altro il ritmo e il successo del cambiamento dipenderanno dai decisori nazionali la cui sfida sarà tradurre il nuovo quadro normativo in strategie industriali coerenti, capaci di coniugare sicurezza energetica, competitività e obiettivi climatici.

In conclusione, l'efficacia della RED III non si misurerà solo sulla severità dei nuovi target in essa contenuti, ma sulla capacità sistemica da parte dei regolatori nazionali di gestire la transizione come un processo evolutivo adottando un approccio pragmatico che valorizzi al massimo le molecole e le tecnologie già disponibili — dai gas rinnovabili ai biocarburanti avanzati — in attesa che l’elettrificazione dei consumi raggiunga la piena maturità infrastrutturale e di mercato ove economicamente e tecnicamente fattibile.

Solo attraverso un mix energetico diversificato che massimizzi il benessere sociale sarà possibile conciliare sicurezza, competitività industriale e sostenibilità ambientale, evitando di generare pericolosi trade-off a danno sia della decarbonizzazione che della stabilità del sistema economico europeo.