Dal 4 agosto 2026 la produzione di energia elettrica da impianti a biogas e a biomasse solide, che accedono a meccanismi di sostegno pubblico, è tenuta a rispettare nuove percentuali minime di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra (emissioni GHG) che sono state introdotte nell’ordinamento nazionale con il decreto legislativo 9 gennaio 2026, n. 5 (recepimento della direttiva RED III). 

In particolare, sono interessati gli impianti a biogas di potenza termica pari o superiore a 2 MW e gli impianti a biomasse solide di potenza termica superiore ai 20 MW.

Tali disposizioni integrano quelle in materia sostenibilità della biomassa (articolo 42 del D.Lgs. 199/2021). 

Pertanto, per continuare a beneficiare degli incentivi sulla produzione elettrica, gli impianti devono ora verificare, oltre i criteri di sostenibilità, anche i criteri di riduzione delle emissioni.

Le nuove percentuali di riduzione dei GHG variano a seconda:

• del combustibile;
• della potenza termica;
• della data di entrata in esercizio.

Di seguito le due fattispecie per le quali dal 4 agosto 2026 la percentuale minima di riduzione delle emissioni si innalza:

• la prima riguarda gli impianti entrati in esercizio prima del 1° gennaio 2021, in esercizio da almeno 15 anni. Per questi impianti la percentuale di riduzione di GHG è fissata all'80%;
• la seconda riguarda gli impianti entrati in esercizio dopo il 20 novembre 2023 e soggetti agli stessi criteri. Questi impianti erano già tenuti al rispetto di una percentuale di risparmio GHG fin dall'entrata in esercizio: il 70% per quelli entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2025, l'80% per i successivi. Dal 4 agosto 2026 la percentuale è dell'80% per tutti: l'innalzamento riguarda quindi i soli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2025.

In relazione a quanto indicato, i produttori di energia sono tenuti a verificare se il mix di alimentazione del proprio impianto consente di raggiungere la percentuale di risparmio GHG richiesta.

Ad ogni biomassa in ingresso, infatti, è associabile un proprio valore di emissione, che “pesa” sul risultato finale di emissione, in proporzione all'energia prodotta da quella biomassa. 

In caso di verifiche negative occorrerà intervenire sul piano di alimentazione o sulle condizioni di esercizio (impianto) per non perdere l’incentivo. 

Per quanto riguarda il piano di approvvigionamento, si possono sostituire in tutto o in parte le matrici a maggiore impatto emissivo con altre che pesino meno sul conto delle emissioni. È una scelta che va verificata su due fronti. Sul fronte commerciale, perché dipende da che cosa i fornitori di biomassa possono garantire, in quali quantità e a quali condizioni. Sul fronte amministrativo, perché per gli impianti a biogas il cambio di matrici può incidere sul titolo autorizzativo.

Un secondo margine di intervento, nello specifico del settore del biogas, riguarda le scelte impiantistiche. Sul risultato emissivo di GHG incidono infatti la copertura delle vasche di stoccaggio del digestato, prima fra tutte, ma anche la provenienza dell'elettricità e del calore di processo e le modalità di separazione solido/liquido delle matrici. Incide inoltre l'installazione di un post-combustore rigenerativo, che ossida il metano incombusto presente nei gas di scarico del motore e azzera tali emissioni ai fini del calcolo. Conviene quindi valutare quanto ciascuna di queste soluzioni inciderebbe sul risparmio GHG complessivo e se valga la pena installarla.

Una terza via, sempre per il biogas, è quella di ridurre la potenza termica dell'impianto al di sotto della soglia di applicazione — 2 MW per il biogas — così da non dover verificare le riduzioni di GHG ed in generale la sostenibilità delle biomasse (articolo 42 del D.Lgs. 199/2021). In tali casi, dovrà comunque essere garantita la copertura delle vasche di digestato con sistemi di captazione e recupero del gas, ai fini dell'accesso ai regimi di sostegno (adempimento introdotto con il recepimento della RED III - articolo 42, comma 3, ultimo periodo, del D.Lgs. 199/2021 integrato dall'articolo 20 del D.Lgs. 9 gennaio 2026, n. 5). Rispetto a tale prescrizione si segnala che ad oggi né a livello normativo nè operativo (es. GSE) sono state fornite indicazioni sulle modalità applicative e sulla effettiva decorrenza. Su questo tema seguiranno quindi maggiori informazioni appena disponibili.

Altro aspetto di cui tener conto nella scelta di riduzione della potenza è che questa non è immediata e sul piano autorizzativo si configura come modifica non sostanziale dell'impianto e ricade nei regimi semplificati del Testo Unico FER; comporta la richiesta al gestore di rete di modifica della connessione esistente e, realizzato l'intervento, la comunicazione al GSE con istanza entro sessanta giorni dal completamento utilizzando il modello «DSAN rettifica potenza termica» (pubblicato dal GSE il 22 maggio 2026) nel quale il legale rappresentante dichiara la nuova potenza termica dell'impianto e la data da cui il valore decorre.