Cattura della CO₂, idrogeno ed emissioni di metano: cosa prevede il DDL Senato n. 1836

DDL Senato n. 1836: il nuovo quadro per CCUS, idrogeno ed emissioni di metano

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Il disegno di legge n. 1836, presentato dal Governo il 16 marzo 2026 e collegato alla manovra di finanza pubblica, affronta con un unico provvedimento tre snodi centrali della transizione energetica: la filiera della cattura, dell’utilizzo e dello stoccaggio della CO₂ (CCUS), la regolazione dell’idrogeno e l’attuazione in Italia del regolamento (UE) 2024/1787 sulla riduzione delle emissioni di metano nel settore dell’energia. Il testo è assegnato in sede referente all’8ª Commissione Ambiente del Senato e, dal 4 agosto 2026, risulta in corso di esame. Sono stati presentati emendamenti e il contenuto potrà quindi cambiare. L’analisi che segue riguarda il testo governativo del DDL S. 1836 e dovrà essere verificata alla luce delle modifiche parlamentari e dei successivi decreti attuativi.

1. Un provvedimento diviso in tre pilastri

Il DDL è costruito intorno a tre interventi distinti ma collegati. L’articolo 1 delega il Governo a definire una disciplina organica della filiera CCUS; l’articolo 2 introduce disposizioni sul mercato dell’idrogeno e sulle relative infrastrutture di rete; gli articoli 3 e 4 individuano le autorità nazionali e il sistema sanzionatorio necessari per applicare il regolamento europeo sulle emissioni di metano. La scelta riflette l’esigenza di integrare decarbonizzazione industriale, sviluppo di nuovi vettori energetici e contenimento delle emissioni climalteranti lungo la filiera fossile.

2. La delega per la filiera CCUS

L’articolo 1 conferisce al Governo una delega per costruire il quadro legislativo della carbon capture, utilization and storage. La filiera comprende la separazione della CO₂ dai flussi industriali, il suo eventuale utilizzo, il trasporto e lo stoccaggio permanente in formazioni geologiche idonee. La delega è particolarmente rilevante per i settori cosiddetti hard-to-abate, nei quali l’abbattimento delle emissioni non può essere ottenuto nel breve periodo esclusivamente mediante elettrificazione o fonti rinnovabili. Cemento, calce, acciaio, raffinazione, chimica, trattamento dei rifiuti e produzione termoelettrica sono tra i comparti potenzialmente interessati.

3. Autorizzazioni lungo l’intera catena della CO₂

Il futuro decreto legislativo dovrà coordinare le autorizzazioni riguardanti impianti di cattura, reti e mezzi di trasporto, infrastrutture intermedie e siti di stoccaggio. Il punto critico è evitare che ciascun segmento venga valutato isolatamente. Un progetto CCUS funziona soltanto se cattura, trasporto e conferimento finale sono tecnicamente compatibili e operativi in tempi coordinati. Per le imprese diventeranno centrali la qualificazione giuridica dei flussi di CO₂, l’individuazione dell’autorità competente, il rapporto con VIA e AIA, la gestione delle modifiche impiantistiche e la disciplina degli attraversamenti e delle infrastrutture comuni.

4. Accesso alle reti e regolazione dei rapporti tra operatori

La nascita di una filiera nazionale richiede regole trasparenti per l’accesso alle infrastrutture di trasporto e ai siti di stoccaggio. Occorrerà disciplinare capacità disponibile, priorità di accesso, tariffe, responsabilità per la qualità del flusso conferito e gestione delle indisponibilità. Questi profili incidono direttamente sulla bancabilità dei progetti e sulla possibilità per le PMI industriali di accedere a infrastrutture sviluppate da operatori di maggiori dimensioni. Il rischio da prevenire è che la CCUS diventi un sistema chiuso o economicamente accessibile soltanto a pochi soggetti.

5. Responsabilità, monitoraggio e fase successiva alla chiusura

Lo stoccaggio geologico impone una disciplina chiara delle responsabilità per perdite, anomalie e danni ambientali. Dovranno essere coordinati monitoraggio, garanzie finanziarie, obblighi informativi e trasferimento delle responsabilità nella fase successiva alla chiusura del sito. Per gli operatori non sarà sufficiente dimostrare la corretta esecuzione tecnica dell’iniezione: serviranno sistemi documentati di controllo, gestione dell’emergenza e tracciabilità del quantitativo e della composizione della CO₂ lungo l’intera catena.

6. CCUS, autorizzazione integrata ambientale e Modello 231

Gli impianti di cattura inseriti in installazioni soggette ad AIA comporteranno modifiche del ciclo produttivo, nuovi consumi energetici, ulteriori punti di controllo e rapporti con soggetti terzi. L’azienda dovrà verificare se il progetto costituisca modifica sostanziale, aggiornare procedure ambientali e manutentive e ridefinire responsabilità interne. I nuovi rischi dovranno essere considerati anche nella valutazione dei reati ambientali rilevanti ai sensi del d.lgs. 231/2001, nei flussi verso l’Organismo di vigilanza e nella selezione e controllo dei partner della filiera.

7. Il nuovo assetto regolatorio dell’idrogeno

L’articolo 2 interviene sullo sviluppo del mercato dell’idrogeno e delle relative infrastrutture. La costruzione di una rete richiede regole su accesso, connessione, separazione delle attività, tariffe e qualità del prodotto. Il DDL attribuisce un ruolo regolatorio ad ARERA, chiamata a contribuire alla definizione di un mercato trasparente e non discriminatorio. La disciplina dovrà coordinarsi con il diritto europeo e con la progressiva trasformazione delle infrastrutture del gas.

8. Idrogeno rinnovabile e a basse emissioni

Per le imprese sarà decisiva la classificazione dell’idrogeno utilizzato o prodotto. Origine dell’energia, intensità emissiva, sistemi di certificazione e tracciabilità condizioneranno incentivi, contratti e comunicazioni ambientali. Dichiarazioni generiche sulla sostenibilità dell’idrogeno possono generare rischi di greenwashing se non sostenute da dati verificabili. Contratti di fornitura, garanzie di origine e criteri di contabilizzazione delle emissioni dovranno quindi essere integrati nella compliance aziendale.

9. Il regolamento europeo sulle emissioni di metano

Gli articoli 3 e 4 completano il quadro nazionale necessario all’applicazione del regolamento (UE) 2024/1787. La normativa europea interessa i settori del petrolio, del gas fossile e del carbone e introduce obblighi di misurazione, rendicontazione e verifica, nonché attività di rilevamento e riparazione delle perdite. Sono inoltre disciplinati venting e flaring e, secondo il calendario europeo, specifici obblighi riguardanti le importazioni da Paesi terzi.

10. Autorità competente e ruolo dei controlli

L’articolo 3 individua il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica quale autorità competente. Nel dibattito parlamentare è emersa l’esigenza di chiarire il coordinamento operativo con ISPRA e con il Sistema nazionale a rete per la protezione dell’ambiente. Per gli operatori è essenziale conoscere chi riceve i dati, chi effettua le verifiche e quali siano le modalità di interlocuzione in caso di anomalie. Una distribuzione non chiara delle competenze rischierebbe di produrre duplicazioni, ritardi o difformità nei controlli.

11. Misurazione, rendicontazione e riparazione delle perdite

La compliance sulle emissioni di metano dipende dalla qualità del dato. Le imprese interessate devono disporre di inventari delle sorgenti, tecniche di misurazione adeguate, registrazione degli interventi LDAR e procedure per gestire scostamenti e indisponibilità strumentali. Il dato comunicato alle autorità deve essere ricostruibile e verificabile. Contratti con manutentori e fornitori dovranno specificare standard tecnici, tempi di intervento, conservazione delle evidenze e responsabilità in caso di informazioni inesatte.

12. Il sistema sanzionatorio

L’articolo 4 introduce le sanzioni amministrative necessarie per rendere effettivi gli obblighi europei. Il Senato classifica il provvedimento anche con riferimento a sanzioni amministrative e pene pecuniarie. Durante le audizioni, le associazioni industriali hanno chiesto proporzionalità, gradualità e certezza del diritto, soprattutto per gli obblighi dipendenti da produttori di Paesi terzi e per le scadenze che richiedono norme tecniche europee. Il testo definitivo dovrà bilanciare efficacia deterrente, imputabilità della violazione e concreta possibilità dell’operatore di adempiere.

13. Importazioni di gas da Paesi terzi

Uno dei nodi più delicati riguarda gli importatori europei, che devono acquisire informazioni sulle emissioni associate alla produzione svolta fuori dall’Unione. L’impresa importatrice non controlla direttamente impianti e pratiche del produttore estero. Diventano quindi essenziali clausole contrattuali, obblighi documentali, audit, dichiarazioni del fornitore e rimedi in caso di dati mancanti o inattendibili. Questo profilo interessa non soltanto il diritto ambientale, ma anche la gestione del rischio contrattuale e della catena di fornitura.

14. Conseguenze per le imprese industriali

Anche le imprese che non operano direttamente nel settore energetico possono essere coinvolte. I grandi emettitori potranno valutare progetti di cattura; utilizzatori e produttori di idrogeno dovranno adeguarsi al nuovo assetto di mercato; fornitori di tecnologia, ingegneria, monitoraggio e manutenzione entreranno in catene contrattuali ad alta complessità. Investimenti e partnership richiederanno due diligence autorizzative, definizione delle responsabilità, verifica degli incentivi e analisi delle conseguenze in caso di ritardo dell’infrastruttura comune.

Cosa devono fare ora le imprese

In attesa del testo definitivo, è opportuno avviare una verifica preventiva su almeno otto aree: 1. mappatura delle emissioni di CO₂ e metano e delle relative fonti; 2. valutazione tecnico-giuridica dei progetti CCUS o idrogeno già pianificati; 3. verifica del coordinamento con VIA, AIA e autorizzazioni energetiche; 4. revisione dei contratti di trasporto, stoccaggio, fornitura e manutenzione; 5. controllo dei sistemi di misurazione, rendicontazione e conservazione dei dati; 6. aggiornamento di deleghe, procedure ambientali e Modello 231; 7. due diligence sui partner e sui produttori extra-UE; 8. monitoraggio degli emendamenti e dei successivi decreti legislativi. Il punto centrale è anticipare la trasformazione organizzativa: infrastrutture innovative e nuovi obblighi climatici richiedono responsabilità definite, dati affidabili e procedure capaci di collegare aspetti tecnici, autorizzativi e contrattuali.

Fonti ufficiali

Senato della Repubblica, Disegno di legge S. 1836 e relativo fascicolo dell’iter.

Senato della Repubblica, Dossier del Servizio Studi n. 687.

Regolamento (UE) 2024/1787 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024.

Direttiva 2009/31/CE sullo stoccaggio geologico di biossido di carbonio.

Decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152.

Il presente articolo esamina un disegno di legge ancora in corso di approvazione e ha finalità informativa; non sostituisce la consulenza riferita al singolo progetto, impianto o procedimento.