Sistemi ibridi e gas rinnovabili nella transizione del riscaldamento | Articoli

Il mercato italiano del riscaldamento, presidiato dalle aziende associate ad Assotermica, attraversa una fase di trasformazione non priva di tensioni: la direttiva EPBD non è ancora stata recepita in nessuno dei 27 Stati membri, l’Italia è tra i Paesi messi in mora dalla UE, e il settore si prepara a un cambio di paradigma che va dalla sostituzione della singola caldaia alla riqualificazione dell’intero sistema edificio-impianto.

Un percorso in cui caldaie predisposte ai gas rinnovabili, sistemi ibridi “Factory Made”, pompe di calore a gas e solare termico giocano un ruolo centrale.

Il mercato italiano delle caldaie, presidiato da Assotermica

Il mercato italiano degli apparecchi per il riscaldamento degli ambienti fa capo, per la quasi totalità della produzione nazionale, alle aziende associate ad Assotermica: l’associazione – federata ad Anima Confindustria – dei produttori di apparecchi e componenti per impianti termici destinati al comfort climatico ambientale.

Il comparto riunisce oltre 65 aziende associate, per più di 12.000 addetti diretti e oltre 3 miliardi e mezzo di euro di fatturato complessivo, con una quota export superiore al 60%: è, per dimensioni, il secondo mercato europeo del settore.

I gruppi merceologici rappresentati vanno dalle caldaie a gas per uso residenziale ai sistemi e apparecchi ibridi, dalle pompe di calore a gas agli scaldacqua a pompa di calore, sistemi di riscaldamento industriale ad aria e a irraggiamento, fino a componenti di regolazione, accumuli termici e solare termico: un ventaglio di tecnologie che riflette, fin dalla propria composizione industriale, l’approccio multi-tecnologico che l’associazione porta avanti nel confronto con le autorità di regolamentazione.

Un mercato in trasformazione

Obiettivi UE al 2050 e calo delle vendite di caldaie nel 2025

Il mercato è attraversato da una trasformazione non priva di tensioni. Da un lato, gli obiettivi di decarbonizzazione fissati a livello europeo restano un orizzonte fermo: il parco immobiliare dell’Unione dovrà azzerare le proprie emissioni entro il 2050, con l’uscita dal mercato degli apparecchi “alimentati prevalentemente da combustibili fossili” fissata al 2040 (seppur la stessa Commissione EU abbia chiarito che si tratta più che altro di un “target aspirazionale” suggerito agli Stati Membri).

Il settore termico, però, è più lento e difficile da decarbonizzare di altri comparti energetici – la quota di rinnovabili nel riscaldamento e raffrescamento italiano si attesta oggi intorno al 20%, a fronte dell’obiettivo del 39,4% fissato in base alla direttiva RED III per il 2030 (D.Lgs. 9 gennaio 2026 , n. 5) – e nel frattempo la domanda interna soffre: il mercato italiano delle caldaie ha chiuso il 2025 con oltre 140.000 unità in meno vendute rispetto all’anno precedente, un calo che Assotermica ha segnalato pubblicamente come sintomo di un quadro regolatorio e incentivante non ancora stabilizzato soprattutto in funzione di quale piano sarà adottato per gli edifici.

La posizione di Assotermica nel negoziato EPBD

Fin dalla fase di negoziazione della EPBD, Assotermica ha sostenuto la necessità di un approccio multi-tecnologico e multi-energetico alla decarbonizzazione degli edifici, evitando di affidare l’intero percorso a un’unica tecnologia – e mettendo in guardia sul rischio che il divieto indiscriminato di alcune tecnologie crei una situazione cristallizzata nel parco installato con milioni di apparecchi datati, inefficienti e meno sicuri, comunque destinati a restare in uso in molte abitazioni.

È una posizione che il testo finale della direttiva ha in parte accolto: il rinvio dell’orizzonte di phase-out dei combustibili fossili nel riscaldamento dal 2035, inizialmente proposto, al 2040 definitivo è stato motivato anche dalla previsione di una maggiore disponibilità, entro quella data, di vettori rinnovabili come il biometano e l’idrogeno “verde” nelle reti di distribuzione esistenti.

EPBD non è ancora stata recepita

La procedura d’infrazione UE del 15 luglio 2026

Il 15 luglio 2026 la Commissione europea ha aperto una procedura d’infrazione contro tutti i 27 Stati membri per il mancato recepimento della direttiva (UE) 2024/1275, la revisione della direttiva sulla prestazione energetica nell’edilizia (EPBD), nota anche come direttiva “Case Green”: nessun governo nazionale ha notificato a Bruxelles il recepimento integrale entro la scadenza generale del 29 maggio 2026, pur avendo avuto ventiquattro mesi di tempo dall’entrata in vigore del testo.

La procedura, attivata con l’invio delle lettere di costituzione in mora, concede agli Stati membri due mesi per rispondere; in assenza di un riscontro soddisfacente potrà seguire un parere motivato e, come passaggio finale, il deferimento alla Corte di Giustizia dell’Unione europea, con il rischio di sanzioni pecuniarie.

I precedenti richiami: articolo 17(15) e Piani Nazionali di Ristrutturazione (NBRP)

Non è il primo richiamo sul tema. Già a marzo 2025 nove Stati membri erano stati messi in mora per il mancato recepimento dell’articolo 17(15), che vieta di incentivare le caldaie autonome a combustibili fossili, con scadenza anticipata al 1° gennaio 2025; a novembre 2025 lo stesso richiamo è arrivato anche per Italia, Estonia e Ungheria.

Un fronte distinto riguarda i Piani Nazionali di Ristrutturazione degli Edifici (NBRP): il 31 dicembre 2025 tutti gli Stati membri avrebbero dovuto trasmettere una prima bozza, e a marzo 2026 diciannove Paesi, Italia compresa, sono stati richiamati anche su questo fronte.

Il 14 luglio 2026 il Joint Research Centre ha pubblicato la prima valutazione delle bozze pervenute – sedici, presentate da quindici Stati membri e dalla Regione Vallona del Belgio – e l’Italia non figura tra questi.

Il caso Italia

L’Italia si conferma uno tra i Paesi più in affanno: al 29 maggio 2026 non risultava pubblicato alcun decreto legislativo di attuazione, né era stata trasmessa alcuna bozza di NBRP.

Perché il recepimento è in ritardo: cause tecniche, sociali e amministrative

Complessità tecnica: GWP, APE e nuove soglie MEPS

Le ragioni del ritardo, in Italia come altrove, non sono riconducibili a un’unica causa. Pesa anzitutto la complessità tecnica del provvedimento: la direttiva introduce l’obbligo di calcolare il potenziale di riscaldamento globale (GWP) lungo l’intero ciclo di vita degli edifici a partire dal 2028, richiede l’aggiornamento degli attestati di prestazione energetica, l’introduzione del passaporto di ristrutturazione e nuove soglie minime di prestazione energetica (MEPS) per gli edifici non residenziali – che dovranno collocarsi, dal 2030, sotto la soglia del 16% degli edifici meno performanti rispetto al patrimonio censito al 1° gennaio 2020, e sotto quella del 26% dal 2033.

Diversi di questi elementi dipendono da atti delegati che la Commissione sta ancora definendo: solo il 4 maggio 2026, ad esempio, è stato pubblicato il regolamento che fissa la metodologia comune di calcolo del GWP, propedeutico al recepimento nazionale su questo punto.

Nodi socioeconomici: povertà energetica, split incentives ed ETS2

A queste difficoltà tecniche si aggiungono nodi più propriamente socioeconomici.

La stessa EPBD riconosce che la riqualificazione degli edifici può sollevare le famiglie dalla povertà energetica e persino prevenirla, ma ammette anche che gli interventi non sono gratuiti, chiedendo agli Stati membri di tenere sotto controllo l’impatto sociale dei costi di ristrutturazione, specie per i nuclei più vulnerabili.

Tradurre questo equilibrio in norme nazionali non è scontato: si intreccia con il problema dei cosiddetti “split incentives” tra proprietari e inquilini (chi paga la riqualificazione non è sempre chi beneficia del risparmio in bolletta), con la progettazione di sussidi mirati alle famiglie che non potrebbero altrimenti permettersi l’intervento, e con il probabile arrivo dal 2027, della tassazione ETS2 sulle emissioni da riscaldamento da combustibili fossili negli edifici e anche nell’autotrasporto, che aggiungeranno un ulteriore livello di complessità e urgenza.

La Spagna, ad esempio, ha approvato a febbraio 2026 una Strategia nazionale contro la povertà energetica 2026-2030 proprio per accompagnare il proprio Piano Nazionale di Ristrutturazione degli Edifici.

Capacità amministrativa: la lezione del Superbonus

Sul piano più propriamente amministrativo, pesa la capacità stessa degli Stati di attuare un provvedimento così complesso: una direttiva fissa obiettivi e criteri generali, ma sta ai singoli Paesi tradurli in regole, incentivi e strumenti operativi.

In Italia, l’esperienza del Superbonus – un potenziale significativo, ma un’applicazione resa incerta da complessità burocratiche e da modifiche normative frequenti che ne hanno limitato l’efficacia – resta un monito su quanto la stabilità e la semplicità degli strumenti incidano sui risultati; a complicare ulteriormente il quadro si aggiunge un dibattito pubblico talvolta distorto da semplificazioni e allarmismi, che rallenta il mercato e rende più difficile affrontare i nodi reali del recepimento.

Il nodo del patrimonio edilizio italiano

Per l’Italia pesa poi la specificità del patrimonio edilizio nazionale: secondo l’Istat, quasi 20 milioni di abitazioni italiane – il 56,3% del totale – sono state costruite tra il 1961 e il 2000, in gran parte prive di interventi di efficientamento.

Vi si aggiungono centri storici, immobili vincolati, edifici in contesti paesaggistici sensibili e la frammentazione proprietaria tipica delle proprietà degli immobili residenziali in Italia, che complica qualunque programmazione di interventi su larga scala. La stessa Commissione riconosce alla direttiva margini di flessibilità per adattarsi ai contesti nazionali, con esenzioni per alcune categorie di edifici; ma tradurre questi margini in una strategia credibile, con una roadmap di interventi al 2030-2040-2050 e trovare le relative coperture finanziarie nell’attuale congiuntura estremamente complicata, richiede un lavoro tecnico e politico immane.

Non va dimenticato, infine, che Italia e Germania avevano espresso le posizioni più critiche durante il negoziato della direttiva, proprio in ragione dell’età media elevata del proprio patrimonio immobiliare: il testo approvato nel 2024 rappresenta già un compromesso rispetto alle proposte iniziali della Commissione, con scadenze più sostenibili e una maggiore apertura alla pluralità tecnologica.

Il ritardo nel recepimento sembra oggi raccontare, più che un ripensamento degli obiettivi di decarbonizzazione, quella che diversi osservatori descrivono come una fase più pragmatica nell’attuazione del Green Deal europeo: gli obiettivi di lungo periodo restano confermati – parco edilizio decarbonizzato al 2050, uscita dai combustibili fossili nel riscaldamento entro il 2040 – ma strumenti e tempi per raggiungerli vengono ridiscussi con maggiore sensibilità e attenzione.

Dove va il mercato? Elettrificazione e decarbonizzazione

I target nazionali per i gas rinnovabili nel riscaldamento

Nonostante il ritardo nel recepimento, diversi Stati membri stanno già inserendo esplicitamente i gas rinnovabili tra le leve di decarbonizzazione del riscaldamento, invece di puntare sulla sola elettrificazione.

La Danimarca è il caso più avanzato: punta a un parco gas alimentato al 100% da biometano entro il 2032. I Paesi Bassi puntano a far crescere la produzione interna di green gas da circa 0,3 a 2 miliardi di m³ l’anno entro il 2030, introducendo un obbligo di miscelazione nella rete gas e sostenendo con incentivi l’installazione di un milione di pompe di calore ibride entro il 2030 (contro i circa 560.000 apparecchi, per lo più elettrici puri, venduti fino al 2023). Il Belgio (Regione Vallona) ipotizza un’introduzione graduale del biogas dal 2030, fino al 25% del mix di rete al 2050; la Spagna punta a una produzione 20 TWh l’anno al 2030, da integrare nella rete gas naturale esistente.

Un caso a parte, per il livello di dettaglio della normativa appena approvata, è quello tedesco: il 10 luglio 2026 il Parlamento e il Consiglio Federale hanno approvato la Legge sulla modernizzazione degli edifici (GModG), che sostituisce integralmente la Legge sull’energia degli edifici (GEG), fissando l’obiettivo legale di raggiungere il 100% di combustibili climaticamente neutri per il riscaldamento entro il 2045 e affiancando come leva per la libertà di scelta tecnologica un percorso di miscelazione progressiva dei combustibili rinnovabili, sia sui nuovi impianti sia, tramite obblighi ai fornitori, sul parco esistente; il testo è stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale federale (n. 226/2026) il 28 luglio.

Altri Paesi si limitano per ora a un’indicazione di indirizzo, senza obiettivi quantitativi: la Croazia punta a sostituire il gas naturale con biometano e idrogeno dopo il 2040, la Romania richiama in modo generico il potenziale ruolo dei gas rinnovabili e dell’idrogeno nell’ambito del phase-out delle caldaie fossili al 2040, il Portogallo si limita a un’ipotesi generica sui biocarburanti.

Un elemento che accomuna diversi piani è comunque l’introduzione di un obbligo di miscelazione di gas rinnovabile in capo ai fornitori: oltre alla Germania, anche i Paesi Bassi e, dal 2026, la Francia si stanno muovendo nella stessa direzione.

Biometano, biogas e idrogeno verde: differenze tecniche e compatibilità di rete

Tra i vettori “green gas”, il biometano è quello di gran lunga più maturo e immediatamente compatibile con il parco di apparecchi a gas già installato.

A differenza del biogas – ottenuto dalla digestione anaerobica di matrici agricole, agroindustriali e rifiuti organici, ma tipicamente impiegato in loco per la cogenerazione – il biometano viene purificato fino a raggiungere le caratteristiche del gas naturale e può essere immesso direttamente nella rete di trasporto e distribuzione esistente, alimentando caldaie, pompe di calore a gas e sistemi ibridi senza alcun intervento sull’apparecchio.

Inoltre il biometano può essere prodotto anche dai reflui nei sistemi di trattamento degli scarichi liquidi urbani, in piena sintonia con la filosofia dell’economia circolare. L’idrogeno “verde”, prodotto per elettrolisi da energia rinnovabile, è oggi impiegabile in miscela fino al 20% in volume con il gas naturale sugli apparecchi di ultima generazione, mentre un utilizzo puro richiederebbe apparecchi e reti dedicate.

Dalla sostituzione della caldaia alla riqualificazione del sistema edificio-impianto

Il percorso di decarbonizzazione degli edifici, nell’orizzonte fissato dalla EPBD per il 2050, richiede un cambio di prospettiva che va oltre la semplice sostituzione dell’apparecchio di generazione: dalla singola caldaia occorre passare a una lettura integrata del sistema edificio-impianto, in cui involucro, generatore di calore, terminali e regolazione vengono considerati parti sinergiche di un percorso ottimale di intervento, ove possibile.

È la prospettiva che la stessa Assotermica ha fatto propria: “Assotermica concorre all’evoluzione del mercato integrando innovazione e quadro regolatorio. Sosteniamo incentivi mirati, come per le tecnologie hybrid ready, e accompagniamo la revisione normativa su Ecodesign, Labelling e RED III, favorendo investimenti in soluzioni ad alta efficienza per edifici residenziali, commerciali e industriali”, si legge in un contributo dell’associazione in occasione di MCE – Mostra Convegno Expocomfort. Tenendo fermo l’obiettivo di azzerare le emissioni del patrimonio immobiliare europeo entro il 2050, quali soluzioni tecnologiche possono accompagnare questo percorso?

Prodotti al servizio della transizione energetica degli edifici

Il comparto rappresentato da Assotermica mette già a disposizione della transizione energetica degli edifici un ventaglio di tecnologie in grado di intervenire da subito su consumi, emissioni e sicurezza del sistema elettrico.

Le caldaie predisposte ai gas rinnovabili

Le caldaie a condensazione già oggi in commercio possono funzionare, senza modifiche sostanziali, con miscele di metano e biometano o di metano e idrogeno “verde” fino al 20% in volume: una compatibilità che consente di ridurre il consumo di energia primaria non rinnovabile e le emissioni di CO2 semplicemente cambiando la composizione del gas immesso in rete, senza dover intervenire sull’apparecchio già installato. Anche il solo rinnovo del parco caldaie tradizionali ancora in funzione con apparecchi a condensazione rappresenta di per sé, a parità di combustibile, una leva di efficientamento estremamente significativa per il comparto residenziale.

Le pompe di calore a gas

Le pompe di calore ad assorbimento ed endotermiche alimentate a gas sono tra le poche tecnologie in grado di agire contemporaneamente su più fronti della transizione: riduzione dell’energia primaria non rinnovabile, delle emissioni di CO₂ e della spesa energetica per l’utente finale. A differenza della pompa di calore elettrica, non richiedono potenza elettrica aggiuntiva dalla rete e mantengono prestazioni stabili anche alle temperature di mandata dell’acqua richieste dagli impianti esistenti, senza i vincoli sulla temperatura massima che possono limitare la tecnologia elettrica nei periodi più freddi.

I prodotti ibridi

 L’abbinamento factory-made di una pompa di calore elettrica e di una caldaia a condensazione, con gestione ottimizzata del carico tra le due unità, permette di ridurre consumi di energia primaria, emissioni di CO₂ e spesa energetica rispetto all’uso della sola caldaia o della sola pompa di calore. Il vantaggio più rilevante ai fini della sicurezza del sistema elettrico riguarda la limitazione del picco di potenza richiesto alla rete: l’unità a pompa di calore può essere dimensionata per una quota della potenza necessaria, mentre la caldaia copre le punte di carico – tipicamente sia nella produzione di acqua calda sanitaria che per il riscaldamento nelle giornate più fredde o nelle ore notturne– senza necessità di sovradimensionare il contatore elettrico né di installare ingombranti accumuli dedicati. Per la prima volta, la revisione dei regolamenti Ecodesign ed Energy Labelling attualmente in consultazione presso la Commissione Europea introduce le pompe di calore ibride come categoria di prodotto a sé stante, accanto a caldaie e pompe di calore elettriche: un riconoscimento normativo della crescente rilevanza di mercato della tecnologia ibrida factory-made.

Il solare termico

 I collettori solari termici, piani o sottovuoto, restano la tecnologia più matura per integrare la produzione di acqua calda sanitaria da fonte rinnovabile diretta. Abbinati a un sistema ibrido factory-made o a una caldaia, anche con superfici contenute possono coprire una quota rilevante del fabbisogno di acqua calda sanitaria nelle zone climatiche più soleggiate, riducendo ulteriormente consumi di gas ed emissioni. È una tecnologia complementare più che alternativa alle altre: non sostituisce il generatore di calore, ma ne riduce il fabbisogno nei mesi e nelle ore di maggiore soleggiamento.

Gli scaldacqua a pompa di calore

 Per la sola produzione di acqua calda sanitaria, gli scaldacqua a pompa di calore – che recuperano calore dall’aria ambiente o da un flusso d’aria estratta – rappresentano un’alternativa efficiente allo scaldabagno elettrico tradizionale, con un coefficiente di prestazione tipicamente superiore a 2,5-3: a parità di energia elettrica assorbita producono quindi più del doppio del calore utile. Sono una soluzione particolarmente indicata dove la produzione di acqua calda è slegata dal riscaldamento degli ambienti – ad esempio in abbinamento a impianti centralizzati o a generatori non elettrici – e non richiedono un allaccio alla rete gas.

Il ruolo infrastrutturale della rete gas

Quanto alla rete gas, il suo valore in questo scenario è soprattutto infrastrutturale: la rete di trasporto e distribuzione esistente può accogliere, senza modifiche sostanziali, quote crescenti di biometano e di idrogeno “verde” in miscela, mettendo a disposizione del parco di apparecchi a gas già installato in Italia un canale di decarbonizzazione che non richiede né la sostituzione integrale degli apparecchi né nuovi investimenti nella rete elettrica – valorizzando un asset infrastrutturale già costruito e ammortizzato.

Storage stagionale: la conversione degli accumuli di gas a biometano

Inoltre gli accumuli stagionali di gas metano (fossile) possono essere immediatamente convertiti e utilizzati con il Biometano, realizzando un formidabile sistema di storage a costo zero e a mantenimento annuale, senza confronto di costi e di resa con sistemi elettrochimici (batterie) che nemmeno si avvicinano alle prestazioni dello stoccaggio gas per unità di energia stoccabile a parità di costi, o anche per unità di energia stoccabile a parità di tempo (multi-stagionali).

Incentivi e condizioni di mercato: Ecodesign, Labelling e RED III

Il quadro regolatorio che accompagna questa transizione tecnologica passa in larga parte da due strumenti distinti ma complementari: da un lato il Regolamento Ecodesign, che fissa i requisiti minimi obbligatori di efficienza energetica ed emissioni per i prodotti immessi sul mercato, applicandosi direttamente in tutti gli Stati membri; dall’altro il Regolamento Energy Labelling, che fornisce ai consumatori informazioni comparabili sulle prestazioni attraverso un sistema di etichettatura armonizzato. Se la Direttiva EPBD affida ai governi nazionali la definizione del percorso di uscita dai combustibili fossili negli edifici entro il 2040, l’Ecodesign garantisce che i prodotti immessi sul mercato rispettino standard tecnici aggiornati.

La Commissione Europea ha messo in consultazione la revisione dei quattro regolamenti tecnici su Ecodesign ed Energy Labelling per i generatori di calore e gli scaldacqua, fermi al 2013: la proposta aggiorna i metodi di prova per l’efficienza energetica, i livelli di potenza sonora e le emissioni di NOx, introduce per la prima volta le pompe di calore ibride come categoria di prodotto a sé stante e semplifica l’etichetta energetica dall’attuale scala A+++/D a una nuova scala A-G.

Sul fronte delle energie rinnovabili, la direttiva RED III (UE 2023/2413) chiede agli Stati membri una quota rinnovabile complessiva di almeno il 42,5% entro il 2030 (con l’ambizione di arrivare al 45%), e per il solo riscaldamento e raffrescamento un incremento vincolante annuo pari all’1,1% dal 2026 al 2030; per l’edilizia, l’obiettivo indicativo è di almeno il 49% di energia rinnovabile al 2030. L’Italia ha recepito la RED III con il decreto legislativo n. 5 del 2026 (in vigore dal 4 febbraio), che innalza al 39,4% l’obiettivo nazionale di consumi coperti da fonti rinnovabili al 2030 (dal 32% precedente) e valorizza ai fini del computo l’energia ambientale delle pompe di calore, purché nel rispetto dei requisiti minimi di efficienza stagionale.

I classici incentivi italiani come il Conto Termico, l’Ecobonus e il Bonus Casa potrebbero non bastare per far fronte ad una sfida così importante, soprattutto qualora venissero ulteriormente rimessi in discussione, sacrificati o depotenziati dal lato del supporto ai consumatori finali.

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FAQ TECNICHE: Riscaldamento ed EPBD: ibridi, pompe di calore e gas rinnovabili

Che cos’è un sistema ibrido factory-made e come funziona?

È l’abbinamento, assemblato in fabbrica, di una pompa di calore elettrica e di una caldaia a condensazione, con gestione ottimizzata del carico tra le due unità. La pompa di calore copre il fabbisogno base, mentre la caldaia interviene nelle punte di carico — tipicamente in produzione di acqua calda sanitaria o nelle giornate più fredde — senza necessità di sovradimensionare il contatore elettrico o installare accumuli dedicati ingombranti.

In quali edifici può essere utile un sistema ibrido factory-made?

Il sistema ibrido può risultare particolarmente interessante nella riqualificazione di edifici esistenti nei quali la pompa di calore può coprire una parte significativa del carico mentre il generatore a combustione interviene sulle punte. Il risultato dipende tuttavia da temperatura di mandata, dispersioni, dimensionamento, logica di controllo e condizioni climatiche. Non è quindi corretto attribuire automaticamente al sistema ibrido un vantaggio economico o energetico in qualsiasi edificio. 

La EPBD vieta le caldaie a gas dal 2040?

Non in questi termini. La direttiva (UE) 2024/1275 richiede ai Piani nazionali di ristrutturazione una roadmap per il phase-out dei combustibili fossili nel riscaldamento e raffrescamento, con una prospettiva di completa eliminazione delle caldaie a combustibili fossili entro il 2040. Non si tratta quindi di un divieto UE automatico di vendita di qualsiasi caldaia a gas a partire da quella data. 

Tutte le caldaie a condensazione possono funzionare con il 20% di idrogeno?

No, questa affermazione non deve essere generalizzata. La UNI/TS 11854:2022 disciplina specificamente requisiti e prove per determinate caldaie alimentate con gas dei gruppi H ed E e miscele gas naturale-idrogeno fino al 20% in volume. La compatibilità deve quindi risultare dalla progettazione, qualificazione e documentazione dello specifico apparecchio.

Quale normativa regola caldaie, pompe di calore e sistemi ibridi a livello europeo?

Il quadro combina la direttiva EPBD (UE) 2024/1275 sulla prestazione energetica degli edifici, la direttiva RED III (UE) 2023/2413 sulla quota di rinnovabili nel riscaldamento, e i regolamenti Ecodesign ed Energy Labelling — attualmente in revisione presso la Commissione UE — che fissano i requisiti tecnici minimi di prodotto e introducono per la prima volta le pompe di calore ibride come categoria a sé stante. In Italia la RED III è recepita con il D.Lgs. 9 gennaio 2026, n. 5.

Quali vantaggi offre l’uso di biometano e idrogeno verde in miscela nella rete gas esistente?

Le caldaie a condensazione già in commercio funzionano, senza modifiche sostanziali, con miscele di metano e biometano o di metano e idrogeno verde fino al 20% in volume, riducendo consumo di energia primaria non rinnovabile ed emissioni di CO2 senza intervenire sull’apparecchio installato. Il biometano, in particolare, è già immettibile direttamente nella rete di trasporto e distribuzione esistente.