Due prodotti con la stessa origine
C’è un’idea che sta cambiando pelle in molte filiere. Gli scarti non sono più “il finale” di un processo produttivo, ma l’inizio di un altro.
Il biogas nasce esattamente qui, nel punto in cui un costo di gestione può diventare materia prima energetica, con un effetto a cascata su autonomia, competitività e stabilità degli approvvigionamenti.
Per un imprenditore, il tema non è teorico. È un esercizio di esecuzione industriale. Serve continuità di matrici, logistica sensata, qualità dei progetti, regole chiare e una filiera che si faccia riconoscere anche sul fronte della trasparenza.
Di cosa stiamo parlano
Il biogas deriva dalla digestione anaerobica di sostanze organiche. Il biometano è il passo successivo, l’“upgrade” che rende il gas ottenuto compatibile con usi più ampi, fino all’immissione in rete e all’impiego nei trasporti, grazie a caratteristiche assimilabili al gas naturale. È qui che la tecnologia smette di essere solo impiantistica e diventa strategia di mercato.
Quando si parla di potenziale nazionale, i volumi sono tali da cambiare la prospettiva. La stima indica 10,2 miliardi di m³ di biogas, equivalenti a 5,7 miliardi di m³ di biometano se valorizzati correttamente, in coerenza con gli obiettivi al 2030.
È una quantità che, letta in chiave industriale, significa sostituzione di importazioni e maggiore resilienza del sistema.
La materia prima
Sul lato agricolo, la composizione del potenziale è molto chiara. La quota principale arriva dagli effluenti zootecnici (75%), seguiti da colture erbacee (20%), scarti della trasformazione vegetale (5%) e sottoprodotti della macellazione (1%).
Questa fotografia dice una cosa semplice. La disponibilità non è il problema, lo diventa la capacità di organizzare raccolta, trasporto e continuità delle matrici.
Accanto all’agricoltura c’è il grande bacino dei rifiuti organici. La raccolta differenziata dell’organico arriva a 7,6 milioni di tonnellate, di cui 5,6 milioni di umido e oltre 2 milioni di verde.
Oggi, dall’umido si stimano circa 200 milioni di m³ di biometano, con il 75% dell’organico trattato tramite digestione anaerobica. E la traiettoria di crescita è esplicita, fino a 354 milioni di m³ con la spinta di investimenti e incentivi.
Nel modello biogas-biometano, la parte “invisibile” spesso è quella che fa la differenza sul campo. Il digestato può essere valorizzato in agronomia, contribuendo alla fertilità dei suoli e riducendo il ricorso a input esterni. È uno dei motivi per cui la filiera viene letta come economia circolare reale, non come etichetta.
Il biometano viene associato a un profilo emissivo molto più basso rispetto alle alternative fossili. Il valore indicato è 23,4 g CO2eq/kWh (PCI), circa dieci volte meno del gas naturale, con riduzioni fino al 90% rispetto a gas naturale, benzina e diesel.
Sono numeri che rendono il biometano particolarmente rilevante nei settori difficili da elettrificare, dove la decarbonizzazione richiede soluzioni praticabili.
Questo però porta con sé una condizione non negoziabile. Il metano è un gas climalterante potente e, in un sistema credibile, la gestione delle emissioni e delle dispersioni (“metano fuggitivo”) diventa un tema operativo, non un dettaglio comunicativo.
Gli obiettivi europei
In Europa, il biometano è ormai un obiettivo industriale. L’indicazione al 2030 è 35 miliardi di m³ e l’infrastruttura gas viene descritta come pronta ad accompagnare questi volumi.
In questo scenario l’Italia risulta tra i primi cinque Paesi UE per volumi immessi nel sistema energetico nazionale, un posizionamento che conta perché rende più vicino il passaggio dalla sperimentazione alla normalità industriale.
Il tema, oggi, è anche di calendario. Il PNRR, investimento 1.4, mette a disposizione 1,92 miliardi di euro e mira a sostenere riconversioni e nuovi impianti, con un incremento atteso tra 2,3 e 2,5 miliardi di m³. È un’accelerazione importante, ma legata a tempi di realizzazione stringenti, con una data di messa in esercizio indicata al 30 giugno 2026.
Nel quadro regolatorio e incentivante vengono richiamati anche il decreto del 15 settembre 2022 (n. 340) e le regole applicative per il biometano, insieme a tariffe indicate fino a 130,14 €/MWh per impianti fino a 100 Sm³/h e 124,48 €/MWh oltre tale soglia, con ulteriori distinzioni operative legate alle classi dimensionali. È un impianto che rende la progettazione economica più leggibile, ma che richiede precisione esecutiva e tempi certi.
I freni che bloccano i progetti
Se la domanda è “perché non si fa tutto e subito”, la risposta non è quasi mai tecnica. I fattori critici citati riguardano informazione insufficiente, scarsa trasparenza, esperienze negative che inquinano la fiducia, controlli percepiti come carenti, mancanza di processi partecipativi e conflitti territoriali.
In pratica, il rischio principale è perdere consenso sociale e credibilità industriale proprio mentre il mercato chiede di scalare.
Biogas e biometano non sono una scorciatoia. Sono un modello industriale che funziona quando trasforma ciò che esiste già, reflui, sottoprodotti, frazione organica, in energia programmabile, con benefici sulla sicurezza degli approvvigionamenti e sulla competitività.
La differenza, oggi, la fanno la qualità dei progetti, la trasparenza delle filiere e la capacità di eseguire nei tempi, soprattutto dentro una finestra PNRR che non aspetta.
Fonti: ansa.it, energia.regione.emilia-romagna.it, legambiente.it
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