Biogas e
Biometano
Dalla digestione anaerobica alla rete del gas: il biometano come vettore strategico di decarbonizzazione per trasporti, riscaldamento e industria. Il Decreto 2022 e i Certificati di Biometano Avanzato.
Agenda dei lavori
Il biogas è oggi la principale fonte di energia rinnovabile nel settore agricolo italiano. Il biometano — biogas purificato e immesso nella rete del gas — è la frontiera più promettente: può decarbonizzare trasporti pesanti, riscaldamento industriale e diventare il vettore di economia circolare per la filiera agroalimentare.
Il gas che nasce dai rifiuti:
un’industria già matura
Il biogas non è una tecnologia del futuro: è una realtà consolidata con decenni di storia industriale in Italia. La novità è il biometano — biogas purificato fino al 97% di metano — che può entrare direttamente nelle reti del gas esistenti, decarbonizzando usi finali che l’elettricità non riesce a raggiungere.
“Il biometano è l’unico gas rinnovabile che può usare le infrastrutture esistenti senza modifiche. È la transizione energetica che passa dentro i tubi che abbiamo già.”
— Snam SpA, Rapporto Sostenibilità 2024Come si trasforma
la materia organica in gas
La digestione anaerobica è un processo biologico naturale: i batteri degradano la materia organica in assenza di ossigeno producendo biogas (55–70% CH₄, 30–45% CO₂) e digestato. Il processo avviene in 4 fasi sequenziali che richiedono temperature controllate e tempi di ritenzione precisi.
| Matrice organica | Resa biogas (Nm³/t SV) | % CH₄ tipico | Disponibilità IT | Note ambientali | Qualità DM 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Reflui bovini / suini | 200–350 | 55–65% | Alta — 80 Mt/anno | Riduce emissioni metano da letame | Avanzato |
| FORSU (rifiuti organici urbani) | 350–550 | 58–68% | Alta — 7 Mt/anno | Economia circolare urbana | Avanzato |
| Fanghi di depurazione | 200–400 | 60–65% | Media — 3,5 Mt/anno | Trattamento end-of-waste | Avanzato |
| Scarti agroalimentari | 400–700 | 58–70% | Media — 5 Mt/anno | Valorizzazione sottoprodotti | Avanzato |
| Colture di integrazione (mais) | 500–700 | 52–58% | Alta — uso suolo agricolo | Dibattito food-vs-fuel | Non avanzato |
| Potature e residui vegetali | 150–300 | 55–62% | Alta — 3 Mt/anno sottoutilizzate | Valorizzazione scarti agricoli | Avanzato |
| Alghe (colture dedicate) | 250–450 | 60–68% | Bassa — in sviluppo | No consumo suolo, alta resa | In valutazione |
Il biogas uscente dal digestore contiene metano (55–70%), CO₂ (30–45%) e tracce di H₂S, NH₃, silossani e vapore acqueo. Può essere bruciato direttamente in cogeneratori (CHP) per produrre elettricità e calore, oppure purificato per diventare biometano.
- Cogenerazione CHP: rendimento elettrico 35–42%, totale 80–88%
- Alimentazione diretta caldaie: riscaldamento aziendale
- Flaring di emergenza (scarto) — da minimizzare
- Impurità da rimuovere prima dell’uso: H₂S, silossani, umidità
Dal biogas grezzo
al biometano da rete
L’upgrading è il processo che separa il metano dalla CO₂ e rimuove le impurità. Esistono quattro tecnologie principali, ognuna con caratteristiche diverse in termini di efficienza, costo, perdite di metano e impatto ambientale. La scelta dipende dalla taglia dell’impianto e dall’uso finale del biometano.
La CO₂ viene assorbita in colonne d’acqua in pressione. Tecnologia robusta, collaudata, adatta a taglie medie-grandi (> 500 Nm³/h). Basso consumo energetico se integrata con recupero calore. Perdite di metano: 1–2%.
Purezza CH₄: 97–99%Adsorbimento fisico su carboni attivi o zeoliti in cicli di pressurizzazione e depressurizzazione alternati. Adatta a taglie piccole-medie. Automazione elevata, manutenzione ridotta. Perdite di metano: 2–4%. Consumo energetico: medio.
Purezza CH₄: 96–99%Membrane polimeriche semipermeabili che lasciano passare selettivamente la CO₂. Modularità elevata: scalabile da 100 a 3.000 Nm³/h. Nessun prodotto chimico. Perdite di metano relativamente alte (3–8%) se monofase. Soluzione a due stadi: perdite < 1%.
Purezza CH₄: 96–98%Assorbimento chimico in soluzioni di ammine (MEA, DEA, MDEA) che reagiscono selettivamente con la CO₂. Perdite di metano bassissime (< 0,5%). La CO₂ recuperata è di alta purezza (utilizzo alimentare). Consumo energetico elevato per rigenerazione. Ideale per grandi taglie.
Purezza CH₄: 99–99,9%Dentro i tubi:
biometano per tutti gli usi finali
Una volta immesso nella rete del gas, il biometano è indistinguibile dal gas naturale e può raggiungere ogni utenza connessa. Questo lo rende unico tra le rinnovabili: non richiede nuove infrastrutture di distribuzione, ma valorizza l’enorme rete di 340.000 km di gasdotti già presenti in Italia.
Il biometano può alimentare direttamente le caldaie a gas esistenti senza alcuna modifica. Per un condominio di 30 appartamenti, il biometano da reflui bovini locali può coprire il 100% del riscaldamento invernale riducendo le emissioni del 90% rispetto al gas fossile.
Il biometano CNG (compresso) alimenta già 25.000 veicoli pesanti in Italia. Il biometano LNG (liquefatto) raggiunge autonomie di 1.500 km per i camion a lungo raggio. Il DM 2022 incentiva il biometano per il trasporto con tariffa premio aggiuntiva di 20 €/MWh.
Il FuelEU Maritime obbliga le navi che scalano i porti EU a ridurre l’intensità GHG del combustibile del 6% entro il 2030. Il bio-LNG è già disponibile nei porti di Genova, Trieste e Venezia. Potenziale: 1–2 TWh/anno di biometano per la navigazione italiana.
Ceramica, vetro, carta, alimentare: settori che richiedono calore ad alta temperatura difficilmente elettrificabile. Il biometano immesso in rete è la soluzione di breve periodo per ridurre l’intensità GHG di queste filiere in attesa dell’idrogeno verde. Già utilizzato da alcune aziende ceramiche dell’Emilia-Romagna.
Il framework regolatorio:
dal DM 2022 ai CIC
Il Decreto Biometano del settembre 2022 ha cambiato radicalmente il settore in Italia: per la prima volta il biometano ha una tariffa incentivante dedicata, un mercato dei certificati e obiettivi quantitativi chiari. Il sistema sta funzionando — ma la corsa ai 35 TWh al 2030 richiede un’ulteriore accelerazione.
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DM Biometano — 15 settembre 2022Il decreto che ha aperto il mercato
Istituisce la tariffa incentivante per biometano immesso in rete: 140–240 €/MWh in funzione della taglia e della matrice. Premio aggiuntivo di 20 €/MWh per uso nel trasporto. Durata incentivo: 20 anni. Accesso tramite registro GSE o asta per impianti > 500 Nm³/h. Prima finestra chiusa con oltre 5 GW di richieste per 1,5 GW disponibili.
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CIC — Certificati di Biometano AvanzatoIl mercato dei certificati verdi del gas
1 CIC = 1 MWh di biometano avanzato immesso in rete. Emessi dal GSE e negoziati sul GME. I distributori di carburanti hanno un obbligo di acquisto (mandato di miscelazione) proporzionale alle vendite. Prezzo di mercato 2024: 80–130 €/CIC. Strumento di lungo periodo allineato con RED III.
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Connessione alle reti SnamProcedura di immissione in rete
L’iter di connessione alla rete Snam o al distributore locale richiede: domanda di connessione, verifica qualità biogas, installazione analizzatori online, contratto di trasporto. Tempi medi: 6–18 mesi. Criticità: code di connessione nelle aree a maggiore densità di impianti (Pianura Padana).
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RED III — mandato FER trasportiObblighi per distributori carburanti
La RED III fissa una quota minima del 5,5% di rinnovabili avanzate nei trasporti al 2030 (di cui max 1,7% da biocarburanti di prima generazione). Il biometano avanzato conta doppio nel calcolo. I distributori che non raggiungono la quota pagano una sanzione di 250 €/GJ.
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PNRR M2C2 — Economia circolareInvestimenti per impianti da FORSU
Il PNRR finanzia la realizzazione di nuovi impianti di digestione anaerobica da FORSU per colmare il gap di trattamento della raccolta differenziata organica. 600 M€ dedicati. Target: nuova capacità di 2 Mt/anno di FORSU trattata con produzione di biometano entro il 2026.
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Digestato — Regolamento EU FertilizzantiFine del rifiuto e biofertilizzante
Il Regolamento EU 2019/1009 (in vigore dal 2022) consente la commercializzazione del digestato come “fertilizzante CE” se rispetta i requisiti di igienizzazione e contaminanti. La qualifica end-of-waste del digestato è cruciale per il valore economico dell’impianto: può valere 15–40 €/t.
Cosa portare a casa
da questa lezione
Il biometano è forse la rinnovabile con il miglior rapporto tra impatto positivo e barriere ancora da abbattere. Sei messaggi per chi deve decidere, investire e regolare.
L’Italia parte da 0,5 TWh nel 2022 e deve arrivare a 35 TWh entro il 2030. È una crescita ×70 in 8 anni. Ambiziosa ma fattibile: la risorsa organica esiste (zootecnia, FORSU, fanghi), la tecnologia è matura, il DM 2022 funziona. Il vero collo di bottiglia è la lentezza delle connessioni alla rete Snam e le autorizzazioni locali.
I reflui zootecnici sono la matrice dominante oggi — ma sono concentrati in Pianura Padana. La FORSU è distribuita su tutto il territorio nazionale, segue la popolazione, non ha stagionalità e produce un biometano classificato “avanzato” con massimi incentivi. Ogni italiano produce ~170 kg di organico/anno: potenziale enorme ancora sottoutilizzato.
Molti produttori di biogas trattano il digestato come un problema. È invece un biofertilizzante di valore: ricco di azoto prontamente disponibile, sostanza organica stabilizzata, fosforo e potassio. A prezzi dei fertilizzanti chimici del 2022 (raddoppiati post-crisi energetica), il digestato vale 15–40 €/t — spesso più del gas prodotto per le piccole taglie.
Decine di impianti autorizzati e costruiti aspettano mesi o anni la connessione alla rete Snam o al distributore locale. Il processo va riformato con tempi certi (< 6 mesi) e con la possibilità di connessione "prioritaria" per impianti da FORSU — in analogia con la priorità di dispacciamento delle FER nel settore elettrico.
L’elettrificazione del trasporto pesante (camion, navi, trattori) è lenta e costosa. Il biometano CNG/LNG è già disponibile oggi, usa infrastrutture esistenti di rifornimento, è economicamente competitivo con il diesel e riduce le emissioni GHG del 90%. La priorità politica al trasporto pesante da biometano è una scelta razionale per il 2025–2030.
Il DM 2022 esclude dagli incentivi “avanzati” il biometano da colture dedicate di mais e sorgo coltivate su terreni agricoli produttivi. Giusto: il cibo viene prima. Ma alcuni operatori aggirano il limite con contratti “creativi”. I controlli GSE devono essere rafforzati per garantire che i 35 TWh al 2030 vengano davvero da fonti avanzate.
Relatori suggeriti
per questa sessione
Un panel che copre tutta la filiera: dalla biologia della fermentazione alla rete Snam, dall’agronomia del digestato al mercato finanziario dei CIC, con una voce dal settore dei trasporti per inquadrare gli usi finali.