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Impianti Realizzati
Cos'è il biogas, come nasce dalla digestione anaerobica e come lavora il digestore: fasi biologiche e upgrading a biometano. Più i fattori di costo, gli incentivi GSE 2026 e il digestato in campo.
Il biogas nasce dalla degradazione della sostanza organica in assenza di ossigeno, un processo biologico che prende il nome di digestione anaerobica. Metano e anidride carbonica ne coprono la quasi totalità, accompagnati da tracce di idrogeno solforato, ammoniaca, azoto, vapore acqueo e composti organici volatili. Dal reattore escono due prodotti contemporanei: il gas combustibile e il digestato, cioè la frazione residua della fermentazione. Questa doppia resa non ha equivalenti fra le altre rinnovabili, perché l'energia arriva insieme a un fertilizzante organico riutilizzabile in campo.
C'è poi un tratto che pesa nel dispacciamento. Un cogeneratore alimentato a gas da digestione lavora ventiquattro ore su ventiquattro, con 7.500-8.000 ore equivalenti l'anno, indifferente a sole e vento: è una fonte rinnovabile programmabile, complementare per costruzione alle fonti a produzione variabile. Un impianto da 1 MWe ben condotto restituisce nell'ordine di 7,5-8 GWh elettrici l'anno — dato di targa, che in campo è quasi sempre più ottimistico della resa reale.
Il tenore di metano oscilla tra il 50% e il 75%, mentre l'anidride carbonica copre gran parte del resto. L'energia sta tutta nel CH₄: la CO₂ è inerte alla combustione e si comporta da diluente, quindi il contenuto energetico segue in modo quasi lineare la frazione di metano.
PCI ≈ % CH₄ × 9,97 kWh/Nm³, dove 9,97 kWh/Nm³ è il valore del metano puro. Un gas al 60% vale circa 6 kWh/Nm³; a parità di volume, uno al 50% ne vale 5 e uno al 70% quasi 7. La forbice di qualità si traduce in una variazione di quasi il 40% sull'energia contenuta nello stesso metro cubo, e per questo un cogeneratore tarato su gas ricco perde resa se la dieta scivola verso matrici più povere.
A spostare il tenore di CH₄ è la natura del substrato: matrici ricche di lipidi e proteine, come scarti di macellazione e sottoprodotti caseari, rendono più metano di matrici cellulosiche come paglia o stocchi. L'idrogeno solforato merita un discorso a parte: nel gas grezzo va da poche centinaia a qualche migliaio di ppm, con punte oltre i 3.000 ppm su reflui proteici, ed è aggressivo verso motori e scambiatori se non viene rimosso a monte.
La digestione anaerobica accetta un ventaglio ampio di biomasse, purché fermentescibili e ragionevolmente omogenee. La scelta della miscela — in gergo la "dieta" del digestore — è la prima vera decisione economica del progetto, perché determina insieme resa in metano, costo del substrato e stabilità biologica. Le matrici ricorrenti spaziano dai reflui e dalle deiezioni zootecniche — liquami e letami bovini e suini, con resa modesta (20-30 Nm³ per tonnellata) ma costo nullo e disponibilità continua in azienda — alla FORSU, la frazione organica dei rifiuti solidi urbani, che alimenta gli impianti di trattamento rifiuti e sottrae organico alla discarica con rese indicative di 100-150 Nm³/t. Ci sono poi gli scarti agroindustriali e i sottoprodotti alimentari, come siero di latte, sanse, borlande e residui ortofrutticoli, spesso remunerati come servizio di smaltimento, e i residui agricoli e i fanghi di depurazione — paglie, stocchi, potature e fanghi biologici — usati anche per correggere il rapporto carbonio/azoto della miscela. Chiudono le colture dedicate: insilato di mais, sorgo, canna comune e bietola, con rese elevate (180-210 Nm³/t sull'insilato di mais) ma occupazione di suolo agricolo e costo pieno.
Le colture dedicate restano la voce più discussa della filiera. Sostenere una centrale da 1 MW con sola biomassa coltivata richiede all'incirca 300 ettari, in diretta competizione con le produzioni alimentari: la traiettoria del settore, sia normativa sia industriale, spinge per questo verso reflui e scarti come matrice prevalente.
La conversione parte sempre da una biomassa organica fermentescibile e si chiude, diverse settimane dopo, con gas combustibile e digestato. Nelle ore successive al carico si osserva una breve fase aerobica di transizione, durante la quale l'ossigeno residuo viene consumato producendo anidride carbonica e acqua; può durare da poche ore a qualche giorno, secondo la matrice. Solo a ossigeno esaurito il consorzio microbico anaerobico entra in regime.
La finestra termica non è una sola. I reattori mesofili, largamente prevalenti in Italia, si mantengono tra 35 e 42 °C. Quelli termofili salgono tra 50 e 57 °C: accelerano l'idrolisi e igienizzano meglio la matrice, ma tollerano molto peggio le oscillazioni di carico e di temperatura, e un errore di conduzione costa settimane di riavvio biologico.
La composizione della miscela in ingresso non è un dettaglio operativo, perché decide a monte quali sezioni di processo servono davvero. Una dieta ricca di reflui suini impone una desolforazione robusta, per via dell'alto tenore di H₂S. Una dieta a FORSU impone pretrattamenti meccanici capaci di rimuovere plastiche, metalli e inerti prima del reattore. Una dieta a insilati impone agitatori più energici, perché la massa è densa e tende a stratificare. Lo schema impiantistico discende direttamente dalla dieta scelta.
Il passaggio da sostanza organica complessa a metano attraversa quattro stadi microbiologici in cascata, ciascuno affidato a popolazioni batteriche diverse che devono restare in equilibrio dinamico tra loro:
L'ultimo stadio lavora in una finestra stretta, con pH ottimale tra 6,8 e 7,5. Se l'idrolisi accelera più di quanto gli archei riescano a smaltire, gli acidi grassi volatili si accumulano, il pH scende e il reattore acidifica: è il classico avvitamento da sovraccarico organico, e si manifesta con un crollo della produzione di gas che precede di giorni qualunque allarme strumentale.
Sul piano impiantistico la trasformazione si scompone in una sequenza ordinata di passaggi, ognuno con la propria sezione dedicata. Un pretrattamento insufficiente a monte si traduce quasi sempre in resa persa o in manutenzione straordinaria a valle.
Il digestore è il reattore in cui avviene tutto il lavoro utile: un volume ermeticamente chiuso, coibentato e riscaldato, in cui la biomassa resta per settimane sotto agitazione controllata. La configurazione più diffusa negli impianti agricoli italiani è il reattore completamente miscelato a flusso continuo, alimentato più volte al giorno. Il gas si raccoglie nel cielo del reattore, sotto una cupola gasometrica a doppia membrana che funge anche da polmone di accumulo, mentre il materiale digerito stratifica verso il fondo e viene estratto in continuo.
L'agitazione è il parametro operativo più sottovalutato. Senza miscelazione adeguata si formano croste galleggianti e sedimenti sul fondo, che sottraggono volume utile e schermano il contatto tra substrato e microrganismi. Gli agitatori — a pale lente immerse, a elica o laterali — assorbono a loro volta energia ausiliaria non trascurabile, ed è una delle voci di autoconsumo che pesano sull'OPEX.
Il controllo di processo si regge su una strumentazione essenziale ma continua: pompe di caricamento dosate, sonde di temperatura e pH immerse, misura di portata e composizione del gas in uscita. La lettura giornaliera degli acidi grassi volatili e dell'alcalinità è ciò che permette al conduttore di intercettare uno squilibrio biologico prima che diventi un fermo impianto.
La produttività dipende dall'equilibrio tra alcune grandezze che il conduttore governa quotidianamente, più che da una singola variabile isolata. Lavorano tutte dentro una finestra ottimale ristretta, e basta che una vada fuori scala per compromettere le altre:
L'errore operativo più ricorrente è alimentare il reattore con matrici troppo eterogenee o contaminate: sabbia e inerti abrasivi accorciano la vita di pompe e agitatori, e la fluttuazione della dieta destabilizza la popolazione batterica, che impiega settimane a riadattarsi. Su un'azienda alimentata prevalentemente a reflui zootecnici, un carico occasionale di scarti agroindustriali non caratterizzato può spostare il pH fuori dalla finestra 6,8-7,5 in pochi giorni: il primo segnale è una flessione della produzione di gas, che anticipa qualunque allarme sulle sonde.
La discriminante è il contenuto di sostanza secca. La via umida lavora attorno al 10%: la massa è pompabile, gli impianti sono più semplici da miscelare e da alimentare, ed è la scelta naturale quando la base della dieta è un liquame zootecnico. La contropartita è un volume di reattore maggiore a parità di sostanza organica trattata, perché buona parte di ciò che si riscalda e si agita è acqua.
La via secca parte dal 30% di sostanza secca in su e tratta materiale palabile: si presta a matrici lignocellulosiche, scarti verdi e FORSU selezionata, con volumi più compatti e minor consumo termico per unità di substrato, in cambio di sistemi di movimentazione più robusti. Fra i due estremi esiste una fascia semi-secca, attorno al 15-20%, adottata quando la dieta mescola liquami e biomasse solide in proporzioni variabili nell'arco dell'anno.
Un impianto completo integra più fasi in sequenza: stoccaggio e pretrattamento delle biomasse, alimentazione, digestore (spesso affiancato da un post-digestore che recupera il metano residuo), captazione del gas, desolforazione e sezione di valorizzazione energetica. In coda restano la disidratazione e lo stoccaggio del digestato. Ogni sezione è dimensionata sulla dieta e sulla composizione attesa del gas, il che spiega perché due macchine di pari potenza possano avere schemi molto diversi.
Gli impianti di captazione da discarica seguono uno schema a sé: il gas si estrae da un corpo rifiuti già in posto, attraverso pozzi di captazione, sottostazioni di regolazione e una rete di aspirazione in depressione. Una torcia ad alta temperatura smaltisce il gas in eccesso quando i motori si fermano: senza di essa un arresto improvviso metterebbe in pressione l'intera rete.
Le sezioni si susseguono nell'ordine in cui la materia le attraversa, e ciascuna ha un criterio di dimensionamento proprio. Le prime due condizionano tutte le successive, perché è lì che si stabilisce cosa entra davvero nel reattore:
Il cuore della valorizzazione elettrica resta il motore endotermico. Le macchine di riferimento per la taglia agricola — Jenbacher di INNIO, MWM, 2G Energy, le linee ECOMAX del Gruppo AB — restituiscono un rendimento elettrico compreso tra il 38 e il 42% e un recupero termico del 40-45%, per un'efficienza complessiva che in assetto cogenerativo supera l'80% quando il calore trova un impiego reale in azienda. Ed è proprio questa la condizione che spesso manca: il calore non valorizzato si dissipa nei radiatori.
A monte del motore, la rimozione dei contaminanti protegge tutto il resto. Idrogeno solforato, ammoniaca, silossani e composti organici volatili corrodono cilindri, valvole e scambiatori, avvelenano i catalizzatori e, nel caso dei silossani, depositano silice abrasiva nelle camere di combustione: il costo di una desolforazione sottodimensionata si ripresenta puntualmente come costo di revisione motore.
Il gas prodotto è infiammabile e l'idrogeno solforato è tossico già a concentrazioni basse: la linea ricade a pieno titolo nella disciplina delle atmosfere esplosive, con classificazione delle zone secondo la direttiva ATEX 2014/34/UE e il Titolo XI del D.Lgs. 81/2008. La normativa tratta la protezione come requisito autorizzativo del progetto:
Il regime autorizzativo dipende dalla potenza elettrica installata, secondo le soglie fissate dal D.Lgs. 387/2003 (Tabella A) e dal D.Lgs. 28/2011. È la potenza a determinare quale procedimento si apre, e con essa i tempi e gli enti coinvolti:
La distinzione è netta: il gas grezzo esce dal digestore senza trattamento, il biometano è il prodotto raffinato a specifica ottenuto dopo l'upgrading. Il gas che lascia il reattore, carico di CO₂, umidità e contaminanti, brucia bene in un motore progettato per accettarlo, ma non è compatibile con l'infrastruttura del gas naturale: la raffinazione colma esattamente questo scarto.
Il passaggio dalla valorizzazione elettrica a quella per immissione è la scelta strategica più pesante del settore italiano. L'immissione in rete disaccoppia produzione e consumo — il gas viaggia nel metanodotto e si consuma altrove — e si appoggia a infrastrutture di trasporto già esistenti: è il motivo per cui questa filiera scala con investimenti infrastrutturali relativamente contenuti.
Il gas grezzo mantiene la composizione che i batteri gli hanno dato: metano tra il 50% e il 75%, il resto quasi tutto anidride carbonica, più tracce di H₂S, ammoniaca, silossani e vapore acqueo. Il suo impiego naturale è la combustione in loco, in un cogeneratore che tollera un combustibile a basso potere calorifico e ricco di inerti. La logistica pesa più di ogni altro limite tecnico: comprimere o trasportare il gas grezzo su distanza non conviene, quindi resta la scelta di consumarlo a pochi metri dal digestore.
Il prodotto raffinato è ciò che resta dopo la separazione della CO₂: metano oltre il 95%, con le specifiche di immissione nella rete italiana definite dalla norma tecnica UNI/TS 11537, che spingono di fatto il tenore verso il 97% e oltre. A quel punto è intercambiabile con il gas naturale fossile e si apre a impieghi che il gas grezzo non può raggiungere: immissione in rete, uso industriale, autotrazione in forma compressa o liquefatta secondo la specifica europea EN 16723-2. Quando è prodotto da matrici di scarto viene inoltre contabilizzato come vettore a emissioni neutre, perché il carbonio rilasciato è quello che la biomassa aveva già sottratto all'atmosfera.
L'obiettivo è duplice: separare la CO₂ per alzare il tenore di metano e rimuovere i contaminanti residui — idrogeno solforato, umidità, silossani, ammoniaca, VOC — che comprometterebbero rete e utilizzatori. Le soluzioni disponibili si differenziano per consumo energetico specifico, perdita di metano al camino (il cosiddetto slip) e complessità di esercizio:
La scelta non è mai puramente tecnica. Un impianto agricolo da 500 Sm³/h che immette in rete valuta le membrane per la semplicità di conduzione; uno a FORSU con calore di recupero disponibile può trovare conveniente l'assorbimento chimico, perché il fabbisogno termico della rigenerazione diventa a costo quasi nullo se quel calore sarebbe stato comunque dissipato.
Prendi, a titolo di ipotesi, un impianto a FORSU di taglia medio-piccola in un'area del Centro-Nord, nell'ordine di 300-500 Sm³/h di gas trattato, con un cogeneratore residuo che libera calore altrimenti dissipato in atmosfera. In un caso così l'assorbimento chimico con ammine può risultare competitivo rispetto alle membrane, perché il fabbisogno termico della rigenerazione del solvente si copre con un calore che non avrebbe altrimenti impiego, e il differenziale di consumo energetico specifico tra le due tecnologie si riduce fino ad annullarsi.
Non esiste un listino: è un'opera industriale su misura, e la cifra si costruisce voce per voce. Nel CAPEX rientrano opere civili, digestori, cogeneratore o linea di upgrading, pretrattamenti, stoccaggi, automazione e connessione. Nell'OPEX rientrano manutenzione, energia ausiliaria, personale, analisi di laboratorio, servizi di smaltimento e — voce spesso dominante — l'approvvigionamento del substrato.
Come ordine di grandezza, una configurazione agricola con cogenerazione si colloca tra 3.000 e 5.000 €/kWe nelle taglie piccole, attorno ai 100-300 kWe, e scende verso 2.500-3.500 €/kWe avvicinandosi al megawatt; sulla fascia 500 kWe-2 MWe le cifre assolute vanno all'incirca da 1,5 a 4 milioni di euro. Il valore unitario cala al crescere della taglia, mentre l'esborso assoluto sale. Sotto i 100 kWe la curva si impenna, fino a 7.000-8.000 €/kWe, perché le voci a costo quasi fisso — automazione, trattamento gas, opere civili minime — si spalmano su una potenza ridotta. Restano cifre indicative, da riportare a terra con preventivi sul progetto reale.
Prendi — a titolo di ipotesi — un'azienda zootecnica di medie dimensioni al Nord, con un impianto da 200-300 kWe alimentato quasi solo a reflui aziendali: il substrato a costo marginale nullo spinge l'investimento specifico verso la fascia bassa, e il tempo di ritorno tende a collocarsi tra 6 e 9 anni. A reggere la configurazione è la disponibilità continua del refluo, più della dimensione in sé.
Sul lato ricavi il conto si chiude su più flussi che si sommano: vendita o autoconsumo di energia elettrica e termica, o in alternativa del biometano immesso in rete, a cui si aggiungono gli incentivi in vigore, il risparmio sullo smaltimento dei reflui e la valorizzazione del digestato. Una macchina da 1 MWe con 7.500-8.000 ore equivalenti l'anno produce nell'ordine di 7,5-8 GWh elettrici: è il numero da cui parte un'analisi di fattibilità seria, più affidabile di un €/kW medio di settore. Gli incentivi però hanno una durata definita, e la verifica di convenienza va spinta oltre la loro scadenza, ipotizzando la vendita a prezzi di mercato.
Le variabili che spostano davvero l'investimento sono poche e si riconoscono già in fase di studio preliminare. Agiscono in modo moltiplicativo: la matrice difficile richiede pretrattamenti, che richiedono automazione, che a sua volta richiede stoccaggi maggiori.
C'è poi un fattore che non compare nel preventivo dell'impiantista: la continuità e il costo dell'approvvigionamento del substrato. Chi compra insilato sul mercato è esposto a un prezzo volatile e, se ricorre a colture dedicate, deve mettere a bilancio anche la superficie agricola impegnata.
Sono le voci che sfuggono ai confronti fra preventivi, perché dipendono dal sito e non dalla tecnologia. Possono valere una quota a due cifre del totale:
Il BIO-PMG è il meccanismo di prezzo minimo garantito gestito dal GSE per l'energia elettrica immessa in rete dagli impianti che hanno concluso il periodo di incentivazione originario. Funziona come una rete di protezione sul prezzo di vendita: quando il prezzo zonale orario scende sotto la soglia minima riconosciuta, il GSE integra la differenza; quando lo supera, il produttore trattiene il ricavo di mercato. In assetto cogenerativo il valore minimo è ridotto per tenere conto dei ricavi del calore, con un abbattimento legato al prezzo di riferimento del gas naturale. Interessa soprattutto gli impianti storici incentivati sotto i regimi CIP6 e i conti energia degli anni Duemila: soglie e requisiti di accesso sono aggiornati periodicamente dal GSE e vanno verificati sul portale dell'ente.
Il costo O&M ricorda da vicino la curva dell'investimento: cala in €/kWe man mano che la taglia cresce. I dati elaborati da RSE per ARERA sui costi di generazione indicano costi di personale nell'ordine di 70 €/kWe l'anno su una macchina cogenerativa da circa 540 kWe, contro circa 39 €/kWe l'anno su una taglia da 1.450 kWe. La sola manutenzione ordinaria, su un 2 MWe orientato al biometano, si colloca tra 150.000 e 220.000 € l'anno, a cui si sommano gestione straordinaria, ricambi, consumabili e assicurazione. Un capitolo a parte è l'abbattimento odori, che pesa altri 10.000-50.000 € l'anno tra materiali filtranti e manutenzioni dedicate.
Tecnicamente sì, ma la taglia cambia completamente la natura del problema. Un piccolo digestore domestico, nell'ordine di pochi metri cubi e alimentato con reflui zootecnici o scarti di cucina, può in teoria coprire il fabbisogno di cottura o il riscaldamento di una piccola abitazione — un ordine di grandezza lontanissimo dai 100-300 kWe di un impianto agricolo commerciale di taglia industriale. La condizione decisiva è la stessa, su scala ridotta: senza un apporto costante di substrato organico, il digestore domestico si ferma. In Italia manca inoltre un quadro regolatorio dedicato alla micro-generazione da biogas: non esiste un mercato di impianti domestici certificati e commercialmente maturo come per il fotovoltaico residenziale, e i pochi esempi restano progetti fai-da-te o dimostrativi, senza gli standard di sicurezza e le garanzie di un impianto industriale.
La diffusione italiana ha una radice precisa: i meccanismi di incentivazione alla produzione elettrica da fonti rinnovabili, che tra la fine degli anni Duemila e i primi anni Dieci hanno reso finanziabile un parco di impianti agricoli oggi in larga parte a fine periodo incentivato. Il quadro attuale è impostato dal D.Lgs. 199/2021, di recepimento della direttiva RED II, e dal decreto biometano del 15 settembre 2022 gestito dal GSE, che ha spostato il baricentro degli investimenti dalla cogenerazione elettrica alla raffinazione. Ne derivano due mercati distinti che convivono: gli impianti storici a produzione elettrica sono davanti alla scelta fra riqualificazione, conversione e dismissione, mentre i nuovi progetti nascono quasi tutti orientati all'immissione in rete. La riconversione dell'esistente è il vero campo di gioco industriale, perché consente di riusare digestori e stoccaggi già realizzati, aggiungendo la sola linea di raffinazione.
La geografia del settore segue quella della zootecnia intensiva e delle grandi filiere agroalimentari, con una concentrazione marcata nella pianura padana. La prossimità fra fonte della biomassa e reattore decide la fattibilità del progetto: oltre pochi chilometri il costo di trasporto erode il margine più del ricavo energetico, e i settori applicativi coincidono con i luoghi in cui lo scarto organico si genera.
Il modello prevalente resta quello della filiera corta: la biomassa percorre pochi chilometri, il digestato torna sui campi dell'azienda che ha conferito il substrato, il calore di cogenerazione riscalda stalle o essiccatoi. Le micro-taglie residenziali, invece, restano marginali soprattutto per l'assenza di un quadro regolatorio dedicato: la tecnologia per scendere di dimensione esiste già.
La filiera mette insieme figure molto diverse: imprenditori agricoli che ospitano l'impianto, operatori energetici, società di impiantistica, ESCo e gestori del ciclo dei rifiuti organici. Sul fronte tecnologico i nomi ricorrenti nel mercato italiano sono BTS Biogas, Sebigas, IES Biogas, il Gruppo AB con le linee ECOMAX e IDRO Group, accanto a operatori energetici come Edison. La specializzazione per matrice trattata è più significativa della dimensione aziendale: chi costruisce impianti a liquami e chi costruisce impianti a FORSU risolve problemi tecnicamente diversi.
Il riferimento associativo della filiera agricola è il Consorzio Italiano Biogas, che coordina il modello Biogasfattobene®: produzione di energia integrata al ciclo agronomico, con doppio raccolto, cover crop e ritorno del digestato in campo, innestando il reattore sulle rotazioni agricole esistenti senza competere per la terra con le produzioni alimentari. Nei progetti di taglia industriale regge invece il modello integrato, in cui un unico soggetto governa l'intera catena biomassa-digestione-valorizzazione: il costo del substrato pesa sulla redditività a regime più del prezzo di vendita dell'energia, e per questo un contratto di fornitura stabile incide sul margine più di qualunque oscillazione di mercato.
Il quadro incentivante per il biometano immesso in rete poggia sul D.Lgs. 199/2021 e sul decreto biometano del 15 settembre 2022, che affida al GSE la gestione delle procedure di accesso. Il contributo in conto capitale, la tariffa incentivante e il perimetro dei beneficiari agiscono insieme sul piano finanziario del progetto: il primo copre fino al 40% dei costi ammissibili di investimento, entro massimali unitari espressi in €/Smc/h di capacità produttiva; la tariffa incentivante sulla produzione è riconosciuta per 15 anni sul biometano netto immesso in rete, con valori definiti dalle procedure competitive; e il perimetro dei beneficiari comprende impianti nuovi e impianti agricoli riconvertiti dalla cogenerazione elettrica alla raffinazione, con contingenti di potenza messi a bando.
Il DL 19/2026 (decreto PNRR), convertito nella legge n. 50/2026 del 20 aprile 2026, ha poi ridefinito con l'articolo 27 la misura biometano come programma di sovvenzione finanziaria gestito direttamente dal GSE, con una dotazione di 2.236,02 milioni di euro: la stipula degli accordi di concessione era fissata entro il 30 giugno 2026, e gli impianti ammessi devono entrare in esercizio entro 24 mesi dalla comunicazione dell'accordo. Il GSE ha aggiornato di conseguenza le regole operative. Per il contingente residuo si discute di una procedura ulteriore da circa 100 milioni di Smc/anno, condizionata a nuove risorse post-PNRR: conviene verificare sul portale GSE le procedure effettivamente aperte prima di impostare il piano industriale.
Il parco biogas nazionale conta oltre 2.200 impianti attivi, secondo i dati RIE (Ricerche Industriali Energetiche): circa 1.800 in ambito agricolo e i restanti nel trattamento di rifiuti organici e fanghi di depurazione, per una potenza elettrica installata complessiva di circa 1.450 MWe. Il biometano immesso in rete segue una curva di crescita distinta: secondo il Biomethane & Biofuels Report 2026 di Energy & Strategy (School of Management del Politecnico di Milano), a giugno 2026 risultano in esercizio 176 impianti — 115 dei quali rientranti nel perimetro del DM 2018 — con una capacità produttiva complessiva di circa 115.000 Smc/h, poco più di un miliardo di Smc l'anno.
La traiettoria attesa resta però sotto gli obiettivi: lo stesso report colloca la produzione nazionale al 2030 tra 2,9 miliardi di Smc/anno nello scenario conservativo e 3,8 miliardi in quello accelerato, contro gli 0,9 miliardi del 2025, e il divario rispetto ai target del PNIEC resta compreso tra 1,2 e 2,1 miliardi di Smc/anno. A frenare il comparto non è solo il differenziale di costo rispetto al metano fossile, ma la complessità autorizzativa, la ridotta bancabilità dei progetti e la frammentazione della produzione.
Il bilancio complessivo dipende quasi interamente da due scelte progettuali: quale matrice si usa e come si gestisce il residuo. Un impianto alimentato a reflui e scarti, con residuo restituito ai campi secondo un piano di utilizzazione agronomica, chiude un ciclo che altrimenti disperderebbe metano ed emissioni odorigene dalle vasche di stoccaggio a cielo aperto. Uno alimentato a colture dedicate e gestito male produce esattamente i conflitti locali che hanno segnato la reputazione del comparto. Da qui la direzione presa negli ultimi anni, normativa e industriale: privilegiare reflui e sottoprodotti, contenere le colture dedicate, chiudere le filiere sul territorio — una traiettoria che affronta alla radice i due problemi storici del settore, la competizione con l'uso alimentare del suolo e il trasporto di biomasse su lunga distanza.
Il tratto distintivo non è la sola produzione di energia rinnovabile, che altre fonti garantiscono a costo inferiore, ma la simultanea soluzione di un problema di gestione degli scarti. Il ritorno si genera su più piani insieme: energia programmabile e continua, perché il cogeneratore lavora ventiquattro ore su ventiquattro e 7.500-8.000 ore equivalenti l'anno indipendentemente dalle condizioni meteo; efficienza in assetto cogenerativo oltre l'80% complessivo, a condizione che il calore recuperato trovi un impiego reale in azienda; valorizzazione degli scarti, che da costo di smaltimento diventano substrato di alimentazione; sostituzione di fertilizzante di sintesi, perché il digestato — ricco di azoto ammoniacale prontamente disponibile — riduce gli acquisti di concime minerale; e diversificazione del reddito agricolo, con un flusso di ricavi energetici scorrelato dalle annate agrarie e dai prezzi delle materie prime.
Sul piano climatico il punto più spesso frainteso è la mitigazione. Il metano ha un potenziale di riscaldamento globale molto superiore a quello dell'anidride carbonica: intercettarlo prima che raggiunga l'atmosfera — quello dei reflui, che si libererebbe comunque dalle vasche — e convertirlo in CO₂ di origine biogenica vale, in termini di emissioni evitate, più dell'energia rinnovabile stessa che viene prodotta. Sul piano globale la scala del potenziale è ancora in gran parte inespressa: secondo l'IEA, sfruttando l'intero potenziale sostenibile dei soli reflui zootecnici si potrebbero evitare fino a 1.400 milioni di tonnellate di CO₂eq l'anno — 1.000 Mt in agricoltura e altri 400 Mt sostituendo combustibili fossili — a fronte di un potenziale globale di biogas e biometano oggi sfruttato per meno del 5%.
Gli impatti esistono, e ignorarli è il modo più rapido per trasformare un progetto tecnicamente valido in un contenzioso con il territorio. Sono tutti governabili in fase di progetto, a costi noti, purché affrontati prima e non dopo l'autorizzazione:
La qualità della conduzione, più della tecnologia scelta a monte, determina l'esito. Vasche coperte, un piano di utilizzazione agronomica rispettato, un programma di manutenzione della cupola e delle linee di captazione riducono in modo diretto il rischio di conflitto con il territorio.
Il residuo della digestione può perdere la qualifica di rifiuto se rispetta i requisiti di legge, ma il suo impiego in campo resta vincolato da un perimetro normativo preciso: l'azoto ammoniacale che lo rende un buon fertilizzante è anche ciò che lo rende un potenziale contaminante delle acque sotterranee. I riferimenti sono quattro:
Utilizza il cursore per selezionare l'area disponbile per l'installazione dell'impianto.
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