Biogas e biometano: come funzionano e quando conviene realizzarli

Molte aziende agricole e industrie agroalimentari producono ogni giorno materia organica che rappresenta un costo: reflui zootecnici da stoccare e spandere, scarti di lavorazione da conferire a terzi, fanghi da smaltire. La digestione anaerobica ribalta questa voce di bilancio, trasformando lo stesso materiale in energia elettrica, calore o combustibile immettibile nella rete del gas.

Il biogas ha inoltre una caratteristica che lo distingue dalle altre fonti rinnovabili: produce in modo continuo, ventiquattro ore su ventiquattro, indipendentemente dall’irraggiamento solare o dal vento. Questo lo rende complementare al fotovoltaico e particolarmente adatto a siti con fabbisogni elettrici e termici costanti.

La differenza tra un impianto che rende e uno che delude si gioca quasi sempre a monte, in tre decisioni: quali matrici alimentano il digestore e con quale continuità, come dimensionare l’impianto rispetto alla disponibilità reale di substrato, e se destinare il gas prodotto alla cogenerazione oppure all’upgrading a biometano. Sono scelte che si prendono una volta e condizionano vent’anni di esercizio.

FerPlant affianca aziende agricole, industrie agroalimentari e operatori del ciclo dei rifiuti nello sviluppo di impianti a biogas, biometano e biomasse, dall’analisi delle matrici disponibili fino alla progettazione, alla realizzazione e alla gestione operativa.

Cogenerazione o biometano: due destinazioni dello stesso gas

Il biogas che esce dal digestore può seguire due strade, che comportano investimenti, requisiti di sito e logiche di ricavo differenti.

Le due configurazioni non sono in alternativa assoluta. Esistono impianti che destinano una quota del gas alla cogenerazione per coprire i fabbisogni di processo e la restante parte all’upgrading, e impianti a biogas esistenti che vengono riconvertiti a biometano al termine del periodo incentivato.

Che cos’è il biogas

Il biogas è una miscela gassosa composta principalmente da metano (CH₄, 50-70%) e anidride carbonica (CO₂, 30-50%), con tracce di idrogeno solforato, ammoniaca e vapore acqueo. Si forma dalla decomposizione della materia organica in assenza di ossigeno, un processo chiamato digestione anaerobica.

In natura lo stesso fenomeno avviene nelle paludi, nelle risaie e nell’apparato digerente dei ruminanti. In un impianto industriale non è lasciato al caso: si svolge dentro digestori chiusi dove temperatura, pH, tempi di residenza e carico organico sono controllati, e dove popolazioni batteriche specializzate demoliscono le biomasse in modo prevedibile e continuo.

La percentuale di metano è ciò che determina il contenuto energetico del gas. Un biogas al 60% di metano ha un potere calorifico pari a circa il 60% di quello del gas naturale: sufficiente per alimentare un motore endotermico, insufficiente per essere immesso in rete senza purificazione.

Le matrici organiche

La resa di un impianto dipende in primo luogo da cosa lo alimenta. Ogni matrice ha una resa specifica in biogas, un contenuto di sostanza secca e un comportamento diverso nel digestore.

Reflui zootecnici

Liquami bovini, suini e avicoli. La resa in biogas per tonnellata è modesta, ma il vantaggio è doppio: si produce energia e si risolve un problema gestionale, riducendo odori, volumi di stoccaggio ed emissioni di metano che altrimenti si disperderebbero in atmosfera dalle vasche aperte. Per un allevamento, il refluo è disponibile tutto l’anno e a costo zero.

Scarti agroindustriali

Siero di latte, scarti di frutta e verdura, vinacce, trebbie di birra, residui di macellazione. Sono le matrici con le rese migliori, e spesso hanno un costo di approvvigionamento negativo: per l’azienda che li produce rappresentano un onere di smaltimento, quindi il conferimento all’impianto è un risparmio per entrambe le parti. Il limite è la stagionalità, che va mappata prima di dimensionare.

Colture energetiche dedicate

Mais da insilamento, sorgo, triticale. Garantiscono rese elevate e costanti e permettono di regolare l’alimentazione con precisione, ma il loro impiego è progressivamente limitato dalla normativa, che indirizza gli incentivi verso sottoprodotti e scarti. Oggi hanno senso soprattutto come matrice di completamento, non come base dell’alimentazione.

FORSU

La frazione organica dei rifiuti solidi urbani è un substrato abbondante e con conferimento remunerato, il che la rende interessante sul piano economico. Richiede però pretrattamenti specifici per la rimozione delle impurità, un quadro autorizzativo più complesso e una gestione attenta del digestato, la cui destinazione agronomica è soggetta a vincoli.

Fanghi di depurazione

La sostanza organica contenuta nei fanghi civili e industriali è valorizzabile con la digestione anaerobica, che nel frattempo riduce sensibilmente i volumi da smaltire e stabilizza il materiale residuo. È una configurazione tipica dei depuratori, dove l’energia prodotta copre una quota rilevante dei consumi dell’impianto stesso.

La codigestione

Nella pratica quasi nessun impianto lavora con una sola matrice. Si miscelano più substrati per bilanciare il rapporto carbonio-azoto, diluire le componenti inibenti e stabilizzare il processo: i reflui, poveri di sostanza organica ma ricchi di azoto, si accoppiano bene con scarti ad alta resa ma acidificanti. La ricetta di alimentazione è uno degli elementi che distingue un impianto ben gestito da uno che lavora sotto le proprie possibilità.

Il processo di digestione anaerobica

La trasformazione avviene in quattro fasi sequenziali, portate avanti da famiglie batteriche diverse che devono restare in equilibrio tra loro. Comprendere queste fasi non è un esercizio teorico: quasi tutti i problemi di esercizio di un impianto a biogas sono riconducibili alla rottura di quell’equilibrio.

Idrolisi

Enzimi extracellulari scindono le molecole complesse — carboidrati, proteine, lipidi — in molecole semplici. Con substrati fibrosi è spesso la fase limitante dell’intero processo, ed è il motivo per cui alcuni impianti adottano pretrattamenti meccanici, termici o enzimatici per accelerarla.

Acidogenesi

I composti semplici vengono convertiti in acidi grassi volatili, alcoli, anidride carbonica e idrogeno. È una fase rapida, e proprio per questo delicata: se corre più veloce di quelle successive gli acidi si accumulano, il pH scende e il digestore si acidifica. Il recupero da un’acidificazione può richiedere settimane di produzione ridotta.

Acetogenesi

Gli acidi grassi vengono ulteriormente convertiti in acido acetico, anidride carbonica e idrogeno. Questa fase richiede una simbiosi stretta con i batteri metanogeni, che consumano l’idrogeno man mano che si forma mantenendo favorevole l’equilibrio termodinamico della reazione.

Metanogenesi

I microrganismi metanogeni (archaea) convertono acido acetico e idrogeno in metano. È la fase più sensibile e la più lenta: richiede un pH stabile intorno a 6,8-7,5 e tollera male sbalzi termici, sovraccarichi di alimentazione, ammoniaca in eccesso e sostanze inibenti. La sua velocità detta il ritmo dell’intero impianto.

Regime mesofilo o termofilo

La digestione può operare in regime mesofilo, tra 35 e 42 °C, più stabile e tollerante verso le variazioni di alimentazione, oppure termofilo, tra 50 e 55 °C, più veloce e con il vantaggio dell’igienizzazione del digestato. La scelta dipende dalle matrici trattate, dalla destinazione prevista del digestato e dal livello di presidio gestionale: il termofilo produce di più ma perdona molto meno.

La cogenerazione: energia elettrica e calore

Nella configurazione più diffusa il biogas alimenta un motore endotermico accoppiato a un generatore elettrico.

I rendimenti

L’efficienza elettrica si colloca tipicamente tra il 38% e il 42%, quella termica tra il 40% e il 45%, per un rendimento complessivo dell’80-85%. Il confronto con la produzione separata di elettricità e calore è nettamente a favore della cogenerazione, a una condizione: che il calore venga effettivamente utilizzato.

Dove va il calore

Una quota del calore recuperato serve a mantenere in temperatura il digestore stesso, ed è un autoconsumo fisiologico dell’impianto. L’eccedenza può alimentare utenze termiche aziendali, processi produttivi, essiccatoi, serre o reti di teleriscaldamento. Senza un impiego reale per questa quota, metà del rendimento dell’impianto si disperde in torre evaporativa.

Quando conviene

La cogenerazione è la scelta naturale dove esiste un fabbisogno termico costante durante tutto l’anno e dove la connessione elettrica consente di immettere o autoconsumare la produzione. È anche la configurazione con l’investimento più contenuto e la tecnologia più consolidata, quindi con il profilo di rischio più basso.

L’upgrading a biometano

L’alternativa consiste nel purificare il biogas fino a ottenere un gas equivalente al metano fossile.

Le tecnologie di purificazione

Il processo rimuove anidride carbonica, idrogeno solforato, umidità e composti in traccia fino a portare il contenuto di metano oltre il 97%. Le tecnologie più diffuse sono le membrane a permeazione selettiva, il PSA (Pressure Swing Adsorption), il water scrubbing e il lavaggio chimico con ammine. La scelta dipende dalla portata, dai consumi energetici accettabili e dalla presenza di contaminanti specifici nel biogas grezzo.

Immissione in rete e uso come biocarburante

Il biometano può essere immesso nella rete del gas naturale, previa installazione della cabina di immissione e verifica dei parametri di qualità, oppure utilizzato come biocarburante in forma compressa (bio-CNG) o liquefatta (bio-LNG). La destinazione a trasporto è quella che accede ai meccanismi incentivanti più remunerativi quando il biometano è qualificato come avanzato.

Quando conviene

L’upgrading richiede un investimento superiore e la disponibilità di un punto di connessione raggiungibile a costi ragionevoli, ma svincola la redditività dell’impianto da due variabili scomode: il prezzo dell’energia elettrica e la presenza di un’utenza termica. Dove il calore non saprebbe dove andare, il biometano valorizza meglio la stessa quantità di gas prodotto.

Il digestato

Ciò che esce dal digestore non è uno scarto. Il digestato è un residuo ricco di azoto, fosforo e potassio in forma facilmente assimilabile dalle colture, utilizzabile come fertilizzante organico in sostituzione dei concimi chimici di sintesi.

Frazione solida e frazione liquida

Il digestato viene normalmente separato in due frazioni. Quella solida, palabile, è impiegata come ammendante per migliorare la struttura e il contenuto di sostanza organica del suolo. Quella liquida, ricca di azoto prontamente disponibile, è utilizzata come fertilizzante. La separazione riduce inoltre i volumi da stoccare e semplifica la logistica di distribuzione.

Il valore agronomico

Rispetto al refluo tal quale, il digestato ha un’azione fertilizzante più rapida, un odore sensibilmente inferiore e una carica patogena ridotta, soprattutto se il processo ha operato in regime termofilo. Per un’azienda agricola questo significa chiudere il ciclo: i nutrienti usciti dai campi sotto forma di biomassa vi rientrano dopo aver prodotto energia, riducendo l’acquisto di concimi.

Dimensionare sull’alimentazione reale, non sulla capacità teorica

È l’errore più costoso e il più frequente. Un impianto dimensionato sulla capacità massima del digestore, anziché sulla disponibilità certa e continuativa delle matrici, lavora cronicamente sotto carico: produce meno gas del previsto, non raggiunge i ritorni stimati e spinge il gestore ad acquistare substrato sul mercato a condizioni che erodono il margine.

Il dimensionamento corretto parte da un censimento delle matrici con quantità annue reali e stagionalità documentata, prosegue con la caratterizzazione dei substrati e la stima delle rese, e solo a quel punto definisce volumi del digestore e taglia della sezione di valorizzazione. Le matrici di terzi vanno messe a contratto prima, non dopo.

Il quadro autorizzativo

L’iter dipende dalla taglia dell’impianto, dalla natura delle matrici e dalla localizzazione. Le configurazioni agricole che trattano reflui e sottoprodotti aziendali seguono procedure più snelle; il trattamento di rifiuti, FORSU compresa, comporta autorizzazioni dedicate e requisiti gestionali più stringenti.

In parallelo vanno gestite la richiesta di connessione al distributore elettrico o al gestore della rete gas, le verifiche urbanistiche e paesaggistiche, la valutazione degli impatti su odori e traffico, e la qualificazione dell’impianto presso il GSE per l’accesso agli incentivi. I tempi autorizzativi incidono sul cronoprogramma più della costruzione.

Aspetti economici e fonti di ricavo

L’investimento

L’investimento varia sensibilmente in funzione della taglia, delle matrici trattate, dei pretrattamenti necessari, delle opere di stoccaggio e della logistica di approvvigionamento. Un impianto a biogas con cogenerazione si colloca su alcune migliaia di euro per kW elettrico installato; la sezione di upgrading a biometano comporta un investimento aggiuntivo proporzionale alla portata trattata, cui va sommato il costo della connessione alla rete gas, che dipende dalla distanza.

Le fonti di ricavo

La sostenibilità economica non dipende da una sola voce. Concorrono la tariffa incentivante riconosciuta dal GSE, i Certificati di Immissione in Consumo per il biometano avanzato, la vendita diretta di energia elettrica o gas, il risparmio sui costi di smaltimento delle matrici trattate, il mancato acquisto di fertilizzanti grazie al digestato e, dove il calore è utilizzato, il gas naturale non più acquistato per le utenze termiche. Valutare solo la vendita di energia porta sistematicamente a sottostimare il progetto.

I tempi di ritorno

Il payback della configurazione biogas più cogenerazione si colloca tipicamente su alcuni anni; quello del biometano è più lungo, a fronte però di un quadro incentivante più favorevole e di una minore esposizione alla volatilità del prezzo dell’energia elettrica. In entrambi i casi la vita utile dell’impianto supera ampiamente il periodo di rientro.

Monitoraggio e gestione operativa

Un impianto a biogas è un sistema biologico, non solo meccanico: richiede un presidio quotidiano che nessuna altra tecnologia rinnovabile comporta. Vanno monitorati il pH, gli acidi grassi volatili, la produzione specifica di gas, la percentuale di metano, la temperatura dei digestori e i parametri di funzionamento del motore o della sezione di upgrading.

L’analisi sistematica di questi dati consente di individuare i segnali di squilibrio prima che diventino cali di produzione, secondo la stessa logica applicata alla manutenzione predittiva degli impianti rinnovabili. Sul motore di cogenerazione, in particolare, le revisioni vanno programmate sulle ore di funzionamento effettive e non rimandate.

Domande frequenti

Un impianto a biogas produce cattivi odori?

Se correttamente progettato, no. La digestione avviene in reattori chiusi e le fasi critiche — ricezione e stoccaggio delle matrici — sono confinate e trattate con biofiltri. Un impianto ben realizzato riduce gli odori rispetto alla gestione tradizionale dei reflui, perché sottrae all’aria aperta materiale che altrimenti fermenterebbe in vasca.

Quanto dura un impianto a biogas?

La vita utile dell’impianto è di 20-25 anni, con i digestori che superano frequentemente i 30. Il componente che richiede più attenzione è il motore di cogenerazione, che necessita di revisioni programmate ogni 30.000-60.000 ore di funzionamento.

Che differenza c’è tra biogas e biometano?

Il biogas è la miscela grezza che esce dal digestore, con un contenuto di metano tra il 50% e il 70%. Il biometano è lo stesso gas dopo la purificazione, con oltre il 97% di metano: a quel punto è equivalente al gas naturale e può essere immesso in rete o usato come carburante.

Serve disporre di terreni agricoli?

Non necessariamente. I terreni sono utili per la destinazione agronomica del digestato, ma esistono configurazioni pensate per contesti industriali che trattano scarti di lavorazione e prevedono percorsi alternativi, compresa la separazione spinta e la cessione del digestato a terzi.

Conviene la cogenerazione o il biometano?

Dipende da due condizioni concrete: se esiste un fabbisogno termico aziendale reale e costante, e se il sito è raggiungibile dalla rete del gas a costi ragionevoli. Con un buon utilizzo del calore la cogenerazione resta molto competitiva; in assenza di utenze termiche, l’upgrading valorizza meglio la stessa quantità di gas.

Quanto substrato serve?

La domanda va rovesciata: non si sceglie la taglia dell’impianto e poi si cerca il substrato, ma si parte dalla disponibilità certa e continuativa di matrici e si dimensiona di conseguenza. È il criterio che separa gli impianti che rendono da quelli che lavorano sotto carico per vent’anni.

Si può convertire un impianto a biogas esistente in biometano?

Sì, ed è una scelta frequente al termine del periodo incentivato originario. La sezione di digestione resta, si aggiunge l’impianto di upgrading e la connessione alla rete gas. La valutazione va fatta caso per caso, confrontando lo stato del digestore, la distanza dal punto di immissione e il quadro incentivante applicabile.

Valutare un impianto a biogas per la propria azienda

Un progetto solido parte dalle matrici disponibili, non dalla taglia desiderata.

FerPlant può censire e caratterizzare i substrati disponibili, stimare le rese attese, analizzare i fabbisogni elettrici e termici del sito, verificare le condizioni di connessione elettrica e di prossimità alla rete gas e confrontare economicamente le configurazioni a cogenerazione e a biometano, insieme al quadro autorizzativo e incentivante applicabile.

È possibile consultare alcuni progetti realizzati da FerPlant oppure contattare il team tecnico per richiedere una valutazione preliminare.

Contenuto aggiornato a settembre 2026. Normativa, procedure autorizzative e meccanismi incentivanti possono cambiare: prima di avviare un progetto è sempre necessario verificare le disposizioni vigenti e le caratteristiche specifiche del sito e delle matrici disponibili.