Biometano, le prospettive delle energie rinnovabili fino al 2050

“Scaling biomethane: The next phase of growth in renewable gas”: è questo il titolo dello studio pubblicato da McKinsey & Company con cui gli autori Alessandro Agosta e Fabrizio Bacchini (supportati da Beatrice Enrico e Massimo Giudici), hanno cercato di tratteggiare il quadro generale del biometano, enumerando le tappe fondamentali del suo sviluppo fino ad oggi e tentando di fornire una bussola per orientarsi negli scenari dei prossimi anni.

In un contesto globale caratterizzato da forte incertezza geopolitica e volatilità dei prezzi energetici, i gas naturali rinnovabili (RNG) si stanno affermando come elementi chiave per la decarbonizzazione e la sicurezza energetica. Prodotti da residui agricoli, rifiuti organici e altre biomasse, i gas rinnovabili fungono da sostituti diretti del gas naturale fossile. Un vantaggio fondamentale è la loro totale compatibilità con le infrastrutture di trasporto e distribuzione del gas già esistenti, che permette una scalabilità immediata senza dover riconvertire i sistemi di consumo finale.

Biometano, il vettore principale della domanda di carburanti sostenibili

Secondo le stime emerse dallo studio McKinsey, la domanda globale di carburanti sostenibili (liquidi e gassosi) crescerà a un tasso annuo medio superiore al 5% fino al 2050, passando da 5 exajoules (EJ) nel 2022 a circa 22 EJ nel 2050. In questo panorama, la combinazione di biogas e biomatano (biogas purificato e portatosi alla qualità del gas naturale) vedrà una crescita importante, passando dagli 0,9 EJ del 2022 a circa 8,0 EJ entro il 2050, arrivando a coprire oltre un terzo dell’intera domanda di carburanti sostenibili. E, in questo scenario, a giocare un ruolo fondamentale ci penserà nientemeno che il biometano, attualmente il vettore principale di questa espansione.

A livello geografico, sebbene Europa e Nord America rappresentino oggi il 60% della domanda mondiale, la crescita futura si sposterà verso i mercati emergenti. Lo studio ipotizza che tra il 2023 e il 2035, la sola Cina guiderà circa il 40% dell’aumento globale della domanda di biometano, mentre l’India vedrà triplicare i propri consumi. Insomma, una spinta imponente ma che, nel 2026, non è ancora supportata pienamente dal mercato. La biomassa sostenibile disponibile a livello globale potrebbe infatti generare circa 1.000 miliardi di metri cubi all’anno (circa 36 EJ) di biogas. Colmare questo divario tra la capacità potenziale e la produzione effettiva rappresenta la vera sfida e opportunità industriale del settore.

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Quali sono le fasi storiche dello sviluppo del biometano?

Il settore del biometano sta attraversando un profondo cambio di paradigma, evolvendosi in tre fasi storiche:

• Fase 1 – Impianti elettrici a biogas (Passato, dagli anni ’90): Impianti di piccole dimensioni di proprietà di aziende agricole. La missione principale era la produzione di energia elettrica tramite combustione di scarti propri. Modello caratterizzato da alti costi della dieta della biomassa (superiore ai 2 milioni di euro all’anno per impianto), bassa efficienza, rendimenti finanziari modesti (IRR, ovvero Tasso Interno di Rendimento inferiore all’8%) ed estrema dipendenza dalle tariffe incentivanti statali (Feed-in Tariff).
• Fase 2 – Impianti a biometano tradizionali (Presente): Ingresso di fondi infrastrutturali di nicchia e utility. Trasformazione del biogas in biometano mediante processi di upgrading per l’immissione in rete o l’impiego nei trasporti (bio-CNG e bio-LNG). Pur ampliando i canali commerciali, l’industria è rimasta frammentata, con pratiche operative disomogenee e costi della biomassa ancora elevati (1,5 – 1,8 milioni di euro). I ritorni sono rimasti medi (IRR tra 8% e 12%), con persistente dipendenza dai sussidi.
• Fase 3 – Piattaforme infrastrutturali professionalizzate (Futuro): Ingresso dei grandi fondi di Private Equity e delle Major energetiche. Il biometano viene concepito come un’infrastruttura strategica per la sicurezza energetica. Attraverso l’ottimizzazione logistica, la digitalizzazione e la diversificazione dei ricavi (vendita di biometano, certificati di garanzia d’origine), i costi scendono a 1,0 – 1,2 milioni di euro per impianto e i rendimenti finanziari raggiungono un IRR maggiore del 20%, rendendo i progetti economicamente sostenibili anche senza incentivi statali.

Le 6 lezioni dei principali attori della filiera del biometano

Per creare valore e scalare in modo redditizio, i principali operatori industriali stanno adottando sei leve strategiche operative:

1. Strategia di portafoglio e cluster: Anziché gestire singoli impianti esposti alla volatilità delle forniture, i leader creano portafogli di oltre 10 impianti organizzati in cluster geografici. Ciò consente di condividere i bacini di approvvigionamento delle biomasse, ottimizzare la manutenzione e la logistica e rafforzare la forza contrattuale con i fornitori.
2. Standardizzazione ed eccellenza del capitale: Abbandono della progettazione custom/bespoke a favore di architetture di impianto standardizzate e collaudate. L’uso di tecniche avanzate come il cleansheet costing e il Total Cost of Ownership (TCO) nelle fasi preparative permette di ridurre del 10-15% i costi di capitale e migliorare l’affidabilità.
3. Advanced Analytics e digitalizzazione delle operazioni: Installazione di sensori integrati e modelli analitici avanzati per monitorare e ottimizzare la digestione anaerobica in tempo reale. L’analisi della composizione della biomassa e dei parametri operativi (flussi, pressioni) consente di aumentare la resa in metano fino al 30% e ridurre i costi di logistica e materia prima di oltre il 20%.
4. Internalizzazione delle competenze chiave: Gli operatori portano all’interno le funzioni chiave (manutenzione primaria, gestione logistica e controllo operativo), affidando all’esterno (outsourcing) unicamente le tecnologie altamente specializzate (es. liquefazione del gas).
5. Focalizzazione sui segmenti di domanda a più alto valore: Il settore dei trasporti offre attualmente la migliore redditività, con prezzi sostenuti dai vincoli normativi (spesso pari o superiori a 100 €/MWh). In prospettiva, opportunità rilevanti emergeranno dal settore marittimo (utilizzo di bio-LNG) e dall’estensione dei sistemi di Carbon Pricing al riscaldamento civile e all’industria hard-to-abate.
6. Monetizzazione dei sotto-prodotti (Economia Circolare): Oltre alla molecola di gas, gli impianti generano flussi di cassa integrativi e stabili vendendo la $CO_2$ biogenica catturata durante l’upgrading e trasformando il digestato in biofertilizzante e ammendante organico per il suolo da collocare sul mercato.

Secondo gli autori dello studio l’applicazione sistematica di queste leve consentirà di incrementare l’EBITDA di un impianto medio del +40% / +90%, portando il ricavo indicizzato da un margine base di 19 €/MWh fino a 35-54 €/MWh (su una base ricavi pari a 100 €/MWh).