Il biometano copre poco più dell’1% del consumo di gas fossile britannico

Wormslade è un impianto che si spiega meglio da ciò che lascia sul campo che da ciò che immette nella rete. L’impianto, entrato in funzione nella rete East Midlands di Cadent il 21 luglio, produrrà circa 70.000 tonnellate di digestato all’anno: un fertilizzante organico ricco di nutrienti che torna direttamente all’agricoltura, chiudendo il ciclo della materia organica in poche decine di chilometri. È il quarto impianto di biogas nel portafoglio operativo di VIDA bioenergy, e la sua architettura tecnica è ormai standardizzata: digestione anaerobica delle biomasse, upgrading del biogas a biometano con purezza da rete, iniezione diretta nel gasdotto. Ma è proprio la maturità del modello a rendere più visibile la distanza che separa l’esempio locale dalla scala nazionale.

La firma del digestato

Il circuito tecnico di Wormslade funziona così: materia organica di scarto — reflui zootecnici, residui colturali, sottoprodotti agroindustriali — entra in un digestore anaerobico dove i batteri metanigeni la decompongono in assenza di ossigeno, liberando biogas grezzo con una concentrazione di metano intorno al 55-60%. Il biogas passa poi attraverso un sistema di upgrading a membrana che separa il metano dall’anidride carbonica e dalle impurità, portandolo a oltre il 97% di purezza, la specifica per l’immissione in rete. Il gas rinnovabile entra nel gasdotto locale; il digestato esausto, ricco di azoto, fosforo e potassio in forma mineralizzata, esce dal digestore e va in stoccaggio per l’uso agricolo. Nessun passaggio è sperimentale: è la stessa catena che dal 2013, anno del primo allacciamento di un impianto di biometano alle tubature di Cadent, ha iniettato complessivamente oltre 1,5 miliardi di metri cubi di gas rinnovabile nella rete del distributore britannico.

Wormslade è il 17° impianto sulla rete East Midlands e il 46° nell’intera area operativa di Cadent nel Regno Unito. Già a marzo 2026, prima di questo allacciamento, Cadent contava 47 siti di biometano collegati alle sue reti, per una capacità di fornitura di 4 TWh annui — l’equivalente del consumo di gas di 351.000 abitazioni. Numeri che raccontano una tecnologia funzionante, replicabile, con un rendimento energetico misurato e una filiera dei sottoprodotti che ha un mercato reale. Ma quanti impianti come questo servono per cambiare davvero il profilo emissivo della rete gas britannica?

La forbice dei numeri

La risposta è in un rapporto che fa meno rumore dei comunicati stampa. Secondo dati di National Gas e Cadent, nel 2025 sono stati immessi nella rete del gas del Regno Unito circa 7 TWh di biometano. È poco più dell’1% dei 743 TWh di gas naturale consumati nel 2024. Il resto è gas fossile. Cadent da sola ha già connesso capacità per 4 TWh e punta a 20 TWh entro il 2035: un quintuplo in dieci anni che richiederebbe non tanto un salto tecnologico — la digestione anaerobica non ha bisogno di scoperte, ha bisogno di autorizzazioni, allacciamenti e contratti di fornitura della materia prima — quanto una moltiplicazione di impianti, siti di upgrading e punti di iniezione che oggi non esiste nel piano industriale di nessun operatore.

La forbice tra potenziale e impatto reale si misura in volumi assoluti. I 7 TWh del 2025, spalmati sui 743 TWh della domanda nazionale, significano che anche raddoppiando o triplicando la produzione — obiettivo ambizioso ma non fantascientifico — il biometano resterebbe una quota a singola cifra percentuale dei consumi. Non è un argomento contro lo sviluppo: è la dimensione del problema da scalare. Per arrivare a 20 TWh servono centinaia di nuovi impianti della taglia di Wormslade, una pianificazione territoriale che riduca i conflitti sull’uso del suolo, e una rete di distribuzione che accetti iniezioni diffuse e bidirezionali senza colli di bottiglia. La tecnologia è pronta da un decennio. La parte che manca è tutto il resto.

Oltre il sussidio, il cantiere

Un segnale di come il conto economico stia lentamente cambiando arriva dal primo impianto di biometano non sovvenzionato del Regno Unito, operativo da febbraio 2025 e dedicato al settore delle scienze della vita attraverso una partnership tra Future Biogas e AstraZeneca. È un caso d’uso industriale, con un off-taker che ha obiettivi di decarbonizzazione vincolanti e può assorbire il premio di prezzo del gas rinnovabile senza bisogno di incentivi pubblici. Ma resta un’eccezione: la gran parte degli impianti britannici si regge sul Green Gas Support Scheme, il cui termine per la messa in servizio è stato esteso dal 31 marzo 2028 al 31 marzo 2030 — una proroga di due anni che dà respiro ai progetti in pipeline ma segnala anche che la redditività senza sussidio non è ancora la norma.

Chi installa digestori e upgrading unit conosce il trade-off: il costo livellizzato del biometano resta superiore a quello del gas fossile finché la carbon tax non colma la differenza, e la taglia minima efficiente per un impianto che regga senza incentivi si aggira intorno alle decine di migliaia di tonnellate di biomassa lavorata all’anno — come Wormslade, appunto. La proroga del GGSS sposta in avanti la scadenza, ma non cambia la traiettoria: il biometano smetterà di essere una nicchia solo quando ogni nuovo impianto potrà finanziarsi sul differenziale di prezzo del carbonio, senza bisogno di una firma ministeriale per chiudere il business plan.