La vulnerabilità dell'Europa alle interruzioni delle forniture di GNL non è mai stata così evidente. Dalla fine di febbraio, la chiusura dello Stretto di Hormuz da parte dell'Iran ha bloccato circa il 20% del commercio globale di GNL. L'Europa riceve circa il 10% del suo GNL attraverso lo stretto e, con i livelli di stoccaggio del gas in tutto il continente già esauriti dopo un inverno difficile, la pressione sui responsabili politici per accelerare la produzione interna di gas rinnovabile è fortissima.
A partire da gennaio 2026, l'UE ha vietato tutte le importazioni di gas e GNL dalla Russia, sostituendole con forniture globali di GNL e aumentando la produzione di biometano. La questione è se questa accelerazione stia avvenendo con la dovuta rapidità e nei settori giusti.
Il paradosso francese
La Francia offre un utile caso di studio. È uno dei principali produttori europei di biometano e negli ultimi anni ha quasi raddoppiato la sua capacità installata. Nel primo trimestre del 2026, 818 siti in tutto il paese immettevano biometano nella rete del gas, con una capacità di generazione combinata di 15.7 TWh all'anno. Tuttavia, la cifra principale nasconde un problema strutturale. Una valutazione peer-reviewed pubblicata in Recensioni di energia rinnovabile e sostenibile Si stima che il potenziale di biometano agricolo della Francia sia di 64.1 TWh all'anno, proveniente prevalentemente da letame bovino, cifra che salirebbe a 108.7 TWh se la coltivazione di colture di copertura venisse estesa a tutti i sistemi arabili. Il divario tra la produzione effettiva e le risorse disponibili non è principalmente un problema tecnologico, ma un problema geografico ed economico.
La rete del gas francese, come la maggior parte delle reti europee, è stata costruita per servire i centri abitati. Molte aziende agricole si trovano a grande distanza dal punto di iniezione più vicino e il costo per colmare tale distanza è proibitivo.
"La maggior parte delle aziende agricole è lontana dalla rete elettrica", afferma Jules Vasse, responsabile delle relazioni pubbliche della startup francese SUBLIME Énergie. "Il costo è di circa 100,000 euro al chilometro di rete."
Per un'azienda agricola che produce volumi modesti di biogas, i conti raramente tornano. O l'investimento iniziale in infrastrutture è troppo elevato, oppure la produzione dell'azienda è troppo bassa per giustificare il costo di allacciamento, una volta ripartito sui volumi di produzione reali. Il risultato è che una parte significativa delle risorse di biogas agricolo francesi rimane inutilizzata o viene impiegata in sistemi di cogenerazione che lo Stato francese sta ora cercando di eliminare gradualmente.
La cogenerazione, ovvero la produzione combinata di calore ed elettricità dal biogas, è stata il modello dominante per la prima generazione di digestori aziendali. Era gestibile su larga scala, ma inefficiente in termini energetici. "Perdevamo molto calore e non lo sfruttavamo al massimo", osserva Vasse.
L'orientamento politico europeo si è decisamente spostato verso il biometano, che preserva maggiormente il valore energetico. Ma questo cambiamento ha creato un problema di accesso: la tendenza ad abbandonare la cogenerazione a favore della produzione di biometano pone sfide particolari per gli impianti di piccole dimensioni non situati in prossimità di gasdotti. Attualmente, occorrono in media tre anni dall'inizio di uno studio di fattibilità per l'allacciamento alla messa in funzione di un'unità di metanizzazione. E con l'obiettivo francese di raggiungere il 10% di gas rinnovabile nel consumo nazionale entro il 2030, il tempo è un fattore che il settore non ha in abbondanza.
Il modello Milkrun
La soluzione proposta da SUBLIME Énergie aggira completamente la rete elettrica. Invece di purificare il biogas in loco e immetterlo in un gasdotto, l'azienda liquefà la miscela grezza di biogas – biometano, bioCO2 e un agente vettore brevettato – direttamente in azienda. Autocisterne raccolgono quindi il gas liquefatto ogni pochi giorni e lo trasportano a un centro di raccolta condiviso tra circa dieci aziende agricole entro un raggio di 60 chilometri.
Presso l'hub, la distillazione criogenica separa i tre componenti in bio-GNL, bioCO2 liquida e agente vettore recuperabile. Nessuno dei due prodotti entra nella rete del gas. Il bio-GNL viene venduto direttamente agli operatori del trasporto pesante, mentre la bioCO2 liquida è destinata ad acquirenti industriali come i coltivatori in serra. SUBLIME definisce il modello logistico "la consegna a domicilio", in quanto funziona in modo simile alle cooperative lattiero-casearie.
La separazione della CO2 biologica dal biometano è il processo che storicamente ha reso l'upgrading in azienda agricola proibitivamente costoso. Quando il biometano viene liquefatto, la componente di CO2 cristallizza anziché liquefarsi, rendendo impossibile il trasporto. L'agente vettore brevettato di SUBLIME stabilizza la miscela nel punto di liquefazione, consentendo il trasporto dell'intero flusso di biogas in un unico carico di autocisterna prima che la separazione avvenga su larga scala nell'hub. "Possiamo semplicemente liquefare il biogas in azienda, raccoglierlo e portarlo all'hub", afferma Vasse. "Grazie a questa tecnologia non abbiamo bisogno della rete del gas."
Il processo SUBLIME Energy in sintesi.
Il mese scorso SUBLIME Énergie ha inaugurato Charlie, descritto come il primo sistema al mondo in grado di liquefare il biogas direttamente in un'azienda agricola, presso il sito di Gazéa a Plélo, in Bretagna. L'impianto dimostrativo ha una capacità annua di circa 180 tonnellate di bio-GNL e 330 tonnellate di bioCO2 liquida. L'azienda agricola di Gazéa è un allevamento di suini e il biogas proviene dal suo digestore anaerobico preesistente.
Le versioni precedenti, Alpha e Bravo, erano in scala di laboratorio. Charlie è il primo a funzionare con biogas proveniente da una vera azienda agricola, in condizioni operative reali. "Avevamo già ottenuto risultati tecnici positivi con la liquefazione del biogas in laboratorio", afferma Vasse. "Grazie a Charlie, saremo in grado di liquefare il biogas direttamente in azienda, utilizzando biogas reale. Si tratta di un ampliamento della scala produttiva."
Un sistema circolare
La circolarità del modello si estende oltre l'energia. La digestione anaerobica produce digestato, ovvero il residuo solido che rimane dopo l'estrazione del biogas, che funge da fertilizzante naturale. Laddove la digestione anaerobica è praticata in azienda, il digestato rimane in azienda e viene utilizzato localmente.
In tutta Europa, il digestato ha già il potenziale per sostituire il 17% dei fertilizzanti a base di azoto utilizzati nell'UE, e si prevede che questa percentuale supererà il 65% entro il 2040, man mano che il settore si espanderà.
Ciò è particolarmente importante ora. La crisi dello Stretto di Hormuz ha sconvolto le catene di approvvigionamento globali di fertilizzanti, con un aumento del 50% dei prezzi dell'urea dall'inizio della guerra.
La regione del Golfo è un importante produttore di fertilizzanti azotati di origine fossile, essenziali per le aziende agricole europee.
Un modello che cattura il biogas per produrre energia e restituisce il digestato al terreno riduce tale dipendenza da entrambe le fonti.
Il bio-GNL si rivolge anche a un settore che l'elettricità da fonti rinnovabili ha finora faticato a raggiungere. Il bio-GNL offre un'alternativa a basse emissioni di carbonio al diesel per il trasporto pesante, riducendo le emissioni di gas serra fino all'85%.
È applicabile anche ai macchinari marittimi e agricoli, settori in cui l'elettrificazione a batteria rimane impraticabile su larga scala e con i cicli di lavoro richiesti.
L'inaugurazione del sito di Charlie.
Il quadro normativo
Vasse cita anche uno strumento normativo parallelo attualmente in fase di finalizzazione. Noto come IRICC – l'incentivo francese per la riduzione dell'intensità di carbonio dei carburanti, derivato dalla direttiva UE sulle energie rinnovabili rifusa – il quadro introduce obiettivi di riduzione dei gas serra specifici per settore per i carburanti destinati ai trasporti, con obiettivi per il settore stradale che partono dal 5.9% nel 2026 e salgono al 10.6% entro il 2030. I venditori di carburante che non riescono a raggiungere tali obiettivi sono soggetti a sanzioni, creando un segnale di prezzo diretto a favore del bio-GNL. "Potremo parlare con un investitore, ma anche con un agricoltore, perché ha bisogno di essere sicuro che abbiamo un buon prezzo sul mercato", afferma Vasse.
Vasse solleva anche una questione politica più profonda che la Francia deve ancora risolvere: se la futura regolamentazione agricola debba privilegiare le materie prime a base di letame rispetto alle colture energetiche, per evitare qualsiasi conflitto tra produzione di biocarburanti e sicurezza alimentare. "Se vogliamo che la digestione anaerobica sia al servizio di un'agricoltura più responsabile, abbiamo bisogno di una regolamentazione che stabilisca che il letame offre maggiori vantaggi rispetto alle colture", sostiene. "Non bisogna mettere in competizione la produzione di energia e la sicurezza alimentare".
SUBLIME Énergie sta già preparando Delta, il suo primo progetto su scala commerciale, che collegherà una decina di aziende agricole a un centro di trasformazione condiviso nella stessa area della Bretagna, con la messa in funzione prevista per il 2028. Vasse stima che l'azienda potrebbe realizzare oltre mille progetti in tutta Europa entro il 2050, attingendo a una risorsa che SUBLIME valuta in 26 TWh di potenziale non sfruttato di biometano off-grid nella sola Francia.
La possibilità di realizzare rapidamente questo ambizioso obiettivo dipende da ben più della semplice ingegnosità delle startup. Stabilità delle politiche, meccanismi di prezzo equi e un chiaro segnale normativo sul futuro dell'energia derivante dai rifiuti agricoli sono tutti prerequisiti fondamentali. Ma, mentre la crisi di Hormuz continua a mettere in luce la fragilità della dipendenza europea dalle importazioni, la necessità di considerare i rifiuti agricoli come una risorsa energetica strategica non è mai stata così evidente.
