E-metano in Giappone: obiettivo dell’1% nel gas cittadino entro il 2030 e del 90% entro il 2050

Le aziende giapponesi del gas puntano sull’e-metano – metano sintetico prodotto da idrogeno verde e anidride carbonica – come principale via per la decarbonizzazione del gas cittadino. Nel piano d’azione della Japan Gas Association (JGA), adottato nel giugno 2021, sono stati fissati due obiettivi: entro il 2030, la costruzione di una catena del valore con importazione di e-metano e l’1% di e-metano nelle forniture di gas cittadino, mentre entro il 2050, un gas cittadino a zero emissioni di carbonio, in cui l’e-metano rappresenta la materia prima principale, mentre il resto è coperto dall’uso diretto di idrogeno, biogas e altri mezzi. Argus ha riportato nel maggio 2024 che il Ministero dell’Industria mira a far sì che l’e-metano costituisca l’1% del gas cittadino nel 2030 e il 90% nel 2050.

Perché l’e-metano

I partner del progetto negli Emirati Arabi Uniti sottolineano (LNG Prime) che l’e-metano è compatibile con l’infrastruttura esistente del GNL – navi cisterna e terminali – nonché con l’infrastruttura del gas cittadino, inclusi gasdotti e apparecchiature degli utenti finali. Non richiede quindi la ricostruzione degli impianti, a differenza dell’idrogeno puro. Secondo la JGA, il prezzo dell’e-metano è determinato principalmente dal costo dell’energia elettrica, pertanto gli studi di fattibilità vengono condotti in regioni con abbondante energia rinnovabile e in prossimità di terminali GNL esistenti.

Progetti chiave (stato ad agosto 2024)

• Cameron LNG (USA, Louisiana). Mitsubishi Corporation, Tokyo Gas, Osaka Gas, Toho Gas e Sempra Infrastructure Partners pianificano la produzione di e-metano negli USA e la sua liquefazione nel terminale esistente Cameron LNG. La produzione target è di 130.000 t di CH₄ all’anno (circa 180 milioni di Nm³ di CH₄), ovvero circa l’1% della domanda complessiva delle tre società nel 2030. Secondo la JGA, è necessaria una decisione finale di investimento (FID) nel 2025 affinché l’obiettivo dell’1% per il 2030 sia realistico; l’avvio della produzione è previsto dall’anno fiscale 2030.
• Medio Occidente degli USA. Osaka Gas, Tallgrass e Green Plains stanno studiando un progetto con una capacità fino a 200.000 t di CH₄ all’anno, utilizzando idrogeno blu e CO₂ biogenica.
• Emirati Arabi Uniti. Tokyo Gas, Osaka Gas, Inpex e Masdar hanno firmato un accordo per uno studio di fattibilità congiunto sulla produzione di e-metano ad Abu Dhabi (23 gennaio 2024); Masdar e Inpex conducevano uno studio simile già dal luglio 2023. Tokyo Gas e Osaka Gas intendono ricevere e-metano in quantità equivalenti all’1% della domanda annuale di ciascuna società.
• Australia. Santos, Tokyo Gas, Osaka Gas e Toho Gas stanno conducendo uno studio pre-FEED nel bacino di Cooper.
• Giappone. A Nagaoka, nell’ottobre 2023 è iniziata la costruzione principale di un impianto pilota di metanizzazione (circa 400 Nm³/h, immissione in rete a partire dall’anno fiscale 2025); Hitachi Zosen ha testato nel 2022 la produzione di 125 Nm³/h con la città di Odawara; JFE Steel e IHI costruiranno un impianto da 500 Nm³/h entro la fine dell’anno fiscale 2024; nel maggio 2024 sono iniziati gli studi sulla produzione nazionale presso la cartiera Oji Paper a Tomakomai; è stata inoltre studiata una scala di 10.000 Nm³/h nella zona del porto di Osaka.

Scalabilità della tecnologia

La JGA presenta un percorso di scalabilità degli impianti produttivi da 400 Nm³/h a 10.000 Nm³/h fino a 60.000 Nm³/h, dove il costo dipende dal costo dell’energia elettrica, dall’approvvigionamento di CO₂ e dal costo delle apparecchiature per la metanizzazione; a Chita, nel 2024 è iniziata la metanizzazione biologica su scala di 5 Nm³/h in collaborazione con l’amministrazione locale, dimostrando il legame di questa tecnologia con il biogas.

Barriere

• Costo. La JGA indica l’energia elettrica (dipendente dalla produzione di idrogeno), l’approvvigionamento di CO₂ e il costo delle apparecchiature per la metanizzazione come principali componenti dei costi.
• Fonte di CO₂. Nei progetti si considera la CO₂ biogenica (Midwest e lo studio di fattibilità sull’e-metano biogenico di Osaka Gas, IHI e Petronas).
• Scala. L’obiettivo del 90% nel 2050 è uno scenario politico, non una previsione di mercato – richiede la costruzione di una catena di approvvigionamento globale.

Ruolo del biogas

Nella strategia della JGA, il biogas rimane un complemento: nel 2050, insieme all’uso diretto dell’idrogeno, dovrebbe coprire la parte di gas cittadino non derivante dall’e-metano. Per la Polonia, che dispone di un grande potenziale agricolo, la via del biometano rimane più rilevante nel medio termine, ma le esperienze giapponesi con l’e-metano mostrano come sfruttare l’infrastruttura del gas esistente.