JRC sui carburanti RFNBO: l'e-metano cresce e la CO₂ dall'upgrading del biogas è la principale fonte di carbonio

Il Centro Comune di Ricerca della Commissione Europea (JRC) ha pubblicato il 14 gennaio 2026 un rapporto sui carburanti rinnovabili di origine non biologica (RFNBO); per il settore del biogas, l'aspetto più interessante è che la maggior parte dei nuovi progetti di e-metano prevede di utilizzare CO₂ derivante dall'upgrading del biogas a biometano. Il documento è intitolato "Renewable Fuels of Non-Biological Origin in the European Union – 2025 Status Report". L'anno nel titolo indica l'ambito dei dati, non la data di pubblicazione: nel repository del JRC, il rapporto è datato 2026-01-14.

Cosa sono gli RFNBO secondo il rapporto

Il rapporto definisce gli RFNBO come idrogeno rinnovabile puro o carburanti sintetici prodotti da idrogeno rinnovabile e CO₂ o azoto catturati. Si concentra principalmente sulla conversione dell'idrogeno in carburanti: e-metano (reazione di Sabatier), e-ammoniaca, e-metanolo, nonché e-diesel ed e-cherosene (e-kerosene). Fondamentale è la distinzione: l'idrogeno deve provenire da fonti rinnovabili diverse dalla biomassa. Pertanto, il biometano e il bioidrogeno derivanti dalla digestione anaerobica non sono considerati RFNBO. I principi di questa classificazione sono descritti nel post Elettrolisi e bioidrogeno: RFNBO e perché l'elettricità da biogas è un'altra categoria].

I numeri più importanti

• Maturità tecnologica: le migliori opzioni di mercato, tra cui e-metanolo, e-cherosene, e-ammoniaca ed e-metano, hanno raggiunto un TRL 6–8. La stessa metanazione (e-metano) ha un TRL 8–9.
• E-metano: circa 35 impianti di produzione nell'UE, principalmente in Germania; capacità di 449 GWh annui (2024), e entro il 2027 quasi 3.000 GWh annui con circa 55 impianti in funzione o pianificati (stime dell'associazione di settore).
• E-carburanti complessivi: capacità dell'UE inferiore a 0,5 Mt annui; annunciati 45 progetti di e-cherosene e alcuni hub Power-to-X, che dovrebbero garantire una capacità di diverse centinaia di migliaia di tonnellate annue entro il 2030.
• Obiettivo normativo: secondo la RED III, nel settore dei trasporti è previsto un sottotarget complessivo del 5,5% per i biocarburanti avanzati, i biogas e gli RFNBO (di cui almeno l'1% per gli RFNBO), mentre nell'industria gli RFNBO dovranno rappresentare il 42% del consumo di idrogeno entro il 2030 e il 60% entro il 2035. Due atti delegati del 2023 definiscono quando i carburanti a base di idrogeno possono essere qualificati come RFNBO e la metodologia per le emissioni nel ciclo di vita, che richiede una riduzione di almeno il 70% rispetto ai carburanti fossili. Gli effetti della RED III per la Polonia sono descritti nel post La RED III è entrata in vigore il 20 novembre 2023], mentre per gli atti delegati stessi — Regolamenti delegati RFNBO pubblicati il 20 giugno 2023].

Il ruolo del biogas

Il metano sintetico necessita di CO₂. Il rapporto elenca come fonti i gas di combustione, i gas di processo, la CO₂ biogenica (ad esempio, da fermentazione alcolica e dall'upgrading del biogas a biometano) e la cattura diretta dall'aria. Nel sottocapitolo sull'e-metano, il JRC sottolinea che la maggior parte dei nuovi impianti e progetti prevede di utilizzare CO₂ derivante dall'upgrading del biogas a biometano, mentre la cattura diretta dall'aria (DAC) rappresenta un'opzione a lungo termine. Nel 2025, l'azienda Hy2gen ha ottenuto per l'impianto Atlantis a Werlte la certificazione come primo produttore tedesco di e-metano conforme agli RFNBO nel sistema RED, mentre l'impianto danese PowerLBG è stato accreditato presso l'ISCC per l'e-LNG. Per l'operatore di un impianto di biometano, ciò significa un potenziale acquirente per il flusso di CO₂, che oggi viene solitamente rilasciato in atmosfera; le tecniche per la sua separazione sono descritte, tra l'altro, nel post sulla lavorazione ad acqua del biogas].

Barriere e orizzonti

Il rapporto evidenzia che la competitività è limitata da: l'elevato costo dell'energia elettrica rinnovabile, la scarsa produzione di idrogeno rinnovabile, la cattura energeticamente dispendiosa della CO₂ e gli elevati investimenti iniziali, oltre a procedure autorizzative lunghe. Il JRC ricorda anche il limite delle fonti di carbonio: la CO₂ proveniente da centrali elettriche a combustibili fossili potrà essere utilizzata fino al 2036, e quella da altre installazioni soggette all'EU ETS fino al 2041; successivamente, le principali fonti ammesse saranno le installazioni bioenergetiche e la DAC. Per gli impianti di biogas e biometano, ciò rappresenta un'indicazione dell'importanza crescente della loro CO₂, ma anche della competizione per questo flusso.