L'Irlanda del Nord conta più di 80 impianti di digestione anaerobica che producono biogas, per lo più sostenuti da un regime di obbligo sulle energie rinnovabili chiuso ai nuovi impianti nel marzo 2017, e un sito pionieristico, a Dungannon, che immette biometano nella rete di distribuzione del gas. Il Dipartimento per l'economia e il Dipartimento per l'agricoltura, l'ambiente e gli affari rurali vogliono ora una politica per la fase successiva. La loro consultazione congiunta su una strategia e un quadro politico per il biometano è stata pubblicata il 20 ottobre e resta aperta fino alle 17:00 del 15 dicembre; Energynews ne ha riassunto i contenuti il 10 novembre.
Il documento tratta sostegno finanziario, allacciamenti alla rete, qualità del gas, gestione dei nutrienti, certificazione e sostenibilità. Cita studi accademici secondo cui le materie prime locali potrebbero coprire più dell'80% della domanda della rete di distribuzione del gas della regione, pari a circa 7,6 TWh.
Prima i soldi per il calore industriale
Sul sostegno, l'opzione preferita dai dipartimenti è un incentivo con tetto, espresso in pence per chilowattora, per il biometano impiegato nel calore industriale, come riferisce Energynews. Sarebbe pagato con la spesa residua gestita su base annua e solo fino a una data di fine. Non è stata pubblicata né una tariffa né un tetto. Parallelamente il Dipartimento per l'economia ha aperto una richiesta di informazioni sull'offerta e la domanda commerciali per costruire il business case: è esplicitamente né una domanda di contributo né un impegno di finanziamento. Il Tesoro ha acconsentito a elaborare la proposta, nulla di più.
Sulla qualità del gas, la consultazione ricorda che l'autorità per la salute e la sicurezza ammette già fino all'1% molare di ossigeno nell'immissione di biometano, con un'esenzione di classe, e che l'Utility Regulator ha modificato a marzo 2026 le licenze di trasporto del gas per i punti di immissione del biometano. Le proposte descritte da Energynews includono l'allineamento del limite di ossigeno tra trasporto e distribuzione e la riduzione nel tempo dell'aggiunta di propano, dove la sicurezza lo consente. Le posizioni definitive seguiranno all'analisi delle risposte.
Senza il motore, il digestore perde il suo calore
Un impianto costruito per un incentivo sull'elettricità di solito brucia il biogas in un motore di cogenerazione in sito, e l'acqua di raffreddamento del motore riscalda il digestore. Se il gas viene portato a un impianto di upgrading e a un punto di immissione in rete, il digestore deve comunque essere mantenuto alla temperatura giusta ogni giorno dell'anno. Il calore deve arrivare da un'altra fonte: i compressori dell'impianto di upgrading, una caldaia alimentata con una derivazione di biogas, o una pompa di calore.
È un lavoro di recupero termico con fluidi difficili. Il digestato e i liquami sporcano; i circuiti di raffreddamento dei compressori sono puliti ma solo tiepidi. Dove un sito pastorizza anche la materia prima, il calore viene recuperato dal flusso trattato verso quello in ingresso. Gli scambiatori sul lato sporco richiedono passaggi ampi e facile apertura. Sui circuiti puliti - raffreddamento dei compressori, anelli di acqua calda, il processo proprio dell'utenza industriale - gli scambiatori a piastre guarnizionati standard sono la scelta abituale.
Chi pianifica una conversione farebbe bene a fare il bilancio termico del sito prima di firmare il contratto del gas. Vendere ogni chilowattora di biometano sembra una buona idea, finché a gennaio il digestore non si raffredda.
Fonti: Energynews, Department for the Economy
