Gas in uno scenario che cambia

Sarà per la sua consolidata tradizione storica, vero è che il comparto tecnologico del settore gas in Italia è da sempre un fiore all’occhiello nazionale. Non a caso, di nuove tecnologie si è parlato al Forum UNI-CIG il 3 ottobre scorso, presso gli stabilimenti del Gruppo Hera di Bologna.  Protagoniste del convegno, le emissioni di metano (CH₄).  Co-protagonisti, gli strumenti di nuova generazione per vecchi e nuovi gas.

Oltre ai delegati del CIG, erano presenti all’incontro imprese tecnologiche come Pietro Fiorentini e Automa, trasportatori e distributori gas quali Snam, Italgas Reti, 2iRete Gas, Inrete Distribuzione, Onlus ambientaliste come gli Amici della Terra, ma anche società di assicurazione per la gestione del rischio come Aon e le associazioni di settore Anie e Anima/Acism.

Una pletora di soggetti diversi, compresi gli stessi distributori gas, sta sviluppando i propri strumenti di misura innovativi e ha colto l’occasione per presentarli nella cornice del Forum. Tra tutti, spicca il NexMeter del padrone di casa, il Gruppo Hera, che aveva iniziato a sviluppare questo contatore smart già nel 2015 e che gradualmente si è visto affiancare dalle iniziative di altri distributori. L’occasione per parlare di queste nuove tecnologie la fornisce la pubblicazione a luglio del Regolamento UE 2024/1787 per ridurre le emissioni di metano. Contatori intelligenti e strumenti digitali acquistano un posto d’onore sul palcoscenico del sistema gas.

Dal lancio dell’European Green Deal nel 2019, sulle emissioni di metano e strategie per ridurle è stato scritto molto. Vuoi per la crescente consapevolezza sul ruolo del metano come driver del riscaldamento climatico, vuoi perché il metano è entrato a pieno titolo nei rapporti dell’IPCC accanto al carbonio, vuoi per il suo valore economico intrinseco, vuoi per la crisi energetica del 2022, sta di fatto che di emissioni CH₄ – sia dal punto di vista climatico che della sicurezza energetica – si sente parlare ormai da diversi anni.  Ma essendo la gestione delle emissioni CH₄ considerata da sempre un aspetto squisitamente tecnico, perché tecnico lo è per davvero, questa tematica ci ha messo un bel po’ prima di entrare appieno nell’agenda politica internazionale.

A differenza di qualche tempo fa, però, quando era ancora un foglio di carta sulle scrivanie di Bruxelles, il Regolamento è adesso entrato in vigore ed è sceso in terra tra gli uomini. Con una serie di scadenze progressive, a partire da febbraio 2025, impone automaticamente a Stati membri e operatori fossili un calendario obbligato di nomine, ispezioni, quantificazioni, mitigazioni, reporting, mappature, riparazioni delle fughe, restrizioni su sfiati e combustione in torcia. Tutti obblighi su cui operatori e Stati membri sono tenuti ad agire con puntualità.

Come si traduce tutto questo? Oltre che in oneri gestionali e in un cambio di marcia per gli operatori della filiera fossile, anche in una maggiore presenza di player tecnologici e di innovazioni (strumenti di rilevamento “top-down” e “bottom-up”, misuratori in continuo, rilevatori da remoto, smart meter, e in generale tutti i mezzi cui fanno riferimento le prescrizioni tecniche citate nel documento).

Regolamento UE 2024/1787 in breve

In estrema ratio, il Regolamento stabilisce norme per:

1. misurare, monitorare e comunicare le emissioni di metano del settore energia dell’Ue;
2. ridurre le emissioni di metano, attraverso rilevamento e riparazione delle fuoriuscite;
3. vietare il rilascio e la combustione in torcia, eccetto casi di emergenza.

Gli ambiti di applicazione coprono praticamente tutta la filiera fossile dentro l’Unione e per alcuni aspetti anche fuori dall’Unione. Il regolamento si applica infatti a:

• ricerca di petrolio e gas fossile;
• pozzi inattivi e abbandonati;
• trasporto e distribuzione del gas naturale, inclusi stoccaggio e terminali GNL;
• miniere di carbone attive, chiuse o abbandonate.
• emissioni CH₄ avvenute fuori dell’Unione, per i combustibili fossili importati in Ue.

A torto o a ragione

Lo zoccolo duro per gli operatori gas riguarda gli articoli 12–15 del Regolamento, rispettivamente: monitoraggio e comunicazione; obbligo di mitigazione; rilevamento e riparazione perdite; restrizioni al Venting e Flaring. Ci sono poi i requisiti spinosissimi sul gas importato dell’articolo 27, che però sono rimasti a latere della discussione.

Come sempre, il diavolo sta nel dettaglio. Ed è qui che si inseriscono i malumori rispetto a certe presunte lacune che il Regolamento, almeno in parte, demanda ai decreti attuativi degli Stati membri. Tali falle lasciano nebulosi alcuni aspetti che gli operatori, sotto pressione per l’avvicinarsi delle scadenze, vedono come ulteriori domande piuttosto che come risposte concrete. I nodi principali riguardano vari criteri necessari all’adempimento, sui quali non sembra esserci ancora chiarezza.

A torto o a ragione, la lista citata durante l’incontro è lunga: nomina delle Autorità Competenti a livello nazionale; definizione delle sanzioni; quali sono le tecniche e le soglie di rilevabilità dei difetti; schema di accreditamento dei verificatori esterni; modello dei report per la quantificazione delle emissioni; norme tecniche sugli strumenti da utilizzare per misurazione, tecniche LDAR (Leak Detection and Repair), Venting & Flaring; una metodologia per calcolare l’intensità emissiva del metato importato nell’Unione; un sistema che certifichi le attività di LDAR.

Vero è che parecchi dei suddetti requisiti riguarderanno l’attuazione del Regolamento a livello nazionale. Rispetto invece alle prescrizioni tecniche, il CEN (Comitato Europeo di Normazione), ci sta già lavorando.

In breve, si attende l’attuazione immediata da parte degli Stati membri. Per l’Italia, il Piano Strutturale di Bilancio di Medio Termine 2025-2029, presentato dal ministro Giorgetti il 27 settembre scorso, prevede che con la Legge di Bilancio 2025 venga presentato anche un «Disegno di legge recante la disciplina del sistema di governo per l’adempimento agli obblighi di riduzione delle emissioni di metano nel settore dell’energia, in conformità al regolamento (UE) 2024/1787 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024».

Forum UNI CIG i temi in vista del regolamento
per ridurre le emissioni di metano

Il CIG, come membro nazionale del CEN, Comitato europeo di normazione, sulla normazione tecnica, è interessato da non pochi requisiti del Regolamento per ridurre le emissioni di metano. L’articolo 32 riguarda appunto le prescrizioni tecniche sugli strumenti che gli operatori devono utilizzare per quantificare e mitigare le emissioni. È previsto che organizzazioni europee preposte alla normazione tecnica debbano compilare disposizioni armonizzate. In attesa di queste norme, si possono usare le migliori pratiche disponibili e le line guida dell’OGMP 2.0, che però vengono cristallizzate fino alla data di pubblicazione del Regolamento, già avvenuta. Si evince che la Commissione, successivamente a quella data, si aspetta che tali norme siano rese disponibili.

Cristiano Fiameni, direttore tecnico del CIG, delucida alcuni sviluppi in corso: “Nel frattempo, è arrivata la bozza di richiesta da parte della Commissione Europea che, sulla base del Regolamento, dà un ordine di lavoro al CEN per fare queste norme con queste caratteristiche. Il CEN inizierà la discussione a partire da questo mese. Dopo di che partiranno tutte le attività. Probabilmente già all’inizio dell’anno prossimo ci sarà il contratto bilaterale tra CEN e Commissione Ue per la lavorazione delle norme”.

La scadenza per tutte queste norme è al più tardi la primavera 2027. Quindi ci sarebbe uno sfasamento tra gli obblighi immediatamente applicabili e alcuni strumenti di attuazione non disponibili da subito, come spiegato nel video.

Fiameni parla anche di importanti tavoli internazionali, come quello di Marcogaz, finalizzati alla produzione di documenti che, in questa fase iniziale, serviranno da bussola sulle migliori pratiche da seguire in fatto di quantificazione e reportistica.

Altro aspetto che viene sottolineato è l’elevata pluralità dei soggetti che contraddistingue il panorama della distribuzione gas in Italia, con i suoi oltre 260 mila chilometri di reti, e le criticità per i distributori minori di affrontare gli adempimenti del Regolamento.

Nuove tecnologie tra clima e sicurezza

Per quanto riguarda gli obblighi dei DSO (distribution system operators), lo spartiacque è indicato all’articolo 1 del Regolamento. L’ambito di applicazione riguarda la distribuzione del gas, eccetto “le parti delle linee di servizio tra la rete di distribuzione e il sistema di misurazione ubicate nella proprietà dei clienti finali”.

Cosa significa? Che c’è un prima e un dopo contatore. Il “prima” rientra tra gli obblighi dei distributori in termini di quantificazione e mitigazione delle emissioni climalteranti di CH₄. Il “dopo”, fuori dal perimetro del Regolamento, riguarda più squisitamente questioni di sicurezza sulle perdite e micro perdite negli edifici. Anche qui le tecnologie vengono in aiuto dei distributori in entrambi i casi.

Italgas Reti, primo DSO italiano con 81.000 km di rete, 8 milioni di contatori e 8 miliardi di metri cubi di gas distribuito, ha lanciato da tempo una strategia per rafforzare la sicurezza delle reti e abbattere le emissioni di gas in atmosfera. Dopo un’importante attività di scouting, ha individuato nella tecnologia cavity ring-down spectroscopy quella più promettente per andare incontro ai propri obiettivi. In quest’ottica, Italgas si è appoggiata a un’azienda leader americana, Picarro Inc., diventando partner esclusivo in Europa per questa tecnologia.  La soluzione innovativa, evoluta da Picarro con algoritmi di machine learning, è basata sulla misurazione del tempo di decadimento di un laser in una cavità ottica: misurando il tempo in cui il laser fluttua in questa cavità ottica, si può ottenere una precisa misurazione della concentrazione di CH₄. Questa tecnica ha permesso di passare da un rilevamento delle fughe ogni 20 chilometri a un rilevamento ogni due chilometri.

Parlando invece di emissioni post-contatore, il Gruppo Hera è stato pioniere in Italia in fatto di smart meter domestici. Una scelta obbligata, nata per rispondere alle sfide del terremoto, che però si è rivelata vincente. “Siamo partiti molti anni fa e andiamo anche oltre al perimetro del nuovo Regolamento. Qui siamo completamente fuori dall’ambito di applicazione. Ma parliamo sempre di emissioni di metano in atmosfera”, commenta Alessandro Morgagni, coordinatore dei rapporti con enti di normazione, Inrete Distribuzione.

leggi anche: Nuovo accordo tra Gruppo Hera e Panasonic Industry Europe

Nel 2015, Hera aveva cominciato a sviluppare un contatore evoluto. Nel 2019 è stato installato il primo NextMeter. La società bolognese ha proceduto con l’evoluzione del prodotto, reso compatibile nel 2021 con le miscele di idrogeno. Adesso, a partire dal 2025, sarà sostituito tutto il parco contatori con evoluzioni NexMeter 2. E’ prevista inoltre una successiva generazione di NexMeter 3 a partire dal 2029. “Ad oggi abbiamo installato circa 280.000 di 300.000 meter che costituiscono la prima fase del progetto”, sottolinea Morgagni.  Riguardo al tema specifico della sicurezza, gli incidenti sventati sono passati negli ultimi tempi da 15 a 18 grazie all’utilizzo del nuovo contatore su un numero di 70 richieste. Nel video, questi commenti per esteso.

Quanti incidenti sono stati evitati grazie al Nextmeter?

In ottica di sicurezza all’utente finale il Nextmeter ha permesso di intervenire su 70 casi di allerta di cui in 18 casi ha permesso di evitare i prossimi incidenti come ha sottolineato Daniele Giunchi sviluppo progetti Inrete Distribuzione. Uno scenario che sui 300mila meter istallati lascia ben sperare per il futuro. Per questo come sottolinea Alessandro Morgagni rapporti enti di normazione Inrete Distribuzione l’obiettivo è arrivare a coprire l’intero parco dei contatori domestici di nuova generazione. Nel video i commenti completi

La misura dei nuovi gas il tema della fatturazione
in blending

Il forum si conclude con uno sguardo anche alle tecnologie sui green gas. Del resto, gli strumenti di misurazione non passano di moda col passaggio dai fossili ai nuovi gas. Basti pensare che il biometano, di origine non fossile, è pur sempre composto da molecole di CH₄ e il suo ruolo climalterante in atmosfera non cambia rispetto a quello fossile.

Ma, ascoltando di miscele e di blending nelle reti, una frase colpisce su tutte. Non riguarda tipicamente strumenti di misura. Entra direttamente nel terreno scivoloso delle tariffe. Non ci avevamo ancora pensato, ma dovremo pensarci in un futuro non troppo remoto. L’interrogativo è di una semplicità spiazzante: come fare per contabilizzare il blend dei nuovi gas nelle bollette dei consumatori finali.

“Il tema difficile per tutte queste novità e per i gas rinnovabili è come fatturarli in maniera corretta al cliente finale: se io immetto biometano, come posso essere certo che il cliente riceva una fatturazione corretta sulla base di quella miscela in quel momento?”, commenta durante il suo intervento Giovanni d’Alberton, gruppo smart metering di ANIE/CSI.

Una domanda che, ad oggi, rimane senza risposta.