PROTEZIONE CATODICA E GESTIONE DELLE RETI: PER SAPERNE DI PIÙ

A cura di Tommaso Russo, Area Product Manager della Divisione Commerciale AUTOMA
Dall’intervento ”Una soluzione per la quantificazione e la riduzione delle emissioni di metano”
SMART GRID DAYS 2025, 8 – 9 ottobre 2025.

Monitorare e ridurre le emissioni in modo efficiente è un bisogno impellente non solo dal punto di vista ambientale ma anche normativo.

Il Regolamento (UE) 2024/1787 ha segnato un punto di svolta per il settore dell’energia. Per la prima volta, la riduzione delle emissioni di metano diventa un obbligo strutturato, con scadenze precise e requisiti che interessano l’intera filiera del gas: trasporto, distribuzione, stoccaggio e rigassificazione.

Il quadro normativo, però, si sta sviluppando in un contesto complesso. Le tempistiche sono ravvicinate, gli adempimenti crescenti e non tutti gli strumenti tecnici a supporto del Regolamento sono ancora pienamente disponibili. Gli operatori si trovano così nella condizione di dover prendere decisioni operative e di investimento in uno scenario in evoluzione, dove l’incertezza normativa si somma alle difficoltà pratiche di misurare, quantificare e ridurre le emissioni in modo efficace.

È proprio in questo contesto che emerge un’esigenza chiave: disporre di soluzioni che permettano di passare da stime teoriche e campagne sporadiche a un controllo continuo, affidabile e utilizzabile anche in ottica di conformità futura.

Dalla rilevazione alla gestione delle emissioni: i limiti degli approcci tradizionali

Oggi la ricerca delle perdite di metano si basa prevalentemente su campagne LDAR effettuate con OGI cameras e rilevatori portatili FID. Strumenti fondamentali, ma che presentano limiti strutturali.

In primo luogo, la frequenza delle rilevazioni è limitata: il programma LDAR – Leak Detection And Repair ha frequenze trimestrali o addirittura semestrali, e le perdite potrebbero verificarsi durante tali intervalli. 

Un altro limite importante è il bias umano: l’operatore potrebbe commettere errori durante la rilevazione delle perdite o non individuarle tutte. Ultimo, ma non per importanza, anche l’accessibilità dei componenti può rappresentare un problema: spesso le cabine presentano delle configurazioni piuttosto complesse e, pertanto, le componenti ad alto tasso di perdita potrebbero non essere rilevate.

Anche la quantificazione delle emissioni, spesso basata su fattori di emissione generici e inventari non sempre aggiornati, restituisce un quadro approssimativo, che tende a sottostimare le perdite reali. Questo approccio può risultare sempre meno adeguato alla luce dei nuovi requisiti normativi, che richiedono dati più rappresentativi e verificabili.

Sul fronte della riduzione, le soluzioni disponibili impongono spesso compromessi operativi: sostituzione dei componenti con impatti sulla continuità del servizio, riduzione della pressione di esercizio con il rischio di non soddisfare la domanda di rete, oppure interventi difficili o impossibili su perdite non accessibili. In assenza di componenti a perdita zero, diventa evidente che il problema non può essere affrontato con un’unica leva.

MethanEye: monitorare e quantificare per decidere meglio

MethanEye nasce con un obiettivo preciso: fornire agli operatori uno strumento affidabile per il monitoraggio continuo e la quantificazione delle emissioni di metano, trasformando un obbligo normativo in un’opportunità di controllo e ottimizzazione.

Il dispositivo integra un sensore di CH₄ in grado di rilevare le concentrazioni in ppm e di convertirle in emissioni espresse in kg/anno, in linea con i requisiti normativi. Grazie al design compatto e all’installazione in zona ATEX 0 (metano e idrogeno), MethanEye può essere posizionato direttamente in prossimità della fonte, intercettando anche le perdite difficilmente accessibili.

L’alimentazione flessibile – da rete, pannello solare o batteria – consente installazioni anche in contesti remoti, garantendo un monitoraggio quasi continuo (campionamento ogni 30 secondi) o configurabile in funzione delle esigenze operative e della durata richiesta. Il risultato è un flusso dati costante, che riduce l’incertezza e supporta decisioni basate su evidenze reali, non su stime.

MethanEye può integrarsi facilmente con PLC, G5P Automa e sistemi SCADA esistenti, oppure operare in modalità stand-alone grazie al modem integrato. Questa flessibilità lo rende adatto sia a nuove installazioni sia all’adeguamento di impianti esistenti.

Ridurre le emissioni senza compromettere la rete: GOLEM-ZERO

Misurare e quantificare è fondamentale, ma non sufficiente. La riduzione delle emissioni passa anche da una gestione più intelligente delle condizioni operative. GOLEM-ZERO nasce proprio per rispondere a questa esigenza.

Si tratta di uno smart regulator in grado di regolare dinamicamente la pressione di rete sulla base delle reali condizioni di domanda, evitando fenomeni di sovrappressione che contribuiscono all’aumento delle perdite. Installabile in modalità Plug&Play, senza quindi necessità di interrompere il servizio, il sistema è applicabile a qualsiasi modello di regolatore e può essere facilmente integrato nelle cabine RE.MI. e GRF esistenti grazie ad adattatori progettati su misura. Inoltre, GOLEM-ZERO opera in modo autonomo grazie a un sistema di intelligenza integrata, riducendo la necessità di interventi manuali.

Ridurre le sovrappressioni senza compromettere il servizio

Il principio di funzionamento di GOLEM-ZERO si basa su una regolazione a fasce di portata. Il sistema suddivide il campo di esercizio della rete in diverse fasce operative, a ciascuna delle quali è associata una pressione target ottimizzata in funzione della domanda.

Le fasce sono progettate in modo parzialmente sovrapposto, così da evitare oscillazioni continue della pressione al variare della portata. La pressione target viene modificata solo quando la portata esce dalla fascia operativa di riferimento, garantendo stabilità di esercizio e continuità del servizio.

Questa logica consente a GOLEM-ZERO di adattarsi automaticamente alle diverse condizioni operative – giornaliere, settimanali e stagionali – evitando inutili fenomeni di sovrappressione. I benefici si riflettono anche sul fronte ambientale: studi basati su modelli del GERG – European Gas Research Group mostrano riduzioni delle emissioni fino al 12,5% nel periodo invernale e fino al 14,5% in quello estivo.

Una risposta concreta a un problema reale

La sinergia tra MethanEye e GOLEM-ZERO rappresenta una risposta concreta alle sfide poste dal Regolamento UE 2024/1787. Non solo consente di monitorare, quantificare e ridurre le emissioni di metano, ma offre agli operatori uno strumento per affrontare con maggiore consapevolezza un contesto normativo in evoluzione, riducendo il rischio operativo e supportando la conformità futura.

Tommaso Russo

Product Manager presso Automa S.r.l.

Tommaso Russo è Junior Product Manager in AUTOMA S.R.L.. Laureato in Ingegneria Elettronica, si occupa di analizzare nuove opportunità di mercato e di proporre soluzioni in sinergia con il team di ricerca e sviluppo. È anche attivamente coinvolto nella promozione delle tecnologie AUTOMA, presentando le soluzioni aziendali a potenziali clienti e partecipando a eventi di settore in Italia e all’estero.

A cura di Cristiano Fiameni, Direttore Tecnico Comitato Italiano Gas
Dall’intervento “Methane emissions: l’evoluzione della normativa”
SMART GRID DAYS 2025, 8 – 9 ottobre 2025.

Quello delle methane emissions è un tema che non possiamo esimerci dal trattare, dal momento che è stato pubblicato il Regolamento UE 2024/1787 sulla riduzione delle emissioni di metano nel settore dell’energia. Vedremo, quindi, le linee sulle quali si è sviluppata l’attività durante il 2025 e le prospettive che possiamo intravedere nella fase applicativa di questo Regolamento, che è particolarmente complesso.

Le criticità operative del Regolamento sulle Methane Emissions

Il Regolamento è stato pubblicato a luglio del 2024 ed è entrato in vigore il 4 agosto dello stesso anno. È importante sottolineare questa data, perché da quel momento ha avuto origine una serie di scadenze di rilievo.

Questo provvedimento ha la particolarità di essere veramente molto invasivo. Infatti, non solo fissa gli obiettivi ma traccia anche il percorso, lasciando poco spazio al settore tecnico e provocando difficoltà dal punto di vista operativo, in quanto presenta forti limitazioni sulle modalità che, inevitabilmente, si scontrano con le necessità pratiche degli operatori.

Come già detto, il principale obiettivo dell’introduzione del Regolamento è ridurre le emissioni; a tal fine, queste vanno ricercate, trovate, quantificate, verificate e riparate. Questo si applica a tutta la filiera del gas: trasporto, distribuzione, stoccaggio e rigassificazione.

Da una parte, il fatto di coprire l’intera filiera è positivo. Ma dall’altra, essendo quest’ultima molto diversificata, gli strumenti da utilizzare dovrebbero essere adeguati a ciascuna porzione di filiera. Nella realtà dei fatti, però, il Regolamento è a taglia unica, e dispone un unico modo di operare a prescindere che si debba intervenire su un impianto di rigassificazione o su una rete urbana distribuita in una città di milioni di abitanti. I requisiti e le modalità di intervento richieste sono quindi le medesime, ed è questo il nodo dal quale emergono le criticità applicative del Regolamento 2024/1787.

Gli adempimenti del Regolamento

Dall’entrata in vigore del provvedimento sulle Methane Emissions ci sono diversi adempimenti: alcuni sono a carico degli Stati membri, mentre altri sono a carico degli operatori o della Commissione.

Riguardo agli Stati membri, diversi Paesi europei non hanno ancora concluso l’attività di nomina dell’autorità competente. L’Italia, d’altra parte, ha già presentato un DDL e ha messo a disposizione delle e-mail ufficiali da parte del MASE – Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, a cui gli operatori possono fare riferimento per le comunicazioni.

Anche gli operatori coinvolti, come detto, hanno alcuni adempimenti: ad agosto 2025, per esempio, dovevano presentare il primo report sulla ricerca delle fughe (LDAR) sull’anno precedente, e dovevano anche quantificare le emissioni, utilizzando dei fattori di emissione generici. Ciò significa che si potevano fare anche valutazioni più precise, ma il minimo richiesto era l’utilizzo di valori di letteratura dei fattori di emissione applicati ai propri asset.

Il Ministero ha comunicato che gran parte degli operatori è stato in grado di adempiere a tale obbligo. I problemi ci saranno però nei prossimi mesi, perché a partire da febbraio 2026 gli operatori dovranno presentare un’altra relazione utilizzando dei fattori di emissione specifici per il loro asset. Ciò richiede da parte degli operatori di eseguire un’importante attività di valutazione dei propri asset, e di come riportare questi dati a fattori che abbiano una collocazione realistica nel proprio sistema. Tutto questo non è semplice quindi ci saranno delle difficoltà.

Nel 2027, invece, gli operatori dovranno presentare una relazione riportando sia la quantificazione delle emissioni sui propri asset, sia la verifica tra le misure eseguite a terra e i riscontri in atmosfera, ovvero la riconciliazione. Una sfida piuttosto ambiziosa per il settore, dal momento che il Regolamento ha presentato i requisiti senza che fossero ancora disponili tutti gli strumenti.

Le norme tecniche a supporto

Un’altra questione da tenere in considerazione è rappresentata dagli strumenti, cioè le norme tecniche a supporto del provvedimento. Il Regolamento, infatti, non solo prevede che ci siano appunto delle norme tecniche a supporto di questa attività, ma prevede anche che tali norme possano essere riconosciute dalla Commissione Europea come strumenti attuativi. L’organismo che redige le norme è il CEN-Comitato Europeo di Normazione, a cui partecipano vari Paesi europei, tra cui l’Italia.

Esistono però degli aspetti critici in questo percorso. Il primo aspetto è che per redigere le norme serve una richiesta specifica da parte della Commissione (standardization request). Questa richiesta è stata presentata nel 2024 e c’è voluto diverso tempo per arrivare a una conclusione. Le ultime notizie ci dicono che la fase tecnica di confronto tra la Commissione e il CEN si è conclusa, e che si arriverà a breve alla firma del contratto. Dato che il contratto prevede tre anni per redigere le norme, le potremmo avere entro la fine del 2028. Pertanto, siamo di fronte a un’asimmetria: i requisiti più stringenti si applicano a partire dal 2027 mentre le norme ci saranno forse all’inizio del 2028. Questo rappresenta un primo problema.

Il secondo problema è che il Regolamento si è preso in carico gli onori e gli oneri di determinare in modo preciso anche requisiti di tipo tecnico e questo è diventato un elemento bloccante. Infatti, il Regolamento prevede che la Commissione pubblichi un atto delegato in cui sono indicati gli MDL (Minimum Detection Limit) sulle tecnologie e che dia indicazioni anche sui limiti per operare la prelocalizzazione. Il punto è che questi valori non sono ancora stati definiti.

Nel 2025 è uscito un primo documento di consultazione per gli stakeholder che avrebbe dovuto essere la base per produrne un successivo. La scadenza era il 5 agosto del 2025, ma non è stata rispettata. Pertanto, siamo di fronte a una doppia criticità: la prima è relativa a norme tecniche non disponibili a causa dei ritardi nell’emissione dei documenti previsti da parte della Commissione; la seconda riguarda l’aspetto pratico legato agli operatori. Questi ultimi, infatti, hanno degli obblighi che non possono rimandare, e per ottemperare a tali obblighi devono svolgere delle attività in campo che richiedono investimenti su tecnologie e strumentazioni.

Bisogna quindi considerare che vi sono anche investimenti fatti “al buio”, sperando che le best practice industriali vengano considerate in questo atto delegato e che di conseguenza tali investimenti vengano riconosciuti come validi. Purtroppo, è un momento di grande incertezza.

L’attività svolta fino a qui e i prossimi passi attesi

Cosa abbiamo fatto nel frattempo? CIG, attraverso gli esperti che i soci hanno messo a disposizione, ha partecipato ai lavori e ha fornito il proprio contributo portando la posizione italiana ai tavoli europei.

A livello europeo è da segnalare il contributo di Marcogaz, l’associazione internazionale no profit che rappresenta l’industria del gas europea. che ha prodotto delle linee guida applicative del Regolamento. Queste linee guida forniscono indicazioni sugli aspetti principali e introducono due elementi utili per gli operatori. In primo luogo, vengono forniti dei diagrammi esemplificativi del processo da seguire in conformità con il Regolamento; oltre a questo, viene introdotto un capitolo sul tema dei costi-benefici dell’attività che viene svolta: l’attività di riparazione della fuga non deve causare un danno ambientale superiore a quello provocato dalla fuga stessa.

Questo primo documento fornisce alcune indicazioni di massima che ci permettono di ipotizzare che questo concetto sarà ripreso nella richiesta di standardizzazione che la Commissione presenterà al CEN. Se così sarà, il CEN potrà sviluppare un capitolo dedicato alle indicazioni per gli operatori sui casi in cui “il gioco non vale la candela”. Soprattutto per chi opera nel settore della distribuzione, avere indicazioni del genere è molto importante perché i numeri in gioco sono davvero rilevanti.

Marcogaz nel 2024 ha pubblicato delle linee guida sulla parte del Venting & Flaring e ha commentato in maniera puntuale il primo documento di consultazione sui limiti proposti dalla Commissione che, in alcuni casi, erano considerati poco realistici per alcuni tipi di applicazione. Infatti, ci sono sia tecnologie consolidate sia tecnologie moderne, ma bisogna fare in modo che non ci sia un unico modo di operare: è necessario adottare un approccio neutrale al fine di ottenere il risultato voluto.

In vista della richiesta della Commissione, il CEN ha deciso di non pubblicare la bozza di progetto sul MRV (Monitoring, Reporting, Verification), iniziata nel 2022, ma di utilizzarla come base tecnica per sviluppare le norme in corso. Il comitato tecnico europeo CEN/TC 234 sta sviluppando, in parallelo, tre norme a supporto dell’attuazione del Regolamento:

• La prima è sulla quantificazione delle fughe e la reportistica associata – MRV (art. 12).
• La seconda è sulla LDAR, Leak Detection and Repair (art.14).
• La terza è sul Venting & Flaring (art. 15, art. 16).

Quindi il CEN ha già predisposto delle bozze che, per poter essere sviluppate e inviate in inchiesta pubblica, necessitano dei due documenti che abbiamo citato nei paragrafi precedenti: la richiesta di standardizzazione e l’atto delegato.

Infine, in ambito CIG si è lavorato per la redazione di una linea guida nazionale che, nel rispetto dei requisiti di legge, conduca all’applicazione pratica del Regolamento per il settore della distribuzione, cercando di “tenere insieme” gli obblighi del provvedimento con le prescrizioni di ARERA – Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente.

L’attività si è conclusa a novembre 2025 ed è stata presentata in via preliminare al MASE.

Il Comitato Italiano Gas, costituito nel 1953, ha la finalità di migliorare la sicurezza e l’efficienza nell’uso dei gas combustibili. Nel 1960 è entrato a far parte dell’UNI, l’ente nazionale italiano di normazione, diventando così l’organo ufficiale italiano per l’unificazione normativa nel settore dei gas combustibili.

In quanto associazione che comprende membri istituzionali e non, il CIG copre con i suoi soci tutta la filiera, dall’import di gas fino a trasporto, distribuzione, stoccaggio, utilizzo, apparecchiature, dispositivi e installazioni.

Cristiano Fiameni

Direttore Tecnico presso Comitato Italiano Gas

Nell’ambito del Comitato Italiano Gas, ente federato a UNI con competenza nel settore dei gas combustibili, l’Ing. Cristiano Fiameni è responsabile delle attività di normazione tecnica e delle attività di produzione dei servizi forniti (formazione, seminari, eventi).

L’upgrading del biogas in biometano è un processo tecnologico che converte il biogas prodotto da fonti rinnovabili, come il letame di bestiame o la biomassa agricola, in biometano, adatto all’immissione nella rete di distribuzione del gas naturale.

È un processo di purificazione complesso, che mira ad aumentare la qualità del biogas rimuovendo le impurità e la CO₂ in esso presenti. Il metano risultante viene quindi raccolto, compresso e denominato biometano.

Il biometano generato attraverso il processo di upgrading è chimicamente paragonabile al gas naturale e può essere immesso nelle infrastrutture esistenti e utilizzato insieme ad altre fonti per soddisfare la domanda di energia.

Al momento, la produzione di biogas e la sua conversione in biometano risultano ancora molto inferiori rispetto alla capacità di immissione delle cabine RE.MI.

Inoltre, questa quantità è variabile a seconda delle circostanze che caratterizzano sia i processi di produzione che quelli di conversione.

Attualmente il gestore della distribuzione del gas è tenuto a garantire la priorità di immissione al produttore di biometano. Pertanto, il sistema deve sempre immettere biometano in rete quando dispone di biometano idoneo all’immissione, che ha la precedenza rispetto agli altri impianti di gas naturale collegati alla stessa rete.

Ci sono però degli scenari diversi che possono verificarsi nel corso del processo di immissione. Cosa può avvenire?

Gli scenari possibili nell’immissione di biometano

Quando viene prodotto biogas e l’impianto di upgrading mantiene una fornitura regolare di biometano sia in quantità che in qualità, idealmente non ci sono ostacoli al normale funzionamento del sistema di iniezione.

Ma possono emergere anche delle situazioni che comportano delle criticità, come ad esempio:

• La pressione misurata all’ingresso del regolatore tende ad aumentare progressivamente a causa dell’aumento della produzione di biometano nel sistema di upgrading. In questo caso il rischio è che si verifichi un fenomeno di sovrappressione.
• La portata del sistema di upgrading è superiore alla portata massima ammissibile di biometano, ovvero il produttore immette più biometano di quanto concordato contrattualmente con il distributore del gas. Tale condizione non comporta normalmente rischi per la sicurezza dell’impianto, ma ha conseguenze economiche per il produttore che incorre in sanzioni o penali previste dal contratto per il superamento dei limiti di immissione.
• Il biometano proveniente dal sistema di upgrading non dispone di una pressione sufficiente per superare la pressione della rete, che in questo caso è elevata a causa di una ridotta domanda o di una condizione di contropressione. Anche se la produzione è regolare, la pressione di rete ostacola l’iniezione, portando al possibile arresto del sistema.
• La pressione di rete subisce un aumento temporaneo a causa della diminuzione del consumo . In queste condizioni, la pressione di rete potrebbe raggiungere il setpoint del regolatore causando quindi il blocco dell’iniezione.
• Il biometano proveniente dal sistema di upgrading non soddisfa i parametri di qualità richiesti. Si ha quindi un problema a livello di sistemi/ apparecchiature (allarmi di sicurezza, allarmi di prevenzione, guasti, interruzione di corrente) che costringe l’impianto a fermarsi.

La soluzione AUTOMA per superare gli scenari critici

Per evitare i problemi connessi ai possibili scenari critici che abbiamo appena visto, in AUTOMA abbiamo progettato e realizzato un sistema in grado di ottimizzare l’immissione di biometano nella rete del gas naturale e di garantire la priorità di immissione al produttore, indipendentemente dalle oscillazioni orarie di produzione, portata, pressione e domanda in rete.

Si tratta del sistema di regolazione dinamica GOLEM-ZERO, che combina l’elettronica avanzata con un attuatore elettromeccanico. GOLEM-ZERO muove la vite di regolazione di un regolatore di pressione pneumatico standard, trasformandolo in un regolatore intelligente.

La tecnologia GOLEM è basata su un servomeccanismo ad accoppiamento meccanico che interagisce direttamente con i piloti dei regolatori di pressione, supportata da un sistema elettronico avanzato. Grazie all’intelligenza incorporata nel sistema, GOLEM-ZERO può funzionare in modalità autonoma e regolare dinamicamente in base alle effettive condizioni al contorno, riducendo di conseguenza la necessità di interventi manuali in sito. Il sistema è applicabile a qualsiasi modello di regolatore e può essere facilmente integrato nelle cabine (RE.MI.) esistenti grazie ad adattatori progettati su misura.

L’alimentazione può avvenire tramite rete elettrica, ma anche tramite un impianto fotovoltaico. In aggiunta ai controlli di sicurezza a livello logico, durante la fase di sviluppo, sia in laboratorio che sul campo, sono stati implementati sistemi di sicurezza meccanici ed elettromeccanici per evitare problemi con possibili fermi della vite di regolazione del pilota e in generale con le logiche implementate.

Il sistema è gestito manualmente e da remoto tramite qualsiasi software SCADA o WebPressure (una suite sviluppata da AUTOMA appositamente per il settore), funziona in modalità completamente automatica, agendo dinamicamente sul set-point del regolatore in base a logiche predefinite. Il sistema GOLEM-ZERO comunica in locale con il GOLIAH5P (G5P), ovvero una RTU AUTOMA, o con qualsiasi PLC/RTU tramite protocollo Modbus su porta RS485.

Grazie a GOLEM-ZERO la gestione dell’iniezione di biometano avviene in tempo reale, da remoto e in maniera automatizzata. Il sistema ottimizza le attività operative di ogni giorno, garantendo al contempo una prospettiva di successo a lungo termine per l’impianto.

In presenza di una domanda di gas da parte della rete, i tempi di fermo in cui non si riesce a iniettare biometano a causa di fluttuazioni lato produzione sono normalmente circa il 10 – 12% delle ore annue. Grazie a GOLEM-ZERO, queste interruzioni diminuiscono del 70 – 80%, permettendo di iniettare fino al 6 – 8% di biometano in più nel corso dell’anno.

Inoltre, gli interventi in campo per il bilanciamento, non pianificati ma necessari per garantire la priorità di iniezione, diminuiscono fino al 35%, il che si traduce in minori costi operativi.

AUTOMA progetta e produce soluzioni hardware e software innovative e Made in Italy peril monitoraggio e il controllo remoto in ambito Oil, Gas e Water.

Siamo nati nel 1987 in Italia, e oggi oltre 50.000 dispositivi Automa sono installati in più di 40 Paesi nel mondo.

Vuoi garantire un’immissione di biometano prioritaria e ininterrotta e tempi di attività massimizzati per la messa in rete?

Contatta il nostro team senza impegno e ti diremo cosa possiamo fare per ottimizzare l’operatività e il controllo delle infrastrutture.

Barbara Diaz

Marketing Manager presso Automa S.r.l

In qualità di Responsabile Marketing, Barbara è incaricata di definire e gestire il piano strategico di comunicazione con particolare attenzione alla promozione e al posizionamento dei prodotti. Coordina le attività di marketing e le collaborazioni esterne, supporta il lancio e la promozione delle soluzioni aziendali attraverso fiere, eventi e materiali dedicati, garantendo la coerenza e l’impatto dei messaggi sul mercato.