Gestione delle reti

A cura di Lorenzo Maggioni.
Dall’intervento a SMART GRID DAYS 2025 (8-9 ottobre 2025), organizzato da Automa.

Il contesto europeo: sicurezza energetica e accelerazione del biometano

Negli ultimi anni il biometano ha assunto un ruolo sempre più centrale nelle strategie energetiche europee. Il rialzo dei prezzi del gas, innescato anche dalle tensioni geopolitiche tra Russia e Ucraina, ha reso evidente l’esigenza di diversificare le fonti e di ridurre la dipendenza dalle importazioni.

In questo quadro, il piano REPowerEU ha fissato un obiettivo ambizioso: portare la produzione di biometano a circa 35 miliardi di m³/anno entro il 2030. L’Italia, attraverso il proprio PNIEC, mira a 5,7 miliardi di m³/anno al 2030, puntando in modo prioritario sulla riconversione del parco biogas esistente e sullo sviluppo di nuovi impianti.

Biogas e biometano in Europa: trend impiantistico e prospettive

Il sistema europeo parte da una base impiantistica storicamente orientata alla produzione elettrica da biogas. Per molti anni la digestione anaerobica è stata trainata da schemi incentivanti legati alla generazione elettrica, con Germania e Italia come mercati di riferimento per numerosità di impianti e maturità della filiera.

Oggi il trend è diverso: mentre il numero di nuovi impianti biogas per elettricità tende a stabilizzarsi, crescono in modo continuo gli impianti (nuovi o riconvertiti) destinati alla produzione di biometano mediante upgrading. La traiettoria attesa nei prossimi anni è quindi un progressivo spostamento della produzione dal biogas “power” al biogas “gas” (biometano), con integrazione crescente nelle reti e nei mercati finali.

Biomasse e feedstock: evoluzione delle matrici in ingresso

La composizione delle biomasse utilizzate per la digestione anaerobica è un indicatore chiave dell’evoluzione del settore. In Europa la quota predominante deriva da risorse agricole, categoria che include sia colture dedicate sia, sempre più, effluenti zootecnici e sottoprodotti agricoli e agroindustriali.

Storicamente, soprattutto nei primi anni di sviluppo, la digestione anaerobica in ambito agricolo si è basata in misura significativa su colture energetiche (es. insilato di mais), talvolta in regimi di monocultura o doppia coltura. Con il progressivo affinamento dei criteri di sostenibilità e con l’evoluzione delle politiche, il settore ha ridotto l’incidenza delle colture dedicate, aumentando l’impiego di reflui e sottoprodotti, con benefici sia ambientali sia di accettabilità territoriale.

Nel biogas elettrico, oltre alle matrici agricole, mantiene un peso rilevante il gas di discarica. Nel biometano, invece, il ruolo delle discariche è limitato (per la maggiore complessità di purificazione), mentre assume importanza crescente la FORSU (Frazione Organica del Rifiuto Solido Urbano). In Italia esistono impianti di taglia industriale alimentati a FORSU, con produzioni dell’ordine di migliaia di m³/h.

Il ruolo degli incentivi: perché il mercato cresce a scatti

Come già avvenuto per il biogas elettrico nella fase iniziale, anche lo sviluppo del biometano è fortemente correlato alla presenza di meccanismi di supporto. I dati storici mostrano che l’aumento della produzione è avvenuto in modo più rapido nei Paesi che hanno definito schemi incentivanti stabili e bancabili.

La Germania ha avviato per prima una filiera industriale strutturata del biometano; in seguito, Danimarca, Regno Unito e Francia hanno registrato crescite significative grazie a policy nazionali dedicate. In questa fase l’Italia sta contribuendo in modo crescente, soprattutto per effetto del Decreto Ministeriale 15 settembre 2022, che ha attivato un portafoglio ampio di progetti in graduatoria.

Obiettivi al 2030: PNIEC, gap di produzione e nuovi decreti

Per inquadrare le traiettorie di medio-lungo periodo è utile fare riferimento ai PNIEC nazionali, che fissano target al 2030 in termini di produzione di biogas e/o biometano. Nel caso italiano l’obiettivo è 5,7 miliardi di m³/anno.

Il DM 2 marzo 2018 ha sostenuto la produzione di biometano destinato ai trasporti (biocarburante avanzato), portando la produzione a valori prossimi a 800 milioni di m³/anno. Con il DM 15 settembre 2022 (biometano “Ter”), il contingente complessivo è pari a 257 mila Sm³/h, circa 2,1 miliardi di m³/anno, assegnato attraverso cinque procedure competitive.

Sulla base dell’avanzamento autorizzativo e realizzativo dei progetti, è realistico attendersi una produzione a regime nell’ordine di 1,6-1,8 miliardi di m³/anno per questo decreto. Ne deriva un gap rispetto al target PNIEC, che rende plausibile l’introduzione di un ulteriore provvedimento (spesso indicato come “biometano Quater”) per sostenere la crescita nel secondo tratto del decennio.

Accesso alle reti gas: principi europei e criticità operative

L’iniezione del biometano in rete rappresenta il passaggio chiave per scalare il settore, ma richiede regole chiare e procedure efficienti. Il nuovo quadro europeo per i mercati del gas decarbonizzato (Direttiva (UE) 2024/1788 e Regolamento (UE) 2024/1789) rafforza i principi di accesso non discriminatorio e trasparente alle infrastrutture.

In pratica, i gestori di rete sono tenuti a gestire le richieste di connessione secondo criteri tecnici ed economici definiti e pubblici. Eventuali dinieghi o limitazioni devono essere motivati – tipicamente – da vincoli di sicurezza dell’infrastruttura o da considerazioni di efficienza economica, in un perimetro soggetto alla vigilanza dell’Autorità Nazionale di Regolazione (NRA), che può intervenire in caso di controversie.

Permane tuttavia un elemento di frammentazione: i requisiti di qualità del gas per l’immissione non sono ancora pienamente armonizzati a livello europeo. Le differenze tra Paesi su parametri come ossigeno, CO2, zolfo o odorizzazione incidono sulla progettazione dell’upgrading, sui costi e, in alcuni casi, sulla replicabilità di soluzioni standard.

Qualità del gas: variabilità dei limiti nazionali

Le tabelle seguenti evidenziano le differenze tra specifiche nazionali di qualità del gas in diversi Paesi europei. Per l’operatore, questi scostamenti si traducono in requisiti progettuali diversi (ad esempio sul controllo dell’ossigeno e sulla gestione dei composti solforati), con impatti su CAPEX, OPEX e affidabilità operativa.

Il caso Italia: base installata, transizione e pilastri normativi

L’Italia è il secondo mercato europeo per biogas, con circa 2.000 impianti elettrici e una potenza installata intorno a 1.350 MW. Parallelamente, sono operativi circa 150 impianti di biometano, con una produzione prossima agli 800 milioni di m³/anno (perimetro DM 2018).

Un nodo strategico è legato al ciclo di vita degli incentivi storici: oltre 1.100 impianti elettrici realizzati con tariffe particolarmente favorevoli (es. 0,28 EUR/kWh, con durata 15 anni ed entrata in produzione nel periodo 2009-2012) arriveranno a fine incentivo nel 2027. Senza strumenti di transizione, una quota rilevante di impianti rischia di uscire dal mercato.

In questo contesto, il legislatore ha scelto di orientare la filiera verso la produzione di biometano, introducendo due decreti cardine (DM 2/3/2018 e DM 15/9/2022) e completandoli con ulteriori provvedimenti e norme tecniche. In particolare, oggi il settore si fonda su tre pilastri: DM 15/09/2022 (incentivi), DM 224/2023 (Garanzie di Origine) e D.L. 63/2024 (strumenti contrattuali e integrazione con domanda industriale).

Il DM 15/09/2022: incentivi, procedure competitive e PNRR

Il DM 15/09/2022 prevede due modalità di incentivazione: tariffa onnicomprensiva e tariffa premio, a seconda della configurazione di vendita/ritiro. L’accesso avviene tramite procedure competitive (aste) e il contingente complessivo assegnabile è pari a 257 mila Sm³/h, equivalente a circa 2,1 miliardi di m³/anno.

Un elemento di forte attrattività è l’incentivo in conto capitale del PNRR, fino al 40% del costo di investimento entro i massimali previsti. Inoltre, il decreto estende la destinazione d’uso del biometano anche a impieghi diversi dai trasporti, aprendo in modo più strutturato il mercato industriale.

Nelle procedure competitive 3-5, la tariffa di riferimento è 124,48 EUR/MWh (valore indicato dal decreto e dalle procedure applicative). Il risultato è un portafoglio di 554 progetti in graduatoria, che ha impegnato circa il 90% del contingente disponibile.

GO e domanda industriale: DM 224/2023 e D.L. 63/2024, art. 5-bis

Il DM 224/2023 disciplina l’emissione delle Garanzie di Origine (GO) per il biometano. La GO è un certificato elettronico che attesta l’origine rinnovabile della produzione: in assenza di GO, il gas immesso in rete è indistinguibile – sul piano delle “claims” – dal gas fossile.

Il D.L. 63/2024 (cd. “Decreto Agricoltura”), all’articolo 5-bis, introduce la possibilità di accordi bilaterali tra produttori di biometano agricolo e industrie hard-to-abate. In tale configurazione, la GO può essere trasferita al consumatore finale, con potenziali applicazioni nel perimetro ETS come strumento di decarbonizzazione e, di fatto, di competitività industriale. Nella pratica, parte del beneficio economico può essere condiviso lungo la filiera, contribuendo alla bancabilità dei progetti.

Norme tecniche UNI: qualità del gas e criteri di sostenibilità

Sul piano tecnico, la UNI/TS 11537:2024 definisce requisiti e modalità di verifica per la qualità del biometano destinato all’immissione in rete. La UNI/TS 11567:2024, invece, dettaglia i criteri e le modalità di calcolo della sostenibilità, con particolare attenzione alla riduzione delle emissioni climalteranti (GHG) lungo l’intera filiera.

Ai fini dell’accesso agli incentivi, il biometano deve dimostrare una riduzione delle emissioni rispetto ai benchmark: per i trasporti il riferimento è 94 gCO₂eq/MJ con riduzione minima del 65%; per altri usi finali il riferimento è 80 gCO₂eq/MJ con riduzione minima dell’80%.

Conclusioni: una filiera in accelerazione

Il quadro regolatorio europeo (RED III e Gas Package) e l’evoluzione degli strumenti nazionali stanno rendendo più definito il contesto di crescita di biogas e biometano. In Italia, l’ampia base di impianti biogas elettrici costituisce un’opportunità unica per accelerare la riconversione verso il biometano e contribuire in modo sostanziale ai target PNIEC ed europei.

La combinazione di incentivi (DM 15/09/2022), strumenti di tracciabilità e valorizzazione (GO) e nuovi modelli contrattuali con la domanda industriale apre prospettive concrete di sviluppo. A questo si affiancano effetti economici e occupazionali, con un incremento atteso dei green jobs lungo tutta la catena del valore: impianti, filiere agricole, servizi, engineering e industria tecnologica.

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.

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.

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Con la preziosa collaborazione di Lluís Castaño, Product Manager di Kromschroeder, S.A. (partner Automa in Spagna)

Il biometano rappresenta una risorsa chiave per la transizione energetica, ma la sua immissione nelle reti di distribuzione comporta sfide operative e tecnologiche legate alla pressione e alla continuità del servizio. Infatti, prima di essere immesso, il biometano deve soddisfare rigorosi standard in materia di qualità del gas, misurazione, trattamento, regolazione della pressione e odorizzazione.

Queste sfide richiedono soluzioni innovative. AUTOMA ha per questo sviluppato alcuni algoritmi specifici per il suo sistema GOLEM per la regolazione dinamica della pressione del gas in rete. Il principale campo di applicazione di GOLEM è infatti la gestione delle reti del gas naturale, ma grazie a nuovi algoritmi sviluppati è possibile applicare il sistema anche al settore del biometano con l’obiettivo di iniettare il biometano all’interno delle reti di distribuzione regolando dinamicamente la pressione del gas naturale in rete.

Il biometano e le reti di distribuzione

La produzione di biometano parte dai rifiuti prodotti dalle attività umane, come rifiuti solidi, liquami, scarti zootecnici e forestali. Quando il biogas rimane nell’impianto di trattamento dei rifiuti, non è consigliabile rilasciarlo nell’atmosfera perché produce effetti molto dannosi, come l’effetto serra.

Questo gas combustibile può essere trattato nell’impianto stesso tramite generatori di energia elettrica per produrre elettricità e, se disponiamo di una rete elettrica nelle vicinanze, possiamo immettere l’elettricità nella rete.

E nel caso in cui non si disponga di una rete elettrica in prossimità? Ciò che possiamo fare con il gas in eccesso è raggiungere un accordo con le società di distribuzione del gas per immettere il biogas nelle loro reti di distribuzione del gas.

Questo può essere fatto solo a condizione che tale gas sia trattato per essere intercambiabile con il metano presente nella rete, grazie a un processo che si chiama upgrading: il biogas può essere considerato biometano e quindi venire immesso nella rete di distribuzione del gas.

Una rete di distribuzione del gas ha un certo volume costante. In qualsiasi punto della rete può esserci un consumo, mentre in uno o più punti della rete viene iniettato gas per cercare di mantenere una pressione definita dal set point dei regolatori di pressione nei punti di iniezione. In condizioni stazionarie si verifica un equilibrio tra le portate nei punti di iniezione e le portate nei punti di consumo. Il risultato è una pressione costante.

Le criticità delle reti di biometano

La maggior parte dei punti di immissione del biometano è caratterizzata da tubazioni di piccolo diametro e da un volume di gas disponibile non molto elevato e dipendente dalla capacità produttiva, soggetto a fluttuazioni giornaliere e stagionali. Dato che nei punti di produzione di biometano a bassa capacità il flusso è molto limitato, possono verificarsi funzionamenti anomali dei regolatori di pressione pneumatici tradizionali.

In sostanza, le principali criticità individuate sono quattro:

1. Riduzione della produzione: una diminuzione della produzione può abbassare la pressione, compromettendo l’iniezione continua di biometano nella rete.
2. Interruzione del servizio: a volte, l’interruzione del servizio è causata da guasti al sistema di upgrading, che non è in grado di mantenere una pressione sufficiente o di fornire gas di qualità costante.
3. Sovrapproduzione di biometano: un aumento della produzione rispetto ai limiti operativi può compromettere la sicurezza della rete e/o i termini contrattuali tra produttore e operatore.
4. Sovrappressione della rete: un aumento temporaneo e spontaneo della pressione della rete può causare l’interruzione dell’immissione.

Il funzionamento normale di un regolatore di pressione consiste nell’aprirsi quando è necessario raggiungere un determinato punto di pressione in base al suo set point. Se tale valore non viene raggiunto, il regolatore si apre al massimo, consumando in pochissimo tempo la quantità di biometano disponibile, se limitata dalla capacità dell’impianto di biogas. Man mano che la quantità disponibile di biometano viene consumata, si verifica una rapida depressurizzazione del sistema di produzione. L’effetto immediato può essere la sospensione dell’iniezione di biometano.

La causa di tutti questi problemi è il modo in cui funzionano i regolatori di pressione statica. In questo contesto, la capacità di regolare dinamicamente la pressione a monte del regolatore diventa una funzione strategica per garantire continuità e qualità del servizio.

La soluzione Automa: la tecnologia GOLEM per la gestione dinamica dell’iniezione di biometano

In questo specifico caso che stiamo illustrando, abbiamo realizzato un adattamento di GOLEM alle esigenze operative di un’azienda di distribuzione del gas che ha richiesto una soluzione per la regolazione dell’iniezione di biometano in una rete di distribuzione. GOLEM di AUTOMA consente una gestione dinamica dell’iniezione di biometano, migliorando la continuità del servizio e riducendo i rischi operativi.

La tecnologia GOLEM è basata su un servomeccanismo di 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 può operare in modalità autonoma, riducendo la necessità di interventi manuali. Il sistema è applicabile a qualsiasi modello di regolatore e può essere facilmente integrato nelle reti esistenti grazie ad adattatori progettati su misura.

Le caratteristiche del sistema GOLEM sono rappresentate da quattro tipi di modulazione della pressione e del flusso:

• La modulazione della pressione è la capacità di variare e mantenere la pressione, in base al set point.
• La limitazione del flusso è la capacità di mantenere la portata al di sotto di un certo valore massimo, ma fornendo sempre il valore di pressione massimo possibile.
• È possibile una programmazione settimanale dei valori di pressione per fasce orarie, ad esempio di notte la pressione è inferiore rispetto al giorno.
• È possibile compensare la portata applicando valori di pressione a una porzione di una portata massima data.

Quando al sistema viene assegnata una pressione target superiore o inferiore alla pressione iniziale letta dal sistema, viene avviato un algoritmo con un tempo di analisi delle condizioni. Quando è necessario aumentare o diminuire la pressione, viene avviato un movimento motorio. Il periodo durante il quale il motore si muove è rigorosamente controllato per garantire la quantità di movimento effettivamente richiesta, osservando e analizzando le variazioni di pressione e portata. Viene quindi applicato un movimento necessario, positivo o negativo, per aumentare o diminuire la pressione e raggiungere l’obiettivo prefissato per il sistema.

Questo approccio graduale porterà prima o poi al raggiungimento o addirittura al superamento della pressione target. Se nella successiva analisi viene superata la pressione target, si decide di eseguire una contromossa per un tempo pari alla metà del tempo precedente. Questa correzione progressiva del movimento della vite di controllo termina quando il bersaglio viene raggiunto entro una tolleranza data. La stessa logica dell’algoritmo viene applicata per mantenere una restrizione del flusso al di sotto di un valore massimo e cercando sempre di mantenere la massima pressione possibile.

Il sistema GOLEM esamina la portata e la pressione. Se la portata è sufficientemente elevata, ma comunque entro l’intervallo di sicurezza, il sistema deciderà di aprire il regolatore e di erogare quella quantità di gas. In questo modo la portata che avevamo tenderà a diminuire, così come la pressione in ingresso. Quando il sistema GOLEM, analizzando continuamente questi parametri, verifica che la pressione si sta avvicinando a un valore molto prossimo alla pressione di rete, chiuderà il trasporto del gas per evitare il rischio di interruzione del flusso di gas e di rimandare quindi il biometano al serbatoio di stoccaggio del sistema di upgrading (condizione di sovrappressione).

Non appena la portata diventa pericolosamente bassa e si avvicina al limite inferiore, il sistema GOLEM riduce il flusso del gas per recuperare sia la portata sia la pressione. Ad un certo punto si dovrebbe raggiungere un flusso costante.

I risultati della soluzione Automa

Grazie all’implementazione di GOLEM per la regolazione dell’iniezione di biometano nella rete di distribuzione gestita dal nostro cliente, la gestione dinamica del flusso ha mantenuto le pressioni entro il range operativo anche in caso di fluttuazioni improvvise della produzione, migliorando la stabilità complessiva della rete.

 Sono stati quindi raggiunti importanti risultati:

• Riduzione delle interruzioni di iniezione causate da cadute di pressione.
• Gestione ottimizzata della sovrapproduzione di biometano.
• Maggiore resilienza della rete nelle operazioni di fornitura di biometano.

Si apre così la strada a una gestione più sicura, efficiente e sostenibile della risorsa biometano.

Come è stato possibile raggiungere questi risultati? AUTOMA è attiva dal 1987 nello sviluppo di soluzioni hardware e software peril monitoraggio e il controllo remoto delle reti di trasporto e distribuzione del gas, funzionali alla loro gestione operativa.

La ricerca e lo sviluppo di soluzioni sempre più performanti e innovative è il nostro impegno quotidiano. Ad oggi, oltre 50.000 dispositivi Automa sono installati in più di 40 Paesi nel mondo.

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Le normative europee hanno fissato il traguardo delle emissioni zero di gas climalteranti, come il metano, entro il 2050. Per rispettare queste indicazioni e per raggiungere quindi gli obiettivi di sostenibilità stabiliti, è assolutamente necessario perseguire concretamente gli obiettivi di transizione energetica utilizzando soluzioni tecnologicamente avanzate per minimizzare progressivamente le perdite di gas sulle reti di trasporto e distribuzione. Le dispersioni sono fisiologiche (ad esempio derivano da tubazioni e giunzioni), ma hanno comunque un impatto rilevante: basti pensare che si parla di perdite che possono arrivare a pressioni di 4 o anche 5 bar per 365 giorni all’anno.

Ridurre le emissioni di gas naturale nell’atmosfera e ottimizzare la gestione delle pressioni di esercizio nelle reti del gas: è questo l’obiettivo, chiaro e ambizioso, da cui è nato il Progetto 404, che il team AUTOMA sta portando avanti in sinergia con 2i Rete Gas, società del Gruppo Italgas.

Avviato nel 2024 e promosso dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e ambiente ARERA, il Progetto 404 si inserisce all’interno della Delibera 404/2023/R/gas di ARERA, “Avvio di un procedimento per la definizione di misure volte alla riduzione delle emissioni fuggitive di metano nel settore della distribuzione del gas naturale“.

In sintesi, la Delibera 404/2023/R/gas ha l’obiettivo di:

• Definire strumenti e misure per ridurre le emissioni fuggitive di metano nelle reti di distribuzione del gas naturale.
• Stabilire modalità di monitoraggio, contabilizzazione e rendicontazione di tali emissioni.
• Promuovere l’adozione di tecnologie e pratiche innovative volte alla sostenibilità ambientale e alla sicurezza delle infrastrutture.

L’idea centrale alla base del Progetto 404 è fortemente innovativa e ambiziosa: implementare l’adozione di tecnologie avanzate per modulare dinamicamente la pressione nelle reti del gas, riducendola automaticamente in real-time nei periodi di minore consumo.

Per la realizzazione del Progetto, AUTOMA ha impiegato il sistema GOLEM, una soluzione tecnologica all’avanguardia per il controllo intelligente delle pressioni.

Questa applicazione del sistema GOLEM introduce un approccio alla gestione dinamica della pressione ancora poco diffuso non solo in Italia, ma anche a livello internazionale.

La soluzione AUTOMA: la tecnologia GOLEM applicata ai sistemi di controllo della pressione sulle cabine RE.MI.

Il sistema GOLEM di AUTOMA, applicato ai sistemi di controllo della pressione nelle cabine RE.MI., rivoluziona il tradizionale approccio statico alla regolazione della pressione. A differenza dei metodi convenzionali, che mantengono una pressione costante basata sul massimo fabbisogno annuale dell’impianto, GOLEM modula la pressione in modo dinamico in funzione della domanda reale della rete. Questo permette di raggiungere i livelli di pressione più elevati solo quando effettivamente necessario, abbassando significativamente la pressione media di esercizio e, di conseguenza, riducendo le emissioni fuggitive.

Inoltre, va ricordato che l’installazione di GOLEM è di tipo Plug&Play, infatti non richiede interventi significativi sulla parte meccanica e pneumatica del sistema. Non è necessario modificare la meccanica e la parte pneumatica esistente del regolatore di pressione, è sufficiente installare il golem sul pilota grazie alle staffe di supporto progettate ad hoc. Il processo di installazione di GOLEM è di conseguenza rapido, semplice e a basso impatto operativo.

Questa semplicità di integrazione ha permesso l’adozione del sistema all’interno del Progetto 404, dove, dopo una prima fase di test in laboratorio, GOLEM è stato implementato sul campo, dimostrando la propria efficacia senza compromettere la continuità del servizio.

Il Progetto ha previsto l’installazione del sistema GOLEM su una configurazione complessa rappresentata da due cabine RE.MI. interconnesse al servizio del medesimo impianto

In questo contesto, il sistema opera attraverso due algoritmi che agiscono in parallelo per garantire una gestione intelligente e stabile delle cabine.

L’obiettivo finale è l’automazione completa del sistema, con l’ausilio di un software predittivo in grado di anticipare la domanda di gas della rete.

Questo condurrà a una gestione della distribuzione del gas ottimale e in sicurezza.

Come funziona la regolazione dinamica applicata al progetto 404

L’eccezionalità del progetto sta nella possibilità di far “parlare” tra loro due cabine senza la necessità di avere alcun collegamento fisico tra di loro. Infatti, le cabine comunicano tra di loro e operano in modo autonomo.

Per comprendere meglio il contesto operativo, è utile distinguere tra le diverse tipologie di cabine RE.MI.: quelle “ad antenna”, tipicamente destinate ad alimentare aree circoscritte come un quartiere o piccoli comuni, e quelle “magliate”, integrate in reti più complesse, in grado di servire zone urbane più estese e articolate.

Nel Progetto 404 la regolazione dinamica della pressione è realizzata su due cabine “magliate”, rispettivamente:

• Cabina Primaria: rappresenta la cabina principale che imposta e controlla la pressione della rete. Nelle reti magliate esiste una Cabina Primaria, mentre nelle reti ad antenna ogni cabina opera come Primaria.
• Cabina Secondaria: rappresenta la cabina di supporto che modula la portata di gas erogata in base ai parametri rilevati. In una rete magliata possono coesistere più Cabine Secondarie.

Entrambe le tipologie di cabina analizzano autonomamente i parametri rilevati dalla rete, come la pressione e la portata, e agiscono in modo indipendente.Sebbene le due cabine seguano due algoritmi differenti, entrambe leggono i medesimi parametri di rete e questo permette loro di collaborare e creare un unico “organismo” di regolazione.

Come si può osservare dal grafico, prima dell’installazione dello Smart Regulator si verifica una condizione di staticità. La pressione rimane costante, mantenendosi al livello corrispondente al fabbisogno massimo dell’impianto.

Il Progetto 404 si sviluppa attraverso tre fasi principali:

Fase 1

La prima fase (già conclusa) ha previsto l’applicazione della regolazione dinamica in fasce orarie definite, modulando la pressione in base alla domanda effettiva di gas. Lo scopo era validare il concetto di riduzione della pressione nei periodi di basso consumo, come nelle ore notturne.  Nel seguente grafico è riportato l’andamento della pressione nelle 24 ore, che varia dai 4 bar mantenuti durante il giorno ai 2 bar nelle ore notturne.

Fase 2

La seconda fase rende partecipi due cabine in una rete magliata e prevede che siano in grado di operare adattandosi in tempo reale alle variazioni della rete, grazie a un algoritmo intelligente capace di rispondere rapidamente alle diverse condizioni operative. Questa fase è già stata collaudata ed è attualmente operativa in diverse cabine su tutto il territorio italiano, dimostrando l’affidabilità e la solidità della soluzione. Il seguente grafico mostra come la pressione venga mantenuta tra i 2 e i 2,5 bar per gran parte della giornata, aumentando soltanto intorno alle 20:00, in corrispondenza del picco di domanda da parte delle utenze.

Un elemento particolarmente significativo nel funzionamento del sistema è il modo in cui la cabina secondaria, pur operando con una logica di regolazione autonoma, contribuisce attivamente al mantenimento dell’equilibrio complessivo della rete. La sua capacità di adattarsi alla pressione impostata dalla cabina primaria e di modulare dinamicamente la portata in funzione di fasce orarie configurabili consente di evitare situazioni critiche, come l’inversione dei ruoli tra le due cabine.

Questo comportamento collaborativo si traduce in un bilanciamento continuo tra le portate erogate: quando la cabina primaria riduce il proprio contributo, la secondaria aumenta in modo complementare, e viceversa. Il risultato è una risposta quasi istantanea alle variazioni della rete, che assicura la stabilità del sistema e una gestione intelligente e distribuita dei flussi.

Nel seguente grafico si può vedere in modo chiaro come le due cabine interagiscano: la curva della cabina secondaria si alza esattamente nei momenti in cui quella della primaria scende, dimostrando un’efficace compensazione tra i due nodi. Un ulteriore grafico, che mostra la sola cabina secondaria, permette invece di apprezzare il comportamento specifico del singolo elemento all’interno del sistema.

Fase 3

La terza fase prevede l’integrazione di un algoritmo predittivo basato su intelligenza artificiale, in grado di stimare la domanda e la portata di gas per le giornate successive, ottimizzando ulteriormente l’efficienza del sistema.

Cosa ci si attende una volta implementati tutti e tre gli step del Progetto 404?

Di far diminuire in modo significativo le perdite di gas, contribuendo di conseguenza attivamente alla riduzione delle emissioni in atmosfera. Sebbene il Progetto sia ancora in fase di test, i primi risultati sono estremamente promettenti.

Con il via libera delle autorità competenti, questa metodologia potrebbe diventare un nuovo standard normativo.Grazie a questa innovazione, AUTOMA e 2i Rete Gas, società del Gruppo Italgas, stanno tracciando un percorso verso una gestione più efficiente e sostenibile delle reti del gas, dimostrando che la transizione ecologica è possibile attraverso soluzioni tecnologiche intelligenti e all’avanguardia.

AUTOMA è attiva dal 1987 nello sviluppo di soluzioni hardware e software peril monitoraggio e il controllo remoto delle reti di trasporto e distribuzione del gas, funzionali alla loro gestione operativa. Ad oggi, oltre 50.000 dispositivi AUTOMA sono installati in più di 40 Paesi nel mondo.

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