Protección catódica y gestión de redes: para saber más

Por Lorenzo Maggioni.
De la ponencia en SMART GRID DAYS 2025 (8-9 de octubre de 2025), organizado por Automa.

El contexto europeo: seguridad energética y aceleración del biometano

En los últimos años, el biometano ha asumido un papel cada vez más central en las estrategias energéticas europeas. El aumento de los precios del gas, provocado también por las tensiones geopolíticas entre Rusia y Ucrania, ha hecho evidente la necesidad de diversificar las fuentes y reducir la dependencia de las importaciones.

En este contexto, el plan REPowerEU ha fijado un objetivo ambicioso: llevar la producción de biometano a aproximadamente 35 mil millones de m³/año para 2030. Italia, a través de su PNIEC, aspira a 5,7 mil millones de m³/año para 2030, priorizando la reconversión del parque de biogás existente y el desarrollo de nuevas plantas.

Figura 1 – Producción combinada de biogás y biometano y número de plantas en Europa (Fuente: EBA Statistical Report 2024).

Biogás y biometano en Europa: tendencias en plantas y perspectivas

El sistema europeo parte de una base de plantas históricamente orientada a la producción eléctrica a partir de biogás. Durante muchos años, la digestión anaeróbica ha sido impulsada por esquemas de incentivos relacionados con la generación eléctrica, con Alemania e Italia como mercados de referencia por la cantidad de plantas y la madurez de la cadena de suministro.

Hoy la tendencia es diferente: mientras que el número de nuevas plantas de biogás para electricidad tiende a estabilizarse, crecen de manera continua las plantas (nuevas o reconvertidas) destinadas a la producción de biometano mediante upgrading. La trayectoria esperada en los próximos años es, por lo tanto, un desplazamiento progresivo de la producción del biogás «power» al biogás «gas» (biometano), con una integración creciente en las redes y en los mercados finales.

Biomasa y materias primas: evolución de las matrices de entrada

La composición de las biomasas utilizadas para la digestión anaeróbica es un indicador clave de la evolución del sector. En Europa, la cuota predominante proviene de recursos agrícolas, categoría que incluye tanto cultivos dedicados como, cada vez más, efluentes ganaderos y subproductos agrícolas y agroindustriales.

Históricamente, sobre todo en los primeros años de desarrollo, la digestión anaeróbica en el ámbito agrícola se ha basado en gran medida en cultivos energéticos (por ejemplo, silo de maíz), a veces en regímenes de monocultivo o doble cultivo. Con el progresivo perfeccionamiento de los criterios de sostenibilidad y con la evolución de las políticas, el sector ha reducido la incidencia de los cultivos dedicados, aumentando el uso de efluentes y subproductos, con beneficios tanto ambientales como de aceptabilidad territorial.

En el biogás eléctrico, además de las matrices agrícolas, el gas de vertedero tiene un peso relevante. En el biometano, en cambio, el papel de los vertederos es limitado (debido a la mayor complejidad de purificación), mientras que la FORSU (Fracción Orgánica de Residuos Sólidos Urbanos) adquiere una importancia creciente. En Italia existen plantas de tamaño industrial alimentadas con FORSU, con producciones del orden de miles de m³/h.

Figura 2 – Distribución de la producción europea de biogás y biometano por tipo de planta (Fuente: EBA Statistical Report 2024).

El papel de los incentivos: por qué el mercado crece a saltos

Como ya ocurrió con el biogás eléctrico en la fase inicial, el desarrollo del biometano también está fuertemente correlacionado con la presencia de mecanismos de apoyo. Los datos históricos muestran que el aumento de la producción ha ocurrido de manera más rápida en los países que han definido esquemas de incentivos estables y bancables.

Alemania fue la primera en iniciar una cadena industrial estructurada de biometano; posteriormente, Dinamarca, Reino Unido y Francia han registrado crecimientos significativos gracias a políticas nacionales dedicadas. En esta fase, Italia está contribuyendo de manera creciente, sobre todo por efecto del Decreto Ministerial del 15 de septiembre de 2022 que ha activado un amplio portafolio de proyectos en lista.

Figura 3 – Crecimiento de la producción de biometano en Europa por país (Fuente: elaboración de estudio S&P, como se indica en la presentación).

Objetivos para 2030: PNIEC, brecha de producción y nuevos decretos

Para enmarcar las trayectorias a medio-largo plazo, es útil hacer referencia a los PNIEC nacionales que establecen objetivos para 2030 en términos de producción de biogás y/o biometano. En el caso italiano, el objetivo es de 5,7 mil millones de m³/año.

El DM del 2 de marzo de 2018 ha apoyado la producción de biometano destinado al transporte (biocombustible avanzado), llevando la producción a valores cercanos a 800 millones de m³/año. Con el DM del 15 de septiembre de 2022 (biometano «Ter»), el contingente total es de 257 mil Sm³/h, aproximadamente 2,1 mil millones de m³/año, asignado a través de cinco procedimientos competitivos.

Teniendo en cuenta el avance de las autorizaciones y la realización de los proyectos, es realista esperar una producción a pleno rendimiento del orden de 1,6-1,8 mil millones de m³/año para este decreto. Esto da lugar a una brecha respecto al objetivo PNIEC que hace plausible la introducción de una medida adicional (a menudo denominada “biometano Quater”) para apoyar el crecimiento en la segunda parte de la década.

Figura 4 – Objetivos de biometano en los PNIEC europeos y potenciales de producción para 2030 (Fuente: tabla de presentación, basada en datos NECP).

Acceso a las redes de gas: principios europeos y problemas operativos

La inyección de biometano en la red representa el paso clave para escalar el sector, pero requiere reglas claras y procedimientos eficientes. El nuevo marco europeo para los mercados de gas descarbonizado (Directiva (UE) 2024/1788 y Reglamento (UE) 2024/1789) refuerza los principios de acceso no discriminatorio y transparente a las infraestructuras.

En la práctica, los gestores de red están obligados a gestionar las solicitudes de conexión según criterios técnicos y económicos definidos y públicos. Cualquier denegación o limitación debe estar motivada – típicamente – por restricciones de seguridad de la infraestructura o por consideraciones de eficiencia económica, en un perímetro sujeto a la supervisión de la Autoridad Nacional de Regulación (NRA) que puede intervenir en caso de controversias.

Sin embargo, persiste un elemento de fragmentación: los requisitos de calidad del gas para la inyección aún no están completamente armonizados a nivel europeo. Las diferencias entre países en parámetros como oxígeno, CO2, azufre u odorización afectan el diseño de la mejora, los costos y, en algunos casos, la replicabilidad de soluciones estándar.

Figura 5 – Proceso de conexión a la red para proyectos de biometano: fases y principios (Fuente: EBA, 2024).

Calidad del gas: variabilidad de los límites nacionales

Las tablas siguientes destacan las diferencias entre especificaciones nacionales de calidad del gas en diferentes países europeos. Para el operador, estas desviaciones se traducen en requisitos de diseño diferentes (por ejemplo, sobre el control del oxígeno y la gestión de compuestos sulfurosos), con impactos en CAPEX, OPEX y fiabilidad operativa.

Figura 6 – Ejemplos de requisitos de calidad para la inyección en red en algunos países europeos (Fuente: Marcogaz, 2023).

El caso Italia: base instalada, transición y pilares normativos

Italia es el segundo mercado europeo para biogás, con aproximadamente 2.000 plantas eléctricas y una potencia instalada de alrededor de 1.350 MW. Paralelamente, están operativos alrededor de 150 plantas de biometano, con una producción cercana a los 800 millones de m³/año (perímetro DM 2018).

Un nodo estratégico está relacionado con el ciclo de vida de los incentivos históricos: más de 1.100 plantas eléctricas realizadas con tarifas particularmente favorables (p. ej. 0,28 EUR/kWh, con duración de 15 años y entrada en producción en el período 2009-2012) llegarán al final del incentivo en 2027. Sin herramientas de transición, una parte relevante de las plantas corre el riesgo de salir del mercado.

En este contexto, el legislador ha elegido orientar la cadena hacia la producción de biometano, introduciendo dos decretos clave (DM 2/3/2018 y DM 15/9/2022) y completándolos con medidas adicionales y normas técnicas. En particular, hoy el sector se basa en tres pilares: DM 15/09/2022 (incentivos), DM 224/2023 (Garantías de Origen) y D.L. 63/2024 (instrumentos contractuales e integración con la demanda industrial).

Figura 7 – Los tres pilares normativos del biometano en Italia: incentivos, GO y herramientas contractuales.

El DM 15/09/2022: incentivos, procedimientos competitivos y PNRR italiano (PRTR)

El DM 15/09/2022 prevé dos modalidades de incentivación: tarifa única y tarifa premio, dependiendo de la configuración de venta/recogida. El acceso se realiza mediante procedimientos competitivos (subastas) y la cuota total asignable es de 257 mil Sm³/h, lo que equivale a unos 2,1 mil millones de m³/año.

Un elemento de fuerte atractivo es el incentivo en cuenta capital del PNRR: hasta el 40% del costo de inversión dentro de los máximos previstos. Además, el decreto amplía el destino de uso del biometano también a usos diferentes del transporte, abriendo de manera más estructurada el mercado industrial.

En los procedimientos competitivos 3-5, la tarifa de referencia es 124,48 EUR/MWh (valor indicado por el decreto y los procedimientos aplicativos). El resultado es una cartera de 554 proyectos en lista que ha comprometido aproximadamente el 90% del contingente disponible.

Figura 8 – Síntesis de los proyectos en lista (DM 15/09/2022): cantidad, capacidad, tipos y distribución territorial.

GO y demanda industrial: DM 224/2023 y D.L. 63/2024, art. 5-bis

El DM 224/2023 regula la emisión de las Garantías de Origen (GO) para el biometano. La GO es un certificado electrónico que atestigua el origen renovable de la producción: en ausencia de GO, el gas inyectado en la red es indistinguible – en términos de «claims» – del gas fósil.

El D.L. 63/2024 (cd. “Decreto Agricultura”), en el artículo 5-bis, introduce la posibilidad de acuerdos bilaterales entre productores de biometano agrícola e industrias difíciles de descarbonizar. En tal configuración, la GO puede ser transferida al consumidor final, con aplicaciones potenciales en el perímetro ETS como herramienta de descarbonización y, de hecho, de competitividad industrial. En la práctica, parte del beneficio económico puede ser compartido a lo largo de la cadena, contribuyendo a la bancabilidad de los proyectos.

Normas técnicas UNI: calidad del gas y criterios de sostenibilidad

En el plano técnico, la UNI/TS 11537:2024 define requisitos y modalidades de verificación para la calidad del biometano destinado a la inyección en la red. La UNI/TS 11567:2024, en cambio, detalla los criterios y las modalidades de cálculo de la sostenibilidad, con especial atención a la reducción de las emisiones climáticas (GHG) a lo largo de toda la cadena de suministro.

Para poder acceder a los incentivos, el biometano debe demostrar una reducción de las emisiones con respecto a los valores de referencia: para el transporte, la referencia es de 94 gCO₂eq/MJ con una reducción mínima del 65%; para otros usos finales, la referencia es de 80 gCO₂eq/MJ con una reducción mínima del 80%.

Figura 9 – Comparación entre especificaciones nacionales de calidad del gas en Europa (Fuente: Marcogaz, 2023).

Conclusiones: una cadena en aceleración

El marco regulatorio europeo (RED III y Gas Package) y la evolución de los instrumentos nacionales están haciendo más definido el contexto de crecimiento de biogás y biometano. En Italia, la amplia base de plantas de biogás eléctricos constituye una oportunidad única para acelerar la reconversión hacia el biometano y contribuir de manera sustancial a los objetivos europeos y del PNIEC.

La combinación de incentivos (DM 15/09/2022), herramientas de trazabilidad y valorización (GO) y nuevos modelos contractuales con la demanda industrial abre perspectivas concretas de desarrollo. A esto se suman efectos económicos y ocupacionales, con un incremento esperado de los empleos verdes a lo largo de toda la cadena de valor: plantas, cadenas agrícolas, servicios, ingeniería e industria tecnológica.

Figura 10 – Evolución de los decretos y objetivos para 2030 (fuente: diapositiva de resumen de la presentación).

Tommaso Russo, Área Product Manager de la División Comercial de AUTOMA
De la presentación “Una solución para la cuantificación y la reducción de las emisiones de metano”
SMART GRID DAYS 2025, 8 – 9 de octubre 2025.

Monitorear y reducir las emisiones de manera eficiente es una necesidad imperiosa no solo desde el punto de vista ambiental sino también normativo.

El Reglamento (UE) 2024/1787 marcó un punto de inflexión para el sector energético. Por primera vez, la reducción de las emisiones de metano se convierte en una obligación estructurada, con plazos precisos y requisitos que afectan a toda la cadena del gas: transporte, distribución, almacenamiento y regasificación.

Sin embargo, el marco normativo se está desarrollando en un contexto complejo. Los plazos se acercan, los cumplimientos crecen y no todos los instrumentos técnicos en apoyo del Reglamento están aún plenamente disponibles. Los operadores se encuentran así en condiciones de tener que tomar decisiones operativas y de inversión en un escenario en evolución, donde la incertidumbre normativa se suma a las dificultades prácticas de medir, cuantificar y reducir las emisiones de manera eficaz.

Es precisamente en este contexto que emerge una necesidad clave: disponer de soluciones que permitan pasar de estimaciones teóricas y campañas esporádicas a un control continuo, fiable y utilizable también en perspectiva de conformidad futura.

De la detección a la gestión de las emisiones: los límites de los enfoques tradicionales

Hoy la investigación de las pérdidas de metano se basa principalmente en campañas LDAR realizadas con OGI cámaras y detectores portátiles FID. Instrumentos fundamentales, pero que presentan limites estructurales.

En primer lugar, la frecuencia de las detecciones es limitada: el programa LDAR (Leak Detection And Repair) tiene frecuencias trimestrales o incluso semestrales, y las pérdidas pueden producirse durante esos intervalos. 

Otro límite importante es el error humano: el operador podría cometer errores al detectar las pérdidas o no detectarlas todas. Por último, pero no menos importante, la accesibilidad de los componentes también puede ser un problema: a menudo las estaciones presentan configuraciones bastante complejas y, por lo tanto, los componentes con alto índice de pérdida pueden no ser detectados.

También la cuantificación de las emisiones, a menudo basada en factores de emisión genéricos e inventarios no siempre actualizados, devuelve un cuadro aproximado que tiende a subestimar las pérdidas reales. Este enfoque puede resultar cada vez menos adecuado a la luz de los nuevos requisitos normativos que requieren datos más representativos y verificables.

En lo que respecta a la reducción, las soluciones disponibles a menudo exigen compromisos operativos: sustitución de componentes con impacto en la continuidad del servicio, reducción de la presión de funcionamiento con el riesgo de no satisfacer la demanda de red, o intervenciones difíciles o imposibles en pérdidas inaccesibles. En ausencia de componentes con pérdida cero, resulta evidente que el problema no se puede resolver con un único enfoque.

MethanEye: monitorear y cuantificar para decidir mejor

MethanEye nace con un objetivo preciso: proporcionar a los operadores un instrumento confiable para el monitoreo continuo y la cuantificación de las emisiones de metano, convirtiendo una obligación normativa en una oportunidad de control y optimización.

El dispositivo incluye un sensor de CH₄ capaz de detectar las concentraciones en ppm y convertirlas en emisiones expresadas en kg/año, de acuerdo con los requisitos normativos. Gracias al diseño compacto y la instalación en la zona ATEX 0 (metano y hidrógeno), MethanEye se puede colocar directamente cerca de la fuente, interceptando incluso las pérdidas difícilmente accesibles.

La alimentación flexible – de red, panel solar o batería – permite la instalación incluso en contextos remotos, garantizando un monitoreo casi continuo (montaje cada 30 segundos) o configurable según las necesidades operativas y la duración requerida. El resultado es un flujo constante de datos que reduce la incertidumbre y apoya las decisiones basadas en evidencias reales, no en estimaciones.

MethanEye puede integrarse fácilmente con PLC, G5P Automa y sistemas SCADA existentes, o bien funcionar en modo stand-alone gracias al módem integrado. Esta flexibilidad lo hace adecuado tanto para nuevas instalaciones como para la adaptación de instalaciones existentes.

Reducir las emisiones sin comprometer la red: GOLEM-ZERO

Medir y cuantificar es fundamental, pero no es suficiente. La reducción de las emisiones también pasa por una gestión más inteligente de las condiciones operativas. GOLEM-ZERO nace precisamente para responder a esta necesidad.

Se trata de un regulador inteligente capaz de regular dinámicamente la presión de red en función de las condiciones reales de demanda, evitando fenómenos de sobrepresión que contribuyen al aumento de las pérdidas. Se puede instalar en modo Plug&Play, sin necesidad de interrupción del servicio; el sistema es aplicable a cualquier modelo de regulador y se puede integrar fácilmente en las ERM primarias y las ERM secundarias existentes gracias a adaptadores diseñados a medida. Además, GOLEM-ZERO funciona de forma autónoma gracias a un sistema de inteligencia integrada, reduciendo la necesidad de intervenciones manuales.

Reducir las sobrepresiones sin comprometer el servicio

El principio de funcionamiento de GOLEM-ZERO se basa en una regulación por bandas de caudal. El sistema divide el campo de funcionamiento de la red en diferentes bandas operativas, a cada una de las cuales se le asigna una presión objetivo optimizada en función de la demanda.

Las bandas están diseñadas parcialmente superpuestas para evitar oscilaciones continuas de la presión al variar el caudal. La presión objetivo solo se modifica cuando el caudal sale de la banda operativa de referencia, garantizando estabilidad de funcionamiento y continuidad del servicio.

Esta lógica permite a GOLEM-ZERO adaptarse automáticamente a las diferentes condiciones operativas – diarias, semanales y estacionales – evitando fenómenos de sobrepresión innecesarios. Los beneficios también se reflejan en el frente ambiental: estudios basados en modelos del GERG (European Gas Research Group) muestran reducciones de emisiones de hasta un 12,5 % en invierno y hasta un 14,5 % en verano.

Una respuesta concreta a un problema real

La sinergia entre MethanEye y GOLEM-ZERO representa una respuesta concreta a los retos planteados por el Reglamento UE 2024/1787. No solo permite monitorear, cuantificar y reducir las emisiones de metano, sino que también ofrece a los operadores una herramienta para abordar con mayor conciencia un contexto normativo en evolución, reduciendo el riesgo operativo y respaldando el cumplimiento normativo futuro.

Por Cristiano Fiameni, Director Técnico del Comité Italiano del Gas
De la ponencia “Methane Emissions: la evolución de la normativa”
SMART GRID DAYS 2025, 8 – 9 de octubre 2025.

El tema de las methane emissions es algo que no podemos dejar de abordar, ya que se ha publicado el Reglamento (UE) 2024/1787 sobre la reducción de las emisiones de metano en el sector energético. Veremos, por lo tanto, las directrices sobre las cuales se ha desarrollado la actividad durante 2025 y las perspectivas que podemos vislumbrar en la fase de aplicación de este Reglamento, que es particularmente complejo.

Las críticas operativas del Reglamento sobre las Methane Emissions

El Reglamento fue publicado en julio de 2024 y entró en vigor el 4 de agosto del mismo año. Es importante subrayar esta fecha, porque a partir de ese momento ha tenido origen una serie de plazos relevantes.

Esta disposición tiene la particularidad de ser realmente muy invasiva. De hecho, no solo fija los objetivos sino también traza el camino, dejando poco espacio al sector técnico y provocando dificultades desde el punto de vista operativo, ya que presenta fuertes limitaciones sobre las modalidades que, inevitablemente, chocan con las necesidades prácticas de los operadores.

Como ya se ha dicho, el principal objetivo de la introducción del Reglamento es reducir las emisiones; a tal fin, estas deben ser buscadas, encontradas, cuantificadas, verificadas y reparadas. Esto se aplica a toda la cadena de suministro de gas: transporte, distribución, almacenamiento y regasificación.

Por un lado, el hecho de cubrir toda la cadena es positivo. Pero por otro lado, siendo esta última muy diversificada, los instrumentos a utilizar deberían ser adecuados a cada porción de la cadena. En la realidad de los hechos, sin embargo, el Reglamento es de talla única, y dispone un único modo de operar independientemente de si se debe intervenir en una planta de regasificación o en una red urbana distribuida en una ciudad de millones de habitantes. Los requisitos y las modalidades de intervención requeridas son, por lo tanto, las mismas, y este es el nudo del cual emergen las críticas aplicativas del Reglamento 2024/1787.

Los cumplimientos del Reglamento

Desde la entrada en vigor de la disposición sobre las Methane Emissions hay diversos cumplimientos: algunos son a cargo de los Estados miembros, mientras que otros son a cargo de los operadores o de la Comisión.

En cuanto a los Estados miembros, diversos países europeos aún no han concluido la actividad de nombramiento de la autoridad competente. Italia, por otro lado, ya ha presentado un DDL y ha puesto a disposición correos electrónicos oficiales por parte del MASE (Ministerio del Medio Ambiente y de la Seguridad Energética), a los que los operadores pueden hacer referencia para las comunicaciones.

También los operadores involucrados, como se dijo, tienen algunos deberes: en agosto de 2025, por ejemplo, debían presentar el primer informe sobre la búsqueda de fugas (LDAR) del año anterior, y también debían cuantificar las emisiones, utilizando factores de emisión genéricos. Esto significa que también se podían hacer evaluaciones más precisas, pero el mínimo requerido era el uso de valores de literatura de los factores de emisión aplicados a sus propios activos.

El Ministerio ha comunicado que gran parte de los operadores ha podido cumplir con esta obligación. Sin embargo, habrá problemas en los próximos meses, porque a partir de febrero de 2026 los operadores deberán presentar otro informe utilizando factores de emisión específicos para su activo. Esto requiere que los operadores realicen una importante actividad de evaluación de sus activos, y de cómo reportar estos datos a factores que tengan una colocación realista en su sistema. Todo esto no es sencillo así que habrá dificultades.

En 2027, en cambio, los operadores deberán presentar un informe reportando tanto la cuantificación de las emisiones sobre sus activos, como la verificación entre las medidas realizadas en tierra y los resultados en la atmósfera, es decir, la reconciliación. Un desafío bastante ambicioso para el sector, dado que el Reglamento ha presentado los requisitos sin que aún estuvieran disponibles todos los instrumentos.

Las normas técnicas de apoyo

Otra cuestión que hay que tener en cuenta son los instrumentos, es decir, las normas técnicas que respaldan la disposición. De hecho, el Reglamento no solo prevé que existan normas técnicas que respalden esta actividad, sino que también prevé que dichas normas puedan ser reconocidas por la Comisión Europea como instrumentos de aplicación. El organismo que redacta las normas es el CEN (Comité Europeo de Normalización), al que participan varios países europeos, entre ellos Italia.

Sin embargo, existen aspectos críticos en este proceso. El primer aspecto es que para redactar las normas se necesita una solicitud específica por parte de la Comisión (standardization request). Esta solicitud fue presentada en 2024 y se tardó un tiempo considerable en llegar a una conclusión. Las últimas noticias nos dicen que la fase técnica de confrontación entre la Comisión y el CEN ha concluido, y que pronto se llegará a la firma del contrato. Dado que el contrato prevé tres años para redactar las normas, podríamos tenerlas antes de finales de 2028. Por lo tanto, nos encontramos ante una asimetría: los requisitos más estrictos se aplicarán a partir de 2027, mientras que las normas probablemente entrarán en vigor a principios de 2028. Esto representa un primer problema.

El segundo problema es que el Reglamento se ha encargado de determinar con precisión también los requisitos técnicos, lo que se ha convertido en un obstáculo. De hecho, el Reglamento prevé que la Comisión publique un acto delegado en el que se indiquen los MDL (Minimum Detection Limit) sobre las tecnologías y que también proporcione indicaciones sobre los límites para realizar la prelocalización. El punto es que estos valores aún no se han definido.

En 2025 se publicó un primer documento de consulta para las partes interesadas que debería haber sido la base para producir uno posterior. La fecha límite era el 5 de agosto de 2025, pero no se cumplió. Por lo tanto, nos enfrentamos a una doble criticidad: la primera se refiere a normas técnicas no disponibles debido a los retrasos en la emisión de los documentos previstos por parte de la Comisión; la segunda se refiere al aspecto práctico relacionado con los operadores. Estos últimos, de hecho, tienen obligaciones que no pueden posponer y, para cumplir con ellas, deben realizar actividades sobre el terreno que requieren inversiones en tecnologías e instrumentos.

Por lo tanto, hay que considerar que también hay inversiones realizadas «a ciegas», esperando que las mejores prácticas industriales sean consideradas en este acto delegado y que, en consecuencia, tales inversiones sean reconocidas como válidas. Desafortunadamente, es un momento de gran incertidumbre.

Las actividades realizadas hasta ahora y los próximos pasos previstos

¿Qué hemos hecho mientras tanto? CIG, a través de los expertos que los socios han puesto a disposición, ha participado en las actividades y ha aportado su contribución llevando la posición italiana a las mesas europeas.

A nivel europeo, cabe destacar la contribución de Marcogaz, la asociación internacional sin ánimo de lucro que representa a la industria del gas europea que ha elaborado unas directrices para la aplicación del Reglamento. Estas directrices proporcionan indicaciones sobre los aspectos principales e introducen dos elementos útiles para los operadores. En primer lugar, se proporcionan diagramas ejemplificativos del proceso a seguir en conformidad con el Reglamento; además de esto, se introduce un capítulo sobre el tema de los costos-beneficios de la actividad que se realiza: la actividad de reparación de la fuga no debe causar un daño ambiental superior al provocado por la fuga misma.

Este primer documento proporciona algunas indicaciones generales que nos permiten suponer que este concepto será retomado en la solicitud de estandarización que la Comisión presentará al CEN. Si así fuera, el CEN podrá desarrollar un capítulo dedicado a las indicaciones para los operadores sobre los casos en que «el juego no vale la pena». Sobre todo para quienes operan en el sector de la distribución, contar con indicaciones de este tipo es muy importante, ya que las cifras en juego son realmente significativas

Marcogaz en 2024 publicó directrices sobre la parte de Venting & Flaring y comentó de manera puntual el primer documento de consulta sobre los límites propuestos por la Comisión que, en algunos casos, eran considerados poco realistas para algunos tipos de aplicación. De hecho, hay tanto tecnologías consolidadas como tecnologías modernas, pero hay que asegurarse de que no haya una única forma de operar: es necesario adoptar un enfoque neutral para obtener el resultado deseado.

En vista de la solicitud de la Comisión, el CEN ha decidido no publicar el borrador del proyecto sobre el MRV (Monitoreo, Reporte, Verificación), iniciado en 2022, sino utilizarlo como base técnica para desarrollar las normas en curso. El comité técnico europeo CEN/TC 234 está desarrollando, en paralelo, tres normas para apoyar la implementación del Reglamento:

• La primera es sobre la cuantificación de las fugas y los informes asociados – MRV (art. 12).
• La segunda es sobre la LDAR (Leak Detection and Repair) (art.14).
• La tercera es sobre el Venting & Flaring (art. 15, art. 16).

Por lo tanto, el CEN ya ha preparado borradores que, para poder ser desarrollados y enviados a consulta pública, necesitan de los dos documentos que hemos mencionado en los apartados anteriores: la solicitud de normalización y el acto delegado.

Por último, en el ámbito del CIG se ha trabajado en la redacción de una guía nacional que, respetando los requisitos legales, conduzca a la aplicación práctica del Reglamento para el sector de la distribución, tratando de «conciliar» las obligaciones de la disposición con las prescripciones de ARERA (Autoridad Reguladora de la Energía, las Redes y el Medio Ambiente de Italia).

La actividad se concluyó en noviembre de 2025 y se presentó de manera preliminar al MASE.

El Comité Italiano del Gas, fundado en 1953, tiene como objetivo mejorar la seguridad y la eficiencia en el uso de los gases combustibles. En 1960 se unió al UNI, el organismo nacional italiano de normalización, convirtiéndose así en el organismo oficial italiano para la unificación normativa en el sector del gas combustible.

Como asociación que incluye miembros institucionales y no institucionales, el CIG cubre con sus socios toda la cadena, desde la importación de gas hasta el transporte, la distribución, el almacenamiento, el uso, los equipos, los dispositivos y las instalaciones.

La mejora del biogás en biometano es un proceso tecnológico que convierte el biogás producido a partir de fuentes renovables, como el estiércol del ganado o la biomasa agrícola, en biometano, apto para su inyección en la red de gas natural.

Se trata de un complejo proceso de purificación cuyo objetivo es aumentar la calidad del biogás eliminando las impurezas y el CO₂ que contiene. El metano resultante se recoge, se comprime y se denomina biometano.

El biometano generado mediante el proceso de mejora es químicamente comparable al gas natural y puede introducirse en las infraestructuras existentes y utilizarse junto con otras fuentes para satisfacer la demanda energética.

Por el momento, la producción de biogás y su conversión en biometano sigue siendo muy inferior a la capacidad de inyección de las estaciones de regulación y medida (ERM).

Además, esta cantidad es variable en función de las circunstancias de los procesos de producción y conversión.

Actualmente, el operador de distribución de gas está obligado a garantizar la prioridad de inyección al productor de biometano. Por lo tanto, el sistema siempre debe inyectar biometano a la red cuando disponga de biometano apto para la inyección, que tiene preferencia sobre otras plantas de gas natural conectadas a la misma red.

Sin embargo, existen diferentes escenarios que pueden ocurrir durante el proceso de inyección. ¿Qué puede ocurrir?

Posibles escenarios durante la inyección de biometano

Cuando se produce biogás y la planta de upgrading mantiene un suministro regular de biometano tanto en cantidad como en calidad, teóricamente no hay obstáculos para el funcionamiento normal del sistema de inyección.

Pero también pueden surgir situaciones que impliquen cuestiones críticas, como:

• La presión medida en la entrada del regulador aumenta progresivamente debido al aumento de la producción de biometano en el sistema de upgrading. En este caso, el riesgo es que se produzca un fenómeno de sobrepresión.
• El caudal del sistema de upgrading supera el caudal máximo de biometano permitido, es decir, el productor inyecta más biometano del acordado contractualmente con el distribuidor de gas. Esta condición no suele suponer ningún riesgo para la seguridad de la planta, pero tiene consecuencias económicas para el productor que incurre en sanciones o penalizaciones previstas en el contrato por superar los límites de emisión.
• El biometano del sistema de upgrading no tiene presión suficiente para superar la presión de la red que, en este caso, es alta debido a la reducción de la demanda o a una condición de contrapresión. Aunque la producción sea regular, la presión de la red dificulta la inyección, lo que puede provocar la parada del sistema.
• La presión de la red aumenta temporalmente debido a la disminución del consumo. En estas condiciones, la presión de la red podría alcanzar el valor de consigna del regulador, provocando así la interrupción de la inyección.
• El biometano procedente del sistema de upgrading no cumple los parámetros de calidad exigidos.Por lo cual, se produce un problema en el sistema/equipo (alarmas de seguridad, alarmas de prevención, averías, fallo de alimentación) que obliga a parar la planta.

La solución AUTOMA para superar situaciones críticas

Para evitar los problemas asociados a los posibles escenarios críticos que acabamos de ver, en AUTOMA hemos diseñado e implantado un sistema capaz de optimizar la inyección de biometano en la red de gas natural y garantizar la prioridad de inyección al productor, independientemente de las fluctuaciones horarias de producción, caudal, presión y demanda en la red.

Se trata del sistema de regulación dinámica GOLEM-ZERO que combina una electrónica avanzada con un actuador electromecánico. GOLEM-ZERO desplaza el tornillo de ajuste deun regulador de presión neumático estándar, convirtiéndolo en un regulador inteligente.

La tecnología GOLEM se basa en un servomecanismo de acoplamiento mecánico que interactúa directamente con los pilotos de los reguladores de presión, apoyada por un avanzado sistema electrónico. Gracias a la inteligencia integrada enel sistema, GOLEM-ZERO puede funcionar de forma autónoma y ajustarse dinámicamente a las condiciones de contorno reales, reduciendo así la necesidad de intervención manual in situ.El sistema es aplicable a cualquier modelo de regulador y puede integrarse fácilmente en las ERM existentes, gracias a adaptadores diseñados a medida.

La alimentación puede suministrarse a través de la red eléctrica, pero también mediante un sistema fotovoltaico. Además de los controles de seguridad a nivel lógico, durante la fase de desarrollo – tanto en laboratorio como en el campo –, se implantaron sistemas de seguridad mecánicos y electromecánicos para evitar problemas con posibles bloqueos del tornillo de ajuste del piloto y, en general, con las lógicas implantadas.

El sistema se gestiona manual y remotamente a través de cualquier software SCADA o WebPressure (una suite desarrollada por AUTOMA específicamente para la industria), y funciona en modo totalmente automático, actuando dinámicamente sobre el punto de consigna del regulador según lógicas predefinidas. El sistema GOLEM-ZERO se comunica localmente con el GOLIAH5P (G5P), es decir, una RTU AUTOMA, o con cualquier PLC/RTU a través del protocolo Modbus en un puerto RS485.

Gracias a GOLEM-ZERO, la gestión de la inyección de biometano se realiza en tiempo real, a distancia y de forma automatizada. El sistema optimiza las actividades operativas diarias, garantizando al mismo tiempo una perspectiva de éxito a largo plazo para la planta.

Cuando hay demanda de gas de la red, el tiempo de inactividad en el que no se puede inyectar biometano debido a fluctuaciones en la producción suelen ser aproximadamente de un 10 – 12% de las horas anuales.  Con GOLEM-ZERO, estas interrupciones se reducen de un 70 – 80%, lo que permite inyectar hasta un 6 – 8% más de biometano a lo largo del año.

Además, las intervenciones de balanceo en el campo, no planificadas pero necesarias para garantizar la prioridad de inyección, disminuyen hasta un 35%, lo que se traduce en menores costes operativos.

AUTOMA diseña y produce soluciones de hardware y software innovadoras y Made in Italy para el monitoreo y el control remoto en los sectores del petróleo, el gas y el agua.

Nacimos en 1987 en Italia, y hoy más de 50.000 dispositivos Automa están instalados en más de 40 países en el mundo.

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