Aggiornamento delle direttive per le connessioni degli impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale e attuazione delle disposizioni del decreto 2 marzo 2018

Roma – Anigas presenta le proprie osservazioni e proposte al DCO 361/2018/R/gas (di seguito DCO) con cui l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (di seguito Autorità) ha pubblicato i propri orientamenti volti ad aggiornare le Direttive per le connessioni di impianti di produzione del biometano alle reti del gas naturale di cui all’Allegato A alla delibera 46/2015 (di seguito Direttive).

• In linea generale, si condivide l’esigenza dell’Autorità di procedere all’aggiornamento delle Direttive, a seguito della cessazione della condizione di standstill con conseguente pubblicazione della norma UNI EN 16723-1 e in merito all’attuazione delle disposizioni di cui al decreto 2 marzo 2018 Promozione dell’uso del biometano e degli altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti. Il completamento e fine tuning della regolazione è condizione essenziale per far evolvere la filiera del biometano, settore che promette ottime prospettive per il futuro. Prima di entrare del merito degli aspetti relativi agli specifici spunti per la consultazione, si coglie l’opportunità per evidenziare alcune considerazioni e proposte di carattere generale che, unitamente all’aggiornamento delle Direttive, si ritiene possano stimolare una sua ancor maggiore diffusione e valorizzazione, in ottica di decarbonizzazione e quindi nell’interesse del sistema, massimizzando le possibilità di immissione in rete di questo gas rinnovabile e, conseguentemente, favorendo il suo quanto più ampio impiego. Anzitutto si ritiene che l’attuale quota del costo per la connessione degli impianti di biometano alle reti del gas (80% del costo quale contributo di connessione a carico del produttore, con il limite al 20% della quota che invece è stabilito risulti a carico del sistema attraverso la tariffa riconosciuta al gestore di rete) possa svolgere una funzione disincentivante nei confronti del produttore di biometano che intende connettersi alla rete del gas naturale per immettere la sua produzione.
• Riconosciuto il ruolo strategico del biometano quale importante risorsa rinnovabile per il sistema energetico nazionale – per la sua decarbonizzazione, indipendenza e maggiore competitività – si ritiene che la suddetta ripartizione di costo potrebbe essere parzialmente rivista, sgravando il produttore di parte del costo di realizzazione della connessione alla rete (si potrebbe, ipotizzare una più equilibrata ripartizione dell’onere in capo al produttore, ad esempio attorno al 50% del costo di realizzazione e con il recupero del restante 50% tramite le tariffe di rete; sarebbe sufficiente, al riguardo, rimodulare il coefficiente di cui all’art. 17 delle Direttive da 0,8 ad esempio a 0,5). In secondo luogo, dall’esperienza maturata lato distribuzione in relazione alle richieste/manifestazioni di interesse ricevute dalle imprese relativamente a potenziali richieste di connessione alla rete di distribuzione, è emerso che uno degli elementi che più smorza l’interesse dei potenziali produttori di biometano è l’impossibilità e/o il rischio di non poter immettere per intero in rete la propria produzione, a causa dei limiti derivanti da una capacità di assorbimento, rispetto alla portata producibile, vincolata alle dinamiche di prelievo dell’utenza che insiste sulle reti (prive come noto – per la distribuzione – di significative capacità di stoccaggio e con un line pack molto limitato per effetto delle contenute pressioni di esercizio). Per ovviare a tali limiti, è in fase di studio l’applicazione alle reti di distribuzione del gas naturale di apparecchiature (le c.d. cabine BI-REMI1 ) che permettano, in ottica innovativa, di far evolvere la rete di distribuzione da mera infrastruttura per il recapito di energia ai clienti finali a strumento evoluto di captazione del gas (rinnovabile e non) e rilancio sulla rete di trasporto nazionale (reverse flow fisico dalla rete di distribuzione alla rete di trasporto). Per le stesse ragioni di interesse sistemico più sopra espresse, si ritiene che anche i sopracitati investimenti necessari a rendere funzionali le reti di distribuzione del gas naturale, laddove corroborati da analisi costi-benefici che ne evidenzino i vantaggi rispetto ad altre possibili alternative (ad esempio, immissione di biometano nella rete di trasporto, anziché di distribuzione, con gli eventuali maggiori costi di connessione, ove la rete di trasporto risulti più distante, e di esercizio), potrebbero essere considerati come costi “di sistema” ed essere riconosciuti a fini tariffari al gestore della 1 Si tratta di apparecchiature in fase di studio e/o primi impieghi anche da parte di importanti produttori di apparecchiature (che ne parlano – appunto – in termini di c.d. “cabine bi-Remi”) e anche in altri Paesi.
• Per tali costi inoltre, al fine di stimolare le imprese di distribuzione ad operare in questa direzione, potrebbe anche essere prevista una remunerazione incentivante (ad esempio, +1%, come avviene già per taluni investimenti sulla rete di trasporto a particolare valenza strategica e/o per investimenti di tipo innovativo). Da ultimo, si ritiene che al fine di massimizzare le potenzialità di produzione del biometano e garantirne un’immissione e transito in sicurezza nella rete di distribuzione, la regolazione dovrebbe evolvere verso una ripartizione dei compiti e delle attività tra produttore e gestore di rete più rispondente alle professionalità e ai core business dei due diversi soggetti della filiera. Con particolare riferimento all’attività di misura della quantità e della qualità del biometano prodotto ai fini dell’immissione in rete, si ritiene che allo scopo di garantire una maggiore omogeneità e sicurezza della gestione, nonché nell’ottica di facilitare il produttore sgravandolo da mansioni non tipiche del proprio segmento di filiera e di favorire un’efficiente massimizzazione delle immissioni in rete2 , tale funzione potrebbe essere ricompresa nella sfera di competenze del distributore, così come avviene già oggi in altri Paesi europei (ad esempio, la Francia). Considerati i benefici per il sistema che ne potrebbero derivare in termini di maggiore sicurezza e omogeneità della gestione, gli investimenti in apparecchiature per la misura della quantità e della qualità del biometano potrebbero essere anch’essi riconosciuti a fini tariffari al gestore della rete, oppure, in subordine, qualora si volesse mantenere la titolarità di tali impianti presso il produttore, si potrebbe comunque prevedere l’obbligo di demandarne la realizzazione, gestione e manutenzione al distributore competente tramite la sottoscrizione di un contratto tra quest’ultimo e il titolare dell’impianto di produzione. Si riportano di seguito le risposte ai singoli spunti per la consultazione del DCO. 2 Le immissioni in rete potrebbero essere ridotte al crescere dell’incidenza di fuori specifica del biometano, laddove questi derivino da una non corretta manutenzione ed esercizio delle apparecchiature, ove queste siano in capo al produttore, nel cui core business spesso non rientra la produzione di biometano.
• Si condivide la proposta dell’Autorità relativamente ai seguenti riferimenti normativi da applicare alla qualità del biometano:
  • Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 18 maggio 2018 per le componenti comuni al gas naturale3;
  • UNI EN 16723-1 per le componenti specifiche del biometano da immettere nelle reti del gas naturale;
  • UNI EN 16723-2 per le componenti specifiche del biometano, del gas naturale e loro miscele al punto di utilizzo come carburanti per autotrazione.
• Non si ritiene, invece, utile indicare in modo esplicito tra i riferimenti normativi la UNI EN 16726, in quanto tutti i parametri in essa espressi sono indicati in modo esaustivo nei documenti già elencati sopra4 . Con riferimento a tale norma, si segnala peraltro che l’affermazione al paragrafo 4.30 del DCO, secondo punto elenco, sembra poter condurre ad un’impropria estensione dell’ambito di applicazione del limite sul contenuto massimo di zolfo. La norma UNI EN 16726 prescrive, infatti, un limite di 30 mg/Sm3 di zolfo totale solamente nel caso di trasporto di gas odorizzato in reti ad alta pressione. Quanto riportato nel DCO al paragrafo sopra citato sembrerebbe invece poter estendere tale limite a tutte le reti, anche di distribuzione, con pesanti ripercussioni sull’efficacia dell’odorizzazione. 3 Si segnala un errore di trascrizione a pagina 13 del DCO, paragrafo 4.32, secondo punto elenco, quarto sottopunto, con riferimento al contenuto di zolfo: il limite di zolfo totale indicato nell’Allegato A al DM 18 maggio 2018 è 20 mg/Sm3, non 6 mg/Sm3, come riportato nel testo del DCO. 4 In aggiunta, si segnala un errore a pagina 15 del DCO, paragrafo 4.43, quarto punto elenco: il limite di 30 mg/Sm3 relativo al contenuto massimo di zolfo per il gas naturale e il biometano utilizzati come carburanti in autotrazione è introdotto dalla norma UNI EN 16723-2 e non dalla UNI EN 16726, come indicato nel testo del DCO. Tale limite vige al punto di immissione al consumo del gas.
• A questo proposito, la stessa UNI EN 16726 ricorda che l’odorizzazione del gas nelle reti di distribuzione è un argomento legato alla sicurezza ed è pertanto demandato alle norme nazionali dei singoli stati. Si segnala, inoltre, che gli unici valori limite per i componenti idrogeno, cloro e fluoro sono espressi nella UNI/TR11537, documento che nel DCO non è citato tra i riferimenti normativi da applicare alla qualità del biometano e che andrebbe, pertanto, incluso. Si condivide quanto proposto dall’Autorità con riferimento al punto 6.12 del DCO in merito ai riferimenti relativi alle modalità operative dei processi di misura della quantità e della qualità del biometano immesso in rete. Piano valutazione dei rischi S.2 Osservazioni su ipotesi di restrizioni all’uso di specifiche matrici in relazione a esigenze di tutela della salute pubblica Come già ribadito nelle consultazioni precedenti, Anigas ritiene che la rimozione delle misure restrittive alle matrici utilizzate per la produzione del biometano possa promuovere lo sviluppo della filiera del biometano e, di conseguenza, l’incremento dei quantitativi di biometano che potrebbero essere immessi nella rete del gas naturale e impiegati nei molteplici utilizzi del gas rinnovabile. Come anche riportato dall’Autorità, Anigas sottolinea che in numerose realtà europee gli impianti di produzione di biometano vengono attualmente alimentati con matrici diverse ed eterogenee. A questo proposito, si segnala che una generica esclusione dall’utilizzo di rifiuti classificati come “speciali”, mutuando tale limitazione dalle esperienze di altri Paesi europei (es. Francia), potrebbe condurre all’esclusione dall’immissione in rete del biometano prodotto a partire da una stessa matrice di biomassa solo perché originata da differenti soggetti. Si ritiene, pertanto, che eventuali esclusioni non dovrebbero essere espresse in base alla classificazione “amministrativa” del rifiuto originario, che in Italia potrebbe presentare declinazioni differenti rispetto agli altri Paesi europei presi in esame.
• Si comprendono le finalità alla base dell’ipotesi di adozione di un piano di valutazione dei rischi da concordare tra produttori, gestori di rete e autorità competenti per la tutela dell’ambiente e la salute pubblica. Si precisa, tuttavia, che la normativa tecnica che, allo stadio attuale, potrebbe essere utilizzata come riferimento per la conduzione delle analisi di rischio risulta incompleta. La norma UNI/TR 11722 “Linee guida per la predisposizione dell’analisi di rischio per produttori di biometano da biomassa” appena pubblicata – prodotta in esito al progetto UNI 1603175 indicato al paragrafo 6.16 – è infatti riferita al rischio relativo alla capacità di odorizzare efficacemente il biometano e non contempla aspetti sanitari o ambientali, mentre il rapporto tecnico CEN/TR 17238 “Proposed limit values contaminats in biomethane based on health assessment criteria”, citato al punto 4.40, per essere applicato a livello nazionale necessiterebbe di un intervento legislativo che individui i valori limite di riferimento nazionale per i diversi contaminanti. Pur condividendo, in logica prospettica, l’obiettivo di massimizzare le immissioni di biometano nelle reti di distribuzione, si ritiene indispensabile superare la complessità (in merito alla quale permangono delle perplessità) che una gestione “personalizzata” di ciascuna immissione potrebbe comportare, dal punto di vista dei parametri che in esito alla valutazione di rischio potrebbero essere concordati tra produttore, distributore e autorità pubblica. Al fine di contemperare le esigenze di tutela dell’ambiente e della salute pubblica, e al contempo non restringere le potenzialità di immissione del biometano nelle reti, si riterrebbe, pertanto, maggiormente opportuno approfondire e condividere dei parametri minimi di accettabilità che permettano quanto più possibile di standardizzare i criteri per l’immissione in rete del biometano. S.4 Osservazioni sull’ipotesi di predisporre specifiche linee guida sulle modalità di controllo dei parametri qualitativi del biometano Si concorda con l’ipotesi di predisporre specifiche linee guida sulle modalità di controllo dei parametri qualitativi del biometano.
• Si condivide la proposta di affidare al CIG l’incarico di redigere le sopra richiamate linee guida. Impieghi del biometano per autotrazione S6. Osservazioni sulle ipotesi per la gestione della purificazione del biometano al fine di rispettare le specifiche previste dalla norma UNI EN 16723-2 S.7 Osservazioni sull’ipotesi di svolgere specifiche analisi costi benefici per corroborare la scelta rispetto alla realizzazione degli impianti di purificazione necessari per il rispetto delle specifiche previste dalla noma UNI EN 16723-2 Tenuto conto che il DM 18 maggio 2018 (relativo al gas naturale) fissa il limite di zolfo a 20 mg/Sm3, escluso il contributo da odorizzazione, contro i 30 mg/Sm3 totali indicati dalla UNI EN 16723-2 (riferita al gas naturale ed al biometano per l’utilizzo come gas combustibile per autotrazione) e considerato che la normativa italiana non prevede un limite massimo per l’odorizzazione (che usualmente utilizza composti solforati), si condivide in linea di principio la necessità di installare apparecchiature di purificazione presso le stazioni di servizio a valle del punto di riconsegna, a valle di una specifica analisi costi benefici. Tuttavia, per evitare che ulteriori oneri possano sfavorire l’impiego del gas (di origine rinnovabile e non) nel settore dell’autotrazione, nonché per favorire in generale un più ampio utilizzo del biometano ed una gestione più omogenea delle attività atte a garantire la sicurezza degli impieghi del gas rinnovabile, potrebbe essere previsto, in analogia a quanto già espresso nelle osservazioni generali, che le apparecchiature di depurazione/purificazione possano anche essere realizzate, gestite e manutenute direttamente dal gestore della rete insieme alle apparecchiature di consegna del gas presso il singolo punto di riconsegna della stazione di servizio e unitamente a queste possano essere riconosciute ai fini tariffari allo stesso gestore della rete di distribuzione.
• Relativamente alla misurazione della qualità e della quantità in volume di biometano destinato al trasporto in forma liquida a mezzo di carri criogenici, si concorda che la stessa debba essere effettuata immediatamente a monte del trattamento di liquefazione, laddove tecnicamente fattibile. A tal proposito, le Direttive andrebbero raccordate con il recente documento del GSE “Procedure applicative DM 2 marzo 2018”. Sull’argomento si segnalano le seguenti criticità:
  • il biometano, seppur conforme alla specifica per l’immissione al consumo, necessita di ulteriori specifici trattamenti di purificazione prima della liquefazione, trattamenti che determinano una modifica della composizione del biometano stesso; pertanto, la misurazione dovrebbe essere eseguita solo a valle di questi ultimi trattamenti;
  • qualora la liquefazione avvenga a partire da biogas (upgrading criogenico) prima dei trattamenti di purificazione, le misure di qualità e quantità sarebbero riferite ad un gas non conforme alla specifica per il biometano; in questo caso le misure di volumi e qualità dovrebbero essere eseguite dopo la gassificazione del biometano liquido così prodotto.