Intervista a Francesco Castorina, direttore tecnico del CIG sulle novità per la telelettura, GNL e biogas
on la pubblicazione della delibera 155/08 l’Autorità ha introdotto per la prima volta elementi di telelettura e di telegestione dei gruppi di misura del gas installati sui punti di riconsegna delle reti di distribuzione del gas naturale, proiettando il mondo della distribuzione verso un nuovo assetto del servizio di misura.
Proprio quest’ultimo aspetto riveste particolare importanza per le recenti specifiche tecniche serie UNI CIG 11291-11 elaborate dal Comitato Italiano Gas (CIG) e pubblicate da UNI, fondamentali per definire le condizioni di intercambiabilità dei gruppi di misura e dei componenti del sistema di telelettura.
LE NORME UNI/TS 11291-11. Pubblicate per la prima volta il 13 marzo 2014, le specifiche tecniche UNI/TS 11291-11 completano i requisiti normativi tecnici, definiti nelle parti applicabili delle specifiche UNI/TS 11291, al fine di consentire l’intercambiabilità dei gruppi di misura del gas naturale destinati al “mass market” (< G10) nonché degli altri apparati che operano nelle reti punto-multipunto.
La serie UNI/TS 11291-11 si compone delle seguenti 6 parti, la cui applicazione integrale è necessaria ai fini dell’intercambiabilità:
- Parte 11-1: Generalità;
- Parte 11-2: Modello dati;
- Parte 11-3: Profilo di comunicazione su interfaccia locale;
- Parte 11-4: Profilo di comunicazione PM1;
- Parte 11-5: Profilo di comunicazione PP3;
- Parte 11-6: Specifiche per la valutazione di conformità
PARTE 6. L’UNI ha di recente pubblicato l’ultima parte della serie normativa – la UNI/TS 11291-11-6 “Sistemi di misurazione del gas – Dispositivi di misurazione del gas su base oraria – Parte 11-6: Intercambiabilità – Specifiche di prova per la valutazione di conformità” – in relazione alle specifiche di prova per la valutazione di conformità dei dispositive di misurazione del gas, anch’essa elaborata dal CIG. La specifica tecnica va a completare i requisiti normativi tecnici per consentire l’intercambiabilità dei gruppi di misura del gas naturale destinati al “mass market” (<G10) nonché degli altri apparati che operano nelle reti punto-multipunto.
La parte 6 si applica ai GdM al servizio dei Punti di Riconsegna degli impianti di distribuzione aventi portata massima minore di 10 m3/h alle condizioni di riferimento (o contatore).
INTERVISTA A FRANCESCO CASTORINA – Direttore tecnico del CIG. Per capire meglio cosa sta accadendo nel settore gas e a quali cambiamenti si andrà incontro, ne abbiamo parlato con Francesco Castorina.
C&C.Per quale motivo le recenti norme relative alla telelettura del gas rivestono particolare importanza?
I due concetti chiave attorno ai quali ruota il dibattito odierno sulla diffusione dei nuovi misuratori sono l’interoperabilità, ossia la capacità di un sistema di scambiare dati con altri sistemi di differenti tipi e/o provenienti da differenti fabbricanti, ma soprattutto l’intercambiabilità, intesa come capacità di sostituire un gruppo di misura del gas senza ridurre le funzionalità originali e l’efficienza del sistema di telelettura nel suo insieme.
Inoltre, lo dico non senza orgoglio, le norme sul gas potrebbero essere mutuate anche per le necessità di altri settori contiguia quello del gas perché siamo di fronte a un’opera normativa compiuta, che possiede una sua architettura tipica, dei modelli di trasmissione e dei protocolli consolidati e verificati da parti esperte.
Per redigere le norme avete “attinto” a qualche procedura utilizzata in altri ambiti?
Le soluzioni sviluppate sono tutte originali, anche se – ovviamente – abbiamo attinto qualcosa da norme già esistenti in ambito europeo. In genere la normazione fa una fotografia di quello che c’è e successivamente standardizza i requisiti. Qui in pratica si è dovuto creare tutto ex novo.
L’aumento dell’interesse per il metano come alternativa nei trasporti ai carburanti tradizionali ha portato il settore a confrontarsi con il GNL (Gas Naturale Liquefatto), forma energetica ancora poco usata in Italia. Secondo lei quali sono i problemi e le opportunità di questa “nuova” fonte?
In Italia, per il GNL, dal 2012 vige la regola tecnica per le stazioni di rifornimento “Guida tecnica ed atti di indirizzo per la redazione dei progetti di prevenzione incendi relativi ad impianti di alimentazione di gas naturale liquefatto (GNL) con serbatoio criogenico fuori terra a servizio di stazioni di rifornimento di gas naturale compresso (GNC) per autotrazione”. Questa guida tecnica è stata elaborata in ambito del CNVVF con la partecipazione di stakeholder che hanno compreso le possibilità di nuovi utilizzi del GNL sia come combustibile, sia come carburante per veicoli di grossa taglia (es. truck).
Quali sono i vantaggi del GNL?
I vantaggi sono diversi e differenti, alcuni facilmente intuibili: per esempio la possibilità di assicurare forniture svincolate dalla rete dei metanodotti. Inoltre la maggiore la maggiore densità energetica del GNL garantisce minor peso/ingombro dei serbatoi. Per non parlare del minore impatto ambientale rispetto ad altri combustibili/carburanti.
Un altro settore che potrebbe usufruire di questo gas potrebbe essere quello navale. Basterebbe infatti attrezzare dei depositi in alcuni porti di maggior traffico e utilizzare il GNL per i rifornimenti dei natanti. Il problema in questo caso sarebbe costituito dai costi (onerosi) che si dovrebbero sopportare per dotare di idonei serbatoi le navi esistenti. Ovviamente non ci sarebbero problemi per le navi che nascono già con il sistema di bunkeraggio già predisposto per il GNL .
Per gli usi “domestici” è necessario rigassificare localmente e poi distribuire? Oppure è un passaggio che può essere evitato?
La rigassificazione non può essere esclusa,. il vantaggio va visto nella possibilità di trasportare e stoccare quantità abbastanza grosse di GNL e utilizzarle per gli scopi prefissati. Le tecnologie di stoccaggio e trasporto a temperature criogeniche sono molto mature.
Oggi però il problema che ci viene presentato dai probabili investitori è quello di avere la sicurezza sulle accise nel tempo. Ci vorrebbe quindi un impegno specifico su questo versante da parte del Governo, che in verità sta dimostrando attenzione agli sviluppi del caso. Non sono infattile competenze a mancare, ma questo tipo di garanzia favorirebbe sicuramente gli investimenti industriali.
Il Governo italiano sta facendo qualcosa in merito?
Il Governo Italiano si è impegnato, in sede parlamentare, ad adottare iniziative per la realizzazione di centri di stoccaggio e ridistribuzione nonché norme per la realizzazione dei distributori di GNL per incentivarne l’uso e ridurre così l’impatto ambientale dei trasporti via mare e su strada. Il Ministero dello Sviluppo Economico, attraverso la costituzione di un apposito Gruppo di coordinamento nazionale, ha predisposto una bozza di Piano Strategico Nazionale sull’utilizzo del GNL in Italia, che analizza diversi aspetti: quelli normativi, quelli tecnici, quelli economici nonché quelli attinenti alla sicurezza e all’impatto sociale di tale tecnologia nei trasporti marittimi e su gomma, limitatamente al trasporto pesante.
Da pochissimi giorni il documento è in consultazione pubblica sul sito del MiSE. L’intento è acquisire i pareri delle parti interessate, dopodiché si definirà una strategia nazionale del GNL, che indicherà gli obiettivi concreti da conseguire e le misure previste per l’attuazione, con la finalità di giungere alla fine del 2015 alla sua concreta adozione da parte dei Ministeri coinvolti.
Come vede il ruolo del Biometano?
Il biometano ha delle prospettive eccellenti. Noi ne siamo fermamente convinti; bisogna trovare il sistema di agevolarne gli usi. Anche dopo gli interventi di AEEGSI e del GSE ci sono sicuramente diversi problemi da risolvere, anche se con un po’ di sforzo, potrebbero esserci degli utilizzi immediati sull’autotrazione. Al CIG stiamo lavorando per migliorare il documento normativo (oggi UNI TR 11537) per l’immissione in rete, ma è giusto far notare che rispetto all’autotrazione qui le cose sono più complicate, in quanto bisogna prevedere il passaggio del biometano (derivato da biogas provenienti da fonti differenti) in reti che non sono dedicate e che sono soggette a regolazioni e legislazioni specifiche. . Insomma l’immissione deve essere fatta a regola d’arte e con il rispetto dei parametri di sicurezza e di qualità relativamente a parecchi aspetti, tra cui la misura e l’odorizzazione. Inoltre servono determinate portate che solo impianti di una certa taglia potranno garantire. Oggi, come noto la taglia più ricorrente è quella da 1 MW, in ragione della questione incentivi,introdotta con il DM 6 luglio 2012.
Per gli impianti di potenza nominale fino a 1 MW, infatti, il GSE riconosce una tariffa omnicomprensiva alla quota di produzione netta immessa in rete il cui valore. Nel caso invece di impianti di potenza nominale superiore a 1 MW, il GSE eroga, in riferimento alla quota di produzione netta immessa in rete, la differenza, se positiva, fra la tariffa onnicomprensiva e il prezzo zonale orario dell’energia.
In tempi più recenti è stato pubblicato anche il DM 5 dicembre 2013 relativo al “Sistema incentivante per la produzione Biometano”. Le modalità di incentivazione previste sono 3: per iniezione in rete (RiD), cogenerazione o venduto come carburante per i trasporti (CIC).
Il biometano può essere incentivato mediante i seguenti strumenti:
- vendita sul mercato del gas naturale gestito dal GME, ad un prezzo “speciale” determinato come differenza tra il doppio del prezzo del gas naturale riscontrato nel mercato di bilanciamento nel 2012 ed il prezzo medio mensile del gas nel medesimo mercato. Tale prezzo è inoltre funzione della capacità produttiva dell’impianto (sotto i 500 standard metri cubi/ora il prezzo è maggiorato del 10% mentre sopra i 1000 standard metri cubi/ora è ridotto del 10%) e della tipologia di biomasse utilizzate (gli impianti di capacità superiore ai 250 standard metri cubi/ora devono utilizzare almeno il 50% in peso di biomasse classificate come sottoprodotti (di cui alla Tab. 1A del DM 6/7/2012) e/o rifiuti;
- ritiro da parte del GSE, ad un prezzo pari a quello del gas naturale riscontrato nel mercato di bilanciamento nel 2012 maggiorato del 10%. Prezzo che viene incrementato del 50% in caso di uso esclusivo di sottoprodotti e rifiuti. Tale incentivo si applica limitatamente ad impianti di capacità fino a 500 standard metri cubi/ora (capacità analoga ad un impianto a biogas di circa 2 MWe).
Nel secondo caso gli incentivi sono rilasciati alla produzione elettrica secondo le modalità già stabilite dal DM 6 luglio 2012 se utilizzato in impianti di cogenerazione ad alto rendimento (la durata dell’incentivo è di 20 anni).
Per gli impianti di distribuzione di biometano per autotrazione è previsto invece il rilascio di certificati in immissione in consumo (i certificati sono utilizzabili ai fini del rispetto dell’obbligo di cui all’articolo 2-quater, comma 2 del decreto legge 10/01/2006 n.2, convertito nella n. 81 del 11/03/2006 relativo all’immissione in consumo di una percentuale biocarburante a fronte dei quantitativi di carburante da fossile commercializzati); la durata dell’incentivo è di 20 anni.
Altre novità in dirittura d’arrivo per le attività del CIG?
A breve verrà pubblicata la nuova serie delle UNI 7129 (leggi qui), elaborate dal CIG sugli impianti domestici e similari alimentati a gas. Il pacchetto sarà composto da cinque parti e comprenderà anche una parte relativa alla condensazione.
In compenso verranno eliminate tre specifiche tecniche: quelle sui cosiddetti nuovi materiali e la UNI 11071 inerente l’installazione di apparecchi a condensazione domestici e similari..
