Regolamento UE sul metano 2024/1787: che cosa comprende e che cosa significa per il biogas

Il regolamento (UE) 2024/1787 sulla riduzione delle emissioni di metano nel settore dell’energia è stato adottato nel 2024 ed entra in vigore nell’agosto 2024 (4 agosto). Impone agli operatori dell’estrazione e del trasporto di petrolio, gas naturale e carbone obblighi di misurazione, comunicazione e verifica delle emissioni (MRV), di programmi regolari di rilevamento e riparazione delle perdite (LDAR) e di limitazione dello sfiato e della combustione in torcia. Riguarda anche gli importatori, che negli anni successivi dovranno dimostrare che le forniture da paesi terzi soddisfano requisiti equivalenti. Per gli impianti di biogas il regolamento non è direttamente un atto chiave, ma definisce la tendenza delle aspettative in materia di riduzione del metano.

Ambito

Il regolamento riguarda il settore dell’energia: estrazione, raccolta, trattamento, trasmissione, distribuzione e stoccaggio di gas, petrolio e carbone, comprese le miniere di carbone fossile. Gli obblighi degli operatori comprendono:

1. Inventario delle fonti e misurazioni delle emissioni a livello di fonte e di sito (nelle fasi successive).
2. LDAR: controlli regolari della tenuta con l’impiego di metodi determinati e riparazione entro i termini stabiliti.
3. Limitazioni dello sfiato e della combustione in torcia: divieto di sfiato e combustione in torcia di routine, con eccezioni per situazioni di emergenza e di sicurezza.
4. Comunicazione alle autorità nazionali e alla Commissione.
5. Requisiti per le miniere in materia di misurazioni e di riduzione delle emissioni dalla degassificazione.

I termini di attuazione sono scaglionati nel tempo e i dettagli (metodi di misura, soglie) sono completati da atti di esecuzione e delegati.

Importazioni

Il regolamento crea un meccanismo in cui gli importatori di petrolio, gas e carbone saranno tenuti a dimostrare che le emissioni di metano nella catena di fornitura soddisfano requisiti equivalenti a quelli dell’UE. Gli obblighi degli importatori sono introdotti per fasi: nei primi anni prevale la rendicontazione, mentre l’obbligo di dimostrare l’equivalenza delle misurazioni e della comunicazione inizia dal 2027. Per il mercato del gas ciò significa maggiore trasparenza e un potenziale costo per le forniture da paesi con emissioni più elevate.

Biogas e biometano

Gli impianti di biogas non sono i principali destinatari degli obblighi del regolamento, che si concentra sui combustibili fossili. Tuttavia:

• i gestori delle reti in cui viene immesso il biometano sono soggetti alle norme sull’LDAR e sulla comunicazione, il che incide sui requisiti relativi alle misurazioni e alla tenuta dei punti di connessione;
• nella strategia UE sul metano e nelle discussioni sulla direttiva sulle emissioni industriali e sulla certificazione del biometano compare il tema della limitazione delle perdite dagli impianti di biogas;
• molti Stati e organizzazioni sviluppano buone pratiche (codici, campagne di misura);
• i requisiti di certificazione (RED) tengono già oggi conto nel bilancio delle emissioni di metano dal digestato e dall’upgrading.

È quindi ragionevole introdurre l’LDAR e le misurazioni su base volontaria, prima che diventino un requisito generalizzato.

Esempio: impatto sui costi del gestore di rete

Un gestore di una rete di distribuzione con 500 stazioni di riduzione e misura introduce un programma LDAR: un controllo all’anno con telecamera OGI costa ad es. 400 PLN per stazione (ipotesi), cioè 200.000 PLN all’anno. Con 10 t di CH₄ di perdite evitate (circa 280 t di CO₂e con GWP₁₀₀ = 28) il costo unitario è di circa 700 PLN/t di CO₂e. I numeri sono esclusivamente un’illustrazione del modo di calcolo.

Per chi è importante

• gestori di reti del gas (requisiti di misurazione e riparazione),
• produttori di biometano (qualità dei dati sulla tenuta, aspettative degli acquirenti),
• importatori di gas e GNL (requisiti per i fornitori),
• fornitori di tecnologie di misura.

Prospettiva

Il regolamento mostra che il metano è diventato oggetto di una regolamentazione dettagliata. Negli anni successivi occorre attendersi linee guida sui metodi di misura ed eventuali estensioni ad altri settori. I produttori di biometano che già oggi documentano le perdite saranno meglio preparati.

Come prepararsi

I produttori di biometano possono già ora censire i punti di potenziali perdite, introdurre controlli della tenuta nella stazione di immissione e nei locali tecnologici e annotare i risultati in un registro. Conviene anche concordare con il gestore di rete le procedure di scambio di informazioni su guasti e lavori programmati, perché molte azioni del gestore incidono sulla continuità dell’immissione. Dal punto di vista commerciale, perdite di metano basse e documentate possono essere un argomento nei colloqui con gli acquirenti che rendicontano le emissioni della catena di fornitura.

Differenze rispetto alla RED

La RED disciplina la sostenibilità e la riduzione delle emissioni dei biocarburanti, mentre il regolamento sul metano – il controllo delle emissioni nel settore dei combustibili fossili. I due atti operano in parallelo e rafforzano la pressione per la riduzione delle perdite di metano, ma hanno destinatari diversi e meccanismi di applicazione diversi.

Conclusioni

Il regolamento sul metano non riguarda direttamente gli impianti di biogas, ma sposta gli standard nel settore del gas. Conviene monitorarne l’attuazione, perché incide sulle aspettative degli acquirenti e sulla rete in cui viene immesso il biometano.