Applicazione di requisiti minimi e standard di qualità del servizio nelle Reti di Trasporto . 37

A conoscenza degli autori, negli attuali documenti regolatori e nei Codici di rete, non è presente un sistema di incentivi/corrispettivi legati a specifici livelli di qualità del servizio. In diverse reti sono individuati genericamente KPI, a cui tuttavia non sono associati corrispondenti livelli “efficienti” (e.g. in Australia¹² sono definiti i seguenti KPI con monitoraggio ogni quadrimestre: Number of Incidents, Gas Leaks, Emergency Response Exercises, Asset Management, Pipeline Interference, Corrosion, Community Liaison).

In Italia, le imprese di trasporto sono soggette all’obbligo di rispettare le disposizioni contenute nel documento RQTG¹³ di ARERA che prevede in particolare:

− indicatori di sicurezza del servizio di trasporto (art. 3) e obblighi generali relativi alla sicurezza (art. 10)

− indicatori di continuità del servizio di trasporto (art. 18) e relativi livelli specifici di continuità (art. 19) e indennizzi automatici (art. 20)

− indicatori di qualità commerciale del servizio di trasporto (art. 25) e relativi Livelli specifici di qualità (art. 34) ed indennizzi automatici (art. 36)

Nell’attuale contesto di transizione energetica i cosiddetti “green gas” (e.g. idrogeno, biogas, syngas) dovrebbero poter essere integrati nelle infrastrutture esistenti, con una valutazione dei connessi benefici ambientali e del loro contributo al sistema energetico integrato. A tale riguardo, la Commissione Europea spinge14 per stabilire “regole in materia di flessibilità dal lato della domanda, comprese regole in materia di aggregazione, stoccaggio dell'energia e regole di riduzione della domanda”. Pertanto, l’immissione di biometano nelle reti del gas (più a livello di distribuzione che a livello di trasporto) e di idrogeno rappresenteranno scenari sempre più frequenti e che potranno determinare nuove revisioni dei Codici di Rete. Questo aspetto, quindi, rappresenta un punto cruciale per il futuro dell’infrastruttura gas

Di contro, la definizione di requisiti minimi di tipo prestazionale e manutentivo degli impianti di misura trova riscontro in diversi contesti nazionali.

12 Energy Safe Victoria Victorian Licensed Pipelines Industry Group (Natural Gas Transmission) Reporting Requirements, October 2017

13 Regolazione della qualità del servizio di trasporto del gas naturale per il quinto periodo di regolazione 2020 – 2023 (RQTG), Approvata con deliberazione 19 dicembre 2019, 554/2019/R/GAS e modificata con deliberazione 542/2020/R/GAS

14 CEER response to the European Commission’s public consultation on the priority list for the establishment of gas network codes and guidelines 29 January 2021

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2.3.1 Olanda¹⁵

Per i punti di connessione alla rete nazionale, il sistema di misura deve essere conforme alle seguenti specifiche:

− incertezza di misura in quantità di energia (su base mensile) ≤1%

− incertezza di misura in quantità di energia (per ora) ≤2%

− disponibilità di dati per ora (media su base annua) ≥99%

− tempo massimo di fermo per misura e/o acquisizione dati 24 ore

− disponibilità dati del gascromatografo (GC) (su base annua) ≥95%

Per gli impianti di produzione, stoccaggio, GNL e import/export, la quantità di gas in condizioni operative deve essere misurata con organi primari di classe 0.5 e inoltre:

− il WME alla pressione massima di taratura deve essere circa zero

− alla pressione massima di taratura, la differenza di errore nell'intervallo tra 0,25Qmax e Qmax deve essere inferiore a 0,5%,

Relativamente alle ispezioni periodiche:

− l’organo primario deve essere tarato almeno ogni 5 anni (che possono diventare 8 anni nelle seguenti condizioni: i) doppio sistema di misura della portata con due organi primari in serie; ii) confronto online del volume; iii) spostamento della curva di errore su un periodo di almeno 5 anni entro lo 0,3%);

− il dispositivo di conversione del volume viene verificato per confronto con un dispositivo di controllo (inclusi sensore di pressione di riferimento e rilevatore di temperatura di riferimento) collegato in parallelo una volta all'anno e su almeno due punti di misura;

− i sensori di pressione e di temperatura sono verificati una volta all'anno;

− il MPE in verifica sulla conversione pari a 0,5%, sulla misura di temperatura 0,5 K mentre sulla misura di pressione 0,4%.

Sono specificati inoltre ulteriori requisiti (vedi Tabella 27), quali ad esempio:

− L'incertezza complessiva sull'energia non deve superare lo 0,75%.

− Per grandi volumi (> 250 milioni di Sm3 all'anno per linea di misura) deve essere utilizzato un sistema di misurazione ridondante con due organi primari in serie con principio di misurazione diverso e doppio canale di misura della pressione e della temperatura e della qualità del gas.

− La conversione dell'energia deve essere eseguita utilizzando l'input in continuo del potere calorifico. Si possono fare eccezioni in situazioni in cui la variazione nella composizione del gas è piccola e si dimostra che l'incertezza complessiva sull'energia è entro 0,75 %.

15 Design Specification Systems OSS-20-E Version 1 01-10-2021 Functional requirements for fiscal metering systems

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− La classificazione degli impianti non è fatta sulla Qero ma sulla capacità conferita Sm3/anno

Tabella 27 - Requisiti prestazionali sistemi metering

2.3.2 Nuova Zelanda¹⁶

Il Codice di rete fa riferimento per i sistemi di misura alla norma tecnica nazionale NZS 5259 che stabilisce valori di massimo errore permesso per i sistemi di misura e per la conversione dei volumi, come indicato in Tabella 28 e Tabella 29.

Tabella 28 - Massimi errori di misura per contatori

16 Gas Industry. Gas Measurement Requirements and Procedures. October 2019

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Tabella 29 - Errori massimi permessi per la conversione dei volumi

2.3.3 Polonia¹⁷

In Polonia sono stabiliti requisiti prestazionali per i sistemi di misura (Tabella 30).

Tabella 30 - Errori massimi permessi rete di trasporto Polonia

17 Transmission network code of the polish section of the transit gas pipeline system Jamal – Europe, 2020

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2.3.4 Irlanda¹⁸

Il Codice di Trasporto specifica che l'incertezza del sistema di misura non deve superare in tutte le condizioni di flusso in regime stazionario:

− per i punti di ingresso ±1% (volume) e ±1,1% percento (energia) nell'intervallo 20-100% della Portata Massima;

− per i punti di prelievo LDM, ±1% (volume) e ±1,1% (energia) nell'intervallo 20-100% della Portata Massima;

− per i punti di prelievo in DM, ±1% (volume) e ±1,1% (energia) nell'intervallo 20-100% della Portata Massima;

− per i punti di Rifornimento NDM, ±3% (volume) nell'intervallo 20-100% della Portata Massima;

− per Sub-Sea I/C Offtake, ±1% (volume) e ±1,1% (energia) nell'intervallo 20-100%

della Portata Massima.

2.3.5 Singapore¹⁹

Nella rete di trasporto di Singapore in merito ai requisiti minimi dei sistemi di misura viene effettuata una distinzione in relazione al punto di misura. Ad esempio, per i punti di importazione, interconnessione TSO/DSO, punti di uscita da TSO, punti di ingresso DSO con portate nominali superiori a 30000 Sm3/h è richiesta la correzione in pressione e temperatura, sistema SCADA e flow computer e non sono ammessi sistemi venturimetrici né quelli volumetrici a membrana o pistoni rotanti. Gli errori massimi permessi questi sono definiti unicamente rispetto alla portata nominale, così come i requisiti minimi per verifiche ed ispezioni periodiche (vedi Tabella 31 e Tabella 32).

Tabella 31: Errori massimi permessi, rete di Singapore

18 CODE OF OPERATIONS PART G Technical version 5.03

19 GAS METERING CODE Energy Market Authority of Singapore January 2021

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Tabella 32: Frequenze di verifica e ispezione, rete di Singapore

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3. Analisi del Documento di Consultazione di SNAM e delle