Continuare a produrre
comunicati in cui si afferma il no al progetto di centrale a gas può essere
utile sotto il profilo della propaganda politica ma sicuramente molto meno per
fermare la ennesima servitù energetica sul territorio spezzino. L’ultimo
esempio di questa logica è la dichiarazione dei gruppi consiliari di
opposizione in Comune a Spezia che
trovate QUI.
Ovviamente spiego subito perché
…
IL CAPACITY MARKET: MECCANISMO DI GESTIONE
DELLA TRANSIZIONE ALLA GENERAZIONE ELETTRICA DA FONTI RINNOVABILI
Il punto centrale da cui
partire nell’affrontare la questione di questo progetto è che per impegni
europei dobbiamo garantire la continuità della produzione nazionale di energia elettrica
in modo coordinato con il resto dei Paesi membri della UE. Ciò è previsto dal Regolamento (UE) 2019/943 sul mercato
interno dell'energia elettrica.
Il Regolamento prevede il
meccanismo capacity market [NOTA 1] che conferma, sia pure in modo ridotto
rispetto al passato, le remunerazioni supplementari pagati ai grandi
impianti di produzione elettrica per la loro disponibilità a produrre
energia in caso di problemi strutturali di sicurezza, e gli incentivi
destinati agli operatori della gestione della domanda per la disponibilità,
invece, a ridurre i propri consumi.
Con Decreto del 28 giugno 2019 (QUI)è stata approvata la disciplina
del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di
energia elettrica.
Come afferma il Ministero dello
Sviluppo Economico nel presentare il Decreto : “L’impatto sul mercato della massiccia penetrazione della
generazione da fonti rinnovabili negli ultimi anni, se da un lato ha
avuto l’effetto positivo di ridurre il prezzo all’ingrosso, dall’altro ha
determinato condizioni per gli impianti di generazione programmabile (principalmente
termoelettrici) via via meno remunerative, tali da metterne in discussione
le ragioni di mantenimento in servizio. Ecco perché il capacity market
rappresenta uno strumento necessario a garantire il passaggio in sicurezza ad
un sistema elettrico carbon-free.”
Insomma la finalità del
Decreto è chiara solo centrali termoelettriche a fonti convenzionali possono
garantire la transizione ad un futuro sistema elettrico fondato solo sulle
rinnovabili.
In questo senso si vedano due
atti fondamentali:
1. Raccomandazione
18 GIUGNO 2019 (2019/C 297/12 - QUI) a
tutti gli Stati membri. La parte che riguarda l’Italia afferma che la proposta
di Piano nazionale integrato energia e clima presentata dal Governo italiano
dovrà entro la fine di questo anno per il settore energia elettrica: “valutare l’adeguatezza delle risorse tenendo
conto del contesto regionale e delle potenzialità effettive degli
interconnettori e delle capacità di produzione nei paesi limitrofi; precisare
la misura in cui il previsto sviluppo nel settore del gas è compatibile con gli
obiettivi di decarbonizzazione dichiarati e con il programmato abbandono
graduale degli impianti termoelettrici a carbone”.
2.
Il Piano Nazionale Integrato Energia Ambiente 2030 (versione 21 gennaio 2020 - QUI) presentato dal
Governo alla UE prevede sinteticamente questi obiettivi in relazione alla
transizione alla generazione elettrica da sole fonti rinnovabili:
2. 1. nella
transizione va garantita la generazione termoelettrica (Pagina 87 PNIEC);
2. 2. si
tratterà di impianti termoelettrici nuovi (Pagina 95 PNIEC);
2. 3. si
tratterà di impianti termoelettrici a gas (Pagina 96 PNIEC);
2. 4. la
capacità a gas nuova da avviate tra il 2020-2025 sarà di 3GW, quindi 3.000 MW
(Pagina 111 PNIEC);
2. 5. entro
il 2020 dovranno essere autorizzate le opere, quindi anche le nuove centrali a
gas, previste (Pagina 112 PNIEC);
2. 6. Il
PNIEC non indica i siti specifici dove verranno fatte le centrali a gas, ma
questi li troviamo attraverso le aste gestite da Terna a cui ovviamente hanno
partecipato solo impianti esistenti o da realizzare ma legati a fonti
convenzionali nella specie gas.
Il QUADRO SOPRADESCRITTO E GLI SPAZI DI
AZIONE PER IL LIVELLO REGIONALE E LOCALE CONTRO IL PROGETTO DI CENTRALE A GAS
Premessa
Il quadro sopradescritto
come abbiamo visto pone vincoli non semplici da superare soprattutto se la
questione viene posta in modo strettamente sloganistico: no alla centrale a gas
.
Occorre invece impostare
un percorso che deve coinvolgere a partire dal Governo Nazionale , la Regione e
ovviamente i Comuni competenti, ma questo percorso deve stare dentro
le norme le procedure e i meccanismi sopra descritti altrimenti si
finirà contro un muro e alla fine il territorio spezzino si prenderà la
centrale a gas e una nuova servitù energetica senza neppure adeguate
contropartite come è avvenuto per oltre 60 anni con la centrale prima ad olio
combustibile e poi a carbone.
Ci sono spazi dentro il
meccanismo che ho descritto in tutta la prima di questo post? A mio avviso si a
condizione preliminare che ci sia un gioco di squadra tra tutti gli enti
coinvolti. Gli spazi sono i seguenti:
I meccanismi di flessibilità nell’applicazione del
capacity market
Esistono i meccanismi di
flessibilità del Regolamento
UE quadro in questa materia (2019/943) in particolare l’articolo
24 dove si afferma che la valutazione nazionale delle risorse per garantire,
nella fase di transizione alle fonti rinnovabili, la stabilità del mercato interno della energia
elettrica verrà svolta a livello regionale. Non solo ma il regolamento UE
2019/943 non vincola la istituzione dei
meccanismi di capacità all’uso delle fonti fossili delle generazione
termoelettrica e quindi neppure a tetti obbligatori da garantire come si evince
dagli articoli 21(Principi generali per i meccanismi di capacità) e 22 (principi di concezione per i meccanismi di
capacità).
La revisione del PNIEC e i nuovi obiettivi UE sulle
emissioni gas serra
Non solo ma i nuovi
obiettivi europei proposti a inizio 2020 prevedono riduzioni delle emissioni di
gas serra ulteriori che richiederanno una revisione dello stesso PNIEC come
ammesso dallo stesso Governo (QUI).
La concertazione con il livello locale prevista dal
PNIEC
In relazione ai siti dove
sono previste chiusura di impianti a carbone lo troviamo a PAGINA 111 del
PNIEC, dove si afferma: “Le valutazioni
delle modifiche infrastrutturali eventualmente necessarie ai fini della
concreta attuazione del phase out del carbone dalla produzione elettrica si
baseranno sul confronto in appositi tavoli settoriali (per zone di mercato
elettrico, per singolo sito e specifico per la Sardegna), con gli operatori, le
autonomie locali, Terna, le parti sociali e le associazioni ambientaliste e di
categoria. I tavoli hanno lo scopo di valutare le condizioni tecniche e
normative, le infrastrutture necessarie, nonché le modalità di salvaguardia
dell’occupazione (per la quale sono state stanziate apposite risorse)”.
I parametri per gli incentivi recepiti dal PNIEC per
le conversioni delle centrali a carbone esistenti
Il PNIEC prevede che: “Dal punto di vista normativo, mediante il
Decreto Legge 101 del 3 settembre 2019 si è stabilito che la quota eccedente i
1.000 mln€ dei proventi derivanti dalle aste di allocazione delle quote EU ETS,
per un ammontare massimo di 20 mln€ annui, dal 2020 al 2024 è indirizzata al
“Fondo per la riconversione occupazionale nei territori in cui sono ubicate
centrali a carbone” da istituire presso il Ministero dello Sviluppo Economico.”
Si tratta del Fondo che
sarà finanziato da quanto previsto dall’articolo 13 della Legge 128/2019
(conversione Decreto Legge 101/2019 - QUI) che ha modificato l’articolo 19 DLgs 30/2013
(attuazione Direttiva 2003/87/CE sullo scambio quote di emissione gas serra).
L’articolo in questione prevede che la quota annua dei proventi derivanti dalle
aste, eccedente il valore di 1000 milioni di euro, é destinata, nella misura massima di 100 milioni di euro per il 2020 e di 150 milioni
di euro annui a decorrere dal 2021, al Fondo per la transizione energetica nel
settore industriale, per finanziare
interventi di decarbonizzazione e di efficientamento
energetico del settore industriale e, per una quota fino ad un massimo di
20 milioni di euro annui per gli anni dal 2020 al 2024, al "Fondo per la riconversione occupazionale nei
territori in cui sono ubicate
centrali a carbone" da istituire presso il Ministero dello sviluppo economico, con decreto adottato
entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione dal Ministro dello
sviluppo economico.
In particolare detto
articolo 13 della legge 128/2019 istituendo il Fondo per la transizione
energetica nel settore industriale", prevede che per l’utilizzo
delle risorse ivi previste sia data
priorità a interventi di
riconversione sostenibili,
caratterizzati da
processi di decarbonizzazione che
escludono l'utilizzo di
ulteriori combustibili fossili diversi dal carbone.
Fondo per la economia circolare e la de
carbonizzazione della economia (Normativa Nazionale)
Il comma 14 articolo 1
della legge 160/2019 (legge bilancio 2020 - QUI)
istituisce nello stato di previsione del Ministero dell’Economia e delle
Finanze un Fondo che, secondo il successivo comma 15, sarà finalizzato al
rilancio degli investimenti delle amministrazioni centrali dello Stato e allo
sviluppo del Paese, anche in riferimento all’economia circolare, alla decarbonizzazione
dell’economia, alla riduzione delle
emissioni, al risparmio energetico, alla sostenibilità ambientale e, in
generale, ai programmi di investimento e ai progetti a carattere innovativo,
anche attraverso contributi ad imprese, a elevata sostenibilità e che tengano
conto degli impatti sociali.
Secondo il comma 24
articolo 1 della legge 160/2019 è ripartito con uno o più decreti del
Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro dell’economia e
delle finanze, di concerto con i Ministri interessati, sulla base di programmi
settoriali presentati dalle amministrazioni centrali dello Stato per le materie
di competenza. Nel caso in cui siano individuati interventi rientranti nelle
materie di competenza regionale o delle province autonome, e limitatamente agli
stessi, sono adottati appositi decreti previa intesa con gli enti territoriali
interessati ovvero in sede di Conferenza permanente per i rapporti tra lo
Stato, le regioni e le province autonome di Trento e di Bolzano.
CONCLUSIONI: COME USARE GLI SPAZI APERTI DAL PNIEC
Visto dal punto di vista
dei progetti di riconversione in centrali a gas di centrali a carbone esistenti (come nel caso spezzino) il PNIEC contiene
la conferma che centrali a gas nuove verranno realizzate e autorizzate entro
questo anno ma restano spazi non banali che i territori possono usare per
trasformare progetti, che ad oggi sembrano solo nuove servitù energetiche
(viste dal locale), in progetti territorio ambiente fondati non sulle fonti
fossili anche se gli spazi appaiono molto esigui come si rileva dall’analisi
svolta sopra. Di certo tutto questo conferma la necessità di far uscire la
vertenza sul progetto di centrale a gas spezzino dalle ristrette visioni della
polemica politica locale. Purtroppo l’ultimo comunicato che cito all’inizio del
post conferma che ad oggi questa visione strategica non sta avanzando per
niente.
Ciò rischia a breve
termine di sottoporre il territorio al ricatto
proroga centrale a carbone contro autorizzazione centrale a gas
P.S. IL RISCHIO DELLA CONTRADDIZIONE: PROROGA
CENTRALE A CARBONE V/S AUTORIZZAZIONE CENTRALE A GAS
Il rischio proroga
centrale a carbone nel meccanismo capacity market
Mi pare sia sfuggito ai
vari commentatori locali, quanto scritto nelle Premesse alle Prescrizioni (Paragrafo
9) contenute nel Rapporto
Istruttorio allegato al Decreto di revisione AIA [NOTA 2] dove, pur confermando l’impegno Enel a dismettere la centrale a carbone spezzina
entro il 2021, si aggiunge: “fermo
restando il pronunciamento del Ministero dello Sviluppo Economico in merito
alla sicurezza ed affidabilità del funzionamento del sistema elettrico
nazionale”.
Ricordo che il Regolamento
UE suddetto permette di mantenere fino al 2025 impianti con rilevanti emissioni
di CO2 accedibili agli incentivi suddetti. Infatti L’articolo 22 (commi 4
e 5 vedi QUI) del
Regolamento UE sopra citato prevede che le centrali elettriche
esistenti che emettono più di 550 gr di CO2 di origine fossile
per kWh e 350 kg di CO2 in media all'anno per kW installati non potranno
partecipare ai meccanismi di capacità dopo il 1° luglio 2025. Questo
spiega la data di dismissione delle centrali a carbone di cui si
parla in Italia e che permette ad Enel a Spezia di porre il ricatto o centrale
a gas subito oppure restiamo fino a che possiamo con il carbone e fino al 2025
con le remunerazioni supplementari appunto del meccanismo capacity
market.
Non a caso la
prescrizione n°8 del Paragrafo 9.3. del Rapporto istruttorio allegato alla
nuova revisione dell’AIA afferma che: ”ferma
restando la fermata definitiva della unità SP2al31/12/2021 di cui alla
prescrizione (6), ai sensi del SEN 2017 e del PNIEC 2019, l’utilizzo del
carbone quale combustibile per la alimentazione del gruppo SP3 sarebbe stata
ammissibile solamente fino al 31/12/2025”.
Oltre a quanto sopra
occorre altresì ricordare i nuovi limiti
di emissione della revisione dell’AIA alla centrale a carbone esistente.
I nuovi limiti di
emissione imposti alla centrale con l'ultima revisione dell'AIA
Il Paragrafo 9.5 del
Rapporto Istruttorio allegato al Decreto di revisione dell’AIA stabilisce:
Prescrizione n° 18: nuovi limiti di emissione su SO2, NOx, Polveri tutti inferiori a
quelli previsti dall’AIA dl 2013.
Prescrizione n°19 monitoraggio in continuo dei parametri inquinanti SO2, NOx, CO,
Polveri, NH3(ammoniaca), Hg (mercurio).
Prescrizione n° 20: i composti inorganici del cloro sotto forma di gas e vapori gassosi
espressi come HCl (acido cloridico), HF(acidofluoridico) e COT (carbonio
organico totale) dovranno essere monitorati trimestralmente; il valore limite
di emissione sarà considerato rispettato se la media di tre misurazioni
consecutive di almeno 60 minuti ciascuna, rappresentative di almeno un’ora di
funzionamento del gruppo nelle condizioni più gravose, risulterà uguale o
inferiore al limite stesso (riferimento
punto 5.12 Parte I allegato II e punto 2.3 allegato VI alla Parte V del DLgs
152/2006)
Contraddizioni
sulla applicazione dei nuovi limiti di emissione
Queste prescrizioni
appaiono positive, soprattutto la prima però in altre parti delle prescrizioni contenute nel Rapporto istruttorio
allegato al Decreto di revisione dell’AIA ci sono affermazioni palesemente
contraddittorie.
Intanto i nuovi limiti di
emissione ridotti non si applicano ai periodi di avviamento e di arresto del
gruppo senza che si prevede un modello
di gestione di tali momenti chiaro nella revisione dell’AIA.
Ma soprattutto risulta
clamorosamente contraddittoria la Prescrizione n°30 del Paragrafo 9.5. .
Secondo questa prescrizione: “I limiti
emissivi e le prescrizioni n° 18,19,20, dovranno essere rispettati a partire
dal 18/8/2021, prima di tale data dovranno essere rispettate le disposizioni
della previgente AIA (n° 244 del 2013)”.
Tutto questo da un lato è
poco comprensibile infatti perché imporre nuovi limiti che entreranno in vigore
solo gli ultimi due o tre mesi di esistenza della centrale, dall’altro questo
posticipo di entrate in vigore dei limiti potrebbe invece spiegarsi in vista di
una eventuale proroga del funzionamento della centrale al fine di evitare una
sua uscita dal sistema degli incentivi del capacity market come descritto
sopra.
La possibilità di
deroga ai limiti di emissioni per ragioni di sicurezza del sistema elettrico
nazionale
La Corte Costituzionale
con sentenza n°383 del 2005 al punto 17 delle motivazioni afferma:
“I previsti poteri di deroga
temporanei ineriscono, contrariamente a quanto ritiene la ricorrente, alla
materia della “tutela dell'ambiente” di cui all'art. 117, secondo comma,
lettera s), Cost., con la conseguenza che la loro previsione e la loro
disciplina spettano alla potestà legislativa esclusiva dello Stato, senza che
ricorra la necessità di quegli specifici meccanismi di collaborazione con le
Regioni che questa Corte ha ritenuto indispensabili nelle ipotesi della
“chiamata in sussidiarietà” cui si è fatto riferimento nel precedente par. 15.
Quanto poi alla concreta allocazione in capo ad organi statali dei poteri di
deroga contemplati dalle norme impugnate, va osservato che i citati poteri risultano
indissolubilmente connessi con il potere principale attribuito al Ministro di
autorizzare «l'esercizio temporaneo di singole centrali termoelettriche di
potenza superiore a 300 MW» per le finalità di «garantire la sicurezza di
funzionamento del sistema elettrico nazionale, assicurando la produzione in
misura necessaria alla copertura del fabbisogno nazionale». Anche sulla base di
quanto già rilevato nella sentenza n. 6 del 2004, risulta pertanto non
implausibile l'attribuzione di tali poteri ad organi statali ad opera delle
norme impugnate. Starà poi al normale ed opportuno coordinamento fra le diverse
istituzioni che sono chiamate ad operare nei medesimi settori, pur nella
diversità delle rispettive competenze, la creazione di idonei strumenti di
reciproca informazione, in questo caso fra Ministero e Regione interessata.”
“ il capacity market, che poggia su due
criteri fondamentali: un premio alla capacità degli impianti di generazione o
di accumulo determinato in modo competitivo, fornendo una redditività minima -
che altrimenti non sarebbe sempre garantita – per permettere la realizzazione
degli investimenti necessari a raggiungere il phase out degli impianti a
carbone in un contesto di sicurezza energetica complessiva; e l’obbligo per gli
operatori di rendere disponibile la capacità assegnata per soddisfare la
richiesta di energia elettrica in ogni momento ad un prezzo
contenuto per i consumatori, il cosiddetto prezzo strike, settato per coprire
il costo di produzione più elevato nel parco di generazione italiano, limitando
al contempo eventuali extra-profitti.” (Da: https://lightbox.terna.it/it)
si tratta del Decreto
Ministeriale n° 351 del 6/12 /2019 (QUI) con il
quale è stata approvata la revisione della Autorizzazione Integrata Ambientale
(di seguito AIA) per la sezione a carbone della centrale Enel spezzina. Il
Decreto è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica N° 302 del
27/12/2019
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