Ancora oggi, sul progetto di centrale a gas proposta a Spezia, devo leggere sulla stampa locale spezzina dichiarazioni di vari politici locali, soprattutto di area centro sinistra che dimostrano la totale strumentalità con cui tutta la classe politica locale e regionale (di centro destra e di centro sinistra) sta affrontando la questione di questo progetto.
Ancora non ci capisce o si
fa finta di non capire che questo progetto non può essere affrontato in un
ottica solo localistica e che non sono sufficienti i discorsetti sui progetti
alternativi tipo parchi giochi e fabbriche di green economy se non si collocano
detti progetti nel dibattito, nei documenti ufficiali, nelle direttive e leggi
vincolanti nazionali ed europee sulla transizione nella produzione elettrica
alle fonti rinnovabili al 2025.
I centro sinistri chiamano in causa la Regione e il suo potere di Intesa ben sapendo che la decisione finale spetta al Governo Nazionale e rimuovendo il fatto che il Governo negli ultimi due anni ha approvato atti che favoriscono in modo pesante, anche in termini giuridici, la realizzazione del progetto di centrale a Turbogas (vedi asta di assegnazione dei MW ad Enel con gli incentivi del capacity market tutti indirizzati a favore del gas)
Cosa dovrebbero chiedere al Governo e alla Regione i vari politici locali l’ho spiegato, da ultimo, QUI e non ci torno sopra almeno in questo post.
Soprattutto vorrei che riflettessero sui veri nodi critici per poter contestare questo progetto che non sono tanto o soltanto quelli strettamente ambientali ma soprattutto di programmazione energetica nazionale ed europea relativamente alla produzione di energia elettrica e alla transizione di questo settore alle fonti rinnovabili da qui al 2025.
Nessuno dei politici che si
esprimono anche oggi sui quotidiani locali ha mai analizzato quanto sopra e
soprattutto ha mai provato a chiamare in causa il Governo Nazionale ma anche
Terna ed Enel relativamente ai margini di flessibilità nella gestione della
transizione al 2025 senza o con molto meno gas
e tanto meno sul rapporto tra questo progetto e le recentissime nuove strategie
UE emerse con il Green Deal (QUI).
Vorrei nella seconda parte di questo post analizzare questi aspetti rimossi dal dibattito politico locale proprio verificando come Enel ha affrontato le suddette tematiche rispondendo alle osservazioni presentate da vari Enti Pubblici locali e Regionali nel procedimento di Valutazione di Impatto Ambientale in corso sul progetto di centrale a turbogas. Il testo integrale delle controdeduzioni Enel le trovate QUI.
In ROSSO troverete
le controdeduzioni di Enel e in VERDE le mie annotazioni che peraltro si fondano sugli
atti e studi ufficiali e non sulle sole mie interpretazioni:
CONTRODEDUZIONE ENEL:
Il progetto non si pone in contrasto con la pianificazione energetica
analizzata, risultando, peraltro pienamente coerente con il processo di
decarbonizzazione su cui si imposta il PNIEC, con le strategie comunitarie
“20-20-20” e “Terzo Pacchetto Energia”, con particolare
riferimento all’incremento dell’efficienza energetica e all’aumento della
produzione di energia da fonti rinnovabili, con la linea di intervento OS16
circa il completamento della disciplina del mercato della capacità del Quadro
strategico 2019-2021 di ARERA e con l’obiettivo di garantire sicurezza e
flessibilità al sistema di produzione e distribuzione del sistema elettrico
auspicato dalla Strategia Energetica Nazionale (SEN).
NOTA ALLA CONTRODEDUZIONE ENEL :
Si veda la 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:
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”. È chiaro l’intendo dell’indirizzo UE verso
gli Stati membri: garantire il confronto tra una transizione a gas, nella
generazione elettrica, e l’impatto sugli obiettivi di de carbonizzazione che le
quantità di gas previsto potrà produrre. Questo aspetto manca totalmente perché
il confronto viene fatto, nel SIA, solo con riferimento al carbone.
In questo senso il SIA del progetto di centrale a gas rimuove
il parametro contenuto nella lettera f) punto 4 allegato VII alla Parte II del
DLgs 152/2006: “f) all'impatto del
progetto sul clima (quali, a titolo esemplificativo e non esaustivo, natura ed
entità delle emissioni di gas a effetto serra) e alla vulnerabilità del
progetto al cambiamento climatico;”.
CONTRODEDUZIONE ENEL:
Enel ribadisce inoltre che il progetto è stato sviluppato nel pieno
rispetto degli obiettivi del PNIEC, in quanto lo sviluppo del
progetto di sostituzione dell’unità esistente a carbone con unità a gas, è
pienamente in linea con il processo di decarbonizzazione su cui si imposta il
PNIEC e nello stesso tempo garantisce l’efficienza e la flessibilità che lo
stesso piano propone soprattutto nella fase transitoria, in quanto l’utilizzo
del gas continuerà a svolgere una funzione essenziale per la stabilità del
sistema energetico italiano. Le valutazioni incluse nella documentazione
inviata sono state svolte in accordo con la normativa e le Linee Guida vigenti
in materia di Valutazione di Impatto Ambientale.
NOTA ALLA CONTRODEDUZIONE ENEL :
Anche qui si fa una valutazione presuntiva senza entrare
nel merito dei parametri di legge che devono caratterizzare un corretto Studio
di Impatto Ambientale. In particolare
appare un contrasto con il comma 5 articolo 10 DLgs 152/2006 : “5. Nella redazione dello studio di impatto ambientale di cui all'articolo
22, relativo a progetti previsti da piani o programmi già sottoposti a
valutazione ambientale, possono essere utilizzate le informazioni e le analisi
contenute nel rapporto ambientale. Nel corso della redazione dei progetti e
nella fase della loro valutazione, sono tenute in considerazione la documentazione
e le conclusioni della VAS”.
La Dichiarazione di sintesi (22 gennaio 2020) relativa alla procedura di
VAS del PNIEC, a pagina 10, afferma: “Il Piano è
un documento di natura strategica e non scende nel dettaglio degli interventi,
né li localizza sul territorio” per poi aggiungere: “Nelle fasi attuative del Piano è previsto
che i Ministeri competenti insieme alle Regioni individuino le aree idonee e
quelle non idonee. In virtù dell’assetto costituzionale dell’Italia, le Regioni
hanno un ruolo fondamentale per il raggiungimento degli obiettivi in materia di
energia e di clima. Parimenti significativo è il ruolo degli enti locali”,
inoltre e con riferimento più specifico alla transizione alla de
carbonizzazione della generazione elettrica si veda pagina 52 : “Il phase out del carbone sarà accompagnato,
in ottica di assicurare una transizione energetica equa, da misure a tutela dei
lavoratori per lo sviluppo e la riqualificazione occupazionale, la lotta alla
povertà e alle diseguaglianze, la salvaguardia dei territori di appartenenza,
Per dare risposte efficaci a tali sfide si agirà su più fronti: ‐ normativo,
mediante leggi a tutela dei lavorati interessati dal phase out del carbone; ‐
istituzionale, rafforzando il dialogo tra istituzioni nazionali e locali e tra
istituzioni e rappresentanze dei lavoratori; ‐ aziendale mediante il
coinvolgimento dei datori di lavoro e dei lavoratori in progetti di
riqualificazione anche sostenuti dalle politiche pubbliche “.
La Dichiarazione di sintesi della VAS sul PNIEC fa anche
riferimento al progetto Futur-E di Enel sulla riconversione/chiusura delle
sue centrali. Anche qui si cita, in teoria un percorso per arrivare a scelte
progettuali per poi rimuoverlo nei fatti.
Il metodo che sta alla base dello stesso progetto Futur-E
di Enel basato sulle seguenti fasi:
- ascolto del territorio,
- manifestazione di interesse,
- invio di proposte progettuali comprensive di offerte
vincolanti per l’acquisizione del sito.
CONTRODEDUZIONE ENEL:
Nel SIA, nel Cap. 2 “Tutele e vincoli presenti”, è stata
verificata la compatibilità del progetto con la programmazione e la
pianificazione vigenti a livello europeo, nazionale, regionale e locale con
riferimento alle politiche energetiche, socioeconomiche,
paesaggistiche/territoriali e di settore. A differenza di quanto dichiarato
nell'osservazione, il progetto, dalla disamina effettuata, risulta coerente e,
spesso, pienamente in linea con gli indirizzi e gli obiettivi identificati ai
vari livelli.
NOTA ALLA CONTRODEDUZIONE ENEL :
Il SIA nel quadro programmatico (punto 2.2 pagine da 12 e seguenti) fa riferimento agli
obiettivi UE e nazionali sulla transizione energetica alle fonti
rinnovabili e il superamento delle fonti
fossili . Manca però una analisi di confronto sia in termini ambientali (emissioni già analizzato
sopra) che socio economici dell’impatto del progetto su detto quadro.
Gli spazi di azione europei per i governi nazionali, le regioni e i comuni
Il Regolamento UE sul mercato interno della energia
elettrica sopra citato all’articolo 24 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 detto regolamento
non vincola la istituzione dei meccanismi di capacità all’uso delle fonti
fossili nella 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 concertazione con il livello locale prevista dal PNIEC e dalle norme UE
In relazione ai siti dove sono previste chiusura di
impianti a carbone a PAGINA 111 del PNIEC 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)”.
Il Regolamento (UE) 2019/941 disciplina
tra l’altro la valutazione dei rischi per la sicurezza dell'approvvigionamento
di energia elettrica e la Metodologia per individuare scenari di crisi
dell'energia elettrica a livello regionale
In particolare si veda di detto
regolamento l’Articolo 5 [NOTA 1]
al fine di individuare la Metodologia per individuare scenari
di crisi dell'energia elettrica a livello regionale) prevede una preventiva consultazione con la partecipazione almeno dei centri
regionali di coordinamento,
dell'industria e delle organizzazioni dei consumatori, dei produttori o delle
loro associazioni di categoria, dei gestori dei sistemi di trasmissione e dei
pertinenti gestori dei sistemi distribuzione, delle autorità competenti, delle
autorità di regolazione e di altre autorità nazionali.
Si veda anche Il Parere del Comitato
Regioni della UE dello scorso ottobre 2019 (QUI) ha per
oggetto il tema: Attuare il pacchetto Energia
pulita: i piani nazionali per l’energia e il clima come strumento per un
approccio di governance locale e territoriale in materia di clima e di energia
attiva e passiva
Non c’è stata alcuna concertazione preventiva con Regioni
ed Enti Locali nella definizione sulle quantità di gas necessarie per la
transizione, sui criteri di localizzazione dei sit, sul coordinamento degli
investimenti previsti dalla normativa nazionale ed europea sopra
descritta.
I finanziamenti per la chiusura dei siti delle centrali a
carbone danno priorità agli investimenti nelle fonti rinnovabili
La quota annua dei proventi derivanti dalle aste
di assegnazione dei MW per la transizione al 2025, eccedente il valore di 1000
milioni di euro, dovrà essere 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" . Il tutto dando priorità a interventi
di riconversione sostenibili, caratterizzati da processi
di decarbonizzazione che escludono l'utilizzo di ulteriori
combustibili fossili diversi dal carbone.
Il fatto che questi finanziamenti non sono mai stati, ad oggi, attivati compiutamente non rimuove che, il parametro di riferimento delle legge che prevedevano la costituzione di detti Fondi, fosse proprio lo sviluppo delle le fonti non fossili.
Non solo ma oggi la questione dei finanziamenti suddetti va inserita all’interno della procedura del c.d. Just Transition Fund e degli indirizzi che emergono dal Green New Deal. In particolare per il Just Transitione Fund dopo un ampia discussione tra Commissione e Parlamento UE si è deciso (con accordo nel Coreper) che solo una piccolissima parte dei fondi previsti andranno ad implementare l’uso del gas al contrario di quanto previsto inizialmente.
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 Nazionale (QUI).
CONTRODEDUZIONE ENEL:
Lo studio ENEA citato nell’Osservazione riferisce “La pronta
disponibilità e flessibilità delle centrali convenzionali, quando richiesta dal
gestore del sistema, rende comunque possibile mantenere il sistema in
condizioni di sicurezza, pur a fronte di costi più elevati nel mercato dei
servizi del dispacciamento”. Il progetto Enel va in questa direzione, nel
rispetto inoltre del PNIEC, oltre che andare a ridurre la Potenza Termica
installata in sito da 1540 MWt a 1350 MWt, dato non inserito nell’Osservazione.
NOTA ALLA CONTRODEDUZIONE ENEL :
Intanto l’osservazione sul punto era più articolata: In
particolare si è affermato che manca una analisi di come il progetto in
questione produca o meno un impatto sugli scenari energetici che si delineano
da tempo secondo documenti ufficiali , in particolare si veda Analisi
Trimestrale ENEA. Si veda ad esempio il seguente passaggio del Rapporto Enea su
stato e l’evoluzione del sistema energetico italiano (QUI): “La presenza nel mix energetico di una quota
predominante di generazione non convenzionale (che ad aprile in alcune ore ha
superato il 70% della generazione totale) ha conseguenze sulla gestione in
sicurezza del sistema elettrico. La pronta disponibilità e flessibilità delle
centrali convenzionali, quando richiesta dal gestore del sistema, rende
comunque possibile mantenere il sistema in condizioni di sicurezza, pur a fronte di costi più elevati nel
mercato dei servizi del dispacciamento”.
I sistemi di accumulo energetico rappresentati
dai pompaggi idroelettrici presenti
in Italia, riportati nel grafico sotto forma di anello di ricircolo (2,5 TWh)
sopra i generatori a fonti rinnovabili. Con una potenza installata di questi
impianti pari a 7,6 GW, l’Italia si colloca in quarta posizione a livello
mondiale (dopo Giappone, Cina e USA) e prima in Europa per quanto riguarda la
disponibilità di impianti di accumulo a pompaggio idroelettrico. Purtroppo, i
dati statistici pubblicati da Terna indicano, che da diversi anni questi
impianti sono fortemente sottoutilizzati in Italia. Alla luce della necessità
di incrementare il contributo delle fonti rinnovabili non programmabili (solare
ed eolico), e del ruolo fondamentale che gli accumuli saranno chiamati a
svolgere per assicurare la stabilità della rete elettrica, appare opportuno
richiamare questi impianti, da tempo esistenti ed operativi, verso un utilizzo
adeguato alle necessità della transizione energetica.
A questo occorre aggiungere che, secondo un recente studio pubblicato da Legambiente nazionale sui dati Terna, lo stato di utilizzo reale del parco termoelettrico esistente che vede un fattore di utilizzo relativamente basso : in media 3.261 ore/anno e un fattori di carico delle diverse tipologie di impianti per la generazione termoelettrica di energia, pari ad una media del 37%. Nelle centrali a Ciclo Combinato (a metano) nonostante presentino una buona efficienza, un forte sottoutilizzo, con un fattore di carico pari solo al 28% e una media di 2.421 ore l’anno di esercizio.
In altri termini se si aumentasse il fattore di utilizzo di
dette centrali si potrebbe evitare di realizzare le nuove centrali a gas nella
fase di transizione alla decarbonizzazione del sistema elettrico nazionale (QUI lo studio completo)
Alla luce di quanto sopra possono essere letti diversamente i dati Terna ( “Scenari della domanda elettrica italiana 2016-2026” del gruppo Terna), in particolare quando si parla di ‘previsioni della domanda in potenza’ – a condizioni climatiche particolarmente sfavorevoli – si sostiene quanto segue: nell’ipotesi di “Scenario base” per il 2021 si stima una domanda di potenza alla punta di 61,9 GW, mentre per il 2026 si stima una domanda di potenza alla punta di 62,8 GW; mentre nello “Scenario di sviluppo” le stime vedono un livello di domanda in potenza di 64,1 GW per il 2021 e di 66,3 per il 2026.
Una analisi che valutasse mettendo a confronto i suddetti
dati con possibili diverse gestioni del parco termoelettrico esistente e del
parco impianti di produzione non da fonti fossili, non è mai stata svolta.
CONCLUSIONI: LA SCELTA DEL GAS NON E' OBBLIGATORIA
COME DIMOSTRANO, OLTRE I DOCUMENTI ED ATTI DELLA UE, SOPRA CITATI ANCHE
AUTOREVOLI STUDI INTERNAZIONALI
Non si è tenuto conto di scenari diversi questo anche per la inadeguata impostazione dello stesso PNIEC che non ha approfondito adeguatamente questo aspetto. Il futuro prossimo va delineato con l’allargamento dell’uso di fonti rinnovabili, lavorando su smart grids capaci di ovviare alla intermittenza delle fonti solare e eolica attraverso accumuli chimici (batterie, biogas da residui), fisici (geopotenziali come i bacini idrici) e termici. Gli impianti a gas naturale fossile devono giocare un ruolo progressivamente marginale, destinato a estinguersi, e con tecnologie mirate a rendere minimo l’impatto rispetto al risultato atteso. Questa sintesi è in linea con l’analisi esposta da Mac Kinnon, Brouwer e Samuelsen (2018) dell’Advanced Power and Energy Program, University of California, Irvine.
Una scelta non obbligatoria quella del gas come dimostra un autorevole studio internazionale su quanto investono sulle rinnovabili rispetto alle fonti fossili le compagnie elettriche
Secondo uno studio pubblicato su Nature Energy. La penetrazione delle tecnologie a basse emissioni di carbonio nella produzione di energia ha messo a dura prova le aziende elettriche incentrate sui combustibili fossili. Mentre la letteratura esistente, prevalentemente qualitativa, evidenzia la diversificazione nelle energie rinnovabili tra le possibili strategie di adattamento, è mancata una comprensione quantitativa completa della decarbonizzazione del portafoglio delle utility. Questo studio colma questo divario, quantificando sistematicamente le transizioni di oltre 3.000 servizi pubblici in tutto il mondo dalla capacità di combustibili fossili alle energie rinnovabili negli ultimi due decenni. Applica un algoritmo di clustering basato sull'apprendimento automatico a un set di dati storico globale a livello di asset, distillando al loro interno quattro macro comportamenti e sotto-modelli. Tre quarti delle utilities non hanno ampliato i propri portafogli. Delle rimanenti società, una manciata ha coltivato carbone prima di altre attività, mentre la metà ha favorito il gas e il resto ha privilegiato la crescita delle energie rinnovabili. Sorprendentemente, il 60% delle utility che hanno dato priorità alle energie rinnovabili non ha cessato di espandere contemporaneamente il proprio portafoglio di combustibili fossili, rispetto al 15% che lo riduce. Questi risultati indicano l'inerzia del sistema elettrico. TESTO STUDIO: QUI .
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