QUANTE CENTRALI A GAS VOGLIONO COSTRUIRE IN ITALIA? CONTI, ATTI E FATTI NON TORNANO!

Il Piano Nazionale Integrato Energia Ambiente 2030 - PNIEC  (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:  

1. nella transizione va garantita la generazione termoelettrica (Pagina 87 PNIEC);

2. si tratterà di impianti termoelettrici nuovi (Pagina 95 PNIEC);

3. si tratterà di impianti termoelettrici a gas (Pagina 96 PNIEC);

4. la capacità a gas nuova da avviate tra il 2020-2025 sarà di 3GW, quindi 3.000 MW (Pagina 111 PNIEC);

5. entro il 2020 dovranno essere autorizzate le opere, quindi anche le nuove centrali a gas, previste (Pagina 112 PNIEC);

6. Il PNIEC non indica i siti specifici dove verranno fatte le centrali a gas, ma questi li troviamo attraverso le aste (QUI) gestite da Terna ( e assegnate per le scadenze del 2022  QUI e 2023 QUI) .

Quindi secondo il Piano sono 3.000 MW il totale della potenzia necessaria al 2025 per il gas ma se noi guardiamo i progetti in corso di approvazione presso il Ministero dell’Ambiente le cifre sono ben diverse e soprattutto confermano un assalto alla richiesta di nuovi turbogas od upgrade di impianti esistenti che con le esigenze di stabilizzazione del sistema elettrico nazionale anche in chiave UE non hanno nulla a che fare.

Vediamoli questi progetti in corso... 

 

PROGETTI SOTTOPOSTI A VIA ORDINARIA

Progetto di installazione di una nuova unità a gas per la Centrale Termoelettrica "Edoardo Amaldi" di La Casella (PC).  ENEL S.p.A. – Produzione   870 MWe

Progetto di installazione di una nuova unità a gas per la Centrale Termoelettrica "Leri Cavour" di Trino (VC). ENEL S.p.A. – Produzione  870 MWe

Progetto di realizzazione di una nuova unità a ciclo combinato nella centrale termoelettrica di Vado Ligure Tirreno Power S.p.A :  900 MWe

Progetto di realizzazione di una nuova unità a ciclo combinato nella Centrale Termoelettrica Torrevaldaliga Sud.  Tirreno Power S.p.A.:  900MWe

Centrale termoelettrica di San Quirico. Progetto di rifacimento per aggiornamento tecnologico. EDISON S.p.A : 870Mwe

Installazione di un nuovo gruppo di generazione a ciclo combinato classe H per incrementare la potenza dagli attuali 769 MWe fino a 1.700 MWe della esistente centrale localizzata nel Comune di Sparanise (CE) Calenia Energia S.p.A.

Installazione di una nuova unità a ciclo combinato e interventi di miglioramento ambientale sui gruppi esistenti della Centrale di Ostiglia (MN) EP produzione SpA: 923,6 MWe

Progetto di ammodernamento con miglioramento ambientale della centrale termoelettrica di Centro Energia Ferrara – Centro Energia Ferrara srl :  126MWe

Sostituzione dell'unità a carbone esistente con nuova unità a gas presso la centrale termoelettrica di La Spezia "Eugenio Montale" ENEL SPA: 840 MWe

Sostituzione delle unità a carbone esistenti con nuove unità a gas presso la centrale termoelettrica di Brindisi sud "Federico II" – enel spa: 1680 MWe

Sostituzione delle unità a carbone esistenti con nuova unità a gas presso la centrale termoelettrica "Andrea Palladio" di Fusina (VE) ENEL SPA : 840 Mwe

Sostituzione delle unità a carbone esistenti con nuova unità a gas presso la centrale termoelettrica di Torrevaldaliga Nord di Civitavecchia (RM) – ENEL SPA: 1680MWe

Centrale di San Filippo del Mela - Progetto definitivo per l'installazione di un nuovo ciclo combinato a gas A2A Energiefuture S.p.A. : 858,6 MWE

Progetto di modifica della centrale termoelettrica di Monfalcone (GO)  A2A Energiefuture S.p.A.: 860MWe

Centrale termoelettrica di Ravenna - Sostituzione del ciclo combinato TG-501 con nuovi turbogeneratori TG - Capacity Strategy Italia   Enipower S.p.A.: 260MWe

Centrale termoelettrica di Cassano d'Adda: impianto motori a gas A2A gencogas S.p.A.: 110MWe

Totale  13527

 

PROGETTI SOTTOPOSTI  A VERIFICA DI ASSOGGETTABILITA’ A VIA

Progetto di upgrade impianto per la Centrale "Teodora" di Porto Corsini (RA) - ENEL Produzione S.p.A.: +260 MWe

Progetto di upgrade impianto per la centrale "Edoardo Amaldi" di La Casella (PC)  ENEL Produzione S.p.A.:  + 148

Progetto di upgrade impianto per la Centrale "Archimede" di Priolo Gargallo (SR)  ENEL Produzione S.p.A.: + 98MWe

Progetto di upgrade impianto per la Centrale "Ettore Majorana" di Termini Imerese (PA) ENEL Produzione S.p.A.:  + 40 MWe

Progetto MXL2/FGPH per l'upgrade energetico-ambientale della turbina a gas della centrale termoelettrica di Rosignano Engie Produzione S.p.A.

Progetto per l'upgrade energetico-ambientale della turbina a gas e nuova Unità operativa della centrale termoelettrica di Leinì (TO)  Engie Produzione S.p.A.  :  24 MWe

Progetto MXL2/FGPH per l'upgrade energetico-ambientale della turbina a gas della centrale termoelettrica di Voghera   - Voghera Energia S.p.A.: miglioramento efficiaenza di un ciclo combinato da 400 MWe

Progetto di rifacimento di due unità di produzione esistenti nella centrale termoelettrica Larino (CB) ENEL Produzione S.p.A  800 MWe

Progetto di rifacimento di due unità di produzione esistenti nella centrale termoelettrica di Rossano sita nel comune di Corigliano-Rossano (CS)  ENEL Produzione S.p.A :   

Progetto di rifacimento di due unità di produzione esistenti nella centrale termoelettrica "Ettore Maiorana" sita nel comune di termini Imerese (PA) ENEL Produzione S.p.A. :due nuove unità turbogas da 120 MW l’una

Progetto di conversione a gas naturale dell'impianto di produzione di energia elettrica ubicato nel comune di Monopoli (BA) Ital Green Energy s.r.l.: migliora rendimenti elettrico rispettivamente del 4% e del 3%

Progetto di conversione a gas naturale dell'impianto di produzione di energia elettrica ubicato nel comune di Molfetta (BA) Powerflor s.r.l. : Aumento del rendimento elettrico netto rispetto alla configurazione attuale, del 3%   

Upgrade delle turbine a gas della centrale termoelettrica di Piacenza A2A gencogas S.p.A :  + 160 MWe

Upgrade delle turbine a gas del modulo 4 della centrale termoelettrica di Sermide - A2A gencogas S.p.A.:  + 75MWe

Totale 2125 MWe che uniti agli aumenti in percentuali dei rendimenti delle centrali si arriva intorno a 2500 MWe

Totale complessivo tra progetti sottoposti a VIA e a Verifica di Assoggettabilità a VIA: 15.000 MWe

 

 

ALCUNE DOMANDE SORGONO SPONTANEE

I dati di cui sopra come si coordinano e giustificano con:

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”.

Perché questo confronto non è mai stato fatto tanto in sede di VAS del PNIEC ma neppure da Terna?

 

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”.  

Perché i siti invece sono stati decisi i produttori titolari di impianti esistenti da ripotenziare o convertire?

Il Regolamento UE sul mercato interno della energia elettrica 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).

Perché quindi nella aste si è puntato quasi esclusivamente alle centrali a gas?

 

 

CONCLUSIONI

Come si vede dai dati sopra riportati dei procedimenti di Verifica di Assoggettabilità a VIA i progetti di ripotenziamento di impianti esistenti (senza realizzare nuove sezioni a turbogas) raggiungono circa 2500 MWe molto vicini ai 3.000 MWe previsti dal PNIEC [NOTA 1].  Ora so bene che gli impianti vanno distribuiti sul territorio per garantire la continuità del sistema elettrico in termini non solo di produzione ma anche di distribuzione ma resta il fatto che un totale di 15.000 MW tra nuovi impianti e upgrade degli esistenti non ha alcuna giustificazione rispetto a quanto previsto nel PNIEC o quanto meno detta giustificazione non è mai stata prodotta.

Eppure l’analisi esposta da Mac Kinnon, Brouwer e Samuelsen (2018) dell’Advanced Power and Energy Program, University of California, Irvine ha affermato che  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 .

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 .

 

D'altronde come afferma il recentissimo Parere del Comitato Economico e Sociale della UE (pubblicato nella GUCE di Dicembre 2020 - QUI): "Con il piano di ripresa (recovery plan) e il QFP per il periodo 2021-2028 verranno ora investiti centinaia di miliardi di euro in infrastrutture e tecnologie energetiche. È importante garantire che tali investimenti siano effettivamente utilizzati nell’interesse di una transizione energetica incentrata sui cittadini piuttosto che su coloro che finora sono stati tra gli attori del sistema energetico fossile.".  

 

 

 

 

 

 

 

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[NOTA 1] 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)