Centrale a gas spezzina: sbagliato chiedere la proroga per accedere agli incentivi del Capacity Market

I sindacati Confederali chiedono al Ministero della Transizione Ecologica una proroga per poter avere l’autorizzazione al progetto di centrale a gas nei termini necessari per ottenere gli incentivi del capacity market.

Si tratta del meccanismo di derivazione comunitaria, attuato in Italia con Decreto Ministeriale 28 giugno 2019 (QUI),  che disciplina il sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica ex Regolamento UE 2019/943.

Questa richiesta è sbagliata per 5 ragioni:

1. Non tiene conto delle modalità con le quali è stato attuato il meccanismo del Capacity Market tutto a favore delle fonti fossili

2. Non considera che prorogare questo meccanismo così come è ora attuato in Italia rischia di favorire la riconcorsa alle nuove centrali a gas senza alcun legame con l’obiettivo di garantire la adeguatezza del sistema elettrico nazionale fino al 2025

3. è possibile rivedere da subito il meccanismo del capacity market senza andare in contrasto con le norme europee da cui deriva e trasformandolo nello strumento di promozione immediata delle fonti rinnovabili

4. comunque il problema non è nella proroga perché già ora il decreto che disciplina il capacity market impedirebbe di continuare la procedura di autorizzazione del progetto di centrale a gas per Spezia ma anche per altri siti

5. si può uscire dal carbone entro tempi brevissimi non oltre il 2022 senza subire il ricatto della centrale a gas a Spezia

Vediamo di motivare questi cinque punti qui elencati sinteticamente... 

 

IL MECCANISMO DEL CAPACITY MARKET È STATO ATTUATO IN ITALIA IN MODO TOTALMENTE SBILANCIATO A FAVORE DEL GAS E COMUNQUE DELLE FONTI FOSSILI

Il meccanismo dovrebbe incentivare anche gli impianti da Fonti Rinnovabili ma ad oggi non è stato così. I dati ufficiali parlano chiaro: per il primo anno sono stati assegnati 40,9 GW di potenza, di cui 4,4 GW di capacità estera e 1 GW di rinnovabili per un costo totale annuo dell’asta pari a 1,3 miliardi di euro di cui 19,2 milioni per la capacità estera. E di questi a godere dei maggiori benefici saranno Enel Produzione con 9,6 GW, A2A con 4,8 GW ed Edison con 3,8 GW. Per il 2023 si parla di 43,3 GW assegnati, di potenza, di cui 4,4 GW di capacità estera e 1,3 GW di rinnovabili per un costo totale annuo dell’asta pari a 1.475 milioni di euro (19,4 milioni per la capacità estera). E anche in questo caso a vedere i maggiori vantaggi saranno Enel Produzione (11,8 GW), A2A (5 GW) ed Eni (3,8 GW).

Sulla sostenibilità economica del futuro a "tuttogas" si veda lo studio (QUI) di Carbon Tracker Initiative (QUI), un think tank finanziario indipendente.

Lo studio analizza l’attuabilità finanziaria di nuove centrali a gas in Italia, confrontandone il costo con quello di un portafoglio di rinnovabili che offra gli stessi servizi garantiti dalla rete (quantità mensile di energia, capacità di picco e flessibilità).

 

PROROGARE I TERMINI PER OTTENERE GLI INCENTIVI DEL CAPACITY MARKET, COSÌ COME È ORA ATTUATO IN ITALIA, RISCHIA DI FAVORIRE LA RICONCORSA ALLE NUOVE CENTRALI A GAS SENZA ALCUN LEGAME CON L’OBIETTIVO DI GARANTIRE LA ADEGUATEZZA DEL SISTEMA ELETTRICO NAZIONALE FINO AL 2025

Il Piano Nazionale Integrato Energia Clima - PNIEC (ultima versione) a pagina 111 afferma: “ferma restando la necessità di accelerare la crescita delle energie rinnovabili, nell’ambito degli interventi complessivi (accumuli, reti, generazione flessibile, altre opere di rete) da realizzare per il target 2030, alcune modifiche infrastrutturali risultano in particolare connesse allo scenario di phase out dal carbone e in particolare, da avviare nella finestra 2020-2025: - nuova capacità a gas per circa 3 GW, di cui circa il 50% sostanzialmente connesso al phase out, coerentemente con la pianificazione e la regolamentazione (paesaggistica e ambientale) regionale, e nuovi sistemi di accumulo per 3 GW nelle aree centro - sud, sud e Sicilia;”.  

Insomma si parla di 3000 MW  di cui però solo 1500 sono relativi al phase out (uscita dal carbone).

In realtà non è così. Ad oggi alla VIA ordinaria del Ministero della Transizione Ecologica sono in fase di approvazione progetti di centrali a gas nuove per ben 13527 Mwe. Di cosa stiamo parlando? Se venissero approvati tutti compresi i 2500 MWe di upgrade ad impianti a gas esistenti arriveremo alla cifra di oltre 16.000 MWe a gas. 

Dai progetti in corso sorge una domanda rimossa da Enel: la transizione è verso le fonti rinnovabili o il gas?

 

È POSSIBILE RIVEDERE DA SUBITO IL MECCANISMO DEL CAPACITY MARKET SENZA ANDARE IN CONTRASTO CON LE NORME EUROPEE DA CUI DERIVA E TRASFORMANDOLO NELLO STRUMENTO DI PROMOZIONE IMMEDIATA DELLE FONTI RINNOVABILI

Il Regolamento UE 2019/943 (QUI), che ha previsto detto meccanismo, 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 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).

Occorre porre una revisione di come è stato gestito questo meccanismo ad oggi. La revisione deve essere posta fin da ora non serve rinviare la revisione del capacity market alle nuove aste del 2024 perché questo vorrebbe dire subire come minimo la nuova centrale a gas o comunque la continuazione fino al 2025 della centrale a carbone.

Si può fare senza incorrere in procedure di infrazioni UE? Si.

La Raccomandazione 18 GIUGNO 2019 (2019/C 297/12 - QUI)  su attuazione meccanismo del capacity market, relativamente alla parte che riguarda l’Italia, afferma che la proposta di Piano nazionale integrato energia e clima presentata dal Governo italiano dovrà: “… 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”.

Questa precisazione il Governo nazionale non l’ha mai fatta si è limitato a scegliere il gas, punto.

 

IL PROBLEMA NON È NELLA PROROGA PERCHÉ GIÀ ORA IL DECRETO CHE DISCIPLINA IL CAPACITY MARKET IMPEDIREBBE DI CONTINUARE LA PROCEDURA DI AUTORIZZAZIONE DEL PROGETTO DI CENTRALE A GAS PER SPEZIA MA ANCHE PER ALTRI SITI

A prescindere dalla proroga già fin d’ora sussiste un contrasto tra quanto disciplinato dal Decreto 28 giugno 2019 e la modalità con cui Enel ad oggi ha avuto accesso alla assegnazione delle aste di MW sopra citati. L’articolo 6 del Decreto recita: “Articolo 6 Richiesta di partecipazione 6.1 Il soggetto che intende partecipare al Mercato della Capacità è tenuto a presentare la richiesta di partecipazione secondo lo schema allegato alla Disciplina (Allegato 1), sottoscritta dal legale rappresentante munito dei necessari poteri”.

L’allegato 1 prevede che il Dichiarante si impegna: “6. [Unità di produzione Nuove ed in Ripotenziamento per le quali siano state avviate le procedure previste dalla normativa vigente per il rilascio dei titoli abilitativi alla costruzione, al rifacimento o al ripotenziamento degli impianti di energia elettrica], inviare a Terna la documentazione attestante il conseguimento di tutti i titoli abilitativi alla costruzione ed all’esercizio degli impianti, agli interventi di rifacimento e agli interventi di ripotenziamento e il cronoprogramma di cui all’Articolo 8.1. della Disciplina”

L’articolo 8.1 della disciplina di attuazione del Decreto prevede tra l’altro che : “b. la documentazione attestante: I. con riferimento alle Unità di Produzione Nuove e alle Unità di Produzione in Ripotenziamento: i. il conseguimento dei titoli abilitativi alla costruzione e all’esercizio degli impianti, agli interventi di rifacimento e agli interventi di ripotenziamento; oppure ii. nel caso in cui i titoli abilitativi di cui alla precedente lettera i non siano stati ancora conseguiti, l’avvio da parte dell’Amministrazione competente delle procedure per il rilascio dei titoli abilitativi alla costruzione, agli interventi di rifacimento e agli interventi di ripotenziamento. iii. Per le Unità di produzione Nuove e le Unità di Produzione in Ripotenziamento per le quali siano stati conseguiti i titoli abilitativi (lettera i), dovrà inoltre essere allegato un cronoprogramma contenente almeno le seguenti informazioni, ove applicabili: • data di sottoscrizione del contratto di acquisto dei principali componenti; • data di consegna dei principali componenti; • data di entrata in esercizio commerciale.”

In realtà i titoli abilitativi per la nuova centrale a gas non sussistono ad oggi e quindi non sussistevano ancora di più al momento della prima asta di assegnazione dei MW nel sistema capacity market.

Ne la questione si risolve facendo riferimento alla centrale a carbone esistente anche perché il regolamento attuativo del Decreto 28 giugno 2019 sui requisiti di ammissione al meccanismo capacity market:

-         al punto V lettera a) paragrafo 4.1. articolo 4 per gli impianti esistenti fa riferimento a “V. l’Unità di Produzione Esistente e da Adeguare”. La centrale a carbone esistente non è da adeguare;

-         al punto I lettera a) paragrafo 4.1. articolo 4 si fa riferimento a “I. l’unità di produzione non sia assoggettata a provvedimenti di dismissione approvati dalle competenti autorità”. Come è noto la revisione dell’AIA (DM n°351 del 6 dicembre 2019) afferma esplicitamente che la centrale dovrà essere dismessa entro il 31 dicembre 2021 quindi comunque non c’è nessun adeguamento possibile in corso, vedi lineetta precedente.

 

La tipologia di impianti da finanziare non è un apriori a favore delle fonti fossili

Non solo ma l’articolo 3 del Decreto Capacity Market chiarisce che la decisione sulla tipologia di impianti a cui assegnare i MW delle aste previste si fonda sull’indicatore di adeguatezza aggiornato da Terna. L’articolo 3 recita: “Terna effettua ed aggiorna annualmente le valutazioni di adeguatezza della capacità e ne trasmette gli esiti al Ministero dello sviluppo economico e all’Autorità e provvede alla pubblicazione degli esiti stessi sul proprio sito. 2. La valutazione di adeguatezza, che fa riferimento all’indicatore di cui all’articolo 2, tiene conto degli effetti positivi derivanti dallo sviluppo delle reti e delle interconnessioni con l’estero, degli scenari e delle analisi di adeguatezza a livello regionale ed europeo sviluppati dall’European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSOE) dell’evoluzione della generazione da fonti rinnovabili, della generazione distribuita, delle risorse della domanda e dei sistemi di accumulo, in coerenza con l’obiettivo di sviluppo del mercato integrato dell’energia elettrica.” Come si vede questo indicatore dipende molto dalla evoluzione tra le altre delle risorse della domanda e dei sistemi di accumulo nonché dalla evoluzione della generazione da FER, mentre sono ferme al Ministero dell’Ambiente numerosi progetti di impianti FER e da accumulo.

Anche tutto questo rientra negli scenari alternativi di una procedura di VIA che non possono limitarsi a quanto espresso dallo Studio di Impatto Ambientale (SIA) sul progetto di centrale a gas presentato da Enel per Spezia e ora dalle integrazioni depositate, sempre da Enel, su richiesta del MITE su questo progetto.

 

SI PUÒ USCIRE DAL CARBONE ENTRO TEMPI BREVISSIMI NON OLTRE IL 2022

Come risulta dalla nota dell’ex Ministero dello Sviluppo Economico su dati Terna la centrale a carbone attualmente deve restare a disposizione per entrare in funzione perchè nell’area nord del sistema elettrico nazionale c’è un deficit di 500 MWe.

In realtà i MW per superare il famoso deficit di 500 MWe nel zona nord della rete italiana (dati Terna) hanno già superato da tempo la VIA ordinaria. Ecco tre esempi:

1. Centrale termoelettrica di Tavazzano Montanaso (LO) - Realizzazione di un nuovo ciclo combinato in sostituzione della sezione 8  la sostituzione del gruppo 8, a ciclo convenzionale, della potenza di 320 MWe con un ciclo combinato di ultima generazione di potenza pari a 850 MWe . Ha ottenuto la VIA positiva con   Decreto Ministero Transizione Ecologica del 16 aprile 2021

2. Upgrade delle turbine a gas della centrale termoelettrica di Piacenza A2A gencogas S.p.A :  + 160 MWe  Ha concluso la procedura di verifica di assoggettabilità a VIA senza andare a VIA ordinaria conDecreto Ministero Transizione Ecologica del 4 marzo 2021

3. Progetto di rifacimento di due unità di produzione esistenti nella centrale termoelettrica Larino (CB) ENEL Produzione S.p.A  800 MWe  Ha concluso la procedura di verifica di assoggettabilità a VIA senza andare a VIA ordinaria  con Decreto Ministero Ambiente del 19 FEBBRAIO 2021.

 Quindi anche considerando solo questi tre impianti abbiamo circa 1800 MWe di potenza installata che possono coprire il c.d. buco di 500 MWe

Si conferma quanto sostengo da tempo (QUI e QUI): la tenuta in funzione della centrale a carbone spezzina è conseguenza solo dei ritardi nella approvazione di centrali a gas esistenti da rinnovare. Quindi sarebbe stato sufficiente autorizzare il potenziamento di questi impianti esistenti per chiudere la centrale a carbone almeno entro dicembre 2021 come previsto dall’Autorizzazione Integrata Ambientale del dicembre 2019.

Non solo ma i Decreti di VIA sopra citati sono stati emanati ormai già dal marzo scorso quindi l’autorizzazione finale ormai dovrebbe essere una proforma. Il comunicato del Ministero riportato all’inizio parla di future autorizzazioni, bene si diano una mossa visto che i tre decreti sopra riportati sono di febbraio, marzo ed aprile, quindi sono passati già da 1 a 3 mesi.  

Quindi si stanno delineando le condizioni per chiudere la centrale a carbone entro il 2021 garantendo la stabilità del sistema elettrico e senza dover sottostare al ricatto della nuova centrale a gas spezzina!

 

 

CONCLUSIONI

Credo che i sindacati invece di chiedere proroghe di meccanismi che rischiano di portare il nostro Paese in contrasto con i nuovi obiettivi UE in materia di mutamenti climatici (QUI) dovrebbero prima di tutto chiedere una revisione del decreto ministeriale che disciplina il Capacity Market solo così si creeranno le condizioni per impostare una transizione sostenibile all’uso delle fonti rinnovabili nella generazione elettrica

Di seguito un Piano di azione che propongo anche ai sindacati: 

1.  La Regione deve impostare, da subito senza attendere la conclusione della VIA sul progetto di centrale a gas spezzino, la motivazione del diniego di Intesa al progetto di centrale a gas fondandolo sui margini di flessibilità che le norme europee sul mercato comune della energia elettrica e il Piano Nazionale Integrato Energia Clima (PNIEC) lasciano per decidere su quali fonti fondare la transizione al 2025 aggiungendo anche i nuovi obiettivi del Green Deal che richiedono al più presto una revisione degli stessi PNIEC.

2. Impegnare il Governo ad accelerare i progetti in corso di autorizzazione presso il Ministero Ambiente sia per le fonti rinnovabili (impianti di accumulo compresi sia da realizzare che da riattivare garantendo così la programmabilità degli impianti a fonti rinnovabili per la stabilità del sistema elettrico) che per il potenziamento degli impianti a gas esistenti  che permetterebbero di evitare sicuramente la continuazione della centrale a carbone dopo il 31 dicembre 2021 ma anche la prospettata nuova centrale a gas a Spezia.

3. Utilizzare la pressione derivante dall’esercizio del potere di Intesa nel senso prospettato al punto 1 per avviare immediatamente un tavolo di confronto Stato Regione Enti Locali parti sociali ed Enel, dando attuazione a quanto previsto dallo stesso PNIEC.

4.  La Regione apra un confronto con il governo sulla gestione del meccanismo del capacity market attualmente tutto indirizzato a favore delle fonti fossili e del gas in particolare. Voglio ricorda che in Italia il meccanismo capacity market è stato approvato con Decreto Ministeriale quindi non servirebbe neppure una legge per modificarlo. Certo ci sono le aste assegnate ma questo si può superare con un accordo al tavolo di concertazione suddetto che garantisca ai produttori la realizzazione di progetti diversi dalle nuove centrali a gas.