Pubblicata l’ultima
versione del Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC)
predisposto dai tre Ministeri: Ambiente. Sviluppo Economico,
Trasporti/Infrastrutture.
Secondo
il Comunicato ministeriale di avvenuta pubblicazione il Piano recepisce le novità contenute nel
Decreto Legge sul Clima nonché quelle sugli investimenti per il Green New Deal
previste nella Legge di Bilancio 2020.
Il
PNIEC è stato inviato alla Commissione europea in attuazione del Regolamento
(UE) 2018/1999, completando così il percorso avviato nel dicembre 2018, nel
corso del quale il Piano è stato oggetto di un proficuo confronto tra le
istituzioni coinvolte, i cittadini e tutti gli stakeholder.
Il PNIEC è un documento
complesso, qui mi limito a leggerlo in chiave della transizione alla fuoriuscita
dal carbone nella generazione termoelettrica e quindi in particolare del
progetto di riconversione della centrale a carbone spezzina (ma non solo visto
che ci sono altri siti con situazioni simili in Italia) con una centrale a
turbogas.
Quella che segue è una
analisi oggettiva che mette a confronto il PNIEC. (Per il testo completo del PNIEC vedi QUI)
IL PIANO CONFERMA L’ESIGENZA DI CENTRALI A
GAS NELLA TRANSIZIONE ALLE FONTI RINNOVABILI
E PER GARANTIRE LA INTERCONNETTIVITÀ ELETTRICA DA QUI AL 2030
Come è noto il Regolamento (UE) 2019/943 del
Parlamento Europeo e del Consiglio del 5 giugno 2019 sul mercato
interno dell'energia elettrica impone agli Stati membri di garantire tale
funzionamento e affidabilità del sistema elettrico nazionale in rapporto con il
resto degli stati membri UE (quanto meno quelli che sono anche indicati nello
stesso PNIEC: pagina 86-87 e 236).
Il PNIEC a pagina 86
afferma: “Il Livello di interconnettività
elettrica che lo Stato membro intende raggiungere nel 2030 tenuto conto
dell'obiettivo di interconnessione elettrica è di almeno il 15 % per il 2030,
attraverso una strategia in cui il livello a partire dal 2021 è definito in
stretta collaborazione con gli Stati membri interessati, prendendo in
considerazione l'obiettivo di interconnessione del 10 % relativo al 2020”
Cosa significa in termini di impianti installati e da
installare per garantire questi obiettivi di interconnettività il PNIEC lo
spiega a pagina 87 dove si afferma
che: “Relativamente all’obiettivo 15% al
2030, si fa presente che esso è attualmente calcolato come rapporto tra Net
Transfer Capacity (NTC) delle interconnessioni e capacità di generazione netta
installata. A tale riguardo, l’elevata potenza da fonti rinnovabili non
programmabili prevista al 2030 nello scenario con obiettivi del Piano (50 GW di
solo fotovoltaico), fonti caratterizzate peraltro da una producibilità
comparativamente ridotta, rendono particolarmente arduo per l’Italia
raggiungere l’obiettivo suddetto. L’elevata quantità di fonti rinnovabili
non programmabili costringerà inoltre a mantenere disponibile una significativa
quota di capacità di generazione termoelettrica, al fine di garantire i
necessari margini di riserva per l’esercizio in sicurezza del sistema. Tale
difficoltà si aggiunge al fatto che l’Italia è geograficamente un paese
periferico dell’Unione e quindi con minori potenzialità fisiche di incremento
delle interconnessioni transfrontaliere che, a loro volta, necessitano di
essere realizzate in condizioni morfologicamente complesse (attraverso la
catena montuosa alpina o in tratti sottomarini), quindi con incrementi
significativi dei costi”
Quanto sopra conferma
quindi una transizione con un mantenimento di impianti da fonti convenzionali
per la generazione elettrica.
Si vedano ancora i seguenti
passaggi del PNIEC:
PAGINA 95: “Secondo
l’analisi disponibile, il mantenimento di adeguati margini di sicurezza del
sistema richiederà lo sviluppo di nuove risorse sostitutive in termini
principalmente di generazione rinnovabile, insieme a nuova potenza
convenzionale e dispositivi di accumulo in modo coordinato con i previsti
sviluppi delle infrastrutture di rete (i risultati dell’analisi e l’elenco
delle infrastrutture da realizzare sono allegati alla SEN 2017)”.
PAGINA 96: “Oltre agli impianti di accumulo e alla
partecipazione attiva della domanda ai mercati, in considerazione
dell’evoluzione attesa della richiesta di energia elettrica e della dismissione
degli impianti a carbone e dei rimanenti impianti a olio combustibile, sarà
necessario realizzare anche capacità di generazione addizionale alimentata a
gas (con conseguente aumento temporaneo dei consumi di gas, a cui non
corrisponde al momento nessuna previsione di uno sviluppo infrastrutturale),
capacità a gas che contribuirà quindi in maniera strategica alla copertura del
fabbisogno”.
PAGINA 111: “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;”.
PAGINA 112: “La nuova capacità di generazione a gas e i
sistemi di accumulo necessari faranno invece parte dei nuovi investimenti a
supporto della transizione che saranno sollecitati attraverso il capacity
market (NOTA 1),
dal momento che allo stato attuale i segnali di prezzo sui mercati spot non
sono tali da sostenere la realizzazione di nuovi investimenti in capacità
convenzionale; nel 2019 si sono tenute le prime due procedure d’asta, con
periodo di consegna 2022 e 2023, funzionali a permettere proprio di avviare il
processo di sostituzione di capacità a carbone o poco efficiente con nuova
capacità a gas più efficiente e flessibile. Considerati i tempi medi di
autorizzazione del Piano di Sviluppo e dei tempi necessari alla progettazione,
autorizzazione e realizzazione delle opere, è necessario monitorare il
processo, anche sui volumi di energia rinnovabile che saranno nel frattempo
sviluppati, e mettere in campo azioni di accelerazione, in modo da arrivare ad
avere e dare certezza sui tempi del processo. Un primo step di verifica può
essere posto alla fine del 2020, data in cui occorrerà aver concluso i
procedimenti di autorizzazione almeno delle opere principali. In
considerazione dell’importanza anche territoriale e sociale di questo
cambiamento, il Governo e il MiSE in particolare intendono aprire un confronto
sia con gli operatori interessati sia con le organizzazioni dei lavoratori e i
rappresentanti degli enti territoriali e locali, valutando anche possibili
riconversioni dei siti sempre per finalità energetiche e connesse attività di
accompagnamento”.
Quindi da quanto sopra si deduce con chiarezza:
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);
5. entro il
2020 dovranno essere autorizzate le opere, quindi anche le nuove centrali a
gas, previste (PAGINA 112);
6. Il PNIEC non
indica i siti specifici dove verranno fatte le centrali a gas, ma questi li
troviamo nelle procedure in corso presso il Ministero dell’Ambiente, tra questa
anche il progetto di centrale a gas spezzino.
IL PNIEC PREVEDE UNA ATTIVITÀ DI
CONCERTAZIONE RELATIVAMENTE AI SINGOLI SITI
Un elemento di novità
significativo proprio 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)”.
FONDO TUTELA OCCUPAZIONE PER TERRITORI CON
CENTRALI A CARBONE DA DISMETTERE: PRIORITÀ A RICONVERSIONE CON FONTI NON
FOSSILI
Infine 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
saràfinanziato 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.
CONCLUSIONI 1: COME USARE GLI SPAZI APERTI
DAL PNIEC
Visto dal punto di vista
dei progetti di riconversione in centrali
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 due 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. Ci riusciranno i nostri rappresentanti locali ?
Vedremo
CONCLUSIONI 2: IL RISCHIO DI PROROGA DELLA
CENTRALE A CARBONE SPEZZINA E IL POSSIBILE "RICATTO OBBLIGATO" SUL GAS
Ma non dobbiamo dimenticare che questa discussione va sempre vista con l’occhio
alle esigenze della interconnessione e stabilità del sistema elettrico citate
dal PNIEC come abbiamo visto all’inizio di questo post. Il che potrebbe
significare in una situazione di stallo sulla attuazione di quanto sopra
descritto la proroga delle centrali a carbone esistenti.
Non a caso, sfuggito ai
vari commentatori locali, nelle Premesse alle Prescrizioni (Paragrafo 9) contenute
nel Rapporto Istruttorio allegato al
Decreto di revisione AIA (NOTA 2), 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 2018/1999 (sopra citato) 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”.
Tutto questo potrebbe non
significare automaticamente la proroga al funzionamento della centrale a
carbone dopo il 2021 ma potrebbe invece favorire la autorizzazione della
centrale a gas (attualmente oggetto di procedura di verifica di
assoggettabilità a VIA presso il Ministero dell’Ambiente) nel senso di
una sorta di ricatto "obbligato" per garantire al continuità del servizio
nazionale di trasmissione in rete della energia elettrica.
[NOTA 1] TESTO DEL DECRETO CHE DEFINISCE GLI INCENTIVI
DEL MECCANISMO CAPACITY MARKET https://www.mise.gov.it/index.php/it/normativa/decreti-ministeriali/2039896-decreto-ministeriale-28-giugno-2019-capacity-market
[NOTA 2] 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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