venerdì 5 giugno 2020

Progetto centrale a gas a Spezia: cosa fare oltre gli slogan e i comunicati politici


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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