15 novembre 2002
Oggetto:
Note preliminari relative allo Studio di Impatto Ambientale del progetto di
Centrale termoelettrica a ciclo combinato di Bentivoglio (BO) proposta dalla
società Mirant Techint
Le
presenti note intendono contribuire alla valutazione dei rischi per la salute e
per l'ambiente, da parte delle popolazioni interessate, insiti nella proposta
di realizzazione di una centrale termoelettrica a ciclo combinato a gas metano
della potenzialità di 753,4 MW elettrici netti che le società Mirant Techint
intendono realizzare a Bentivoglio (BO). In particolare si farà riferimento
allo Studio di impatto ambientale ed ai relativi allegati, redatto dalla
società 3E Ingegneria Srl, datato giugno
2002.
Le
stesse costituiscono osservazioni al SIA suddetto ai sensi del DPCM
27.12.1988.
Un primo cenno occorre svolgerlo relativamente al “profilo del proponente” ovvero alle due
società Mirant Italia / Gruppo Mirant e Gruppo Techint.
Nel capitolo 1.1.2 viene offerta una sintetica
panoramica delle attività delle due società. In considerazione che nel SIA si sottolineano le scelte di
tutela ambientale che sarebbero state svolte per ridurre l’impatto della centrale
in progetto corre l’obbligo ricordare che entrambe le società non possono
essere annoverate tra quelle con una particolare attenzione agli aspetti
ambientali.
La Southern
Company oltre ad essere una delle società “responsabili” del black out
elettrico della California nel corso del 2000, è tra le tre società USA
(assieme alla American Electric Power e la Tennessee Valley Authority), nel
gruppo delle 100 società esaminate dal Ceres, una società di studi americana,
che producono in assoluto le maggiori quantità di emissioni.
La Techint, assieme all’Agip, partecipa alla
realizzazione dell’ “Oleducto Crudos
Pesados” (OCP), si tratta di un oleodotto lungo 500 km di petrolio greggio
in costruzione in Equador ad altissimo impatto ambientale in quanto attraversa
praticamente tutte le diverse aree naturali del paese comprese 11 aree
protette e la foresta tropicale. Di
fronte alle proteste degli indigeni, degli ambientalisti locali e
internazionali (italiani compresi) le istituzioni locali hanno sempre risposto
con la repressione, l’incarceramento e l’espulsione in caso di attivisti
stranieri (recentemente di un italiano).
Per quanto concerne le motivazioni del progetto,
principalmente, le società proponenti
fanno riferimento al "nuovo scenario
energetico nazionale" costituito sostanzialmente dal processo in corso di liberalizzazione del mercato
dell’energia elettrica, dal raggiungimento degli obiettivi del protocollo di
Kyoto in termini di riduzione delle emissioni dei "gas serra", dalla riduzione delle emissioni degli ossidi di
azoto e dall'annullamento di quelle degli ossidi di zolfo e delle polveri,
dalla sicurezza del sistema elettrico nazionale.
L'impianto si inserirebbe in tale prospettiva in
virtù della tecnologia del ciclo combinato a gas naturale che comporta una
riduzione - a parità di kwh prodotto - rispetto ad altre tecnologie impiegate
nelle centrali termoelettriche, emissioni "di ossidi di zolfo e polveri … nulle". Inoltre l'ubicazione
prescelta oltre alla prossimità della linea elettrica di trasmissione e di un
gasdotto con caratteristiche idonee sarebbe altresì dovuta in relazione al
deficit produttivo locale, della regione Emilia Romagna e della provincia di
Bologna, la prossimità con il "polo
industriale" bolognese e modenese, "l'opportunità di incrementare l'occupazione industriale della
zona", la "convenienza per
le industrie presenti nell'area e per quelle di futuro insediamento di
stipulare contratti di fornitura a costi inferiori a quelli attuali" e
"la localizzazione in un'area
industrialmente poco congestionata ed a maggiore 'ricettività ambientale'
".
Viene inoltre affermato che tra le diverse
localizzazioni quelle in provincia di Bologna e l'area di Bentivoglio sarebbero
quelle "risultate più idonee ad
ospitare la centrale in progetto".
A questo punto si passano in rassegna le diverse
norme e atti di pianificazione nazionale e locale per poi concludere in merito
al rapporto tra queste e il progetto.
Seguiamo, per comodità espositiva, le conclusioni
(capitolo 2.9 del SIA).
-
Pianificazione
energetica. Gli obiettivi di programmazione energetica europea costituiti
dall'aumento dell'efficienza energetica, dalla riduzione dell'immissione di gas
serra e dalla riduzione delle emissioni inquinanti, sarebbero "pienamente soddisfatte dalla scelta dl tipo
di centrale e del tipo di combustibile che consentono il massimo rendimento e
il minimo delle emissioni di CO2 conseguibili nella generazione
dell'elettricità da combustibili fossili, l'annullamento delle emissioni di SO2
e delle polveri e una notevole riduzione delle emissioni di NOx" (p.
58 del SIA).
In particolare si pone l’accento sull’effetto
positivo che la realizzazione della centrale avrebbe in termini di produzione
di “gas serra”, senza evidenziare le
criticità dei rapporti tra il progetto stesso – e la cornice nel quale si inquadra
– e questa problematica.
Qui ci limitiamo a evidenziare il contrasto tra tali
affermazione e l’assoluto silenzio – in termini di assenza di valutazioni in
merito – in merito proprio alle emissioni di gas serra (anidride carbonica)
prodotte dalla centrale, se non in termini di generico confronto con gli
impianti esistenti, nonostante che la valutazione delle emissioni di gas serra
sia esplicitamente richiesta dalla normativa (DPR 348/99), su cui torneremo, e il fatto pacifico che la centrale
rappresenta un incremento in termini assoluti di emissioni di anidride
carbonica (e degli altri inquinanti) nell'area interessata.
Inoltre va sottolineato che non esiste alcuna
correlazione tra la realizzazione di nuove centrali termoelettriche a ciclo
combinato con la dismissione di impianti esistenti se non - potenzialmente - in
termini economici.
Ovviamente i gestori di questi impianti (l'ENEL e le
GENCO oramai completamente cedute dall'ENEL) non intendono in alcun modo
dismettere centrali "obsolete" ma
semmai intervenire sui cicli di produzione di energia sia incrementando i
rendimenti (con cicli combinati) sia modificando il combustibile (con un
passaggio tendenziale al carbone, di minore costo rispetto al gas naturale) per
sopperire ai maggiori costi e rimanere concorrenziali.
La delibera CIPE 19.11.1998 (in fase di revisione)
indica tra le azioni per conseguire per il raggiungimento degli impegni
nazionali di riduzione dell’emissione di gas serra, anche l’aumento di
efficienza del sistema elettrico rimandando al Ministero dell’industria
l’individuazione di “criteri e misure per
aumentare l’efficienza del parco termoelettrico, a partire dagli impianti di
produzione di energia che comportano alti consumi e basse rese” destinati,
sempre secondo la delibera CIPE, a un ruolo marginale per effetto della
liberalizzazione del settore.
Non
si tratta, dunque, di un riconoscimento aprioristico che la realizzazione di
nuovi impianti – nel nostro caso cicli
combinati basati sulla tecnologia dei turbogas – di per sè configuri una
riduzione delle emissioni bensì una
sottolineatura della necessità di interventi sul parco termoelettrico
esistente.
La
delibera CIPE anzidetta, attualmente in fase di revisione, ha indicato le
modalità di raggiungimento degli obiettivi di riduzione dei “gas serra” in Italia (l’obiettivo e la
riduzione del 6,5 % delle emissioni rispetto al 1990 corrispondenti ad una riduzione pari a 100.000.000 di
tonn/anno di CO2) illustrate anche nel “Libro bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili” (aprile 1999) che ha
l’obiettivo di individuare gli strumenti e le iniziative atte alla
realizzazione degli obiettivi fissati dalla delibera del CIPE 137/98 che per
comodità si trascrivono nella tabella 1.
Tabella 1. Azioni nazionali
per la riduzione delle emissioni di gas serra
|
Azioni |
Mt CO2 2002 |
Mt CO2 2006 |
Mt CO2 2008-2012 |
|
Aumento di efficienza del parco elettrico |
4/5 |
10/12 |
20/23 |
|
Riduzione dei consumi energetici nel
settore dei trasporti |
4/6 |
9/11 |
18/21 |
|
Produzione di energia da fonti rinnovabili |
4/5 |
7/9 |
18/20 |
|
Riduzione dei consumi energetici nei
settori
industriale/abitativo/terziario |
6/7 |
12/14 |
24/29 |
|
Riduzione delle emissioni nei settori non
energetici |
2 |
7/9 |
15/19 |
|
Assorbimento delle emissioni di CO2
dalle foreste |
- |
- |
(0,7) |
|
TOTALE |
20/25 |
45/55 |
95/112 |
Come si puù
vedere La delibera CIPE citata distribuisce i diversi obiettivi parziali su
altrettanti settori di intervento, nei quali hanno la preponderanza gli
interventi inerenti la riduzione dei consumi energetici.
In
questa prospettiva il ruolo del gas naturale quale sostituto di altri
combustibili fossili è sicuramente positivo sotto il profilo della riduzione
delle emissioni nell’ambito di una “fase
intermedia” verso l’applicazione estesa di “fonti rinnovabili” e a basso impatto ambientale (oltrechè delle
imprescindibili attuazione delle misure di riduzione dei consumi energetici in
tutti i settori). Da tale osservazione non si può però arrivare a definire il
gas naturale come un combustibile “pulito”
grazie al quale qualunque nuovo impianto che utilizzi tale combustibile sia da
considerarsi di per sé un contributo alla riduzione dei “gas serra”.
Sempre in questo contesto non vanno sottaciuti gli
scenari alternativi fondati sostanzialmente sul repowering delle centrali
esistenti, ed in particolare di quelle immesse sul mercato dalle società ex
ENEL, mediante l'uso del gas metano e delle tecnologie di combustione per la
produzione di energia elettrica più recenti.
Questa prospettiva è stata valutata in tempi
precedenti alla liberalizzazione del mercato elettrico e rappresenta certamente
una valida alternativa – anche nell’ambito della liberalizzazione e della
riduzione del deficit dal lato dell’offerta di energia elettrica – rispetto
alla realizzazione ex novo di un elevato numero di nuove centrali
termoelettriche come vedremo più avanti.
Studi effettuati per un utilizzo più efficiente del
gas naturale nell’industria italiana introducendo tecnologie avanzate di
cogenerazione [1] hanno
individuato i seguenti “scenari”
volti anche a ridurre l’impatto ambientale della produzione energetica:
a) ripotenziamento con turbine a
gas avanzate delle centrali a vapore cogenerative già operanti a gas naturale;
b) ripotenziamento con turbine a
gas avanzate anche delle centrali cogenerative alimentate a olio combustibile;
c) sostituzione e applicazione
degli utilizzi elettrici a metano nelle centrali termoelettriche esistenti, a
basso rendimento.
La stima degli effetti di questi scenari ipotizzati
sono quelli riportati nella Tabella 2 che
segue, sia in termini di maggiore produzione di energia elettrica che di
riduzione di consumo di combustibili tradizionali, di effetto sulle emissioni
di gas serra e di altri inquinanti.
Tabella 2.
Effetti degli scenari di intervento sugli impianti termoelettrici esistenti
|
Effetti |
Scenario A |
Scenario B |
Scenario C |
|
Maggior
consumo di gas, GWh |
45.100 |
154.200 |
0 |
|
Minor
consumo di olio combustibile, GWh |
0 |
54.300 |
12.200 |
|
Maggior
produzione elettrica, GWh |
28.300 |
64.800 |
11.300 |
|
Minor
consumo di olio combustibile per evitata produzione elettrica, GWh |
74.500 |
170.600 |
29.700 |
|
Minor
fabbisogno energetico, Mtep |
2,53 |
6,06 |
3,60 |
|
Minori
emissioni di anidride carbonica, Mton |
11,5 |
31,6 |
11,60 |
|
Minori
emissioni di ossidi di zolfo, Mton |
0,128 |
0,387 |
0,072 |
|
Minori
emissioni di ossidi di azoto, Mton |
0,041 |
0,118 |
0,048 |
Nota: Per la stima delle emissioni si sono adottate
le seguenti ipotesi :
per l'anidride carbonica, da composizioni medie di
gas naturale e olio combustibile;
per gli ossidi di zolfo, olio BTZ con 1 % di zolfo,
zolfo assente nel gas;
per gli ossidi di azoto, turbine a gas 25 ppm vd 15
% di ossigeno, caldaie a gas 3 % di ossigeno, caldaie a olio 300 ppmvd al 3 %
di ossigeno.
Fonte: G. Lozza, Politecnico di Milano, "Scenari
tecnologicamente avanzati per un utilizzo più efficiente del gas naturale
nell'industria italiana", in “Cogenerazione industriale e ambientale”, atti degli incontri presso
Expo 2000, Torino, 6 dicembre 1996, Quaderno Comitato Termotecnico Italiano n.
6.
L'autore dello studio e della tabella riportata conclude
che:
- in relazione allo scenario a) si otterrebbe di
"svincolarci da gran parte delle
importazioni di elettricità o di rinunciare alla costruzione di nuove centrali
termoelettriche per un ammontare indicativo di oltre 6.000 MW";
- in relazione allo scenario b) si avrebbe un raddoppio della energia
elettrica generata dagli impianti cogenerativi potenziati, "gli impianti di cogenerazione industriale
produrrebbero circa 8.000 GWh, quasi la metà dell'energia globalmente generata
oggi per via termoelettrica in Italia, ENEL compresa";
- in relazione allo scenario c) i rendimenti
aggiuntivi "libererebbero circa
7.874 Mmc/a" di gas metano
"oltre all'intero consumo ipotizzato nello scenario" a) (5.864
Mmc/a); si avrebbe "una generazione
elettrica aggiuntiva di circa 11.290 GWh/a ottenuta a parità di consumo globale
di gas naturale e con una riduzione significativa dei consumi di olio".
In
altri termini la via della riduzione del deficit produttivo non è
esclusivamente basata sulla realizzazione di nuove centrali termoelettriche
ancorchè basate su cicli cogenerativi a metano a minore impatto ambientale ma
ha nella riconversione, ripotenziamento e miglioramento dell'efficienza delle
centrali esistenti una strada concreta rispettosa degli obiettivi di riduzione
dell'emissione di gas serra.
Nel caso della confinante regione Lombardia la
questione è in fase di discussione nell’ambito della redazione del Piano
Energetico Regionale, quest’ultimo a fronte di una necessità produttiva lorda
di immissione in rete al 2010 (tenendo conto dei pompaggi e delle perdite)
intorno a 63.000 GWh si avrebbe, con a produzione di energia elettrica con
impianti regionali stabili al livello dell’anno 2000, un incremento del deficit
che arriverebbe fino a circa 24.500 GWh (dai 23.700 GWh del 2000).
Nel 2000, in Lombardia, la produzione di energia da
impianti termoelettrici è stata molto inferiore rispetto alla producibilità dei
medesimi impianti, le motivazioni della
“mancata produzione”– indicate
nel PER – sono ricondotte a “motivi
commerciali”.
Per
ridurre l’importazione di energia al 10 % (obiettivo del PER della Lombardia)
occorrebbe una maggiore produzione di energia elettrica immessa in rete pari a
circa 18.200 GWh e una produzione totale lorda pari a circa 56.700 GWh.
Tenendo conto dello stato impiantistico e degli
interventi in atto sulle centrali esistenti in Lombardia avremmo :
-
in esito alle iniziative di potenziamento/modifica degli impianti
termoelettrici esistenti a combustibili fossili (Tavazzano, Turbigo, Ostiglia, Sermide,
Cassano d’Adda, Ponti sul Mincio, Lamarmora/Brescia, altre di dimensioni
inferiori) si avrebbe una produzione netta che passerebbe dalla stima del PER,
al 31.12.2000, di 28.622 GWh a 43.776 GWh ovvero un incremento di 15.154 GWh.
Per raggiungere l’obiettivo complessivo di incremento di 18.200 GWh
basterebbero pertanto una produzione locale ulteriore di 3.046 GWh. In altri
termini con le iniziative in atto sugli impianti esistenti si coprirebbe l’83 %
dell’obiettivo di incremento della produzione di energia. Questo incremento
verrebbe raggiunto con potenziamenti nel complesso limitati delle centrali di
maggiori dimensioni (da 6.221 MWe netti a 6.631 MWe complessivi) ma soprattutto
con incrementi del rendimento di trasformazione (dal 36-39 % al 50-53 %) e con
un maggiore utilizzo degli impianti (da circa 3.700 ore/anno a una media di
5.500 ore/anno). Va subito segnalato che quest’ultimo valore di ore annuali
utilizzo degli impianti – a fronte della loro ristrutturazione e in particolare
le trasformazioni in cicli combinati a gas – appare sottostimato in quanto
- per esempio – tutti i proponenti di
nuove centrali “turbogas”, come nel
progetto che ci occupa, indicano nei progetti stime di funzionamento degli
stessi (per ragioni in primo luogo economiche) di 7.500/8.000 ore anno, tant’è
che nel PER si stimano periodi di funzionamento per questa tipologia di nuove
centrali proposte a 6.000 ore/anno di utilizzo.
Se al risultato conseguibile con gli interventi
sulle centrali esistenti si aggiungono le produzioni ottenibili con le tre
nuove centrali autorizzate in Lombardia (Sannazzaro de’ Burgundi, Mantova e
Voghera – qui non si entra nel merito delle caratteristiche dei singoli
impianti e dei relativi impatti ambientali) si avrebbe una ulteriore produzione
netta pari a 14.112 MWe.
Complessivamente (interventi su centrali esistenti e queste tre nuove
centrali) si avrebbe una produzione aggiuntiva pari a 29.266 GWh, quindi ben
oltre l’obiettivo di riduzione al 10 % delle importazioni di energia, per la
precisione – tenuto conto che le centrali di Sannazzaro e di Mantova vanno a
sostituire impianti esistenti e quindi l’incremento produttivo è parziale- il
totale della produzione stimabile con questo insieme di interventi arriverebbe
a 57.888 GWh pari al 91,8 % del fabbisogno di immissione in rete totale (che
abbiamo indicato in 63.000 GWh), comunque al di sotto del 10 % di dipendenza
dall’esterno.
Ogni
ulteriore centrale proposta e realizzata comporterebbe un surplus di produzione
di energia elettrica nella regione Lombardia (nella quale sono state presentate
31 richieste di connessione al GRTN per nuovi impianti “turbogas” nella regione Lombardia ammontano oramai a 31 impianti –
di cui circa 17 in fase di VIA - per ben 16.200 MWe di potenza a cui
equivarrebbe una produzione aggiuntiva complessiva annua (sempre a 6.000 ore di
funzionamento) pari – solo per questi impianti – a 102.600 GWh (a fronte della
stima del PER di un fabbisogno totale di 63.000 GWh).
La situazione della regione Emilia Romagna non è
molto differente, gli estensori del SIA
mostrano i grafici del GRTN – anno 2000 - concernenti la regione Emilia Romagna da cui si può ricavare l’esistenza di un
parco termoelettrico di 3.688,8 MWe che però ha prodotto solo 11.429 GWh nel
2000 (queste centrali sono state mediamente in funzione per 3.100 ore/anno, per
2/3 del tempo non sono state in produzione).
Va ricordato che dalle analisi riportate nel
PER dell’Emilia Romagna risulta che, nel periodo 1990-1999 il sistema
energetico regionale ha ridotto le emissioni a effetto serra di circa il 7%, in
conseguenza di tre strategie adottate:
“ 1) la
progressiva sostituzione di prodotti petroliferi con gas naturale;
2)
il minor utilizzo della
potenza termoelettrica da parte di ENEL (in accordo con i limiti imposti dal D.
Lgs. N. 79/99);
3)
l’aumento dei risparmi
energetici.”
Si
afferma dunque che una parte del deficit di produzione di energia elettrica,
come in regione Lombardia, è frutto di una voluta autoriduzione produttiva da
parte dell’ENEL (o meglio, dei limiti di produzione assegnati a questa società
dal DLgs 79/99). Nel complesso, in Emilia Romagna, si è verificato un “calo della produzione di energia
termoelettrica (da 12.200 GWh nel 1990 a 8.700 GWh nel 1998)”.
A fronte di questa situazione (ove sono ampie le
possibilità di recupero di producibilità degli impianti esistenti anche in una
visione “autarchica” del soddisfacimento del fabbisogno di energia elettrica[2])
le richieste di realizzazione di nuove centrali sono di ben 20 nuovi impianti
(compreso quello della Mirant/Techint) per una potenza installata di 10.890 MWe[3]
di impianti turbogas con una capacità produttiva (su 8.000 ore/anno) di ben
87.120 GWh.
Sempre in relazione al deficit produttivo della
regione Emilia Romagna (e dell’Italia in generale) ovvero della differenza tra
la quantità di energia elettrica realmente prodotta dal parco delle centrali
esistenti e quella richiesta nei
diversi settori sociali va ricordato che la questione è stata recentemente
valutata nell’ambito della “Indagine
conoscitiva sulla situazione e sulle
prospettive del settore energia” [4]
anche con diverse audizioni dei principali attori pubblici e privati
interessati alla materia (attività e conclusioni che appaiono sconosciute agli
estensori del SIA).
In tale ambito sono emerse valutazioni differenti
sulla effettiva necessità (e sul numero) di realizzare nuove centrali
termoelettriche, anche in relazione alla copertura attualmente garantita dal
parco elettrico nazionale rispetto alla domanda della rete, analizzando la
problematica non sotto il profilo della produzione reale di energia elettrica
(che è conseguente alle ore di reale funzionamento degli impianti oltrechè alla
convenienza stessa di tenerli in produzione rispetto alla disponibilità – e
agli impegni contrattuali pluridecennali – di energia dall’estero) ma di quello
della potenza disponibile degli impianti.
Secondo il GRTN gli impianti di produzione di
elettricità in Italia attualmente hanno una potenza disponibile pari a 76.400
MW[5],
mentre la potenza offerta alla punta – nel corso del 2001 – è stata di 48.700 MW[6],
a fronte di una richiesta alla punta pari a 52.000 MW, per il cui
soddisfacimento si è dovuto ricorrere ai 6.000 MW di potenza disponibili con i
contratti con l’estero. In conclusione il sistema garantirebbe – con le
importazioni - solo 2.700 MW di riserva con cui fare fronte ai previsti
incrementi di domanda per i prossimi anni.
I rappresentanti dell’ENEL contestano tali dati
valutando che “nel 2000 si è riscontrato
ancora un valore di riserva prossimo al 25 per cento[7],
un dato largamente superiore a quello di gran parte degli altri paesi aperti
alla competizione. Riteniamo quindi che
il livello di capacità installata sia sufficiente a garantire la
sicurezza del sistema e la continuità del servizio e che, pur considerando
l’aumento della richiesta degli ultimi mesi e quella prevista nei prossimi
anni, un modesto incremento della capacità sia sufficiente a sostenere la
domanda elettrica del paese per i prossimi anni” [8]
, lamentando inoltre che “Già oggi le
nostre centrali vengono utilizzate in misura largamente inferiore alla loro
potenzialità”, a causa dei meccanismi di incentivazione (CIP 6/92) che
danno precedenza al dispacciamento dell’energia prodotta da tali impianti. I
rappresentanti dell’ENEL, sempre in tale audizione, evidenziavano che “Analizzando i dati dell’ultimo decennio, è
evidente come, a fronte della crescita di produzione di operatori terzi
incentivati, corrisponda un progressivo decremento delle ore di funzionamento
degli impianti ENEL”. Si tratta della posizione di uno degli attori che ha
degli interessi da difendere; va segnalato però che quanto evidenziato
dall’ENEL viene indirettamente confermato dai altri attori –Commissione
parlamentare compresa anche se poi tale richiesta non è stata inserita nel
decreto “Marzano” converito con la
Legge 55/2002 – quando richiedono che l’ENEL sia obbligata a immettere sul
mercato ulteriori centrali, in quanto avrebbe tuttora una posizione dominante;
in altri termini sarebbe da modificare l’obbligo del DLgs 79/99 che disponeva
all’ENEL di non possedere più del 50 % di produzione[9]
di energia elettrica modificandola nel senso di prevedere un tetto non riferito
alla produzione ma alla capacità produttiva (nello specifico l’ENEL dovrebbe
vendere centrali per ulteriori 6.000 MW di capacità produttiva).
Inoltre, altri contributi alla discussione fanno
rilevare che la situazione di “rischio” indicata
dal GRTN, e dovuta a stime maggiori della differenza tra potenza installata e
concretamente disponibile, sia dovuta a fattori contingenti del 2001, ed in
particolare a un numero consistente di centrali in fermata contemporanea di
tipo manutentiva e/o per interventi di ristrutturazione, la bassa produzione
delle centrali idroelettriche a causa della carenza di precipitazioni meteoriche
nonché alcuni picchi di consumi connessi con condizioni climatiche
particolarmente rigide.
Un ulteriore fattore di riduzione delle potenzialità
produttive – su cui tutti gli attori e la commissione attività produttive si
sono trovati d’accordo - è dovuto alla presenza di “strozzature” nella rete di trasmissione che causa l’impossibilità
di trasmettere quantità idonee di energia elettrica a sostegno di richieste di
picco.
Si rammenta che la commissione, nel documento
finale, pur ritenendo necessari nuovi impianti ha evidenziato – anche a fronte
delle numerose richieste, quasi esclusivamente impianti a ciclo combinato a
metano (per una capacità installata pari quasi a 100.000 MW (2,5 volte la
capacità installata nazionale !) – la necessità di forme di regolazione del
sistema elettrico da parte del Governo ovvero di colmare il vuoto venutosi a
creare per effetto del Dlgs 79/99 e finora surrogato impropriamente dal GRTN.
Tant’è che a fronte del Decreto Legge 7.02.2002, più volte invocato dagli estensori del
SIA, e alle relative contestazioni presentate dalle regioni, si è arrivati il
5.09.2002 ad un accordo della Conferenza unificata Stato-Regioni e Stato-Città
nelle quali sono stati definiti dei criteri generali finalizzati alla
valutazione dei progetti di costruzione di nuove centrali.
Tra questi criteri oltre a quelli relativi alla
applicazione delle tecnologie più recenti e che riducano gli impatti ambientali
vi sono quelli relativi a :
-
massimo utilizzo possibile
dell’energia termica cogenerata;
-
riduzione o eliminazione,
ove esistano, di altre fonti di produzione di energia e di calore;
-
diffusione del
teleriscaldamento finalizzato alla climatizzazione anche delle piccole utenze
produttive e delle utenze private di piccole dimensioni;
-
utilizzo prioritario di siti
industriali già esistenti;
-
completezza ed affidabilità
delle modalità previste per l’immissione di nuova energia da fonti rinnovabili;
-
nel caso uno stesso
territorio sia interessato da più progetti le Regioni possono promuovere la
valutazione comparativa degli stessi.
L’ultima previsione è un richiamo alla VAS
(Valutazione Ambientale Strategica) in via di definizione (ma, anche in virtù
del decreto "sblocca centrali"
da recepire nella legislazione italiana "a buoi fuggiti"). La direttiva 2001/42/CE del 27.06.2001
"concernente la valutazione degli
effetti di determinati piani e programmi sull'ambiente" prevede
infatti che gli stati membri emanino delle legislazioni inerenti la valutazione
di impatto ambientale applicata a determinati "piani e programmi", tra i quali sono esplicitamente richiamati
(art. 3) quelli "che sono elaborati
per i settori agricolo, forestale, della pesca, energetico, industriale, dei trasporti, della gestione dei rifiuti
e delle acque, delle telecomunicazioni, turistico, della pianificazione
territoriale o della destinazione dei suoli e che definiscono il quadro di
riferimento per l'autorizzazione dei progetti elencati negli allegati I e II
della direttiva 85/337/CE" (tra cui vi sono gli impianti
termoelettrici).
Da ultimo non bisogna dimenticare che tutti i
documenti europei e nazionali sottolineano la necessità di politiche efficaci
sul lato della domanda di energia (non solo elettrica) e non solo sul lato
dell’offerta. In altri termini tutti accettano la priorità costituita dalla
riduzione dei consumi (con usi più efficienti e razionali) ma le uniche
iniziative concrete che avanzano sono quelle rappresentate da proposte come
quelle in discussione ovvero sul lato dell’offerta peraltro creando una
aspettativa – in particolare nei clienti “idonei”
– di una riduzione significativa dei costi dell’energia che oggettivamente
riduce l’interesse per investimenti nelle attività economiche-produttive
finalizzate alla riduzione dei consumi.
In altri termini vi è contraddizione tra una prospettiva
economica di incremento della produzione di energia elettrica e quella della
necessità ambientale di ridurre le emissioni climateranti e in genere
l’inquinamento del settore energetico e non solo.
Per riprendere l’esposizione del SIA :
-
sotto
il profilo della pianificazione regionale e provinciale
la centrale proposta risponderebbe alle richieste
contenute in tali documenti (Programma Triennale di sviluppo delle attività
produttive) in quanto comporterebbe un incremento occupazionale e “potrà attrarre industrie anche alimentari o
agricole mettendo a disposizione calore prodotto in cogenerazione” ,
inoltre la tecnologia produttiva utilizzata garantisce sia “l’internalizzazione del sistema produttivo”
che “la affidabilità dei prodotti e dei
sistemi produttivi, per la protezione della salute e dell’ambiente” (p. 59
del SIA).
In questo affermazioni emergono due aspetti :
1)
il
fatto che l’impatto ambientale non sarà connesso solo con la realizzazione
della centrale in questione ma con la realizzazione di una ben più vasta zona
industriale in virtù della attrazione della centrale stessa (questo in
conseguenza del fatto che la destinazione attuale dell’area è di tipo agricolo,
su cui torneremo);
2)
l’inesistenza,
allo stato attuale, di ogni valutazione di fattibilità circa i reali utilizzi
del “calore prodotto in cogenerazione”,
questione che compare in questo passo del SIA ed in pochissimi altri accenni
generici senza alcuna valutazione in merito alla produzione di calore,
all’assetto cogenerativo concreto della centrale, ai “clienti” e alle loro caratteristiche di assorbimento dell’energia
termica.
Quindi emerge da un lato un impatto “nascosto” della centrale e dall’altro un
beneficio potenziale (l’utilizzo di energia termica) che trova posto solo nelle
intenzioni e non ha alcuna verifica fattuale (va da sé che la quantità di
energia termica che può essere resa disponibile da una centrale delle
dimensioni di quelle proposta sarebbe esorbitante per il fabbisogno dei comuni
e delle frazioni poste nelle vicinanze, ovvero la positività potenziale di un
teleriscaldamento delle diverse utenze della zona – a quanto risulta mai presa
in considerazione finora – va basata su idonei
studi valutativi da cui può scaturire una proposta di centrale termica
anche cogenerativa in cui la produzione termica è finalizzata all’obiettivo
centrale – il teleriscaldamento – e la produzione elettrica in cogernazione
diviene un “di più”. In altri termini
il ragionamento – per tener conto delle esigenze locali – è rovesciato rispetto
a quello che fanno i proponenti dell’impianto i quali dichiarano di mettere a
disposizione i “cascami” della produzione principale di energia elettrica –
ovvero l’energia termica – senza alcuna considerazione delle quantità in gioco,
della capacità di assorbimento reale degli utenti esistenti – e futuribili – in
altri termini senza alcuna considerazione del dato locale).
In conclusione, sotto questo profilo, il SIA
dichiara che “non risultano invece
controindicazioni agli indirizzi programmatici di cui ai documenti esaminati” (programmazione
regionale e provinciale).
Si segnala a tale proposito che vi sono aspetti
concernenti questi documenti che non appaiono presi nella dovuta considerazione
in rapporto all’impatto ambientale della centrale, e precisamente :
a)
LR
20/2000, Disciplina generale sulla Tutela e l’Uso del Territorio
-
“assicurare che i processi
di trasformazione siano compatibili con la sicurezza e la tutela dell’integrità
fisica e con l’identità culturale del territorio”;
-
“migliorare la qualità della vita e la salubrità degli insediamenti
urbani”;
-
“ridurre la pressione degli
insediamenti sui sistemi naturali e ambientali”;
b)
il
Piano Territoriale Paesistico Regionale ove evidenzia “il sistema delle aree agricole : la pianificazione infraregionale ha
l’obbligo di individuare gli elementi caratterizzanti il paesaggio rurale e di
osservare le indicazioni per la sua conservazione e valorizzazione”;
c)
Il
Piano stralcio per il sistema idraulico dei corsi d’acqua Navile e Savena
abbandonato, nel quale sono comprese come zone a rischio l’insediamento
industriale a destra del Navile, a valle del canale Emiliano Romagnolo, il
centro abitato di Bentivoglio, la frazione di Casoni, e lambisce il sito della
centrale.
Oltre agli obiettivi di
riduzione del rischio idraulico il Piano si è posto – seguendo la stessa
esposizione del SIA - obiettivi “di un
miglioramento – o quanto meno di un non peggioramento – della qualità dei corsi
d’acqua” (p. 41 del SIA), con limitazioni (vincoli) per gli usi industriali
dell’acqua in caso di siccità ovvero di privilegiare gli usi irrigui con finalità complessive di risparmio
idrico.
d)
Il
Piano Territoriale di Coordinamento Provinciale (documento preliminare del
novembre 2001) che, tra l’altro, “definisce
i criteri per la localizzazione e il dimensionamento di strutture e servizi di
interesse provinciale e sovracomunale”; “definisce le caratteristiche di
vulnerabilità, criticità e potenzialità delle singole parti e dei sistemi
naturali ed antropici del territorio e le conseguenti tutele paesaggistico
ambientali; definisce i bilanci delle risorse territoriali e ambientali, i
criteri e le soglie del loro uso, stabilendo le condizioni e i limiti di
sostenibilità territoriale e ambientale delle previsioni urbanistiche comunali
che comportano rilevanti effetti che esulano dai confini amministrativi di
ciascun ente” (p. 45 del SIA); questo Piano indica tra gli obiettivi “ridurre le emissioni inquinanti in
atmosfera; mantenere le concentrazioni di inquinanti al di sotto dei limiti che
escludono l’insorgere di patologie acute e croniche nella popolazione;
assicurare un costante miglioramento della qualità dell’aria ….” nonché,
una politica energetica basata “sul
contenimento dei consumi, …. sulla riduzione dell’emissione di gas serra”
(p. 49-50 del SIA), infine intende “valorizzare,
salvaguardare la qualità del paesaggio rurale tradizionale e non”;
e)
Il
Piano Faunistico Venatorio Provinciale che ha tra gli obiettivi “il raggiungimento e il mantenimento di
densità compatibili con gli usi agricoli del territorio” (p. 53 del SIA).
Si tratta di indicazioni – ancorchè molte di
carattere generale – che collidono con diversi impatti ambientali connessi alla
centrale (emissioni in atmosfera, occupazione di territorio ad uso agricolo con
la prospettiva di ulteriore “attrazione” di
insediamenti industriali, uso delle risorse idriche, impatti sulla densità
della fauna etc) con carattere aggiuntivo rispetto alla situazione locale,
nonostante ciò nessuna valutazione
viene presentata ma si parla genericamente e ambiguamente di “assenza di controindicazioni”.
-
Sotto
il profilo della pianificazione locale
Gli estensori del SIA indicano che l’area oggetto
dell’interveno (PRG approvato dal Consiglio Comunale di Bentivoglio il
17.12.1998 e dalla Giunta Provinciale il 18.12.2000) è “attualmente classificata come zona produttiva agricola E1 di valore
paesaggistico-ambientale” , viceversa si dice che “nelle aree contigue del Comune di Malalbergo sono localizzati diversi
impianti industriali” (p .54 del SIA); di conseguenza, secondo gli
estensori del SIA, la modifica del PRG di Bentivoglio, per l’area interessata
(ed altre nel futuro) sarebbe in linea con le indicazioni della LR 20/2000 per
la quale “i nuovi insediamenti sono
individuati prioritariamente nelle aree limitrofe a quelle esistenti” . Va
osservato a tale proposito :
a)
appare
chiara la volontà recente delle amministrazioni locali (comune e
provincia) di non prevedere per l’area interessata una destinazione diversa da
quella di agricola di pregio;
b)
si
fa riferimento, in modo non chiaro, non al fatto che l’area confinante del
Comune di Malalbergo sia a destinazione industriale ma che vi sono insediamenti
industriali in aree contigue. Nel SIA non vengono presentati estratti né dei
PRG dei due comuni né delle norme tecniche attuative per cui non vi è una
carenza ingiustificata di tali importanti informazioni. Cercando di
interpretare le affermazioni ambigue del SIA, non sembra comunque si sia nel
caso indicato dalla LR 20/2000.
c)
In
contrasto con decisioni assunte di recente dagli enti locali in merito alla
destinazione d’uso dell’area interessata gli estensori del SIA (p. 54 del SIA,
si evidenzia che la richiesta viene presentata nel SIA come se uno degli scopi
di questo studio sia questa richiesta !), richiamando la Legge 55 del
9.04.2002, affermano che “si richiede la
variante dello strumento urbanistico vigente per la trasformazione in area per
insediamenti industriali della zona proposta per l’intervento”. Dunque non
sarebbero gli insediamenti a dover “subire”
i vincoli territoriali ma esattamente il contrario, sono le proposte di
insediamenti che vincolano (modificano) la destinazione del territorio ! E ciò
appare già a livello di studio di impatto ambientale che invece di evidenziare
le criticità ambientali connesse ad una data opera sarebbe invece finalizzato a
superarle se non ad occultarle in dispregio alle finalità e alle modalità di
svolgimento di uno studio di impatto ambientale anche secondo la nostra
(parziale) normativa sulla VIA.
Precisiamo che ben si conosce che tale rovesciamento
è dovuto alla legge citata (cosiddetta “sbloccacentrali”)
che nel dichiarare gli impianti di produzione di energia elettrica di potenza
superiore a 300 MWtermici “opere di
pubblica utilità e soggetti ad una autorizzazione unica, rilasciata dal
Ministero delle attività produttive” con “effetto di variante
urbanistica” – pertanto non occorre neppure richiedere la variante in
quanto compresa nell’autorizzazione – ma va ricordato che tale norma si
caratterizza come norma provvisoria “sino
alla determinazione dei principi fondamentali della materia in attuazione
dell’articolo 117, terzo comma, della Costituzione, e comunque non oltre il
dicembre 2003” e che la stessa è stata – a seguito delle rimostranze delle
amministrazioni regionali e per la parte di carattere ordinativo della
autorizzazione ministeriale – in parte limitata dall’accordo citato del
5.11.2002. Accordo – come già detto – che indica tra i criteri da utilizzare
per la valutazione delle proposte di nuove centrali l’ “utilizzo prioritario di siti industriali già esistenti”, che non è
il caso in esame.
E’ pertanto pacifico che la destinazione d’uso
attuale è in netto contrasto con il progetto ed è pertanto inspiegabile come si
possa affermare che “non risultano esservi controindicazioni alla
modifica della destinazione d’uso” in particolare in virtù dell’assenza di vincoli di alcun genere
relativi al sito (ancor più non presentando alcunchè in merito al contenuto del
PRG e delle norme attuative dello stesso non è chiaro come possa essere
verificata quest’ultima affermazione – ovviamente l’assenza della possibilità
di verifiche su affermazioni come quella qui riportata evidenzia una delle
carenze “strutturali” del SIA in
esame ovvero la non corrispondenza con le norme in materia di VIA e con quelle
di “buona tecnica” relative a tali
studi).
Tra le altre “pianificazioni
di interesse” si cita il documento internazionale Agenda XXI, mentre non si
ha alcuna conoscenza in merito alla esistenza, ai contenuti e al rapporto con
l’impianto proposto :
-
della convenzione di Ginevra sull'inquinamento
atmosferico transfrontaliero a lunga distanza e suoi protocolli attuativi;
-
del
Piano Regionale di Risanamento della Qualità dell’Aria (si rammenta che tale
documento è stato previsto dal DPCM 28.03.1983 e confermato nei successivi
provvedimenti in materia),
-
del
Piano Regionale di risanamento delle acque (previsto dalla Legge 319/1976).
Inoltre, in considerazione della vicinanza e del
ruolo della città di Bologna e interpretando le indicazioni inerenti la
copertura del fabbisogno locale di energia ovvero “le carenze di energia elettrica prodotte in loco” – p. 262 del SIA
– come non riferibili ai soli comuni
nelle immediate vicinanze del sito, nulla si conosce in merito all’esistenza e
ai contenuti del Piano Energetico Ambientale Comunale di Bologna (previsto
dalla Legge 10/1991) e al rapporto tra quanto ivi indicato e il progetto in
questione.
In
merito al quadro di riferimento progettuale, oltre a quanto già detto sopra, si
sottolinea ancora :
a ) che non
ha alcun fondamento – per quanto detto – l’affermazione relativa alla “futura dismissione di centrali del sistema
nazionale divenute obsolete per ragioni di efficienza e di protezione
ambientale” (p. 62 del SIA) proprio in virtù del fatto che il principio
regolatore – su cui fanno affidamento i proponenti l’impianto in questione – è
rappresentato dal prezzo di vendita dell’energia e dai relativi meccanismi di
mercato. Ciò sta producendo non la dismissione di centrali ma interventi di
diverso genere che vanno da repowering finalizzati all’incremento dei
rendimenti di conversione – di cui abbiamo già detto - a quelli dell’utilizzo
di combustibili a minor costo (carbone) che non garantiscono certo una maggiore
“protezione ambientale” ma il cui utilizzo,
per utilizzare un termine caro agli estensori del SIA, “non presenta controindicazioni” rispetto alla normativa nel campo
di produzione di energia. In sintesi : appare infondata, o perlomeno non
verificabile o desumibile di per sé dai meccanismi messi all’opera dalla
liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica, la valutazione che
impianti di questo genere vadano a sostituire i vecchi impianti tradizionali a
basso rendimento e con combustibili a maggior impatto ambientale, quindi per
una ovvia considerazione conservativa degli effetti di nuovi impianti di
produzione termoelettrica, le emissioni connesse con impianti come quello
proposto non possono che essere considerate come aggiuntive alla situazione
esistente.
b) Tra i
criteri di scelta delle tecnologie viene indicato (p. 66 del SIA) quello di “rendimenti netti superiori al 55 %” , si
evidenzia però che sono gli stessi estensori del SIA ad affermare che la
centrale in progetto ha un rendimento netto leggermente inferiore a tale soglia
(ovvero il 54,9 %, v. p. 72 del SIA).
c)