Seduta del 15/12/09 - Verbale n. 27/6 Pagina 1 di 4
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CONSIGLIO REGIONALE DELL'ABRUZZO
IX LEGISLATURA
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SEDUTA DEL 15.12.2009
Presidenza del Presidente: PAGANO
Consigliere Segretario: PETRI
ASS. ASS. ASS. ASS. ACERBO DE FANIS MENNA SAIA ARGIRÒ DE MATTEIS MILANO SCLOCCO CAPORALE DEL CORVO MORRA SOSPIRI CARAMANICO DI BASTIANO NASUTI STATI CASTIGLIONE DI LUCA PAGANO SULPIZIO CHIAVAROLI F. DI MATTEO PALOMBA TAGLIENTE CHIAVAROLI R. X DI PANGRAZIO PAOLINI TERRA CHIODI DI PAOLO PETRI VENTURONI COSTANTINI FEBBO PROSPERO VERÌ D'ALESSANDRO Camillo GATTI RABUFFO D'ALESSANDRO Cesare GIULIANTE RICCIUTI D'AMICO MASCI RUFFINI
VERBALE N. 27/6
OGGETTO: Approvazione Piano Energetico Regionale.
Il Consiglio regionale
UDITA la relazione della 4a Commissione Consiliare permanente svolta dal Presidente Argirò che, allegata al presente atto, ne costituisce parte integrante; VISTA la delibera n. 470/C del 31 agosto 2009, con la quale la Giunta regionale ha proposto l'approvazione del Piano Energetico Regionale; RICHIAMATI: · la Legge 9 gennaio 1991, n. 10 e s.m.i. recante "Norme per l'attuazione del Piano Energetico Nazionale in materia di uso razionale dell'energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia"; · il D.Lgs. 31 marzo 1998, n. 112 e s.m.i. recante "Conferimento di funzioni e compiti amministrativi dello Stato alle Regioni ed agli Enti Locali, in attuazione del capo I della L. 15 marzo 1997, n. 59"; · il DLgs.16 marzo 1999, n. 79 e s.m.i., recante "Attuazione delle direttive 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica"; · la L.R. 21 settembre 1999, n. 84 e s.m.i. recante: "Integrazioni e modifiche alla L.R. 16.9.1998, n. 80 - Norme per la promozione e lo sviluppo delle fonti rinnovabili di energia e del risparmio energetico"; · la D.G.R. 5 dicembre 2001, n. 1189 di Approvazione del Piano Regionale relativo all'uso dell'energia da fonte rinnovabile;
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· la Direttiva 2001/42/CE e s.m.i., del Parlamento Europeo e del Consiglio del 27.6.2001, concernente la valutazione degli effetti di determinati piani e programmi sull'ambiente; · la Legge 9 aprile 2002, n. 55 e s.m.i. di "Conversione in legge, con modificazioni, del D.L. 7 febbraio 2002, n. 7, recante misure urgenti per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale"; · il D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387 e s.m.i., recante "Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità"; · la Legge 23 agosto 2004, n. 239 e s.m.i. recante "Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia"; · il D.Lgs. 19 agosto 2005, n. 192 e s.m.i. recante "Attuazione della direttiva 2002/91/CE relativa al rendimento energetico nell'edilizia"; · il D.Lgs. 3 aprile 2006, n. 152 e s.m.i. recante "Norme in materia ambientale"; · il D.M. 22 dicembre 2006 recante "Approvazione del programma di misure e di interventi su utenze energetiche pubbliche ai sensi dell'art. 13 del D.M. 20 luglio 2004 del Ministero delle Attività Produttive, di concerto con il Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio"; · la Legge 24 dicembre 2007, n. 244 recante "Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato" (Legge Finanziaria 2008); · il D.Lgs. 30 maggio 2008, n. 115 recante "Attuazione della Direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della Direttiva 93/76/CEE"; · la Legge 6 agosto 2008 n. 133 recante "Conversione in legge con modificazioni, del decreto- legge 25 giugno 2008, n. 112, recante "Disposizioni urgenti per lo sviluppo economico, la semplificazione, la competitività, la stabilizzazione della finanza pubblica e la perequazione tributaria"; · il D.M. 18 dicembre 2008 recante "Incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi dell'articolo 2, comma 150, della legge 24 dicembre 2007, n. 244"; · la Legge 22 dicembre 2008, n. 203 recante "Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (Legge Finanziaria 2009)"; CONSIDERATO · che l'intervenuta normativa sopra citata e le competenze attribuite alle Regioni in tema di energia richiedono una conoscenza puntuale ed attenta del territorio, delle risorse disponibili e dello sviluppo possibile; PRESO ATTO che gli studi già disponibili sul tema quali il "Piano delle Fonti di Energia Rinnovabile" adottato con DGR 1189 del 05/12/2001 ottemperano al solo dispositivo previsto dalla L.10/91 non prevedendo lo studio di tutta la produzione energetica e che detto lavoro, anche per la materia delle rinnovabili, abbisogna di un aggiornamento dei dati e delle strategie in considerazione delle mutate condizioni e legislazioni; che con DGR 198 del 14/03/2006 si dava avvio alla predisposizione del Piano Energetico Regionale incaricando come soggetto attuatore il DIMEG (Dipartimento di Ingegneria Meccanica, Energetica e Gestionale); che con nota di convocazione della Direzione Parchi, Territorio, Ambiente, Energia (oggi Direzione Affari della Presidenza, Politiche Legislative e Comunitare, Programmazione, Parchi, Territorio, Valutazioni Ambientali, Energia), prot. n. 3743 del 21.04.2006, si è provveduto ad insediare un Tavolo di Concertazione rappresentativo degli Enti e dei diversi soggetti interessati al processo di elaborazione del Piano Energetico con lo scopo di realizzare la massima partecipazione possibile al procedimento di elaborazione ed approvazione dello stesso; che con nota di convocazione della Direzione Parchi, Territorio, Ambiente, Energia (oggi Direzione Affari della Presidenza, Politiche Legislative e Comunitare, Programmazione, Parchi, Territorio, Valutazioni Ambientali, Energia), prot. n. 3742 del 21.04.2006, si è insediato il Comitato Tecnico Scientifico di cui alla DGR n. 198 del 14 Marzo 2006, che in data 04.05.06 ha esaminato e discusso i contenuti del Piano Energetico Regionale nelle sue principali fasi di elaborazione; che in data 12 maggio 2006, è stato convocato il Tavolo di Concertazione rappresentativo
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degli Enti e dei diversi soggetti interessati al processo di elaborazione del Piano Energetico Regionale, con lo scopo di definire la portata delle informazioni da includere nel Rapporto Ambientale del Piano ed il loro livello di dettaglio; che come previsto dalla convenzione con il DIMEG, approvata con DGR 198 del 14/03/2006, si procedeva all'approvazione dei capitoli del Piano, da parte del Comitato Tecnico e di Supervisione; che la Direttiva 2001/42/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 27 giugno 2001, concernente la valutazione degli effetti di determinati piani e programmi sull'ambiente, prevede che deve essere garantita l'integrazione di considerazioni ambientali all'atto dell'elaborazione e dell'adozione di piani e programmi che possono avere un impatto significativo sull'ambiente, al fine di assicurarne una valutazione ambientale efficace; che la Direzione Parchi, Territorio, Ambiente, Energia (oggi Direzione Affari della Presidenza, Politiche Legislative e Comunitare, Programmazione, Parchi, Territorio, Valutazioni Ambientali, Energia), Servizio Politica Energetica, Qualità dell'aria, Inquinamento acustico ed elettromagnetico, Rischio ambientale, SINA (oggi Servizio Politica Energetica, Qualità dell'aria, SINA), sviluppava un processo di pianificazione integrato con la valutazione ambientale (VAS) svolgendo il relativo iter secondo modalità operative e procedurali coerenti con le indicazioni e gli obblighi della Direttiva 2001/42/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 27.06.2001, avviando un percorso sperimentale applicato al caso specifico del P.E.R.; che con D.G.R. n. 148 del 19 febbraio 2007 "Disposizioni concernenti la Valutazione Ambientale Strategica di Piani e Programmi regionali" si delibera di sottoporre a Valutazione Ambientale Strategica (VAS) i Piani e Programmi di competenza regionale rientranti nell'ambito di applicazione della direttiva 2001/42/CE (art.3) e che l'Autorità Ambientale, tramite la propria Task Force, fornisce supporto tecnico alle Direzioni regionali responsabili del Piano o del Programma sia nella fase di screening, ai sensi dell'art. 3, par. 3, 4 e 5, direttiva 2001/42/CE, sia nelle fasi successive di attuazione della Direttiva 2001/42/CE; che al fine di attuare le procedure previste nella Direttiva 2001/42/CE si è proceduto ad attivare incontri di concertazione coinvolgendo il pubblico, le Autorità con competenza ambientale e tutti gli stackhoders nelle seguenti date: - 12 maggio 2006 c/o area Fiera, Lanciano (CH); - 31 gennaio 2007 c/o Auditorium di Palazzo Silone, L'Aquila; - 12 aprile 2007 c/o Auditorium Petruzzi, Pescara; - 11 maggio 2007 c/o area Fiera, Lanciano (CH); - 31 maggio 2007 c/o Auditorium Petruzzi, Pescara; che a seguito della effettuazione di un avviso pubblico, a partire dal 10 novembre 2007, per 45 giorni consecutivi, sono state effettuate le consultazioni sulla proposta del Piano Energetico Abruzzo e sulla corrispondente proposta di Rapporto Ambientale e Sintesi non Tecnica, attraverso il deposito delle stesse presso gli uffici del Servizio Politica Energetica, Qualità dell'aria, Inquinamento acustico ed elettromagnetico, Rischio ambientale, SINA (oggi Servizio Politica Energetica, Qualità dell'aria, SINA) in Via Passolanciano 75, 65124 Pescara, nonché on-line sul sito internet della Regione Abruzzo. Nel mese di gennaio sono state analizzate le osservazioni pervenute, formulate le controdeduzioni ed effettuate le revisioni sia al Piano Energetico Abruzzo che al Rapporto Ambientale; che in applicazione della direttiva CE/42/2001, direttiva VAS, si sono svolte e concluse le attività di coinvolgimento delle autorità con competenza ambientale e del pubblico, provvedendo alla integrazione delle osservazioni pervenute relativamente al Rapporto Ambientale del Piano Energetico regionale e provvedendo alla stesura finale del suddetto documento; che il DIMEG ha trasmesso il documento definitivo aggiornato, successivamente alla stesura del Rapporto Ambientale finale, in data 19 febbraio 2008; che il Piano Energetico Regionale verificato e strutturato dal Servizio Politica Energetica, Qualità dell'Aria, Inquinamento acustico ed elettromagnetico, Rischio ambientale, SINA (oggi Servizio Politica Energetica, Qualità dell'aria, SINA), è composto da: - Premesse del Piano "Inquadramento normativo, pianificatorio e programmatorio"; - Capitolo 1 "Quadro energetico della Regione Abruzzo";
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- Capitolo 2 "Potenzialità delle fonti energetiche rinnovabili e delle nuove tecnologie all'idrogeno"; - Capitolo 3 "Indirizzi e proposte di azione del piano"; - Rapporto ambientale e Dichiarazione di sintesi del processo di VAS; PRESO ATTO, altresì, che il Piano Energetico Regionale, allegato alla presente deliberazione quale parte integrante e sostanziale, è stato predisposto nel pieno rispetto della normativa comunitaria e nazionale vigenti in materia nonché degli obiettivi dalle stesse prefissati; RITENUTO di approvare e fare proprio il "Piano Energetico Regionale" allegato alla presente deliberazione quale parte integrante e sostanziale; RILEVATO che la Giunta regionale nella proposta di deliberazione ha dato atto del parere di legittimità espresso dal Direttore della Direzione Affari della Presidenza, Politiche Legislative e Comunitarie, Programmazione, Parchi, Territorio, Valutazioni Ambientali, Energia; UDITI gli interventi dei consiglieri Caramanico, D'Alessandro Cesare e Acerbo; DATO ATTO che con distinte votazioni e con procedimento palese sono stati approvati gli emendamenti nn. 1, 4 e 6 che di seguito si riportano: - n. 1 a firma dei consiglieri Argirò e Caramanico recante: "al Cap. 3 dell'allegato 1 relativo a "Piano energetico regionale" sono inserite le pagine nn. 31 e 32"; - n. 4 a firma dei consiglieri D'Alessandro Cesare, Sulpizio, Paolini, Palomba e Milano recante: "aggiungere alla VAS pag. 4 "Allegato H: elenco delle sigle contenute nella VAS e piano energetico regionale legenda". Questa pagina dovrà essere aggiunta, a cura dell'estensore della VAS e del PER, prima della pubblicazione sul BURA per consentire a chi legge di tradurre in qualsiasi momento la sigla in lettura per esteso della stessa"; - n. 6 a firma dei consiglieri D'Alessandro Cesare, Sulpizio, Paolini, Palomba e Milano recante: "aggiungere al Capitolo 3 pag. 46 comma finale "La Regione Abruzzo si impegna, nel rispetto delle direttive comunitarie e leggi nazionali, a rendere il più possibile snelle le procedure autorizzative per l'installazione del fotovoltaico"."; A maggioranza statutaria espressa con voto palese DELIBERA per le motivazioni di cui alla premessa e che qui si intendono integralmente riportate e trascritte: 1) di approvare il "Piano Energetico Regionale" così come emendato, corredato dal rapporto ambientale e dalla Dichiarazione di sintesi del processo di VAS, allegato alla presente deliberazione quale parte integrante e sostanziale; 2) di demandare al Dirigente della Struttura competente della Giunta regionale l'attuazione dell'emendamento n. 4 riportato in premessa che prevede di "aggiungere alla VAS pag. 4 "Allegato H: elenco delle sigle contenute nella VAS e piano energetico regionale legenda". Questa pagina dovrà essere aggiunta, a cura dell'estensore della VAS e del PER, prima della pubblicazione sul BURA per consentire a chi legge di tradurre in qualsiasi momento la sigla in lettura per esteso della stessa".
IL CONSIGLIERE SEGRETARIO IL PRESIDENTE
PP/cm
Consiglio regionale dell'Abruzzo Via Michele Iacobucci n.4 67100 L'Aquila. Tel. 0862/6441
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Assessorato Parchi Territorio Ambiente Energia
P.E.R. Piano Energetico Regionale
2009 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Il Presidente della Giunta Dott. Giovanni Chiodi
Gruppo di Lavoro ______
Coordinatori Prof. Antonio Ponticiello Direttore Arch. Antonio Sorgi
Responsabili Tecnici Prof. Roberto Cipollone Dirigente Dott.ssa Iris Flacco
Università degli Studi di L’AQUILA – REGIONE ABRUZZO Facoltà di Ingegneria Sevizio Politica Energetica
Prof. Dario Ambrosini Dott. Renzo Nicolino Iride (Resp. Uff.) Prof. Michele Anatone Dott. Andrea Alessandrini Prof. Filippo De Monte Avv. Manuela Cosenza Prof. Roberto Carapellucci Dott. Enrico Forcucci Ing. Carlo Villante Dott.ssa Assunta Iocco Ing. Emanuela Foglia Dott. Lincoln Pennacchia Ing. Valentina Giovannangelo Ing. Cristian Roscetti E inoltre: Ing. Letizia Scarpone Ing. Alessandra Santini, Ing. Paola Di Dott. Stefano Sfarra Giacomo, Ing. Angelo Tarquini, Dott.ssa Ing. Mariangela Stramacchia Claudia Rossetti, Dott.ssa Francesca Bisesti, Ing. Roberto Valente Dott.ssa Dina Cardone, Claudia Centurelli, Dott.ssa Rosalba Pizzolante, Agnese D’Archivio, Dott.ssa Eliana Ferretti, Dott. Alioscia Martinelli, Dott.ssa Barbara Scorrano
INOLTRE HANNO COLLABORATO Dott. Francesco Fucetola Provincia di L’Aquila, Dott. Franco Recchia Provincia di Pescara, Ing. Antonio Di Nunzio e Ing. Gaetano Montesi ALESA, Dott. Graziano D’Eustachio AGENA,
PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
PREMESSE DEL PIANO
INQUADRAMENTO NORMATIVO, PIANIFICATORIO E PROGRAMMATORIO
1 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
INDICE
INDICE ...... 2 1 QUADRO NORMATIVO DI RIFERIMENTO E LINEE DI INDIRIZZO ...... 3
1.1 RIFERIMENTI NORMATIVI, DI PIANIFICAZIONE E DI PROGRAMMAZIONE...... 3 1.1.1 Normativa europea ...... 3 1.1.2 Riferimenti sovranazionali ...... 7 1.1.3 Riferimenti nazionali...... 9 Riferimenti regionali...... 15 2 LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DELL’ENERGIA...... 19
2.1 L’INTERVENTO COMUNITARIO NEL SETTORE ENERGETICO, LA DIRETTIVA 96/92/CE .. 19 2.2 L’ATTUAZIONE DELLA DIRETTIVA COMUNITARIA 96/92/CE IN ITALIA: IL DECRETO LEGISLATIVO 79/99 (C.D. DECRETO BERSANI ) ...... 21 2.2.1 La struttura giuridica del nuovo mercato dell’energia elettrica ...... 21 2.2.2 Nuovi soggetti operanti sul mercato dell’energia elettrica...... 22 2.2.3 Le attività svolte sul mercato dell’energia - produzione, distribuzione, importazione ed esportazione ...... 24
2.3 LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS...... 25
2 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1 QUADRO NORMATIVO DI RIFERIMENTO E LINEE DI INDIRIZZO
1.1 RIFERIMENTI NORMATIVI, DI PIANIFICAZIONE E DI PROGRAMMAZIONE
1.1.1 Normativa europea
Solo con il Trattato sull’Unione Europea di Maastricht del 1992 viene inserita una prima norma in materia energetica in ambito europeo. Da allora la competenza europea in materia energetica ed ambientale è andata via via progredendo. L’individuazione di temi e obiettivi fondamentali di politica energetica comunitaria, in effetti, già compare nel Libro Bianco del 1996. I principali obiettivi ivi delineati sono:
la sicurezza dell’approvvigionamento, la diversificazione delle fonti e la indipendenza energetica;
l’apertura del mercato dell’energia e la competitività delle fonti;
il miglioramento dell’efficienza energetica;
lo sviluppo delle fonti rinnovabili;
la tutela dell’ambiente e gli obiettivi di riduzione dei gas serra.
In merito al primo punto l’UE (nel Libro Verde “Verso una strategia europea di sicurezza dell’approvvigionamento energetico” - COM (2000) 769, novembre 2000) ritiene:
che debba essere seriamente affrontata la questione dell’aumento della dipendenza energetica in relazione alla sicurezza dell’approvvigionamento e alla competitività europea;
importante realizzare un mercato interno europeo integrato con una politica energetica comunitaria coordinata;
necessario intervenire nel risparmio energetico negli edifici e nei trasporti;
necessario un programma di sviluppo di combustibili alternativi (biocarburanti, idrogeno ecc.) che li porti al 20% del consumo totale di combustibile entro il 2020;
l’energia nucleare come strategica sia ai fini della limitazione delle emissioni climalteranti sia ai fini dell’autonomia energetica, pur evidenziando la necessità di risolvere il problema
3 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
delle scorie radioattive e di incrementare la ricerca nel settore della fusione nucleare;
fondamentale lo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili con il contributo di settori produttivi energetici convenzionali, oggi molto remunerativi (petrolio, gas, nucleare, ecc.);
necessario un miglioramento e una maggiore efficienza delle reti di trasporto di energia fra i Paesi ai fini sia della sicurezza dell’approvvigionamento sia del funzionamento del mercato interno;
che debba essere affrontata a livello comunitario sia la questione della costituzione delle scorte di riserva analogamente a quanto fatto per il petrolio, sia la gestione degli accordi di approvvigionamento con i paesi produttori, sia infine il tema della fiscalità e degli aiuti di stato nel settore energetico.
Con la Direttiva europea 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e con la Direttiva europea 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, sono state definite le regole comuni per la liberalizzazione del mercato interno di produzione, trasporto e distribuzione dell’elettricità e del gas con una accelerazione del processo di liberalizzazione del settore energetico nell’UE.
L’apertura totale del mercato energetico in Europa comporterà il completamento di un mercato concorrenziale con il miglioramento della competitività dell’economia europea.
In merito alla riduzione delle emissioni di CO2 ed alla riduzione del consumo di energia primaria la Commissione europea ritiene necessario che tale tema venga tenuto presente in tutti i settori di intervento, ed in particolare:
nel settore trasporti: con la Direttiva 1999/94/CE del Parlamento europeo e del Consiglio relativa alla disponibilità di informazioni sul risparmio di carburante e sulle emissioni di CO2 da fornire ai consumatori per quanto riguarda la commercializzazione di autovetture nuove e con la Direttiva 2003/30/CE del Parlamento europeo e del Consiglio sulla promozione dell'uso dei biocarburanti o di altri carburanti rinnovabili nei trasporti;
nel settore dell’edilizia con la Direttiva 2002/91/CE del Parlamento europeo e del Consiglio sul rendimento energetico nell’edilizia e con la Direttiva 2006/32/CE del Parlamento europeo e del Consiglio concernente l’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici;
nel settore delle apparecchiature elettriche con la Direttiva 92/75/CE del Consiglio
4 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
concernente l'indicazione del consumo di energia e di altre risorse degli apparecchi domestici, mediante l'etichettatura ed informazioni uniformi relative ai prodotti e con la Direttiva 2005/32/CE del Parlamento europeo e del Consiglio relativa all'istituzione di un quadro per l'elaborazione di specifiche per la progettazione ecocompatibile dei prodotti che consumano energia e recante modifica della direttiva 92/42/CEE del Consiglio e delle direttive 96/57/CE e 2000/55/CE del Parlamento europeo e del Consiglio;
nel settore energetico produttivo con la Direttiva 2004/8/CE del Parlamento europeo e del Consiglio sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell'energia e che modifica la direttiva 92/42/CEE.
Si riconosce l’insufficienza e la debolezza attuali dello sfruttamento del sistema delle fonti rinnovabili di energia. La Commissione europea ha ritenuto che le fonti energetiche rinnovabili vadano fortemente incrementate con l’obiettivo di raddoppiarne l’incidenza sul fabbisogno interno di energia dal 6% al 12% entro il 2010. Per la produzione elettrica da fonti rinnovabili l’obiettivo europeo è quello di passare dal 14% di produzione da fonti rinnovabili rispetto al totale prodotto al 22% entro il 2010 (Libro Bianco COM-97/599 del 26.11.1997).
In materia di tutela dell’ambiente e di riduzione dei gas serra la Commissione europea ha prodotto varie comunicazioni e direttive (COM-98/246; COM-97 514; Direttiva 99-296/CE; Libro Verde COM-2000/87; COM-2000/88; COM- 92/226; COM-95/172; COM-97/30), ma è con la ratifica del Protocollo di Kyoto (entrato in vigore il 16 febbraio 2005) che l’UE si impegna a ridurre dell’8% le proprie emissioni entro il 2008-2012 rispetto alle emissioni del 1990, con costi annui complessivi stimati fra lo 0,l% e l’1% del proprio PIL. La ripartizione delle riduzioni delle emissioni fra i Paesi dell’Unione vede assegnato all’Italia l’obiettivo della riduzione del 6.5% , rispetto ai valori del 1990, entro il 2010.
È opportuno ricordare anche quanto proposto dalla Comunità Europea nel documento “European Strategic Energy Technology Plan”, del 22 novembre 2007, in merito alla diffusione di tecnologie energetiche innovative a basso contenuto di carbonio. In particolare, le principali proposte che la Commissione Europea individua per la diffusione di tecnologie energetiche innovative, riguardano:
• l’adozione di una nuova strategia comune e condivisa, per meglio orientare e sostenere
5 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
una proficua collaborazione tra il mondo della ricerca e quello dell’industria;
• la promozione di meccanismi più efficaci per l’effettiva realizzazione e la più capillare diffusione delle tecnologie, contando sull’immenso potenziale dell’industria e della ricerca europee (in particolare nei settori dell’energia eolica e solare, in quello di produzione ed utilizzo della biomassa e dei biocombustibili, in quello delle tecnologie di cattura e di sequestro della CO2, nel campo dell’efficientizzazione della produzione di energia elettrica e, infine, anche nel settore della produzione di energia dalla fissione nucleare sostenibile);
• la necessità di favorire una maggiore mobilità delle risorse finanziarie e una più completa e profonda educazione tecnica e scientifica a sostegno del settore;
• la promozione di un’intensa collaborazione internazionale, come colonna portante della nuova strategia europea;
• Nel 2003 la Comunità Europea ha favorito la costituzione della 'European Hydrogen & Fuel Cell Technology Platform', che vanta, oggi, un partenariato di oltre 300 'stakeholders', per un portfolio approssimativo di 600M euro di finanziamenti sia di provenienza pubblica che privata. La piattaforma condivide gli obiettivi in tema di energia della Comunità Europea, con particolare riferimento alla riduzione delle emissioni, ed all'impiego dell'idrogeno e delle fuel cells.
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1.1.2 Riferimenti sovranazionali
Direttiva 2004/8/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 11 febbraio 2004 sulla promozione della cogenerazione basato sulla domanda di calore utile nel mercato interno dell’energia e che modifica la Direttiva 92/42/CEE;
Direttiva 2002/91/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 16 dicembre 2002 sul rendimento energetico nell’edilizia;
Direttiva 2001/77/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 27 settembre 2001 sulla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità;
Direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 19 dicembre 1996 concernente norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica;
Direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 26 giugno 2003 relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la Direttiva 96/92/CE;
Direttiva 2006/32/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 5 aprile 2006 concernente l’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici e recante abrogazione della Direttiva 93/76/CEE del Consiglio;
Direttiva 98/30/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 22 giugno 1998 relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale;
Direttiva 88/609/CEE del Consiglio del 24 novembre 1988 concernente la limitazione delle emissioni nell’atmosfera di taluni inquinanti originari dai grandi impianti di combustione, come modificata dalla Direttiva 2001/80/CE del 23 ottobre 2001;
Direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 ottobre 2003 che istituisce un sistema per lo scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra nella Comunità e che modifica la direttiva 96/61/CE del Consiglio;
Direttiva 2001/81/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 23 ottobre 2001 “Ceiling” relativa ai limiti nazionali di emissione di alcuni inquinanti atmosferici;
Direttiva 92/43/CEE del Consiglio del 21 maggio 1992 relativa alla conservazione degli habitat naturali e seminaturali e della flora e della fauna selvatiche;
7 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Direttiva 79/409/CEE del Consiglio del 2 aprile 1979 concernente la conservazione degli uccelli selvatici (Dir. “Uccelli”) Istituzione di Zone a Protezione Speciale (ZPS) per la salvaguardia degli uccelli selvatici;
Direttiva 2003/30/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 08/05/2003 sulla promozione dell’uso dei biocarburanti o di altri carburanti rinnovabili nei trasporti;
Protocollo di Kyoto “Convenzione Quadro delle Nazioni Unite sul Cambiamento Climatico”, 1997;
Decisione del Consiglio dei Ministri dell’Ambiente dell’Unione Europea del 17 giugno 1998 “Burden sharing”;
Decisione Consiglio Ue 2002/358/Ce del 25 aprile 2002 riguardante l’approvazione, a norme della Comunità europea, del Protocollo di Kyoto;
Racc. 2002/413/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 30 maggio 2002 relativa all’attuazione della gestione integrata delle zone costiere in Europa;
Libro Bianco Com (97) 599 del 26 novembre 1997 sulle fonti rinnovabili;
Libro Verde Com (2005) 265 del 22 giugno 2005 sull’efficienza energetica;
Libro Verde della Commissione Com (2006) 105 del 08 marzo 2006 “Una strategia europea per un’energia sostenibile, competitiva e sicura”
Libro Verde Com (2000) 769, 29 novembre 2000 “Verso una strategia europea di sicurezza dell’approvvigionamento energetico”;
VI Piano d’Azione Ambientale 2002/2010 dell’UE, giugno 2001 “Ambiente 2010: il nostro futuro, la nostra scelta”;
8 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.1.3 Riferimenti nazionali
Legge 17 aprile 2003, n. 83 “Conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 18 febbraio 2003, n. 25, recante disposizioni urgenti in materia di oneri generali del sistema elettrico. Sanatoria degli effetti del decreto-legge 23 dicembre 2002, n. 281” (G.U. n. 92 del 19 aprile 2003);
Legge 6 dicembre 1991, n. 394 “Legge Quadro sulle Aree Protette”;
Legge 27 ottobre 2003 n. 290, “Conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, recante disposizioni urgenti per la sicurezza del sistema elettrico nazionale e per il recupero di potenza di energia elettrica. Deleghe al Governo in materia di remunerazione della capacità produttiva di energia elettrica e di espropriazione per pubblica utilità” (G.U. n. 251 del 28 Ottobre 2003);
Legge 8 agosto 1985, n. 431 “Conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 27 giugno 1985, n. 312, recante disposizioni urgenti per la tutela delle zone di particolare interesse ambientale. Integrazioni dell’ari. 82 del decreto del Presidente della Repubblica 24 luglio 1977, n. 616”;
Legge 18 maggio 1989, n. 183 e successive modifiche ed integrazioni “Norme per il riassetto organizzativo e funzionale della difesa del suolo”;
Legge 8 giugno 1990. n. 142 “Ordinamento delle autonomie locali”;
Legge 9 gennaio 1991 n. 9 “Norme per l’attuazione del nuovo Piano Energetico Nazionale: aspetti istituzionali, centrali idroelettriche ed elettrodotti, idrocarburi e geotermia, autoproduzione e disposizioni fiscali”;
Legge 9 gennaio 1991 n. 10 “Norme per l’attuazione del Piano Energetico Nazionale in materia di uso razionale dell’energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia”;
Legge 5 gennaio 1994, n. 36 “Disposizioni in materia di risorse idriche”;
Legge 5 gennaio 1994, n. 37 “Norme per la tutela ambientale delle aree demaniali dei fiumi, dei torrenti, dei laghi e delle altre acque pubbliche”;
Legge 26 ottobre 1995, n. 447 “Legge quadro sull’inquinamento acustico”;
Legge n. 59 del 15 marzo 1997 “Delega al Governo per il conferimento di funzioni e
9 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
compiti alle Regioni ed Enti Locali, per la riforma della Pubblica .Amministrazione e per la semplificazione amministrativa” pubblicata sulla GU n. 63 del 17 marzo 1997;
Legge 22 febbraio 2001, n. 36 “Legge quadro sulla protezione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici”;
Legge 21 dicembre 2001, n. 443 “Delega al Governo in materia di infrastrutture e insediamenti produttivi strategici ed altri interventi per il rilancio delle attività produttive” (Legge Obiettivo);
Legge 9 aprile 2002 n. 55 “Conversione in legge con modificazioni del decreto legge 7 febbraio 2002 n. 7 recante misure urgenti per garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale” noto come “decreto sblocca centrali”;
Decreto Legislativo 16 marzo 1999. n. 79 “Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica” (Decreto Bersani);
Decreto legislativo 31 marzo 1998, n. 112 “Conferimento di funzioni e compiti amministrativi dello Stato alle Regioni ed Enti locali, in attuazione del capo I della legge 15 marzo 1997, n. 59”;
Decreto legislativo 11 maggio 1999, n. 152 “Disposizioni sulla tutela delle acque dall’inquinamento e recepimento della direttiva 91/271/CEE concernente il trattamento delle acque reflue urbane e della direttiva 91/676/CEE relativa alla protezione delle acque dall’inquinamento provocato dai nitrati provenienti da fonti agricole”, come modificato dal Decreto legislativo 18 agosto 2000, n. 258;
Decreto legislativo 4 Agosto 1999, n. 351 “Attuazione della direttiva 96/62/CE in materia di valutazione e di gestione della qualità dell’aria ambiente” (Pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 241 del 13 Ottobre 1999);
Decreto Legislativo del 29 dicembre 2003 n. 387 e successive modifiche ed integrazioni “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità”;
Legge 23 agosto 2004, n. 239 “Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia” (Legge Marzano);
Decreto Legislativo 22 gennaio 2004 n. 42 e successive modifiche ed integrazioni “Codice dei beni culturali e del paesaggio, ai sensi dell’articolo 10 della legge 6 luglio 2002 n.
10 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
137”;
Decreto Legislativo del 19 agosto 2005 n. 192 e successive modifiche ed integrazioni, “Attuazione Direttiva 2002/91/CE relativa al rendimento energetico nell’edilizia”;
Decreto Legislativo 152 del 3 aprile 2006 e successive modifiche ed integrazioni recante “Norme in materia ambientale”;
Decreto legislativo 29 ottobre 1999 n. 490 “Testo unico delle disposizioni legislative in materia di beni culturali ed ambientali, a norma dell’art. 1 della legge 8 ottobre 1997 n. 352”;
D.P.R. 24 luglio 1977, n. 616, modificato dalla legge 8 agosto 1985, n. 431 “Attuazione della delega di cui all’art. 1 della legge 22 luglio 1975 n. 382”;
D.P.R. 18 luglio 1995 “Approvazione dell’atto di indirizzo e coordinamento concernente i criteri per la redazione dei piani di bacino”;
D.P.R. 8 settembre 1997, n. 357 “Regolamento recante attuazione della direttiva 92/43/CEE relativa alla conservazione degli habitat naturali e seminaturali, nonché della flora e della fauna selvatiche”;
D.P.R. 24 maggio 1988, n. 203 “Attuazione direttive 80/779/CEE, 82/884/CEE, 84/360/CEE e 85/203/CEE concernenti norme in materia di qualità dell’aria, relativamente a specifici agenti inquinanti e di inquinamento prodotto dagli impianti industriali, ai sensi dell’art. 15 della legge 16 aprile 1987, n. 183”;
Decreto del Presidente della Repubblica 12 marzo 2003, n. 120 “Regolamento recante modifiche ed integrazioni al decreto del Presidente della Repubblica 8 settembre 1997, n. 357, concernente attuazione della direttiva 92/43/CEE relativa alla conservazione degli habitat naturali e seminaturali, nonché della flora e della fauna selvatiche” (GU n. 124 del 30-5-2003);
D.P.C.M. 28 marzo 1983 “Limiti massimi di accettabilità delle concentrazioni e di esposizione relativi ad inquinanti dell’aria in ambiente esterno”;
D.P.C.M. 377 del 10 agosto 1988 “Regolamento delle procedure di compatibilità ambientale di cui all’art. 6 della Legge 8 Luglio 1986, n. 349, recante istituzione del Ministero dell’Ambiente e nome in materia di danno ambientale”;
D.P.C.M. 27 dicembre 1988 “Norme tecniche per la redazione degli studi di impatto
11 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
ambientale e la formulazione dei giudizi di compatibilità di cui all’art. 6 della legge 8 luglio 1986, n. 349 adottata ai sensi dell’art. 3 del DPCM del 10 agosto 1988 n. 377”;
D.P.C.M. 1 marzo 1991 “Limiti massimi di esposizione al rumore in ambiente abitativo ed esterno” ;
D.P.C.M. 23 aprile 1992 “Limiti massimi di esposizione ai campi elettrico e magnetico generati alla frequenza industriale nominale (50Hz) negli ambienti abitativi e nell’ambiente esterno”;
D.P.C.M. 28 settembre 1995 “Norme tecniche procedurali di attuazione del D.P.C.M. 23 aprile 1992 relativamente agli elettrodotti”;
D.P.C.M. 14 novembre 1997 recante “Determinazione dei valori limite delle sorgenti sonore”;
D.P.C.M. 8 luglio 2003 “Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici generati a frequenze comprese tra 100 kHz e 300 GHz”;
D.P.C.M. 8 luglio 2003 “Fissazione dei limiti di esposizione, dei valori di attenzione e degli obiettivi di qualità per la protezione della popolazione dalle esposizioni ai campi elettrici e magnetici alla frequenza di rete (50 Hz) generati dagli elettrodotti”;
Decreto ministeriale 15 aprile 1994 “Norme tecniche in materia di livelli e stati di attenzione e di allarme per gli inquinanti atmosferici nelle aree urbane, ai sensi degli articoli 3 e 4 del D.P.R. 24 maggio 1988, n. 203 e dell’art. 9 del D.M. 20 maggio 1991”
Decreto del Ministero dell’Ambiente 12 luglio 1990 “Linee guida per il contenimento delle emissioni inquinanti degli impianti industriali e la fissazione dei valori minimi di emissione”;
Decreto Ministeriale 25 novembre 1994 “Aggiornamento delle norme tecniche in materia di limiti di concentrazione e di livelli di attenzione a di allarme per gli inquinanti atmosferici nelle aree urbane e disposizioni per la misura di alcuni inquinanti di cui al D.M. 15 aprile 1994”;
Decreto Ministeriale 11 dicembre 1996 “Applicazione del criterio differenziale agli impianti a ciclo produttivo continuo”;
12 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Decreto Ministeriale 3 aprile 2000 “Elenco delle zone di protezione speciale designate ai sensi della direttiva 79/409/CEE e dei siti di importanza comunitaria proposti ai sensi della direttiva 92/43/CEE” (G.U. 22 aprile 2000, n. 95, S.O);
Deliberazione CIPE del 19 novembre 1998, n. 137 “Linee guida per le politiche e misure nazionali di riduzione delle emissioni dei gas serra”;
Deliberazione CIPE 6 agosto 1999 “Libro Bianco per la valorizzazione energetica delle fonti rinnovabili (deliberazione n. 126/99)”;
Deliberazione CIPE del 21 dicembre 2001 “Legge Obiettivo: Primo programma delle infrastrutture strategiche. (Deliberazione n. 121/2001)”;
Deliberazione CIPE del 19 dicembre 2002 “Approvazione del Piano Nazionale per la Riduzione delle emissioni di gas responsabili dell’effetto serra: 2003 - 2010. (Deliberazione n. 123/2002)”;
Deliberazione CIPE del 19 dicembre 2002 n. 123 “Revisione delle linee guida per le politiche e misure nazionali di riduzione delle emissioni di gas serra. (legge n. 120 del 2002) (Deliberazione n. 123/2002)”;
Deliberazione Comitato Interministeriale dei prezzi Deliberazione del 9 aprile 1992 (nota come CIP 6) - Prezzi dell’energia elettrica relativi a cessione, vettoriamento e produzione per conto dell’Enel, parametri relativi allo scambio e condizioni tecniche generali per l’assimilabilità a fonte rinnovabile. (Deliberazione n. 6/1992);
Ordinanza del Presidente del Consiglio dei Ministri n. 3274 del 20 marzo 2003, “Primi elementi in materia di criteri generali per la classificazione sismica del territorio nazionale e di normative tecniche per le costruzioni in zone sismiche” (G.U. n. 105 del 8 maggio 2003);
Decreto Ministeriale del 20 luglio 2004 “Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi per l’incremento dell’efficienza energetica negli usi finali di energia, ai sensi dell’ari. 9, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79”;
Decreto Ministeriale del 20 luglio 2004 “Nuova individuazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico e sviluppo delle fonti rinnovabili, di cui all’art. 16, comma 4, del Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164”;
Piano di Sviluppo della Rete elettrica di Trasmissione Nazionale 2007, Terna S.p.A;
13 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Accordo tra Governo, Regioni, Province, Comuni e Comunità montane del 5 settembre 2002 per l’esercizio dei compiti e delle funzioni di rispettiva competenza in materia di produzione di energia elettrica ex art. 8 del D. Lgs. 28 agosto 1997, n. 281;
Accordo Interministeriale Ministeri dell’Ambiente, dell’Industria, Commercio ed Artigianato, dei Lavori Pubblici e della Sanità, 14 settembre 1995 - “Accordo procedimentale interministeriale in ordine alla valutazione dei progetti di risanamento ambientale dall’inquinamento elettromagnetico di cui all’art. 7 del DPCM 23 aprile 1992”;
“Agenda 21” - Vertice di Rio, giugno 1992
Patto per l’Energia e l’Ambiente sottoscritto nel corso della Conferenza nazionale Energia e Ambiente tenutasi a Roma il 25-28 novembre 1998 da parte delle rappresentanze del Governo nazionale, delle Regioni e degli Enti locali, delle organizzazioni economiche e sociali, delle associazioni ambientaliste e dei consumatori.
DM 22 dicembre 2006 “Approvazione del programma di misure e di interventi su utenze energetiche pubbliche ai sensi dell’art 13 del DM 20 luglio 2004 del Ministero delle Attività Produttive, di concerto con il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio”;
D.Lgs. 30 maggio 2008, n. 115 “Attuazione della Direttiva 2006/32/CE relativa all’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici e abrogazione della Direttiva 93/76/CEE”;
D.M. 18 dicembre 2008 “Incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi dell'articolo 2, comma 150, della legge 24 dicembre 2007, n. 244”;
L. 6 agosto 2008 n. 133 “Conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge 25 giugno 2008, n. 112, recante disposizioni urgenti per lo sviluppo economico, la semplificazione, la competitività, la stabilizzazione della finanza pubblica e la perequazione tributaria”.
L. 24 Dicembre 2007, n. 244 “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2008)”;
L. 22 dicembre 2008, n. 203 “Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2009)”;
14 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Riferimenti regionali
Legge Regionale 9 agosto 2006, n. 27 “Disposizioni in materia Ambientale”;
Legge Regionale 8 febbraio 2005, n. 6 “Disposizioni finanziarie per la redazione del bilancio annuale 2005 e pluriennale 2005-2007 della Regione Abruzzo (Legge finanziaria regionale 2005) che all’art. 64 ha istituito l’ARAEN (Agenzia Regionale per l’Energia);
Legge Regionale 19 novembre 2003, n. 20 “Modifiche ed integrazioni alla L.R. 17/04/2003, n. 7 (legge Finanziaria regionale 2003) - Adesione alla Associazione italiana per la valorizzazione dell’uso dell’idrogeno e delle celle a combustibile e all’Associazione nazionale (RENAEL) ed europea (FEDARENE) delle agenzie per l’energia SAVE;
Legge Regionale 3 marzo 2005, n. 12, “Misure per il contenimento dell'inquinamento luminoso e per il risparmio energetico”;
Legge Regionale 25 marzo 2002, n. 3 “Ordinamento contabile della Regione Abruzzo” (Linee guida per la formulazione della proposta di Programma Integrato Territoriale, L’Aquila, marzo 2000);
Legge Regionale 12 Gennaio 2001 n. 1 “Attuazione del disposto dell’art. 14, comma 2, lett. b) del D.Lgs. 79/99 - Disciplina di identificazione di clienti idonei all’acquisto di energia;
Legge Regionale 13 febbraio 2003, n. 2 “Disposizioni m materia di beni paesaggistici e ambientali in attuazione della parte III del D. Lgs. 22 gennaio 2004, n. 42 (Codice dei beni culturali e del paesaggio);
Legge Regionale 16 settembre 1998 n. 80 e successive modifiche e integrazioni “Norme per la promozione e lo sviluppo delle fonti rinnovabili di energia e del risparmio energetico”;
Legge Regionale n. 45 del 19 dicembre 2007 “Norme per la gestione integrata dei rifiuti”;
Deliberazione di Consiglio Regionale n. 23/2 del 28 dicembre 2005 di approvazione del “Documento di Programmazione Economico Finanziaria Regionale 2006-2008”;
Deliberazione di Consiglio Regionale n. 56/05 del 22 dicembre 2006 di approvazione del “Documento di Programmazione Economico Finanziaria Regionale 2007-2009”;
Deliberazione di Consiglio regionale n. 47/7 del 24 ottobre 2006 di approvazione del
15 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
“Piano regionale triennale di tutela e risanamento ambientale”;
Deliberazione di Consiglio Regionale n. 141/21 del 21 marzo 1990 di approvazione del “Piano Regionale Paesistico”;
Deliberazione di Consiglio regionale n. 114/1 del 10 febbraio 1999, di approvazione del “Programma Regionale di Sviluppo 1998 – 2000”;
Deliberazione di Consiglio Regionale n. 79/4 del 25 settembre 2007 di approvazione del “Piano Regionale per la Tutela della Qualità dell'Aria”;
Deliberazione di Consiglio regionale n. 147/4 del 26 gennaio 2000 “Quadro di Riferimento Regionale”;
Deliberazione 29.01.2008, n. 94/5: Legge Regionale 16.9.1998 n. 81 e s.m.i. “Norme per il riassetto organizzativo e funzionale della Difesa del Suolo – Presa d’atto della Deliberazione n. 6 del 31 luglio 2007 del Comitato Istituzionale della Autorità dei Bacini di Rilievo Regionale – ai sensi e per gli effetti dell’art. 5, comma 1, lettera p-bis della L.R. 81/98 e s.m.i. e Approvazione del Piano Stralcio Difesa dalle Alluvioni – ai sensi e per gli effetti dell’art. 13, comma 10, della L.R. 81/98 e s.m.i.
Deliberazione 29.01.2008, n. 94/7: “Legge 18 maggio 1989 n. 183 “Norme per il riassetto organizzativo e funzionale della difesa del suolo”. Legge Regionale 16 settembre 1998 n. 81 e s.m.i. – Presa d’atto della Deliberazione n. 18 del 4 dicembre 2007 del Comitato Istituzionale della Autorità dei bacini di rilievo regionale – ai sensi e per gli effetti dell’art. 5, comma 1, lettera p-bis della L.R. 81/98 e s.m.i. e approvazione del Piano Stralcio di Bacino per l’Assetto idrogeologico “Fenomeni Gravitativi e Processi Erosivi” – ai sensi e per gli effetti dell’art. 6 bis, comma 6, della L.R. 12.04.1983 n. 18 e s.m.i. e dell’art. 13, comma 10, della L.R. 81/98 e s.m.i..
QSN- Quadro Strategico Nazionale 2007-2013
− POIE Programma operativo interregionale “ Energie rinnovabili e risparmio energetico” 2007-2013,;
− POR - POIN FSE Abruzzo 2007-2013 Ob. 2 "Competitività regionale e Occupazione"Pubblicazione del POR FSE Abruzzo 2007-2013 Ob. 2 "Competitività regionale e Occupazione", trasmesso alla Commissione Europea per l'approvazione finale, già approvato dalla Giunta regionale in data 5 marzo 2007 con provvedimento
16 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
n. 191 ed emendato per adeguarlo alle osservazioni formulate dalla CE nel corso del Negoziato;
Programma di Sviluppo Rurale (PSR) 2007 – 2013” approvato dal Comitato STAR il 19.12.2007;
D.G.R. n. 1189 del 05 dicembre 2001 “Piano regionale relativo all’uso dell’energia da fonti rinnovabili”;
D.G.R. n. 1435 del 18 dicembre 2006 “Incentivazioni all’uso delle fonti rinnovabili di energia e al risparmio energetico. Mobilità sostenibile” (Sviluppo della nuova tecnologia all’idrogeno);
D.G.R. n. 754 del 30 luglio 2007 “Linee guida atte a disciplinare la realizzazione di Parchi Eolici nel territorio abruzzese . Approvazione”;
D.G.R. n. 148 del 19 febbraio 2007 “Disposizioni concernenti la Valutazione Ambientale Strategica (V.A.S.) di Piani e Programmi Regionali” in applicazione del D. Lgs. 152/2006;
D.G.R. n. 351 del 12 aprile 2007 e successive modifiche ed integrazioni “D. Lgs. 387/2003 concernente Attuazione della Direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettericità”;
D.G.R. n. 760 del 12 agosto 2008 “DGR n. 351 del 12 aprile 2007: D. Lgs. 387/2003 concernente “Attuazione della Direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti di energia rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità” e s.m.i. –Integrazione”;
D.G.R. n. 1223 del 19 dicembre 2003 “Programma regionale per la valorizzazione energetica delle biomasse nella Regione Abruzzo – Accordo di Programma tra la Regione Abruzzo e il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio”;
D.G.R. n. 100 del 05 febbraio 2007 “Programma regionale per la valorizzazione energetica delle biomasse nella Regione Abruzzo – Accordo di Programma tra la Regione Abruzzo e il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio. Attuazione”;
D.G.R. n. 1338 del 12 dicembre 2005 “Azioni sperimentali per il rientro nei valori limite di qualità dell’Aria e completamento della rete di monitoraggio – utilizzo delle risorse derivanti dall’art. 73 del D. Lgs. n. 112 del 31 marzo 1998”;
D.G.R. n. 1228 del 26 novembre 2004 “Programma di finanziamento di impianti di
17 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
rifornimento per il metano dedicati al parco rotabile delle aziende di trasporto pubblico locale. Approvazione Accordo di Programma”;
D.G.R. n. 923 del 26 settembre 2005 “Decreto Ministeriale Ambiente del 21/05/2001. Programma Carbon Tax – D.G.R. n. 1776 del 29/12/200 e D.G.R. n. 1311 del 27/12/2001: integrazioni e precisazioni degli ultimi interventi”.
D.G.R. n. 671 del 24 luglio 2008 “Legge regionale n.17 del 25/06/2007 art. 8: “Studio a supporto della programmazione regionale in materia di risorse idriche destinabili alla produzione di energia elettrica”- Approvazione”;
L.R. n. 2 del 10 marzo 2008 e successive modifiche e integrazioni “Provvedimenti urgenti a tutela della Costa Teatina”
18 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
2 LA LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DELL’ENERGIA
Con gli anni Ottanta è progressivamente aumentata la liberalizzazione dei settori affidati a gestione pubblica. Pertanto, in questi anni il regime di monopolio è stato progressivamente attenuato, fino ad arrivare alla privatizzazione dell’Ente competente e poi alla liberalizzazione del mercato, liberalizzazione che, come accaduto per diversi altri settori, è partita dall’Unione Europea.
2.1 L’INTERVENTO COMUNITARIO NEL SETTORE ENERGETICO, LA DIRETTIVA 96/92/CE
Il Trattato di Roma firmato il 25 marzo 1957, nella sua versione originaria, nulla prevedeva in materia di energia, in quanto al momento dell’istituzione della Comunità Economica Europea (CEE) il problema energetico non aveva ancora acquisito l’attuale rilevanza, soprattutto perché non si era ancora prospettato il problema, oggi ritenuto essenziale, della esauribilità delle fonti energetiche. Conseguentemente, anche la normativa comunitaria di grado secondario non è intervenuta nel settore in esame se non attraverso gli effetti riflessi di discipline dettate per altri settori e, in particolare, in quello dell’ambiente. Le prime disposizioni espresse in materia di energia elettrica sono state introdotte nel Trattato a seguito della sottoscrizione del Trattato di Maastricht del 1992, che ha previsto: l’adozione di un’azione comunitaria in materia di energia secondo i principi di proporzionalità e di sussidiarità; lo sviluppo di un’azione volta alla razionalizzazione di reti transeuropee; l’interazione con la politica ambientale comunitaria. Si trattava, evidentemente, di un intervento marginale ed essenzialmente programmatico, che richiedeva una disciplina di attuazione incisiva. Il primo intervento diretto della Comunità Europea nel settore dell’energia è costituito dall’approvazione della Direttiva 96/92/CE recante “Norme comuni per il mercato interno per l’energia elettrica”. Con questa Direttiva l’UE ha delineato come obiettivo il conseguimento di un mercato energetico concorrenziale che deve fondarsi su alcuni principi: a) la trasparenza dell’attività dei soggetti operanti sul mercato; b) l’obbligo delle gestioni economico-contabili separate che consente una maggiore concorrenzialità sulle singole attività; c) la non discriminazione nei
19 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
confronti degli utenti finali; d) il contemperamento delle esigenze della produzione dell’elettricità con le problematiche ambientali. A tale scopo la Direttiva ha previsto: - la possibilità per gli Stati di imporre agli operatori del mercato obblighi propri di servizio pubblico (art.3); - l’obbligo per gli Stati di optare per il sistema dell’autorizzazione o per quello della gara per la realizzazione di nuovi impianti di generazione e di fissarne i relativi criteri (art.4); - l’obbligo per gli Stati di redigere un inventario dei nuovi mezzi di generazione di energia, nonché l’obbligo, in capo al gestore della rete, di effettuare una valutazione periodica della capacità di generazione dell’energia nel territorio di competenza del gestore stesso (art.6); - l’obbligo di istituire il gestore della rete di trasmissione che assume la responsabilità della gestione, della manutenzione e della espansione della rete, anche al fine di garantire la sicurezza dei livelli di produzione e, conseguentemente, dell’approvvigionamento nonché la responsabilità dei flussi di energia sulla rete (art.7). Il gestore è altresì responsabile per il disfacimento degli impianti di generazione situati nella sua zona e dell’impiego dei dispositivi di interconnessione con altre reti (art.8); - l’obbligo o l’invito alle imprese di settore a designare un gestore della rete di distribuzione; - una serie di obblighi di separazione contabile delle diverse attività svolte dai singoli operatori del mercato a fini di trasparenza; - l’obbligo di strutturare il mercato dell’accesso alle reti secondo la procedura dell’accesso negoziato, ovvero secondo la procedura dell’Acquirente Unico.
20 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
2.2 L’ATTUAZIONE DELLA DIRETTIVA COMUNITARIA 96/92/CE IN ITALIA: IL DECRETO
LEGISLATIVO 79/99 (C.D. DECRETO BERSANI )
2.2.1 La struttura giuridica del nuovo mercato dell’energia elettrica
La struttura giuridica del nuovo mercato dell’energia elettrica in Italia è stata definita dal Decreto legislativo del 16 marzo 1999 n.79, detto decreto Bersani. Esso costituisce la prima legge in Italia in materia di liberalizzazione del mercato dell’energia. I principali soggetti, cui il decreto Bersani ha affidato il compito di predisporre i provvedimenti attuativi, sono il Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato (MICA) oggi Ministero per lo Sviluppo Economico e l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas. Con questo decreto è stata recepita la direttiva europea 96/92/CE, che ha lasciato agli Stati membri, pur entro certi schemi, una discreta possibilità di scelta per quanto riguarda le modalità della sua attuazione. Il legislatore italiano, a tale proposito, ha optato per uno sdoppiamento dei mercati, creando un mercato libero, al quale hanno accesso i clienti idonei, e un mercato vincolato al quale hanno accesso i clienti vincolati. I clienti idonei hanno facoltà di stipulare contratti di fornitura di energia elettrica direttamente con qualsiasi produttore, distributore o grossista, sia in Italia che all’estero. Essi possono scegliere l’impresa della quale avvalersi per la fornitura dei servizi elettrici e con essa negoziare le condizioni contrattuali. I clienti vincolati possono, invece, stipulare contratti di fornitura di energia elettrica, solo con il soggetto operante sul territorio che applicherà loro la tariffa unica fissata dall’autorità garante. Tali soggetti non hanno accesso diretto al mercato dell’energia e la riserva di energia elettrica per il loro fabbisogno è garantita dalla presenza dell’Acquirente Unico. La distinzione tra cliente idoneo e cliente vincolato è basata sulla quantità di energia elettrica consumata, e ciò in quanto l’acquisto di un certo quantitativo di energia elettrica garantisce una maggiore forza contrattuale al cliente nei confronti del fornitore, rendendo più difficile la realizzazione di abusi a danno dell’acquirente.
Un cliente, quindi, è considerato idoneo se supera una determinata soglia di consumo di
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energia elettrica. E’ evidente che al diminuire di tale soglia aumenta il grado di apertura del mercato libero.
La soglia di idoneità nel 1998 era fissata a 30 GWh/anno, per poi essere progressivamente abbassata: nel 2000 fu portata a 20 GWh/anno; nel 2002 a 9 GWh/anno; con il decreto Letta (5 marzo 2001 n.57) a 100.000 KWh/anno; con la deliberazione 107/04 dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas che ha recepito la Direttiva 2003/54/CE, dal 1 luglio 2004 tutti i clienti sono diventati idonei ad eccezione degli usi domestici.
Con la legge 125 del 2007 poi, di conversione del decreto legge 73 del 2007, si è data completa attuazione a quanto previsto dalla direttiva 2003/54/CE in materia di liberalizzazione dei mercati dell’energia.
Tale legge ha previsto la possibilità anche per le utenze domestiche (prima utenze vincolate) di poter scegliere liberamente il proprio fornitore di energia elettrica a partire dal 1° luglio 2007; ha anche ridefinito il ruolo dell’Acquirente Unico e disposto la separazione societaria delle attività di distribuzione da quelle di vendita dell’energia elettrica.
2.2.2 Nuovi soggetti operanti sul mercato dell’energia elettrica
A sostegno di questa nuova struttura di mercato, il decreto Bersani ha introdotto una serie di nuovi soggetti operanti nel settore elettrico, destinati a svolgere le attività prima svolte da ENEL. Il primo soggetto disciplinato dal Decreto è il Gestore della Rete di Trasmissione nazionale (ex GRTN ora TERNA), che esercita le attività di trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica ivi compresa la gestione unificata della rete di trasmissione nazionale. Terna assicura la libertà di accesso al servizio di trasmissione, garantisce la sicurezza e delibera gli interventi di manutenzione e sviluppo della rete di cui è proprietaria per oltre il 98%. Terna amministra il dispacciamento (autorizzazione alle centrali di immettere elettricità in rete) in funzione alla continuità dell’approvvigionamento elettrico per assicurare la copertura alla domanda elettrica dei consumatori. Terna è una società per azioni, quotata in borsa. L’azionista di riferimento è la Cassa Depositi e Prestiti, che detiene il 29,9% delle azioni, seguita da Pictet AM SA, ENEL e Ass.ni Generali
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con circa il 5% ciascuno. L’attuale assetto di proprietà e gestione della Rete di Trasmissione Nazionale, con la configurazione di unico soggetto proprietario e gestore, Terna per l’appunto, è frutto di una scelta del legislatore successiva al Decreto Bersani, il quale aveva inizialmente previsto la costituzione di un Gestore della RTN (GRTN) distinto dai molteplici proprietari delle linee e stazioni facenti parte della Rete di Trasmissione Nazionale. Con il DPCM 11 maggio 2004, tuttavia, è stata decisa la riunificazione della proprietà e della gestione della RTN, attraverso l’acquisizione da parte di Terna del ramo d’azienda del GRTN attivo nei servizi di trasmissione e dispacciamento. Il nuovo soggetto nato in virtù del DPCM 11 maggio 2004 è divenuto operativo dal 1° novembre 2005. Le rimanenti attività del vecchio GRTN in seguito all’acquisizione del ramo d’azienda da parte di Terna, sono state attribuite al Gestore dei Servizi Elettrici (GSE), attivo in particolar modo nella promozione della fonti rinnovabili. Azionista unico del GSE è il Ministero dell’Economia e delle Finanze che esercita i diritti dell’azionista con il Ministero dello Sviluppo Economico. Il GSE è capogruppo delle due società controllate: l’Acquirente Unico (AU) e il Gestore del Mercato Elettrico (GME). Il secondo soggetto previsto dal decreto Bersani è, appunto, l’Acquirente Unico. Il compito iniziale dell’Acquirente Unico era la stipula di contratti di fornitura di energia allo scopo di garantire la disponibilità di energia elettrica necessaria al soddisfacimento dell’esigenze dei clienti vincolati che non avevano la possibilità di accedere alla libera contrattazione con i distributori. Oggi, in presenza di una completa liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica, l’Acquirente Unico continua a svolgere la funzione di approvvigionamento per quei clienti finali domestici che non hanno ancora operato la scelta di recedere dal contratto in itinere di fornitura dell’energia elettrica come clienti vincolati ai sensi dell’articolo 1, comma 2, del DL 73/2007, convertito con Legge 125 del 2007. Infine il decreto Bersani prevede anche la figura del Gestore del Mercato. Questa società organizza il mercato dell’energia garantendo la neutralità, la trasparenza e l’obiettività delle contrattazioni ed ha, altresì, il compito di gestire, sotto il profilo economico, la disponibilità della riserva di potenza.
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Per quanto riguarda ENEL S.p.A., la sua attività è disciplinata dall’art.13 del decreto Bersani, ove si prevede che ENEL costituisca società separate per lo svolgimento delle seguenti attività: a) produzione; b) distribuzione; c) vendita; d) smaltimento delle centrali elettriche termonucleari.
2.2.3 Le attività svolte sul mercato dell’energia - produzione, distribuzione, importazione ed esportazione
Per quanto concerne il mercato della produzione dell’energia elettrica occorre rilevare che l’autoproduzione di energia è sempre stata consentita nei limiti necessari al fabbisogno del produttore, anche sotto il vigore del monopolio di ENEL. Con il decreto Bersani il mercato di produzione di energia elettrica viene interamente liberalizzato con la previsione che nessun soggetto possa produrre e importare direttamente o indirettamente più del 50% del totale dell’energia elettrica prodotta ed importata in Italia e con l’obbligo di produrre da fonti rinnovabili una quota annua pari al 2% sulla produzione totale. Al 2008 tale quota assomma al 4.99 %. A tal fine il decreto Bersani prevede da un lato la cessione da parte di ENEL di una parte della propria capacità produttiva e, dall’altra, che lo stesso ente rediga un piano di progressiva dismissione degli impianti. L’attività di distribuzione di energia elettrica è oggi libera e viene esercitata dalle imprese che ne facciano richiesta e che siano in possesso dei relativi requisiti in regime di concessione rilasciata dal Ministero dello Sviluppo Economico. L’art.10 del decreto in esame si occupa, infine, delle attività di importazione ed esportazione di energia ed impone a Terna S.p.A. di individuare le porzioni della rete nazionale interconnesse con quelle di altri Stati, nonché di determinare le loro capacità.
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Figura 2.1 Assetto del mercato liberalizzato al termine del transitorio
2.3 LIBERALIZZAZIONE DEL MERCATO DEL GAS
Il settore del gas naturale è stato regolato successivamente al settore dell’energia elettrica, ma con disciplina assolutamente simile, sia a livello comunitario che a livello nazionale. Ciò dipende essenzialmente dal fatto che i due settori hanno molti profili di criticità in comune, come l’esauribilità delle risorse e il carattere di essenzialità del servizio. La disciplina del settore del gas e le modalità della liberalizzazione del settore a livello comunitario sono contenuti nella direttiva 98/30/CE che, analogamente alla Direttiva 96/92/CE in materia di energia elettrica, pone principi che devono stare alla base delle legislazioni dei singoli Stati membri. La Direttiva in Italia è stata attuata attraverso una legge di delega al Governo (la legge n. 144 del 17 /05/99), il cui art. 41 fissa i seguenti principi ai quali attenersi nella predisposizione della disciplina attuativa: - il carattere di servizio pubblico della fornitura di gas naturale ed i conseguenti obblighi delle imprese che effettuano detto servizio; - la previsione di una disciplina di favore per la realizzazione di opere infrastrutturali;
25 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
- la previsione di una serie di garanzie a tutela della corretta gestione del servizio, di trasparenza economico-finanziaria e di sviluppo della concorrenza; - la previsione di misure per consentire uno sviluppo di un mercato interno conforme a quello comunitario sotto il profilo concorrenziale. La suddetta delega è stata attuata con il Decreto legislativo n.164 in data 23/05/2000, detto decreto Letta. Tale decreto introduce una serie di disposizioni in favore della ricerca e dello sfruttamento del gas naturale e disciplina le singole attività del settore (trasporto e dispacciamento, stoccaggio, distribuzione e vendita). Il decreto prevede la separazione tra l’attività di distribuzione e l’attività di vendita, prima affidate ad un unico soggetto: le società di distribuzione si limitano al servizio di trasporto del gas fino all’utente finale, comprensivo della gestione, della manutenzione e di tutte le attività connesse alla rete fisica di distribuzione; la società di vendita svolge, invece, l’attività commerciale della fornitura del gas. L’attività di distribuzione è considerata attività di servizio pubblico, viene attribuita tramite gara per un periodo massimo di 12 anni e affidata agli enti locali attraverso contratti di servizio predisposti dall’Autorità per l’Energia elettrica e il Gas. L’attività di vendita è invece soggetta ad autorizzazione ministeriale rilasciata in base a criteri di tipo tecnico-economici. Tra questi si possono ricordare le capacità tecniche e finanziarie adeguate, la disponibilità di un servizio di modulazione adeguato, la dimostrazione della provenienza del gas naturale. Anche nel settore del gas è stata introdotta la distinzione tra clienti idonei e clienti vincolati secondo modalità e con conseguenze analoghe a quelle già esaminate in relazione al settore energetico. In particolare il decreto Letta dispone che, esaurita una prima fase in cui l’accesso al libero mercato era subordinato al superamento di una soglia minima di consumo, dal 1 gennaio 2003 tutti i clienti sono idonei per il libero mercato, cioè in grado di stipulare contratti di acquisto di gas naturale con qualsiasi produttore, importatore, distributore o grossista, sia in Italia che all’estero. Ai clienti idonei, ai sensi della deliberazione n. 184 del 7 agosto 2001, è riconosciuta la facoltà di recesso nei contratti di fornitura di gas naturale; il preavviso è stabilito in misura non superiore a sei mesi per contratti di durata pluriennale e tre mesi per contratti di durata annuale.
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Inoltre è da segnalare che l’Autorità per l’Energia elettrica e il Gas ha approvato un Codice di Condotta al quale, a partire dal 1 dicembre 2004, devono attenersi tutti i venditori del mercato liberalizzato del gas nel presentare offerte ai clienti con consumi annui fino a 200.000 metri cubi. Il Codice impone precisi obblighi per la trasparenza delle informazioni, per le modalità di presentazione delle offerte, per la confrontabilità dei prezzi, per la scomposizione delle diverse voci che determinano il corso finale per il cliente, per la semplicità del linguaggio utilizzato nei contratti. Il Codice, definendo regole di comportamento uniformi su tutto il territorio nazionale, garantisce che la competizione tra venditori si svolga a parità di condizioni e costituisce, anche sotto questo aspetto, un elemento di stimolo alla concorrenza. Le regole generali di correttezza, che i venditori devono osservare nella promozione delle offerte contrattuali, si identificano nelle informazioni che devono obbligatoriamente essere fornite al cliente prima della sottoscrizione del contratto e nelle principali clausole che dovranno essere contenute nel contratto stesso. Al cliente viene quindi assicurata la piena informazione e la possibilità di confrontare i prezzi delle diverse offerte ricevute.
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PIANO ENERGETICO
DELLA REGIONE ABRUZZO
CAPITOLO 1
QUADRO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
BILANCIO ENERGETICO REGIONALE (BER)
PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1 BILANCIO ENERGETICO REGIONALE...... 2 1.1 INTRODUZIONE...... 3 1.2 Le Fonti Informative...... 6 1.2.1 Energia elettrica ...... 6 1.2.2 Prodotti petroliferi ...... 6 1.2.3 Gas naturale...... 7 1.3 Analisi dei consumi ...... 8 1.3.1 I consumi complessivi ...... 8 1.3.2 I consumi per vettore...... 12 1.3.2.1 Compravendita di energia elettrica...... 12 1.3.2.2 Compravendita di prodotti petroliferi...... 14 1.3.2.3 Compravendita di gas naturale ...... 22 1.3.3 Consumi di energia elettrica e prodotti petroliferi per settore...... 23 1.3.3.1 Industria...... 24 1.3.3.2 Terziario...... 28 1.3.3.3 Trasporti...... 30 1.3.3.4 Domestico...... 33 1.3.3.5 Agricoltura...... 35 1.4 Analisi dell’offerta Energetica...... 38 1.4.1 Produzione di fonti energetiche ...... 39 1.4.2 Fonti convenzionali...... 40 1.4.3 Fonti rinnovabili ...... 42 1.4.3.1 Energia idroelettrica...... 42 1.4.3.2 Energia fotovoltaica...... 43 1.4.3.3 Energia solare termica ...... 44 1.4.3.4 Energia eolica ...... 44 1.4.3.5 Biomassa...... 45 1.5 Sintesi ...... 46 1.5.1 Analisi dei consumi energetici ...... 46 1.5.1.1 Consumi per vettore...... 46 1.5.1.2 Consumi di energia elettrica e prodotti petroliferi per settore ...... 47 1.5.2 Aggregazione economico-energetica...... 49 1.5.3 L’offerta energetica...... 50 1.5.4 Il bilancio energetico ...... 52
1 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1 BILANCIO ENERGETICO REGIONALE
2 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.1 Introduzione
La redazione di un Bilancio Energetico (BE) di un territorio costituisce il punto di partenza per un’efficace ed efficiente elaborazione di una strategia di produzione e gestione delle risorse energetiche all’interno del territorio stesso. Esso opera la stima dei flussi di energia che attraversano in un dato tempo – solitamente è significativo l’anno solare – il confine del territorio in esame, analizza le trasformazioni energetiche da una forma all’altra che hanno luogo all’interno del territorio e caratterizza gli impieghi finali dell’energia.
Esattamente come ogni altro ecosistema, anche i sistemi territoriali sono soggetti ai principi della termodinamica, in particolare a quello di conservazione dell’energia: la somma algebrica degli interscambi energetici tra il sistema e l'esterno deve corrispondere, in ogni istante, esattamente alla variazione degli stock di energia presenti nel sistema. Tale principio è sinteticamente esemplificato nella Figura 1.1.
Importazione fonti fossili Importazione en. elettrica Importazione fonti rinnovabili
Produzione fonti fossili Produzione fonti rinnovabili
C.I.L.
Trasformazioni in en. el.
perdite perdite Trasformazioni in en. el. perdite
TOTALE IMPIEGHI FINALI
INDUSTRIA TRASPORTI USI CIVILI AGRICOLTURA USI NON ENERGETICI
Figura 1.1 Il territorio come sistema termodinamico
Quanto precedentemente specificato si riferisce alla possibilità di disaggregare, per ogni vettore, i dati sui consumi energetici per ognuno dei settori di utilizzo. Come si chiarirà successivamente nella parte riguardante le fonti informative, l’impossibilità di disaggregare i dati sul gas naturale per settore di consumo finale (Industria, Residenziale, Terziario e Agricoltura) ha condotto, per i suddetti, ad un’analisi energetica relativa solo ai consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi. Al contrario, è stato possibile disaggregare i dati sul gas naturale per settore di distribuzione Snam Rete Gas (Autotrazione diretta, Industria diretta, Reti di distribuzione secondaria e Termoelettrico).
3 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Figura 1.2: La Regione come sistema termodinamico
In Tab 1.1 sono riportati i fattori di conversione utilizzati, indicati dalla Circolare n. 219/F del MICA oggi Ministero dello Sviluppo Economico del 2 Marzo 1992.
4 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
EQUIVALENTE ENERGETICO Dl ALCUNI PRODOTTI COMBUSTIBILI (Valori indicativi espressi in tep primari per unità fisica di prodotto)
Prodotto Equivalenza in tep Combustibili liquidi
Gasolio 1 t = 1,08 tep Olio combustibile 1 t = 0,98 tep Gas di petrolio liquefatti (GPL) 1 t = 1,10 tep Benzine 1 t = 1,20 tep Combustibili solidi
Carbon fossile 1 t = 0,74 tep Carbone di legna 1 t = 0,75 tep Antracite e prodotti antracinosi 1 t = 0,70 tep Legna da ardere 1 t = 0,45 tep Lignite 1 t = 0,25 tep Combustibili gassosi
Gas naturale 1000 Nm 3 = 0,82 tep Elettricità
fornita in alta e media tensione 1 MWh = 0,23 tep fornita in bassa tensione 1 MWh = 0,25 tep Tabella 1.1: Fattori di conversione in tep
È necessario precisare che, ai soli fini della conversione dei dati relativi all’energia elettrica, si è supposto che questa sia fornita in alta e media tensione alle industrie e in bassa tensione a tutti gli altri usi finali (agricoltura, domestico, terziario).
Al fine di giungere alla sintesi del Bilancio Energetico è necessario reperire da varie fonti le informazioni relative sia ai consumi che all’offerta di energia.
È altresì indispensabile effettuare valutazioni e stime attendibili per quel che riguarda le emissioni inquinanti associate a tali consumi; in tal caso è anche importante utilizzare al meglio tutte le informazioni reperibili in studi specifici e di settore effettuati in precedenza sull’argomento anche a livello provinciale e soffermare maggiore attenzione sui settori più significativi.
Nel seguito, lo studio sul Bilancio Energetico è pertanto condotto per gradi successivi, puntando l’attenzione sulle seguenti tematiche fondamentali:
• fonti informative per il reperimento di dati ;
• analisi dei consumi energetici, disaggregati per vettore, per settore e su base territoriale;
• analisi dell’offerta energetica, in termini di produzione di fonti primarie convenzionali e rinnovabili; 5 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
• caratterizzazione di significative categorie omogenee di consumatori;
• sintesi finale del Bilancio Energetico.
1.2 Le Fonti Informative
Le principali fonti informative impiegate per la redazione del bilancio possono essere classificate, per forma di energia trattata, come di seguito
1.2.1 Energia elettrica Per quanto riguarda l’energia elettrica, i dati, che sono stati resi disponibili dalle pubblicazioni del Gestore dei Servizi Elettrici (GSE) e di Terna S.p.A., consentono l’analisi dei consumi elettrici dal 1977 al 2005; ai fini del presente bilancio, sono stati presi in considerazione i dati degli ultimi dieci anni, a partire dal 1995. Le caratteristiche della distribuzione commerciale dell'energia elettrica si prestano a precise disaggregazioni per settore d’impiego e per usi finali. Tali dati si intendono al netto dei consumi FS per trazione.
1.2.2 Prodotti petroliferi I dati relativi ai prodotti petroliferi sono stati reperiti in gran parte dai Bollettini Petroliferi messi a disposizione dal Ministero dello Sviluppo Economico (MSE) ; l’orizzonte temporale si estende dal 1995 al 2005. È opportuno ricordare che i dati a disposizione si riferiscono alle vendite e non ai consumi effettivi. Quest’ultimo aspetto assume fondamentale importanza per alcuni prodotti, come ad esempio per l’olio combustibile; tale combustibile, infatti, è quasi sempre utilizzato per scopi industriali e ne sono immagazzinati grossi quantitativi, che spesso sono acquistati all’esterno del territorio regionale e consumati anche dopo molti mesi dall’acquisto. Un’ulteriore difficoltà è legata alle modalità di contabilizzazione dei flussi di combustibile trasportato nei serbatoi delle autovetture che transitano attraverso i confini regionali.
6 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.2.3 Gas naturale
I dati sui consumi di gas naturale traggono origine, per il volume energetico totale, dalla serie storica messa a disposizione dalla Società SNAM Rete Gas. Nello specifico è stato possibile analizzare un arco temporale di dieci anni che si estende dal 1995 al 2005. Tali informazioni non si prestano ad una disaggregazione settoriale e per usi finali di consumo (Industria, Agricoltura, Terziario, Residenziale e Termoelettrico) pertanto, in assenza di studi condotti precedentemente alla redazione del presente Bilancio Energetico, si è provveduto a condurre un’analisi relativa ad una disaggregazione per Settore di Distribuzione SNAM (Autotrazione, Industria diretta, Reti di distribuzione secondaria e Termoelettrico) e per Gestore Locale di gas naturale. È opportuno ricordare che i dati a disposizione si riferiscono ai volumi riconsegnati dalla SNAM alla Regione e non ai consumi effettivi. Le citate difficoltà si trasferiscono, all’atto della redazione del presente Piano, nei seguenti elementi:
la disaggregazione dei dati energetici per settore finale di utilizzo (Industria, Terziario, Residenziale e Agricoltura) è stata condotta solo per i vettori “energia elettrica” e “prodotti petroliferi”; la disaggregazione del vettore “gas naturale” è stata condotta solo per i settori di distribuzione (Autotrazione, Industria diretta, Reti di distribuzione secondaria e Termoelettrico);
In virtù di quanto esposto, il Bilancio Energetico sintetizzato in forma tabellare e grafica, è suddiviso in due parti indipendenti:
1) Bilancio Energetico relativo alla produzione e al consumo di energia elettrica e prodotti petroliferi per i settori finali; 2) Bilancio Energetico sul gas naturale per i settori di distribuzione.
7 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.3 ANALISI DEI CONSUMI
1.3.1 I consumi complessivi La Regione Abruzzo, nel 2005, ha consumato complessivamente 3.763,11 ktep. Nella seguente Tab 1.2 è riportata una sintesi dei consumi energetici annuali dal 1995 al 2005, con andamento grafico in Figura 1.3.
En. Prod. Gas TOTALE elettrica petroliferi naturale
1996 1.216,50 1.072,42 892,75 3.181,67 1997 1.275,45 1.104,56 806,79 3.186,81 1998 1.316,56 1.189,90 756,40 3.262,86 1999 1.362,62 1.176,20 756,02 3.294,84 2000 1.430,14 1.214,61 703,11 3.347,86 2001 1.478,80 1.234,40 716,17 3.429,37 2002 1.512,20 1.228,70 732,30 3.473,20 2003 1.550,50 1.355,80 792,8768 3.699,18 2004 1.594,98 1.278,86 826,3256 3.700,16 2005 1.607,98 1.275,21 879,9242 3.763,11
Tabella 1.2: Consumi energetici complessivi per vettore dal 1996 al 2005
Rispetto al 1995, nel decennio successivo, si è registrato un aumento dei consumi complessivi pari al 18%; l’incremento più evidente è legato all’energia elettrica (+32%). Il consumo di gas naturale è invece diminuito dell’1%; tuttavia, va sottolineato che questo valore non tiene conto della quantità di metano convertita in energia elettrica; tale energia è infatti conteggiata all’interno dei consumi elettrici.
8 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
4.000,00
3.500,00
3.000,00
2.500,00
2.000,00 [ktep] [ktep] 1.500,00
1.000,00
500,00
0,00 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
En. elettrica Prod. petroliferi Gas naturale TOTALE
Figura 1.3: Andamento dei consumi energetici totali e per singolo vettore
La successiva Figura 1.4 mostra, invece, l’evoluzione della ripartizione percentuale dei consumi complessivi nei singoli vettori energetici; come si può notare, i consumi sono ripartiti in modo abbastanza equilibrato tra i tre vettori energetici (energia elettrica 43%, gas naturale 23%, prodotti petroliferi 34%).
100%
90% 756,40 756,02 703,11 716,17 732,30 792,8768 826,3256 879,9242 892,75 806,79 80%
70%
60% 1.214,61 1.234,40 1.228,70 1.355,80 1.278,86 1.104,56 1.189,90 1.176,20 1.275,21 1.072,42 50% [ktep] 40%
30% 1.430,14 1.478,80 1.512,20 1.594,98 1.607,98 20% 1.216,50 1.275,45 1.316,56 1.362,62 1.550,50 10%
0% 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
En. elettrica Prod. petroliferi Gas naturale
Figura 1.4: Evoluzione della ripartizione percentuale dei consumi per i singoli vettori
9 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Analizzando la ripartizione dei consumi nei principali settori analizzati, al netto degli impieghi di gas naturale, si può notare che in ciascuno di questi si è avuto un incremento dei consumi dal 1995 al 2005 in linea con l’aumento complessivo dei consumi totali di energia elettrica e prodotti petroliferi (+25,3%); tale incremento risulta più evidente nel terziario (+32%) e nell’industria (+28%); lievi incrementi dei consumi si sono avuti anche in agricoltura e nel settore residenziale (rispettivamente +5% e +2%).
Industria Terziario Residenziale Agricoltura TOTALE
[ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep]
1996 714,42 1.165,84 334,77 82,63 2.297,66
1997 755,88 1.215,03 340,78 77,30 2.388,98
1998 771,78 1.327,28 338,52 78,58 2.516,17
1999 794,82 1.352,56 328,64 73,44 2.549,47
2000 856,68 1.374,02 347,54 77,44 2.655,68
2001 880,05 1.414,73 350,75 79,29 2.724,83
2002 878,90 1.439,86 351,40 81,82 2.751,98
2003 880,93 1.569,95 353,78 113,76 2.918,43
2004 891,82 1.552,01 354,09 88,42 2.886,34
2005 912,14 1.537,50 342,15 91,36 2.883,15
Tabella 1.3: Consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi per settore (1996-2005)
3500
3000
2500
2000
1500 [ktep] [ktep] .
1000
500
0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Industria Terziario Residenziale Agricoltura TOTALE
Figura 1.5: Andamento dei consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi per singolo settore
10 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Nella seguente Figura 1.6 è indicata l’evoluzione della ripartizione percentuale dei consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi nei singoli settori; questa resta all’incirca costante nel tempo: circa il 53% dei consumi energetici complessivi, rilevati dal 1995 al 2005, spetta al terziario, seguito dal settore industriale (circa il 32% del totale) e dal residenziale (12%); marginali i consumi nell’ambito dell’agricoltura (appena il 3%), mentre risultano irrisori quelli nel termoelettrico (appena 5,5 tep tra energia elettrica e prodotti petroliferi).
100% 82,63 77,30 78,58 73,44 77,44 79,29 81,82 113,76 88,42 87,16 334,77 340,78 338,52 328,64 347,54 350,75 351,40 353,78 354,09 342,15 80%
60% 1.165,84 1.215,03 1.327,28 1.352,56 1.374,02 1.414,73 1.439,86 1.569,95 1.552,01 1.537,50 [ktep] 40%
20% 714,42 755,88 771,78 794,82 856,68 880,05 878,90 880,93 891,82 912,14
0% 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Industria Terziario Residenziale Agricoltura
Figura 1.6 Ripartizione percentuale dei consumi per i singoli settori
11 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.3.2 I consumi per vettore
1.3.2.1 Compravendita di energia elettrica Nel 2005, nel territorio regionale, si è registrato un consumo complessivo di energia elettrica di 6.732,03 GWh, corrispondenti a 1.607,96 ktep. Questo valore è in linea con l’andamento globale di crescita dei consumi osservato negli ultimi anni, come si può vedere dai dati riportati in Figura 1.7 che si riferiscono ai consumi elettrici complessivi degli anni dal 1995 al 2005, espressi in ktep.
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
[ktep] 800
600
400
200
0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Aricoltura Industria Terziario Domestico TOTALE
Figura 1.7: Andamento dei consumi elettrici totali e per settore
In particolare, i consumi elettrici della Regione sono aumentati del 32% negli ultimi dieci anni, passando da 1.216,59 ktep del 1995 ad oltre 1.600 ktep nel 2005. Nelle Tabelle 1.4 a e 1.4 b è riportata una prima ripartizione dei consumi elettrici nei settori di impiego.
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GW] [GWh] [GWh] [GWh] Agricoltura 66,80 68,50 66,70 63,00 73,10 76,20 70,20 76,60 78,50 78,30 Industria 2.919,00 3.115,10 3.202,20 3.315,90 3.570,50 3.681,10 3.695,40 3.732,50 3.789,30 3.749,80 Terziario 1.014,90 1.062,10 1.124,30 1.178,20 1.199,20 1.286,30 1.359,30 1.432,60 1.516,20 1.615,30 Domestico 1.098,70 1.105,30 1.129,20 1.158,80 1.163,20 1.166,20 1.219,30 1.258,90 1.298,70 1.288,40 TOTALE 5.099,40 5.351,00 5.522,40 5.715,90 6.006,00 6.209,80 6.344,20 6.500,60 6.682,70 6.731,80 Tabella 1.4 a: Consumi elettrici totali e per settore dal 1996 al 2005
12 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] Aricoltura 16,73 17,20 16,78 15,78 18,38 19,16 17,56 19,23 19,68 19,60 Industria 671,47 716,49 736,54 762,66 821,21 846,64 849,89 858,47 871,50 862,41 Terziario 253,75 265,61 281,08 294,56 299,78 321,63 339,86 358,25 379,10 403,83 Domestico 274,65 276,38 282,35 289,71 290,81 291,61 304,81 314,78 324,71 322,08 TOTALE 1.216,59 1.275,67 1.316,75 1.362,70 1.430,17 1.479,03 1.512,11 1.550,72 1.594,98 1.607,91 Tabella 1.4 b: Consumi elettrici totali e per settore dal 1996 al 2005
Nello specifico, il settore terziario è quello che riscuote gli aumenti dei consumi più consistenti (+59%), rispetto a quanto registrato nell’industria (+28%); nel settore domestico e in agricoltura l’aumento dei consumi risulta più contenuto (+17% ciascuno).
Analizzando i dati disgregati, relativi al 2005 (Figura 1.8), si nota che il settore che ha registrato i maggiori consumi elettrici è l’industria (3.749,8 GWh, corrispondenti a 862,41 ktep, 53,6% sul totale); il terziario e il domestico contribuiscono rispettivamente al 25,1% e al 20% circa dei consumi; marginale resta il contributo dell’agricoltura che si attesta all’1,2%, come pure quello del settore termoelettrico (0,05 ktep, pari allo 0%).
Ripartizione dei consumi elettrici per settore (2005) TOT 1607,96 ktep valori ktep; percentuale sul totale
0,05; 0 19,60; 1,2% 322,08; 20,0%
862,41; 53,6%
403,83; 25,1%
Aricoltura Industria Terziario Domestico Termoelettrico
Figura 1.8: Consumi di energia elettrica per settori (2005)
13 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.3.2.2 Compravendita di prodotti petroliferi
Come già accennato nella parte relativa alle fonti informative, i dati disponibili si riferiscono alle vendite e non direttamente ai consumi. In Figura 1.9, si nota l’andamento pressoché linearmente crescente delle vendite tra il 1996 ed il 2001; nel 2003 si osserva un sensibile picco nelle vendite che superano i 1.350 ktep per poi ridiscendere nel 2004 e nel 2005 sotto i 1.280 ktep (-6% tra il 2003 e il 2005). Analizzando i dati riportati in Tab 1.5, si osserva che tale andamento è dovuto essenzialmente alla combinazione delle vendite di gasolio, di olio combustibile e di GPL che registrano rispettivamente un aumento delle vendite del 60%, del 32% e del 14%; in forte controtendenza, le vendite di benzina diminuiscono del 24% circa e quelle di lubrificanti del 16%.
1.400
1.350 1.300
1.250
1.200 ktep 1.150 1.100
1.050
1.000 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.9: Andamento delle vendite dei prodotti petroliferi
14 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
OLIO BENZINA GASOLIO COMBUS. G.P.L. LUBRIFICANTI TOTALE [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] 1996 465,28 497,46 28,29 66,72 14,67 1.072,42 1997 470,08 528,72 23,46 66,17 15,93 1.104,36 1998 475,27 571,56 22,90 107,62 12,43 1.189,80 1999 462,27 574,28 19,66 107,68 12,41 1.176,30 2000 439,74 638,88 23,02 100,42 12,55 1.214,61 2001 431,12 668,32 22,21 101,68 11,30 1.234,63 2002 398,37 697,71 16,33 103,45 12,78 1.228,65 2003 401,47 837,32 10,60 94,76 11,96 1.356,11 2004 375,14 802,34 9,05 81,06 11,17 1.278,76 2005 353,10 796,22 37,36 76,16 12,37 1.275,21 Tabella 1.5: Vendita complessiva di prodotti petroliferi dal 1996 al 2005
Un’analisi dei dati disaggregati, relativi alle vendite del 2005 (Figura 1.10), conferma che il gasolio copre il 62% delle vendite complessive nell’ultimo anno con un valore che sfiora gli 800 ktep.
6% 1% 3% 28%
62%
BENZINA GASOLIO OLIO COMBUS. G.P.L. LUBRIFICANTI
Figura 1.10: Ripartizione delle vendite di prodotti petroliferi nel 2005
Nei paragrafi successivi saranno analizzati i dati a disposizione relativi ai singoli prodotti petroliferi.
15 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.3.2.2.1 Benzina
Dai dati riportati in Tab 1.6, si evidenzia una chiara e pressoché costante diminuzione delle vendite negli ultimi anni (-24% dal 1996 al 2005). Tale fenomeno è evidenziato anche in Figura 1.11 che mostra l’andamento delle vendite dal 1995 al 2005.
RETE RETE EXTRA TOTALE ORDINARIA AUTOSTRADALE RETE [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] 1996 465,28 407,56 55,42 2,30 1997 470,08 412,20 55,27 2,61 1998 475,27 414,05 56,88 4,34 1999 462,27 383,83 54,41 24,04 2000 439,74 364,72 52,42 22,60 2001 431,12 357,18 50,01 23,93 2002 398,37 337,04 46,82 14,51 2003 401,47 342,74 40,39 18,34 2004 375,14 332,36 33,37 9,42 2005 353,10 307,74 28,77 16,59 Tabella 1.6: Vendita di benzina dal 1996 al 2005
500,00
450,00
400,00
350,00
300,00
250,00 [Ktep] 200,00
150,00
100,00
50,00
0,00 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.11: Andamento della vendita di benzina dal 1996 al 2005
16 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
In particolare, si osservano un primo andamento debolmente crescente dal 1996 al 1998 (+2%), una diminuzione tra il 1998 e il 2002 (-16%) ed una diminuzione più evidente tra il 2003 e il 2005 (- 12%).
1.3.2.2.2 Gasolio
I dati riportati in Tab 1.7 sono relativi alle vendite di gasolio registrate negli ultimi dieci anni, suddivise per le tre principali forme di utilizzazione (autotrazione, riscaldamento ed agricoltura).
TOT RETE RETE EXTRA GASOLIO TOTALE GASOLIO GASOLIO ORDINARIA AUTOSTRADALE RETE AGRICOLO GASOLIO MOTORI RISCALDAMENTO
[ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep]
1996 194,01 59,67 117,81 371,39 60,07 65,80 497,46
1997 200,73 63,96 139,58 404,07 64,45 60,10 528,72
1998 210,06 72,71 170,63 453,61 56,15 61,80 571,56
1999 209,47 77,70 190,19 477,46 38,96 57,76 574,28
2000 221,38 85,11 216,60 523,19 56,73 59,16 638,88
2001 236,90 91,35 220,76 549,01 59,07 60,24 668,32
2002 249,67 95,15 242,37 587,08 46,47 64,26 697,71
2003 292,93 95,95 314,79 703,57 39,11 94,54 837,32
2004 330,50 94,90 278,81 704,31 29,39 68,74 802,34
2005 343,26 92,78 267,98 703,91 20,05 71,76 795,52
Tabella 1.7: Vendita di gasolio per i diversi usi dal 1996 al 2005
Come mostrato in Figura 1.12, le vendite sono cresciute sensibilmente ed in maniera costante dal 1996 fino al 2003 (+68%); si osserva poi una marcata diminuzione tra il 2003 e il 2004 (-4%),quando le vendite si sono mantenute pressoché costanti.
17 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
900 850 800 750 700 650 ktep 600 550 500 450 400 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.12: Andamento della vendita di gasolio
Il principale contributo alle vendite è dato dal settore dell’autotrazione che nel 2005, da solo rappresenta l’88% del totale (Figura 1.13).
Ripartizione delle vendite di gasolio (2005) TOT 795,5 ktep valori in ktep; percentuale sul totale
71,8; 9% 20,1; 3%
703,9; 88%
AUTOTRAZIONE RISCALDAMENTO AGRICOLTURA
Figura 1.13: Ripartizione delle vendite di gasolio per i diversi usi
1.3.2.2.3 Olio combustibile
Nella Tab 1.8 è riportato l’andamento della vendite complessive di olio combustibile negli ultimi dieci anni; come si può notare anche dalla successiva Figura 1.14, tali vendite sono caratterizzate da
18 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO un andamento sostanzialmente decrescente fino al 2004 (-68% rispetto al 1996) e subiscono un evidente incremento nell’ultimo anno, quando superano i 37 ktep.
OLIO COMB.
[ktep]
1996 28,29
1997 23,46
1998 22,90
1999 19,66
2000 23,02
2001 22,21
2002 16,33
2003 10,60
2004 9,05
2005 37,36
Tabella 1.8: Vendita di Olio combustibile dal 1996 al 2005
40,00
35,00
30,00
25,00
20,00 [ktep]
15,00
10,00
5,00
0,00 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.14: Andamento della vendita di olio combustibile
19 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.3.2.2.4 GPL e altri prodotti
Nella Tab 1.9 sono riportati i dati relativi alle vendite di gas di petrolio liquefatti (GPL) e di lubrificanti negli ultimi dieci anni. Come evidenziato anche in Figura 1.15, la vendita di GPL è segnata dal raggiungimento di un picco massimo nel 1999 (91, 28 ktep); tale valore è rimasto poi all’incirca costante fino al 2002 quando ha subito una sensibile diminuzione (-28%) fino al 2005.
G.P.L. LUBRIFICANTI
EXTRA TOTALE AUTOTRAZIONE TOTALE RETE RETE
[ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep]
1996 49,92 16,80 14,67 1,90 12,67
1997 50,07 16,10 15,93 2,21 13,82
1998 88,62 68,09 15,63 2,07 13,56
1999 91,28 69,02 15,21 1,70 13,61
2000 87,12 66,34 15,35 1,44 13,91
2001 88,28 66,88 13,90 1,18 12,62
2002 89,55 62,45 15,48 1,18 14,20
2003 80,86 55,18 14,46 1,13 13,43
2004 68,36 48,46 13,67 1,11 12,66
2005 64,16 42,70 12,37 0,87 11,50
Tabella 1.9: Vendite di GPL e lubrificanti dal 1996 al 2005
20 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
100,00
90,00
80,00
70,00
60,00
50,00 [ktep] 40,00
30,00
20,00
10,00
0,00 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.15: Andamento delle vendite di GPL
Le vendite di lubrificanti , dopo essere rimasti pressoché costanti dal 1996 al 2002 attorno ai 25 ktep, hanno visto un’importante diminuzione (-20%) tra il 2002 e il 2005. La Figura 1.16 ne mostra l’evoluzione negli ultimi anni.
18,00
16,00
14,00
12,00
10,00
[ktep] 8,00
6,00
4,00
2,00
0,00 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.16: Andamento delle vendite di lubrificanti
21 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.3.2.3 Compravendita di gas naturale
1.3.2.3.1 Disaggregazione per settore di distribuzione Snam Rete Gas
Con riferimento a quanto specificato nei paragrafi precedenti, non è stato possibile disaggregare i dati sui consumi di gas naturale per tutti i settori di utilizzo e per usi finali (Industria, Agricoltura, Terziario e Residenziale). I dati a disposizione circa la fruizione del vettore gas naturale in Abruzzo, sono stati forniti dalla Snam Rete Gas, società che gestisce il 98% del volume di metano nel sistema Italia. Nello specifico si dispone dei volumi totali regionali, annualmente distribuiti dal 1995 al 2005, disaggregati per Settore di Distribuzione (Autotrazione, Reti di Distribuzione, Industria). Nella Tab 1.10 sono riportati i volumi totali distribuiti dalla Società Snam Rete Gas nella Regione Abruzzo nel periodo 1995-2005, disaggregati per i citati settori di distribuzione.
Autotrazione Reti di Distribuzione Industria Totale [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] 1996 5,48 414,01 473,25 892,75 1997 5,85 409,33 391,61 806,79 1998 5,57 414,55 336,28 756,40 1999 4,72 434,81 316,49 756,02 2000 5,13 412,41 285,56 703,11 2001 5,69 434,37 276,11 716,17 2002 5,58 455,38 271,33 732,30 2003 5,08 508,96 278,84 792,88 2004 4,97 522,36 299,00 826,33 2005 4,93 564,83 310,16 879,92 Tabella 1.10: Consuntivi di gas 1996-2005 dei Punti di Riconsegna della Rete Snam Rete Gas
Nella Figura 1.17 è riportato l’andamento, in termini energetici, dei volumi totali riconsegnati alla rete di distribuzione secondaria dalla Snam Rete Gas nel periodo 1995-2005. Dopo una iniziale diminuzione dei consumi tra il 1996 e il 2000 (-21%), si è assistito ad un sensibile incremento (+25%) dal 2000 al 2005.
22 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.000,00
900,00
800,00
700,00
600,00
500,00 [ktep] 400,00
300,00
200,00
100,00
0,00 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Autotrazione Reti di Distribuzione Industria "Totale"
Figura 1.17 Andamento energetico dei volumi riconsegnati alla rete secondaria dalla Snam Rete gas (1996-2005)
È interessante notare la diminuzione della quota di gas distribuita direttamente da Snam Rete gas alle industrie (-34% dal 1996 al 2005) ed il parallelo incremento della quota distribuita ad altre reti di distribuzione (+36% nello stesso periodo).
1.3.3 Consumi di energia elettrica e prodotti petroliferi per settore In assenza di studi precedenti alla redazione del presente Piano Energetico circa la disaggregazione dei consumi di gas naturale nei settori industriale, residenziale, agricolo e terziario, l’analisi che viene condotta per la caratterizzazione energetica dei citati settori di consumo è relativa solo all’energia elettrica ed ai prodotti petroliferi.
23 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.3.3.1 Industria I consumi elettrici nel settore industriale rappresentano nel 2005 il 56% dei consumi complessivi di energia elettrica, raggiungendo i 3.750 GWh, corrispondenti ad oltre 860 ktep. In Tab 1.11 e in Figura 1.18, è riportato il dato disaggregato relativo ai consumi elettrici nei vari settori industriali; tali consumi nel 2005 sono così ripartiti: le attività preponderanti sono quella dei materiali da costruzione, quella meccanica e l’industria cartaria che consumano rispettivamente il 16%, il 15% e il 14%; marginali con il 5% e l’1% dei consumi rispettivamente sono il settore dell’enerigia ed acqua e quello siderurgico.
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] Siderurgica 10,93 11,41 11,73 11,16 11,38 11,55 11,71 Chimica 113,46 117,25 120,33 114,03 104,37 101,64 106,26 Materiali da costruzione 121,07 135,44 142,01 145,22 140,48 143,59 137,47 Cartaria 108,72 113,16 112,22 118,06 134,87 136,16 117,30 Alimentare 77,40 82,41 84,48 91,41 93,12 98,28 94,46 Tessile, abbigl. e calzature 63,76 70,94 74,32 72,98 71,90 69,92 69,58 Meccanica 113,67 121,90 134,85 125,28 130,48 134,71 133,68 Energia ed acqua 27,25 27,14 30,45 40,60 39,74 37,83 40,49 Altro 126,34 141,59 135,84 137,01 132,15 137,89 151,57 TOT 762,59 821,21 846,54 849,94 858,48 871,52 862,47 Tabella 1.11: Ripartizione dei consumi elettrici nell’industria (2005)
24 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Siderurgica Chimica Materiali da costruzione Cartaria Alimentare Tessile, abbigl. e calzature Meccanica Energia ed acqua Altro
Figura 1.18: Ripartizione dei consumi elettrici nell’industria (2005)
L’evoluzione dei consumi di elettricità nel settore industriale per le varie attività è riportato in Figura 1.19; si può notare un lieve e costante incremento dei consumi tra il 1999 e il 2004 (+14%), seguito da una debole contrazione fino all’ultimo anno osservato (-1%).
1.000,00 900,00 800,00 137,01 132,15 137,89 151,57 141,59 135,84 126,34 30,45 40,60 39,74 37,83 700,00 27,14 40,49 134,71 600,00 27,25 121,90 134,85 125,28 130,48 133,68 113,67 71,90 69,92 500,00 70,94 74,32 72,98 69,58 63,76 [ktep] 84,48 91,41 93,12 98,28 94,46 400,00 77,40 82,41 112,22 118,06 300,00 108,72 113,16 134,87 136,16 117,30 200,00 121,07 135,44 142,01 145,22 140,48 143,59 137,47 100,00 113,46 117,25 120,33 114,03 104,37 101,64 106,26 0,00 10,93 11,41 11,73 11,16 11,38 11,55 11,71 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Siderurgica Chimica Materiali da costruzione Cartaria Alimentare Tessile, abbigl. e calzature Meccanica Energia ed acqua Altro
Figura 1.19: Andamento dei consumi elettrici nell’industria
25 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Nel settore industriale, il consumo di prodotti petroliferi , nella fattispecie combustibili e lubrificanti, presenta un evidente punto di minimo nel 2004, quando, dopo una costante e sensibile diminuzione dei consumi (-53% dal 1996 al 2004), si osserva un’impennata nelle vendite che nel 2005 sfiorano i 50 ktep (+144% rispetto all’anno precedente). Tale sensibile aumento è dovuto alle vendite di olio combustible nella Provincia di Chieti, vendite che, come precedentemente sottolineato, sono più che quintuplicate nel corso dell’ultimo anno ed hanno raggiunto e superato i 31 ktep.
60
50
40
30 [ktep]
20
10
0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.20: Andamento dei consumi di prodotti petroliferi nell’industria
I consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi nel settore industriale sono riportati nella seguente Tab 1.12 e, per meglio evidenziarne l’evoluzione, nella successiva Figura 1.21. Si nota un costante incremento dei consumi complessivi dal 1996 al 2001 (+23%), che restano poi sostanzialmente costanti attorno a valori di circa 880 ktep fino al 2004; nel 2005, per il già citato incremento dei consumi di olio combustibile che si è registrato nella Provincia di Chieti, i consumi complessivi sono aumentati del 2%. Anche la ripartizione dei consumi tra energia elettrica e prodotti petroliferi si è mantenuta all’incirca costante nel corso dell’ultimo decennio fino al 2004 (97% energia elettrica, 3% olio combustibele e lubrificanti), quando questi ultimi sono arrivati a coprire il 5,5% circa dei consumi.
26 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
[ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep]
Elettricità 671,47 716,49 736,54 762,66 821,21 846,60 849,90 858,50 871,50 862,41
Prodotti petroliferi 43,06 39,39 35,34 32,07 35,57 33,41 29,01 22,46 20,32 49,63
TOTALE 714,52 755,88 771,88 794,72 856,78 880,01 878,91 880,96 891,82 912,04
Tabella 1.12: Consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi nell’industria dal 1996 al 2005
1.000
900
800
700
600
500 [ktep] 400
300
200
100
0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Elettricità Prodotti petroliferi
Figura 1.21: Andamento dei consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi nell’industria dal 1996 al 2005
27 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.3.3.2 Terziario
Il terziario occupa il secondo posto nei consumi di energia elettrica dell’anno 2005, il 24% del totale. Come mostrato in Figura 1.22, degli oltre 1.600 GWh, corrispondenti a più di 400 ktep, consumati dal terziario, il 44% spetta al settore del commercio e a quello alberghiero e della ristorazione (quasi 180 ktep); rilevante anche il contributo dell’illuminazione pubblica (44,67 ktep, l’11% del totale).
Ripartizione dei consumi elettrici nel terziario (2005) TOT 403,83 ktep valori in ktep; % sul totale Trasporti e comunicazione; Altro; 116,59; 36,06; 9% 29%
Commercio; 114,79; 28%
Illuminazione pubblica; 44,67; 11%
Alberghi, PA; 19,64; 5% Credito ed Ristoranti e Bar; assicurazioni; 64,02; 16% 8,06; 2%
Figura 1.22: Ripartizione dei consumi elettrici nel terziario (2005)
L’andamento nell’ultimo decennio dei consumi di energia elettrica nel terziario (Figura 1.23) mostra un costante ed importante incremento nel periodo di osservazione (+59%).
28 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
450 400 350 300 250
[ktep] 200 150 100 50 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.23: Andamento dei consumi di elettrici nel terziario
Riguardo ai consumi dei prodotti petroliferi nel terziario, si rimanda al paragrafo successivo, relativo ai trasporti, cui indubbiamente spettano i maggiori consumi di petrolio e derivati. I consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi nel terziario, sono riassunti nella seguente Tab 1.13 e nella successiva Figura 1.24. Questi subiscono un incremento del 35% dal 1996 al 2003, seguito da una leggera flessione del 3% nel 2004; nell’ultimo anno, i consumi si mantengono in linea con quelli dell’anno precedente, attorno ai 1.530 ktep. Analizzando la ripartizione percentuale dei due vettori energetici analizzati, è evidente la priorità dei prodotti petroliferi che occupano in media oltre il 77% dei consumi del settore.
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] Elettricità 253,75 265,61 281,08 294,56 299,78 321,60 339,83 358,55 379,10 403,83 Prodotti petroliferi 912,09 949,53 1.046,21 1.058,01 1.074,25 1.093,11 1.100,01 1.211,40 1.139,96 1.133,68 TOTALE 1.165,84 1.215,13 1.327,29 1.352,57 1.374,03 1.414,71 1.439,84 1.569,95 1.519,06 1.537,50 Tabella 1.13: Consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi nel terziario dal 1996 al 2005
29 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
[ktep] 800
600
400
200
0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Elettricità Prodotti petroliferi
Figura 1.24: Consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi nel terziario dal 1996 al 2005
1.3.3.3 Trasporti Come si osserva nella Tab 1.14 e nella successiva Figura 1.25, i consumi energetici complessivi nel settore dei trasporti presentano un picco in corrispondenza del 2003 (1.168 ktep +37% rispetto al 1996); negli ultimi due anni, tuttavia, si osserva una lieve ma costante inversione di tendenza: i consumi, infatti, sono diminuiti del 5% dal 2003 al 2005, scendendo a poco più di 1.110 ktep. Gli unici vettori energetici significativi sono la benzina ed il gasolio, che coprono quasi interamente il fabbisogno energetico del settore trasporti (circa il 95%). La quota relativa all’energia elettrica, pur essendo trascurabile rispetto alle fonti fossili (valore medio di circa 20 ktep, pari al 2% circa del totale), è caratterizzata da un importante crescita (+50% circa) nell’intero decennio 1996-2005. Nella Figura 1.26 si riporta l’andamento dei consumi di combustibili nell’ambito dei trasporti dal 1996 al 2005.
30 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Energia Benzina Gasolio G.P.L. eletrica TOTALE [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] 1996 465,18 371,39 0,00 16,38 852,94 1997 470,18 404,07 0,00 16,53 890,88 1998 475,17 453,61 49,09 17,86 995,73 1999 462,27 477,46 52,62 18,90 1.011,25 2000 439,84 523,19 53,04 19,71 1.035,78 2001 431,12 549,01 53,48 21,23 1.054,74 2002 398,37 587,08 48,55 22,48 1.056,48 2003 401,47 703,57 41,28 21,58 1.167,90 2004 375,24 704,31 35,76 23,30 1.138,51 2005 353,00 703,91 30,70 24,45 1.112,06 Tabella 1.14: Consumi energetici complessivi nei trasporti dal 1996 al 2005
1.200
1.000
800
600 [ktep] 400
200
0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Benzina Gasolio G.P.L. Elettricità
Figura 1.25: Evoluzione dei consumi nel settore trasporti dal 1996 al 2005
31 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.200
1.000
800
600 [ktep] 400
200
0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Benzina Gasolio G.P.L.
Figura 1.26: Evoluzione dei consumi dei prodotti petroliferi nel settore dei trasporti
Osservando l’andamento dei consumi di fonti fossili nel settore dell’autotrazione nel corso dell’ultimo decennio, si nota il sensibile aumento, sia in valore assoluto, sia percentualmente, delle vendite di gasolio: si passa, infatti da circa 370 ktep nel 1996 (44% del totale dei prodotti petroliferi) ad oltre 700 ktep del 2005 (65% del totale), con un incremento del 90% quasi nel decennio. Parallelamente diminuiscono le vendite di benzina: da oltre 460 ktep del 1996 (56% del totale dei prodotti petroliferi), ai 353 ktep del 2005 (32% del totale), con una contrazione del 24%.
32 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.3.3.4 Domestico
I consumi di energia elettrica attribuibili a questo settore rappresentano, nel 2005, il 19%dei consumi elettrici complessivi e si aggirano attorno ai 1.300 GWh, pari ad oltre 320 ktep. La Tab 1.15 riporta i consumi nel settore domestico dal 1996 al 2005; l’evoluzione di tali consumi è rappresentata in Figura 1.27 Si osservano un sensibile incremento del consumi dal 2001 al 2004 (+11%) ed una lieve diminuzione nell’ultimo anno (-1% rispetto al 2004).
[GWh] [ktep] 1996 1.098,70 274,65 1997 1.105,30 276,38 1998 1.129,20 282,35 1999 1.158,80 289,71 2000 1.163,20 290,81 2001 1.166,20 291,61 2002 1.219,30 304,81 2003 1.258,90 314,78 2004 1.298,70 324,71 2005 1.288,40 322,08 Tabella 1.15: Consumi elettrici nel domestico dal 1996 al 2005
330 320 310 300 290
[ktep] 280 270 260 250 240 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.27: Evoluzione dei consumi elettrici nel settore domestico
33 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Tra i prodotti petroliferi , l’unico che risulta rilevante nel settore domestico è il gasolio utilizzato per il riscaldamento di alcuni edifici. Nella successiva Figura 1.28, è riportato l’andamento dei consumi di gasolio in questo settore; è possibile riscontrare la sensibile diminuzione avvenuta tra il 2001 e il 2005 (-66%), quando si sono raggiunti consumi di circa 20 ktep.
70
60
50
40
[ktep] 30
20
10
0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.28: Andamento dei consumi di gasolio nel domestico
I consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi del settore domestico sono riportati in Tab 1.16 e in Figura 1.29. I consumi totali nel 2005 si aggirano attorno ai 340 ktep. La quota relativa ai prodotti petroliferi (nella fattispecie il gasolio) è quasi trascurabile (circa 20 ktep, pari al 6% del totale).
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
[ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep]
Elettricità 274,70 276,43 282,38 289,68 290,81 291,63 304,78 314,80 324,71 322,10
Prodotti petroliferi 60,07 64,15 56,35 39,26 56,33 58,77 46,17 39,41 29,89 20,35
TOTALE 334,77 340,58 338,72 328,94 347,14 350,40 350,95 354,21 354,59 342,45
Tabella 1.16: Consumi energetici complessivi nel domestico dal 1996 al 2005
34 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
400
350 39,41 29,89 20,35 58,77 46,17 56,35 56,33 300 60,07 64,15 39,26
250
200
[ktep] 324,71 322,10 150 304,78 314,80 274,70 276,43 282,38 289,68 290,81 291,63 100
50
0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Elettricità Prodotti petroliferi
Figura 1.29: Evoluzione dei consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi nel domestico dal 1996 al 2005
1.3.3.5 Agricoltura I consumi di energia elettrica nell’agricoltura, nel 2005, sono pari a circa 78 GWh, corrispondenti a quasi 20 ktep e rappresentano l’1% del totale. Dalla Figura 1.30 si nota un andamento crescente a gradini che, dal 1996 al 2005 ha portato ad un incremento dei consumi del 17%.
25
20
15
[ktep] 10
5
0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.30: Evoluzione dei consumi elettrici in agricoltura
35 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Per quanto riguarda il gasolio nel settore agricolo , nel periodo di osservazione 1996-2005, sono stati consumati mediamente 66 ktep, il 10% del consumo complessivo di gasolio. Diversamente dall’energia elettrica, nel caso del gasolio si nota un andamento dei consumi nel tempo pressoché stazionario intorno ai 65 ktep, fatta eccezione per un picco delle vendite che si è registrato nel 2003 (quasi 95 ktep), Figura 1.31
100 90 80 70 60 50 [ktep] 40 30 20 10 0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Figura 1.31: Evoluzione dei consumi di gasolio in agricoltura
I consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi nel settore sono di circa 90 ktep nel 2005, come indicato in Tab 1.17. Osservando l’evoluzione nel tempo dei consumi (Figura 1.32) si nota che restano oscillanti intorno al valore medio di circa 80 ktep, eccezion fatta per il 2003, quando si raggiunge un picco dei consumi di quasi 115 ktep. La quota maggiore spetta ai prodotti petroliferi (nella fattispecie il gasolio), che da soli contribuiscono con circa il 78% ai consumi complessivi.
36 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
[ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep] [ktep]
Elettricità 16,73 17,20 16,78 15,78 18,38 19,18 17,58 19,30 19,68 19,60
Prodotti petroliferi 65,80 60,10 61,80 57,76 59,16 60,24 64,26 94,54 68,74 71,76
TOTALE 82,53 77,30 78,58 73,54 77,54 79,42 81,84 113,84 88,42 91,36
Tabella 1.17: Consumi energetici complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi in agricoltura dal 1996 al 2005
120
100
80
60 [ktep]
40
20
0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Elettricità Prodotti petroliferi
Figura 1.32: Evoluzione dei consumi energetici complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi in agricoltura dal 1996 al 2005
37 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.4 ANALISI DELL ’OFFERTA ENERGETICA In questa sezione del bilancio è dedicata alla definizione di un quadro complessivo dell’offerta energetica regionale, incluso le centrali di conversione da fonte fossile, esaminando la presenza e la diffusione nel territorio degli impianti di produzione di energia e fornendo indicazioni su potenza, produzione e tipologia di impianto e sul tipo di combustibile utilizzato. La struttura di approvvigionamento energetico della Regione Abruzzo si compone dei seguenti elementi:
• Prodotti petroliferi: rete di distribuzione commerciale e provenienze dei singoli vettori (raffinerie e luoghi di estrazione); • Gas naturale: rete SNAM e strutture distributive locali (Edison T&S); • Energia elettrica: reti ENEL e autoproduttori locali. Il territorio è caratterizzato dalla presenza di numerosi pozzi di estrazione e da un sito di stoccaggio di gas naturale. Inoltre, la produzione di energia elettrica è affidata allo sfruttamento dell’acqua da parte di una serie di impianti idroelettrici. Per quel che riguarda l’energia elettrica importata dalla Regione, in assenza di dati specifici, si può supporre che essa sia ripartita secondo lo stesso “mix” elettrico nazionale, caratterizzato da una quota pari al 15% di idroelettrico, una quantità analoga d’importazione dall’estero e il restante 70% di origine termoelettrica.
38 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.4.1 Produzione di fonti energetiche La Regione Abruzzo possiede, all’interno del suo territorio, numerosi giacimenti di gas naturale, che convergono nel sito di stoccaggio di Cellino Attanasio, del gruppo Edison T&S.
La scoperta di gas naturale nell’area di Cellino è avvenuta nel 1958 con la perforazione del pozzo di Cellino 1 della profondità di 1.119 m; il giacimento è entrato in produzione nel dicembre del 1961. Complessivamente, nella Concessione di Cellino sono stati perforati in totale 44 pozzi, di cui 11 ancora in produzione nel 2005.
Nelle seguente Tab 1.18 è riassunta l’attività dei pozzi di stoccaggio della concessione di Cellino dal 1985 al 2005; l’andamento negli stessi anni del gas in ingresso e in uscita dallo stoccaggio è rappresentato in Figura 1.33. In Figura 1.34 è riportato l’andamento del volume di gas accumulato nella concessione di Cellino dal 1985 al 2005.
È interessante notare il sensibile aumento del gas stoccato a partire dal 1994 (+117% rispetto all’anno precedente); più recentemente, dopo l’incremento di stoccaggio del 2001 (+30% rispetto al 2000), si notano una diminuzione costante nei tre anni successivi (-18% dal 2001 al 2004) ed un lieve incremento (+1,4%) nell’ultimo anno.
39 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Nel sito di Cellino si ha anche estrazione (produzione) di gas naturale; l’attività di estrazione degli ultimi quattro anni è sinteticamente riportata nella successiva Tab 1.19; questa, pur mantenendosi sempre al di sopre dei 20 milioni di Sm 3, dal 2002 al 2005, ha subito una diminuzione del 12% circa, assestandosi attorno ai 22 milioni di Sm 3, pari a circa 18 ktep.
PRODUZIONE GAS NATURALE 2002 2003 2004 2005
Sm 3/anno 25.041.200 24.286.025 24.763.890 21.974.174
ktep/anno 20,53 19,91 20,31 18,02
Tabella 1.19: Produzione di gas naturale dal sito di Cellino dal 2002 al 2005 (Sm3 e ktep)
1.4.2 Fonti convenzionali All’interno del territorio regionale si rileva la presenza di otto centrali termoelettriche, di cui: quattro site in provincia di L’Aquila: Centrale Termoelettrica di Celano (Termica Celano S.r.l), Centrale Termoelettrica di Sulmona (Serene S.p.a), Centrale Termoelettrica dello stabilimento Micron Technology di Avezzano e Centrale Termoelettrica dello stabilimento delle Cartiere Burgo di Avezzano; tre in provincai di Chieti: Centrale Termoelettrica Tamarete della Odoardo Zecca, Centrale Termoelettrica dello stabilimento Sevel di Atessa, Centrale Termoelettrica dello stabilimento Pilkinton di San Salvo; una in provincia di Pescara: Centrale Termoelettrica Edison di Bussi sul Tirino. Tutti questi impianti, ad eccezione della centrale Tamarete della Odoardo Zecca, operano in cogenerazione, al servizio di stabilimenti industriali. Oltre agli impianti citati è in corso di ultimazione la costruzione di una centrale turbogas nell’area industriale del comune di Gissi di proprietà Abruzzo Energia S.p.A., autorizzato dal MAP il Decreto del Map n.55/01/2004 del 2 aprile 2004 la centrale termoelettrica a ciclo combinato alimentato a metano di potenza elettrica complessiva pari a circa 760 MW.. In base alle informazioni a disposizione al momento della redazione del presente piano energetico, è ancora in fase collaudo.
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L’entrata in produzione dell’impianto prevista per il 1 luglio 2008, consentirà di passare da una condizione deficitaria di circa il 30% del fabbisogno energetico nella Regione Abruzzo ad una produzione superiore di circa il 30% al fabbisogno regionale . Nella successiva Tab 1.20 sono riassunti i dati relativi alla produzione energetica complessiva di ciascun impianto termoelettrico nell’ultimo anno di riferimento (2005).
Centrale Energia elettrica prodotta Energia elettrica prodotta [MWh] [ktep]
Termica Celano * 966.945,00 220,10 Serene 369.840,00 85,06 Micron 138.237,00 31,79 Burgo 482.401,00 110,95 Zecca** 44.000,00 10,12 Sevel 12.000,00 2,76 Pilkington 230.000,00 52,90 Edison H 1.003.012,00 230,69 TOTALE 3.246.435,00 744,38 Tabella 1.20 : Principali impianti termoelettrici presenti sul territorio della Regione
* E’ stato autorizzato l’ampliamento da 250 MWt a 375 MWt pari a 192 MWe con decreto del MAP n 55/12/2004 ( turbogas a ciclo combinato). ** E’ stato autorizzato l’ampliamento da 5,5 MWe a 104 MWe con determina della Provincia di Chieti n. 122/2005( turbogas a ciclo combinato).
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1.4.3 Fonti rinnovabili
L’energia da fonti rinnovabili prodotta all’interno del territorio regionale è per la gran parte di origine idroelettrica ed eolica. Gli studi di settore hanno individuato potenzialità di utilizzo di altre fonti energetiche rinnovabili, quale biomasse e fotovoltaico.
1.4.3.1 Energia idroelettrica
La Regione Abruzzo è caratterizzata da un notevole sfruttamento delle potenzialità idroelettriche del territorio; nella Tab 1.21 sono indicate le principali caratteristiche degli impianti idroelettrici presenti, suddivisi per provincia. La produzione idroelettrica complessiva al 2005 è di 1.837 GWh; nell’ultimo decennio si è registrao un aumento complessivo di tale valoe del 21% circa. La Provincia che presta il maggior contributo alla produzione idroelettrica è quella di Teramo (37% del totale), seguita da quelle di Chieti e di L’Aquila che contribuiscono rispettivamente per un 24% e per un 22% del totale; alla Provincia di Pescara compete il rimanente 17% della produzione idroelettrica complessiva.
PRODUCIBILITA' Potenza DA Efficiente PRODUZIONE ANNUALE EFFETTIVA GWh CONCESSIONE MW GWh
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
L'Aquila 422 201 372 354 297 305 327 347 243 336 428 401
Chieti 624 95 414 347 337 392 325 300 291 396 477 442
Pescara 580 64 311 322 321 203 237 303 282 300 299 319
Teramo 830 559 418 492 420 501 548 442 407 488 601 675
Abruzzo 2.456 919 1.515 1.515 1.375 1.401 1.437 1.392 1.223 1.520 1.805 1.837
Tabella 1.21: Energia elettrica prodotta da fonte idraulica
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1.4.3.2 Energia fotovoltaica
Allo scopo di promuovere e di diffondere la tecnologia fotovoltaica a partire dal 1998 la Regione Abruzzo ha promosso lo sviluppo di impianti fotovoltaici attraverso l’adozione di bandi rivolti ad utenti pubblici e privati collegati alla rete elettrica ed integrati nelle strutture edilizie; nei primi mesi del 2001 il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio ha avviato il programma “Tetti fotovoltaici”, che prevede contributi per la realizzazione di impianti fotovoltaici di piccola potenza (da 1 a 50 kW), collegati alla rete elettrica ed integrati nelle strutture edilizie (tetti, terrazze, facciate, elementi di arredo urbano, ecc.). Contestualmente è proseguita l’azione regionale di promossi bandi regionali di sviluppo delle fonti di energia rinnovabili per la piccola e media utenza pubblica e privata in line con quanto sopra esposto. Nell’ambito del programma “Tetti Fotovoltaici”, nella Regione Abruzzo sono stati approvati una serie di progetti per l’installazione di dispositivi fotovoltaici in alcune utenze comunali e provinciali. Complessivamente, considerando un tempo di funzionamento di ciascun impianto alla potenza di picco indicata pari in media a 1.350 ore equivalenti l’anno (circa quattro ore al giorno), è stata stimata l’energia elettrica complessivamente producibile in un anno in ciascuna delle quattro province; questo dato è riportato in Tab 1.22.
Energia elettrica producibile in un anno dagli impianti fotovoltaici installati [MWh] [tep] ABRUZZO 778,04 178,95 Tabella 1.22: Energia elettrica prodotta nel settore fotovoltaico al 2005
E’ presente nella Regione Abruzzo in località “La Carda” di Montalfano, comune di Cupello(CH), un impianto fotovoltaico realizzato a terra della potenza nominale di 1000 kWp ( Kilowatt di picco) finanziato nell’ambito del programma europeeo denominato Valoren ed in produzione dal 1996. L’impianto di proprietà regionale è stato gestito in regime di concessione dal Consorzio per l’area di sviluppo industriale vastese fino al 2006, ad oggi attribuito al comune di Cupello. E’ composto da 22000 pannelli fotovoltaici dalla potenza unitaria di 40/45 watt di picco. La produzione annuale stimata si attesta su una media di 1.1 MWh, la tipologia della celle sono di tipo monocristallino e policristallino.
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La realizzazzione e gestione dell’impanto ha consentito lo studio e la validazione dei parametri relativi all’uso a all’efficienza della produzione di energia da impianti fotovoltaici. Negli ultimi anni è stato oggetto di furti ed atti vandalici che hanno drasticamente ridotto la capacità produttiva.
1.4.3.3 Energia solare termica A partire dal 1998 la regione Abruzzo ha avviato lo sviluppo del solare termico attraverso la promozione di bandi destinate ad utenze pubbliche e private, anche il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio ha promosso bandi a sostegno di questa energia. Al 2005 tuttavia, l’esiguità dell’energia complessivamente producibile (inferiore all’unità di tep) rende il contributo della fonte solare termica trascurabile ai fini del presente bilancio.
1.4.3.4 Energia eolica Nel territorio regionale sono installati numerosi impianti aerogeneratori, concentrati per lo più nelle province che presentano una maggiore estensione dei territori montani e collinari, L’Aquila e Chieti. La potenza complessivamente installata al 2005 è pari a 156,87MW (Tab 1.23); considerando un tempo di funzionamento medio pari a circa 1.600 ore l’anno (poco più di quattro ore al giorno), l’energia complessivamente producibile dalla fonte eolica nel territorio regionale in un anno medio risulta pari a circa 251 GWh, corrispondenti a 57,73 ktep.
Pot Installata Producibilità annua Producibilità [MW] [MWh] annua [ktep] Collarmele 10,85 17.360,00 3,99
AQ Cocullo 31,45 50.320,00 11,57 Totale AQ 42,30 67.680,00 15,57
Castiglione Messer Marino 42,24 67.584,00 15,54
Monteferrante 24,60 39.360,00 9,05 Montazzoli 9,60 15.360,00 3,53
Schiavi d'Abruzzo 9,00 14.400,00 3,31 CH Roccaspinalveti 13,80 22.080,00 5,08
Rojo del Sangro 6,00 9.600,00 2,21 Fraine 9,00 14.400,00 3,31 Totale CH 114,24 182.784,00 42,04
PE Totale PE 0,33 521,50 0,12
TE Totale TE - - - ABRUZZO 156,87 250.985,50 57,73 Tabella 1.23: Principali caratteristiche degli impianti eolici presenti sul territorio della Regione
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1.4.3.5 Biomassa
La Regione Abruzzo ha avviato lo sviluppo dell’utilizzo della biomassa quale fonte energetica attraverso un’Accordo di Programma stipulato nel 2004 con il Ministero dell’Ambiente e condotto insieme al’Assessorato Agricoltura, Foreste e Sviluppo Rurale Caccia e Pesca che vede la luce nel gennaio 2008 attraverso la promozione del bando rivolto agli imprenditori agricoli per lo sviluppo della filiera cortissima di autoproduzione e utilizzo. Attualmente l’uso delle biomasse combustibili per la produzione di energia termica presse le utenze domestiche è prassi consolidata in particolare per le aree interne della regione. L’esiguità dell’energia complessivamente producibile (inferiore all’unità di tep) rende il contributo della fonte rinnovabile biomassa trascurabile ai fini del presente bilancio.
45 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.5 SINTESI
Il Bilancio Energetico della Regione Abruzzo consente di fornire una rappresentazione sintetica, ovvero una sorta di fotografia, dello stato energetico del territorio. Lo scopo di tale analisi è quello di definire, sia quantitativamente (kWh, ktep) che qualitativamente (tipologia di fonte ed impieghi finali), l’ammontare di energia complessivamente prodotta e consumata nel territorio di riferimento.
1.5.1 Analisi dei consumi energetici I consumi energetici complessivi della Regione, nel 2005, sono di circa 3.763 ktep ( Vedi Tab.1.2). La ripartizione per vettore energetico, vede l’energia elettrica coprire il 43% delle richieste energetiche complessive (circa 1.608 ktep), seguita dai prodotti petroliferi con oltre 1.270 ktep (34% del totale nel 2005).
Rispetto al 1995, nei dieci anni successivi, si è registrato un aumento dei consumi complessivi pari al 18%; l’incremento più evidente è legato all’energia elettrica (+32%); il consumo dei prodotti petroliferi è aumentato, invece, del 19%.
1.5.1.1 Consumi per vettore I consumi elettrici (fonte dati: Terna S.p.A.) sono i più rilevanti nel territorio provinciale (mediamente circa il 38% dei consumi complessivi nel periodo di riferimento). In particolare, nel 2005, si è registrato un consumo di energia elettrica di 6.731,80 GWh , corrispondenti a 1.607,96 ktep . Nello specifico ( Vedi Tab 1.4 a), il settore terziario è quello che mostra gli aumenti dei consumi più consistenti (+59%), rispetto a quanto registrato nell’industria (+28%), nel settore domestico e in agricoltura (+17% ciascuno). La disaggregazione, al 2005, dei dati per settori produttivi evidenzia che l’industria presenta i consumi elettrici maggiori (3.750 GWh, corrispondenti ad oltre 862 ktep, 56% sul totale); il terziario e il domestico contribuiscono ciascuno, rispettivamente con il 24% e il 19% circa dei consumi; marginale resta il contributo dell’agricoltura (1%). Il consumo di prodotti petroliferi (fonte dati: Bollettini petroliferi del MICA ) rappresenta mediamente il 29% dei consumi energetici complessivi nel territorio regionale; come indicato in
46 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO vedi Tab 1.5, nel 2003 si osserva un sensibile picco nelle vendite che superano i 1.350 ktep per poi ridiscendere nel 2004 sotto i 1.280 ktep e raggiungere i 1.275,11 ktep nel 2005 (-6% tra il 2003 e il 2005). Il gasolio copre il 62% delle vendite complessive nell’ultimo anno con un valore che sfiora gli 800 ktep; tali vendite sono cresciute sensibilmente ed in maniera costante dal 1996 fino al 2003 (+68%); si osserva poi una marcata diminuzione tra il 2003 e il 2004 (-4%),quando le vendite si sono mantenute pressoché costanti. Parallelamente, si evidenzia una chiara e pressoché costante diminuzione delle vendite di benzina negli ultimi anni (-24% dal 1996 al 2005). In calo anche le vendite di olio combustibile fino al 2004 (-68% rispetto al 1996); in controtendenza è il dato relativo al 2005, quando le vendite di olio combustibile superano i 37 ktep, registrate per la maggior parte (oltre 31 ktep) nella provincia di Chieti. La compravendita di GPL ha subito una sensibile diminuzione (-28%) dal 2002 al 2005, quando ha raggiunto i 76 ktep. Nell’ultima decina di anni, sono diminuite anche le vendite di lubrificanti (-20% tra il 2002 e il 2005).
Il consumo di gas naturale nella regione copre il 33% dei consumi energetici complessivi del 2005.
1.5.1.2 Consumi di energia elettrica e prodotti petroliferi per settore Come indicato dai dati riportati (vedi Tab 1.3), in tutti i settori produttivi, si è registrato un incremento dei consumi elettrici e di prodotti petroliferi dal 1996 al 2005; tale incremento risulta più evidente nel terziario (+32%) e nell’industria (+28%); più modesto è stato l’aumento dei consumi che si è registrato nell’agricoltura e nel settore residenziale (rispettivamente del 5% e del 2%). La ripartizione percentuale dei consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi nei singoli settori resta all’incirca costante nel tempo: circa il 52% dei consumi complessivi, al netto del gas naturale, spetta al terziario, seguito dal settore industriale (circa il 31% del totale) e dal domestico (13%); marginali i consumi nell’ambito dell’agricoltura (appena il 3%). La Figura 1.35 riporta la ripartizione percentuale dei consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi nei settori analizzati.
47 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Ripartizione percentuale dei consumi di energia elettrica e prodotti petroliferi (2005) Tot 2.878,95 ktep valori in ktep; % sul totale
Residenziale; Agricoltura; 87,16; 3% 342,15; 12% Industria; 912,14; 32%
Terziario; 1.537,50; 53%
Figura 1.35: Ripartizione percentuale dei consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi per settore (2005)
Il terziario , come detto in precedenza, è il settore maggiormente energivoro; i consumi nel 2005 sono stati di quasi 1.540 ktep (circa il 53% dei consumi energetici complessivi nel territorio provinciale). La maggior parte dei consumi è relativa all’uso dei prodotti petroliferi (oltre il 77% del totale). All’interno del terziario, il settore dei trasporti merita un’attenzione particolare, essendo il principale responsabile dei consumi di prodotti petroliferi; negli ultimi due anni, si osserva una lieve ma costante diminuzione dei consumi complessivi nel settore dei trasporti: questi, infatti, sono diminuiti del 5% dal 2003 al 2005, scendendo a poco più di 1.110 ktep. Gli unici vettori energetici significativi sono il gasolio e la benzina, che coprono quasi interamente il fabbisogno energetico del settore trasporti (rispettivamente il 63% e il 32% nel 2005). La quota relativa all’energia elettrica resta sostanzialmente costante (circa 20 ktep) e del tutto marginale rispetto a quella complessiva dei prodotti petroliferi. Osservando il dato disaggregato per vettori, si nota il sensibile aumento, sia in valore assoluto, sia percentualmente, delle vendite di gasolio: si passa, infatti da circa 370 ktep nel 1996 (44% del totale dei prodotti petroliferi) ad oltre 700 ktep del 2005 (65% del totale). Parallelamente diminuiscono le vendite di benzina: da oltre 460 ktep del 1996 (56% del totale dei prodotti petroliferi), ai 353 ktep del 2005 (32% del totale). L’industria è al secondo posto nei consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi (31% del totale della regione) e al primo posto per i consumi elettrici; complessivamente, nel 2005, sono stati consumati circa 912 ktep .
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La quota relativa ai prodotti petroliferi, appena il 5%, rappresenta solo una minima parte dei consumi complessivi in questo settore. Al settore domestico/residenziale spetta circa il 13% dei consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi; questi hanno subito un lieve incremento nel decennio considerato, raggiungendo i 342 ktep nel 2005. La quota relativa ai prodotti petroliferi (nella fattispecie il gasolio) è quasi trascurabile (pari al 6% del totale). L’agricoltura contribuisce ai consumi complessivi di energia elettrica e prodotti petroliferi solo in misura marginale (circa il 3%); i consumi totali nel settore sono di circa 90 ktep nel 2005. La quota maggiore dei consumi spetta ai prodotti petroliferi (sostanzialmente gasolio), che da soli contribuiscono con oltre l’82% ai consumi complessivi analizzati.
1.5.2 Aggregazione economico-energetica
Un importante indicatore che caratterizza lo sviluppo del sistema energetico/produttivo di un territorio è rappresentato dall’Intensità Energetica. Esso esprime la quantità di energia impiegata per realizzare una unità di reddito prodotto in un determinato settore. Per un sistema-nazione rappresenta la quantità di energia impiegata per produrre una unità di PIL. L’indicatiore energetico utilizzato, oltre ad essere efficace per descrivere scenari energetici futuri con il grado di dettagli necessario, è di semplice ed immediata lettura ed è ricostruibile partendo da informazioni note e facilmente reperibili sul territorio. Nel presente piano è calcolato, separatamente per il consumo di energia elettrica e per quello di prodotti petroliferi, dividendo i citati consumi in ogni settore, per il relativo contributo al Prodotto Interno Lordo. La Tab 1.24 elenca i valori dei singoli indicatori a livello regionale, relativi all’anno 2005, riferiti ai settori produttivi Agricoltura, Industria e Terziario. In mancanza di dati più aggiornati il calcolo dell’intensità energetica è stato condotto utilizzando i contributi al PIL di ciascun settore produttivo relativi all’anno 2003.
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Intensità energetica Intensità energetica Intensità energetica Settore (energia elettrica) (energia elettrica + (prodotti petroliferi) [MJ/ €] [MJ/ €] prodotti petroliferi) [MJ/ €] Agricoltura 0,97 3,54 4,50 Industria 5,67 0,33 5,99 Terziario 1,09 3,05 4,14 TOTALE 2,96 2,35 5,30
Tabella 1.24: Intensità Energetica per settore produttivo e complessiva (2005)
L’intensità energetica così calcolata, in realtà, non tiene conto nè dei consumi di gas naturale, nè del settore Residenziale che, pur registrando consumi notevoli, non partecipa al calcolo del PIL.
1.5.3 L’offerta energetica
La produzione complessiva di energia dalle altre fonti energetiche rinnovabili (energia fotovoltaica, solare termica e produzione di biogas) può considerarsi trascurabile ai fini del presente bilancio. In Tab 1.25 è riportata una sintesi dell’offerta complessiva di energia all’interno del territorio regionale, relativamente all’ultimo anno di riferimento (2005).
Fonti convenzionali Produzione (termoelettrico) 3.236,43 di energia idroelettrico 1.837,00 elettrica Fonti rinnovabili fotovoltaico 0,78 [GWh] eolico 250,98 TOT [GWh] 5.325,19
Produzione di gas naturale [ktep] 18,02
Tabella 1.25: Produzione energetica complessiva nel 2005
L’apporto più rilevante è quello termoelettrico che copre oltre la metà della produzione regionale di energia elettrica (61%), seguito dall’idroelettrico che contribuisce per oltre il 34%; anche l’estrazione di gas naturale e la produzione di energa elettrica da fonte eolica non sono trascurabili; appena rilevabile il contributo del fotovoltaico.
50 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Appare, inoltre, opportuno citare anche la produzione anuuale di biogas dai processi di fermentazione nelle discariche e recuperato per produrre energia elettrica. Operazioni di recupero di questo tipo negli ultimi anni si stanno diffondendo sempre più rapidamente in Regione e ci si aspetta un sensibile incremento nella produzione di biogas, anche se questo risulta, allo stato attuale, di difficile quantificazione. Attualemente gli impianti di Casoni a Chieti e di Colle Cese a Spoltore possono produrre complessivamente circa 6 ktep di biogas ed utilizzarlo per la conversione in energia elettrica.
51 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
1.5.4 Il bilancio energetico Il Bilancio Energetico della Regione Abruzzo può essere efficacemente rappresentato in forma sintetica (Tab 1.26, valori in ktep), ovvero in forma grafica (Figura 1.36).
PRODOTTI PETROLIFERI EN.ELETTRICA TOTALE
Benzina Gasolio O.C. GPL Lubrificanti
Produzione - - - - - 1.118,22 1.118,22
Importazione 353,00 796,22 37,31 76,16 12,32 489,76 1.764,77
Esportazione ------
Consumi 353,00 796,22 37,31 76,16 12,32 1.607,98 2.883,99
Industria - - 37,31 - 12,32 862,41 912,04
Terziario/trasporti 353,00 704,11 76,16 403,83 1537,10 Settori di
Energia Energia Elettricae Prodotti Petroliferi consumo 342,45 Domestico - 20,35 - - - 322,10 finale
Agricoltura - 71,76 - - - 19,60 91,36
GAS NATURALE
Produzione 18,02
Importazione 1.430,06
Esportazione -
Consumi 1.448,08
Autotrazione Gas naturale Diretta 4,93 Settori di Industria Diretta 310,16 distribuzione
Reti di Snam Rete Gas Distribuzione 564,83
Termoelettrico 568,16
Tabella 1.26: Sintesi del Bilancio Energetico della Regione (2005) (valori in ktep)
52 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
È opportuno sottolineare che nel computo della produzione complessiva di energia elettrica nel territorio, si è considerato solo l’apporto degli impianti termoelettrici, idroelettrici, eolici e fotovoltaici, essendo trascurabile quello delle altre fonti rinnovabili.
Importazione prodotti petroliferi Importazione gas naturale Importazione en. elettrica
Produzione Produzione Produzione en. prodotti petroliferi gas naturale 1.403,00 elettrica da fonti GWh rinnovabili 18,02 0 ktep 2.082,36 3.202,44 GWh GWh Cogenerazione 1.275,42 1.430,06 568,16 ktep ktep ktep 107,12 1.275,42 ktep 44,00 GWh ktep 879,92 Produzione en. ktep termica 6.731,80 Produzione en. GWh elettrica da fonti convenzionali
CONSUMO PRODOTTI CONSUMO GAS NATURALE CONSUMO ENERGIA PETROLIFERI ELETTRICA 879,92 ktep 1.275,42 ktep 6.731,80 GWh Residenziale Autotrazione Residenziale Agricoltura Agricoltura secondarie Terziario Terziario Industria Industria Industria diretta Reti Reti
49,63 1.133,68 20,35 71,76 4,93 310,16 564,83 3.749,80 1.615,30 1.288,40 78,30 kep ktep ktep ktep ktep ktep ktep GWh GWh GWh GWh
Settori di consumo finale Settori di distribuzione Settori di consumo finale
Figura 1.36: Flussi complessivi di energia nel territorio regionale nel 2005
53 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
PIANO ENERGETICO
DELLA REGIONE ABRUZZO
CAPITOLO 2
POTENZIALITÀ DELLE FONTI ENERGETICHE
RINNOVABILI E
DELLE NUOVE TECNOLOGIE ALL ’IDROGENO PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 2
INDICE
Indice ...... 2 Introduzione ...... 5 1 Energia Solare ...... 8 1.1 Introduzione...... 9 1.2 Caratterizzazione della fonte ...... 10 1.3 Producibilità del fotovoltaico ...... 20 1.4 Il solare termico...... 20 1.5 Solare Fotovoltaico ...... 21 2 Energia Eolica ...... 25 2.1 Introduzione...... 26 2.2 Aspetti economici dell’energia eolica...... 26 2.3 Linee guida sull’utilizzo dell’energia eolica nella Regione Abruzzo...... 27 3 Energia Idroelettrica ...... 31 3.1 Introduzione...... 32 3.2 Provincia di L’Aquila...... 33 3.2.1 I bacini idrografici...... 33 3.2.1.1 Il bacino idrografico del fiume Aterno-Pescara...... 33 3.2.1.2 Bacino idrografico del fiume Vomano ...... 35 3.2.1.3 Bacino del fiume Sangro...... 36 3.2.1.4 Bacino del fiume Tevere...... 38 3.2.1.5 Bacino del fiume Liri...... 39 3.2.1.6 Bacino idrografico del lago di Barrea...... 40 3.2.1.7 Bacino del lago di Campotosto ...... 41 3.2.1.8 Bacino idrografico del lago di Scanno ...... 42 3.2.2 Dighe presenti nel territorio della provincia dell’Aquila ...... 43 3.3 Provincia di Chieti ...... 46
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3.3.1 I bacini idrografici...... 46 3.3.1.1 Bacino idrografico del fiume Sangro ...... 46 3.3.1.2 Bacino idrografico del fiume Aventino...... 47 3.3.1.3 Bacino idrografico del fiume Pescara...... 48 3.3.1.4 Bacino idrografico del fiume Trigno...... 49 3.3.1.5 Bacino idrografico del fiume Alento...... 50 3.3.1.6 Bacino idrografico del fiume Foro ...... 51 3.3.1.7 Bacino idrografico del fiume Osento ...... 52 3.3.1.8 Bacino idrografico del fiume Sinello ...... 53 3.3.1.9 Bacino idrografico del fiume Feltrino ...... 54 3.3.1.10 Bacino idrografico del fiume Moro...... 55 3.3.1.11 Bacino idrografico del fiume Sente...... 56 3.3.1.12 Bacino idrografico del fiume Treste...... 56 3.3.1.13 Bacino idrografico del fiume Venna ...... 56 3.3.1.14 Bacino idrografico del fiume Verde ...... 56 3.3.1.15 Bacino idrografico del fiume Arielli ...... 56 3.3.1.16 Bacino idrografico del fiume Avello...... 56 3.4 Provincia di Pescara...... 57 3.4.1 I bacini idrografici...... 58 3.4.1.1 Il bacino idrografico dei fiumi Tavo, Fino e Saline ...... 58 3.4.1.2 Bacino idrografico del fiume Pescara...... 59 3.5 Provincia di Teramo...... 61 3.5.1 I bacini idrografici...... 61 3.5.1.1 Il bacino idrografico del fiume Vibrata ...... 61 3.5.1.2 Il bacino idrografico del fiume Salinello...... 62 3.5.1.3 Bacino idrografico del fiume Tordino...... 63 3.5.1.4 Bacino idrografico del fiume Vomano ...... 64
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3.5.1.5 Bacino idrografico del fiume Piomba...... 65 4.2 La potenzialità del territorio regionale...... 66 4 Energia Geotermica ...... 68 4.1 La fonte geotermica e sue utilizzazioni...... 69 5.1.1 Redditività della risorsa geotermica...... 70 4.2 Potenzialità geotermiche ...... 71 5 Biomasse...... 75 5.1 Introduzione...... 76 5.2 Settori agricolo e forestale...... 77 5.2.1 Stima della disponibilità ...... 77 5.2.2 Residui agricoli...... 78 5.3 Potenzialità di biomassa da colture dedicate ...... 86 5.4 Potenzialità di recupero energetico dalla parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui ai sensi del D.Lgs. 387/03 art. 2...... 88 6 Il vettore idrogeno ...... 90 6.1 Il ruolo della Regione Abruzzo...... 91
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INTRODUZIONE
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Riferimenti sovranazionali
Il Libro Bianco per la Valorizzazione delle Fonti Rinnovabili risulta essere ancor oggi il documento di riferimento per azioni di programmazione verso la pianificazione energetica del territorio. Nato successivamente all’adozione delle linee guida per tener fede agli impegni assunti a Kyoto, la delibera CIPE n. 137 del 19 novembre 1998 individua le azioni che porteranno al raggiungimento degli obiettivi finali (2008-2012) ed intermedi (2003-2006) che prevedono la riduzione delle emissioni di CO 2 di circa 20 milioni di tonnellate equivalenti di petrolio. In questo documento viene proposto che le azioni siano espresse nei settori delle fonti rinnovabili, aumentando l’energia prodotta nel 1997 (11,7 Mtep) a 20,3 Mtep. Gli incrementi ivi previsti e separati per l’energia elettrica e quella termica, sono riportati nella Tabella 2.1 e nella Tabella 2.2.
1995 2010
Potenza Potenza FONTE Energia Energia installata installata (Mtep) (Mtep) (MW) (MW)
Biomasse + RSU 280 0,200 3.000 4,000
Fotovoltaica 16 0,003 300 0,075
Eolica 120 0,025 2.500 1,000
Geotermica 560 0,850 800 1,300
Idraulica (grandi 14.000 7,400 15.000 8,000 dimensioni)
Idraulica (mini e micro) 2.200 1,800 3.000 2,500
TOTALE 17.176 10,3 24.600 16,9
Tabella 2.1: Penetrazione delle fonti rinnovabili per la conversione in energia elettrica
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FONTE 1995 2010 Energia (Mtep) Energia (Mtep)
Biomasse + RSU 1.300 2.900 Solare termico 0.010 0.230 Geotermica 0.210 0.400 TOTALE 1.5 3.5
Tabella 2.2: Penetrazione delle fonti rinnovabili per la conversione in energia termica
Gli incrementi maggiormente consistenti riguardano le fonti Biomasse, Eolica e Fotovoltaica, ma solo per la prima di queste il dato è riferito ad una quota di energia significativa. Sostanzialmente stabile è l’utilizzo della fonte idraulica di grandi dimensioni che si riferisce già ad uno sfruttamento intensivo. Risulta in crescita l’idraulica di piccole dimensioni (sino a 10 MW).
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1 ENERGIA SOLARE
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1.1 INTRODUZIONE
La fonte energetica solare può essere considerata la “capostipite” di tutte le fonti rinnovabili, con eccezione della geotermica. Essa, infatti, determina lo spostamento di masse di aria nell’atmosfera (fonte eolica), il flusso di acqua (vapore e liquido) dalla crosta terrestre verso l’atmosfera e viceversa (fonte idraulica), la crescita di materiale biologico (biomasse). L’energia solare giunge sulla terra secondo il meccanismo di propagazione per irraggiamento, presentando un ampio spettro nel campo delle lunghezze d’onda, ma concentrata nell’ambito delle radiazioni infrarossa, visibile ed ultravioletta. La potenza incidente su una superficie unitaria, ortogonale alla radiazione, posta ai limiti dell’atmosfera, è pari a 1.395 W (costante solare). La potenza media incidente sulla superficie terrestre risulta decisamente inferiore alla costante solare, per effetto dell’assorbimento da parte dell’atmosfera, della copertura nuvolosa, dell’alternanza delle stagioni e del dì e della notte, della pratica impossibilità di tenere la superficie sempre ortogonale alla radiazione solare. L’energia solare può essere direttamente utilizzata secondo due tecnologie:
• Conversione fotovoltaica;
• Conversione termica. Nella prima è sfruttata la proprietà di alcuni elementi semiconduttori (silicio, ecc.) di generare una differenza di potenziale quando investiti dalla radiazione solare. L’energia viene, così, direttamente convertita in energia elettrica che può essere immagazzinata in accumulatori, convertita in corrente alternata e utilizzata in loco o immessa nella rete di distribuzione. La seconda forma di sfruttamento prevede il riscaldamento di un fluido in dispositivi esposti alla radiazione solare (collettori) che rendono disponibile la sua entalpia a livelli di temperatura contenuti (100°C – solare termica a bassa temperatura) o tramite concentratori (specchi piani o parabolici) che consentono di raggiungere temperature elevate (centinaia di gradi) con impieghi del fluido anche in impianti motori termici. Mentre le tecnologie riferite al primo schema (bassa temperatura) hanno raggiunto un livello di maturità tale da rendere i collettori e l’impianto di circolazione del fluido disponibili in piccole taglie e a costi contenuti, il solare termico ad elevata temperatura risulta ancora in fase
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di studio e gli impianti caratterizzati da dimensioni elevate e tali da non consentirne l’impiego in piccole utenze.
1.2 CARATTERIZZAZIONE DELLA FONTE
Come accennato in precedenza, dei 1.395 W/m 2 incidenti su una superficie posta nello spazio alla distanza dal sole pari a quella della terra, una frazione decisamente inferiore raggiunge la crosta terrestre. Una parte dell’energia non raggiunge la superficie terrestre, anche in condizioni di assenza di copertura nuvolosa, a causa della diffusione da parte dell’atmosfera che assorbe, riflette e rifrange i raggi solari. Parte dell’energia diffusa ricade sulla crosta terrestre, parte è rinviata nello spazio. L’energia che penetra, al netto di quella diffusa e assorbita dai corpi nuvolosi (radiazione diretta), può essere captata in misura diversa in relazione all’inclinazione rispetto alla direzione orizzontale e all’orientamento rispetto al sud, della superficie captante. Poiché il sole si presenta in posizioni rispetto all’orizzonte variabili nel corso della giornata e, per una data ora, in relazione alle stagioni, ciascuna località è caratterizzata da angoli di inclinazione ed orientamento ottimali, associati alla latitudine del sito, che massimizzano l’energia incidente nel corso dell’anno. Di seguito si riporta un’analisi delle caratteristiche della fonte fotovoltaica per ciascun capoluogo di provincia della Regione Abruzzo (L’Aquila, Chieti, Pescara e Teramo). Le Figure 2.1, 2.2, 2.3, 2.4 riportano l’andamento dell’inclinazione (rispetto all’orizzontale) ottimale al variare delle stagioni.
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Figura 2.1: Angolo di inclinazione ottimale (rispetto all’orizzontale) per la disposizione delle superfici captanti (L’Aquila)
Figura 2.2: Angolo di inclinazione ottimale (rispetto all’orizzontale) per la disposizione delle superfici captanti (Chieti)
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Figura 2.3: Angolo di inclinazione ottimale (rispetto all’orizzontale) per la disposizione delle superfici captanti (Pescara)
Figura 2.4: Angolo di inclinazione ottimale (rispetto all’orizzontale) per la disposizione delle superfici captanti (Teramo)
In assenza di dispositivi in grado di variare l’inclinazione delle superfici captanti, esse devono
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essere disposte con un angolo fisso, che per le province abruzzesi risulta essere mediamente compreso tra i 33° e i 34°. In corrispondenza del citato angolo fisso, la potenza incidente per unità di area risulta variabile nel corso della giornata e dell’anno. In un’ipotesi di copertura nuvolosa media per il mese considerato, le figure che seguono mostrano la potenza incidente in un giorno di gennaio e in uno di agosto, suddividendo la radiazione diretta da quella diffusa.
Figura 2.5: Andamento della potenza incidente nel corso della giornata su una superficie inclinata dell’angolo ottimale (Gennaio, L’Aquila)
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Figura 2.6: Andamento della potenza incidente nel corso della giornata su una superficie inclinata dell’angolo ottimale (Agosto, L’Aquila)
Figura 2.7: Andamento della potenza incidente nel corso della giornata su una superficie inclinata dell’angolo ottimale (Gennaio, Chieti)
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Figura 2.8: Andamento della potenza incidente nel corso della giornata su una superficie inclinata dell’angolo ottimale (Agosto, Chieti)
Figura 2.9: Andamento della potenza incidente nel corso della giornata su una superficie inclinata dell’angolo ottimale (Gennaio, Pescara)
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Figura 2.10: Andamento della potenza incidente nel corso della giornata su una superficie inclinata dell’angolo ottimale (Agosto, Pescara)
Figura 2.11: Andamento della potenza incidente nel corso della giornata su una superficie inclinata dell’angolo ottimale (Gennaio, Teramo)
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Figura 2.12: Andamento della potenza incidente nel corso della giornata su una superficie inclinata dell’angolo ottimale (Agosto, Teramo)
Dalle figure si osserva che il valore di picco della potenza incidente, anche in condizioni di assenza di copertura nuvolosa, risulta significativamente inferiore alla costante solare, con particolare riferimento al periodo invernale.L’energia incidente per unità di superficie e per giorno (Irradianza), nelle stesse condizioni di cui alle figure precedenti, è riportata nelle figure seguenti, che ne evidenziano la variabilità nel corso dei mesi.
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Figura 2.13: Andamento dell’irradianza nel corso dell’anno una superficie inclinata dell’angolo ottimale (L’Aquila)
Figura 2.14: Andamento dell’irradianza nel corso dell’anno una superficie inclinata dell’angolo ottimale (Chieti)
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Figura 2.15: Andamento dell’irradianza nel corso dell’anno una superficie inclinata dell’angolo ottimale (Pescara)
Figura 2.16: Andamento dell’irradianza nel corso dell’anno una superficie inclinata dell’angolo ottimale (Teramo)
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1.3 PRODUCIBILITÀ DEL FOTOVOLTAICO
Con riferimento alla conversione fotovoltaica, considerando un livello di tecnologia dei pannelli allo stato dell’arte (silicio policristallino) con un rendimento pari al 12%, un rendimento dei componenti di completamento dell’impianto (essenzialmente l’inverter per la conversione dell’energia elettrica da continua ad alternata) pari all’85%, essa è caratterizzata da una capacità produttiva annua che, per un impianto da 1 kW di picco, differenziata per localizzazione geografica nelle tre aree territoriali del nostro paese, fornisce i seguenti valori:
• Nord 130 kWh/m 2/anno; • Centro 160 kWh/m 2/anno; • Sud 180 kWh/m 2/anno.
Gli oneri associati all’installazione dell’impianto, essenzialmente connessi al costo dei pannelli, impediscono allo stato attuale che l’investimento sia proficuo, presentando dei tempi di ritorno anche superiori alla vita tecnologica del sistema. Fondamentali risultano, pertanto, gli incentivi proposti sia su base regionale, sia in ambito nazionale.
1.4 IL SOLARE TERMICO
Una stima della situazione in Abruzzo si basa sulla riqualificazione energetica del patrimonio edilizio esistente e sulle nuove abitazioni che dovranno, secondo i dati ISTAT, crescere di circa 4600 unità nel quinquennio 2008-2012. Per le abitazioni nuove i D.Lgs N°192/05 e N°311/06 prescrivono tassativamente la copertura del fabbisogno energetico per la produzione di ACS per una quota di almeno il 50%. Inoltre, le incentivazioni poste in essere dai vari provvedimenti legislativi (in particolare la finanziaria 2007/2008 che dispone per gli interventi di riqualificazione degli edifici esistenti sgravi fiscali pari al 55% dei costi ammissibili) inducono a ritenere che almeno il 20% dei circa 335.000 alloggi che formano il parco edilizio esistente, ossia 67.000 abitazioni, possano
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dotarsi di impianto solare. Con questi elementi la situazione risulta essere la seguente:
Abitazioni Abitazioni esistenti Totali nuove (20%) Solare termico persone per alloggio 2,8 Consumo pro capite di ACS giornaliero, l/d 75 consumo giornaliero per alloggio (l/d) 210 consumo energetico per 12 alloggi (kWh/d) 87,9 area collettori per 12 alloggi (mq) 16 numero alloggi 4595 67034 area totale (mq) 6127 89379 95505 potenza installata MWt 4,29 62,57 66,85 frazione solare media annua (%) 50% Risparmio energetico annuo (MWh) 6145 89639 Risparmio energetico annuo (ktep)) 0,53 7,71 8,24
La proiezione al 2012 porta per la Regione Abruzzo ad una stima ragionevole di 95.000 m 2 di pannelli solari per i soli interventi nel settore residenziale. Considerando anche il terziario e il settore industriale la cifra precedente potrebbe essere tranquillamente raddoppiata. Aggiungendo ai 200.000 m 2 (140 MWt) di nuovi pannelli nel quinquennio 2007-2012, circa 25.000 m 2 di collettori esistenti 1, si otterrebbe uno share rispetto al dato nazionale del 6%.
1.5 SOLARE FOTOVOLTAICO
La potenza di 75 MWp nel quinquennio 2007-2012 stimata come potenzialità per la Regione trova giustificazione alla luce del nuovo conto energia emanato con DM del 19/2/07. Partendo dall’ipotesi di poter coprire con energia fotovoltaica i consumi finali di energia elettrica mediamente nelle seguenti proporzioni annue :
Industriale: 0,1%
Terziario: 0,1%
Residenziale: 100% per l’edilizia nuova e 1% per l’esistente
1 Il valore è stato stimato considerando un dato pro-capite di 20 m 2 /1000 abitanti al 2007.
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Agricoltura: 1% si ottiene una stima al 2012 dell’energia prodotta da fotovoltaico così articolata 2:
Settore indusriale Consumi Ore annue Potenza Copertura Produzione MWhe h MWe MWhe 3750000 5000 750 0,5% 18750
Settore terziario Consumi Ore annue Potenza Copertura Produzione MWhe h MWe MWhe 1615300 2500 646 0,5% 8077
Settore residenziale Unità Copertura Wp/alloggio MWp Alloggi nuovi 4594 100% 200 0,9 Alloggi esistenti 335170 5,0% 200 3,4 Totale 4,3
Settore agricoltura Consumi Ore annue Potenza Copertura Produzione MWhe h MWe MWhe 78300 5000 15,7 5,0% 0,78
Assumendo come caratteristiche di un modulo fotovoltaico tipo una producibilità espressa in ore equivalenti di 1350 ore/anno 3, una potenza di picco di 200 Wp e un’area specifica di 7 m2/kWp si ottengono i seguenti risultati:
2 Per le unità abitative di nuova costruzione si prevede di poter installare mediamente 1 modulo fotovoltaico da
200 Wp
3 Dato medio per la Regione Abruzzo
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Producibilità annua fotovoltaico Settore Industriale Terziario Residenziale Agricultura Produzione TOTALE Producibilità fotovoltaico, MWhe/a 18750 8077 5765 1057 67500 101149 Rispami di energia primaria, ktep 4,1 1,8 1,3 0,2 14,9 22,3 Potenza, MWp 13,9 6,0 4,3 0,8 50,0 75 2 Area PV, m 97222 41878 29894 5481 350000 524475 Numero totale di moduli 69444 29913 21353 3915 250000 374625 Emissioni evitate, ktCO2 10,0 4,3 3,1 0,6 35,8 53,7 Il dato finale cumulato di 75 MWp include la possibilità di installare impianti di generazione fotovoltaica nella misura di 50 MWp nel quinquennio 2007-2012 4. Rispetto alla quota nazionale in 500 MWp al 2010 stimata da EPIA, i 75 MWp al 2012 rappresentano uno share realistico e per certi versi anche prudenziale se si tiene conto:
1. delle nuove tariffe incentivanti riconosciute agli impianti in esercizio ai sensi del richiamato DM 19/2/07 e riportate in tabella:
Taglia di potenza Non integrato Parzialmente Integrato ( €/kWh) dell’impianto (€/kWh) integrato ( €/kWh)
1 kW P 3 kW 0,40 0,44 0,49
3 kW < P 20 kW 0,38 0,42 0,46
P > 20 kW 0,36 0,40 0,44
2. che è stato eliminato il precedente vincolo di 1 MWp per la taglia dell’impianto; 3. che le suddette tariffe sono incrementate del 5% nei seguenti casi, non cumulabili fra di loro:
impianti maggiori di 3 kW di potenza non integrati architettonicamente, i cui soggetti responsabili impiegano l’energia elettrica prodotta in modo tale da conseguire il titolo di autoproduttori (ai sensi dell’art. 2, comma 2 del D. Lgs. n. 79/99 e successive
4 La stima relativa agli impianti a terra non tiene conto della reale possibilità di ritiro dell’energia prodotta da parte del gestore della rete pubblica
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modifiche e integrazioni);
impianti i cui soggetti responsabili sono scuole pubbliche o paritarie di qualunque ordine e grado o strutture sanitarie pubbliche;
impianti integrati (integrazione “totale” ai sensi dell’articolo 2, comma 1, lettera b3) del DM 19/2/07 in sostituzione di coperture in eternit o comunque contenenti amianto realizzati in superfici esterne degli involucri di: o edifici, o fabbricati, o strutture edilizie di destinazione agricola;
impianti i cui soggetti sono Comuni con popolazione inferiore ai 5.000 abitanti in base all’ultimo censimento ISTAT (incluse Municipalità e Circoscrizioni, sempre che abbiano una loro autonomia e siano sotto i 5000 abitanti).
4. Per gli impianti fotovoltaici operanti in regime di scambio sul posto e che alimentano, anche parzialmente, utenze ubicate all’interno o asservite a unità immobiliari di edifici, è prevista l’applicazione di un premio aggiuntivo abbinato all’esecuzione di interventi che conseguono una riduzione del fabbisogno energetico degli edifici. Tale premio consiste in una maggiorazione percentuale della tariffa pari alla metà della percentuale di riduzione del fabbisogno di energia conseguita e certificata. In tutti i casi, compresa la reiterazione di interventi che conseguono ulteriori riduzioni del fabbisogno di energia, il premio non può superare la percentuale del 30% della tariffa riconosciuta alla data di entrata in esercizio degli impianti.
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2 ENERGIA EOLICA
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2.1 INTRODUZIONE
La più importante forma di impiego dell'energia eolica è quella relativa alla produzione di energia elettrica. L'energia elettrica può essere utilizzata attraverso due grandi categorie di impianto: impianti per utenze isolate e impianti concepiti per essere allacciati a reti elettriche già esistenti. Un primo tipo di impianto è quello per la produzione di energia elettrica "di servizio" fornita da piccoli aerogeneratori di potenza inferiore a 1 kW (rotore di 1-2 m.) per l'alimentazione di apparecchiature poste in luoghi isolati, come ripetitori radio, rilevatori, impianti di segnalazione, ecc...; questi utilizzi sono spesso concorrenziali o integrativi ai sistemi fotovoltaici. Esiste, poi, una produzione di elettricità per l'alimentazione di case sparse o insediamenti isolati non allacciati alla rete. Tali impianti sono costituiti da aerogeneratori di piccola taglia (3-20 kW) e un sistema di accumulo (batteria) dell'energia prodotta nei momenti di vento favorevole. Queste applicazioni hanno diffusione limitata nei paesi industrializzati, ma potrebbero avere prospettive interessanti nei paesi in via di sviluppo con elevata ventosità. Gli impianti eolici connessi alla rete si distinguono tra la produzione di elettricità per l'alimentazione di piccole reti e quella fornita da centrali collegate alla rete nazionale. L'applicazione di maggior interesse per l'eolico è comunque l'alimentazione delle grandi reti nazionali; per questo scopo sono utilizzate macchine di taglia medio-grande installate singolarmente o in gruppi di unità (centrali anemoelettriche o wind farms o fattorie eoliche) con potenze totali dell'ordine di alcuni MW o di alcune decine di MW.
2.2 ASPETTI ECONOMICI DELL’ENERGIA EOLICA
L'energia eolica è, tra le fonti rinnovabili, quella tecnologicamente più matura e più vicina alla competitività economica. In 15 anni, infatti, il costo del kWh eolico è diminuito del 70% e, secondo stime dell'EWEA (European Wind Energy Association), una produzione su larga scala degli aerogeneratori, potrebbe consentire, nei prossimi anni, un'ulteriore riduzione di almeno il 25%. Perfino un'organizzazione internazionale come l'IEA (International Energy
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Agengy) ritiene che l'eolico possa, nel breve periodo (entro il 2010), essere pienamente competitivo con le fonti energetiche convenzionali (combustibili fossili e nucleare), senza nemmeno usufruire, a proprio vantaggio, della contabilizzazione dei costi esterni o sociali. Il costo dell'unità di energia prodotta da impianti eolici è frutto di un calcolo piuttosto complesso. In linea generale, la sua valutazione deve tenere conto di diversi fattori: in primo luogo, dell'investimento iniziale dell'impianto, sul quale incide per il 60-70% il costo delle macchine; inoltre, occorre considerare la vita utile dell'impianto ed il relativo ammortamento (circa 20 anni), i tassi di finanziamento, i costi di esercizio e di manutenzione (1-3% dell'investimento), l'energia globale prodotta su base annua, quest'ultima funzione sia delle prestazioni delle macchine, sia delle caratteristiche di ventosità del sito.
2.3 LINEE GUIDA SULL ’UTILIZZO DELL ’ENERGIA EOLICA NELLA REGIONE ABRUZZO
La Regione Abruzzo ha approvato con D.G.R. n. 754 del 30 Luglio 2007 le Linee guida che disciplinino l'inserimento di impianti industriali per la produzione di energia dal vento all'interno del territorio regionale redatte in collaborazione con l’Università Chieti-Pescara, Facoltà di Architettura - PRICOS, ai sensi dell'art. 12 comma 10 del D.Lgs 387/03 e che forniscano direttive per la Valutazione dell'Impatto Ambientale proveniente da tali impianti.
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Figura 2.17 Mappa della Regione Abruzzo con riportate la velocità medie annue dei venti ad un’altezza di 100 m dal suolo.
Di seguito viene riportata una brevissima sintesi di tali linee guida. Per gli approfondimenti si rimanda alla consultazione delle linee guida sul portale della Regione Abruzzo al seguente indirizzo web: http://www.regione.abruzzo.it/xAmbiente/index.asp?modello=lineeGuiParcEol&servizio=xLi st&stileDiv=monoLeft&template=intIndex&b=lineeGui1 .
Dal quadro generale tracciato finora emergono alcuni aspetti salienti:
Il territorio abruzzese è oggetto di forti attenzioni da parte di investitori del settore energetico: tale aspetto è positivo in quanto garantisce un sano rapporto di concorrenza progettuale;
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Le aree di maggiore interesse progettuale sembrano coincidere con aree interne a Parchi o in stretta vicinanza a questi ultimi: si è reso necessario individuare le aree che la Regione Abruzzo intende escludere alle installazioni eoliche;
Esiste una reale possibilità dell’insorgere di aree a forte concentrazione eolica.
Per individuare le aree da escludere dalle installazioni eoliche, è stata condotta un’attenta concertazione con: gli Enti Parco, le Province, gli Uffici Regionali e gli esperti del settore faunistico e floristico, anche mediante collaborazione con associazioni ambientaliste di rilievo. Sono vietati gli impianti eolici:
all’interno delle Zone A e delle Zone B dei Parchi Nazionali Abruzzesi; all’interno delle Riserve Naturali e delle Oasi di Protezione; all’interno delle Zone Umide di Interesse Internazionale; all’interno delle aree di tutela dell’Orso Bruno Marsicano. La figura seguente indica le aree sottoposte a tutela e vietate alle installazioni eoliche:
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Figura 2.18: Aree vietate alle installazioni eoliche La figura seguente riporta il quadro presente e futuro degli insediamenti eolici abruzzesi:
Figura 2.19: Installazioni eoliche attuali e future
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3 ENERGIA IDROELETTRICA
31 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 2
3.1 INTRODUZIONE
In Italia, data la favorevole condizione idrogeologica, a partire dagli anni ’70 del secolo scorso, si è assistito ad un notevole sviluppo dell’idroelettrico per la produzione nazionale di energia elettrica. Fra le tante regioni italiane, l’Abruzzo si distingue per la notevole presenza sul territorio regionale di impianti idroelettrici. Questa, infatti, è una regione ricca di acqua che rappresenta una risorsa di particolare interesse, poiché molte sorgenti, scaturendo in aree poco favorevoli al processo antropico, risultano essere ancora integre. Questa preziosa risorsa naturale viene oggi utilizzata prevalentemente per l’approvvigionamento idrico regionale e soprattutto per la produzione di energia elettrica. Nella seguente tabella sono indicate le principali caratteristiche degli impianti idroelettrici presenti nel territorio regionale, suddivise per provincia. La produzione idroelettrica complessiva al 2005 è di 1.837 GWh; nell’ultimo decennio si è registrato un aumento complessivo di tale valore del 21% circa. La Provincia che presta il maggior contributo alla produzione idroelettrica è quella di Teramo (37% del totale), seguita da quelle di Chieti e L’Aquila che contribuiscono rispettivamente per un 24% e per un 22% del totale; alla Provincia di Pescara compete il rimanente 17% della produzione idroelettrica complessiva.
PRODUCIBILITA' Potenza DA Efficiente PRODUZIONE ANNUALE EFFETTIVA GWh CONCESSIONE MW KWh
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
L'Aquila 422.000.000 201 372 354 297 305 327 347 243 336 428 401
Chieti 624.000.000 95 414 347 337 392 325 300 291 396 477 442
Pescara 580.000.000 64 311 322 321 203 237 303 282 300 299 319
Teramo 830.000.000 559 418 492 420 501 548 442 407 488 601 675 REGIONE 2.456.000.000 919 1.515 1.515 1.375 1.401 1.437 1.392 1.223 1.520 1.805 1.837
Tabella 2.3: Potenza ed energia elettrica prodotta nelle centrali idroelettriche abruzzesi
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La situazione esistente può essere sintetizzata nel modo seguente:
23 impianti idroelettrici per una potenza complessiva installata di 900 MW ed una producibilità di 1800 GWh;
12 piccoli impianti di recente realizzazione per una potenza complessiva di 6320 KW.
Al fine di configurare il quadro idrografico della Regione, di seguito è riportata una breve descrizione delle ulteriori potenzialità idrografiche del territorio e dei bacini idrografici di ciascuna Provincia.
3.2 PROVINCIA DI L’A QUILA
3.2.1 I bacini idrografici
3.2.1.1 Il bacino idrografico del fiume Aterno-Pescara Il bacino imbrifero del fiume Aterno-Pescara copre una superficie complessiva di 3.188 km 2, compresa per il 75% in provincia di L’Aquila, il 23,5% in provincia di Pescara e l’1,5% in provincia di Chieti. Il fiume Aterno è il corso d’acqua principale della provincia di L’Aquila e, dopo l’immissione delle sorgenti del Pescara all’altezza di Popoli, il principale della Regione Abruzzo. Da questo punto, fino alla foce nel mare Adriatico, prende il nome di Pescara. La lunghezza totale dalle sorgenti dell’Aterno fino al mare è di 145 km, il fiume Aterno drena direttamente, o indirettamente tramite sorgenti, un bacino comprendente l'alta, la media e la bassa valle aquilana, una parte del massiccio del Gran Sasso, del Velino e del Sirente. L’Aterno nasce a Nord dell'abitato di Aringo, alimentato dalle omonime sorgenti situate sulle pendici di M. Capo-Cancelli (1.398 m s.l.m.). Perviene al centro dell’Aquila dopo aver attraversato numerosi piccoli centri abitati. Nella piana a Nord della Città di L'Aquila, il fiume Aterno riceve importanti contributi dal fiume Vetoio, e dal torrente Raio; a sud dell'abitato di
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Bazzano, situato a circa 10 km ad est di L'Aquila, il fiume riceve, in sinistra idrografica, l’apporto del fiume Raiale. Il fiume Aterno ed i suoi affluenti, dalle sorgenti fino a monte della città di L'Aquila, non hanno significative utilizzazioni se si esclude la irrigazione di limitata importanza. La pratica irrigua si fa più intensa a valle, dove i corsi d'acqua Aterno e Raiale vengono, pur se per limitati periodi estivi, utilizzati intensamente. All’altezza della piana di Molina, il fiume Aterno è rifornito dall'omonimo gruppo di sorgenti. In questo tratto non vi sono altre utilizzazioni tali da produrre riduzioni di portata, ad eccezione di prelievi, per usi potabili, da sorgenti con portata limitata. A valle di Molina, il fiume Aterno scorre ripido ed incassato nelle aspre Gole di San Venanzio fino a raggiungere la piana di Molina e quella di Raiano; nelle gole è situata una traversa per la produzione di energia elettrica ed una presa per la irrigazione della sottostante vallata. Il fiume Aterno a monte dell'abitato di Popoli, circa un chilometro a valle del confine tra le Province di L'Aquila e Pescara, riceve, da destra, il fiume Sagittario, suo principale affluente, che a sua volta riceve le acque dal fiume Gizio e dal fiume Vella. Il fiume Pescara nasce dall’omonima sorgente (Riserva Naturale) poco a monte di Popoli. Nell’abitato di Popoli, il fiume Aterno riceve le acque del Pescara e prende il nome di Pescara. Il fiume Pescara è composto da una rete idrica superficiale molto articolata, alimentata in parte da sorgenti perenni ed in parte dallo scioglimento dei nevai in quota, attraverso una ricca rete di torrenti stagionali. I principali affluenti del Pescara, procedendo da monte verso valle, sono il fiume Tirino, in sinistra idrografica, il fiume Orta e il fiume Lavino, entrambi in destra idrografica, il torrente Cigno, in sinistra idrografica, il fiume Nora in destra idrografica. La foce, sistemata a porto canale, è situata nel centro abitato della città di Pescara. L’intero corso del fiume Pescara e del suo principale affluente, il fiume Tirino, sono interessati da numerose captazioni d’acqua per la produzione di energia elettrica.
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Figura 2.20: Area geografica interessata dal bacino dell’Aterno-Pescara
3.2.1.2 Bacino idrografico del fiume Vomano Il fiume Vomano ha origine nella provincia di L'Aquila in prossimità del Passo delle Capannelle, sulle pendici nord-occidentali del Monte S.Franco, a circa 1.200 metri s.l.m.. Bagna la porzione settentrionale dell'Abruzzo ed il suo percorso di 68 km è quasi completamente compreso nella provincia di Teramo; solo un brevissimo tratto scorre in provincia dell'Aquila. Il suo bacino idrico si estende su una superficie complessiva di 782 km 2 e confina a sinistra con quello del fiume Tordino. Nel tratto superiore, il letto del Vomano è scavato entro un solco inciso nelle arenarie mioceniche intercalate a strati di argilla; in quello intermedio entro sponde calcaree e infine nell'ultimo tratto, fino alla foce, il letto si allarga su terreni alluvionali. Il fiume raccoglie il contributo di oltre trenta corpi idrici grandi e piccoli, tra cui i più importanti sono il torrente Rocchetta, il rio Arno ed il fiume Mavone in destra idrografica, il torrente Zingano in sinistra idrografica. Raggiunge infine il mare Adriatico nei pressi di Roseto degli Abruzzi. Il naturale defluire delle acque è interrotto da tre bacini di captazione a scopo idroelettrico che permettono di trasferire consistenti volumi d'acqua e provocano sensibili variazioni, anche giornaliere, di flusso idrico che rimangono evidenti fino alla foce: la diga di Provvidenza (a 1.060 metri), che costituisce l'omonimo serbatoio, la cui funzione è quella di ricevere le acque di scarico della centrale idroelettrica di Provvidenza, provenienti dal lago di Campotosto; la
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diga di Piaganini (a 397 metri), il cui serbatoio ha la funzione di ricevere le acque di scarico della centrale idroelettrica di S. Giacomo; la traversa di derivazione in località Villa Vomano, la cui funzione è fornire acqua per uso irriguo e marginalmente per uso idroelettrico. Il territorio in cui scorre il fiume Vomano presenta nel primo tratto numerose zone a forte vocazione zootecnica, mentre nei pressi di Montorio diventa assai più consistente la presenza di nuclei abitativi, artigianali ed industriali. Il fiume Mavone, il maggiore affluente del fiume Vomano, nasce nel versante orientale del Corno Grande e durante il suo percorso di 16 km riceve l’apporto di numerose sorgenti che originano dal Gran Sasso d’Italia, tra cui in destra idrografica il torrente Ruzzo. Il torrente Rocchetta ha piccole dimensioni con una lunghezza di circa 8 km; presenta caratteristiche montane e possiede oltre ad una forte pendenza anche una sostenuta ritenzione idrica causata dalla presenza, nel letto fluiviale, di ciottoli e massi di notevoli dimensioni. Il rio Arno nasce da una sorgente sulle pendici nord-occidentali del Corno Piccolo a 1.524 metri s.l.m.; il suo percorso di soli 12 km è distribuito interamente nel tratto montano ed è caratterizzato da una forte pendenza (circa 10%).
Figura 2.21: Area geografica interessata dal bacino del fiume Vomano
3.2.1.3 Bacino del fiume Sangro Il fiume Sangro nasce a 1.441 m s.l.m. sulle pendici del monte Turchio, sotto il Passo del Diavolo, nel parco Nazionale d'Abruzzo.
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Dopo un percorso di 122 km sfocia nel Mare Adriatico. Il suo bacino imbrifero ricopre una superficie complessiva di 1.545 km 2, compresa per il 59% nella provincia di Chieti, per il 37% nella provincia dell'Aquila e per il 4% in quella di Isernia. Inizialmente scorre da NW a SE in gole strette e profonde ed in località Villetta Barrea (AQ) forma il lago artificiale di Barrea. Subito dopo il centro abitato di Alfedena il corso d'acqua attraversa il piano di Castel di Sangro ricevendo le acque del torrente Zittola. Oltrepassata la località Ateleta, nel tratto fino a Quadri (CH), il fiume segna il confine tra le regioni dell'Abruzzo e del Molise. A valle di questo tratto il Sangro si allarga ricevendo i contributi del torrente Parello, in riva orografica sinistra e quelli del rio Verde e dei torrenti Turcano e Gufo in riva orografica destra. Subito a valle, il fiume Sangro subisce un'ulteriore allargamento formando il lago artificiale di Bomba (con capacità di 83 milioni di m 3). Riacquistate le sue caratteristiche originali dopo un percorso di circa 13 km, a valle della località S. Angelo di Altino, avviene la confluenza con il fiume Aventino e successivamente con altri due torrenti: il Gogna e il Pianello. Forma poi l’invaso artificiale di Serranella, creato nel 1981 per scopi irrigui ed industriali e attualmente riserva naturale controllata della Regione Abruzzo. Grazie alla restituzione da parte della centrale idroelettrica di S. Angelo di Altino della maggior parte delle acque che interessano tutto il suo basso corso e in parte dall’assenza di ulteriori prelievi di inerti, il Sangro riacquista un aspetto alquanto naturale, con un andamento meandriforme che manterrà fino alla sua foce sul mare Adriatico.
Figura 2.22: Area geografica interessata dal bacino del Sangro
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3.2.1.4 Bacino del fiume Tevere In questo bacino, marginalmente appartenente alla provincia di L’Aquila, sono di interesse due corsi d’acqua, il fiume Imele ed il fiume Turano. Il fiume Imele appartiene al bacino idrografico del fiume Tevere e nasce a monte di Tagliacozzo, a circa 920 m s.l.m.. Il corso d’acqua è delimitato, in destra idrografica, dal Colle Alto (1.051 m s.l.m.), M. Tremonti (1.338m s.l.m.), M. Bove (1.348 m s.l.m.), M. Midia (1.738 m s.l.m.), M. Morbano (1.628 m s.l.m.), Colle Secco (1.494 m s.l.m.) e M. Valminiera (1.307 m s.l.m.). In direzione S-E, il limite raggiunge l’abitato di Capistrello e, lasciato sulla destra il bacino dell’alto Liri, volge a Nord aggirando i Piani Palentini e dirigendosi verso il M. Magnola (2.220 m s.l.m.). Il confine idrografico segue, prima, in direzione N-O il complesso montuoso del Ceraso, Colle dell’Orso (2.203 m s.l.m.) ed Il Costone, poi, in direzione S-O, continua con il M.Faito (1.455 m s.l.m.) e si ricollega con il Colle Alto.
Figura 2.23: Area geografica interessata dal bacino del Tevere
Il fiume Imele, circa 2 km a valle di Tagliacozzo, riceve in sinistra il F. so Pratolungo, alimentato da piccole sorgenti e dalla falda intercettata dalla galleria ferroviaria di Sante Marie. A valle di tale confluenza il corso d’acqua percorre un’ampia curva nei Piani Palentini e prosegue, verso N-O, nella valle delimitata dal M. Velino, in destra, e dall’allineamento M. Castiglione (1.208 m s.l.m.), Colle di Mezzo (1.218 m s.l.m.) e M. Faito, in sinistra. Circa 2 km a monte dell’abitato di Torano, il corso d’acqua entra nella provincia di Rieti, in territorio laziale. Sul fiume Imele non vi sono utilizzazioni di rilievo, ad eccezione di captazioni, di
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portata limitata, per il rifornimento idrico di Tagliacozzo e di parte del carseolano, della captazione delle acque intercettate dalla galleria di Sante Marie e di una presa per uso irriguo nei Piani Palentini. Il fiume Turano nasce nel versante N-O del valico M. Bove, in territorio aquilano. Il limite del bacino del fiume Turano segue le creste dei colli di Montebove (1.378 m s.l.m.), in destra del suddetto valico, e continua verso N-E con il M. Pietra Pizzuta (1.264 m s.l.m.), Colle Civitella (1.016 m s.l.m.) e Colle Alto.
3.2.1.5 Bacino del fiume Liri Il fiume Liri nasce dalle omonime sorgenti poste a valle dell’abitato di Cappadocia a circa 960 m s.l.m. Nella parte alta del bacino, fino alla confluenza con i canali di bonifica del Fucino, il fiume riceve il contributo di molteplici sorgenti le cui acque, di portata limitata e regimi non sempre perenni, vengono utilizzate in parte a scopo potabile ed in parte per la produzione di energia elettrica. A valle di tali sorgenti, nei pressi dell’abitato di Canistro, il fiume raccoglie le acque del bacino del Fucino e dei suoi immissari. La piana del Fucino, infatti, oggi fertile pianura, era sede in passato di un lago di 160 km 2 di superficie nel quale affluivano diversi corsi d’acqua con caratteristiche torrentizie ed il fiume Giovenco, importante affluente del Liri. Infatti, per recuperare i terreni del bacino lacustre all’agricoltura, sono stati eseguiti lavori di bonifica per convogliare e scaricare le acque del lago nel limitrofo bacino del fiume Liri.
Figura 2.24: Area geografica interessata dal bacino del Liri
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A valle della confluenza con l’emissario del Fucino, in prossimità dell’abitato di Morino, il Liri riceve in destra idrografica il torrente Schioppo, le cui sorgenti ricadono all’interno della Riserva Naturale di “Zompo lo Schioppo”. Superato l’abitato di Balsorano, il fiume Liri lascia il territorio abruzzese ed entra nel Lazio. Le acque del Liri alimentano, per l’intero suo percorso, diverse centrali idroelettriche che ne alterano profondamente il regime idrologico.
3.2.1.6 Bacino idrografico del lago di Barrea Il lago di Barrea nasce da una proposta di intervento del 1926. La proposta di realizzazione venne fatta dalla “Terni”, Società per l’energia elettrica, e la prima reazione del Parco Nazionale d’Abruzzo fu quella di opporsi in maniera totale. Diversi sarebbero stati gli aspetti negativi cui si sarebbe andati in contro: deturpazione ambientale e paesaggistica, deterioramento delle condizioni igieniche, con il grave pericolo di formazione di un ambiente paludoso e soggetto a infestazioni di malaria. Venne presentato un Atto di opposizione con elencati tutte le difficoltà nelle quali si sarebbero imbattuti, nel caso si fosse realizzato il lago. La decisione del Ministro fu discordante da quella del Parco e oggi il lago di Barrea è uno dei più grandi laghi artificiali d’Abruzzo. I lavori per la realizzazione dello sbarramento del bacino iniziarono nel 1949, e dopo numerosi interventi e indagini vennero terminati nel 1951. Il bacino è collocato all’interno del Parco Nazionale d’Abruzzo ed è alimentato dalle acque del Sangro. Lo sbarramento del fiume ha dato origine ad un lago di dimensioni notevoli: la sua lunghezza è di 4.600 metri e la sua larghezza di circa 500 metri. Misure che chiaramente subiscono notevoli variazioni nel corso dell’anno e in dipendenza dalle precipitazioni. Le acque del bacino di Barrea vengono utilizzate per la produzione di energia elettrica nell’impianto del Sangro.
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Figura 2.25: Area geografica interessata dal bacino del lago di Barrea
3.2.1.7 Bacino del lago di Campotosto L’origine del lago risale agli anni ’50; i primi lavori vennero effettuati dalla Società per l’Industria e l’Elettricità Terni, ed è stato successivamente modificato dall’ENEL. Il bacino idrografico del lago è prevalentemente costituito da rocce appartenenti alla formazione del Flysch della Laga ed è, quindi, da considerarsi prevalentemente un bacino a media-bassa permeabilità. Il lago artificiale di Campotosto, situato in provincia di L’Aquila, occupa l’omonima valle, sede di un antico lago. Questo lago è passato alla fase di palude torbosa a causa dell’interramento dovuto al trasporto solido degli affluenti. Successivamente, in questa valle è stato ripristinato il lago tramite tre sbarramenti artificiali in cemento. Il serbatoio è stato realizzato in due fasi successive: la prima è stata attuata negli anni 1940- 1951 per opera della Terni, la seconda del periodo 1964-1971, per opera dell’ENEL. Attualmente il lago è il serbatoio di testa del sistema di impianti idroelettrici del Gruppo del Vomano. Il bacino sotteso dal lago di Campotosto è ubicato nella conca di Amatrice, la quale si inserisce nell’area della fascia pedemontana dell’Appennino Centrale delimitata ad Ovest dai Monti Sibillini e ad Est dai Monti della Laga. La superficie totale del bacino misura 47,5 km 2 e si trova a 1.317 metri sul livello del mare.
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Figura 2.26: Area geografica interessata dal bacino del lago di Campotosto
3.2.1.8 Bacino idrografico del lago di Scanno Al centro della conca di Sulmona, in mezzo ai monti che collegano la catena del Sirente con la Meta, chiuso tra la Montagna Grande e il Monte Genzana, è situato il lago di Scanno. I monti sono caratterizzati da un aspetto selvaggio e da farre, campi carsici e altopiani. Ed è proprio al centro di uno di questi altopiani che è situato il lago di Scanno. Ha una forma quasi rettangolare, più precisamente a forma d’otre, e confina con i bacini del Sangro, del Sagittario e del Gizio. La regione è costituita prevalentemente da rocce mesozoiche, potenti pile di strati calcarei compatti, bianchi rosati e grigi. Il lago di Scanno viene considerato come un tipico lago di frana. L’immissario più importante è il fiume Tasso, che apporta una discreta quantità d’acqua. Di più modeste dimensioni è il Fosso Funicelle che porta le acque sorgenti omonime. È certa, oltre alla presenza di altri torrenti che scendono al lago, l’esistenza di alcune sorgenti subacquee che si rendono evidenti mediante il sollevamento di bolle d’aria sulla superficie. La morfologia dei monti circostanti il lago crea un ambiente suggestivo e caratteristico delle zone montuose, il lago si trova subito fuori dei confini orientali del Parco Nazionale d’Abruzzo, e ne conserva in pieno l’aspetto impervio e aspro.
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Figura 2.27: Area geografica interessata dal bacino del lago di Scanno
3.2.2 Dighe presenti nel territorio della provincia dell’Aquila
Nella tabella 2.4 sono riportate le dighe di cemento armato di altezza superiore ai 10 m e con un volume di invaso superiore agli 800.000 m 3, situate nel territorio della provincia di L’Aquila. Nella tabella 2.5 sono invece elencate le dighe in terra, le traverse, le paratoie autolivellanti in acciaio e le traverse con pietrame; tutti questi sbarramenti presentano rispetto ai precedenti un volume di invaso minore, che tuttavia non implica una minore producibilità di energia idroelettrica.
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Tabella 2.4: Dighe con un volume di invaso maggiore di 800000 m 3
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Tabella 2.5: Dighe con un volume di invaso minore di 800000 m 3
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3.3 PROVINCIA DI CHIETI
3.3.1 I bacini idrografici
3.3.1.1 Bacino idrografico del fiume Sangro
Lunghezza 117 km Superficie 1545 km 2
Figura 2.28: Area geografica interessata dal bacino del Sangro e dell’Aventino
Il fiume Sangro origina nella Marsica, dal monte Morrone del Diavolo a 1.365 m s.l.m., sfocia nel mare Adriatico nei pressi di Torino di Sangro dopo aver percorso 117 km ed aver bagnato le province di L’Aquila, Chieti e Isernia. Il suo bacino interessa una superficie complessiva di 1.545 km 2. Lungo il suo corso subisce due allargamenti formando il lago di Villetta Barrea in provincia di L’Aquila ed il lago di Bomba in Provincia di Chieti. Dopo un percorso 13 km, nei pressi della località di S. Angelo di Altino, avviene la confluenza con il fiume Aventino e,
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successivamente la formazione dell’invaso artificiale di Serranella. Ha molti affluenti, quali: vallone del Raso, vallone Spuria, torrente Fondillo, torrente Scerto, rio Torto, fiume Zìttola in provincia di L’Aquila; fiume Aventino, torrente Gogna, fosso Laio, torrente Parello, vallone Risceglie, torrente Appello, torrente Pianetto, vallone Turcano, torrente Verde di Borrello in provincia di Chieti; vallone Renoso, torrente Molinaro, rio di San Pietro Avellana in provincia di Campobasso.
3.3.1.2 Bacino idrografico del fiume Aventino
Lunghezza 45 km Superficie 436 km 2
Il fiume Aventino nasce dal monte Secine da diversi rami che si riuniscono nei pressi di Palena a formare le Sorgenti Capo di Fiume. Misura una lunghezza di 45 km e bagna solamente la provincia di Chieti. Subisce uno sbarramento a monte di Casoli dal quale si origina il lago di Sant’Angelo. È il principale emissario del fiume Sangro. Ha come affluenti i fiumi Avello e Verde ed il rio Secco.
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3.3.1.3 Bacino idrografico del fiume Pescara
Lunghezza 60 km Superficie (***) km 2
Figura 2.29: Area geografica interessata dal bacino del Pescara
Le sue sorgenti sono situate in una zona protetta del comune di Popoli; in esso confluiscono dopo qualche centinaia di metri dalle sorgenti le acque dei fiumi Aterno e Tirino. Sfocia nel mare Adriatico in Provincia di Pescara dopo aver percorso 60 km segnando per un lungo tratto il confine fra le province di Pescara e di Chieti, le uniche da esso bagnate. I suoi affluenti sono: torrente Cigno, torrente il Fossatello, fiume Giardino, fiume Nora, fiume il Rivo, fiume Tirino, fosso Santa Maria, torrente Lavino, fosso di Manoppello, fiume Orte.
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3.3.1.4 Bacino idrografico del fiume Trigno
Lunghezza 85 km Superficie 1200 km 2
Figura 2.30: Area geografica interessata dal bacino del Trigno
Il fiume Trigno nasce sul monte Capraro in Molise a nord di Vastogirardi a 1.150 m s.l.m., ha una lunghezza di 85 km e sfocia nel mare Adriatico nei pressi di San Salvo. Attraversa le province di Chieti, Campobasso e Isernia e delimita per quasi la totalità della sua lunghezza il confine fra Molise ed Abruzzo. I suoi affluenti sono: torrente Verrino, fosso di Canniviere, torrente Fiumarella, vallone delle Piane, torrente di Ponte Musa, torrente Rivo, vallone del Roccile, torrente Vella.
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3.3.1.5 Bacino idrografico del fiume Alento
Lunghezza 35 km Superficie 136 km 2
Figura 2.31: Area geografica interessata dal bacino dell’Alento
Il fiume Alento nasce nel Piano di Tarica sul Passo di Lanciano; bagna le province di Chieti e Pescara per una lunghezza di 35 km e sfocia nel mare Adriatico presso Francavilla al Mare. Ha come affluenti il rio Fontechiaro ed il torrente Valige.
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3.3.1.6 Bacino idrografico del fiume Foro
Lunghezza 38 km Superficie (***) km 2
Figura 2.32: Area geografica interessata dal bacino del Foro
Il fiume Foro nasce sulla Maielletta, sul Passo di Lanciano in due rami distinti che si incontrano nei pressi di S. Eufemia. Sfocia nel mare Adriatico, a Torre di Foro dopo aver percorso tutti i 38 km della sua lunghezza in provincia di Chieti. I suoi affluenti sono il torrente Serrepenne e il fiume La Venna.
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3.3.1.7 Bacino idrografico del fiume Osento
Lunghezza 40 km Superficie 128 km 2
Figura 2.33: Area geografica interessata dal bacino dell’Osento
Il fiume Osento nasce dal Monte Pallano e, dopo aver percorso 40 km nelle province di L’Aquila e Chieti, sfocia nel mare Adriatico fra il fiume Sangro e il Sinello. Ha come unico affluente il torrente Cerepolla.
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3.3.1.8 Bacino idrografico del fiume Sinello
Lunghezza 50 km Superficie 327 km 2
Figura 2.34: Area geografica interessata dal bacino del Sinello
Nasce dalla Sella Grande, sul monte Castel Franano e sfocia dopo 50 km nel mare Adriatico in località Punta della Penna a Casalbordino. Unici due affluenti sono il torrente Altosa ed il torrente Maltempo.
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3.3.1.9 Bacino idrografico del fiume Feltrino
Lunghezza 16 km Superficie 56 km 2
Figura 2.35: Area geografica interessata dal bacino del Feltrino
Nasce nei pressi di Castelfrentano e sfocia nel mar adriatico presso Marina di S. Vito, dopo aver percorso 16 km. Ha una portata ridotta e questo, assieme alla presenza dei depuratori urbani asserviti alle città di Lanciano e di Treglio, fa sì che le sue acque siano particolarmente inquinate. Ha come maggior tributario il fosso dello Spirito Santo.
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3.3.1.10 Bacino idrografico del fiume Moro
Lunghezza 23 km Superficie 73 km 2
Figura 2.36: Area geografica interessata dal bacino del Moro
Nasce a nord dell’abitato di Orsogna e sfocia nel mar adriatico, tra i fiumi Arielli e Feltrino dopo un percorso di 23 km interamente in provincia di Chieti. Ha una scarsa portata e non presenta importanti affluenti.
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3.3.1.11 Bacino idrografico del fiume Sente
Nasce dal Colle dei Soldati nei pressi di Castiglione Messer Marino in provincia di Chieti. Bagna, oltre alla provincia di Chieti, anche quella di Campobasso. Ha una lunghezza di 18 km.
3.3.1.12 Bacino idrografico del fiume Treste
Nasce dal monte Castel Franano, presso Castiglione Messer Marino. Ha una lunghezza di 37 km e scorre totalmente sul territorio della provincia di Chieti. E’ affluente di sinistra del fiume Trigno ed ha come affluente il vallone Lama.
3.3.1.13 Bacino idrografico del fiume Venna Nasce presso Guardiagrele e si riversa dopo 25 km nel fiume Foro nei pressi della sua foce nell’Adriatico.
3.3.1.14 Bacino idrografico del fiume Verde Nasce diviso in due rami che percorrono la Valle Serviera e la Valle Mandrelle Santo Spirito; il ricongiungimento avviene nei pressi di Fara San Martino, dopo di che si riversa nel fiume Aventino.
3.3.1.15 Bacino idrografico del fiume Arielli Il fiume Arielli nasce sul Colle Pascuccio e sfocia a sud di Francavilla al Mare, dopo aver percorso 21 km interamente sul territorio della provincia di Chieti.
3.3.1.16 Bacino idrografico del fiume Avello Nasce in due rami distinti dal monte Cavallo sulla Maiella che percorrono, uno la Valle delle Tre Grotte, l’altro la Valle Selvaromana. Ha una lunghezza di 19 km e scorre interamente nella provincia di Chieti.
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E’ un affluente del fiume Aventino nei pressi di Casoli.
3.4 PROVINCIA DI PESCARA
Il territorio pescarese è caratterizzato dalla presenza di un numero notevole di centrali idroelettriche a riprova dell’abbondanza della risorsa idrica presente. Molti impianti sono ad acqua fluente, perché sfruttano le portate ragguardevoli, che naturalmente scorrono nei fiumi e torrenti. Quando per la continuità della produzione è necessario costituire accumuli di acqua, questi di solito non hanno grande capacità e si riducono a grosse vasche di compenso. I principali invasi a scopo idroelettrico realizzati lungo i corsi d’acqua sono: • invaso di Bolognano su un affluente del Pescara, che integra le portate fluenti della centrale idroelettrica di Pescara 2° salto; • invaso di Alanno sul Pescara, che alimenta l’impianto idroelettrico di Pescara 3° salto. Oltre alle centrali idroelettriche da invasi o vasche di compenso, molti impianti di produzione elettrica ricevono acqua direttamente dai fiumi o dai torrenti a mezzo di semplici traverse. Le centrali idroelettriche di tal tipo sono: • Pescara 1° Salto (Comune Bussi); • Pescara 2° Salto (Comune di Bolognano); • Pescara 3° Salto (Comune di Alanno); • Scafa; • Passo del Cordone (Comune di Loreto Aprutino); • Farindola. La centrale idroelettrica di Alanno (3° salto del fiume Pescara) è situata nel comprensorio dei Comuni di Torre de’ Passeri, di Bolognano e di Scafa, in provincia di Pescara. Il lago artificiale (di circa 20 ettari) è alimentato dal bacino imbrifero della Maiella e dai sottobacini tributari. Sul fiume Pescara, dopo la confluenza con il torrente Tirino, le acque vengono derivate verso la centrale di Pescara 1° salto nel territorio di Tocco da Casauria. La restituzione di tale impianto si immette direttamente nell’opera di derivazione della centrale di Bolognano che utilizza anche le acque dell’Orta. La galleria di Scarico di Bolognano sfocia nel bacino di Alanno per alimentare la centrale. La
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producibilità annua dell’impianto idroelettrico di Alanno corrisponde al fabbisogno di circa 50.000 famiglie. Al fine di configurare il quadro idrografico della Provincia, di seguito è riportata una breve descrizione dei bacini idrografici.
3.4.1 I bacini idrografici
3.4.1.1 Il bacino idrografico dei fiumi Tavo, Fino e Saline
Dimensioni del bacino SALINE
TAVO 300 Kmq
FINO 280 Kmq
SALINE 35 Kmq
TOTALE BACINO 615 Kmq
Il bacino viene individuato con i nomi dei 3 fiumi che lo caratterizzano, Saline, Fino e Tavo, e si sviluppa su una superficie di circa 600 km 2 di cui 300 spettano al Tavo, 35 al Saline e circa 280 al Fino. Da un punto di vista geologico il bacino presenta due componenti: una zona montuosa, la catena del Gran Sasso, formata da rocce calcaree permeabili, ed una zona collinare caratterizzata da rocce impermeabili di natura arenaria ed argillosa. Il fiume Fino, tipico corso d'acqua appenninico, nasce sul versante orientale del monte Camicia, a sud della catena del Gran Sasso. Dopo un percorso di 48 km, compreso tra le provincie di Teramo e Pescara, il Fino si unisce al fiume Tavo dando luogo al Saline. Il fiume Tavo nasce a circa 1.000 m di quota a sud del monte Corno del Gran Sasso e percorre 61 km prima di confluire con il fiume Fino. Il Saline, dopo un percorso di 7 km, sfocia nel mare Adriatico tra i centri abitati di Marina di Città Sant'Angelo e Montesilvano. Il fiume Saline è uno dei corsi d'acqua più inquinati della provincia di Pescara perché, oltre a
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ricevere le acque degradate del fiume Tavo, costituisce un ricettacolo di ogni sorta di immondizia e scarico del comprensorio di Montesilvano. Sul bacino del Saline sono presenti sbarramenti per la produzione di energia elettrica, che inducono riduzioni di portata. Uno di questi, sul Tavo, è situato nei pressi di Farindola ed un altro va a formare il lago di Penne.
Figura 2.37: Area geografica interessata dai fiumi Tavo, Fino e Saline
3.4.1.2 Bacino idrografico del fiume Pescara
Dimensioni del bacino ATERNO-PESCARA
ATERNO
PESCARA
RAIO
RAIALE
GIZIO
SAGITTARIO
TIRINO
ORTA
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NORA
TOTALE BACINO 3.188 Kmq
Il bacino imbrifero del fiume Aterno-Pescara copre una superficie complessiva di 3.188 km², compresa per il 75% in provincia di L'Aquila, il 23,5% in provincia di Pescara e l'1,5% in provincia di Chieti. Il fiume Pescara nasce dall'omonima sorgente (Riserva Naturale) poco a monte di Popoli. Nell'abitato di Popoli, il fiume Aterno riceve le acque del Pescara e prende il nome di Pescara. Il fiume Pescara è composto da una rete idrica superficiale molto articolata, alimentata in parte da sorgenti perenni ed in parte dallo scioglimento dei nevai in quota, attraverso una ricca rete di torrenti stagionali. L'intero bacino del basso Pescara può essere diviso in una frazione montana, una frazione collinare ed una planiziale. I principali affluenti del Pescara, procedendo da monte verso valle, sono il fiume Tirino, in sinistra idrografica, il fiume Orta e il fiume Lavino, entrambi in destra idrografica, il torrente Cigno, in sinistra idrografica, il fiume Nora in destra idrografica. La foce, sistemata a porto canale, è situata nel centro abitato della città di Pescara. L'intero corso del fiume Pescara e del suo principale affluente, il fiume Tirino, sono interessati da numerose captazioni d'acqua per la produzione di energia elettrica. Inoltre, il fiume Tirino è interessato da ulteriori captazioni da parte di allevamenti di trote. Tali captazioni incidono fortemente sulla portata dei fiumi, rendendoli per lunghi tratti in magra perenne.
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Figura 2.38: Area geografica interessata dal fiume Pescara
3.5 PROVINCIA DI TERAMO
3.5.1 I bacini idrografici
3.5.1.1 Il bacino idrografico del fiume Vibrata
Il torrente Vibrata origina nel versante orientale delle montagne dei Fiori, e più precisamente, nasce sotto la cima del monte Girella, a 1.697 metri s.l.m.; é un torrente di piccole dimensioni, con una lunghezza di 30 km ed un bacino la cui superficie si estende per 118 km 2. Questo territorio è compreso quasi interamente in provincia di Teramo; una piccola frazione appartiene alla provincia di Ascoli Piceno e sfocia nel mare Adriatico facendo da confine tra le località di Villa Rosa e Alba Adriatica. Il torrente Vibrata attraversa un territorio fortemente antropizzato, caratterizzato dalla
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presenza di un diffuso tessuto produttivo. Essendo un corso d’acqua a carattere torrentizio, ha un regime idrico notevolmente basso; la portata media registrata ad Alba Adriatica è 0,53 m3/s; tuttavia, essa può subire grosse variazioni in relazione agli eventi metereologici. Inoltre, lungo il suo percorso sono presenti tre briglie che captano parte dell’acqua del torrente, contribuendo così alla scarsa portata.
Figura 2.39: Area geografica interessata dal bacino del Vibrata
3.5.1.2 Il bacino idrografico del fiume Salinello
Il fiume Salinello nasce dal monte Ciccone, a 1.209 metri s.l.m., ha una lunghezza di 42 km e scorre per intero nella provincia di Teramo; sfocia tra gli abitati di Tortoreto Lido e Giulianova Lido. Il suo bacino ha un’estensione di 176 km 2 in cui sono presenti formazioni calcaree, arenarie e strati argillosi. Il suo percorso è tortuoso e compie un primo tratto verso nord, portandosi poi con un’ampia curva verso sud e assumendo infine una direzione perpendicolare alla catena montuosa da cui ha origine, tipica dei fiumi appenninici. Il primo tratto attraversa un territorio tipicamente montano, con versanti aspri e caratterizzato da fenomeni di carsismo, in cui l’asta fluviale vi scorre spesso incassata; pochi sono i centri abitati toccati dal fiume e tutti di secondaria importanza, ad esclusione di Civitella del Tronto. Portandosi più a valle, il territorio drenato diventa maggiormente antropizzato, con alcuni insediamenti urbani e produttivi e numerose cave di inerti.
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Figura 2.40: Area geografica interessata dal bacino del Salinello
3.5.1.3 Bacino idrografico del fiume Tordino
Il fiume Tordino nasce a 2.000 metri s.l.m. tra i monti Gorzano (2.458 m) e Pelone (2.259 m), situati nella catena dei monti della Laga. Questo fiume scorre interamente in provincia di Teramo e confina a destra con il bacino del fiume Vomano e a sinistra con quello del Tronto e del Salinello, per sfociare nel mare Adriatico a sud dell’abitato di Giulianova. La superficie complessiva del bacino è di 450 km 2. La sua lunghezza è di 59 km; nella prima parte del percorso il Tordino, caratterizzato da un regime di tipo torrentizio, si dirige verso oriente, poi, in corrispondenza all’abitato di Macchiatornella, compie un grande arco verso nord, aggirando cosi la catena montuosa del Bilanciere, ed infine inizia un corso con pendenze minori ed alveo più ampio. Come molti fiumi che sfociano nel medio e basso versante Adriatico, il suo percorso è, approssimativamente breve e perpendicolare alla catena montuosa d’origine. Il regime idrologico del fiume è molto variabile e risulta strettamente dipendente dalle precipitazioni. Il Tordino riceve anche numerosi contributi dagli affluenti e dai ”fossi”
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maggiori (Fosso della Cavata, Rivettino, Castiglione, Rivoletto, Vezzosa, Fiumicino, Fosso Molvese e Fosso di Elce).
Figura 2.41: Area geografica interessata dal fiume del Tordino
3.5.1.4 Bacino idrografico del fiume Vomano
Il fiume Vomano ha origine nella provincia dell’Aquila in prossimità del Passo delle Capannelle, a circa 1.200 metri s.l.m., sulle pendici nord occidentali del Monte S. Franco. Scorre nella parte settentrionale dell’Abruzzo ed il suo percorso, di 68 km, è quasi completamente compreso nella provincia di Teramo, ad esclusione di un brevissimo tratto iniziale nella provincia di L’Aquila. Il bacino si estende per 782 km 2 e confina a sinistra con il bacino del Tordino. Nel tratto superiore, il letto del Vomano è scavato entro un solco inciso nelle arenarie mioceniche intercalate a strati di argilla; in quello intermedio entro sponde calcaree e infine nell’ultimo tratto, fino alla foce, il letto si allarga su terreni alluvionali. Il fiume raccoglie il contributo di più di trenta corpi idrici grandi e piccoli, tra cui i più importanti sono il torrente Rocchetta, il rio Arno ed il fiume Mavone in destra idrografica, il torrente Zingano ed il Rio
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Fucino in sinistra idrografica. Raggiunge, infine, il mare Adriatico nei pressi di Roseto degli Abruzzi. Il naturale defluire delle acque è interrotto da tre bacini di captazione a scopo idroelettrico che permettono di trasferire consistenti volumi d’acqua, provocando sensibili variazioni anche giornaliere di flusso idrico che sono evidenti fino alla foce.
Figura 2.42: Area geografica interessata dal fiume Vomano
3.5.1.5 Bacino idrografico del fiume Piomba
Il torrente Piomba nasce sul lato settentrionale del monte Giove, a 679 metri s.l.m., ha una lunghezza di 40 km e la superficie complessiva del suo bacino è di 106 km2. Scorre per il 90% nella provincia di Teramo e per il 10% in provincia di Pescara; nel suo tratto terminale delimita le due province. Sfocia nel mare Adriatico tra Silvi Marina (TE) e Marina di Città Sant’Angelo (PE), è un torrente di piccole dimensioni che nel periodo di magra è in secca per la maggior parte del suo percorso; scorre in un territorio a vocazione prevalentemente agricola e zootecnica, il che compromette il già fragile equilibrio di questo corso idrico che è soggetto ad eccessivi emungimenti a fini irrigui e a sversamenti di reflui.
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Figura 2.43: Area geografica interessata dal fiume Piomba
4.2 LA POTENZIALITÀ DEL TERRITORIO REGIONALE
L’analisi sulle potenzialità dell’energia idroelettrica nella Regione Abruzzo viene condotta in accordo a quanto riportato all’interno del “Piano regionale relativo all’uso dell’energia da fonti rinnovabili” del 2001, nel quale le potenzialità di tale fonte rinnovabile si riferiscono al settore della minidraulica e, in particolare, a centrali di potenza inferiore ai 3 MWe. Inoltre, tale strumento di pianificazione prevede interventi di ripotenziamento di impianti esistenti e di installazione di minidraulica, allo scopo di incrementare ulteriormente la produzione di energia elettrica. È necessario sottolineare il fatto che la collocazione di tali impianti dovrà tenere conto della gestione integrata delle risorse idriche e quindi delle risultanze dello studio relativo al deflusso minimo vitale riportata al paragrafo 5.1 del capitolo 3. I sistemi idrici nei quali esistono possibilità di recupero sono: acquedotti locali o reti complesse; sistemi idrici ad uso plurimo (potabile, industriale, irriguo, ricreativo); sistemi di canali di bonifica o irrigui. Come indicazione del tutto generale si può affermare che, nei sistemi in cui esistono punti di controllo e regolazione della portata, derivata o distribuita all'utenza, e dei livelli piezometrici è possibile installare turbine idrauliche che siano in grado di recuperare salti altrimenti inutilizzati. Inoltre, l'inserimento dell'impianto deve in ogni caso soddisfare la tutela dell'uso prioritario della risorsa idrica a scopo potabile come dal Decreto Legislativo 152/2006: occorre infatti evitare che l'inserimento dell'impianto non provochi un'esagerata diminuzione dei carichi della rete e quindi la necessità di successivi risollevamenti.
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Le potenzialità reali della regione Abruzzo, in merito alla produzione di energia elettrica dalla fonte rinnovabile in questione, possono essere così ripartite:
25 impianti sotto i 1000 kW per una potenza complessiva di 8850 KW ed una producibilità di 56 GWh (4 riattivazioni, 10 progetti istruttoria L.308, 11 localizzazioni studio Breda);
16 impianti per complessivi 29000 KW e 230 GWh (programma IDREG). impianti per complessivi 6000 KW ed una producibilità di 40 GWh (proposta ENEL/ERGA);
progetti di recupero energetico da acquedotti regionali per 500 KW e 4,2 GWh (HYDROWATT ABRUZZO). Alla luce di quanto appena esplicitato, si può concludere affermando che la potenzialità complessiva è pari a 30 MWe, ovvero 225 GWh.
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4 ENERGIA GEOTERMICA
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4.1 LA FONTE GEOTERMICA E SUE UTILIZZAZIONI
L’energia geotermica è l’energia contenuta in forma termica all’interno della Terra. L’origine di tale energia è connessa con la struttura interna del nostro pianeta e con i processi fisici che vi si realizzano. Nonostante tale forma sia presente in notevoli e praticamente inesauribili quantità nella crosta terrestre, essa non è uniformemente distribuita, è raramente concentrata e spesso è a profondità troppo elevate per essere industrialmente utilizzata. Il calore si muove dall’interno della Terra verso la superficie e viene quindi dissipato; la temperatura delle rocce aumenta pertanto con la profondità, con un gradiente termico medio di 30°C/km di profondità. Ci sono, tuttavia, aree della crosta terrestre, accessibili attraverso perforazioni, in cui tale gradiente è ben al di sopra del valore medio. L’estrazione e l’utilizzazione di questa grande quantità di energia termica richiedono un fluido vettore che sia in grado di trasferire tale calore verso profondità accessibili al di sotto della crosta terrestre. Questi fluidi originano essenzialmente da acque meteoriche che sono penetrate nella crosta terrestre dalle aree di ricarica, sono state riscaldate dalle rocce calde e sono accumulate in acquiferi, occasionalmente ad elevate pressioni e temperature (fino a circa 300°C). Questi acquiferi (serbatoi) sono le parti essenziali dei campi geotermici. I campi geotermici, al contrario dei campi idrocarburici, sono generalmente sistemi con una circolazione continua di fluidi e calore; nella fase esplorativa, i fluidi scaricati dall’impianto di utilizzazione sono reiniettati nel serbatoio attraverso i pozzi. Questo processo di reiniezione si rende peraltro necessario in alcune situazioni:
• al fine di rispettare il bilancio idrico della falda acquifera;
• qualora il contenuto salino particolarmente elevato impedisca l’immissione dopo l’uso in un corpo d’acqua superficiale;
• al fine di estendere la vita commerciale del campo geotermico.
La fonte geotermica può essere sfruttata secondo due tipologie di applicazione:
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• sfruttamento ad alta temperatura per la produzione di energia elettrica;
• sfruttamento a bassa temperatura, sia per il soddisfacimento di fabbisogni termici localizzati, sia per la produzione di energia elettrica attraverso l’impiego della tecnologia dei cicli binari progettati per operare a valori di temperatura nel campo 85- 170°C. Gli impianti a ciclo binario sono piccole unità modulari che vanno da alcune centinaia di kW a parecchi MW.
Tra gli interventi di energy saving una menzione a parte merita l’elevata efficienza rappresentata dai sistemi che utilizzano l’energia geotermica a bassa entalpia per il riscaldamento e il raffrescamento degli edifici.
5.1.1 Redditività della risorsa geotermica
Per valutare la redditività della risorsa geotermica è necessario conoscere temperatura, portata e qualità del fluido geotermico. La temperatura del fluido all’origine deve essere la più elevata possibile, in modo da consentire un salto termico ( ∆T) significativo rispetto alla temperatura di restituzione; naturalmente, la potenza termica ceduta dal fluido geotermico è proporzionale, oltre che al salto termico ∆T, anche alla portata di erogazione (Q) del fluido dal pozzo o dalla captazione.
Per bassi valori del prodotto Q x ∆T i benefici dell’energia geotermica sono così scarsi da non consentire una utilizzazione redditizia, salvo l’uso di pompe di calore che comunque hanno un costo addizionale da prendere in considerazione. Circa la qualità dell’acqua geotermica, se il contenuto salino è elevato, tale cioè da impedire la immissione in un corpo d’acqua superficiale, l’acqua, dopo l’impiego, deve essere reintrodotta nel sottosuolo, e richiederà pertanto la perforazione di un pozzo di reiniezione accanto al pozzo di produzione; il costo della risorsa cresce quindi notevolmente. Un ulteriore elemento essenziale per assicurare la fattibilità di un progetto geotermico per usi
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non elettrici è la concomitanza di risorse ed utenze, non essendo economico il trasporto a distanza dell’acqua calda.
4.2 POTENZIALITÀ GEOTERMICHE
Le potenzialità di sfruttamento dell’energia geotermica nella Regione Abruzzo possono essere desunte dal Rapporto predisposto da CNR, ENEA, ENEL ed ENI-AGIP per l’Inventario delle Risorse Geotermiche Nazionali. Per quel che riguarda le misure di temperatura, si è fatto riferimento a pozzi per idrocarburi perforati nella Regione Abruzzo da AGIP in esclusiva o in Joint Venture con altre Compagnie. Esse provengono dal volume “Temperature Sotterranee” edito dall’AGIP nel 1977. Per stimare le potenzialità regionali è necessario partire dall’analisi degli aspetti geologici e idrologici, dai quali scaturiscono le caratteristiche geotermiche, sintetizzate e rappresentate di seguito:
settore appenninico , con strutture carbonatiche di stile compressivo, dove le acque di numerose sorgenti, collegate con falde di fondo, hanno temperature di interesse geotermico assai limitato; tali sorgenti sono infatti alimentate da acque meteoriche che mantengono la temperatura della falda a livelli inferiori alla temperatura media annua del suolo;
settore di margine appenninico fino alla costa , dove gli acquiferi carbonatici profondi sono sovrastati da acquiferi clastici di età plio-pleistocenica con intercalazioni di orizzonti argillosi. In questo settore, soprattutto nell’area situata a sud del parallelo di Chieti, si possono avere situazioni locali di un certo interesse per applicazioni geotermiche a bassa entalpia: localmente sono infatti state misurate temperature di 65°C a 1500 m di profondità.
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Figura 2.44: Caratteristiche geotermiche della Regione Abruzzo
Di seguito si riportano le potenzialità delle quattro province abruzzesi, i cui dati sono stati attinti dal Piano Energetico Regionale “Offerta delle Fonti Energetiche Rinnovabili”:
Dagli allegati al Rapporto relativi alla Regione Abruzzo, si evince che nel territorio della Provincia dell’Aquila non sono presenti potenziali fonti geotermiche.
Dai dati disponibili sulle caratteristiche geotermometriche dei pozzi in Provincia di Chieti, emerge che l’unico pozzo in cui si superano i 100°C è quello denominato Cupello 19 , all’interno del quale si raggiunge il valore massimo di temperatura (117°C) alla profondità di 4.996 m. Di conseguenza, il pozzo presenta notevoli limitazioni tecnico-economiche per un suo eventuale sfruttamento. In conclusione, lo scenario della geotermia sembra non applicabile al territorio della Provincia di Chieti.
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Al fine di poter configurare ipotesi di sfruttamento delle potenzialità geotermiche nella Provincia di Pescara si è fatto riferimento ai dati geotermometrici, provenienti da misure di temperatura effettuate durante la perforazione di pozzi esplorativi per la ricerca e la coltivazione di giacimenti di idrocarburi. Dai dati emerge che nessuno dei pozzi perforati nella Provincia di Pescara raggiunge la temperatura ottimale di 100°C, rendendo minime le potenzialità geotermiche del territorio in esame.
Discorso a parte merita la Provincia di Teramo, che si configura come l’unica provincia abruzzese ad avere spiccate potenzialità geotermiche. Dai dati sulle caratteristiche geotermometriche dei pozzi emerge che gli unici pozzi in cui si superano i 100°C sono quelli denominati Altavilla 01 e Colle Casone 01:
il pozzo Colle Casone 01 raggiunge il valore massimo di temperatura (106°C) alla profondità di 4.950 m; ciò ne determina un modesto gradiente termico medio (18°C/km). Di conseguenza, il pozzo presenta notevoli limitazioni tecnico- economiche per un suo eventuale sfruttamento.
Il pozzo Altavilla 01 raggiunge il valore massimo di temperatura (145°C) alla profondità di 2.790 m con un gradiente medio di 49°C/km; appaiono quindi interessanti le sue caratteristiche per un’eventuale utilizzazione della fonte geotermica come sorgente superiore in un impianto motore a ciclo binario.
Relativamente ai pozzi con temperatura inferiore ai 100°C, l’unico che può risultare di un qualche interesse ai fini dell’utilizzo diretto dell’energia geotermica è quello denominato Saggio 01:
il pozzo Saggio 01 raggiunge una temperatura massima prossima a 70°C ad una profondità inferiore a 700°C, con un gradiente termico medio di 81°C/km. In tale caso, si intravede la possibilità di sfruttamento diretto, per via termica, della risorsa geotermica.
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Per quanto riguarda il pozzo di Altavilla, sono state ampiamente analizzate le soluzioni impiantistiche per la produzione di energia elettrica sfruttando tale pozzo; le caratteristiche generali del pozzo Altavilla 01 sono di seguito riportate: profondità del pozzo pari a 2790 m; temperatura di 145°C; n° pozzi di produzione: 1; n° pozzi di iniezione: 1; diametro pozzo/tubo di 15.24 cm. Tali caratteristiche rendono tale pozzo idoneo per l’impiego come sorgente termica superiore in un impianto di potenza a ciclo binario. La scelta di produrre energia tramite un ciclo di potenza binario (ciclo Rankine) deriva dai bassi livelli di temperatura della sorgente superiore e dalla disponibilità commerciale di moduli separati, che sono facilmente assemblabili in funzione della temperatura e della portata del fluido geotermico. Se si considerano una velocità del fluido di 3 m/s e un gradiente di perdita di 5°C/km, il generatore di vapore a recupero (GVR) dell’impianto, che è uno scambiatore di calore in cui il fluido geotermico trasferisce calore al fluido motore frigorigeno, riceverebbe in ingresso una portata di acqua di 54.72 kg/s ad una temperatura di 130°C. Maggiori dettagli circa la soluzione impiantistica prescelta sono riportati all’interno delle fonti sopra citate, da cui si evince che la soluzione ottimale presenta le seguenti caratteristiche: fluido frigorigeno R152a ; come configurazione impiantistica si è scelto lo schema con recuperatore ; la pressione massima è di 25 bar ; il rendimento globale è superiore al 12% (12.16%) e la potenza è altresì elevata (1.43 MW).
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5 BIOMASSE
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5.1 INTRODUZIONE
Per biomassa si intende: “la parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui provenienti dall'agricoltura (comprendente sostanze vegetali e animali), dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, nonché la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani.” ( art. 2 comma 1 lettera a del D.L.gs 29 dicembre 2003 n 387). Le biomasse costituiscono una fonte rinnovabile di energia, benché combustibili, nel senso che, a differenza delle fonti fossili, sono capaci di assicurare grandi quantità di materia organica in tempi sufficientemente brevi da conferire a tale fonte un carattere di continuità. La rinnovabilità non costituisce tuttavia l’unico motivo del crescente interesse che si è sviluppato a livello mondiale verso le biomasse; almeno altri due fattori giustificano l’attenzione rivolta a questa fonte: il primo di carattere ambientale, il secondo di tipo socioeconomico. L’utilizzo di biomasse produce esternalità positive sull’ambiente, in particolare per quanto riguarda il contenimento della CO 2, gas ritenuto responsabile, insieme a metano, ossidi di azoto e clorofluorocarburi, dell’ effetto serra . L’immagazzinamento dell’energia solare consente alla biomassa di fissare il carbonio inorganico, attraverso il processo fotosintetico, e di produrre composti organici ad elevato contenuto energetico che rappresentano il costituente fondamentale della materia organica vegetale. In una seconda fase, il ciclo si chiude con la combustione della biomassa, perché questo processo rilascia l’energia solare catturata e riporta il carbonio nello stato finale di completa ossidazione, sottoforma cioè di CO 2. Come si evince dalle tabelle nell’introduzione al volume, il Libro Bianco per la Valorizzazione delle Fonti Rinnovabili ne stima in circa 2.700 MW nazionali (comprendendo gli RSU) la potenza installabile entro il 2010. La fonte energetica in questione, tuttavia, è caratterizzata da particolarità non comuni ad altre fonti: anche se la sua densità energetica ne consente un impiego in sistemi di conversione “compatti”, la sua elevata dispersione sul territorio richiede un notevole sforzo di pianificazione che risulta agevolato se l’ambito territoriale di riferimento si riduce di
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estensione. Per tali ragioni, la valutazione della disponibilità e delle potenzialità energetiche di biomasse è più immediata in contesti territoriali a livello provinciale e regionale: l’omogeneità del territorio, l’uniformità delle colture alimentari, la sempre maggiore autonomia amministrativa consentono di individuare metodi e procedure per la valutazione del potenziale di immediata applicazione in ambito locale. Per alcune regioni, inoltre, il contesto sociale, economico e culturale rende particolarmente significativa la voce biomassa nella pianificazione energetica del territorio: è il caso della Regione Abruzzo, per la sua vocazione naturalistica e per i modesti valori di energia elettrica richiesta.
5.2 SETTORI AGRICOLO E FORESTALE
5.2.1 Stima della disponibilità
Il quadro emerso dall’analisi dei settori agricolo e forestale della regione sembra confermare l’idea di una effettiva possibilità di utilizzo energetico delle biomasse residuali; è risultata evidente, infatti, la notevole presenza di coltivazioni vegetali che forniscono sottoprodotti secchi caratterizzati da sufficienti valori di Potere Calorifico Inferiore. Sul territorio regionale si riscontrano tuttavia le medesime difficoltà di quantificazione delle biomasse residuali evidenziate a livello nazionale: attualmente, non esistono, infatti, dati certi circa la produzione di sottoprodotti vegetali, non essendo tale materiale oggetto delle indagini statistiche ufficiali condotte nei settori agricolo e forestale. Relativamente ai residui agricoli, un utile strumento di stima è stato individuato nella metodologia ENEA-A.I.I.A di cui si sono considerati i risultati anche nell’elaborazione del Piano Energetico Regionale abruzzese del 1995. Assumendo tale punto di partenza è possibile condurre una quantificazione basata sull’acquisizione dei più recenti dati di superficie e di produzione agricola, oltre che di specifici aspetti legati in particolare a problematiche di raccolta e trasporto, di cui è necessario tener conto.
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Per quanto riguarda le potenzialità del settore forestale, ci si riferisce invece al lavoro svolto dall’ARSSA e dalla Regione Abruzzo (Dipartimento Agricoltura e Foreste) nell’ambito del contratto di ricerca CEE n.EN3B0047I: “Ricerca e sviluppo di biomasse a scopi energetici nella Regione Abruzzo” .
Le analisi condotte per i settori agricolo e forestale hanno consentito di ottenere delle stime quantitative circa i residui potenzialmente disponibili per un’utilizzazione energetica. Data la particolare destinazione prevista, un’utile sintesi dei risultati si rivela la classificazione delle biomasse in funzione del contenuto di umidità posseduto alla raccolta, considerando i seguenti valori di umidità:
15%: paglie dei cereali autunno-vernini; 55%: residui della coltivazione del mais; 50%: residui di potatura di vite ed olivo, legname derivante dall’utilizzazione forestale; 40%: residui di potatura dei fruttiferi e legna di espianto di vite e fruttiferi.
5.2.2 Residui agricoli
Nel caso dei residui agricoli, la quantità di sottoprodotto ottenibile per unità di prodotto principale è funzione di alcuni parametri legati sia alle modalità di impiego delle macchine utilizzate per la raccolta sia al tipo di confezionamento preferito per il prodotto 5. La valutazione della frazione di residui destinabile alla produzione energetica deve, inoltre, tener conto degli usi alternativi a cui vengono solitamente sottoposti tali materiali (solitamente ammendante del terreno e utilizzo come lettiera animale). Fra le colture erbacee si rivelano interessanti a livello energetico:
5 Generalmente si utilizza il confezionamento in grosse balle (2-4 m 3) parallelepipede per materiale a ridotto contenuto di umidità; quando l’umidità supera valori del 15-20% si preferisce l’utilizzo di rotoballe, di dimensioni inferiori (1-2 m 3), o lo sminuzzamento in campo (che rende possibile trattare il materiale come un fluido ) e la successiva raccolta allo stato sfuso.
78 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 2
le paglie dei cereali autunno-vernini, raccolte dopo le operazioni di mietitrebbiatura; i residui colturali del mais, recuperati dopo la raccolta della granella (tutoli) o raccolti con le operazioni di mietitrebbiatura (stocchi e brattee). I sottoprodotti combustibili delle coltivazioni legnose sono invece costituiti da: sarmenti di potatura della vite; ramaglia di potatura dei fruttiferi; residui di potatura dell’olivo. Le principali caratteristiche di tali biomasse risultano dalla tabella seguente:
SOTTOPRODOTTO P.C.I. UMIDITA’ (%) (MJ/kg di ss)
Paglia dei cereali 17,6 14-18 autunno-vernini
Stocchi di mais 18 40-60
Tutoli e brattee di mais 13,8 30-50
Sarmenti di vite 17,8-18,2 45-55
Potatura fruttiferi 18-18,5 35-45
Potatura olivi 18,4-18,9 45-55
Tabella 2.6: Caratteristiche principali delle biomasse agricole residuali
Per stimare le quantità disponibili di biomassa combustibile è necessario, per ogni tipologia vegetale individuata: valutare il valore del rapporto sottoprodotto/prodotto; determinare il valore medio tipico di umidità; stabilire la frazione di sottoprodotto già utilizzata a scopi diversi da quello energetico.
79 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 2
La sintesi di tali parametri è riportata nella tabella seguente:
PRODOTTO SOTTOPRODOTTO S/P umidità uso attuale
(%) (%)
Cereali:
Frumento tenero Paglia 0,69 15 70
Frumento duro Paglia 0,70 15 70
Segale Paglia / / /
Orzo Paglia 0,80 15 70
Avena Paglia 0,70 15 70
Mais Stocchi 1,30 55 50
Vite Residui di potatura (a) 50 5
Olivo Residui di potatura (b) 50 10
Fruttiferi:
Melo Residui di potatura 0,10 40 5
Pero Residui di potatura 0,10 40 5
Pesco Residui di potatura 0,20 40 5
Mandorlo Residui di potatura 1,90 40 5
Nocciolo Residui di potatura 1,90 40 5
Agrumi Residui di potatura 0,40 40 5
Tabella 2.7: Parametri utilizzati per la stima della quantità dei sottoprodotti annuali (metodologia Enea)
I sottoprodotti considerati si rendono tutti disponibili su base annuale, ma in un periodo abbastanza limitato dell’anno; per le paglie di cereali la raccolta segue generalmente quella del prodotto principale nei mesi estivi (giugno-luglio fino ad agosto per le zone più interne dove la maturazione è posticipata dalle diverse condizioni climatiche), mentre la potatura delle colture arboree avviene nei periodi di riposo vegetativo. Per le colture arboree esiste la possibilità di ottenere, su base pluriennale, un secondo sottoprodotto costituito dalla legna derivante dall’espianto delle colture; sebbene la quantità di
80 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 2
biomassa complessivamente ottenuta da tale operazione sia molto elevata, essendo ovviamente molto alta la quantità ottenibile per unità di superficie investita, la legna effettivamente destinabile annualmente ad uso energetico è limitata sia dalla ridotta frequenza dell’operazione di espianto sia dall’elevato valore percentuale assunto dall’attuale uso di questa fonte.
LEGNA DI ESPIANTO DA: Produzione Frequenza umidità uso attuale
(t/ha) (anni) (%) (%)
Vite 20 25 40 90
Fruttiferi:
Melo 85 20 40 90
Pero 100 20 40 90
Pesco 75 15 40 90
Mandorlo 40 20 40 90
Nocciolo 40 20 40 90
Tabella 2.8: Parametri utilizzati per la stima della quantità dei sottoprodotti pluriennali
Considerando le produzioni ottenute in Regione nel corso degli ultimi quattro anni si è stimata la quantità media di residui resi disponibili a livello regionale. La scelta di far riferimento ai valori di raccolta di più anni deriva dalla necessità di ridurre l’effetto delle fluttuazioni nelle rese dovute alle diverse condizioni climatiche verificatesi negli anni. I risultati sono riportati nelle seguenti tabelle, che operano un confronto tra le singole realtà provinciali e quella dell’intera Regione.
81 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
L'Aquila Chieti Pescara Teramo ABRUZZO Sott. Sott. Sott. Sott. Sott.secco umido Sott.secco umido Sott.secco umido Sott.secco Sott. umido Sott.secco umido (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) Frumento tenero 48.504 57.063 11.844 13.934 17.759 20.893 113.684 133.746 191.791 225.637 Frumento duro 6.902 8.120 157.109 184.834 54.357 63.950 63.926 75.208 282.295 332.111 Orzo 20.953 24.651 15.085 17.747 25.900 30.471 84.369 99.258 146.308 172.127 Avena 2.190 2.577 10.733 12.627 1.290 1.518 1.015 1.194 15.228 17.916 Mais 5.547 12.327 8.888 19.751 30.919 68.709 104.057 231.238 149.411 332.024 Vite 11.488 22.976 252.250 504.500 33.153 66.307 25.951 51.902 322.843 645.685 Olivo 8.023 16.047 179.202 358.405 70.003 140.005 40.411 80.822 297.639 595.278 Pesco 239 398 33.915 56.525 9.746 16.243 4.227 7.045 48.127 80.211 Melo 387 645 1.993 3.322 2.410 4.016 1.562 2.603 6.352 10.586 Pero 79 132 710 1.183 530 884 669 1.115 1.988 3.313 Mandorlo 3.736 6.227 0 0 376 626 249 415 4.361 7.269 Nocciolo 265 442 0 0 932 1.553 1.364 2.273 2.561 4.268 Tabella 2.9: Disponibilità di sottoprodotti agricoli ottenuti su base annua per le province e la regione
L'Aquila Chieti Pescara Teramo ABRUZZO Prod.secca Prod.umida Prod.secca Prod.umida Prod.secca Prod.umida Prod.secca Prod.umida Prod.secca Prod.umida (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) (q/anno) Vite 93 155 1.310 2.183 178 296 187 311 1.767 2.945 Pesco 12 20 510 850 130 217 63 104 714 1.190 Melo 51 85 53 88 47 78 31 51 182 303 Pero 9 15 25 42 14 24 17 28 64 107 Mandorlo 48 80 0 0 2 3 1 2 51 84 Nocciolo 16 27 0 0 1 1 9 15 26 44 Tabella 2.10: Disponibilità di legna ottenuta dall'espianto delle colture
PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 2
Tenendo conto delle diverse umidità a cui i sottoprodotti si rendono disponibili, si possono aggregare i dati ottenuti come nella tabella seguente.
Umidità 15% 55% 50% 40% Sott.secco (q/anno) 78.549 5.547 19.512 4.935 L'Aquila Sott.umido (q/anno) 92.411 12.327 39.023 8.226 Sott.secco (q/anno) 194.771 8.888 431.453 38.516 Chieti Sott.umido (q/anno) 229.143 19.751 862.905 64.193 Sott.secco (q/anno) 99.307 30.919 103.156 14.364 Pescara Sott.umido (q/anno) 116.832 68.709 206.312 23.941 Sott.secco (q/anno) 262.995 104.057 66.362 8.378 Teramo Sott.umido (q/anno) 309.406 231.238 132.724 13.963 Sott.secco (q/anno) 635.623 149.411 620.482 66.193 ABRUZZO Sott.umido (q/anno) 747.791 332.024 1.240.964 110.322 Tabella 2.11: Disponibilità dei sottoprodotti classificati in base al contenuto medio di umidità
83 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 2
Figura 2.45: Carta dei residui agricoli e forestali nella Regione Abruzzo
84 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 2
È possibile, quindi, ipotizzare uno scenario di utilizzazione energetica delle biomasse residuali di origine agricola e forestale disponibili in regione; la disponibilità, suddivisa per provincia, è riassunta nella tabella seguente:
Contenuto di Umidità (%) alla raccolta
15% 40% 50% 55% TOTALE
t/anno 9.241 823 27.524 1.233 38.821 L'Aquila t s.s./anno 7.855 494 13.762 555 22.665
t/anno 22.914 6.419 89.477 1.975 120.785 Chieti t s.s./anno 19.477 3.852 44.738 889 68.956
t/anno 11.683 2.394 22.631 6.871 43.579 Pescara t s.s./anno 9.931 1.436 11.315 3.092 25.774
t/anno 30.941 1.396 19.720 23.124 75.181 Teramo t s.s./anno 26.299 838 9.860 10.406 47.403
t/anno 278.366 Totale Regionale t s.s./anno 164.798 Tabella 2.12: Sintesi finale biomasse disponibili per classe di umidità
Dalle quantità sopra riportate, si desume che la disponibilità di biomasse residuali si attesta attorno ai 50 MWe.
85 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 2
5.3 POTENZIALITÀ DI BIOMASSA DA COLTURE DEDICATE
La potenzialità di biomassa sia legnosa che oleaginosa da colture dedicate viene stimata a partire dalla possibilità di destinare a tale scopo quella parte dei terreni “Seminativi in aree non irrigue“ attualmente non adibiti a colture. Relativamente alla produzione di biocombustibili, il soddisfacimento delle normative europee prevede al 2010, oltre all’incremento della produzione di energia elettrica e termica da biomasse, la promozione della produzione dei biocombustibili: sul territorio regionale andranno ricercati, negli stessi terreni non irrigui, gli ettari di suolo da adibire a colture oleaginose. In tale modo, si favorisce da un lato il raggiungimento degli obiettivi internazionali, volti alla riduzione delle emissioni della
CO 2, e dall’altro la riqualificazione dei territori regionali non utilizzati a scopi agricoli. La superficie totale dei terreni destinati ai Seminativi in Aree non irrigue viene dedotta dalla Carta di Uso del Suolo della Regione Abruzzo nella quale risulta che la superficie totale di tali aree è pari a circa 220.000 ha.. Di queste, la frazione attribuibile alle aree non irrigue non adibite a colture, è stimabile nel 50% dei terreni “Seminativi in aree non irrigue” (in accordo con i dati sopra riportati sulla SAU e sulla SANU) e pertanto a 110.000 ha. Considerando un valore medio delle rese delle colture energetiche di tipo legnoso si ha un fabbisogno di circa 300 ha per ogni MWe. Attribuendo una quota pari al 30% della SANU-non irrigua a tali colture si ha una potenzialità di produzione elettrica pari a 100 MWe. (Fonte ISSI) Considerando invece un valore medio delle rese energetiche di tipo oleaginose si ha un fabbisogno di circa 700 ha per ogni MWe. Attribuendo la restante quota del 70% della SANU-non irrigua a tali colture si ha una potenzialità di produzione elettrica di circa 114 MWe.(Fonte Università degli Studi di L’Aquila – Facoltà di Ingegneria). Pertanto ne consegue una potenzialità elettrica massima installabile di 214 MWe. La valutazione della potenzialità è stata limitata ai soli terreni seminativi non irrigui non utilizzati al fine di non incidere sull’equilibrio dell’attuale filiera alimentare. Per ridurre al minimo gli impatti ambientali, nell’approvvigionamento e nella distribuzione dei biocombustibili si ritiene che nuovi impianti di produzione e trattamento non debbano dare luogo ad ulteriori emissioni alteranti in atmosfera.
86 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 2
Figura 2.46: Carta dei Seminativi in Aree non Irrigue
87 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
5.4 POTENZIALITÀ DI RECUPERO ENERGETICO DALLA PARTE BIODEGRADABILE DEI PRODOTTI , RIFIUTI E RESIDUI AI SENSI DEL D.L GS . 387/03 ART . 2
In Abruzzo si producono annualmente circa 700.000 tonnellate di Rifiuti Urbani così ripartiti nelle 4 province:
Tabella 2.13: Produzione di rifiuti urbani [t/anno] nelle Province Abruzzesi
Relativamente alla produzione di energia elettrica da rifiuti, le potenzialità regionali sono state attinte dal Piano Regionale di Gestione dei Rifiuti approvato con LR 19.12.2007 n. 45. Inoltre, in ambito regionale sono disponibili (fonti dati CCIA dell’Aquila ed ENEA) consistenti quantità di rifiuti e scarti industriali e agroalimentari assimilabili per caratteristiche alle biomasse vegetali agroforestali, nella fattispecie :
TIPOLOGIA RIFIUTI QUANTITÀ [t/anno]
Rifiuti della lavorazione del legno e affini non trattati 11.000
Scarti da pulper di cantiere 40.000
Residui agroalimentari 69.000
TOTALE 120.000
Tabella 2.14: Quantità di rifiuti e scarti industriali e agroalimentari presenti nella Regione
88 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Con questa disponibilità complessiva di rifiuti, anche considerando la frazione biodegradabile dei rifiuti urbani, prodotti e residui si possono potenzialmente produrre energia elettrica per complessivi 42÷48 MWe ed una producibilità di circa 350-400 GWh.
89 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
6 IL VETTORE IDROGENO
90 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
6.1 IL RUOLO DELLA REGIONE ABRUZZO
Il crescente interesse verso l’impiego dei combustibili a basso impatto ambientale e dell’idrogeno come vettore energetico nei diversi campi dell’autotrazione e della produzione di energia per usi civili e industriali, suscita un’attenzione sempre più vasta da parte dei soggetti imprenditoriali e delle istituzioni, chiamate a progettare uno sviluppo ambientalmente sostenibile. Gli utilizzi innovativi dell’idrogeno e delle celle a combustibile in campo energetico e della mobilità si presentano come una soluzione molto promettente per la diminuzione dell’impatto ambientale relativo ai processi energetici e alla mobilità, specialmente perché il suo utilizzo non comporta emissioni inquinanti ed è quindi particolarmente indicato nelle aree più critiche per l’inquinamento atmosferico. L’utilizzo dell’idrogeno come vettore energetico potrà dare risposte esaurienti agli elementi critici del nostro sistema energetico, che è caratterizzato da una sostanziale scarsità di risorse locali, offrendo nuove soluzioni per la produzione ed il trasporto. La Regione Abruzzo insieme ad altre Regioni ha evidenziato la necessità di attivare politiche in campo energetico e della mobilità che vadano nella direzione della sostenibilità, e ritiene che il tema dell’idrogeno e delle celle a combustibile sia di interesse prioritario ed in linea con le attuali tendenze a scala nazionale ed europea. Ha infatti adottato una risoluzione di Giunta n 1435 del 18 dicembre 2006”Incentivazione all’uso delle fonti rinnovabili di energia e al risparmio energetico. Mobilità sostenibile” con la quale viene individuata la strategia dell’idrogeno quale strategia possibile ed idonea anche per la riduzione delle emissioni climalteranti, già precedentemente con la Legge 20/2003 art. 42 la Regione Abruzzo aderiva all’associazione italiana per la valorizzazione dell’uso dell’idrogeno e delle celle a combustibile; in questa sede sono promosse e sostenute tutte le azioni applicabili per lo sviluppo del vettore idrogeno. H2IT è un’associazione onlus partecipata da enti pubblici e società private che costituiscono gli stakeholder della filiera idrogeno. La promozione della ricerca sull’idrogeno e sulle celle a combustibile è del resto in sintonia con il nuovo ruolo regionale definito a seguito della modifica del Titolo V della Costituzione: sia l’energia che la ricerca sono infatti oggi materie di legislazione concorrente. Perché si possano ottenere dei risultati tangibili, la promozione del vettore idrogeno richiede che le Regioni italiane coordinino le proprie azioni con quelle dei principali soggetti che, in
91 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
Italia, in Europa e nel più vasto contesto internazionale, nel mondo industriale e della ricerca, si occupino della materia. Gli obiettivi del futuro lavoro comune della Regione Abruzzo con le altre Regioni saranno quelli di:
1. rendere coerenti ed integrati gli scenari di utilizzo dell’idrogeno tra i vari settori;
2. valutare una razionalizzazione del quadro normativo in tema di sicurezza;
3. impostare una prima razionalizzazione di lungo periodo sulle reti di distribuzione;
4. promuovere la tecnologia delle celle a combustibile;
5. valutare proposte di intervento sul tema degli autoveicoli ad idrogeno per il trasporto sia pubblico che privato;
6. promuovere l’impiego dell’idrogeno nella cogenerazione industriale;
7. studiare le opportunità di applicazione della cogenerazione a idrogeno a grandi stabili pubblici;
8. valutare l’estensione dell’impiego dell’idrogeno come “energy storage” in agricoltura ed in particolari situazioni industriali in cui vi fosse disponibilità di energie rinnovabili e, pertanto, intermittenti;
9. sostenere, a livello regionale, la ricerca applicata.
Il perseguimento degli obiettivi sopra elencati è favorito dalla partecipazione ai lavori della European Hydrogen and Fuel Cell Technology Platform attraverso la presenza della regione nei diversi Panels, al Mirror Group ed all’Advisory Council. Nell’ambito della mobilità sostenibile la Regione Abruzzo ha interesse a promuovere un accordo di programma; la proposta dell’accordo riguarda l’utilizzo di miscele innovative composte da metano e idrogeno all’interno di una flotta di autoveicoli adeguatamente modificati.
92 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO
In modo complementare trova spazio all’interno dell’accordo lo sviluppo di una rete di stazioni di distribuzione carburanti ‘multifuel’; tra i principali attori del relativo sistema di filiera: Ministeri, Regioni, ENI, FIAT Ricerche. Nella Regione Abruzzo è attivo presso il Centro di Educazione Ambientale “A. Bellini” di Penne un impianto a Fuel Cells per l’utilizzo del vettore idrogeno come sistema di accumulo della fonte energetica solare . Si tratta di una moderna cella a combustibile PEM da 5 kWp che utilizza idrogeno puro al 99% prodotto dall’elettrolisi dell’acqua ottenuta utilizzando corrente elettrica prodotta da un impianto fotovoltaico.
93 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
PIANO ENERGETICO
DELLA REGIONE ABRUZZO
CAPITOLO 3
INDIRIZZI E PROPOSTE DI AZIONE DEL PIANO
1 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
INDICE
Indice...... 2 1 Introduzione ...... 5 2 Le nuove disposizioni della Comunità Europea...... 6 2.1 Mercato interno del gas e dell’elettricità...... 10 2.2 Sicurezza di approvvigionamento ...... 10 2.3 Politica energetica internazionale (le azioni sono descritte in maniera dettagliata nel documento 5422/07, Allegato II) ...... 11 2.4 Efficienza energetica ed energie rinnovabili...... 12 2.5 Tecnologia in ambito energetico...... 13 3 Articolazione temporale degli interventi di Piano...... 15 4 Analisi previsionale del sistema energetico regionale al 2010 ...... 18 4.1 Introduzione ...... 19 4.2 Lo scenario inerziale ...... 27 4.2.1 Stima della popolazione abruzzese ...... 28 4.2.2 Stima del PIL e del PIL pro capite abruzzese ...... 29 4.2.3 Stima dei consumi energetici e dell’intensità energetica abruzzese ...... 30 4.2.3.1 Analisi della domanda energetica ...... 31 4.2.4 Stima delle emissioni serra e delle emissioni specifiche abruzzesi ...... 32 4.3 Definizione degli obiettivi minimi del piano ...... 35 4.4 Lo scenario virtuoso...... 37 5 Le Strategie di Attuazione...... 43 5.1 Interventi sulla produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile...... 44 5.2 Interventi sulla produzione di energia termica da fonte rinnovabile...... 47 5.3 Interventi sulla produzione di energia da fonte fossile ...... 47 5.4 Interventi sul consumo di bio-combustibili...... 49 5.5 Interventi di energy-saving sugli usi finali...... 50 5.6 Ulteriore importazione nazionale di energia elettrica ...... 56
2 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
5.7 Meccanismi di flessibilità del Protocollo di Kyoto...... 57 5.8 Interventi in settori non energetici ...... 57 5.9 Interventi di supporto ...... 58 5.10 Autorizzazione Unica...... 60 5.11 Disposizioni in materia ambientale...... 61 5.12 Interventi di adeguamento della rete elettrica ...... 62 6 Effetti ambientali dei processi energetici...... 65 6.1 Effetti attesi al 2010 degli interventi proposti...... 66 6.1.1 Dati richiesti per la valutazione degli effetti degli interventi proposti...... 66 6.1.2 Effetti degli interventi sulla produzione di energia elettrica...... 67 6.1.3 Effetto degli interventi sulla produzione di energia termica da FER...... 69 6.1.4 Effetto degli interventi sugli usi finali di energia...... 70 6.1.5 Ulteriori interventi di emission saving...... 71 6.1.6 Sintesi degli effetti attesi...... 71 7 Interventi proposti al 2015 ...... 72 7.1 Scenario I...... 74 7.2 Scenario II ...... 78 8 Strumenti attuativi di gestione e controllo ...... 81 8.1 Le Pubbliche Amministrazioni...... 82 8.1 bis La Regione e i suoi principali strumenti di sostegno economico -finanziario ...... 83 8.2 Le Energy Service Companies (E.S.Co.) e gli Istituti di Credito...... 85 8.2.1 Principali caratteristiche...... 86 8.2.2 I soggetti...... 87 8.2.3 Il Finanziamento Tramite Terzi: benefici e limiti per l’utente...... 90 8.2.4 Tipologia di contratto...... 91 8.3 Altre forme di incentivazione...... 93 8.4 ARAEN ...... 97 8.5 Considerazioni conclusive...... 97
3 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
4 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
1 INTRODUZIONE
5 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
2 LE NUOVE DISPOSIZIONI DELLA COMUNITÀ EUROPEA
6 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Gli interventi di Piano sono stati valutati nel rispetto delle normative europee e nazionali di cui si è riportata ampia documentazione nel Capitolo di premessa del Piano Energetico della Regione Abruzzo, redatto nell’ambito dell’elaborazione del Piano. Nel presente paragrafo si intende fornire un’integrazione dell’inquadramento programmatico precedentemente evidenziato, riportando una sintesi delle principali linee guida in campo energetico emerse nel corso dell’ultimo Consiglio Europeo tenutosi l’8 e il 9 Marzo a Bruxelles (documento che per i contenuti richiama quelli che lo precedono nel tempo, quali il 6629/07 e il 6621/07 del 21 Febbraio 2007, il 6453/07 del 15 Febbraio 2007, il 5422/07 con i relativi allegati I e II del 18 Gennaio 2007 ed il 5282 del 15 Gennaio 2007); si fa, pertanto, riferimento ai nuovi orientamenti comunitari indicati nel documento 7224/07 del 9 Marzo 2007. I punti fondamentali della politica energetica dell’Unione Europea emersi nel corso del citato consiglio riguardano:
- l’importanza che l’Unione Europea abbia relazioni economiche transatlantiche in vari settori, tra cui quella dell’energia, per incrementare la competitività dell’EU e degli USA in vista dell’incontro US-EU di Aprile 2007;
- la necessità di promuovere eco-innovazioni, adottando una politica di promozione delle energie rinnovabili e del risparmio energetico, per conseguire gli scopi della strategia di Lisbona;
- l’importanza di adottare una politica energetica integrata con una politica di attenzione alle problematiche climatiche, per far sì che l’incremento della temperatura globale non ecceda i livelli pre-industriali di oltre 2°C (come descritto nel documento 5422/07 del 10 Gennaio 2007).
Relativamente ai problemi connessi con i cambiamenti climatici, la Commissione europea ha individuato in un aumento massimo di 2 gradi centigradi la soglia oltre la quale gli effetti sul clima delle attività antropiche diventerebbero irreversibili e provocherebbero conseguenze ingestibili per le future generazioni.
7 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Nello specifico, per contenere l’incremento di temperatura rispetto ai livelli pre-industriali entro i 2°C, limitando così le pesanti ripercussioni sugli ecosistemi, le concentrazioni atmosferiche di GHG dovranno rimanere al di sotto delle 550 ppmv di CO2 equivalenti e, se il livello di concentrazione nel lungo periodo si mantenesse intorno ai 450 ppmv, ci sarebbe un 50% di possibilità che l’obiettivo venga raggiunto. Lo scenario emissivo proposto dall’Unione Europea prevede un picco di emissioni prima del 2025, seguito da una diminuzione delle stesse del 50% entro il 2050 rispetto ai livelli del 1990. Il Consiglio prevede per i paesi industrializzati dell’Unione, una diminuzione delle emissioni di CO2 equivalente compresa tra il 15% ed il 30% entro il 2020. In particolare, il Consiglio è disposto a sostenere un obiettivo di riduzione da parte dell’Unione Europea del 30%, nell’ipotesi che si raggiunga un accordo sugli impegni complessivi di riduzione dopo il 2012 (post-Kyoto), confidando sul fatto che anche gli altri Paesi sviluppati adottino politiche di riduzione paragonabili e che, d’altra parte, anche quelli più sviluppati tra i Paesi con economia in transizione contribuiscano adeguatamente in rapporto alle loro rispettive responsabilità e capacità; d’altra parte, il Consiglio Europeo ha anche deciso che, finché non sarà raggiunto un accordo internazionale sugli impegni post-2012, l’UE assume l’impegno indipendente di ridurre almeno del 20% le emissioni serra entro il 2020 rispetto ai valori del 1990. Pertanto, l’Unione Europea, dando seguito agli impegni presi con la ratifica del Protocollo di Kyoto, stabilisce che i paesi industrializzati riducano le emissioni di gas serra del 30% (rispetto alle emissioni del 1990) entro il 2020; inoltre, entro il 2050 le emissioni globali dell’Unione Europea dovranno diminuire del 50% (sempre con riferimento al 1990) con un impegno di riduzione, da parte dei paesi maggiormente industrializzati, che oscilla tra il 60% e l’80%. L’UE sceglie un approccio diverso nei vari stati membri, sulla base degli impegni assunti da ciascuno di essi nella ratifica del Protocollo di Kyoto e sottolinea, inoltre, che il raggiungimento di questi obiettivi sarà basato su una politica comunitaria e su accordi interni tra gli stati membri per la suddivisione delle quote; è per questo necessaria un’analisi tecnica delle peculiarità di ciascuno stato membro, basata su parametri energetici, ambientali e socio- economici, per creare le basi di un dialogo che guardi avanti nel tempo.
8 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Relativamente alle azioni e alle politiche per l’attuazione degli obiettivi proposti, allo scopo di mitigare l’impatto ambientale legato ai settori produttivi e, al tempo stesso, migliorare la competitività delle industrie europee, l’Unione Europea individua come necessarie l’adozione di misure per la riduzione dei costi e per il miglioramento dell’efficienza energetica. Risultano evidenti, oltre agli indubbi vantaggi economico-finanziari, anche i numerosi benefici ambientali derivanti da una simile politica: miglioramento della qualità dell’aria, aumento di fertilità del suolo, maggiore sicurezza e minore impatto ambientale negli approvvigionamenti energetici. La Commissione Europea individua la possibilità di raggiungimento di tali obiettivi mediante:
• interventi di politica energetica;
• scambio delle quote di emissione;
• nuove tecnologie di produzione e di uso dell’energia a basse emissioni di carbonio;
• tecnologie di abbattimento delle emissioni di gas serra.
Per quanto riguarda, più in generale, la politica energetica europea, nel sottolineare come la scelta di ciascuno stato membro delle azioni energetiche da attuare possa avere sensibili ripercussioni sulla situazione energetica degli altri stati, l’Unione Europea ribadisce la necessità di una integrazione e condivisione delle strategie energetiche da parte di ciascun paese; pertanto, adotta un Piano di Azione comune per il periodo 2007-2009. Il Piano di Azione traccia le principali linee giuda per il progressivo miglioramento dell’efficienza del mercato interno del gas e dell’elettricità e specifica come obiettivi ambiziosi riguardo l’efficienza energetica possano essere raggiunti mediante l’uso di fonti rinnovabili e di bio-combustibili, operando, in questo modo, anche nella direzione di una riduzione degli impatti ambientali associati al settore energetico. Per una più puntuale descrizione qualitativa dei suddetti aspetti e per la determinazione dei relativi obiettivi quantitativi, il Piano d’Azione rimanda all’incontro dell’UE fissato per la primavera 2008. Il Piano di Azione per il periodo 2007-2009 individua quelli che devono essere i principali obiettivi dell’EPE (Politica Energetica per l’Europa):
9 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
2.1 MERCATO INTERNO DEL GAS E DELL’ELETTRICITÀ
L’esigenza di promuovere la creazione di un mercato interno del settore energetico deriva dalla necessità di aumentare la competitività, assicurando il rispetto delle regole e promuovendo maggiori investimenti per il beneficio dei consumatori. Particolare attenzione si pone sulle caratteristiche dei mercati nazionali e regionali del gas e dell’elettricità, relativamente all’urgenza di separare le attività di approvvigionamento e di produzione da quella di distribuzione agli utilizzatori e alla necessità di migliorare la protezione dei consumatori attraverso la creazione di una “Carta dei Consumatori”. Inoltre il Consiglio europeo invita la Commissione a:
- fornire maggiori chiarimenti riguardo le misure chiave definite i loro impatti prima del Consiglio di Giugno 2007; - definire per il medio e lungo periodo gli obiettivi per l’approvvigionamento e la domanda di gas ed elettricità; - identificare gli investimenti richiesti per il soddisfacimento dei bisogni Europei.
Il proposito della commissione è quello di definire i confini tra le regioni per quanto riguarda gli scambi di gas ed elettricità e, in accordo con la decisione numero 10 1364/2006/EC, di raggiungere entro il 2010 una capacità di scambio interno tra le regioni capace di coprire il 10% del loro fabbisogno energetico.
2.2 SICUREZZA DI APPROVVIGIONAMENTO
L’Unione Europea, sottolineando l’importanza di un settore, come quello dell’energia, strategico per la sopravvivenza e lo sviluppo delle società moderne e preso atto della pesante influenza che le crisi politiche internazionali hanno esercitato ed esercitano su tale settore, ripropone l’urgenza di rendere più sicuro il sistema europeo di approvvigionamento dell’energia. L’Unione Europea, infatti, dipende dalle importazioni di energia per oltre il 50% del suo
10 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3 fabbisogno e le proiezioni fornite dalla AIE (Agenzia Internazionale dell’Energia – OCSE) indicano che tale dipendenza crescerà fino al 65% nel 2030. La sicurezza negli approvvigionamenti energetici può essere raggiunta seguendo principalmente tre linee di azione:
- diversificazione delle fonti e dei vettori energetici per ciascuno stato membro, allo scopo di favorirne il reciproco scambio; - razionalizzazione e riduzione dei consumi nelle abitazioni (miglioramento della coibentazione degli edifici, utilizzo di elettrodomestici di elevata efficienza energetica, bioedilizia); - studio ed analisi delle disponibilità e dei costi di stoccaggio dei prodotti petroliferi.
2.3 POLITICA ENERGETICA INTERNAZIONALE (LE AZIONI SONO DESCRITTE IN MANIERA
DETTAGLIATA NEL DOCUMENTO 5422/07, ALLEGATO II)
Le peculiari caratteristiche del settore energetico di paesi europei, in particolare la scarsa presenza di fonti energetiche fossili (soprattutto in riferimento ai prodotti petroliferi), rendono necessaria l’esigenza di estendere i rapporti di collaborazione in materia energetica oltre i confini dell’Unione Europea. Gli obiettivi fondamentali della politica energetica internazionale possono essere così sintetizzati: - creare una cooperazione internazionale con la Russia; - intensificare le relazioni con l’Asia Centrale, le regioni del Mar Caspio e del Mar Nero; - creare un dialogo con gli Usa, la Cina, l’India, il Brasile ed altre economie emergenti, relativamente all’uso di fonti energetiche rinnovabili ed alla riduzione degli impatti emissivi del settore energetico; - creare delle relazioni con l’Algeria, l’Egitto e altre nazioni, così come previsto nelle conclusioni GEARC del 22 Gennaio 2007(documento 5436/07).
11 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
2.4 EFFICIENZA ENERGETICA ED ENERGIE RINNOVABILI
In una politica energetica che sia in grado di soddisfare il previsto incremento della domanda (anche a fronte di un aumento dei costi dell’energia) e, al tempo stesso, di tener fede agli accordi presi con la ratifica del Protocollo di Kyoto, relativamente alla riduzione delle emissioni dei gas serra (-8% entro il 2012 rispetto ai valori del 1990), assumono grande importanza il miglioramento dell’efficienza energetica ed il ricorso a fonti energetiche rinnovabili (FER). Relativamente all’obiettivo di aumento dell’efficienza energetica, la stima di un 20% circa di perdite energetiche per inefficienza negli usi finali porta la Commissione ad indicare un obiettivo di risparmio energetico tra il 25% e il 30% nei principali settori di uso finale dell’energia. Il conseguimento di tale obiettivo passa attraverso una più rigorosa e controllata applicazione in ciascuno stato membro delle direttive emanate a riguardo e una campagna di sensibilizzazione sull’efficienza energetica dei settori industriale e terziario. In particolare, la Commissione Europea ha individuato cinque ambiti strategici di azione per il conseguimento del risparmio energetico individuato:
• interventi nel settore dei trasporti;
• introduzione di requisiti minimi di efficienza nelle apparecchiature energetiche;
• sensibilizzazione e promozione di comportamenti virtuosi da parte dei consumatori;
• promozione ed incentivazione delle innovazioni tecnologiche;
• attenzione al miglioramento dell’efficienza energetica nel settore dell’edilizia.
Relativamente alla diffusione delle FER, il Consiglio Europeo fissa un obiettivo quantitativo per la diffusione delle FER che prevede, entro il 2020, una copertura del 20% dei consumi complessivi di energia in Europa mediante FER, così come previsto nel Libro Verde dell’efficienza energetica. Inoltre, per promuovere la diffusione dei bio-combustibili nei trasporti, è previsto che questi ultimi sostituiscano i combustibili tradizionali (benzine e diesel) almeno per il 10% entro il 2020.
12 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
La differenziazione dei suddetti obiettivi in ciascun stato membro prevede che ogni paese rispetti il target minimo del 10% entro il 2020 relativamente alla diffusione dei bio- combustibili, mentre per le altre energie rinnovabili si lascia ad ogni stato membro la scelta del proprio target nazionale.
2.5 TECNOLOGIA IN AMBITO ENERGETICO
Il consiglio Europeo riconosce l’importante contributo apportato negli ultimi decenni dallo sviluppo tecnologico nella direzione di un miglioramento delle prestazioni ambientali del settore energetico, soprattutto in relazione all’incremento di competitività delle energie rinnovabili ed alla loro conseguente diffusione. Con l’intento di elaborare una strategia europea a lungo termine condivisa da ciascuno stato membro, relativamente allo sviluppo di nuove tecnologie energetiche, la Commissione Europea individua un piano di azione che si articola in tre momenti temporalmente consecutivi:
• entro il 2020, copertura del 20% del fabbisogno energetico complessivo con FER;
• entro il 2030, diffusione dei sistemi di stoccaggio e di cattura della CO2 e, nel settore dei trasporti, introduzione dei biocombustibili di seconda generazione e delle celle a combustibile ad idrogeno;
• dopo il 2050, raggiungimento di un sistema energetico CO2-free, mediante la massiccia diffusione delle FER e l’utilizzo sostenibile delle fonti fossili e della tecnologia di fissione nucleare di quarta generazione.
Inoltre, relativamente alla delicata questione dell’energia nucleare, il Consiglio Europeo ricorda come questa possa essere molto vantaggiosa, ma nello stesso tempo implichi l’accettazione di rischi non trascurabili e l’assunzione di pesanti responsabilità nei confronti della società presente e delle generazioni future; per questo spetta ad ogni nazione la scelta di ricorrere o meno a questa tecnologia di produzione dell’energia. Tutti gli obiettivi prefissati nell’ambito del Consiglio europeo dell’8 e 9 Marzo 2007 saranno
13 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3 soggetti annualmente ad un riesame, sulla base della valutazione dei risultati ottenuti dall’implementazione delle politiche energetiche europee nonché del monitoraggio dei mutamenti climatici in corso. La Commissione, pertanto, è invitata ad esporre gli aggiornamenti sulle strategie energetiche prima del 2009, in quanto tali aggiornamenti serviranno come base per il nuovo Piano di Azione in ambito energetico che sarà adottato dopo l’incontro del Consiglio Europeo previsto per la primavera 2010; nel Consiglio del 15 Gennaio 2007 (documento 6453/07) è stata, infatti, stabilita la necessità di riesaminare la politica energetica ogni due anni.
In sintesi, gli impegni quantitativi espressi nell’ambito del Consiglio Europeo dell’8 e 9 Marzo 2007, possono essere così schematizzati:
- miglioramento dell’efficienza energetica fino a raggiungere un obiettivo di risparmio energetico del 20% rispetto alle stime dei consumi europei per il 2020;
- uso delle energie rinnovabili per un 20% del consumo interno lordo dell’Unione Europea, entro il 2020;
- obiettivo obbligatorio minimo per ciascuno stato membro di introduzione di bio- combustibili per un 10% rispetto ai consumi di ciascuno stato di prodotti petroliferi nel settore dei trasporti;
- adozione di una politica di salvaguardia ambientale entro il 2015;
- limitazione delle emissioni nel settore dei trasporti di 120gCO2/km entro il 2012 (altre misure sono descritte nel libro bianco dell’UE);
- riduzione delle emissioni di GHG nel settore residenziale e commerciale; sfruttamento degli incentivi europei in accordo con la direttiva 2003/87/EC (Direttiva Emission Trading).
14 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
3 ARTICOLAZIONE TEMPORALE DEGLI INTERVENTI DI PIANO
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Gli interventi nell’ambito della pianificazione energetica sono tipicamente inquadrabili come attività di medio-lungo periodo; presuppongono, infatti, in ambito industriale l’attivazione di complessi meccanismi politici ed amministrativi, di procedure autorizzative e di Valutazione di Impatto Ambientale, ed in ambito civile la sensibilizzazione dell’opinione pubblica sui temi energetico-ambientali. Tuttavia, l’urgenza imposta dalla constatata distanza da obiettivi a breve scadenza prescrittivi e vincolanti sia nazionali che comunitari (ad esempio il Protocollo di Kyoto, nonché le direttive europee sul risparmio energetico, sulla penetrazione delle fonti energetiche rinnovabili e dei bio-combustibilli) suggerisce la definizione di una prima fase di Pianificazione Energetica che permetta, nel volgere di pochi anni, l’adeguamento normativo del territorio in materia energetico-ambientale. Lo scopo primario del Piano d’Azione deve essere definito in ambito politico istituzionale e deve rappresentare il grado di impegno che il decisore politico intende adottare verso i problemi dell’energia, dell’ambiente, dello sviluppo socio-economico-energetico del proprio territorio. Occorre in questa fase rispondere alle domande: “Che cosa il Piano Energetico intende raggiungere”, “Quali sono gli elementi quantitativi della pianificazione?”, “L’autarchia energetica del territorio o l’apertura ai flussi energetici dall’esterno?”, “Un contributo deciso a processi di transizione economico-energetici o un approccio inerziale, definibile come da letteratura Business as Usual, di conservazione e di mantenimento, se non di rafforzamento della struttura energetica preesistente al Piano?” L’obiettivo del Piano di Azione del Piano Energetico della Regione Abruzzo è stato sintetizzato in due steps:
1) il Piano di Azione deve consentire al 2010 il rispetto del Protocollo di Kyoto (per la quota parte di competenza della Regione) e delle direttive della Comunità Europea in tema di: a) biomasse; b) biocombustibili; c) risparmio energetico; 4) penetrazione della produzione di energia da fonti rinnovabili (FER);
2) Il Piano d’Azione prevede il raggiungimento al 2015 di uno scenario energetico dove la produzione di energia da fonti rinnovabili sia pari al 51% dei consumi alla
16 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
stessa data. Viene sancita in tal modo la volontà politica di partecipare in modo concreto alla sostituzione delle fonti energetiche fossili, accelerando il processo di conversione energetica verso un’economia non fossile. Il raggiungimento del primo obiettivo ha una valenza politico-economica stante l’obbligatorietà del rispetto dei parametri del Protocollo di Kyoto e l’onerosità per la collettività del suo raggiungimento; il rispetto delle Direttive Europee in tema di biomasse, biocombustibili, risparmio energetico e FER rappresenta un impegno politico di coerenza e di rispetto verso l’Autorità Europea. Il raggiungimento del secondo obiettivo è prevalentemente politico, di partecipazione massiccia a quel processo di riconversione energetica che, accompagnato da un’efficace politica di risparmio energetico, sia in grado di favorire una reale efficace transizione energetica. La road map per il raggiungimento di tali obiettivi passa attraverso la stesura di scenari di sviluppo energetico produttivo. L’anno individuato per la prima scadenza temporale è stato scelto con specifico riferimento all’obiettivo del Protocollo di Kyoto (riduzione, per l’Italia, del 6,5% rispetto ai valori del 1990 delle emissioni medie di gas serra nel quinquennio 2008-2012); il 2010 rappresenta, infatti, l’anno centrale dell’intervallo quinquennale individuato da Kyoto, per cui il raggiungimento del target in tale anno comporta che, se anche nei due anni precedenti (2008 e 2009) le emissioni medie saranno superiori all’obiettivo, l’andamento decrescente delle emissioni compensi il surplus nei due anni successivi (2011 e 2012), assicurando un valore medio nel quinquennio pari all’impegno di riduzione sottoscritto. L’articolazione del Piano in due fasi successive risponde anche all’esigenza di prevedere una sorta di controllo adattativo del Piano, in un’ottica di costante monitoraggio degli effetti conseguiti, di contestuale verifica del raggiungimento degli obiettivi di Piano e di eventuale adozione di misure correttive.
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4 ANALISI PREVISIONALE DEL SISTEMA ENERGETICO REGIONALE
AL 2010
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4.1 INTRODUZIONE
Il Piano Energetico di un contesto territoriale omogeneo per ragioni geografiche, politiche, economiche, etc… rappresenta uno strumento politico di grande portata, in grado di coniugare la domanda di energia, che proviene dai settori caratteristici dell’economia, con l’offerta delle fonti energetiche interne al territorio e con quelle che attraversano il suo confine, anche nelle forme finali (energia elettrica). Da un punto di vista energetico, così come da quello relativo alle materie prime ed ai manufatti, il territorio è, infatti, un sistema termodinamico aperto, in quanto al suo interno alloca trasformazioni energetiche, e quindi soggetto alle ben note leggi delle trasformazioni termodinamiche. A tali leggi si associa una valenza ambientale indubbia: tutte le trasformazioni energetiche, essendo caratterizzate da un rendimento minore dell’unità, lasciano sull’ambiente tracce energetiche in un campo di interazioni fortemente diversificato: inquinamento chimico, termico, acustico, elettromagnetico, etc… È noto come la valenza energetica di tali interazioni non sia direttamente correlata alla loro persistenza sugli ecosistemi o alla pericolosità verso le specie viventi o all’alterazione di parametri di naturalità che ne rappresentano lo stato chimico, fisico, paesaggistico, ecc. Un parametro di attuale valenza è quello dell’impronta ecologica cioè di un sistema di contabilità ambientale ormai molto noto, che considera l’area del pianeta (in ettari) come fattore limitante per la crescita materiale della società umana.(Enzo Tizzi e altri, La Soglia della Sostenibilità – Donzelli Ed.). L’aspetto politico di un Piano Energetico è connesso con lo stesso ruolo che la politica esprime: quello relativo al governo del territorio e delle comunità che lo occupano, territorio inteso come il coacervo di azioni atte a migliorare la qualità della vita nei termini più ampi (economico, ecologico, sociale, ecc.). Le scelte che proiettano nel futuro lo stato della società hanno una valenza energetica indubbia, per valutare la crescita energetica in termini economici occorrerebbe perciò contabilizzare alcune componenti fondamentali come quelle ambientali e gran parte di quelle sociali. Analisi e studi elaborati consentirebbero il ricorso ad indici di valutazione adeguati ma la mancanza di dati storici applicabili ne compromettono l’utilizzo.
19 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Le scelte che proiettano nel futuro lo stato della società hanno una valenza energetica indubbia; facendo riferimento, ad esempio, al PIL come espressione pur materialistica della qualità della vita. Per la calibrazione delle azioni del piano energetico è necessario ipotizzare degli scenari di sviluppo socio-energetico-economico del territorio regionale. A tal fine, la determinazione delle emissioni su base annua è stata condotta utilizzando un modello di stima che prevede il calcolo delle emissioni di gas serra (CO2, CH4 e N2O) come prodotto di quattro fattori:
⎡⎤tCO22⎡⎤⎡⎤€ tep ⎡⎤tCO G() t=⋅⋅⋅ A () t B () t C () t D () t ; ⎢⎥=[]abit. ⋅⎢⎥⎢⎥ ⋅ ⋅⎢⎥ ⎣⎦anno ⎣⎦⎣⎦anno⋅ abit.€.⎣⎦ tep dove: • ()tA è il numero di abitanti residenti in Abruzzo, valutato tramite elaborazioni di dati CRESA, ed ISTAT; • ()tB è il Prodotto interno lordo pro capite in Abruzzo, valutato tramite elaborazione da dati ISTAT; • ()tC è l’intensità energetica in Abruzzo (esprime l’energia utilizzata per produrre l’unità di PIL), valutata tramite elaborazione dei dati di bilancio energetico precedentemente riportati nel presente Piano;
• ()tD sono le emissioni di CO2 equivalente specifiche (per unità di energia prodotta), valutate tramite elaborazione di dati APAT ed ENEA.
Allo stesso modo, il prodotto dei primi tre fattori della precedente relazione, consente di stimare i consumi energetici, che possono, quindi, essere calcolati mediante la seguente espressione:
⎡ tep ⎤⎡€ ⎤⎡tep ⎤ Et()=⋅⋅ At () Bt () Ct (); =[]abit. ⋅ ⋅ ⎣⎢anno⎦⎣⎥⎢anno⋅ abit.€. ⎦⎣⎥⎢⎦⎥
dove i termini ()tA , ()tB e ()tC hanno lo stesso significato indicato nella precedente equazione.
20 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Il modello esposto consente di legare il comportamento emissivo di un territorio a quelli che possono essere considerati i peculiari aspetti socio-economici del territorio stesso e le principali caratteristiche tecnologiche ed ambientali del sistema di produzione, distribuzione ed utilizzazione dell’energia.
Infatti, dei quattro termini, il primo, (tA ), è espressione delle dinamiche sociali in atto nel territorio e può essere, pertanto, considerato un indicatore di tipo sociale.
Il secondo termine, (tB ), rappresenta la “ricchezza” prodotta dai settori primario, secondario e terziario all’interno del territorio in oggetto, in rapporto al numero di abitanti che usufruiscono di tale “ricchezza” e può essere considerato un indicatore di tipo economico. Per approfondimenti vedi capitolo 1 par 1.5.2.
Il terzo termine, ()tC , suggerisce l’efficienza, in termini di consumi energetici, del “sistema territorio” nel suo complesso nel fornire beni materiali o servizi di utilità alla popolazione; è funzione delle caratteristiche tecnologiche del sistema produttivo e rappresenta, pertanto, un indicatore di tipo tecnologico.
Il quarto termine, ()tD , indica la qualità ambientale del sistema di produzione dell’energia, con particolare riferimento alle emissioni di gas serra; dipende, in sostanza, dalle tecnologie di produzione e di conversione dell’energia e dal tipo di fonte energetica utilizzata ed è, quindi, considerato un indicatore di tipo tecnologico-ambientale. La stima degli andamenti futuri delle grandezze descritte necessita della scelta di un modello di evoluzione per ciascuna di esse; i modelli più comunemente utilizzati sono riconducibili a quello esponenziale o a quello logistico, inizialmente nati per descrivere l’evoluzione delle popolazioni. A titolo di esempio, nel seguito ne vengono descritti gli elementi fondamentali. Il modello esponenziale Proposto dall’economista inglese Thomas Malthus nel 1798, rappresenta l'evoluzione di una popolazione isolata, cioè di una popolazione che non ha scambi con l'esterno né in termini di risorse (limitazione del cibo o delle risorse naturali, inquinamento, vincoli economici, limiti indotti dalle forme di organizzazione sociale) né in termini di individui (immigrazioni, emigrazioni). Secondo tale modello, la variazione nell’unità di tempo del numero di individui è proporzionale, secondo il tasso intrinseco di crescita τ, al numero N di individui presenti nella popolazione, ovvero:
21 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
dN ()=−= τμν NN dt
in cui: N rappresenta il numero di individui
ν rappresenta il tasso di natalità della popolazione
μ rappresenta il tasso di mortalità della popolazione
τ rappresenta il tasso intrinseco di crescita
Si tratta di una variazione di tipo lineare; per cui, all’aumentare del numero di individui, aumenta anche la loro velocità di crescita, come evidenziato nella seguente figura.
Figura 3.1: Andamento della variazione nel tempo del numero di individui secondo il modello esponenziale di Malthus
La precedente equazione differenziale si può integrare facilmente, giungendo alla seguente equazione, che consente di individuare il numero di individui presenti in un determinato anno:
( ) = ( )exp0 (τtNtN )
22 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
in cui: N )0( rappresenta il numero di individui nella popolazione nell’anno iniziale t )0( . Quindi, la dinamica di una popolazione che segue questo modello di sviluppo è di tipo esponenziale; in particolare, se il tasso di natalità è maggiore del tasso di mortalità, il flusso di nascite compensa il flusso di morti, τ è positivo e la popolazione è in crescita; se, viceversa, il tasso di natalità è minore di quello di mortalità, le morti superano le nascite, τ è negativo e la popolazione è in declino, come illustrato nella seguente figura.
Figura 3.2: Andamento esponenziale di una popolazione in crescita (in alto e in declino in basso)
In base a questo modello, la popolazione tenderebbe a crescere (o decrescere) in modo indefinito e ciò deriva dall’aver supposto che τ resti costante nel tempo; tale ipotesi, però, si
23 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3 verifica solo per previsioni su una piccola scala spazio-temporale e in ambienti che non pongano limiti di spazio e di risorse alla crescita. In realtà, quindi, c’è un limite all’aumento della popolazione e, pertanto, è necessario formulare un modello matematico che permetta di considerare un tasso variabile nel tempo. Ciè descritto nel paragrafo successivo
Modello logistico Partendo dal modello esponenziale di Malthus, lo si può modificare in maniera tale che la crescita venga inibita attraverso un meccanismo che potrebbe definirsi di feed-back negativo; si ottiene così la seguente equazione:
dN ⎛ N ⎞ τN⎜1−= ⎟ dt ⎝ k ⎠
⎛ N ⎞ Il prodotto τ ⎜1− ⎟ rappresenta il nuovo tasso di crescita, non più costante, ma variabile ⎝ k ⎠ ⎛ N ⎞ ⎜1− ⎟ con N e, conseguentemente, con il tempo. Il termine ⎝ k ⎠ rappresenta, appunto, il fattore di inibizione alla crescita che diminuisce al crescere di N, fino ad annullarsi per
= kN ; per questo motivo, il termine k viene comunemente associato alla capacità di contenimento dell’ambiente, ovvero alla capacità massima di popolazione che il territorio può sopportare. In tale modello, la velocità di crescita della popolazione tende inizialmente ad k N = aumentare, raggiunge un massimo per 2 e si arresta per = kN , come in figura.
24 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Figura 3.3: Andamento della variazione nel tempo del numero di individui secondo il modello logistico
I valori N = 0 e = kN rappresentano punti di equilibrio a cui il sistema tende; questo significa che, per ogni valore iniziale di N (cioè del numero di individui) diverso da 0 e comunque piccolo rispetto a k (cioè al numero massimo di individui che l’ambiente può sopportare), il sistema tende ad evolvere fino a raggiungere esattamente k, che rappresenta quindi il valore asintotico finale di equilibrio. Integrando l’equazione precedente, infatti, si ottiene l’espressione della cosiddetta curva logistica:
k ()tN = ⎧ ⎡ 1 ⎛ k ⎞⎤⎫ exp1 ⎨ ⎢tr ⎜ −−−+ 1ln ⎟⎥⎬ r N 0 ⎩ ⎣ ⎝ ⎠⎦⎭ Ovvero: k ()tN = exp1 {}[]−−+ ttr *
25 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
1 ⎛ k ⎞ Avendo indicato con t* il termine ⎜ −1ln ⎟ e con No il numero iniziale di individui. r ⎝ N 0 ⎠
Il grafico di questa equazione è una tipica curva ad S, la curva logistica appunto, che cresce verso un limite asintotico superiore, rappresentato dalla capacità massima di contenimento dell’ambiente (k) come in figura.
Figura 3.4: Curva logistica
La popolazione cresce inizialmente in maniera esponenziale; successivamente, però, a causa della limitatezza delle risorse presenti, la crescita rallenta finché l’ambiente giunge a saturazione e il numero di individui N si assesta attorno al valore massimo raggiungibile k. Nell’ambito dell’elaborazione del presente Piano, allo scopo di determinare i futuri scenari energetici ed emissivi e di quantificare il corrispondente sforzo di riduzione dei consumi e delle emissioni, per la valutazione di ciascun termine dell’equazione
⋅= ⋅ ⋅ tDtCtBtAtG )()()()()(
è stata sceltas una condizione cautelativa, costruendo uno scenario severo e più oneroso per il raggiungimento degli obiettivi individuati. Ciò, anche se parzialmente, attenua l’influenza sull’analisi degli effetti di congiunture socio-economiche-energetiche particolarmente favorevoli o sfavorevoli. A tal fine, pertanto, la scelta delle evoluzioni dei parametri in questione è ricaduta su altrettanti modelli esponenziali. I parametri, nell’evoluzione futura, veicolano nell’analisi informazioni di carattere sociale (A), economico (B), tecnologico (C), tecnologico-ambientale (D). Ogni parametro puo’ variare indipendentemente dagli altri. Tale approccio consente, dunque, di separare e caratterizzare singolarmente il contributo di ciascun ambito (sociale, economico, ecc.) ai fini del contenimento dei cosnumi di energia e delle emissioni di gas serra.
26 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
4.2 LO SCENARIO INERZIALE
Allo scopo di determinare quello che potrebbe verosimilmente essere il panorama energetico ed ambientale futuro sul territorio in esame, il primo scenario ipotizzato si basa sulla stima dei consumi di energia e delle emissioni inquinanti condotta con riferimento ad un modello di tipo esponenziale; per ciascuna delle grandezze A(t), B(t), C(t) e D(t). Si è, pertanto supposto un tasso di crescita annuale pari al valor medio dei tassi calcolati nel decennio precedente. Sotto tali ipotesi, si è giunti ad un tasso di crescita percentuale per i consumi energetici dato dalla somma dei rispettivi tassi di crescita percentuale riferiti alle grandezze A(t), B(t), C(t); allo stesso modo, il tasso di crescita delle emissioni inquinanti è stato calcolato sommando a quello precedentemente valutato il tasso di crescita percentuale della grandezza D(t). Un andamento esponenziale di questo tipo riproduce una situazione inerziale, cioè un’evoluzione che prosegue in forma naturale in maniera simile a quanto espresso negli anni precedenti, senza che vengano messe in atto particolari azioni sui termini A(t), B(t), C(t), D(t); la letteratura anglosassone fa riferimento a tale scenario con l’acronimo BAU (Business As Usual). Essendo l’andamento esponenziale caratteristico di dinamiche senza regole, la stima dei consumi energetici e delle relative emissioni di gas serra alle quali si perviene sarà sicuramente conservativa.
27 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
4.2.1 Stima della popolazione abruzzese La stima dell’andamento demografico futuro è stata sviluppata sulla base di una ipotesi di crescita esponenziale al tasso medio annuo calcolato sulla base dei dati CRESA degli ultimi 11 anni (+0,13%). I risultati di tale analisi sono riportati nella seguente Tabella.
A Tasso Popolazione annuo
[migliaia] [-]
1995 1 273 - 1996 1 274 0,13% 1997 1 276 0,15% 1998 1 278 0,11% 1999 1 279 0,13% 2000 1 281 0,13% 2001 1 283 0,13% 2002 1 284 0,13% 2003 1 286 0,13% 2004 1 287 0,13% 2005 1 289 0,13% 2006 1 291 0,13% 2007 1 292 - 2008 1 294 - 2009 1 296 - 2010 1 297 - 2011 1 299 - 2012 1 301 - 2013 1 302 - 2014 1 304 - 2015 1 306 - Tassi medi annui 0,13%
Tabella 3.1: Evoluzione della popolazione abruzzese, dati CRESA
28 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
4.2.2 Stima del PIL e del PIL pro capite abruzzese
La stima dell’andamento economico futuro è stata condotta sulla base di una ipotesi di crescita esponenziale al tasso medio annuo calcolato dai dati CRESA ed ISTAT degli ultimi 11 anni (+3,86% per il PIL, +3,73% per il PIL pro capite). I risultati di tale analisi sono riportati nella seguente Tabella.
A Tasso PIL Tasso B Tasso
Popolazione annuo complessivo annuo PIL p.c. annuo
[migliaia] [-] [M€/anno] [-] [M€/(ab*anno)] [-]
1995 1 273 - 16 075 - 12 630
1996 1 274 0,13% 16 707 3,86% 13 110 3,73%
1997 1 276 0,15% 17 176 2,77% 13 458 2,62%
1998 1 278 0,11% 17 531 2,05% 13 721 1,94%
1999 1 279 0,13% 18 062 2,99% 14 119 2,86%
2000 1 281 0,13% 19 401 7,15% 15 146 7,02%
2001 1 283 0,13% 20 541 5,71% 16 016 5,58%
2002 1 284 0,13% 21 226 3,28% 16 529 3,15%
2003 1 286 0,13% 21 889 3,07% 17 023 2,95%
2004 1 287 0,13% 22 750 3,86% 17 670 3,73%
2005 1 289 0,13% 23 645 3,86% 18 342 3,73%
2006 1 291 0,13% 24 576 3,86% 19 039 3,73%
2007 1 292 - 25 543 - 19 763 -
2008 1 294 - 26 548 - 20 514 -
2009 1 296 - 27 592 - 21 294 -
2010 1 297 - 28 678 - 22 104 -
2011 1 299 - 29 806 - 22 944 -
2012 1 301 - 30 979 - 23 816 -
2013 1 302 - 32 197 - 24 722 -
2014 1 304 - 33 464 - 25 661 -
2015 1 306 - 34 781 - 26 637 -
Tassi medi annui 0,13% 3,86% 3,73%
Tabella 3.2: Evoluzione del PIL e del PIL pro capite abruzzese dati CRESA, ISTAT
29 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
4.2.3 Stima dei consumi energetici e dell’intensità energetica abruzzese La stima dell’andamento futuro della intensità energetica e dei corrispondenti consumi energetici complessivi è stata effettuata sulla base di una ipotesi di crescita esponenziale al tasso medio annuo calcolato sulla base dei dati descritti nel Bilancio Energetico Regionale relativamente agli ultimi 10 anni (-1,91% per l’intensità energetica vedi Tab successiva). Come detto, tale ipotesi si definisce “inerziale”, cioè di crescita ad un tasso che non risenta delle politiche energetiche implementate, né della presa di coscienza della popolazione relativamente ai diversi impatti connessi con le attività energetiche. Per queste ragioni, questo scenario viene anche spesso citato come “Business As Usual”, ovvero tramite l’acronimo BAU, per indicare che tutte le attività economiche procedono come non “disturbate” dalle dinamiche ambientale, né di piccola, né di grande scala spazio- temprale.Una volta stimati, come sopra descritto, i primi tre fattori sopra individuati (A, B e C), essi permettono anche la stima dei consumi energetici futuri della Regione, secondo la formula:
⎡ tep ⎤⎡€ ⎤⎡tep ⎤ Et()=⋅⋅ At () Bt () Ct (); =[]abit. ⋅ ⋅ ⎣⎢anno⎦⎣⎥⎢anno⋅ abit.€. ⎦⎣⎥⎢⎦⎥
Per completezza, nel seguito viene riportata una sintesi del bilancio energetico della Regione.
30 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
4.2.3.1 Analisi della domanda energetica
Applicando il criterio di crescita esponenziale, si perviene ai dati riportati nella seguente tabella, che evidenziano per l’anno 2010 un consumo energetico pari a 4.131 ktep.
PIL Tasso Consumi Tasso C Tasso Intensità complessivo annuo energetici annuo en. annuo [M€/anno] [-] [ktep/anno] [-] [tep/M€] [-] 1995 16 075 - - - - - 1996 16 707 3,86% 3.182 - 190 - 1997 17 176 2,77% 3.187 0,16% 186 - 1998 17 531 2,05% 3.263 2,36% 186 - 1999 18 062 2,99% 3.295 0,98% 182 - 2000 19 401 7,15% 3.348 1,60% 173 -5,55% 2001 20 541 5,71% 3.429 2,41% 167 -3,30% 2002 21 226 3,28% 3.473 1,27% 164 -2,01% 2003 21 889 3,07% 3.699 6,30% 169 3,23% 2004 22 750 3,86% 3.700 0,03% 166 -1,91% 2005 23 645 3,86% 3.763 1,69% 163 -1,91% 2006 24 576 - 3 834 160 - 2007 25 543 - 3 906 - 157 - 2008 26 548 - 3 980 - 154 - 2009 27 592 - 4 055 - 151 - 2010 28 678 - 4 131 - 148 - 2011 29 806 - 4 209 - 145 - 2012 30 979 - 4 288 - 142 - 2013 32 197 - 4 369 - 140 - 2014 33 464 - 4 451 - 137 - 2015 34 781 - 4 535 - 134 - Tassi medi annui 3,86% 1,86% -1,91%
Tabella 3.3: Evoluzione dei consumi energetici e dell’intensità energetica abruzzese
31 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
4.2.4 Stima delle emissioni serra e delle emissioni specifiche abruzzesi La stima dell’andamento futuro delle emissioni specifiche è stata condotta sulla base dei dati emissivi forniti dall’APAT nel 1990, nel 1995, e nel 2000, e tramite un confronto con i dati più recenti disponibili a livello nazionale (fino al 2004). Le emissioni antropiche complessive di gas serra sono state calcolate come somma dei contributi di ciascuno dei tre principali inquinanti che contribuiscono al riscaldamento globale: CO2, CH4 e N2O; per tener conto del differente apporto di ciascuno di questi al riscaldamento globale, le masse di CH4 e di N2O sono state riportate come massa equivalente di CO2 (t CO2eq), moltiplicandole per il corrispondente potenziale di riscaldamento globale (GWP – Global Warming Potential: 21 per il metano e 310 per il protossido di azoto). In particolare, la banca dati dell’APAT riporta le emissioni dei suddetti gas serra, ripartite, secondo la metodologia Corinair, in 11 Macrosettori, suddivisi in ulteriori settori, sottosettori e classi. Tali valori sono sintetizzati nella successiva Tabella 3.4. Alle emissioni calcolate da fonte APAT, ad ogni modo, è parso corretto aggiungere una voce di emissione indiretta, connessa al consumo sul territorio di una quota di energia elettrica importata come tale, e pertanto non prodotta sul territorio regionale. Le emissioni generate dalla produzione al mix nazionale di quella quantità di energia sono perciò tenute in conto nel bilancio regionale delle emissioni clima-alteranti. Oltre alla maggiore correttezza etica della procedura così delineata, è infatti da sottolineare che solo in questo modo sarà possibile valutare l’effetto dell’intervento regionale nella produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (o parzialmente tali), che altrimenti sarebbe risultata “trasparente” da un bilancio “di cassa” e non “di competenza”, cioè un bilancio che tenga in conto le sole emissioni effettivamente prodotte sul territorio.
32 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Tonnellate di CO2 equivalenti (GWP a 100 anni) 2000 2000 (Peso percentuale) Macrosettore Settore CO2 CH4 N2O Tot. CO2 CH4 N2O Tot. 010000 Prod. energia e trasf. comb. 0105 Miniere - estrazioni - tubazioni 45371 36 645 46053 0,5 0,0 0,0 0,5 Totale 45371 36 645 46053 0,5 0,0 0,0 0,5 020000 Combustioni non industriali 0201 Impianti commerciali e pubblici 379621 1956 10391 391968 4,2 0,0 0,1 4,4 0202 Impianti residenziali 1113488 17600 41128 1172217 12,4 0,2 0,5 13,1 0203 Impianti agricoli 18890 1934 1733 22557 0,2 0,0 0,0 0,3 Totale 1511999 21490 53252 1586742 16,8 0,2 0,6 17,7 030000 Combustioni industriali 0301 Produzione energia non ENEL 335849 169 2548 338566 3,7 0,0 0,0 3,8 0302 Forni senza contatto 6393 25 165 6583 0,1 0,0 0,0 0,1 0303 Forni con contatto 939154 963 27168 967286 10,5 0,0 0,3 10,8 Totale 1281396 1157 29881 1312435 14,3 0,0 0,3 14,6 040000 Processi produttivi 0403 Metalli non ferrosi 524 00 524 0,0 0,0 0,0 0,0 0406 legno, carta, alimenti 629510 00629510 7,0 0,0 0,0 7,0 Totale 630035 00630035 7,0 0,0 0,0 7,0 050000 Combustibili 0502 Primo tratt. comb. liquidi 0 2608 0 2608 0,0 0,0 0,0 0,0 0503 Primo tratt. comb. gassosi 0 1454 0 1454 0,0 0,0 0,0 0,0 0506 Reti gas 0 139115 0 139115 0,0 1,6 0,0 1,6 Totale 0 143177 0 143177 0,0 1,6 0,0 1,6 060000 Solventi 0601 Vernici 19777 0019777 0,2 0,0 0,0 0,2 0602 Sgrassaggio, pilitura, elettr. 870 00 870 0,0 0,0 0,0 0,0 0603 Produzione prodotti chimici 2057 002057 0,0 0,0 0,0 0,0 0604 Altro uso 11743 0011743 0,1 0,0 0,0 0,1 Totale 34446 0034446 0,4 0,0 0,0 0,4 070000 Trasporto su strada 0701 Automobili 2011504 11969 78138 2101611 22,4 0,1 0,9 23,4 0702 Veicoli leggeri <3,5 t 331160 342 7005 338507 3,7 0,0 0,1 3,8 0703 Veicoli pesanti > 3,5 t e autobus 1064812 1864 14422 1081098 11,9 0,0 0,2 12,0 0704 Motocicli > 50 cc 47255 2029 147 49432 0,5 0,0 0,0 0,6 0705 Emissioni evaporative 47500 2181 322 50003 0,5 0,0 0,0 0,6 Totale 3502232 18385 100034 3620651 39,0 0,2 1,1 40,3 080000 Altre sorgenti mobili 0801 Trasporti militari 17626 58 917 18602 0,2 0,0 0,0 0,2 0802 Ferrovie 4476 5 551 5032 0,0 0,0 0,0 0,1 0804 Attività marittime 34673 324 182 35178 0,4 0,0 0,0 0,4 0805 Traffico aereo 12330 8 90 12428 0,1 0,0 0,0 0,1 0806 Agricoltura 259192 377 30292 289862 2,9 0,0 0,3 3,2 0807 Silvicoltura 1673 89 3 1765 0,0 0,0 0,0 0,0 0808 Industria 148046 109 13976 162132 1,6 0,0 0,2 1,8 0809 Attività domestiche 1539 87 3 1629 0,0 0,0 0,0 0,0 Totale 479556 1057 46016 526629 5,3 0,0 0,5 5,9 090000 Rifiuti 0902 Incenerimento 1048 0 27 1075 0,0 0,0 0,0 0,0 0904 Interramento 0 199937 0 199937 0,0 2,2 0,0 2,2 0907 Inc. rif. agricoli (non stoppie) 0 10074 4050 14125 0,0 0,1 0,0 0,2 0910 Altri trattamenti 0 30850 23603 54453 0,0 0,3 0,3 0,6 Totale 1048 240862 27680 269590 0,0 2,7 0,3 3,0 100000 Agricoltura 1001 Con fertilizzanti 00185533 185533 0,0 0,0 2,1 2,1 1002 Senza fertilizzanti 00251734 251734 0,0 0,0 2,8 2,8 1003 Inc. stoppie 0 319 88 407 0,0 0,0 0,0 0,0 1004 Fermentazione enterica 0 209128 0 209128 0,0 2,3 0,0 2,3 1005 Reflui organici 0 51221 0 51221 0,0 0,6 0,0 0,6 1009 Reflui azotati 0073389 73389 0,0 0,0 0,8 0,8 Totale 0 260668 510744 771412 0,0 2,9 5,7 8,6 110000 Altre sorgenti e pozzi 1103 Incendi 0 3016 306 3322 0,0 0,0 0,0 0,0 1105 Zone umide 0 405 128 534 0,0 0,0 0,0 0,0 1106 Acque 0 29 184 214 0,0 0,0 0,0 0,0 1121 Stock biomasse legnose -876046 00-876046 -9,8 0,0 0,0 -9,8 1123 Abbandono terre coltivate -7019 00-7019 -0,1 0,0 0,0 -0,1 1124 Bilancio CO2 dei suoli 283952 00283952 3,2 0,0 0,0 3,2 Totale -599112 3451 619 -595043 -6,7 0,0 0,0 -6,6 Importazione energia eletrica (mix nazionale: 501 tCO2eq/Gwh) 628119 628119 7,0 0,0 0,0 7,0 Totale complessivo 7515091 690284 768871 8974246 83,7 7,7 8,6 100,0 Tabella 3.4: Emissioni di gas serra nella Regione Abruzzo al 2000 (Dati: APAT)
33 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
L’energia prodotta da fonte rinnovabile, infatti, produrrà poca o nulla emissione clima- alterante sul territorio, ma farà diminuire le importazioni di energia elettrica al mix nazionale, e pertanto le emissioni indirette di gas serre. Lo stesso discorso continuerà a valere, tra l’altro, qualora la Regione divenga esportatrice di energia elettrica. Le emissioni indirette, infatti, diventeranno negative, a significare il consumo altrove di una aliquota di energia elettrica prodotta sul nostro territorio regionale. Anche per le emissioni serra, lo scenario sviluppato si basa sulla ipotesi inerziale (BAU) di crescita esponenziale al tasso medio annuo calcolato sulla base dei dati sopra descritti (-0,66% per le emissioni specifiche per unità di energia, +0,94% per le emissioni serra assolute). I risultati di tale analisi sono riportati nella seguente Tabella 3.5 ed evidenziano, per il 2010, una stima delle emissioni serra pari a 9.859 kt.
Tabella 3.5: Stima delle emissioni di gas serra
Il metodo sopra descritto ha consentito di costruire uno scenario inerziale di riferimento per le emissioni di gas serra per gli anni a venire. Le azioni di piano dovranno ora intervenire su tale scenario per costruirne un secondo, virtuoso, per il quale si supponga l’attuazione di interventi
34 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3 per il rispetto delle direttive internazionali e per il raggiungimento degli obiettivi nazionali, relativamente alla riduzione delle emissioni di gas serra, alla diffusione delle fonti energetiche rinnovabili (FER) e all’implementazione di politiche di risparmio energetico. Per la definizione di tale scenario, è opportuno riportare una sintesi schematica di quelli che sono i principali target internazionali e nazionali di riferimento che il Piano è chiamato a rispettare e di come questi si “traducono” nella realtà locale del territorio regionale.
4.3 DEFINIZIONE DEGLI OBIETTIVI MINIMI DEL PIANO
Insieme al già citato Protocollo di Kyoto, lo Scenario virtuoso dovrà essere ottenuto imponendo il rispetto degli impegni nazionali ed internazionali nel settore dell’energia nel primo intervallo temporale di riferimento (2010) per l’attuazione del Piano. In particolare:
• Riduzione delle emissioni di gas serra del 6,5% rispetto ai valori del 1990 entro il 2010 (anno mediano del quinquennio 2008-2012 di vigenza degli obblighi del Protocollo di Kyoto); • Risparmio energetico nel settore degli usi finali dell’energia, del 9% nell’arco di nove anni (approssimativamente l’1% annuo di riduzione) rispetto al Consumo Interno Lordo (CIL) di fonti fossili ed energia elettrica del 2006 (obiettivo nazionale indicativo dalla Direttiva 2006/32/CE); • Contributo del 12% delle FER al CIL, da conseguirsi entro il 2010 (obiettivo indicato nel Libro Verde dell’UE); • Contributo del 5,75% entro il 2010 dei bio-combustibili al consumo di fonti fossili complessivo nel settore dei trasporti (Direttiva 2003/30/CE: promozione dell'uso dei biocombustibili o di altri combustibili rinnovabili nei trasporti)
Lo scenario BAU sopra delineato ci permette, come ulteriore output, la stima dei consumi attuali (al 2006), nonché delle attuali emissioni clima-alteranti, in una ipotesi, quella inerziale, di salvaguardia. In particolare, sulla base dei dati sopra riportati è possibile calcolare al 2006 i valori riportati nella seguente Tabella 3.6.
35 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Anno 2006 ktep ktCO2eq
Consumo Interno Lordo Nazionale 202 383
Intervento richiesto sulle FER a livello Nazionale (+5%) +10 119
Consumo Regionale combustibili nell'autotrazione 1 189
Emissioni di gas clima-alteranti 9 493
Tabella 3.6: Stima delle emissioni di gas serra in uno scenario inerziale
Dai dati sopra riportati, è facile calcolare quattro vincoli (evidenziati in giallo nella seguente Tabella 3.7) da imporre al Piano in ottemperanza dei quattro impegni nazionali ed internazionali sopra richiamati.
Interventi richiesti entro il 2010 ktep ktCO2eq
Intervento richiesto sulle FER a livello Regionale + 192
Intervento annuo richiesto sugli usi finali a livello Regionale - 153
Intervento richiesto sui bio-combustibili a livello Regionale + 68
Intervento richiesto sulle emissioni serra -2 226
Tabella 3.7: Sintesi degli obiettivi di Piano
In particolare, relativamente agli obblighi di riduzione delle emissioni serra, la “traduzione” a livello regionale degli obiettivi imposti dal Protocollo di Kyoto e recepiti dal “Piano nazionale di riduzione delle emissioni di gas serra” appare necessariamente complessa sia per la necessità di tener conto del contributo attuale di ciascuna Regione alle emissioni nazionali complessive, sia perché gli interventi attuabili possono essere solo in parte previsti e controllati a livello locale. In mancanza di una più corretta ripartizione delle quote di riduzione delle emissioni di gas serra, per la Regione Abruzzo si è ipotizzato di mantenere lo stesso obiettivo nazionale del 6,5% entro il 2010.
36 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Ipotizzando pertanto che la regione debba ridurre le emissioni di gas climalteranti del 6,5% rispetto al valore del 1990 (circa 7.773 ktCO2 equivalente), l’obiettivo regionale al 2010 è quello di portare le emissioni al di sotto di 7.268 ktCO2 equivalenti e, pertanto, di ridurre di circa 2.200 kt le emissioni di CO2 del 2007.
Lo scenario BAU prevede, invece, il superamento dei limiti emissivi di circa 2.591 ktCO2, con costi medi annui previsti stimabili in circa 100 M€/anno, al costo, probabilmente stimato per difetto, di 35 € per ogni tonnellata di CO2 emessa in esubero rispetto al contingente dichiarato dal Protocollo.
4.4 LO SCENARIO VIRTUOSO
Lo scenario virtuoso è stato elaborato supponendo l’attuazione di interventi per il rispetto delle direttive internazionali e per il raggiungimento degli obiettivi nazionali richiamati nel paragrafo precedente. È opportuno sottolineare che le istanze espresse da un Piano Energetico non possono, né è loro compito, esercitare alcuna influenza sulle politiche del territorio in relazione alle esigenze sociali ed economiche della popolazione stessa, intervenendo sulle legittime aspettative di crescita socio-economica della popolazione; viceversa, le azioni previste dovranno riguardare principalmente interventi di tipo tecnologico ed ambientale, intervenendo nell’ambito sociale semplicemente in materia di educazione e di sensibilizzazione della popolazione al tema dell’energia. Quindi, è corretto ipotizzare che per il raggiungimento degli obiettivi precedentemente richiamati, con riferimento ai termini dell’equazione riportata in precedenza, il Piano Energetico agisca nella direzione di una riduzione dei fattori C(t) (intensità energetica, parametro tecnologico)e D(t) (emissioni specifiche, parametro tecnologico-ambientale), mantenendo inalterati gli andamenti inerziali dei fattori A(t) (numero di abitanti, parametro sociale) e B(t) (Pil pro capite, parametro socio-economico). Sulla base di queste considerazioni sono stati elaborati gli andamenti nel tempo delle grandezze A(t), B(t), C(t) e D(t) e i valori dei relativi tassi di crescita che consentano il rispetto degli obiettivi minimi di piano.
37 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
La Tabella 3.8 riporta i tassi percentuali di variazione dei parametri A, B, C e D nello scenario inerziale e i valori che questi dovranno assumete per il conseguimento dello scenario virtuoso.
tA tB tC tD
Scenario BAU 0,13% 3,37% -1,91% -0,66%
Scenario virtuoso 0,13% 3,37% -5,11% -6,00%
Tabella 3.8: Tassi di crescita/decrescita dei fattori A, B, C e D per gli scenari inerziale e virtuoso (vedi par. 4.1)
Nell’ipotesi di scenario inerziale, le prime quattro figure (Figure 3.5÷ 3.8) riportate nel seguito indicano gli andamenti dei quattro fattori, mentre nelle successive tre figure (Figure
3.9÷3.11) sono indicati gli andamenti del PIL, dei consumi energetici e delle emissioni di CO2 assoluti. Le Figure 3.5 e 3.6, in particolare, riportano gli andamenti che i consumi e le emissioni devono assumere per consentire il raggiungimento degli obiettivi della Comunità Europea per i consumi energetici e per le emissioni di CO2eq, nell'ipotesi di correzione esponenziale (scenario virtuoso).
1 310
1 305
1 300
1 295 2007 1 290 [migliaia]
1 285
1 280
1 275
1 270 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Figura 3.5: Andamento del fattore A
38 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
26 000
24 000
22 000
20 000 2007
18 000 [M€/(ab*anno)] 16 000
14 000
12 000
10 000 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Figura 3.6: Andamento del fattore B
190
180
170
160 [tep/M€]
150
140
130 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015
Figura 3.7: Andamento del fattore C
39 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
2 800
2 700
2 600
2 500
2 400 (kgCO2/tep)
2 300
2 200
2 100
2 000 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Figura 3.8: Andamento del fattore D
35 000
30 000
2007 25 000 [M€/anno] 20 000
15 000
10 000 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Figura 3.9: Andamento del PIL nella Regione Abruzzo
40 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
4 600
4 400
4 200 B.A.U. τ 1,86% 4 000
3 800 [ktep/anno] 3 600 Scenario
3 400 virtuoso τ -1,00% 3 200
3 000 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Figura 3.10: Andamento dei consumi energetici nella Regione Abruzzo
11000
B.A.U. 10000 τ 0,94%
9000
Scenario 8000 virtuoso
[ktCO2/anno] Obiettivo Kyoto τ -6,87%
7000
6000
5000 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Figura 3.11: Andamento delle emissioni inquinanti nella Regione Abruzzo
41 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Sulla base della quantificazione dei quattro vincoli che il territorio regionale è chiamato a rispettare è, quindi, possibile prevedere delle azioni che, attuate, portino al loro soddisfacimento; appare opportuno sottolineare che, nonostante ciascun intervento ipotizzato derivi normalmente dalla volontà di conseguire uno dei quattro obiettivi esposti, in realtà, vista la stretta interconnessione tra i diversi aspetti della politica energetica, nella maggior parte dei casi, ogni singola azione proposta può contribuire ad almeno due dei target indicati.
42 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
5 LE STRATEGIE DI ATTUAZIONE
43 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
5.1 INTERVENTI SULLA PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DA FONTE RINNOVABILE
Sulla base di quanto descritto nel dettaglio nel capitolo 1 e in coerenza con gli obiettivi di diversi documenti nazionali e regionali, tra cui in particolare il Programma di Sviluppo Rurale, Linee guida eolico, Piano Regionale per la Tutela della Qualità dell'Aria, Piano triennale Ambientale e il Piano Regionale di Gestione dei Rifiuti, è stato possibile valutare la potenzialità del territorio per quanto concerne la producibilità di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili ed individuare un possibile piano di intervento fino al 2010 (Tabella 3.9).
Produzione energia elettrica da FER MW
Da Energia solare (fotovoltaico) 75
Da Energia Geotermica 1
Da Energia Idraulica 10
Da Energia Eolica 250
Da Biomasse (Legnose e colture dedicate) 120
Da Biomasse (Settore zoo-tecnico+recupero biogas discarica) 3 Parte Biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui ai sensi
del D. Lgs. 387/2003 art. 2 20
TOTALE 479
Tabella 3.9: Interventi previsti per la produzione di energia elettrica da FER
In particolare, gli interventi previsti relativi alla produzione di energia da idroelettrico fanno riferimento prevalentemente alla producibilità da acquedotto, individuata sulla base di stime delle potenzialità della rete; per quanto concerne, invece, l’ulteriore producibilità da mini e micro idraulica, in attesa del completamento di un censimento puntuale dei salti idrici esistenti ed ancora sfruttabili e delle loro potenzialità (anche in relazione alla necessità di garantire il deflusso minimo vitale di ciascun corso d’acqua), si è preferito sottostimare tali apporti in questa prima fase del piano, confidando nella possibilità di tenerli in debita considerazione in una seconda fase temporalmente consecutiva. Eventuali possibilità di sfruttamento verranno, pertanto, prese in considerazione, una volta verificata la congruenza
44 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3 con gli obiettivi di salvaguardia ambientale e degli ecosistemi; in particolare, a tale proposito, è stato redatto uno studio che consente di stabilire per ciascun corso d’acqua della regione l’ammontare del suo deflusso minimo vitale. Le potenzialità dedotte dal predetto studio sono da ritenersi aggiuntive a quelle proposte nel presente Piano, che fanno riferimento, come precedentemente osservato, al solo recupero energetico da acquedotto. Quanto previsto per il contributo all’energia idroelettrica sarà anche da integrare con le richieste di rifacimento degli impianti attualmente presenti, con la perdita di produttività dei vari impianti per la variazione del deflusso dell’acqua, con i limiti che dovessero essere imposti agli attuali impianti per il rispetto del deflusso minimo vitale. In via del tutto orientativa, è possibile effettuare una stima della producibilità idroelettrica da acquedotto estendendo all’intera regione i dati di un’analisi condotta sul territorio della sola provincia di Teramo, in collaborazione con la Ruzzo Servizi, allo scopo di individuare i salti potenzialmente utilizzabili e le loro potenzialità. Sulla base di tale supposizione, è possibile stimare la producibilità annua di energia idroelettrica da acquedotto per la regione Abruzzo pari a circa un centinaio di GWh/anno, corrispondente all’installazione di una potenza di circa una decina di MW. La produzione di energia elettrica da fonte eolica è stata prevista con riferimento alle potenzialità della Regione, valutate nel rispetto della “Linee guida atte a disciplinare la realizzazione e la valutazione di parchi eolici nel territorio abruzzese”, di cui la Regione Abruzzo si è dotata con D.G.R. 754 del 30 luglio 2007. Tale documento rappresenta anche uno strumento dinamico di osservazione e di monitoraggio per evidenziare lo sviluppo dell’eolico sul territorio nazionale. La realizzabilità di impianti a biomasse per 120 MW installati è in coerenza con il Piano Forestale Regionale e con le potenzialità individuate sul territorio regionale. Infatti, 50 MW possono essere prodotti da residui agroforestali e i rimanenti 70 MW possono derivare da colture energetiche dedicate a rotazione breve sui terreni seminativi non irrigui e attualmente non in utilizzazione. La potenzialità di questi ultimi (circa 110.000 ha), infatti, risulta cautelativamente stimabile in 214 MWe massimi. Una ulteriore potenzialità di 220 MW potrebbe inoltre derivare dalla riconversione a colture energetiche dei suoli regionali attualmente destinati ad altre colture non irrigue (per ulteriori 110.000 ha).
45 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Al fine di verificare la reale disponibilità della biomassa regionale utilizzabile è stato commissionato nell’ottobre 2007 uno studio di fattibilità tecnico-economica per una iniziativa pilota di realizzazione di un distretto agricolo energetico (DAE). Per la produzione di energia da biomasse legnose e da colture dedicate si fa riferimento alla normativa nazionale ed ai successivi decreti attuativi. Relativamente alle potenzialità delle biomasse provenienti dal settore zootecnico, in attesa di una più puntuale ricognizione sul territorio, il valore di 3 MW di potenza installabile è stato desunto dalle analisi condotte nella redazione del Piano Regionale di Gestione dei Rifiuti. Relativamente alla produzione di energia recuperabile dalla parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui ai sensi del D.Lgs. 387/03 art. 2, in coerenza anche con le potenzialità individuate dal Piano Regionale di Gestione dei Rifiuti si può potenzialmente produrre energia elettrica per complessivi 42÷48 MWe con una producibilità di circa 350-400 GWh. In via cautelativa è prevista la non completa saturazione delle potenzialità limitando così l’obiettivo a 20MW. È opportuno inoltre sottolineare che le potenzialità effettive di producibilità da impianti fotovoltaici sono sensibilmente superiori agli interventi ipotizzati. Infatti, pur considerando le necessarie opere infrastrutturali per l’accesso ai siti di produzione, la densità energetica della fonte non supera i 4 ha/MW e non comporta difficoltà nell’individuazione dei terreni necessari (circa 300 ha nell’ipotesi di interventi prospettata). In questa fase di attuazione del Piano, considerate le inerzie prevedibili da parte del settore industriale nell’attivazione delle procedure richieste per l’installazione di impianti su superfici produttive già in esercizio, cautelativamente si considera che l’intervento proposto possa essere realizzato anche in via esclusiva con impianti di potenza a terra. Viste la maggiore snellezza delle procedure autorizzative e la più immediata realizzabilità tecnica degli impianti fotovoltaici, rispetto alle altri fonti rinnovabili, è possibile ipotizzare che la produzione in eccesso rispetto a quella prevista possa compensare eventuali ritardi nella realizzazione di interventi più complessi e che prevedono tempi di realizzazione più lunghi (impianti a biomassa, impianti di cogenerazione o a ciclo combinato).
46 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
5.2 INTERVENTI SULLA PRODUZIONE DI ENERGIA TERMICA DA FONTE RINNOVABILE
In coerenza con gli obiettivi del Decreto Legislativo 311/2006, relativo alla copertura con FER del fabbisogno termico nell’edilizia residenziale, è stato possibile individuare il seguente piano di intervento (Tabella 3.10). Nel settore residenziale, questi obiettivi potranno essere raggiunti tramite l’installazione di collettori solari nelle nuove abitazioni (circa 4.600) e sul 30% del parco esistente (circa 100.000 interventi).
Produzione energia termica da FER % fabbisogno
Da Biomassa 5,0% (del totale fabbisogno termico)
Da Solare Termico 15,4% (del fabbisogno per usi sanitari)
TOTALE 6,2%
Tabella 3.10: Interventi previsti per la produzione di energia termica da FER
5.3 INTERVENTI SULLA PRODUZIONE DI ENERGIA DA FONTE FOSSILE
In recepimento di quanto già autorizzato dalla Regione e in coerenza con le modalità di intervento individuate a livello nazionale per la mitigazione degli impatti dovuti ai gas serra, si è individuata per il 2010 la seguente linea di intervento (Tabella 3.11).
Produzione energia da fonti fossili MWe
Con Co-generazione ad IRE 10% 50
Con Co-generazione ad IRE 20% 50
Con Ciclo-combinato ad alta efficienza 800 (quota di energia già autorizzata.)*
TOTALE 900 Tabella 3.11: Interventi previsti per la produzione di energia elettrica da fonte fossile *Restano salvi gli impianti di competenza Ministeriale i quali saranno valutati e autorizzati nelle apposite sedi.
Per lo sviluppo degli scenari delineati nel piano, si rende necessario escludere e quindi vietare la realizzazione di impianti di produzione di energia elettrica da fonte fossile con impiego di
47 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3 tecnologie diversa da quella riportata nella tabella 3.11. Per gli impianti con cogenerazione e trigenerazione il valore riportato in tabella 3.11 è solo indicativo prevedendosi invece la creazione di distretti energetici che consentano di aggregare utenze industriali per la condivisione delle differenti esigenze energetiche termiche ed elettriche, ottimizzando in tal modo i rendimenti di conversione energetica. Tale regolamentazione, in linea con il Piano Regionale di qualità dell’Aria, consegue l’obbiettivo altresì di sviluppare un sistema di distretti energetici il più possibile coincidenti con i consumi.
48 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
5.4 INTERVENTI SUL CONSUMO DI BIO-COMBUSTIBILI
In recepimento delle normative italiane e comunitarie sul tema, è necessario il consumo, entro il 2010, di 69 ktep/anno di biocombustibili nel settore dei trasporti (5,75% dei consumi complessivi del settore). Facendo quasi esclusivamente riferimento all’utilizzo di biodiesel, la cui filiera produttiva appare certamente ad oggi più matura, si è individuato per il 2010 il piano di intervento indicato in Tabella 3.12, in cui la ripartizione per categoria veicolare è semplicemente indicativa dei possibili contributi percentuali di ciascun settore.
% del Consumo bio-combustibili ktep segmento
Automobili 31 5,0%
Veicoli leggeri 5 4,9%
Veicoli pesanti ed autobus 22 6,9%
Motocicli 0,15 1,0%
Trasporti in agricoltura 7 8,0%
Trasporti nella silvicoltura 0,04 8,0%
Trasporti nell’industria 4 8,0%
Trasporti nelle Attività domestiche 0,04 8,0%
TOTALE 69 5,8%
Tabella 3.12: Interventi previsti per il consumo di bio-combustibili
Resta inteso che il Piano sostiene il consumo sul territorio di fonti bio-combustibili Nel settore dei trasporti, merita qui di essere citato che la Regione intraprende azioni volte a valutare l’utilizzabilità di miscele metano-idrogeno in luogo di benzina per il trasporto persone e merci in ambito urbano, come stabilito nella Deliberazione della Giunta Regionale N°1435 del 18 Dicembre 2006.
49 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Tali iniziative, pur se non contribuiranno in maniera macroscopica, almeno in questa prima fase, ai quattro obiettivi di Piano individuati, sono significative per la riduzione in ambito urbano dell’inquinamento atmosferico su piccola scala spazio-temporale. In tal modo il Piano Energetico Regionale si fa anche carico, in parte, di risolvere problematiche più tipicamente di ambito locale.
5.5 INTERVENTI DI ENERGY-SAVING SUGLI USI FINALI
In recepimento delle normative italiane e comunitarie sull’efficienza energetica e del Decreto Legislativo 311/2006 sul rendimento energetico in edilizia, si è valutata la potenzialità dei singoli settori economico-produttivi di contribuire agli obiettivi da raggiungere ed è stato individuato il piano di intervento riportato in Tabella 3.13.
Interventi di Energy Saving sugli usi finali di fonti fossili % fabbisogno ktep
Edilizia commerciale e pubblica -25% -30
Edilizia residenziale -21% -73
Impianti industriali -5% -14
Trasporti -6% -67
TOTALE 9,3% -184
Tabella 3.13: Interventi di energy saving previsti sugli usi finali di fonti fossili
In particolare, per quanto concerne l’edilizia residenziale (vedi Tabella 3.14), tali obiettivi saranno raggiungibili tramite la realizzazione delle nuove abitazioni (circa 4.600) con un consumo specifico annuo di 50 kWh/m2 e di circa 100.000 interventi di riqualificazione (30% del parco esistente) con consumo specifico annuo di 70 kWh/m2 (contro l’attuale media di 160 kWh/m2 per le abitazioni esistenti).
50 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Interventi di Energy Saving sugli usi finali di energia elettrica % fabbisogno ktep
Agricoltura -5% -1
Industria -5% -44
Terziario -5% -35
Domestico -8,5% -16
TOTALE 5,9% -96
Tabella 3.14: Interventi di energy saving previsti sugli usi finali di energia elettrica
Nella successiva Figura 3.12 è esplicitata l’entità complessiva dell’intervento sul risparmio energetico. In blu è rappresentato il trend dei consumi reali tra il 2003 e il 2006, determinati nel corso della fase di Diagnosi Energetica; la linea gialla tratteggiata indica lo scenario tendenziale di Business As Usual, ovvero l’andamento dei consumi in assenza di interventi; in rosso è individuato il trend che si dovrebbe seguire per il raggiungimento dell’obiettivo di riduzione stabilito a livello comunitario, quello che abbiamo chiamato scenario virtuoso (-153 ktep al 2010 rispetto al 2006); la linea azzurra continua, invece rappresenta l’andamento dei consumi conseguente alla realizzazione di tutti gli interventi ipotizzati nel piano (-280 ktep al 2010 rispetto al 2006). Si può osservare che quest’ultima è più bassa rispetto allo scenario virtuoso; pertanto, qualora tutti gli interventi in ipotesi venissero realizzati, l’obiettivo proposto dalla Comunità Europea (Direttiva 2006/32/CE) verrà raggiunto e superato; in questo modo ci si pone in una condizione cautelativa rispetto alla non completa attuazione di tutti gli interventi previsti. Inoltre, l’andamento conseguente alle ipotesi di piano consente di rispettare anche il più stringente obiettivo di riduzione proposto dal Consiglio Europea nel marzo 2007 (-20% dei consumi energetici finali entro il 2020).
51 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Figura 3.12: Andamenti tendenziale (BAU), virtuoso e previsto del Piano per la riduzione dei consumi complessivi della Regione
Di seguito (Figura 3.13) è riportata la ripartizione degli impegni complessivi di riduzione dei consumi (280 ktep) nei quattro principali settori di utenza finale (Agricoltura, Residenziale, Trasporti, Terziario ed Industria); è opportuno ricordare che il settore terziario si presenta particolarmente eterogeneo, in quanto comprende al suo interno sia servizi pubblici (pubblica amministrazione e illuminazione), sia attività private (commercio, turismo, ristoranti e bar, credito ed assicurazioni) e sarà pertanto necessario calibrare opportunamente gli obiettivi di riduzione previsti per ciascun sotto-settore.
52 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Figura 3.13: Ripartizione degli interventi di risparmio energetico previsti nei principali settori
Nelle seguenti Figure 3.14 ÷ 3.18 si riporta l’andamento della riduzione dei consumi prevista in ciascun settore. La linea gialla tratteggiata rappresenta il trend previsto in assenza di azioni correttive di Piano, mentre la linea azzurra indica la riduzione dei consumi in ciascun settore, ipotizzata dal Piano.
Figura 3.14: Andamento dei consumi energetici nel settore industriale previsti dal Piano (in azzurro) rispetto allo scenario tendenziale (in giallo)
53 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Figura 3.15: Andamento dei consumi energetici nel settore dei trasporti previsti dal Piano (in azzurro) rispetto allo scenario tendenziale (in giallo)
Figura 3.16: Andamento dei consumi energetici nel settore residenziale previsti dal Piano (in azzurro) rispetto allo scenario tendenziale (in giallo)
54 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Figura 3.17: Andamento dei consumi energetici nel settore agricolo previsti dal Piano (in azzurro) rispetto allo scenario tendenziale (in giallo)
Il settore dei trasporti merita un particolare approfondimento; questo, infatti, contribuisce per il 30% ai consumi complessivi della Regione e, in particolare l’85% dei consumi di prodotti petroliferi è legato all’autotrazione. Inoltre, la sostituzione dei combustibili fossili nei trasporti a favore di fonti rinnovabili presenta una particolare criticità rispetto ad altri settori, in quanto l’unica alternativa ad oggi disponibile è rappresentata dai biocombustibili, di cui è nota la difficoltà di diffusione e di penetrazione nel mercato. Per tali motivi, nella seguente Figura 3.18 è riportato l’andamento dei consumi di prodotti petroliferi (benzina, gasolio, GPL) nel settore, nell’ipotesi di scenario inerziale e di attuazione delle azioni previste nel Piano.
55 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Figura 3.18: Andamento dei consumi di prodotti petroliferi nel settore dei trasporti previsti dal Piano (in azzurro) rispetto allo scenario tendenziale (in giallo)
5.6 ULTERIORE IMPORTAZIONE NAZIONALE DI ENERGIA ELETTRICA
Come già accennato, nella elaborazione del Piano, si è sempre utilizzata una logica di condivisione delle responsabilità nazionali, in particolare per quanto concerne gli obiettivi del Protocollo di Kyoto. Tale approccio consente anche di computare nel bilancio regionale l’effetto di alcune scelte di politica nazionale operate per la riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra. Appare corretto, in particolare, computare, nell’ambito del bilancio regionale, i benefici della ulteriore importazione nazionale di energia elettrica prevista entro il 2010, in proporzione alla quota di partecipazione regionale al bilancio energetico nazionale (circa l’1,7% del consumo interno lordo italiano); tale quota corrisponde a 156 ktCO2eq evitate. Merita, ad ogni modo, di essere sottolineato il fatto che il Piano, in via cautelativa, prevede il raggiungimento degli obiettivi del Protocollo anche senza tenere in conto l’attuazione di tale intervento.
56 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
5.7 MECCANISMI DI FLESSIBILITÀ DEL PROTOCOLLO DI KYOTO
Nell’ambito del presente Piano, la regione non intende preventivare l’utilizzo diretto dei meccanismi di flessibilità previsti dal Protocollo di Kyoto. È tuttavia corretto, per quanto detto nel precedente paragrafo, computare nel bilancio regionale una quota (in proporzione alla responsabilità regionale sulle emissioni nazionali d gas serra, circa l’1,7%) dei meccanismi di flessibilità di cui è prevista l’implementazione a livello nazionale; tale quota ammonta a 208 ktCO2eq evitate. Anche in questo caso, merita di essere sottolineato il fatto che il Piano, in via cautelativa, prevede il raggiungimento degli obiettivi del Protocollo anche senza tenere in conto l’attuazione di tale intervento.
5.8 INTERVENTI IN SETTORI NON ENERGETICI
Per il raggiungimento dell’obiettivo del Protocollo di Kyoto, è necessaria la pianificazione di ulteriori interventi nell’ambito di settori non energetici, prevalentemente raggruppabili in quello che in ambito internazionale (IPCC – International Panel on Climate Change) è chiamato settore LULUC (Land Use ad Land Use Change). Gli obiettivi qui riportati sono da ritenersi in coerenza con le potenzialità individuate nei piani regionali dei rifiuti ed in quello di sviluppo rurale (vedi Tabella 3.15). Anche in questo caso, merita di essere sottolineato il fatto che il Piano, in via cautelativa, prevede il raggiungimento degli obiettivi del Protocollo anche senza tenere in conto l’attuazione di tale intervento.
Interventi sugli usi finali non energetici % del segmento ktCO2
Nel settore dei rifiuti -10% -29
Nel settore dell’agricoltura -10% -82
Riduzione sorgenti di CO2 -10% -30
Aumento Pozzi di CO2 +17% -109
TOTALE 479 479
Tabella 3.15: Interventi previsti sugli usi finali non energetici
57 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
5.9 INTERVENTI DI SUPPORTO
Come precedentemente accennato, la vicinanza temporale della scadenza della prima fase del Piano rende complessa l’attuazione di quegli interventi che richiedono l’attivazione di più lunghe procedure autorizzative e progettuali (come la realizzazione di nuovi impianti termici). Queste difficoltà possono in parte essere superate tramite interventi di supporto che costituiscano parte integrante del Piano:
• la diffusione e sensibilizzazione in materia energetica ed ambientale, anche mediante la definizione, la realizzazione e la promozione di opportune attività formative;
• le attività di partecipazione con le realtà locali;
Rappresentano, inoltre, un ulteriore misura di supporto attuativo la partecipazione ai progetti comunitari per validare le migliori pratiche, acquisire le esperienze consolidate negli altri Paesi europei e condividere azioni comuni per l’attuazione delle politiche previste nel presente piano. Attraverso questi strumenti è attivato un sistema partecipativo dei portatori di interesse locali nell’applicazione delle RUE e RES. Coerentemente con i progetti comunitari in itinere la regione Abruzzo è stata riconosciuta dalla Commissione Europea quale partner ufficiale delle campagna “Energia Sostenibile per l’Europa”. I soggetti insigniti dalla commissione europea sono portatori di buone pratiche e costituiscono modello di sviluppo di energia sostenibile in tutta Europa ed oltre. Già oggi sono attive le azioni di riduzione dei consumi finali e di penetrazione dell’uso delle fonti rinnovabili di energia attraverso la realizzazione di azioni di sensibilizzazione rivolto alle popolazioni scolastiche e realizzazione di progetti comunitari realizzati attraverso l’ARAEN tra i quali si segnalano: ENERGIOCHI (Concorso rivolto alle scuole dell’obbligo rivolto alla promozione della conoscenza dei criteri di risparmio energetico e delle energie provenienti da fonti rinnovabili e consolidamento in ogni ragazzo della cultura ed del rispetto dell’ambiente ma soprattutto la sua salvaguardia. Sviluppo in modo creativo delle conoscenze acquisite e della coscienza critica rispetto ai temi ambientali. Acquisizione della capacità
58 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
di raccogliere ed elaborare dati dell’ambiente e di tutto ciò che lo compone, sapendo consumare in modo critico e responsabile le risorse ambientali). ENERWOOD (sviluppo e gestione del patrimonio boschivo ai fini energetici); REGENERGY (creazioni di una rete di comuni, di regioni e di istituti di ricerca uniti per creare soluzioni organizzative, legislative politiche ed economiche innovatrici nel settore del riscaldamento e raffrescamento); PROBIO (incoraggiare, l'integrazione tra produzione e consumo nella catena del biodiesel tramite lo sviluppo di iniziative concrete di mercato a livello locale, attività di promozione e formazione); BIOGAS REGIONS (sviluppare una strategia per la diffusione del Biogas attraverso attività di sensibilizzazione e formazione, nonché promuovere strumenti decisionali atti alla creazione di nuovi impianti di co-digestione per la produzione di biogas nelle regioni partecipanti); ENERSUN (sviluppo e sperimentazione congiunta di un sistema di generazione e stoccaggio di energia dal sole, favorendo la cooperazione fra gli Enti pubblici, le imprese e le associazioni e di realizzare ed installare,un impianto solare a concentrazione parabolica per la produzione di energia elettrica e calore).
59 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
5.10 AUTORIZZAZIONE UNICA
La Direttiva Europea 2001/77/CE stabilisce che tutti gli stati membri devono adottare azioni normative al fine di:
− ridurre gli ostacoli normativi all’aumento della produzione di energia elettrica da FER;
− razionalizzare ed accelerare le procedure a livello amministrativo;
− garantire norme oggettive e trasparenti che tengano in considerazione le particolarità delle varie tecnologie; In applicazione delle disposizioni dell’art. 6 della direttiva 2001/77/CE, l’art. 12 del Decreto Legislativo prevede che le procedure vengano semplificate attraverso l’adozione di un’Autorizzazione Unica a conclusione di un procedimento unico, da svolgersi nell’arco di 180 giorni. Ci si propone, in questo modo, di rispondere ad una delle esigenze più sentite dagli operatori: la semplicità e la certezza del procedimento autorizzativo. La realizzazione degli impianti che producono energia da fonte rinnovabile è sottoposta ad un’Autorizzazione Unica da rilasciarsi entro i tempi previsti dal Decreto Legislativo 387/03 art. 12 e secondo le modalità già regolamentate dalla Regione. La conferenza dei servizi si esprime dopo avere acquisito la valutazione di impatto ambientale (Art. 14 ter com. 4 e com. 5). Ai sensi del comma 5 dell’art. 12 del D.Lgs. 387/03, per la costruzione e l’esercizio di impianti per i quali non è necessario acquisire alcuna autorizzazione, nulla-osta, parere o altri atti di assenso comunque denominati, non si procede all’autorizzazione unica. Per gli impianti che hanno capacità di generazione inferiore alle soglie sotto indicate è necessario richiedere la DIA al/i Comune/i interessato/i ed inoltrare allo SRE per l’energia una relazione tecnico-descrittiva dell’impianto nonché la comunicazione relativa alla data di messa in esercizio (DGR 351/07)
60 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
fonte soglie
Eolica 60 KW
Solare fotovoltaica 20 KW
Idraulica 100 KW
Biomasse 200 KW
Gas di discarica, gas residuati da processi di depurazione e 250 KW biogas
(Tabella A della Legge 244 del 2007, )
Gli impianti di produzione di energia elettrica, in quanto impianti produttivi, sono compatibili con aree destinate agli insediamenti produttivi, industriali ed artigianali individuati dagli strumenti urbanistici locali. Inoltre, secondo quanto disposto al comma 7 dell’art. 12 del D.Lgs. 387/03, gli impianti alimentati esclusivamente da fonti rinnovabili non necessitano di varianti di destinazione urbanistica.
5.11 DISPOSIZIONI IN MATERIA AMBIENTALE
Con Legge Regionale n 27 del 9/08/2006 sono state disciplinate talune linee e criteri per l’attuazione a livello regionale della politica energetica nazionale. All’art 5 nei commi 1 e 2 sono definite i criteri generali in merito alle misure di compensazioni e di riequilibrio ambientale e territoriale che afferiscono alle produzioni di energia elettrica. Pertanto anche in attuazione del presente Piano la produzione gli impianti che producono energia ubicate nel territorio regionale sono tenuti alla compensazione ambientale ai sensi della Legge richiamata anche attraverso la definizione di accordi.
61 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
5.12 INTERVENTI DI ADEGUAMENTO DELLA RETE ELETTRICA
La Regione Abruzzo ha siglato con la Terna in data 6 settembre 2007 un protocollo di intesa per l’applicazione della valutazione ambientale strategica alla pianificazione (VAS) elettrica relativa al territorio regionale detto protocollo regolamenta ed attuata il processo di pianificazione integrando le variabili ambientali, territoriali e sociali al pari di quelle tecniche ed economiche attraverso il coinvolgimento in tutte le fasi della pianificazione delle Amministrazioni centrali delle Regioni, Province e Comuni. Il Protocollo attua la propria azione partecipativa delle amministrazioni locali al processo decisorio di ogni intervento previsto e necessario sulla rete Terna. Al fine di garantire una corretta, efficace ed efficiente realizzazione degli interventi previsti nel presente piano relativamente alla produzione di energia elettrica, risulta opportuno valutare adeguatamente le condizioni della rete elettrica di trasmissione nazionale nella Regione ed eventualmente prevedere interventi di ampliamento ed adeguamento della stessa al fine di supportare le previste azioni di Piano. A tale scopo, in Figura 3.19 è rappresentata l’attuale rete elettrica che interessa il territorio regionale; nella stessa figura sono riportati anche i principali interventi di adeguamento ipotizzati dalla società Terna per far fronte, in particolare, alle esigenze di distribuzione conseguenti all’attivazione della centrale termoelettrica di Gissi, di elevata potenza nominale.
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Figura 3.19: Rete elettrica di trasmissione previsti dal Piano di sviluppo RTN a 380 e 220 kV
In particolare, il Piano di Sviluppo della Rete Trasmissione Nazionale (RTN) realizzato da Terna prevede i seguenti interventi sul territorio abruzzese come evidenziati nella figura. Tale piano di sviluppo viene definito anticiapyamnete da terna in modo da rendere note in largo anticipo alla amministrazioni locali le nuove infrastrutture locali che interessano i vari ambiti territoriali, consentendo un il coordinamento dei piani e delle politiche locali in coerenza con i programmi di sviluppo del sistema elettrico del territorio. Terna S.p.A. nel proprio piano di sviluppo evidenza come dall’esame degli scenari futuri del meridione emerga già nel breve-medio periodo un aumento delle congestioni nella porzione di rete AAT (Altissima Tensione) in uscita dal nodo di Foggia, con conseguenti rischi di limitazioni dei polo produttivi nel meridione. Al fine di superare tali limitazioni Terna ha in programma il raddoppio e il potenziamento della dorsale medio adriatica, che attraversa tutta la parte costiera dell’Abruzzo. Al predetto Piano di Sviluppo si può far riferimento per ulteriori e più specifici approfondimenti.
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In ogni caso, gli interventi di produzione di energia da fonte rinnovabile, soprattutto quelli caratterizzati da un elevato grado di distribuzione sul territorio, dovranno essere compatibili con le caratteristiche delle reti di trasmissione e distribuzione e soggetti preliminarmente ad un’analisi di fattibilità circa il dispacciamento dell’energia elettrica.
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6 EFFETTI AMBIENTALI DEI PROCESSI ENERGETICI
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6.1 EFFETTI ATTESI AL 2010 DEGLI INTERVENTI PROPOSTI
Gli interventi proposti avranno degli effetti attesi nei prossimi anni le cui entità deve essere in coerenza con i quattro obiettivi di programmazione prima individuati e relativi ad effetto serra, consumi energetici, produzione da FER, consumo di biocombustibili per l’autotrazione. Solo in questo ultimo caso la applicazione degli interventi implica automaticamente il raggiungimento dell’obiettivo minimo. Per quanto riguarda gli altri tre ambiti, invece, è necessario utilizzare semplici relazioni che ci permettano di descrivere i rapporti di causa ed effetto tra l’attuazione degli interventi e il loro contributo al soddisfacimento degli obiettivi preposti. È utile pertanto descrivere, per ogni categoria di interventi individuata, le modalità di calcolo utilizzate nella redazione di questo piano.
6.1.1 Dati richiesti per la valutazione degli effetti degli interventi proposti
Per la valutazione degli interventi proposti sono necessari dati relativi alle emissioni ed ai consumi energetici dei diversi settori produttivi del territorio. Questi dati sono, in generale, reperibili da fonti diverse (in prevalenza l’APAT per i primi, ed Terna S.p.A. per i secondi) e riferite ad anni diversi. È pertanto necessario stimare anche i tassi di crescita recenti dei relativi dati per valutare, secondo leggi di crescita esponenziale (a tasso fisso), il valore stimato delle singole voci all’anno precedente a quello di inizio applicazione del piano. Nel caso specifico, tutti i dati necessari sono stati desunti dal capitolo 1 redatto relativamente al bilancio energetico della Regione. I dati con sfondo in colore rosa sono invece relativi alle scelte di pianificazione effettuate e già descritte nei paragrafi precedenti in dettaglio. Tutti gli altri valori sono invece desumibili dai precedenti tramite semplici relazioni matematiche che saranno spiegate nel dettaglio nei seguenti paragrafi.
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6.1.2 Effetti degli interventi sulla produzione di energia elettrica
L’effetto degli interventi sulla produzione di energia elettrica è valutabile tramite la stima di un coefficiente di utilizzazione media degli impianti in ipotesi. Tale coefficiente deve valutare, per le differenti categorie di impianti, il numero di ore annue equivalenti di funzionamento dell’impianto alla propria potenza di picco (a pieno carico). I dati utilizzati sono in qualche caso (ove essi siano esclusivamente dipendenti dalle tecnologie utilizzate) reperibili in letteratura, ma nella maggior parte dei casi coinvolgono le stime effettuate in precedenza sulla disponibilità delle fonti energetiche rinnovabili disponibili sul territorio regionale. Per la stima degli effetti degli interventi proposti sono anche necessari i dati sugli impianti posti in esercizio dopo la data in cui sono disponibili i dati emissivi. Anche tali impianti, infatti, contribuiscono alla riduzione delle emissioni, ma sono già censiti nel bilancio energetico regionale come quota del fabbisogno energetico già coperto tramite FER; pertanto, il relativo risparmio di fonti fossili è già considerato nei bilanci energetici aggiornati all’anno di applicazione del piano. La conoscenza del coefficiente di utilizzazione permette (tramite il semplice prodotto con la capacità installata) la stima della producibilità annua (in ktep/anno) per ogni categoria di impianto e, pertanto, anche la valutazione della quota di consumi coperti post piano tramite FER.
Più complessa è, invece, la valutazione del risparmio di emissioni equivalenti di CO2 conseguente agli interventi nel settore della produzione di energia elettrica.
A tal fine, infatti, per ogni categoria di impianti è necessario stimare le emissioni di CO2 generate sul territorio per unità di energia prodotta da tutte le fasi del processo di produzione che interessano il territorio, compresi l’eventuale approvvigionamento di materie prime e le spese energetiche di impianto.
A tal fine, nell’analisi effettuata, si è posta pari a 100 gCO2/kWh l’emissività specifica degli impianti a biomassa, ed a 445 gCO2/kWh quella di impianti in ciclo combinato ad alta efficienza (quest’ultimo valore è in coerenza con i dati medi stimati per tale categoria di impianti a livello nazionale, nella redazione del piano di intervento nazionale per la riduzione delle emissioni serra).
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La stima relativa alle emissioni degli impianti di produzione in cogenerazione, invece, è stata fatta in osservanza al limite minimo di Indice di Risparmio Energetico (IRE) richiesto per la autorizzazione di tali impianti (IRE 10% o 20% a seconda della categoria di applicazioni: piccola o medio-grande taglia). Tale indice, infatti, mette in automatica correlazione le emissività specifiche con quelle di un impianto equivalente che produca energia al mix di produzione nazionale (il valore di emissività al mix nazionale è reperibile in letteratura, ed i suoi valori più aggiornati si attestano sui 500 gCO2/kWh). Una volta stimati tali indici, è possibile per ogni impianto calcolare il rapporto fra l’emissività propria e quella prodotta al mix nazionale e definire, così un ulteriore indice che, a seconda del tipo di impianto (a fonte rinnovabile o fossile), può essere interpretato come percentuale di rinnovabilità dell’energia prodotta (%FER) ovvero come percentuale di risparmio energetico indotto (IRE). Di questi ultimi indici si è fatto uso per valutare i risparmi di fonti fossili, l’incremento di consumi tramite FER, ed, in ultima analisi, le emissioni di CO2 generate sul territorio. A proposito di quest’ultimo aspetto, in particolare, merita di essere qui ribadito quanto già accennato sulla necessità di operare un bilancio emissivo in termini “di competenza” e non “di cassa”.
Ogni impianto, infatti, produrrà effetti sulle emissioni di CO2 sia in termini diretti, a causa delle emissioni generate sul territorio dalla presenza dell’impianto, sia in termini indiretti, a causa delle emissioni di CO2 non più da attribuire alla regione per la diminuita importazione e consumo sul territorio di energia elettrica prodotta al mix nazionale. I risultati della procedura descritta sono riportati nella tabella 3.16 in allegato.
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6.1.3 Effetto degli interventi sulla produzione di energia termica da FER Data la disponibilità da fonte APAT di dati di emissività dei settori interessati (le combustioni civili ed industriali), l’effetto della produzione di energia termica da FER sulla riduzione di emissioni di CO2 è facilmente valutabile, dato che il piano fissa il peso percentuale che si desidera attribuire all’intervento previsto relativamente a ciascun settore interessato dagli interventi.
Per quanto riguarda la stima del contributo degli interventi presentati all’utilizzo delle FER, è invece necessario valutare i consumi energetici dei singoli sotto-settori, secondo la classificazione SNAP utilizzata nelle valutazioni emissive APAT. A tal fine, dal momento che i dati del bilancio energetico non sono disponibili con un tale grado di dettaglio, si è calcolato un coefficiente medio di emissività specifica (in g CO2/ktep) territoriale, relativo al solo settore della produzione e dell’utilizzo di energia termica (combustioni civili ed industriali, trasporti), valutato all’anno precedente a quello di applicazione del piano. I risultati della procedura descritta sono riportati nella tabella 3.17 in allegato.
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6.1.4 Effetto degli interventi sugli usi finali di energia Una metodologia analoga alla precedente è stata seguita anche per quanto riguarda la valutazione degli effetti degli interventi proposti nel settore degli usi finali dell’energia, per quanto riguarda tutti gli aspetti connessi all’utilizzo diretto sul territorio di fonti fossili (sia nel consumo di bio-combustibili, sia nelle azioni di energy saving proposte sugli usi finali di fonti fossili). In tutti questi casi, infatti, è stato utilizzato il coefficiente medio di emissività specifica territoriale nell’uso di fonti fossili di cui si è discusso nel precedente paragrafo.
Nel caso degli interventi sul consumo di bio-combustibile, si è inoltre voluto distinguere l’interevento possibile intra-rete (tramite la distribuzione commerciale corrente di combustibili tradizionali in miscele a basso contenuto, fino al 5%, di bio-cobustibili, consentita dalla legge senza la modifica dell’indicazione merceologica) ed extra-rete (tramite l’utilizzo diretto, in piccole flotte prevalentemente pubbliche non approvvigionate alla distribuzione commerciale, di miscele fino al 20% in bio-combustibili).
Di diverso tipo, invece, è stata la metodologia applicata per la valutazione degli effetti delle azioni di energy-saving sugli usi finali di energia elettrica. In questo caso, infatti, sono disponibili (dal bilancio energetico regionale, precedentemente redatto) i dati di consumo per i singoli sotto-settori, mentre devono essere stimate le corrispondenti emissioni di CO2 indirette, di “competenza” regionale per il consumo sul territorio di energia elettrica, ma non presenti nel bilancio APAT emissivo (relativo alle sole emissioni “dirette” sul territorio abruzzese). A tal fine è però possibile utilizzare il più volte richiamato coefficiente di emissività nazionale (di circa 500 g CO2/kWh) valido nel settore della produzione e del consumo di energia elettrica. I risultati della procedura descritta sono riportati nella tabella 3.18 in allegato.
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6.1.5 Ulteriori interventi di emission saving Data la disponibilità, da fonte APAT, di dati di emissività dei settori interessati, l’effetto degli ulteriori interventi proposti sulla riduzione di emissioni di CO2 è facilmente valutabile, in quanto il piano definisce il peso percentuale sul settore che si desidera attribuire agli interventi previsti. I risultati della procedura descritta sono riportati nella tabella 3.19 in allegato.
6.1.6 Sintesi degli effetti attesi Tutti gli effetti attesi al 2010 degli interventi proposti sono riassunti nella tabella di sintesi riportata nella tabella 3.20 riportata in allegato, che rappresenta una semplice combinazione delle precedenti. Nella ulteriore nella tabella 3.21 riportata in allegato, invece gli effetti calcolati sono stati sinteticamente riportati e confrontati con i quattro obiettivi individuati nel primo paragrafo della presente relazione. Come evidenziato nelle celle di colore verde nella penultima riga della tabella, gli obiettivi proposti risultano ampiamente raggiunti. Merita di essere ulteriormente sottolineato che, in via cautelativa, il piano è stato redatto in modo da prevedere il soddisfacimento degli obiettivi, anche in carenza dell’attuazione degli interventi non puramente di tipo energetico.
L’ultima riga di tabella, inoltre, è relativa al calcolo della quota post-piano di consumo interno lordo coperta tramite FER. Il computo di tale valore tiene conto del contemporaneo aumento sul territorio della produzione da FER, e della riduzione del consumo interno lordo di energia.
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7 INTERVENTI PROPOSTI AL 2015
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Al fine di garantire continuità delle azioni di piano anche oltre il 2010 e di promuovere il continuo monitoraggio delle stesse, il Piano prevede anche un’ulteriore fase di attuazione, temporalmente successiva alla prima (si articola in interventi da realizzarsi entro il 2015) che ha come obiettivo la realizzazione di un’inversione di tendenza nella struttura energetica regionale, ovvero la produzione da fonte rinnovabile del 51% dell’energia complessivamente consumata in regione nel 2015. La definizione delle azioni, ancora in fase preliminare, si concentra principalmente sull’incremento della produzione energetica da fonti rinnovabili, intervenendo in misura minore sugli altri settori previsti dal Piano; gli interventi previsti e riportati nelle seguenti tabelle comprendono quelli previsti al 2010, non sono aggiuntivi a questi. Per tale motivo sono stati formulati due scenari che ripartiscono in maniera differente la produzione dalle varie fonti energetiche rinnovabili disponibili in Regione, sempre nel rispetto delle potenzialità presenti nel territorio e valutate in fase di Diagnosi del Piano ed in coerenza con gli obiettivi dei vari documenti nazionali e regionali di riferimento (il Piano Regionale di Gestione dei Rifiuti, il Programma Regionale di Sviluppo Rurale, ecc.). È opportuno sottolineare che nella definizione degli interventi previsti al 2015 si è tenuto conto dell’ulteriore risparmio energetico alle utenze finali, derivante dal trend di riduzione dei consumi imposto al 2010.
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7.1 SCENARIO I
Il primo scenario, relativamente alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, punta molto sullo sfruttamento delle potenzialità regionali dell’eolico. In particolare gli interventi previsti sono riportati nella successiva Tabella 3.22.
Produzione energia elettrica da FER MW
Da Energia solare (fotovoltaico) 200
Da Energia Geotermica 2
Da Energia Idraulica 20
Da Energia Eolica 700
Da Biomasse (Legnose, colture dedicate e manut. foreste) 200
Da Biomasse (Settore zoo-tecnico) 10
Parte Biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui ai sensi 30 del D. Lgs. 387/2003 art. 2
Da Solare Termodinamico 50
TOTALE 1212
Tabella 3.22: Interventi previsti al 2015 per la produzione di energia elettrica da FER (scenario 1)
Relativamente alla produzione di energia da idroelettrico, gli interventi fanno riferimento alla producibilità da acquedotto, individuata sulla base di stime delle potenzialità della rete e da mini e micro idraulica; relativamente a quest’ultima, si presume che nel corso dei prossimi anni venga completato il censimento puntuale dei salti idrici esistenti ed ancora sfruttabili e delle loro potenzialità (anche in relazione alla necessità di garantire il deflusso minimo vitale di ciascun corso d’acqua) e che da questo si possano dedurre potenzialità anche superiori a quelle previste nel Piano. Eventuali possibilità di sfruttamento verranno, pertanto, prese in considerazione, una volta verificata la congruenza con gli obiettivi di salvaguardia ambientale e degli ecosistemi
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(rispetto del deflusso minimo vitale). La realizzabilità di impianti a biomassa per 200 MW (di cui 120 MW previsti già nella prima fase del piano al 2010) prevede, eventualmente, la possibilità di ricorrere all’importazione di biomassa da territori limitrofi per la potenza in eccesso rispetto alle potenzialità del territorio, precedentemente stimate a circa 120 MW. È opportuno inoltre sottolineare che le potenzialità effettive di producibilità da impianti fotovoltaici sono sensibilmente superiori agli interventi ipotizzati. Infatti, pur considerando le necessarie opere infrastrutturali per l’accesso ai siti di produzione, la densità energetica della fonte non comporta difficoltà nell’individuazione dei terreni necessari (circa 800 ha nell’ipotesi di interventi prospettata). Pertanto, viste la snellezza delle procedure autorizzative e l’immediata realizzabilità tecnica degli impianti fotovoltaici, è prevedibile che l’ipotesi prevista sottostimi le reali potenzialità. Va sottolineato che in questa fase del Piano è prevista anche l’installazione di un impianto da 50 MW da Solare Termodinamico, in linea con quanto indicato dall’Enea che prevede la realizzazione di una decina di impianti da 50 MW localizzati nel Sud Italia. Per quanto riguarda la produzione di energia termica da fonte rinnovabile, il primo scenario prevede la realizzazione degli interventi ipotizzati nella seguente Tabella 3.23 e coerenti con gli obiettivi del Decreto Legislativo 311/2006, relativo alla copertura con FER del fabbisogno termico nell’edilizia residenziale. Nel settore residenziale, questi obiettivi potranno essere raggiunti tramite l’installazione di collettori solari nelle nuove abitazioni (circa 11.000) e sul 50% del parco esistente (circa 170.000 interventi).
Produzione energia termica da FER % fabbisogno
Da Biomassa 10,0% (del totale fabbisogno termico)
Da Solare Termico 27,2% (del fabbisogno per usi sanitari)
TOTALE 12% (del fabbisogno di en. termica)
Tabella 3.23: Interventi previsti al 2015 per la produzione di energia termica da FER (scenario 1)
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Il consumo di biocombustibili è destinato sicuramente a crescere nel corso del prossimo decennio; pertanto, a riguardo il Piano al 2015 prevede circa un raddoppio dei consumi per ciascun settore rispetto a quanto previsto per il 2010. Facendo quasi esclusivamente riferimento all’utilizzo di biodiesel, la cui filiera produttiva appare certamente ad oggi più matura, si sono individuate per il periodo di intervento indicato (2007-2015) le quantità di produzione indicate in Tabella 3.24.
% del Consumo bio-combustibili ktep segmento
Automobili 67 10.8%
Veicoli leggeri 11 10.8%
Veicoli pesanti ed autobus 38 12.0%
Motocicli 1 5%
Trasporti in agricoltura 12 14.5%
Trasporti nella silvicoltura 0.08 14.5%
Trasporti nell’industria 7 14.5%
Trasporti nelle Attività domestiche 0.07 14.5%
TOTALE 136 11.4%
Tabella 3.24: Interventi previsti al 2015 il consumo di biocombustibili (scenario 1) (l’ultima colonna indica la percentuale di incidenza su ciascun segmento)
Resta inteso che, come precedentemente sottolineato, il Piano dovrà rendere assolutamente preferibile il consumo sul territorio di fonti bio-combustibili la cui filiera produttiva (coltivazione, trasformazione e distribuzione) risieda interamente sul territorio in modo da massimizzare i benefici socio-economico-finanziari della Regione; tuttavia, qualora l’entità della produzione ecceda le disponibilità del territorio è possibile ipotizzarne l’importazione dai territorio limitrofi per la quota mancante. Nel settore dei trasporti, merita qui di essere citato che la Regione intraprenderà azioni volte a valutare l’utilizzabilità di miscele metano-idrogeno in luogo di benzina per il trasporto
76 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3 persone e merci in ambito urbano. Tali iniziative, pur se non contribuiranno in maniera macroscopica, almeno in questa prima fase, ai quattro obiettivi di Piano individuati, saranno significative per la riduzione in ambito urbano dell’inquinamento atmosferico su piccola scala spazio-temporale. In tal modo il Piano Energetico Regionale si farà anche carico, in parte, di risolvere problematiche più tipicamente di ambito locale. Nella tabella 3.25 riportata in allegato, è riportato il quadro complessivo degli interventi previsti in tutti gli ambiti di pertinenza del Piano.
77 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
7.2 SCENARIO II
Il secondo scenario ipotizzato, relativamente alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, prevede un minor sfruttamento dell’energia eolica rispetto a quanto previsto nel primo scenario ed un maggiore utilizzo della fonte solare. In particolare gli interventi previsti sono riportati nella successiva Tabella 3.26.
Produzione energia elettrica da FER MW
Da Energia solare (fotovoltaico) 275
Da Energia Geotermica 2
Da Energia Idraulica 20
Da Energia Eolica 550
Da Biomasse (Legnose, colture dedicate e manut. foreste) 200
Da Biomasse (Settore zoo-tecnico) 10
Parte Biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui ai sensi del D. Lgs. 387/2003 art. 2 30
Da Solare Termodinamico 50
TOTALE 1137
Tabella 3.26: Interventi previsti al 2015 per la produzione di energia elettrica da FER (scenario 2)
In particolare, gli interventi previsti relativi alla produzione di energia da idroelettrico fanno riferimento alla producibilità da acquedotto, individuata sulla base di stime delle potenzialità della rete e da mini e micro idraulica; relativamente a quest’ultima, si presume che nel corso dei prossimi anni venga completato il censimento puntuale dei salti idrici esistenti ed ancora sfruttabili e delle loro potenzialità (anche in relazione alla necessità di garantire il deflusso minimo vitale di ciascun corso d’acqua) e che da questo si possano dedurre potenzialità anche superiori a quelle previste nel Piano. Eventuali possibilità di sfruttamento verranno, pertanto, prese in considerazione, una volta
78 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3 verificata la congruenza con gli obiettivi di salvaguardia ambientale e degli ecosistemi (rispetto del deflusso minimo vitale). La realizzabilità di impianti a biomassa per 200 MW (di cui 120 MW previsti già nella prima fase del piano al 2010) prevede, eventualmente, la possibilità di ricorrere all’importazione di biomassa da territori limitrofi per la potenza in eccesso rispetto alle potenzialità del territorio, precedentemente stimate a circa 120 MW previsti nella prima fase al 2010. Va sottolineato che in questa seconda fase del Piano è prevista anche l’installazione di un impianto da 50 MW da Solare Termodinamico, in linea con quanto indicato dall’Enea che prevede la realizzazione di una decina di impianti da 50 MW localizzati nel Sud Italia. Per quanto riguarda la produzione di energia termica da fonte rinnovabile, il secondo scenario prevede la realizzazione degli interventi ipotizzati nella seguente Tabella 3.27 e coerenti con gli obiettivi del Decreto Legislativo 311/2006, relativo alla copertura con FER del fabbisogno termico nell’edilizia residenziale. Nel settore residenziale, questi obiettivi potranno essere raggiunti tramite l’installazione di collettori solari nelle nuove abitazioni (circa 11.000) e sul 60% circa del parco esistente (circa 200.000 interventi).
Produzione energia termica da FER % fabbisogno
Da Biomassa 15,0% (del totale fabbisogno termico)
Da Solare Termico 30,3% (del fabbisogno per usi sanitari)
TOTALE 16,8% (del fabbisogno di en. termica)
Tabella 3.27: Interventi previsti al 2015 per la produzione di energia termica da FER (scenario 2)
Il consumo di biocombustibili è destinato sicuramente a crescere nel corso del prossimo decennio; pertanto, a riguardo il Piano al 2015 prevede circa un raddoppio dei consumi per ciascun settore rispetto a quanto previsto per il 2010 (circa il 10% dei consumi). Facendo quasi esclusivamente riferimento all’utilizzo di biodiesel, la cui filiera produttiva appare certamente ad oggi più matura, si sono individuate per il periodo di intervento indicato (2007- 2015) le quantità di produzione indicate in Tabella 3.28.
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% del Consumo bio-combustibili ktep segmento
Automobili 67 10.8%
Veicoli leggeri 11 10.8%
Veicoli pesanti ed autobus 38 12.0%
Motocicli 1 5%
Trasporti in agricoltura 12 14.5%
Trasporti nella silvicoltura 0.08 14.5%
Trasporti nell’industria 7 14.5%
Trasporti nelle Attività domestiche 0.07 14.5%
TOTALE 136 11.4%
Tabella 3.28: Interventi previsti al 2015 il consumo di biocombustibili (scenario 2) (l’ultima colonna indica la percentuale di incidenza su ciascun segmento)
Resta inteso che, come precedentemente sottolineato, il Piano dovrà rendere assolutamente preferibile il consumo sul territorio di fonti bio-combustibili la cui filiera produttiva (coltivazione, trasformazione e distribuzione) risieda interamente sul territorio in modo da massimizzare i benefici socio-economico-finanziari della Regione; tuttavia, qualora l’entità della produzione ecceda le disponibilità del territorio è possibile ipotizzarne l’importazione dai territorio limitrofi per la quota mancante. Nel settore dei trasporti, merita qui di essere citato che la Regione intraprenderà azioni volte a valutare l’utilizzabilità di miscele metano-idrogeno in luogo di benzina per il trasporto persone e merci in ambito urbano. Tali iniziative, pur se non contribuiranno in maniera macroscopica, almeno in questa prima fase, ai quattro obiettivi di Piano individuati, saranno significative per la riduzione in ambito urbano dell’inquinamento atmosferico su piccola scala spazio-temporale. In tal modo il Piano Energetico Regionale si farà anche carico, in parte, di risolvere problematiche più tipicamente di ambito locale. Nella tabella 3.29 in allegato, è riportato il quadro complessivo degli interventi previsti in tutti gli ambiti di pertinenza del Piano.
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8 STRUMENTI ATTUATIVI DI GESTIONE E CONTROLLO
81 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
8.1 LE PUBBLICHE AMMINISTRAZIONI
Il mercato dei certificati bianchi1, i programmi comunitari di sostegno finanziario e gli sgravi sugli interventi edilizi di riqualificazione energetica sono solo alcuni degli incentivi che la Comunità europea destina agli Stati membri. Le risorse economiche con cui devono fare i conti le Regioni sono limitate e quindi si rendono necessari strumenti finanziari diversificati per valutare le diverse esigenze di incentivazione dei vari investimenti, in base alla loro redditività, al rischio e alla strategia per le politiche pubbliche. Tra le categorie di incentivazione più comunemente utilizzate figurano:
l’intervento in conto capitale, che consiste in un contributo “a fondo perduto” al soggetto/impresa beneficiario, calcolato in percentuale delle spese ammissibili; l’intervento in conto interessi, che si concretizza attraverso un prestito a tasso agevolato; l’intervento in conto esercizio, che consiste in un’agevolazione nell’abbattimento dei costi correnti di esercizio.
Attraverso questo ventaglio di scelte, l’Ente Locale può dosare e mirare l’agevolazione pubblica, a seconda dell’attivazione dell’una o dell’altra tipologia di sostegno, rispetto alle specifiche caratteristiche degli investimenti in questione. In generale, nell’incentivazione di progetti contraddistinti dall’uso di tecnologie energetiche innovative a cui sono connessi elevati livelli di rischio tecnologico, nonché di costo di mercato, la Regione tende a preferire la soluzione in conto capitale. Per contro, nel caso di tecnologie ampiamente collaudate e contraddistinte da una chiara redditività nel rapporto tra capitale investito e risparmio energetico atteso, una delle forme di agevolazioni preferite è quella in conto interessi, basata sulla riduzione del tasso di interesse su finanziamenti erogati su un arco temporale prefissato.
1 Introdotti con il DM del 20 luglio 2004
82 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Infine l’incentivazione in conto esercizio risulta più onerosa per il bilancio pubblico e perciò trova applicazione solo nel caso delle tecnologie relative all’uso delle fonti rinnovabili di energia, le quali non sono ancora concorrenziali e non hanno raggiunto un buon grado di penetrazione nel mercato. Proprio a tal riguardo, per contribuire alla diffusione delle tecnologie di risparmio energetico nel mercato, gli appalti pubblici possono avvalersi di strumenti decisivi e infatti le Pubbliche Amministrazioni possono integrare i criteri energetico-ambientali nelle procedure di aggiudicazione degli appalti, che rappresentano il 16% del PIL italiano. Questo comportamento oltre a costituire un esempio per la molteplicità degli utenti, riduce i costi di produzione grazie all’aumento delle vendite e quindi si aprirebbe la strada alla creazione di nuovi mercati per i prodotti con maggiori prestazioni energetiche.
8.1 BIS LA REGIONE E I SUOI PRINCIPALI STRUMENTI DI SOSTEGNO ECONOMICO -
FINANZIARIO
POIE - Programma Operativo Interregionale “Energie rinnovabili e risparmio energetico” 2007-2013 In attuazione di quanto previsto dal QSN 2007-2013, le Regioni dell’Obiettivo Convergenza (Calabria, Campania, Puglia, Sicilia), in sinergia con le Amministrazioni nazionali interessate, hanno elaborato il "Programma Operativo Interregionale Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico”, approvato dalla Commissione UE il 20 dicembre 2007 con decisione n. C(2007) 6820. Il processo di costruzione del Programma è frutto di una lunga ed intensa attività di analisi e di programmazione avvenuta nell’ambito di un gruppo in cui hanno lavorato, affiancate e con un forte spirito di cooperazione interistituzionale, le Amministrazioni centrali (Mise e MATTM), le 4 Regioni dell’Obiettivo Convergenza e le 4 Regioni Competitività del Mezzogiorno(Abruzzo, Basilicata, Molise e Sardegna). Obiettivo generale del Programma è aumentare la quota di energia consumata proveniente da fonti rinnovabili e migliorare l’efficienza energetica, promuovendo le opportunità di sviluppo locale. Il POI Energie Rinnovabili e Risparmio Energetico si articola in tre Assi prioritari:
83 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Asse I: Produzione di energia da fonti rinnovabili Asse II: Efficienza energetica ed ottimizzazione del sistema energetico Asse III: Assistenza Tecnica e azioni di accompagnamento
Le risorse assegnate alla regione Abruzzo sono pari a 38,502 milioni di euro.
POR-FESR ABRUZZO 2007-2013 ASSE II “ENERGIA” Strumento di Attuazione Regionale (SAR) POR FESR Abruzzo 2007-2013 CCI 2007 IT 162 PO 001. Il Programma Operativo Regionale FESR 2007-2013, approvato con Decisione N. 3980 del 17.08.2007 dalla Commissione Europea è ricompreso nell’obiettivo comunitario Competitività Regionale e occupazione. L’Asse II “Energia”, è articolato in tre diverse forme di interventi che prevedono finanziamenti alle imprese, interventi in opere pubbliche e acquisizione di beni e servizi finalizzati a promuovere e sviluppare la produzione di energia da fonti rinnovabili (installazione di pannelli fotovoltaici e di solare termico, promozione di sistemi di risparmio energetico, attività di animazione e sensibilizzazione per la promozione della conoscenza delle fonti rinnovabili e del risparmio energetico).
Le risorse assegnate alla regione Abruzzo sono pari a 35,239 milioni di euro.
Ulteriori strumenti di sostegno economico e finanziario: ¾ D.Lgs. 31 marzo 1998, n. 112 “Conferimento di funzioni e compiti amministrativi dello Stato alle Regioni ed agli Enti Locali, in attuazione del capo I della L. 15 marzo 1997, n. 59. Pubblicato nella Gazz. Uff. 21 aprile 1998, S.O. Con tale decreto sono state delegate alle regioni le funzioni amministrative in tema di energia, ivi comprese quelle relative alle fonti rinnovabili, all'elettricità, all'energia nucleare, al petrolio ed al gas, che non siano riservate allo Stato ai sensi dell'articolo 29 o che non siano attribuite agli enti locali ai sensi dell'articolo 31. ¾ L. R. n.80/98 “Norme per la promozione e lo sviluppo delle fonti rinnovabili di energia e del risparmio energetico” – successivamente modificata con L.R.. n. 84/99, che prevede lo sviluppo dell’utilizzo dell’energia solare, promuove l’incentivazione all’acquisto e alla installazione di impianti solari per la produzione di acqua calda sanitaria e per la contribuzione al riscaldamento degli ambienti.
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A queste forme di sostegno alle iniziative di sviluppo del sistema energetico si affiancano quelle derivanti dalle azioni rivolte all’energia e alla tutela dell’ambiente nei programmi
PSR (Piano Regionale di Sviluppo Rurale+INDUSTRIA 2015)
8.2 LE ENERGY SERVICE COMPANIES (E.S.CO.) E GLI ISTITUTI DI CREDITO
In uno scenario contraddistinto dalla costante riduzione delle risorse finanziarie da destinarsi ai bilanci pubblici, il progressivo ritiro della “cosa pubblica” dall’economia, l’intervento della finanza privata ha dato una notevole spinta propulsiva, anche in quei settori considerati tradizionalmente di competenza pubblica (infrastrutture e servizi di rete). Rispetto al passato, è cambiato il criterio in base al quale vengono esaminati i progetti da finanziare. Dall’impresa e dalle sue capacità di rimborsare il credito, l’attenzione si è spostata alla fattibilità e alle prospettive economiche del progetto stesso. Fanno parte della “finanza di progetto”:
il Project Financing (PF); il Finanziamento Tramite Terzi (FTT).
Le uniche differenze tra le due forme di finanziamento stanno nell’entità dell’investimento in questione e nel coinvolgimento o meno delle banche. In particolare il FTT consiste in un’opzione finanziaria correlata alla fornitura del servizio energia, che prevede la partecipazione di un soggetto terzo che fornisce le disponibilità finanziarie necessarie alla realizzazione dell’intervento. Più che gli Istituti di Credito, gli attori principali sono le E.S.Co. (come previsto dal DPR 412/93), società di servizi energetici che attraverso contratti di prestazione EPC (Energy Performance Contracting) mettono a disposizione il loro know-how per ridurre i consumi e i costi gestionali del cliente. Si offrono di finanziare gli interventi di cui hanno effettuato inizialmente una diagnosi energetica, ne curano i progetti dalla fase di realizzazione alle operazioni di gestione e manutenzione.
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8.2.1 Principali caratteristiche
La peculiarità dell’intervento delle E.S.Co. risiede nel fatto che gli interventi tecnici necessari ad ottenere i risparmi energetici sono effettuati mediante investimenti sostenuti dalle stesse e non dal cliente. L’utente di energia rimane così sgravato da ogni forma di investimento, e non dovrà preoccuparsi di finanziare gli interventi migliorativi dell’efficienza dei propri impianti. A loro volta, le E.S.Co. si ripagano l'investimento e il costo dei servizi erogati con una quota del risparmio energetico effettivamente conseguito grazie all'intervento. Infatti il profitto della E.S.Co. è legato al risparmio energetico conseguito con la realizzazione del progetto. La differenza tra la bolletta energetica pre e post intervento migliorativo spetta alla E.S.Co. in toto o pro-quota fino alla fine del periodo di payback previsto. Allo scadere dei termini contrattuali, l’utente potrà beneficiare totalmente della maggiore efficienza del proprio impianto, ne diventerà proprietario e potrà quindi scegliere se mantenere la gestione affidata alla E.S.Co. a condizioni da negoziare, o se assumerla in proprio. L’operazione di miglioramento dell’efficienza energetica con il ricorso ad una E.S.Co. viene quindi ad inserirsi nel contesto del Finanziamento Tramite Terzi (FTT). Nella fattispecie, il “terzo” viene rappresentato dalla E.S.Co., che peraltro è l'unico responsabile verso l'utente finale e si occupa di tutte le fasi di cui si compone lo schema di FTT: dalla diagnosi energetica, alla fattibilità tecnico-economica e finanziaria, alla progettazione, all'installazione e alla manutenzione dell'impianto fino alla copertura finanziaria. I rischi, sia finanziari sia tecnici, dell’operazione sono a carico della E.S.Co. Questa è una garanzia fondamentale per l’utente: se l’intervento risulta tecnicamente sbagliato, e quindi non remunerativo, è la E.S.Co. che ci rimette e non l’utente: se gli interventi effettuati non portano ad un effettivo risparmio, infatti, sarà la Società di Servizi a coprire la differenza di costi. Questa costituisce la garanzia di operare nel modo più efficiente possibile. Essendo società che scommettono i propri capitali sulla possibilità di ottenere risparmi, sceglieranno le tecnologie più appropriate in una logica di minor costo e maggior efficienza.
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Figura 3.20: Effetto di un intervento ESCO sulla struttura dei costi di impresa
Attraverso lo strumento del FTT e la diffusione delle E.S.Co., è possibile favorire gli interventi di razionalizzazione energetica, sostenuti non più da contributi pubblici a fondo perduto o dal credito tradizionale ma da investimenti attivabili con il capitale privato. Con questo strumento si ovvia alla riluttanza o impossibilità da parte delle Pubbliche Amministrazioni e degli imprenditori stessi di finanziare di propria tasca interventi strutturali di una certa consistenza. Dobbiamo, infatti, tenere presente che i progetti di risparmio energetico che presuppongono un intervento delle E.S.Co. richiedono un significativo investimento iniziale e offrono un periodo di payback relativamente lungo, fattori entrambi che evidentemente disincentivano l’iniziativa privata.
8.2.2 I soggetti Per la realizzazione dei progetti di Finanziamento Tramite Terzi precedentemente descritti, è necessario costruire un sistema di relazioni economiche e contrattuali fra cinque tipologie di attori: le E.S.Co., l’utente, i fornitori, le istituzioni finanziarie e il gestore.
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Figura 3.21: Relazione tra i principali attori in un intervento ESCO
La E.S.Co. si configura come un soggetto giuridico a sé stante che promuove un intervento di razionalizzazione energetica, finanziato tramite il proprio investimento nei confronti di un utente o di un gruppo di utenti. In particolare, alla E.S.Co. sono attribuiti i seguenti compiti e responsabilità: assunzione del rischio commerciale dell’operazione, connesso all’eventualità di un mancato risparmio energetico, a fronte della stipula di un contratto pluriennale in cui siano prefissate tariffe e prestazioni; eventuale indebitamento nei confronti delle istituzioni finanziarie per il reperimento del capitale necessario, sia nella fase d’investimento (realizzazione degli impianti), sia nella fase di gestione (capitale circolante); conduzione tecnica degli impianti e delle connesse attività di monitoraggio e manutenzione. Tali attività possono essere svolte con personale proprio o ricorrendo a gestori qualificati (outsourcing); assunzione degli oneri di acquisto sia nei confronti dei fornitori di tecnologie, attrezzature, opere edili, sia dei gestori di servizi finalizzati alla conduzione dell’impianto. L’utente, che fruisce del servizio erogato e dell’energia, si impegna a corrispondere alla E.S.Co., per un numero di anni stabilito contrattualmente, un canone a titolo di compenso sia delle prestazioni, sia del risparmio energetico ottenuto utilizzando il nuovo impianto.
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L’importo del canone sarà minore o eguale ai costi precedentemente sostenuti, a seconda di quanto previsto nel contratto. Le istituzioni finanziarie rendono disponibili i capitali necessari nella fase di realizzazione dell’impianto, principalmente sulla base della valutazione di uno studio dettagliato di fattibilità tecnico-economica del progetto (Business Plan), attraverso un sistema contrattuale che vincola i comportamenti di tutti i soggetti coinvolti nel progetto per tutta la sua durata e attraverso un sistema di assicurazioni sui principali fattori di rischio, tecnici e di mercato. Le garanzie reali in questo tipo di operazione diventano, pertanto, complementari rispetto alle garanzie di carattere contrattuale, agli strumenti assicurativi e al giudizio sulla fattibilità tecnico-economica del progetto. Infatti gli Istituti di Credito sono garantiti da una serie di obblighi contrattuali, assunti dalle varie parti coinvolte nel progetto, che limitano il rischio relativo all’andamento economico dell’operazione. Per esempio, il contratto di fornitura fra la E.S.Co. e l’utente può vincolare quest’ultimo ad acquistare un quantitativo predeterminato di energia, eliminando o mitigando così il rischio commerciale e, di conseguenza, garantendo la capacità di rimborso della E.S.Co. nei confronti delle istituzioni finanziarie. Per queste ragioni il livello di garanzie reali richieste si abbassa rispetto a quello solitamente praticato. I finanziatori saranno rimborsati dalla E.S.Co. secondo un piano di rimborso del debito stabilito contrattualmente. Nel caso in cui la E.S.Co. non sia in grado di realizzare direttamente l’impianto di produzione di energia, si rivolgerà ai fornitori, aziende specializzate che si occuperanno della costruzione stessa dell’impianto e della relativa installazione ed implementazione. Il gestore è il soggetto preposto alla conduzione tecnica e gestionale della E.S.Co. In particolare, da un punto di vista tecnico fornirà i servizi relativi alla conduzione ed alla manutenzione degli impianti energetici, da un punto di vista gestionale governerà il sistema economico-finanziario derivante dall’erogazione dei servizi. La figura del gestore non coincide con quella della E.S.Co. se, e solo se, la E.S.Co. decide di esternalizzare le attività di conduzione tecnica degli impianti, quelle gestionali, o entrambe, sulla base di scelte di convenienza economica. In ogni caso, come si osserva dallo schema precedente, l’utente ha rapporti diretti solo con la E.S.Co.
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8.2.3 Il Finanziamento Tramite Terzi: benefici e limiti per l’utente La formula del FTT presenta indubbiamente per l'utente finale grandi benefici, che possono essere così riassunti:
non ci si espone finanziariamente; si liberano risorse interne; ci si solleva dalle responsabilità in tema di gestione e di sicurezza degli impianti; si ottiene un miglioramento immediato a livello ambientale; si realizza un risparmio economico, immediato o in prospettiva; si viene a disporre di una tecnologia aggiornata in quanto, superato il periodo di payback, il risparmio conseguito sarà tutto a vantaggio dell'utente finale che a quel punto diventa proprietario del nuovo impianto.
Tuttavia, prima di optare per la realizzazione di un intervento tramite E.S.Co., i potenziali clienti devono avere ben presenti non solo i vantaggi, ma anche i limiti e gli aspetti critici che un’operazione di questo tipo comporta e che sono così riassumibili:
predisposizione di capitolati dettagliati, che non consentano l’adozione di soluzioni solo apparentemente convenienti, sia dal punto di vista impiantistico sia della scelta dei combustibili; attenta definizione delle condizioni di garanzia e di eventuali penali da inserire nel contratto, in modo da mettersi al sicuro da risultati di risparmio energetico inferiori alle previsioni; introduzione di clausole contrattuali che prevedano la possibilità di un adeguamento del piano di rientro economico qualora muti in misura rilevante il quadro tariffario in base al quale era stato redatto il piano iniziale, in previsione dagli effetti di possibili variazioni nel mercato dei combustibili, non prevedibili a priori soprattutto nell’attuale fase di liberalizzazione; i limiti temporali del periodo di affidamento della gestione, che per le amministrazioni pubbliche possono essere determinati da norme nazionali o locali; la disponibilità di garanzie sulla capacità economico-finanziaria delle E.S.Co. in gara a sostenere lo sforzo finanziario connesso all’iniziativa;
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la disponibilità di garanzie sulle capacità ed esperienze tecniche delle E.S.Co. sia per la corretta realizzazione degli interventi di riqualificazione, sia per la corretta gestione degli impianti.
8.2.4 Tipologia di contratto
La redazione del contratto rappresenta il momento più critico di un intervento di FTT in quanto esso, oltre a contenere la regolamentazione dei rapporti fra i contraenti (responsabilità e ruoli dei soggetti coinvolti, ripartizione dei rischi e dei benefici, nonché garanzie che ciascuna delle parti deve offrire), contiene tutta una serie di informazioni relative all’intervento vero e proprio, aventi carattere tecnico ed economico-finanziario e basate sullo studio di fattibilità tecnica ed economica del progetto. Al momento della redazione del contratto, occorre che il progetto di energy saving sia stato definito in tutte le sue componenti con la maggiore specificità possibile. Infatti la possibilità di riuscita dell’intervento e il funzionamento di tutti i meccanismi (anche non prettamente tecnici) del contratto dipende in grandissima parte dalla serietà del progetto e, conseguentemente, dal riscontro che trovano nella realtà dei fatti le previsioni su cui esso si basa. Ciò premesso, il contratto di FTT deve disciplinare in modo il più possibile dettagliato tutti gli aspetti del rapporto che viene in essere fra la E.S.Co. ed il contraente che intende realizzare il progetto, pur compatibilmente con la variabilità di alcuni profili del contratto in esame discendente dal fatto che si fonda sostanzialmente su “previsioni”. Per quanto concerne i contenuti del contratto fra la E.S.Co. ed il soggetto che intende realizzare il progetto, essi sono completamente rimessi alle parti. Il contratto in questione, infatti, è un contratto atipico con la conseguenza che ad esso sarà applicabile la disciplina dettata dal codice civile in materia di contratti in generale e che, al di fuori dei limiti da essa tracciati, le parti possono liberamente determinare tutti i profili che ritengono più opportuni modulandoli in funzione delle proprie esigenze. In ogni caso, al di là delle scelte da effettuarsi nei singoli casi, il contenuto essenziale del contratto fra la E.S.Co. e il fruitore del servizio dovrebbe prevedere:
91 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
- l’impegno della società di servizi a progettare, finanziare, realizzare, gestire e mantenere in efficienza l’impianto, a consegnarlo all’utente in buono stato di conservazione alla scadenza del contratto ed a seguito del pagamento dell’investimento; - l’impegno dell’utente a garantire un utilizzo costante dell’energia prodotta dall’impianto nei modi, nelle forme e nei tempi in base ai quali è stato elaborato lo studio di fattibilità tecnico – economico, nonché a corrispondere alla società un canone. Il canone che l’utente corrisponde alla società di servizi è il mezzo attraverso il quale la società rientra dell’investimento effettuato, conseguentemente la sua determinazione è assai rilevante ai fini della riuscita dell’operazione economica da parte della società stessa. Posto che la sua determinazione può essere liberamente disciplinata dalle parti in sede di redazione del singolo contratto, le modalità di calcolo più frequentemente praticate sono: a) lo shared saving per cui in base alle risultanze dello studio di fattibilità, le parti si accordano sulla ripartizione della quota di risparmio (e.g. 70% alla società di servizi e 30% all’utente). In tale sistema la contrattazione delle quote si basa su una serie di fattori quali: la durata del contratto, il periodo di pay-back, il rischio assunto ed il capitale impegnato; b) il first out o cessione globale limitata in cui l’utente riconosce alla società di servizi il 100% dei risparmi conseguiti, fino alla restituzione del capitale investito comprensivo degli oneri finanziarie dei profitti; c) il guaranteed saving che consiste in una forma di leasing in cui la società garantisce all’utente che alla scadenza del contratto il livello dei risparmi conseguiti non sarà inferiore all’ammontare dell’investimento, comprensivo degli interessi.
Infine, appare opportuno sottolineare come, nell’attuale situazione di mercato (assai variabile a causa della recente liberalizzazione) sia consigliabile l’inserimento nei contratti in questione di clausole di adeguamento del piano di rientro economico al verificarsi di determinati eventi (per esempio la modifica oltre un certo limite delle tariffe ecc.).
92 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
8.3 ALTRE FORME DI INCENTIVAZIONE
Qualunque sia la forma d’incentivazione deve essere necessariamente limitata nel tempo, utilizzata esclusivamente per diffondere l’innovazione ai fini della compatibilità ambientale, stimolare il mercato delle forniture e della produzione dei manufatti, circoscritta a quegli interventi che siano finalizzati agli obiettivi individuati dalla politica energetica ambientale adottata. Sarà poi il mercato che, sulla base dei risultati, delle economicità sperimentate ne garantirà la diffusione. In quest’ottica, appare opportuno prevedere il progressivo avvio dei seguenti mezzi di agevolazione: a) Fondo per i progetti dimostrativi e sperimentali
FONDO PER I PROGETTI DIMOSTRATIVI E SPERIMENTALI Tipologia dell’incentivazione Contributi in c/capitale Non superiore al 50% del costo Entità dell’agevolazione ammissibile e comunque entro un importo massimo di € 100.000 Sperimentazione di tecnologie Oggetto/obiettivi innovative Soggetti pubblici, consorzi, enti di Beneficiari ricerca Regione Abruzzo – DN Ambiente, Ente erogatore Territorio Parchi, Energia Cumulabilità Esclusa A valere sul fondo di € 190.000 previsto per le diagnosi energetiche e Fonti di finanziamento fondi regionali secondo disponibilità di bilancio
Tabella 3.30: Fondo per i progetti dimostrativi e sperimentali
93 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
Le risorse destinate alla Regione Abruzzo di circa 190.000 € dal DM 22/12/2006 sono sufficienti per mettere in cantiere diverse iniziative. b) Fondo rotativo per il credito agevolato Tale strumento ha, come è noto, un forte effetto moltiplicatore degli investimenti
FONDO ROTATIVO PER IL CREDITO AGEVOLATO2 Tipologia dell’incentivazione Contributo in c/interessi Abbattimento del tasso di interesse sui finanziamenti mediante l’erogazione Entità dell’agevolazione combinata di risorse finanziarie a tasso nullo da parte della Regione e a tasso agevolato da parte di istituti di credito Realizzazione di progetti volti a favorire la diffusione dell’uso razionale Oggetto/obiettivi dell’energia nei settori civile, terziario e produttivo con conseguenti benefici ambientali Interventi di efficienza energetica, ivi Iniziative finanziabili compresa la cogenerazione con IRE superiore al 20% Soggetti pubblici e privati e/o società Beneficiari miste a capitale pubblico e privato Ente erogatore Regione Abruzzo tramite la FIRA Cumulabilità Esclusa Strumento finanziato dal bilancio Fondi di finanziamento regionale secondo disponibilità
Tabella 3.31: Fondo rotativo per il credito agevolato
2 Il Fondo è detto "rotativo" perché viene alimentato, oltre che dagli stanziamenti pubblici, anche dalle somme restituite ciclicamente dalle imprese beneficiarie; ad esempio, dopo 5 anni di cui 1 anno di preammortamento.
94 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3 c) Fondo di sostegno alla produzione delle FER FONDO DI SOSTEGNO ALLA PRODUZIONE DA FER Tipologia dell’incentivazione Contributo in c/esercizio Contribuzione fino al 30% degli oneri termici per ogni kWh prodotto e Entità dell’agevolazione contabilizzato e comunque non inferiore a quella prevista dalle leggi vigenti al momento dell’erogazione Oggetto/obiettivi Promozione delle FER Produzione di energia rinnovabile da Iniziative finanziabili impianti di potenza inferiore a 3 MW Soggetti pubblici e privati e/o società miste a Beneficiari capitale pubblico e privato Regione Abruzzo tramite la FIRA o soggetti Ente erogatore pubblici all’uopo individuati Cumulabilità Esclusa Strumento finanziato dal bilancio regionale Fondi di finanziamento con dotazione annuale secondo disponibilità
Tabella 3.32: Fondo di sostegno alla produzione da F.E.R.
95 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3 d) Fondo di garanzia sul rischio tecnologico FONDO DI GARANZIA SUL RISCHIO TECNOLOGICO Concessioni di garanzie sul rischio Tipologia dell’incentivazione tecnologico La contribuzione coprirà fino al 15% l’eventuale mancato risparmio energetico Entità dell’agevolazione nell’ambito di contratti FTT, previa perizia tecnica Promozione delle ESCo e dei finanziamenti Oggetto/obiettivi FTT Interventi di efficienza energetica, ivi compresa la cogenerazion; interventi relaivi Iniziative finanziabili alla sostituzione di impianti di produzione alimentati da fonti fossili con impianti di alimentati da FER ESCo, ovvero società di servizio energetico Beneficiari che offrono contratti FTT Ente erogatore Regione Abruzzo tramite la FIRA E’ consentito il cumulo con altre Cumulabilità agevolazioni pubbliche Strumento finanziato dal bilancio regionale Fondi di finanziamento con dotazione annuale secondo disponibilità
Tabella 3.33: Fondo di garanzia sul rischio tecnologico
96 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
8.4 ARAEN L’ARAEN ( REGIONAL ENERGY AGENCY ) Agenzia Regionale per l’energia istituita con Legge Regionale 8 febbraio 2005 n. 6, è lo strumento operativo idoneo ad attuare e sviluppare le strategie regionali previste nel presente piano e ad accompagnare e promuovere lo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili cui può aggiungersi un ruolo attivo nell’ambito della produzione stessa dell’energia da fonte rinnovabile da sviluppare anche insieme agli enti locali. La strategia dello sviluppo delle fonti di energia rinnovabili e della riduzione dei consumi energetici si sviluppa anche attraverso le agenzie provinciali già istituite e quelle di nuova costituzione.
8.5 CONSIDERAZIONI CONCLUSIVE
Al fine di raggiungere gli obiettivi prefissati la Regione attiva le azione volte a creare le condizioni al contorno per uno sviluppo più competitivo del mercato dell’efficienza energetica e dell’utilizzo delle fonti rinnovabili di energia. Come ampiamente descritto nei capitoli di piano si evidenziano alcuni strumenti:
il ricorso alla certificazione energetica degli edifici, quale strumento principe per diffondere una maggiore consapevolezza in materia di efficienza energetica, informando e formando al tempo stesso i cittadini, gli operatori e le istituzioni locali; la stesura, o il forte condizionamento, dei contenuti dei regolamenti edilizi contenenti clausole ed indicazioni relative a specifici interventi e modalità realizzative e gestionali; l’attivazione di campagne diagnostiche su alcune tipologie mirate di utenza, costituenti poli concentrati di domanda energetica, quale presupposto indefettibile dell’intervento, volte a sensibilizzare i consumatori unitamente ai distributori e alle ESCO (società di servizi energetici) sulle reali opportunità d’intervento, dimostrandone la redditività a mezzo di analisi costi-benefici, nonché creando nel contempo opportune basi conoscitive per la negoziazione di contratti di risultato nel campo dell’efficienza energetica;
97 PIANO ENERGETICO DELLA REGIONE ABRUZZO CAPITOLO 3
la promozione di strumenti di finanziamento attraverso contratti-tipo di FTT, PF o altre forme di investimento, destinati a settori specifici d’intervento, quali la gestione del servizio energia e del riscaldamento negli edifici pubblici e privati, e volti a fornire opportune linee guida agli operatori e agli utenti finali; la redazione di capitolati di servizi energetici riguardanti la P.A. di clausole premianti il risparmio energetico in sede di valutazione dei progetti-offerta; incentivazioni in conto capitale, conto interessi e conto esercizio anche degli interventi di realizzazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili di energia nei confronti di soggetti pubblici e privati. Nel quadro di eventuali risorse economiche proprie presenti e future la Regione attiva le incentivazioni finanziarie in grado di favorire il raggiungimento degli obiettivi del PER e promuovere la domanda d’incentivazione proveniente dal mercato nel pieno rispetto dei principi di massimizzazione dei risultati a parità di risorse utilizzate.
98 dati richiesti LEGENDA Scelte di Pianificaz.
Anno a cui sono disponibili i dati sulle emissioni 2000 Tasso di crescita emissioni: %/anno (Territoriale) 0,94% Anno a cui sono disponibili i dati sui consumi 2003 Tasso di crescita consumi: %/anno (Territoriale) 1,86% Anno precedente alla partenza del piano 2006 % dei consumi elettr. regionali da FER attuale 13% Anno obiettivo dell'applicazione del piano 2010 Usi sanitari / Usi termici totali [%] 13% Consumo Interno Lordo Territoriale stimato all'anno pre-Piano (ktep) 3834 Emissività specifica (gCO2/kWh) al Mix Nazionale 501 Dist. stimata dall'ob. di Kyoto all'anno pe-Piano (ktCO2 compr. Ind.) 2226 Fatt. di conv. Fonti foss.: da ktep a ktCO2 (Territoriale) 3,58 % di rinnovabilità dei bio-combustibili per l'autotrazione 80% Fatt. di conv. En Elettrica: da ktep a Gwh (Mix Nazionale) 4,35
Interventi sulla Produzione di Energia 587 1426
MW installati C. Util. MW gCO2 %FER ktep/anno Util. FER ∆∆∆ktCO2 post 2006 h/anno > 2000 /Kwh o IRE > 2000 > 2006 ∆∆∆ktep Indir. Diretto Interventi sulla Produzione di Energia elettrica da FER 479 33 395 342 818 da Energia solare (fotovoltaico) 75 1300 0 100% 0 22 22 49 0 da Energia Geotermica 1 5000 0 100% 0 2 2 4 0 da Energia Idraulica 10 3000 0 100% 0 7 7 15 0 da Energia Eolica 250 1750 83 0 100% 33 101 101 292 0 da Biomasse (Legnose e colture dedicate) 120 8000 100 80% 0 221 177 481 -96 da Biomasse (Parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui) 20 8000 100 80% 0 37 29 80 -16 da Biomasse (Settore zootecnico) 3 8000 100 80% 0 6 4 12 -2 Interventi sulla Prod. En. Elettrica Fonti Fossili 900 0 7200 192 419 Cogenerazione con Indice Risparmio Eneregetico (IRE) al 10% 50 8000 451 10% 0 400 9 200 -180 Cogenerazione con Indice Risparmio Eneregetico (IRE) al 20% 50 8000 401 20% 0 400 18 200 -160 Ciclo combinato ad alta efficienza 800 8000 445 11% 0 6400 165 3206 -2848
Tabella 3.16: Sintesi degli effetti dovuti alla produzione di energia elettrica - scenario al 2010 dati richiesti LEGENDA Scelte di Pianificaz.
Anno a cui sono disponibili i dati sulle emissioni 2000 Tasso di crescita emissioni: %/anno (Territoriale) 0,94% Anno a cui sono disponibili i dati sui consumi 2003 Tasso di crescita consumi: %/anno (Territoriale) 1,86% Anno precedente alla partenza del piano 2006 % dei consumi elettr. regionali da FER attuale 13% Anno obiettivo dell'applicazione del piano 2010 Usi sanitari / Usi termici totali [%] 13% Consumo Interno Lordo Territoriale stimato all'anno pre-Piano (ktep) 3834 Emissività specifica (gCO2/kWh) al Mix Nazionale 501 Dist. stimata dall'ob. di Kyoto all'anno pe-Piano (ktCO2 compr. Ind.) 2226 Fatt. di conv. Fonti foss.: da ktep a ktCO2 (Territoriale) 3,58 % di rinnovabilità dei bio-combustibili per l'autotrazione 80% Fatt. di conv. En Elettrica: da ktep a Gwh (Mix Nazionale) 4,35
Interv. ∆∆∆% Coeff. Utilizz. Dati Stime Util. FER ∆∆∆ktCO2 Peso h/anno ktep ktCO2 ktep ktCO2 ∆∆∆ktep Indir. Diretto Interventi sulla Prod. En. Termica da FER 808 #VALORE! 802 3061 53 190 Per ogni utilizzo da Biomasse 715 2561 757 2709 38 135 020000 Combustioni non industr. 0201 Impianti commerciali e pubblici 5% 500 109 392 116 415 6 21 0202 Impianti residenziali 5% 500 327 1172 346 1240 17 62 0203 Impianti agricoli 5% 3000 6 23 7 24 0 1 030000 Combustioni industriali 0302+0303 Forni industriali 5% 4500 272 974 288 1030 14 52 Per Usi sanitari da Solare Termico 93 333 45 352 15 54 Per usi sanitari non industriali Impianti commerciali e pubblici 25% 1500 14 51 2 54 4 13 Impianti residenziali 21% 1500 43 152 6 161 9 34 Impianti agricoli 10% 1500 1 3 0 3 0 0 Per usi sanitari industriali 5% 3000 35 127 37 134 2 7
Tabella 3.17: Sintesi degli effetti dovuti alla produzione di energia termica da FER - scenario al 2010 dati richiesti LEGENDA Scelte di Pianificaz.
Anno a cui sono disponibili i dati sulle emissioni 2000 Tasso di crescita emissioni: %/anno (Territoriale) 0,94% Anno a cui sono disponibili i dati sui consumi 2003 Tasso di crescita consumi: %/anno (Territoriale) 1,86% Anno precedente alla partenza del piano 2006 % dei consumi elettr. regionali da FER attuale 13% Anno obiettivo dell'applicazione del piano 2010 Usi sanitari / Usi termici totali [%] 13% Consumo Interno Lordo Territoriale stimato all'anno pre-Piano (ktep) 3834 Emissività specifica (gCO2/kWh) al Mix Nazionale 501 Dist. stimata dall'ob. di Kyoto all'anno pe-Piano (ktCO2 compr. Ind.) 2226 Fatt. di conv. Fonti foss.: da ktep a ktCO2 (Territoriale) 3,58 % di rinnovabilità dei bio-combustibili per l'autotrazione 80% Fatt. di conv. En Elettrica: da ktep a Gwh (Mix Nazionale) 4,35
Interventi sugli Usi Finali dell'energia 349 1065
Interv. ∆∆∆% Resp. % Dati Stime Util. FER ∆∆∆ktCO2 IntraR. ExtraR. IntraR. ExtraR. ktep ktCO2 ktep ktCO2 ∆∆∆ktep IntraR. ExtraR. Consumo di Bio-Combustibili 1124 4026 1189 4259 69 198 070000 Trasporto su strada 0701 Automobili 15% 5% 5% 95% 587 2102 621 2223 31 13 76 0702 Veicoli leggeri <3,5 t 15% 4% 5% 95% 95 339 100 358 5 2 12 0703 Veicoli pesanti > 3,5 t e autobus 20% 5% 10% 90% 302 1081 319 1144 22 18 44 0704 Motocicli > 50 cc 1% 100% 14 49 15 52 0 0 0 080000 Altre sorgenti mobili 0806 Agricoltura 15% 5% 30% 70% 81 290 86 307 7 11 9 0807 Silvicoltura 15%5% 30%70% 0 2 1 2 0 0 0 0808 Industria 15% 5% 30% 70% 45 162 48 172 4 6 5 0809 Attività domestiche 15% 5% 30% 70% 0 2 0 2 0 0 0
Interv. ∆∆∆% Resp. % Dati Stime Risparmi ∆∆∆ktCO2 Pubb. Privato Pubb. Privato ktep ktCO2 ktep ktCO2 ∆∆∆ktep Pubb. Privato Energy Saving sugli usi finali 3482 10211 3621 10666 280 867 Interventi sugli usi finali di Fonti fossili 1873 6708 1982 7096 184 91 566 020000 Combustioni non industr. 0201 Impianti commerciali e pubblici 30% 21% 50% 50% 109 392 116 415 30 62 44 0202 Impianti residenziali 21% 100% 327 1172 346 1240 73 0 260 0203 Impianti agricoli 5% 100% 6 23 7 24 0 0 1 030000 Combustioni industriali 0302+0303 Forni industriali 5% 100% 272 974 288 1030 14 0 52 070000 Trasporto su strada 0701 Automobili 12% 5% 5% 95% 587 2102 621 2223 34 13 108 0702 Veicoli leggeri <3,5 t 12% 5% 5% 95% 95 339 100 358 5 2 17 0703 Veicoli pesanti > 3,5 t e autobus 12% 5% 10% 90% 302 1081 319 1144 18 14 51 0704 Motocicli > 50 cc 5% 100% 14 49 15 52 1 0 3 0705 Emissioni evaporative 5% 100% 14 50 15 53 1 0 3 080000 Altre sorgenti mobili 0801 Trasporti militari 5% 100% 5 19 5 20 0 0 1 0802 Ferrovie 5% 100% 1 5 15 0 0 0 0804 Attività marittime 5% 100% 10 35 10 37 1 0 2 0805 Traffico aereo 5% 100% 3 12 4 13 0 0 1 0806 Agricoltura 5% 100% 81 290 86 307 4 0 15 0807 Silvicoltura 5% 100% 0 2 12 0 0 0 0808 Industria 5% 100% 45 162 48 172 2 0 9 0809 Attività domestiche 5% 100% 0 2 0 2 0 0 0 Interventi sugli usi finali di Energia elettrica 1608 3504 1639 3570 96 54 156 Agricoltura 5% 100% 20 44 20 44 1 0 2 Industria Siderurgica 5% 100% 12 26 12 26 1 0 1 Chimica 5% 100% 106 231 108 236 5 0 12 Mat. Da costruzione 5% 100% 137 299 140 305 7 0 15 Cartaria 5% 100% 117 256 120 260 6 0 13 Alimentare 5% 100% 94 206 96 210 5 0 10 Tessile 5% 100% 70 152 71 154 4 0 8 Meccanica 5% 100% 134 291 136 297 7 0 15 Energia ed acqua 5% 100% 40 88 41 90 2 0 4 Altro 5% 100% 152 330 154 336 8 0 17 Terziario 12% 5% 50% 50% 404 880 411 896 35 54 22 Domestico 5% 100% 322 702 328 715 16 0 36
Tabella 3.18: Sintesi degli effetti dovuti agli interventi sugli usi finali - scenario al 2010 dati richiesti LEGENDA Scelte di Pianificaz.
Anno a cui sono disponibili i dati sulle emissioni 2000 Tasso di crescita emissioni: %/anno (Territoriale) 0,94% Anno a cui sono disponibili i dati sui consumi 2003 Tasso di crescita consumi: %/anno (Territoriale) 1,86% Anno precedente alla partenza del piano 2006 % dei consumi elettr. regionali da FER attuale 13% Anno obiettivo dell'applicazione del piano 2010 Usi sanitari / Usi termici totali [%] 13% Consumo Interno Lordo Territoriale stimato all'anno pre-Piano (ktep) 3834 Emissività specifica (gCO2/kWh) al Mix Nazionale 501 Dist. stimata dall'ob. di Kyoto all'anno pe-Piano (ktCO2 compr. Ind.) 2226 Fatt. di conv. Fonti foss.: da ktep a ktCO2 (Territoriale) 3,58 % di rinnovabilità dei bio-combustibili per l'autotrazione 80% Fatt. di conv. En Elettrica: da ktep a Gwh (Mix Nazionale) 4,35
Ulteriori interventi di Emission saving 613
Interv. ∆∆∆% Resp. % Dati Stime Util. FER ∆∆∆ktCO2 Pubb. Privato Pubb. Privato ktCO2 ktCO2 ∆∆∆ktep Pubb. Privato Interventi di puro Emission Saving (non di risp. Energetico) 736 778 249 090000 Rifiuti 0902+0904+0910 Incenerimento, interramento e altri trattamento 10% 100% 0% 255 270 27 0 0907 Incenerimento rifiuti agricoli (non stoppie) 10% 100% 14 15 0 1 100000 Agricoltura 1001+1002 Con e senza fertilizzanti 10% 100% 437 463 0 46 1004 Fermentazione enterica 10% 100% 209 221 0 22 1005+1009 Reflui organici e azotati 10% 100% 125 132 0 13 110000 Altre sorgenti e pozzi 1103 Incendi 10% 10% 50% 50% 3 4 0 0 1124 Bilancio CO2 dei suoli 10% 10% 50% 50% 284 300 15 15 1121 Stock biomasse legnose -15% -15% 50% 50% -876 -927 70 70 1123 Abbandono terre coltivate -10% 100% 284 300 0 -30 Ulteriori meccanismi di intervento locali e nazionali 364 JI+CDM Terrioriali 0 Quota Territoriale ulteriore Importazione Nazionale energia elettrica 156 JI+CDM Quota Teeiroriale impegni Nazionali 208
Tabella 3.19: Sintesi degli effetti dovuti agli interventi di emission saving - scenario al 2010 Interventi proposti ed obiettivi attesi al 2010 - Dettaglio
dati richiesti LEGENDA Scelte di Pianificaz.
Anno a cui sono disponibili i dati sulle emissioni 2000 Tasso di crescita emissioni: %/anno (Territoriale) 0,94% Anno a cui sono disponibili i dati sui consumi 2003 Tasso di crescita consumi: %/anno (Territoriale) 1,86% Anno precedente alla partenza del piano 2006 % dei consumi elettr. regionali da FER attuale 13% Anno obiettivo dell'applicazione del piano 2010 Usi sanitari / Usi termici totali [%] 13% Consumo Interno Lordo Territoriale stimato all'anno pre-Piano (ktep) 3834 Emissività specifica (gCO2/kWh) al Mix Nazionale 501 Dist. stimata dall'ob. di Kyoto all'anno pe-Piano (ktCO2 compr. Ind.) 2226 Fatt. di conv. Fonti foss.: da ktep a ktCO2 (Territoriale) 3,58 % di rinnovabilità dei bio-combustibili per l'autotrazione 80% Fatt. di conv. En Elettrica: da ktep a Gwh (Mix Nazionale) 4,35
Interventi sulla Produzione di Energia 587 1426
MW installati C. Util. MW gCO2 %FER ktep/anno Util. FER ∆∆∆ktCO2 post 2006 h/anno > 2000 /Kwh o IRE > 2000 > 2006 ∆∆∆ktep Indir. Diretto Interventi sulla Produzione di Energia elettrica da FER 479 33 395 342 818 da Energia solare (fotovoltaico) 75 1300 0 100% 0 22 22 49 0 da Energia Geotermica 1 5000 0 100% 0 2 2 4 0 da Energia Idraulica 10 3000 0 100% 0 7 7 15 0 da Energia Eolica 250 1750 83 0 100% 33 101 101 292 0 da Biomasse (Legnose e colture dedicate) 120 8000 100 80% 0 221 177 481 -96 da Biomasse (Parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui) 20 8000 100 80% 0 37 29 80 -16 da Biomasse (Settore zootecnico) 3 8000 100 80% 0 6 4 12 -2 Interventi sulla Prod. En. Elettrica Fonti Fossili 900 0 7200 192 419 Cogenerazione con Indice Risparmio Eneregetico (IRE) al 10% 50 8000 451 10% 0 400 9 200 -180 Cogenerazione con Indice Risparmio Eneregetico (IRE) al 20% 50 8000 401 20% 0 400 18 200 -160 Ciclo combinato ad alta efficienza 800 8000 445 11% 0 6400 165 3206 -2848
Interv. ∆∆∆% Coeff. Utilizz. Dati Stime Util. FER ∆∆∆ktCO2 Peso h/anno ktep ktCO2 ktep ktCO2 ∆∆∆ktep Indir. Diretto Interventi sulla Prod. En. Termica da FER 808 #VALORE! 802 3061 53 190 Per ogni utilizzo da Biomasse 715 2561 757 2709 38 135 020000 Combustioni non industr. 0201 Impianti commerciali e pubblici 5% 500 109 392 116 415 6 21 0202 Impianti residenziali 5% 500 327 1172 346 1240 17 62 0203 Impianti agricoli 5% 3000 6 23 7 24 0 1 030000 Combustioni industriali 0302+0303 Forni industriali 5% 4500 272 974 288 1030 14 52 Per Usi sanitari da Solare Termico 93 333 45 352 15 54 Per usi sanitari non industriali Impianti commerciali e pubblici 25% 1500 14 51 2 54 4 13 Impianti residenziali 21% 1500 43 152 6 161 9 34 Impianti agricoli 10% 1500 1 3 0 3 0 0 Per usi sanitari industriali 5% 3000 35 127 37 134 2 7
Interventi sugli Usi Finali dell'energia 349 1065
Interv. ∆∆∆% Resp. % Dati Stime Util. FER ∆∆∆ktCO2 IntraR. ExtraR. IntraR. ExtraR. ktep ktCO2 ktep ktCO2 ∆∆∆ktep IntraR. ExtraR. Consumo di Bio-Combustibili 1124 4026 1189 4259 69 198 070000 Trasporto su strada 0701 Automobili 15% 5% 5% 95% 587 2102 621 2223 31 13 76 0702 Veicoli leggeri <3,5 t 15% 4% 5% 95% 95 339 100 358 5 2 12 0703 Veicoli pesanti > 3,5 t e autobus 20% 5% 10% 90% 302 1081 319 1144 22 18 44 0704 Motocicli > 50 cc 1% 100% 14 49 15 52 0 0 0 080000 Altre sorgenti mobili 0806 Agricoltura 15% 5% 30% 70% 81 290 86 307 7 11 9 0807 Silvicoltura 15% 5% 30% 70% 0 2 1 2 0 0 0 0808 Industria 15% 5% 30% 70% 45 162 48 172 4 6 5 0809 Attività domestiche 15% 5% 30% 70% 0 2 0 2 0 0 0
Interv. ∆∆∆% Resp. % Dati Stime Risparmi ∆∆∆ktCO2 Pubb. Privato Pubb. Privato ktep ktCO2 ktep ktCO2 ∆∆∆ktep Pubb. Privato Energy Saving sugli usi finali 3482 10211 3621 10666 280 867 Interventi sugli usi finali di Fonti fossili 1873 6708 1982 7096 184 91 566 020000 Combustioni non industr. 0201 Impianti commerciali e pubblici 30% 21% 50% 50% 109 392 116 415 30 62 44 0202 Impianti residenziali 21% 100% 327 1172 346 1240 73 0 260 0203 Impianti agricoli 5% 100% 6 23 7 24 0 0 1 030000 Combustioni industriali 0302+0303 Forni industriali 5% 100% 272 974 288 1030 14 0 52 070000 Trasporto su strada 0701 Automobili 12% 5% 5% 95% 587 2102 621 2223 34 13 108 0702 Veicoli leggeri <3,5 t 12% 5% 5% 95% 95 339 100 358 5 2 17 0703 Veicoli pesanti > 3,5 t e autobus 12% 5% 10% 90% 302 1081 319 1144 18 14 51 0704 Motocicli > 50 cc 5% 100% 14 49 15 52 1 0 3 0705 Emissioni evaporative 5% 100% 14 50 15 53 1 0 3 080000 Altre sorgenti mobili 0801 Trasporti militari 5% 100% 5 19 5 20 0 0 1 0802 Ferrovie 5% 100% 1 5 1 5 0 0 0 0804 Attività marittime 5% 100% 10 35 10 37 1 0 2 0805 Traffico aereo 5% 100% 3 12 4 13 0 0 1 0806 Agricoltura 5% 100% 81 290 86 307 4 0 15 0807 Silvicoltura 5% 100% 0 2 1 2 0 0 0 0808 Industria 5% 100% 45 162 48 172 2 0 9 0809 Attività domestiche 5% 100% 0 2 0 2 0 0 0 Interventi sugli usi finali di Energia elettrica 1608 3504 1639 3570 96 54 156 Agricoltura 5% 100% 20 44 20 44 1 0 2 Industria Siderurgica 5% 100% 12 26 12 26 1 0 1 Chimica 5% 100% 106 231 108 236 5 0 12 Mat. Da costruzione 5% 100% 137 299 140 305 7 0 15 Cartaria 5% 100% 117 256 120 260 6 0 13 Alimentare 5% 100% 94 206 96 210 5 0 10 Tessile 5% 100% 70 152 71 154 4 0 8 Meccanica 5% 100% 134 291 136 297 7 0 15 Energia ed acqua 5% 100% 40 88 41 90 2 0 4 Altro 5% 100% 152 330 154 336 8 0 17 Terziario 12% 5% 50% 50% 404 880 411 896 35 54 22 Domestico 5% 100% 322 702 328 715 16 0 36
Ulteriori interventi di Emission saving 613
Interv. ∆∆∆% Resp. % Dati Stime Util. FER ∆∆∆ktCO2 Pubb. Privato Pubb. Privato ktCO2 ktCO2 ∆∆∆ktep Pubb. Privato Interventi di puro Emission Saving (non di risp. Energetico) 736 778 249 090000 Rifiuti 0902+0904+0910 Incenerimento, interramento e altri trattamento 10% 100% 0% 255 270 27 0 0907 Incenerimento rifiuti agricoli (non stoppie) 10% 100% 14 15 0 1 100000 Agricoltura 1001+1002 Con e senza fertilizzanti 10% 100% 437 463 0 46 1004 Fermentazione enterica 10% 100% 209 221 0 22 1005+1009 Reflui organici e azotati 10% 100% 125 132 0 13 110000 Altre sorgenti e pozzi 1103 Incendi 10% 10% 50% 50% 3 4 0 0 1124 Bilancio CO2 dei suoli 10% 10% 50% 50% 284 300 15 15 1121 Stock biomasse legnose -15% -15% 50% 50% -876 -927 70 70 1123 Abbandono terre coltivate -10% 100% 284 300 0 -30 Ulteriori meccanismi di intervento locali e nazionali 364 JI+CDM Terrioriali 0 Quota Territoriale ulteriore Importazione Nazionale energia elettrica 156 JI+CDM Quota Teeiroriale impegni Nazionali 208
Tabella 3.20: Sintesi complessiva di dettaglio degli interventi Interventi proposti ed obiettivi attesi al 2010 - Sintesi
REGIONE ABRUZZO Interventi Obiettivi attesi Sintesi degli interventi di Piano e degli obiettivi attesi al Taglia Risp. Energia Risp. Usi finali Util. biocomb. Cons. da FER Risp. Emiss. ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ 2010 MW % ktCO2 ktep %CIL ktep %Vin ktep %Vin ktep %Vin ktCO 2 %Vin
Produzione di Energia Elettrica da Energia solare (fotovoltaico) 75 22 11,7% 49 2,2% Produzione di Energia Elettrica da Energia Geotermica 1 2 0,8% 4 0,2% Produzione di Energia Elettrica da Energia Idraulica 10 7 3,6% 15 0,7% Produzione di Energia Elettrica da Energia Eolica 250 101 52,5% 292 13,1% Produzione di Energia Elettrica da Biomasse (Legnose, colt.dedic., manut. foreste) 120 221 115,2% 385 17,3% Produzione di Energia Elettrica da Biomasse (Parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui) 20 37 19,2% 64 2,9% Produzione di Energia Elettrica da Biomasse (Settore zoo-tecnico) 3 6 2,9% 10 0,4% Totale Produzione di Energia Elettrica da FER 479 395 206% 818 37% Produzione di Energia da fonti fossili con Co-generaz. ad IRE 10% 50 9 0,2% 20 0,9% Produzione di Energia da fonti fossili con Co-generaz. ad IRE 20% 50 18 0,5% 40 1,8% Produzione di Energia da fonti fosiili con Ciclo-combinato 800 165 4,3% 358 16,1% Totale Produzione di Energia da Fonti Fossili 900 192 5,0% 419 19% Produzione di Energia Termica da Solare Termico (x usi sanitari) 15,4% ## 15 7,9% 54 2,4% Produzione di Energia Termica da Biomasse 5,0% ## 38 19,7% 135 6,1% Totale Prod. Energia Termica da FER 6,2% # 53 28% 190 9% Totale Intereventi sulla Produzione di Energia ------192 5,0% 448 234% 1426 64%
Consumo Bio-combustibili in Automobili 5,0% ## 31 45,6% 31 16,3% 89 4,0% Consumo Bio-combustibili in Veicoli leggeri <3,5 t 4,9% ## 5 7,2% 5 2,6% 14 0,6% Consumo Bio-combustibili in Veicoli pesanti > 3,5 t e autobus 6,9% ## 22 32,0% 22 11,4% 63 2,8% Consumo Bio-combustibili in Motocicli > 50 cc 1,0% 42 0 0,2% 0 0,1% 0 0,0% Consumo Bio-combustibili in trasporti nell'Agricoltura 8,0% ## 7 10,0% 7 3,6% 20 0,9% Consumo Bio-combustibili in trasporti nella Silvicoltura 8,0% 1 0 0,1% 0 0,0% 0 0,0% Consumo Bio-combustibili in trasporti nell'Industria 8,0% ## 4 5,6% 4 2,0% 11 0,5% Consumo Bio-combustibili in trasporti nelle Attività domestiche 8,0% 1 0 0,1% 0 0,0% 0 0,0% Totale Consumo Bio-combustibili 5,8% ## 69 101% 69 36% 198 9% Interventi di Energy Saving sugli usi finali energetici di Fonti Fossili 9,3% 184 4,8% ## 184 119,7% 657 29,5% Interventi di di Energy Saving sugli usi finali energetici di Energia Elettrica 5,9% 96 2,5% ## 96 62,8% 210 9,4% Totale Interventi di Energy Saving sugli usi finali 8,1% 280 7,3% ## 280 183% 867 39% Totale Interventi sugli usi finali energetici --- 7,6% --- 280 7,3% # 280 183% 69 101% 69 36% 1065 48%
Interventi di sugli usi finali non energetici nel settore dei Rifiuti 10,0% ## 29 1,3% Interventi di sugli usi finali non energetici nel settore dellAgricoltura 10,0% ## 82 3,7% Interventi di sugli usi finali non energetici: riduzione Sorgenti di CO2 10,0% ## 30 1,4% Interventi di sugli usi finali non energetici: aumento Pozzi di CO2 17,4% ## 109 4,9% Totale interventi sugli usi finali non energetici --- 12,3% --- ## 249 11% Utilizzo Territoriale Meccanismi di flessibilità Protocollo di Kyoto 0 0 0,0% Effetto Territoriale ulteriori importazioni Nazionali di Energia Elettrica 156 156 7,0% Effetto Territoriale dell'utilizzo Nazionale dei Meccanismi di flessibilità 208 208 9,3% Totale ulteriori meccanismi di intervento terr. e naz. ------364 364 16% Totale Ulteriori Intereventi di Emission Savng ------613 28%
Totale interventi di piano ------472 12,3% 280 183% 69 101% 517 269% 3104 139%
Vincoli da soddisfare 153 100% 68 100% 192 100% 2226 100%
Percentuale di raggiungimento dei vincoli 183% 101% 269% 139%
% del CIL Territoriale da FER a fine piano 31%
Tabella 3.21: Sintesi complessiva degli interventi REGIONE ABRUZZO Interventi Obiettivi attesi Sintesi degli interventi di Piano e degli obiettivi attesi al Taglia Risp. Energia Risp. Usi finali Util. biocomb. Cons. da FER Risp. Emiss. ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ 2015 MW % ktCO2 ktep %CIL ktep %Vin ktep %Vin ktep %Vin ktCO 2 %Vin
Produzione di Energia Elettrica da Energia solare (fotovoltaico) 200 60 31,2% 130 5,9% Produzione di Energia Elettrica da Energia Geotermica 2 2 1,2% 5 0,2% Produzione di Energia Elettrica da Energia Idraulica 20 14 7,2% 30 1,4% Produzione di Energia Elettrica da Energia Eolica 700 282 147,0% 686 30,8% Produzione di Energia Elettrica da Biomasse (Legnose, colt. dedic., manut. foreste) 200 368 192,0% 641 28,8% Produzione di Energia Elettrica da Biomasse (Parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui) 30 55 28,8% 96 4,3% Produzione di Energia Elettrica da Biomasse (Settore zoo-tecnico) 10 18 9,6% 32 1,4% Produzione di Energia Elettrica da Solare termodinamico 50 12 6,0% 25 1,1% Totale Produzione di Energia Elettrica da FER 1212 811 423% 1646 74% Produzione di Energia da fonti fossili con Co-generaz. ad IRE 10% 100 18 0,5% 40 1,8% Produzione di Energia da fonti fossili con Co-generaz. ad IRE 20% 100 37 1,0% 80 3,6% Produzione di Energia da fonti fosiili con Ciclo-combinato 800 165 4,3% 358 16,1% Totale Produzione di Energia da Fonti Fossili 1000 220 5,7% 479 22% Produzione di Energia Termica da Solare Termico (x usi sanitari) 27,2% ## 27 14,0% 96 4,3% Produzione di Energia Termica da Biomasse 10,0% ## 76 39,5% 271 12,2% Totale Prod. Energia Termica da FER 12,0% # 102 53% 367 16% Totale Intereventi sulla Produzione di Energia ------220 5,7% 913 476% 2492 112%
Consumo Bio-combustibili in Automobili 10,8% ## 67 97,6% 67 34,8% 191 8,6% Consumo Bio-combustibili in Veicoli leggeri <3,5 t 10,8% ## 11 15,7% 11 5,6% 31 1,4% Consumo Bio-combustibili in Veicoli pesanti > 3,5 t e autobus 12,0% ## 38 56,0% 38 20,0% 110 4,9% Consumo Bio-combustibili in Motocicli > 50 cc 5,0% 42 1 1,1% 1 0,4% 2 0,1% Consumo Bio-combustibili in trasporti nell'Agricoltura 14,5% ## 12 18,2% 12 6,5% 36 1,6% Consumo Bio-combustibili in trasporti nella Silvicoltura 14,5% 1 0 0,1% 0 0,0% 0 0,0% Consumo Bio-combustibili in trasporti nell'Industria 14,5% ## 7 10,2% 7 3,6% 20 0,9% Consumo Bio-combustibili in trasporti nelle Attività domestiche 14,5% 1 0 0,1% 0 0,0% 0 0,0% Totale Consumo Bio-combustibili 11,4% ## 136 199% 136 71% 390 18% Interventi di Energy Saving sugli usi finali energetici di Fonti Fossili 14,0% 278 7,3% ## 278 80,6% 996 44,7% Interventi di di Energy Saving sugli usi finali energetici di Energia Elettrica 15,6% 256 6,7% ## 256 74,2% 558 25,1% Totale Interventi di Energy Saving sugli usi finali 14,6% 534 13,9% ## 534 155% 1553 70% Totale Interventi sugli usi finali energetici --- 13,8% --- 534 13,9% # 534 155% 136 199% 136 71% 1943 87%
Interventi di sugli usi finali non energetici nel settore dei Rifiuti 15,0% ## 43 1,9% Interventi di sugli usi finali non energetici nel settore dellAgricoltura 15,0% ## 122 5,5% Interventi di sugli usi finali non energetici: riduzione Sorgenti di CO2 15,0% ## 46 2,0% Interventi di sugli usi finali non energetici: aumento Pozzi di CO2 24,7% ## 231 10,4% Totale interventi sugli usi finali non energetici --- 18,9% --- ## 441 20% Utilizzo Territoriale Meccanismi di flessibilità Protocollo di Kyoto 0 0 0,0% Effetto Territoriale ulteriori importazioni Nazionali di Energia Elettrica 156 156 7,0% Effetto Territoriale dell'utilizzo Nazionale dei Meccanismi di flessibilità 208 208 9,3% Totale ulteriori meccanismi di intervento terr. e naz. ------364 364 16% Totale Ulteriori Intereventi di Emission Savng ------805 36%
Totale interventi di piano ------754 19,7% 534 155% 136 199% 1049 547% 5241 235%
Vincoli da soddisfare 345 100% 68 100% 192 100% 2226 100%
Percentuale di raggiungimento dei vincoli 155% 199% 547% 235%
% del CIL Territoriale da FER a fine piano 51%
Tabella 3.25: Sintesi complessiva degli interventi previsti al 2015 (scenario 1) REGIONE ABRUZZO Interventi Obiettivi attesi Sintesi degli interventi di Piano e degli obiettivi attesi al Taglia Risp. Energia Risp. Usi finali Util. biocomb. Cons. da FER Risp. Emiss. ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ ∆∆∆ 2015 MW % ktCO2 ktep %CIL ktep %Vin ktep %Vin ktep %Vin ktCO 2 %Vin
Produzione di Energia Elettrica da Energia solare (fotovoltaico) 275 82 42,9% 179 8,0% Produzione di Energia Elettrica da Energia Geotermica 2 2 1,2% 5 0,2% Produzione di Energia Elettrica da Energia Idraulica 20 14 7,2% 30 1,4% Produzione di Energia Elettrica da Energia Eolica 550 221 115,5% 555 24,9% Produzione di Energia Elettrica da Biomasse (Legnose, colt. dedic., manut. foreste) 200 368 192,0% 641 28,8% Produzione di Energia Elettrica da Biomasse (Parte biodegradabile dei prodotti, rifiuti e residui) 30 55 28,8% 96 4,3% Produzione di Energia Elettrica da Biomasse (Settore zoo-tecnico) 10 18 9,6% 32 1,4% Produzione di Energia Elettrica da Solare termodinamico 50 12 6,0% 25 1,1% Totale Produzione di Energia Elettrica da FER 1137 773 403% 1564 70% Produzione di Energia da fonti fossili con Co-generaz. ad IRE 10% 100 18 0,5% 40 1,8% Produzione di Energia da fonti fossili con Co-generaz. ad IRE 20% 100 37 1,0% 80 3,6% Produzione di Energia da fonti fosiili con Ciclo-combinato 800 165 4,3% 358 16,1% Totale Produzione di Energia da Fonti Fossili 1000 220 5,7% 479 22% Produzione di Energia Termica da Solare Termico (x usi sanitari) 30,3% ## 30 15,6% 107 4,8% Produzione di Energia Termica da Biomasse 15,0% ## 113 59,2% 406 18,3% Totale Prod. Energia Termica da FER 16,8% # 143 75% 513 23% Totale Intereventi sulla Produzione di Energia ------220 5,7% 916 478% 2556 115%
Consumo Bio-combustibili in Automobili 10,8% ## 67 97,6% 67 34,8% 191 8,6% Consumo Bio-combustibili in Veicoli leggeri <3,5 t 10,8% ## 11 15,7% 11 5,6% 31 1,4% Consumo Bio-combustibili in Veicoli pesanti > 3,5 t e autobus 12,0% ## 38 56,0% 38 20,0% 110 4,9% Consumo Bio-combustibili in Motocicli > 50 cc 5,0% 42 1 1,1% 1 0,4% 2 0,1% Consumo Bio-combustibili in trasporti nell'Agricoltura 14,5% ## 12 18,2% 12 6,5% 36 1,6% Consumo Bio-combustibili in trasporti nella Silvicoltura 14,5% 1 0 0,1% 0 0,0% 0 0,0% Consumo Bio-combustibili in trasporti nell'Industria 14,5% ## 7 10,2% 7 3,6% 20 0,9% Consumo Bio-combustibili in trasporti nelle Attività domestiche 14,5% 1 0 0,1% 0 0,0% 0 0,0% Totale Consumo Bio-combustibili 11,4% ## 136 199% 136 71% 390 18% Interventi di Energy Saving sugli usi finali energetici di Fonti Fossili 14,0% 278 7,3% ## 278 80,6% 996 44,7% Interventi di di Energy Saving sugli usi finali energetici di Energia Elettrica 15,6% 256 6,7% ## 256 74,2% 558 25,1% Totale Interventi di Energy Saving sugli usi finali 14,6% 534 13,9% ## 534 155% 1553 70% Totale Interventi sugli usi finali energetici --- 13,8% --- 534 13,9% # 534 155% 136 199% 136 71% 1943 87%
Interventi di sugli usi finali non energetici nel settore dei Rifiuti 15,0% ## 43 1,9% Interventi di sugli usi finali non energetici nel settore dellAgricoltura 15,0% ## 122 5,5% Interventi di sugli usi finali non energetici: riduzione Sorgenti di CO2 15,0% ## 46 2,0% Interventi di sugli usi finali non energetici: aumento Pozzi di CO2 24,7% ## 231 10,4% Totale interventi sugli usi finali non energetici --- 18,9% --- ## 441 20% Utilizzo Territoriale Meccanismi di flessibilità Protocollo di Kyoto 0 0 0,0% Effetto Territoriale ulteriori importazioni Nazionali di Energia Elettrica 156 156 7,0% Effetto Territoriale dell'utilizzo Nazionale dei Meccanismi di flessibilità 208 208 9,3% Totale ulteriori meccanismi di intervento terr. e naz. ------364 364 16% Totale Ulteriori Intereventi di Emission Savng ------805 36%
Totale interventi di piano ------754 19,7% 534 155% 136 199% 1052 549% 5304 238%
Vincoli da soddisfare 345 100% 68 100% 192 100% 2226 100%
Percentuale di raggiungimento dei vincoli 155% 199% 549% 238%
% del CIL Territoriale da FER a fine piano 51%
Tabella3.29: Sintesi complessiva degli interventi previsti al 2015 (scenario 2)