Capitolo IV
PROGETTO DEFINITIVO DELLA TERZA LINEA TVR
4.1 SCOPO DEL PROGETTO.
Lo scopo di tale progetto è la realizzazione di una terza linea di termovalorizzatore e l’innalzamento del punto di emissione dei fumi di combustione per le linee 1 e 2 già esistenti, in grado di consentire ad AAMPS di conseguire la potenzialità di trattamento prevista dal piano provinciale per l’ATO n. 4.
La sede dove verrà effettuata l’intervento di ampliamento del termovalorizzatore esistente sarà all’interno del perimetro dell’ex piano per gli insediamenti produttivi Picchianti, nel polo di gestione dei rifiuti. Gli immobili ricadenti su questa area salvo le strutture finali del ciclo di trattamento dell’acqua che appartengono ad ASA s.p.a. sono di proprietà A.AM.PS in quanto conferiti dal comune di Livorno nell’ambito di trasformazione dell’azienda da speciale in società per azioni.
Attualmente la zona comprende l’impianto di selezione dei rifiuti restanti e speciali, quello di termovalorizzazione, l’officina di manutenzione generale ed il centro operativo dei servizi di spazzamento e raccolta.
L’impianto viene alimentato principalmente da CDR, da frazione secca dei rifiuti solidi urbani provenienti dall’impianto di preselezione, da rifiuti sanitari, farmaci e cosmetici scaduti ed in via eccezionale anche da RAU13 e RSAU.
L’impianto comprende due linee gemelle (già esistenti), con l’inserimento della nuova terza linea.
Il nuovo termovalorizzatore è progettato per essere in grado di massimizzare la produzione di energia elettrica, di soddisfare i requisiti d’impatto ambientale e di garantire un’operatività che ponga in primo piano la qualità dell’ambiente di lavoro e la sicurezza del personale.
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Il progetto utilizza tutte le migliori tecnologie presenti e prevede l’esercizio dell’impianto in maniera continuativa (24 ore al giorno per sette giorni alla settimana con le sole fermate previste per la manutenzione stimate in 65 giorni l’anno).
Il progetto prevede che le tre linee di fumi e tutti gli apparati che le precedono o le seguono siano contenute in un unico edificio principale. Tale struttura sarà costituito da un’unica canna fumaria che conterrà tre camini termoisolanti, la struttura sarà completata in 36 mesi dall’inizio dei lavori e avrà una durata ventennale per le apparecchiature elettromeccaniche mentre sarà di 30-40 anni per le opere edili e strutturali.
4.2 FUNZIONAMENTO E PRODUZIONE DI ENERGIA ELETTRICA DELLE LINEE 1 E 2.
Il ciclo dell’impianto di termovalorizzazione può essere suddiviso nelle seguenti tre sezioni:
- Incenerimento - Recupero energetico - Depurazione fumi
Le attuali linee esistenti hanno una capacità di 2 x 90 t/g =180 t/g, mentre la terza linea avrebbe un carico nominale di 230 t/g.
Il rifiuto in ingresso all’impianto è stoccato nella fossa di carico del forno, il successivo carico ai forni avviene mediante un sistema di griglie mobili su carroponti.
La fossa di stoccaggio, di volume pari a 1.800 m3, è dotata di un sistema di captazione dell’eventuale percolato formatosi dalla frazione umida residua.
Al fine di evitare la diffusione degli odori sgradevoli nell’ambiente, la fossa di stoccaggio è mantenuta in lieve depressione, l’aria aspirata è utilizzata come aria di combustione tramite convogliamento al circuito primario dell’impianto di incenerimento. La portata di aspirazione è tale da assicurare almeno un ricambio orario dell’aria contenuta nella fossa rifiuti.
I forni di incenerimento sono alimentati anche grazie ad una linea automatizzata, separata dalla fossa rifiuti, destinata esclusivamente al carico dei rifiuti sanitari potenzialmente infetti, aventi potenzialità di trasporto pari a 10 t/giorno.
I rifiuti sanitari sono stoccati in aree coperte e successivamente inviate tramite la linea di caricamento separata alle tramogge di trasporto ai forni, in quest’ultime i rifiuti sanitari sono interposti tra due strati di rifiuti non pericolosi.
All’interno delle camere di combustione, avviene il mescolamento tra le diverse tipologie di rifiuti alimentati.
La linea di caricamento dei rifiuti sanitari è ubicata all’interno di un’area coperta nella quale è effettuato lo stoccaggio provvisorio del materiale da incenerire, nonché il carico manuale delle confezioni sul nastro trasportatore.
Il tamponamento laterale della superficie coperta è realizzato mediante materiale lavabile, il pavimento, anch’esso lavabile, è dotato di pendenze tali da assicurare il deflusso delle acque impiegate per il lavaggio del locale.
Al fine di ottimizzare la capacità produttiva dei forni, nonché di massimizzare il recupero energetico, le griglie su cui avviene l’incenerimento dei rifiuti sono raffreddate ad acqua, così come le superfici laterali del forno non sono di tipo refrattario, ma membranate di tubi bollitori con rivestimento in carburo di silicio. L’aria primaria necessaria per la combustione dei rifiuti è immessa nel forno, previo preriscaldo ottenuto impiegando il vapore prodotto in caldaia, al fine di completare le reazioni di ossidazione ed eventualmente correggere la temperature dei fumi viene inviato nel forno un flusso di aria secondaria, anch’esso preventivamente preriscaldato.
A valle di ciascuna camera di combustione è ubicata la relativa camera di post combustione, all’interno della quale avviene il completamento delle reazioni di ossidazione termica.
La post combustione, assicura la decomposizione dei composti organici clorurati e preclude in modo sostanziale la formazione dei precursori delle diossine. Nel caso in cui la temperatura del forno non sia sufficiente ad assicurare la decomposizione dei prodotti organici clorurati, vengono attivati dei bruciatori supplementari a metano.
La camera di post combustione (circa 99 m3), è ubicata sulla volta del forno anch’essa è dotata di pareti membranate di tubi rivestiti in carburo di silicio; la temperatura di ingresso dei fumi è circa 1.150°C, mentre la temperatura in uscita è 1650°C, il tempo di permanenza dei fumi al suo interno è superiore a 2 secondi. Nella camera di post combustione inizia il trattamento di depurazione dei fumi con iniezione di urea e/o ammoniaca per l’abbattimento degli ossidi di azoto presenti nei fumi di combustione.
I fumi in uscita dalle due linee sono inviati alle rispettive sezioni di recupero termico, mentre le ceneri e le scorie sono raccolte nelle tramogge situate sotto le griglie ed avviate alla vasca di raccolta per il loro spegnimento, prima di essere conferite all’esterno.
Il recupero dell’energia è basato sul ciclo acqua vapore. Ciascuna linea è collegata ad una sezione di recupero energetico grazie ad un generatore di vapore in grado di produrre 17.5 ton/h di vapore a 38 bar e 360° C. il recupero di calore dai fumi è realizzato tramite fasci tubieri attraversati internamente da acqua o vapore a seconda della sezione, ed esternamente da fumi di combustione, inoltre è presente un economizzatore da 350m² per il preriscaldamento dell’acqua proveniente dal condensatore di vapore.
I fumi entrano a 1.065° C ed escono a 938° C, il surriscaldamento ha una superficie pari a 350 m2, i fumi in uscita dalla caldaia hanno la temperatura di 200° C.
L’efficienza del recupero termico dipende dalla conducibilità termica delle pareti dei fasci tubieri, al fine di prevenire l’eccessivo sporcamento delle stesse, con conseguente riduzione del rendimento dello scambio termico, è prevista la pulizia dei fasci tubieri tramite sistemi automatizzati costituiti da soffiatori di fuliggine alimentati dal vapore prelevato dalla turbina.
La potenza elettrica del generatore è 6.673 KW.
I fumi provenienti dal processo di combustione dei CDR e dagli altri rifiuti contengono sostanze inquinanti principalmente rappresentate da polveri, acido cloridrico, ossidi di azoto, biossido di zolfo, ossido di carbonio ecc…, al fine di
diminuire la concentrazione di tali inquinanti all’interno della miscela gassosa, ogni linea di processo è dotata di una sezione di depurazione dei fumi.
Il processo di rimozione delle sostanze inquinanti ha inizio nella camera di post combustione, ove è iniettata ammoniaca e o urea, l’alta temperatura presente all’interno dell’apparecchiatura favorisce la formazione di radicali liberi. Questi così formati, trovandosi in condizioni termodinamiche e cinetiche favorevoli, reagiscono con gli ossidi di azoto presenti con formazione principale di acqua e azoto, sottoprodotti della reazione sono rappresentati da anidride carbonica e piccole quantità di ammoniaca ricombinata.
All’uscita della camera di post combustione i fumi attraversano la sezione di recupero energetico, ove non subiscono processi depurativi.
I fumi ormai esausti, uscenti dalla sezione di recupero energetico, entrano nella sezione di depurazione rappresentata da quattro apparecchiature disposte in serie: Torre di condizionamento: i fumi sono raffreddati mediante insufflazione di acqua ed aria compressa. All’interno di tale torre avverrà il primo abbattimento delle polveri fini trascinate dalle correnti gassose.
Tubo venturi: ai fumi è imposto un regime di moto turbolento, i vortici così formati permettono il completo miscelamento nella corrente gassosa del bicarbonato e dei carboni attivi iniettati nella gola del tubo venturi.
Reattore di assorbimento: in questa apparecchiatura si completano le reazioni tra gli inquinanti acidi presenti ed il bicarbonato iniettato; i metalli pesanti contenuti nei fumi della combustione possono essere in fase solida o vapore, l’abbassamento della temperatura favorisce la loro condensazione, mentre i carboni attivi presenti permettono l’adsorbimento del mercurio e delle tracce residue di altri metalli presenti in forma aeriforme. La presenza di carboni attivi consente la rimozione dei composti organici clorurati presenti. I metalli condensati ed i carboni attivi sono rimossi dal reattore sotto forma di particolato fine.
Filtri a maniche: i fumi in uscita dal reattore di adsorbimento sono dunque convogliati ai filtri a maniche per l’eliminazione delle polveri fini. Ciascun filtro è costituito da cinque celle contenenti 96 maniche, ciascuna posizionata in serie,
per una superficie complessiva di 662m², più un ulteriore cella contenente 108 maniche in gorotex con superficie filtrante di 149m².
I fumi prodotti dalle singole linee di incenerimento dopo i trattamenti di eliminazione degli inquinamenti effettuati nelle rispettive sezioni di abbattimento sono convogliati al camino, per l’immissione in atmosfera.
Le polveri intercettate nella torre di condizionamento, nel reattore di adsorbimento e nel filtro a maniche sono avviate all’impianto di inertizzazione prima del loro conferimento all’esterno.
La nuova terza linea sarà realizzata parallelamente alle linee 1 e 2. A seguito della maggiore potenzialità e del sistema di depurazione più complesso ed efficace, la linea 3 avrà una lunghezza complessiva maggiore di circa 40m. rispetto alle linee esistenti. Con questo posizionamento non viene esclusa la possibilità di realizzare, a medio termine, una linea analoga alla 3, in sostituzione delle attuali 1 e 2.
L’impianto può funzionare continuamente al carico massimo di progetto ed in modo completamente automatico, senza la necessità di presidio al di fuori della sala di controllo, salvo che per le operazioni di carico dei silos di stoccaggio dei reagenti e di scarico e movimentazione dei prodotti di risultato dalla depurazione dei fumi.
4.2.1 DESCRIZIONE DELLE FASI DEL PROCESSO DELLA LINEA 3.
Conferimento e stoccaggio rifiuti.
I rifiuti caricati dagli automezzi di raccolta della spazzatura, vengono convogliati all’interno della fossa rifiuti esistente, infatti grazie ai suoi 6 portoni di scarico risulta sufficientemente dimensionata anche per l’esercizio della nuova linea 3. La recente costruzione dell’impianto di preselezione, ha permesso la creazione di sufficienti volumi aggiuntivi di accumulo, per la gestione dell’incremento del flusso di rifiuti.
La movimentazione della frazione combustibile dei rifiuti al’interno della fossa, è assicurato da due carroponte con benna a polipo ad azionamento idraulico, di cui
una di recente istallazione, mentre l’altra deve essere sostituita a causa della sua obsolescenza.
I due carroponte sono dotate di benne con capacità di 3 mc., tale volume risulta soddisfacente per la gestione dell’accresciuto quantitativo dei rifiuti conferiti.
Combustione e produzione di vapore.
Dalla fossa di accumulo, la frazione di combustibile dei rifiuti viene portata a mezzo di carroponte, nella tramoggia del forno. Per la combustione è stato proposto un forno con griglia raffreddata ad acqua, Tale tipologia di forno è una tecnologia impiegata da decenni nel settore della termovalorizzazione dei rifiuti e che si è rilevata efficiente e affidabile. In seguito al continuo aumento del potere calorifico dei rifiuti conferiti agli impianti di termovalorizzazione, da circa 10 anni si sono sviluppate griglie raffreddate ad acqua che consentono la combustione anche dei rifiuti con elevato potere calorifico. Successivamente la frazione scenderà lungo un condotto raffreddato ad acqua fino allo spintore di dosaggio. I rifiuti accumulati nel condotto fungono anche da tappo per evitare infiltrazioni di aria incontrollata nella camera di combustione.
Il dosaggio della frazione combustibile dei rifiuti nel forno avviene a mezzo di cassetti rovesciati azionati da cilindri idraulici. Frequenza e velocità di spinta dei cassetti determinano la quantità di frazione combustibile dei rifiuti introdotta nel forno, e sono regolati automaticamente dal sistema di controllo e comando. Dal dosatore i rifiuti entrano nella camera di combustione, la cui suola è una griglia costruita da barrotti raffreddati ad acqua. Questo permette la combustione di rifiuti ad alto potere calorifico, senza raggiungere eccessive temperature sulla superficie esterna dei barrotti, le quali ne causerebbero un veloce deterioramento. Quest’ultimi vengono sistemati su telai mobili, i quali muovono i rifiuti in direzione dello scarico delle scorie ad una velocità regolata dal sistema di controllo e comando in funzione di vari parametri.
Sulla griglia avviene la combustione. Alimentata da aria primaria insufflata da sotto la griglia e da quest’ultima omogeneamente distribuita. Le scorie restanti dopo la combustione sono scaricate in fondo alla griglia in un descorificatore
colmo d’acqua, nel quale si raffreddano. Tramite l’azionamento idraulico di un apposito spintore, le scorie sono periodicamente espulse dal descorificatore e trasportate con nastro a placche metalliche, nell’avanfossa delle scorie.
I fumi prodotti dalla combustione primaria salgono verso l’alto ed, all’entrata della camera di postcombustione, sono miscelati con aria di combustione secondaria e parzialmente con fumi ricircolati da dopo l’elettrofiltro. L’aria secondaria ed i fumi di ricordo, sono immessi ad alta velocità, tramite appositi ugelli sistemati nelle pareti a monte ed a valle del forno.
Questo mescolamento ha lo scopo di favorire la combustione delle componenti rimaste incombuste e garantire in questo modo la combustione totale dei composti organici.
Il parziale ricircolo e i fumi nella camera di combustione, circa il 15% del totale dei fumi prodotti, fa si che la quantità di fumi in uscita dalla caldaia sia inferiore. Questo permette un migliore rendimento della caldaia, un minor dimensionamento delle componenti per il trattamento dei fumi ed un consumo elettrico inferiore per l’aspirazione dei fumi fino al camino.
Sono istallati due bruciatori di sostegno che si innescano automaticamente quando la temperatura scende sotto il limite prescritto dalla legge (850° C). Altri due forni invece entrano in esercizio all’avviamento del forno, per portarlo ad una temperatura sufficientemente alta prima dell’introduzione dei rifiuti, in modo tale da assicurare le condizioni sufficienti per avere la temperatura di combustione
La camera di post combustione è praticamente il prolungamento della camera di combustione. Le pareti sono parte integrante della caldaia, e nei tubi scorre acqua che funge contemporaneamente da mezzo di raffreddamento e da recuperatore del calore sprigionato dalla combustione dei rifiuti.
Lo scopo della caldaia è quello di recuperare il calore dai fumi della combustione, ed è stata proposta con 3 tratti radianti verticali e una sezione convettiva orizzontale.
Questa soluzione adottata presenta molti vantaggi per ciò che riguarda la pulizia della caldaia, in quanto quest’ultima avverrà meccanicamente, con un sistema a
martelli che colpisce ad intervalli regolabili in senso orizzontale, i fasci di tubi. Tali percussioni provocano fortissime accelerazioni e vibrazioni istantanee, le quali a loro volta provocano la separazione dei depositi della superficie dei tubi. I depositi cadono per gravità nelle tramogge sottostanti, e da qui sono estratte e trasportate al silo di accumulo.
Con questa tipologia di pulizia, si raggiungono periodi di esercizio ininterrotto di 8.000 ore, molto maggiori rispetto alle tradizionali caldaie verticali.
L’acqua viene presa da un serbatoio e pompata nella caldaia, grazie al calore derivante dalla combustione dei rifiuti, si riscalda ed evapora. Il vapore viene immesso in una turbina nella quale si espande fino a pressioni di vuoto, l’energia così prodotta viene trasferita in un generatore che produce energia elettrica e verrà successivamente immessa nella rete.
La temperatura dei fumi in uscita dalle due linee esistenti della camera di combustione è di circa 1000°-1150°. I fumi passano nella camera di post combustione nella quale permangono per circa due secondi alla temperatura non inferiore a 950°. Questi fumi, che presentano una percentuale di ossigeno con più del 6% di volume vengono indirizzati al sistema di scambio termico che consente la produzione di 9 t./h per linea di vapore surriscaldato alla temperatura massima di 350° e pressione pari a 38 bar. Il vapore indirizzato alla turbina fornisce una potenza di circa 3 MW elettrici. In seguito i fumi vengono immessi nel sistema di filtrazione a calce per abbattere l’acido cloridrico e in un altro sistema a filtri per eliminare le polveri. Al termine i fumi sono immessi nel camino e quindi nell’atmosfera, previo monitoraggio. L’acqua utilizzata per il raffreddamento dei condensatori della turbina viene prima inviata ad un letto di filtrazione a sabbia per la rimozione dei solidi sospesi e quindi ad un impianto di addolcimento per abbattere la concentrazione di Sali di calcio. Il raffreddamento dell’acqua è effettuato con torri di evaporazione con una capacità di scambio di 12.000.000 kcal/h.
La capacità annua di trattamento dei rifiuti su 300 giorni di funzionalità della terza linea sarebbe di 69.000 ton/anno di cui 66 ton/anno di CDR da terzi e 3.000 ton/anno autorizzate per lo smaltimento di rifiuti speciali. Il fattore di
funzionamento del ciclo di produzione dell’energia elettrica è previsto in 285 giorni/anno per una quantità complessiva di energia ceduta alla rete pari a 60.192 MWh/anno.
I residui solidi uscenti dal processo di combustione sono:
- Le scorie uscenti dal forno per un totale di 13.750 ton/anno pari al 21% dei rifiuti smaltiti.
- Ceneri volanti estratte dalla caldaia, da smaltire, per una produzione di 4.600 ton/anno, pari al 7 % dei rifiuti smaltiti. - Polveri da filtro.
4.3 DATI TECNICI PRINCIPALI DEL TVR.
Riportiamo nella tabella sottostante alcuni dati tecnici relativi alla realizzazione della terza linea.
OGGETTO UNITà VALORE Capacità giornaliera di smaltimento rifiuti
Potere calorifico medio dei rifiuti Potenza calorica nominale Portata fumi nominale Produzione vapore nominale Condizioni vapore alla turbina
Potenza elettrica nominale ai morsetti del generatore t/g Kj/kg MW Nm3/h t/h bar/°C MW 230 15.000 40 71.100 50,3 40/375 10,7
EMISSIONI AL CAMINO UNITà VALORE Polveri totali Sostanze organiche (COT) HCI HF SO2 NOx CO NH3 Cd, TI Hg
Sb, As, Pb, Cr, Co, Cu, Mn, Ni, V, Sn IPA PCDD-PCDF mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 mg/Nm3 2 4 5 0,2 20 60 20 10 0,02 0,02 0,2 0,01 0,1
Tabella 4 Emissioni al camino e carichi annui per la sola linea 3
4.4 AFFIDABILITA’ E SICUREZZA.
L’affidabilità dell’impianto è fondamentale per minimizzare gli impatti sull’ambiente esterno, diretti e indiretti, provocati da disservizi di minima durata o prolungati nel tempo per interventi non programmati di manutenzione straordinaria o per la sostituzione di parti dell’impianto.
Eventuali impatti diretti possono essere provocati dal cattivo funzionamento di parti o da fuoriuscite di fluidi e materiali solidi.
L’impatto indiretto si verifica quando si deve interrompere il funzionamento della linea di trattamento nelle modalità nominali con conseguente trasferimento del rifiuto ad altro impianto di smaltimento o in discarica.
L’impianto in seguito alla realizzazione del progetto sarà costituito da tre linee, quindi anche il mancato funzionamento di una linea può non comportare problemi di smaltimento alternativo se l’inconveniente è rimediabile in tempi brevi. Per la nuova linea è prevista un funzionamento continuo di circa 7.500-8.000 ore/anno.
Questo obbiettivo è possibile raggiungerlo utilizzando le tecnologie individuate nel progetto definitivo le quale prevedono:
Opportune schermature per le apparecchiature che presentano livelli di pressione sonora particolarmente elevati e studio teso a evitare effetti di risonanza dovuti alla velocità dei fumi nel camino.
Particolare attenzione al sistema di trasporto e scarico di polveri e ceneri.
Prescrizioni relative al valore massimo del 1° fascio tubero del surriscaldatore, in quanto costituisce la sezione più critica della caldaia per le sollecitazioni termiche e per l’attacco chimico e fisico lato fumi.
Temperatura dello scambiatore fumi-fumi al fine di evitare corrosioni e condense.
A queste prescrizioni ne aggiungiamo altre che debbano essere previste nel progetto esecutivo per la sicurezza del personale di gestione.
Indicazioni a livello progettuale degli accorgimenti utilizzati per la sicurezza dei lavoratori durante lo scarico dei rifiuti in fossa e sul piano tramoggia.
Indicazioni relative alla temperatura di tutte le parti che possono prestare temperature particolarmente elevate che possono venire a contatto con il personale di gestione.
Particolare attenzione alla accessibilità ai punti di innesto dei reagenti.
Indicazioni relative alla schermatura dei cavi elettrici e ai valori massimi di intensità dei campi elettrico magnetico dei trasformatori previsti per la terza linea di termovalorizzazione.
4.5 PROBLEMI LOGISTICI E TEMPORALI CONNESSI CON LA REALIZZAZIONE DELLA TERZA LINEA.
La realizzazione della terza linea comporterà alcuni problemi logistici di localizzazione e spostamento dell’impianti già esistenti. Saranno infatti necessari dei lavori preliminari al fine di rendere disponibile l’area destinata alla terza linea. Tali lavori sono:
- Spostamento della centrale di aria compressa dalla sua sistemazione attuale.
- Spostamento dei silos delle polveri e dell’impianto di inertizzazione verso il piazzale di fronte all’attuale scarico delle scorie.
- Smantellamento dell’impianto di trattamento del percolato - Spostamento delle torri di raffreddamento poste sul tetto
dell’attuale edificio turbina verso nord.
Secondo il progettista questi lavori sono da effettuare con un preciso programma che comporterà il fermo delle linee 1 e 2 per circa 1 mese.
Durante le restanti fasi di costruzione le due linee esistenti potranno restare in esercizio. Sempre secondo il progettista saranno necessari pochi giorni per lo spostamento delle condotte di espulsione dei fumi dal vecchio al nuovo camino, nonché in occasione di lavori di conversione dalla vecchia alla nuova cabina elettrica di media tensione.
Le soluzione tecnologiche apportate per il realizzo del potenziamento del termovalorizzatore risultano un buon compromesso fra qualità e costo.
Il progetto non prevede l’ampliamento della fossa di stoccaggio dei rifiuti in ragione di una presunta flessibilità nell’insieme di TVR/preselezionato, ma si dovrebbe procedere a una ulteriore verifica delle ipotesi effettuate.
In relazione all’interferenza di tale progetto sulle linee già esistenti si dovrà sottolineare come il tempo di arresto di tale linee risulti essere sottostimato (circa un mese) e che i lavori da eseguire con il normale esercizio delle altre linee comportano una serie di accorgimenti tecnici e di sicurezza che ne possano ritardare l’attuazione. Sembra quindi più ragionevole ipotizzare il fermo complessivo per circa 4-6 mesi Non è escluso che l’impatto del cantiere sulle linee in marcia ne possa saltuariamente ostacolare il normale funzionamento. La costruzione della terza linea in adiacenza alle altre due potrà comportare problematiche connesse alle operazioni di manutenzione delle linee, vista la progressiva riduzione degli spazi, per cui sarà necessario sviluppare un progetto esecutivo che valuti anche tali esigenze.
Si ritiene inoltre che tutta la logistica interna dell’area Picchianti sarà modificata in maniera rilevante.
4.5.1 CRITICITà CONNESSE ALLA REALIZZAZIONE DEL TERMOVALORIZZATORE.
La realizzazione di tale opera determinerà nei confronti del pubblico determinati agenti che non dipendono dal valore reale del rischio, ma bensì da come essi vengono percepiti.
La percezione del rischio dipende da diversi fattori che includono i modi e le maniere con cui i possibili danni sono comunicati. La percezione del rischio legata alle attività di potenziamento del TVR è strettamente legata alla comunicazione del rischio e differisce largamente secondo le categorie di persone, in particolare tra esperti e grande pubblico.
Il rischio è un concetto connesso con le aspettative umane. Indica un potenziale effetto negativo che può derivare da determinati processi in corso o da eventi futuri. Nella valutazione di rischio professionale si intende il concetto della probabilità di verificarsi un evento con l’impatto che questo potrebbe avere e con le sue differenti circostanti di accadimento. L’incertezza delle previsioni, la necessità di garantire sostenibilità nelle scelte relative all’uso del territorio possono determinare nella popolazione forti elementi di preoccupazione e una percezione del rischio superiore a quello effettivo e non sempre supportato dalle analisi condotte.
Si può quindi dire che un corretto ed efficace sistema di informazione e comunicazione che segue l’impianto in tutte le sue fasi, sia un elemento di fondamentale importanza per l’amministrazione delle sue relazioni con la popolazione locale.
Un problema importante connesso con la realizzazione del termovalorizzatore è rappresentato dall’interferenza con il traffico locale dovuta alla circolazione di mezzi pesanti impegnati nell’attività di trasporto dei rifiuti all’impianto e successivamente delle scorie da esso prodotte verso le discariche di esercizio. Tale problema se non viene affrontato adeguatamente può ripercuotersi sulla popolazione locale, causando disagi e problemi di sicurezza della circolazione sull’ambiente circostante, in relazione soprattutto alla qualità dell’aria dovuta
all’incremento del traffico. Al fine di minimizzare le interferenze con la viabilità locale, nella fase di localizzazione dell’impianto si dovrà tenere in considerazione la possibilità di ripartire il traffico (sempre se è possibile).
Infine un effetto legato alla realizzazione del termovalorizzatore è rappresentato dalla possibile svalutazione degli immobili presenti nelle immediate vicinanze dell’impianto. In soccorso a questo intervento dovrebbe intervenire un processo di compensazione ambientale al fine di migliorare la qualità di vita dei cittadini residenti nell’area di influenza dell’impianto attraverso misure che dovranno prevedere interventi per il miglioramento della qualità dell’aria, riduzione di fattori preesistenti, realizzazione di spazi verdi con forestazione e piantumazione al fine di limitare l’impatto visivo e l’inquinamento acustico.
4.6 COSTI E RICAVI PROVENIENTI DAL FUNZIONAMENTO DEL TVR.
La quantificazione economica dipenderà da diversi elementi, bisognerà tener conto della potenza elettrica nominale netta, del fattore medio annuo di utilizzazione dell’impianto, dall’ammontare economico di ciascun certificato verde la cui entità è individuabile solo in maniera approssimata dipendendo dal mercato elettrico ed infine dal prezzo del CDR.
Per quanto riguarda la potenza elettrica del progetto relativa al funzionamento nominale dell’impianto, valgono le seguenti quantificazioni:
Potenzialità nominale 220.000 Kg/giorno di CDR Potere calorifico inferiore combustibili = 15.000 Kj/Kg; Portata ponderale di vapore surriscaldato14 = 43.500 Kg/h; Potenza termica totale corrispondente = 38 MW th;
Rendimento medio di conversione in e.e.15 = 26%; Potenza elettrica lorda ai morsetti = 9,9 MWe;
14
Valutata sulla base del solo CDR o combustibile equivalente utilizzato, escludendo quindi il contributo dei rifiuti sanitarie.
15
Autoconsumi del gruppo turbo-alternatore = 1,4 MWe; Potenza elettrica nominale in rete = 8,5 MWe.
La definizione del prezzo del CDR è stato effettuato dall’Agenzia Regione Toscana, la quale ha effettuato un’indagine di mercato sui prezzi operanti dagli impianti nazionali ad oggi attivi e sulle sue dinamiche future.
Tale indagine aveva portato (secondo lo stato attuale normativo), alle seguenti soluzioni per lo smaltimento dei CDR :
1. Smaltimento in discarica sino al 31 dicembre 2009, salvo proroghe ulteriori.
2. Trattamento termico in impianti dedicati.
Lo smaltimento in discarica del CDR non permetteva la possibilità di attivare logiche strategiche gestionali se non quelle di breve periodo:
- Le norme impongono il divieto di posa a dimora di frazioni combustibili dal 1-01-2010.
- La difficoltà crescente nella localizzazione di nuovi siti da coltivare.
Ad oggi non esistono altre soluzioni sul mercato rispetto all’utilizzo di forni di combustione che operano il recupero energetico. Tale metodo risulta essere nel breve medio periodo un elemento di obbligatorietà per il rispetto del vigente quadro normativo europeo in materia di gestione dei rifiuti. Nel prossimo futuro si verificherà un processo dinamico di rialzo del prezzo, dovuto al venir meno degli incentivi relativi alla produzione di energia dei rifiuti.
In base a tutto questo è stato calcolato che il quadro economico della gestione della terza linea è basata su un prezzo del CDR pari a 90 € /ton. Non è stato considerata però, la dinamica rialzista del prezzo per il prossimo futuro, sulla base della quale ci attendiamo un incremento del prezzo del CDR significativamente superiore a quello dei costi di gestione.
Il prezzo dei rifiuti speciali è stato fissato a 300 €/ton in base al prezzo vigente nei mercati. I ricavi complessivi dai rifiuti risultano essere € 6.840.000.
4.6.1. ANALISI COSTI E BENEFICI DEL TVR.
A fronte dei miglioramenti ambientali che la realizzazione del nuovo impianto induce, soprattutto per la drastica riduzione delle quantità di scarti da inviare in discarica e per l’uso di fonti rinnovabili di energia per produzione di energia elettrica, si riscontrano dei vantaggi in termini economici per quanto riguarda i costi di trattamento del rifiuto nel suo complesso.
4.6.1.1 COSTI DI INVESTIMENTO.
Tali costi vengono riportati nella seguente tabella.
€ %
Opere civili 14.550.000 26%
Ricevimento ed alimentazione 500.000 1%
Sezione di combustione (da tramoggia di carico ad
estrazione scorie compresi bruciatori e sistema aria
di combustione) 11.200.000 20%
Generatori di vapore (compreso scarico polveri,
struttura e coibentazione) 4.500.000 8%
Circuito termico (compreso turboalternatore) 6.500.000 12%
Depurazioni fumi (compreso dosaggio reagenti e
stoccaggio polveri) 5.800.000 11%
Espulsione fumi (ventilatori, camino, sistema di
monitoraggio, condotti) 2.500.000 4%
Impianti ausiliari (sistema di illuminazione esterna
involucro) 3.100.000 6%
Impianto elettristrumentale 5.400.000 10%
Apparecchiature informatiche per il telecontrollo 950.000 2%
4.6.1.2 COSTI DI ESERCIZIO.
I costi di esercizio sono rappresentati dai reagenti, dallo smaltimento di scorie e polveri, e dall’incremento del personale necessario.
Costi dei reagenti: I costi dei reagenti necessari nella linea dei fumi, viene stimato in 800.000 €/anno sulla base dell’esperienza derivante dalle altre 2 linee già funzionanti.
Costi di smaltimento di scorie: Il costo di smaltimento delle scorie incluso anche il trasporto è pari a 88 €/ton, che per una produzione stimata di 13.750 ton/anno comporta un costo annuo di 1.210.000 €. Per quanto riguarda il costo delle ceneri e delle polveri fini incluso il costo di trasporto è di 190 €/ton che per una produzione di 4.600 ton/anno comporta un costo annuo di 874.000.
Costi del personale: Il personale da incrementare per la gestione della terza linea, previsto a pieno regime, è di 12 unità aggiuntive al personale già impegnato nella gestione operativa dell’impianto già esistente. Nel settore amministrativo non è presente alcun incremento del personale . Il costo medio annuo per unità di personale è stato determinato sulla base dei trattamenti contrattuali vigenti, in 45.000 €, omnicomprensive. Quindi il totale complessivo di costo derivante da personale è 540.000 €.
4.6.1.3. COSTI MANUTENZIONE.
Gli oneri di manutenzione ordinaria e straordinaria sono stati simulati per centro di costo e suddivisi per il periodo di vita dell’impianto. Essi comprendono i costi del materiale e quelli della mano d’opera. Per quanto riguarda la mano d’opera i costi sono valutati tenendo conto che gli interventi saranno effettuati per l’80% da personale AAMPS mentre quelli straordinari si verificano presuntivamente ogni quattro anni e comportano un onere economico puntuale di 2.000.000 €.
Assumendo un costo della mano d’opera esterna di 30 €/h, risulta in definitiva un onere medio annuo sul periodo considerato complessivamente pari a 650.000 così ripartito:
Manutenzione ordinaria 120.000€/anno Manutenzione straordinaria 500.000€/anno.
Per incentivare l’uso di energie rinnovabili, l’articolo 11 del decreto legislativo n.79/99, prevede che gli importatori e i soggetti responsabili degli impianti in ciascun anno importano o producono energia da fonti non rinnovabili abbiano l’obbligo di immettere nel sistema elettrico nazionale una quota prodotta da impianti di fonti rinnovabili entranti in esercizio o ripotenziati, limitatamente alla producibilità aggiuntiva. Per adempiere all’obbligo dell’articolo 11 i produttori e importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili possono:
Avvalersi dei certificati verdi associati alla realizzazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio, a seguito di nuova costruzione, potenziamento, rifacimento, o riattivazione, in data successiva all’1 aprile 1999 che hanno ottenuto la qualifica di impianto alimentato da fonti rinnovabili ai sensi dell’articolo 4, comma 3, del decreto ministeriale 11 novembre 1999, ora abrogato e sostituito dal decreto ministeriale 24 ottobre 2005.
Acquistare i certificati verdi da soggetti titolari di impianti IAFR, negoziandoli direttamente o tramite la società Gestore del mercato Spa.
Acquistare dalla società gestore dei servizi elettrici Spa i certificati verdi relativi alla produzione di energia elettrica degli impianti di cui all’articolo 3, comma 7, della legge 14 novembre 1995, n.481 entranti in esercizio dopo l’1 aprile 1999.
Il nuovo quadro delineato dal decreto legislativo 79/99 individua tre gruppi di soggetti in relazione agli incentivi corrisposti all’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili.
1. i produttori e importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili, che sono soggetti all’obbligo e che concorrono a determinare la domanda di certificati verdi.
2. i produttori da cogenerazione e da fonti rinnovabili entrati in esercizio prima del 1 aprile 1999, che sono esentati dall’obbligo sull’energia elettrica prodotta da tali impianti. 3. i produttori da fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 1
aprile 1999, che hanno diritto a ricevere i certificati verdi in base alla propria produzione.
4.6.2. INCENTIVI, CERTIFICATI VERDI.
Per incentivare l’uso delle energie rinnovabili, il risparmio energetico, la riduzione delle immissioni di anidride carbonica e l’utilizzo delle risorse energetiche nazionali, è stato approvato l’articolo 11, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 Quest’ultimo prevedeva che gli importatori e i soggetti responsabili degli impianti che, in ciascun anno, importano o producono energia elettrica da fonti non rinnovabili hanno l’obbligo di immettere l’anno successivo nel sistema elettrico nazionale, una quota di energia prodotta da impianti rinnovabili entrati in esercizio o ripotenziati, limitatamente alla producibilità aggiuntiva, in data successiva a quella di entrata in vigore del medesimo decreto legislativo n. 79/99.
Nel 2002 la quota è stata fissata al 2%. L’articolo 11, comma 2, del decreto legislativo n. 79/99, prevedeva che l’obbligo si applicasse alle importazioni e alle produzioni di energia elettrica da fonti non rinnovabili, al netto della cogenerazione, degli autoconsumi di centrale e delle esportazioni, eccedenti i 100 GWh, nonché al netto dell’energia elettrica prodotta da impianti di gassificazione che utilizzino anche carbone di origine nazionale.
L’articolo 11 del decreto legislativo n. 79/99 permette ai produttori e importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili di:
- Avvalersi dei certificati verdi associati alla realizzazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio a seguito di nuova costruzione, potenziamento, rifacimento, o riattivazione, in data successiva all’1 aprile 1999 e che hanno ottenuto la qualifica di Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili (IAFR) ai sensi dell’articolo 4, comma 3, del decreto ministeriale 11 novembre 1999, ora abrogato e sostituito dal decreto ministeriale 24 ottobre 2005;
- Acquistare i CV da soggetti titolari di impianti IAFR, negoziandoli direttamente o tramite la società Gestore del mercato Spa.
- Acquistare dalla società Gestore dei servizi elettrici Spa (GSE) i certificati verdi relativi alla produzione di energia elettrica degli impianti di cui all’articolo 3, comma 7, della legge 14 novembre 1995, n. 481 (impianti Cip n. 6/92) entrati in esercizio dopo l’1 aprile 1999.
Il decreto legislativo n. 79/99 individua dunque tre gruppi di soggetti in funzione agli incentivi corrisposti all’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili:
1) i produttori ed importatori di energia elettrica da fonti non rinnovabili, che sono soggetti all’obbligo e che concorrono a determinare la domanda di CV. 2) i produttori da cogenerazione e da fonti rinnovabili entrati in esercizio prima
dell’1 aprile 1999, che sono esentati dall’obbligo sull’energia elettrica prodotta
da tali impianti.
3) i produttori da fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo l’1 aprile 1999, che hanno diritto a ricevere i certificati verdi in base alla propria produzione.
Il meccanismo dei certificati verdi è un sistema di incentivazione basato sulla formazione di domanda mediante l’imposizione di obblighi al fine di determinare lo sviluppo dell’offerta di produzione da fonti rinnovabili.
La domanda di certificati verdi.
La domanda di certificati verdi, ogni anno, è pari ad una quota, definita dal legislatore (2% per l’anno 2002), dei volumi di energia elettrica prodotta o importata da fonti non rinnovabili nell’anno precedente, al netto della cogenerazione, degli autoconsumi di centrale e delle esportazioni, eccedenti i 100
GWh, nonché al netto dell’energia elettrica prodotta da impianti di gassificazione che utilizzino anche carbone di origine nazionale
L’offerta di certificati verdi e la definizione del prezzo di vendita
L’offerta di certificati verdi è rappresentata, ogni anno, dalla produzione di energia elettrica di impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio, o a seguito di nuova costruzione, potenziamento, rifacimento, o riattivazione, in data successiva all’1 aprile 1999 che hanno ottenuto la qualifica IAFR. Tali impianti hanno diritto alla emissione di certificati verdi per l’energia prodotta nei primi otto anni di esercizio, poi portati a dodici anni per effetto dell’articolo 267 del decreto legislativo n. 152/06.
Ogni certificato verde è attualmente riferito ad una produzione pari a 50 MWh. I certificati verdi associati alla produzione degli impianti IAFR vengono emessi dal GSE con riferimento alla produzione di energia elettrica da tali impianti a consuntivo dell’anno precedente, oppure con riferimento alla producibilità dell’anno corrente o dell’anno successivo, salvo conguaglio. Questi certificati sono di proprietà dei produttori di impianti IAFR che li vendono ai produttori e agli importatori.
Il GSE è titolare dei certificati verdi relativi alla quota di energia elettrica prodotta da impianti Cip n. 6/92 alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo l’1 aprile 1999. Tali certificati vengono venduti dal GSE ai soggetti con obbligo di garantire l’equilibrio tra domanda e offerta di certificati verdi. Ciò che il GSE ricava dalla vendita di quest’ultimi contribuisce a ridurre il fabbisogno del conto per nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilati, alimentato dalla componente tariffaria A3.
I certificati verdi nella titolarità del GSE e venduti dal medesimo rappresentano un ricavo per quest’ultimo, ciò permette di sgravare il fabbisogno del conto per nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilati. Il prezzo di vendita dei certificati verdi nella titolarità del GSE è definito dall’articolo 9 del decreto ministeriale 24 ottobre 2005, in particolare tale prezzo è pari alla differenza tra, il costo medio di acquisto ai valori di acconto da parte del GSE, dell’energia elettrica prodotta da impianti Cip n. 6/92 alimentati da fonti rinnovabili nei primi
otto anni di esercizio, al netto dei ricavi derivanti dalla cessione, da parte del GSE, dell’energia stessa. Il prezzo dei certificati verdi venduti dal GSE è quindi strettamente legato al provvedimento Cip n.6/92 alimentati da fonti rinnovabili, dai criteri di aggiornamento dei prezzi di ritiro dell’energia elettrica ai sensi del provvedimento Cip n.6/92 e dai criteri per la rivendita sul mercato dell’energia elettrica ai sensi del provvedimento Cip n.6/92. I certificati verdi del GSE possono essere venduti solo nella sede organizzativa al gestore del mercato. I certificati verdi nella titolarità dei produttori IAFR e da questi venduti rappresentano un ricavo per i medesimi produttori. Tali certificati nella titolarità di produttori IAFR sono contrattabili, oltre che nella sede organizzata dal GME, anche tramite accordo bilaterale. Il prezzo di vendita di questi certifica viene concordato dalle parti. Infatti i certificati verdi di titolarità del GSE vengono ceduti ad un prezzo predeterminato, e questo funge da prezzo massimo di riferimento del mercato. Infatti i certificati di titolarità dei produttori IAFR non possono superare tale valore per non risultare invenduti e vengono di fatto scambiati ad un prezzo di poco inferiore a quello del certificato verde nella titolarità del GSE. Da indagini effettuate dall’Autorità presso i produttori IAFR risulta che i certificati privati vengono mediamente scambiati ad un prezzo circa il 95%–96% del prezzo dei certificati della titolarità del GSE. Si noti che alcuni certificati verdi nella titolarità dei produttori IAFR vengono “autoprodotti”, cioè sono nella disponibilità di produttori che al tempo stesso sono soggetti all’obbligo. L’articolo 5, comma 9, del decreto ministeriale 24 ottobre 2005 ha previsto che, se si verificasse un eccesso di offerta dei certificati verdi dovuto a un mancato adeguamento dell’obbligo, il GSE sarà tenuto ad acquistare la parte in eccesso che ha terminato il periodo di validità dei tre anni, al medesimo prezzo che si applica per la loro vendita nella titolarità del GSE.
L’articolo 5, comma 9, del decreto ministeriale 24 ottobre 2005 ha previsto che, se si verificasse un eccesso di offerta dei certificati verdi dovuto a un mancato adeguamento dell’obbligo, il GSE sarà tenuto ad acquistare la parte in eccesso che ha terminato il periodo di validità dei tre anni, al medesimo prezzo che si applica per la loro vendita nella titolarità del GSE.
Ciò determina un aumento del fabbisogno del Conto per nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate, alimentato dalla componente tariffaria A3, che può diventare considerevole qualora la percentuale d’obbligo continui a non essere aggiornata.
4.6.2.1 CIP.6
Il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi del 29 aprile 1992, n. 6/92, ha dato attuazione alla legge 9 gennaio 1991, n. 9/91, orientata alla liberalizzazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili o assimilate.
La legge n. 9/91 prevedeva un particolare regime giuridico per la produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili o assimilate, attribuendo a Enel, l’obbligo di ritiro dell’energia elettrica prodotta, e affidò al Cip la determinazione del prezzo di cessione dell’energia elettrica prodotta, includendo un corrispettivo aggiuntivo a copertura dei maggiori costi delle diverse tecnologie.
Il Cip, con il provvedimento n. 6/92 ha quindi definito i prezzi di cessione secondo il principio del costo evitato, oltre che i corrispettivi aggiuntivi, per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 30 gennaio 1991, da erogare per i primi otto anni di esercizio.
I prezzi di cessione sopra richiamati sono costituiti dalle seguenti componenti: Costo evitato di impianto;
Costo evitato di esercizio.
Manutenzione e spese generali connesse. Costo evitato di combustibile.
Ulteriore componente: Quest’ultima è una componente incentivante correlata ai maggiori costi delle diverse tipologie di impianto e riconosciuta solo per i primi otto anni di esercizio al fine di coprire i maggiori costi di investimento. Il valore unitario
di tale componente è mediamente più elevato per le fonti rinnovabili rispetto alle fonti assimilate.
Il provvedimento Cip n. 6/92 definisce i criteri di aggiornamento dei prezzi di cessione dell’energia tenendo in considerazione:
Il costo evitato di impianto, il costo evitato di esercizio, manutenzione e spese generali connesse e l’ulteriori componenti siano aggiornati sulla base della variazione dell’indice ISTAT dei prezzi al consumo per l’intera collettività nazionale registrata nell’anno solare precedente;
Il costo evitato di combustibile viene aggiornato sulla base della variazione percentuale registrata tra il valore medio del prezzo del gas naturale di tale anno, riferito a forniture continue per centrali termoelettriche a ciclo combinato con consumo superiore a 50 milioni di metri cubi, e quello dell’anno precedente, facendo riferimento all’accordo Snam/Confindustria;
I prezzi di cessione vengano aggiornati anche a seguito di modifiche normative che comportino maggiori costi aggiuntivi. Successivamente, il decreto del Ministro dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato 24 gennaio 1997 ha definito che l’ammissibilità al provvedimento Cip n. 6/92 è limitata:
per quanto riguarda le iniziative delle ex imprese produttrici-distributrici, agli impianti in corso di realizzazione alla data di entrata in vigore del medesimo decreto (22 febbraio 1997); per quanto riguarda le iniziative di privati, agli impianti già
realizzati, a quelli in corso di realizzazione e alle iniziative e proposte presentate all’Enel entro il 30 giugno 1995.
Nel frattempo, l’articolo 3, comma 1, della legge n. 481/95, in relazione a quanto previsto dall’articolo 2, comma 14, della medesima legge, ha trasferito all’Autorità le funzioni in materia di energia elettrica e gas attribuite dall’articolo 5, comma 2, lettera b, del decreto del Presidente della Repubblica 20 aprile 1994,
n. 373, al Ministro dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato, tra cui quelle attribuite in precedenza al Cip.
Con la stessa legge n. 481/95, inoltre, all’articolo 3, comma 7, veniva sancita l’applicazione del provvedimento Cip n. 6/92 per tutta la durata del contratto, alle iniziative prescelte, ai fini della stipula delle convenzioni, anche preliminari, con l’Enel.
Con l’avvio della liberalizzazione del settore elettrico in Italia a seguito dell’approvazione del decreto legislativo n. 79/99, il GRTN, oggi GSE, è subentrato all’Enel nella titolarità dei diritti e degli obblighi relativi all’acquisto di energia elettrica prodotta da altri produttori nazionali. Pertanto le convenzioni per la cessione dell’energia elettrica ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 vengono attualmente gestite dal GSE in base al nuovo quadro regolamentare e al nuovo scenario del mercato elettrico. In particolare, il GSE ritira commercialmente l’energia elettrica ceduta nell’ambito di convenzioni ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 fino alla loro scadenza riconoscendo ai produttori i prezzi definiti dal provvedimento Cip n. 6/92 per le iniziative prescelte.
L’energia elettrica ritirata viene rivenduta dal GSE sul mercato elettrico, secondo modalità che, ogni anno, vengono definite con decreto del Ministro dello sviluppo economico. La differenza tra ciò che il GSE riconosce ai produttori e i ricavi derivanti dalla rivendita della medesima quantità di energia elettrica sul mercato è coperta dalla componente A3 della tariffa elettrica.
Con riferimento all’anno 2006, l’energia elettrica ritirata dal GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 è stata pari a 48,9 TWh (circa il 16% dell’intera produzione nazionale), generando costi, sostenuti dai clienti del sistema elettrico tramite la componente tariffaria A3, pari a circa 3,5 miliardi di euro.
In termini unitari, il predetto costo del provvedimento Cip n. 6/92, riferito all’anno 2006, è pari a:
- Circa 72 €/MWh se riferito ad ogni MWh prodotto e in particolare pari a circa 108 €/MWh per ogni MWh prodotto da fonti rinnovabili e circa 63 €/MWh per ogni MWh prodotto da fonti assimilate;
- Circa 11 €/MWh se riferito ad ogni MWh prelevato dalla rete con obbligo di connessione di terzi (di cui poco più di 3 €/MWh riferiti alle fonti rinnovabili).
In sintesi:
a) La “produzione Cip 6” è ritirata dal GSE a prezzi di cessione la cui struttura, livello e modalità di aggiornamento sono stati stabiliti dal provvedimento Cip n. 6/92. Tale attività di ritiro costituisce un costo per il sistema.
b) Il GSE vende al mercato la produzione ritirata con modalità economiche stabilite su base annuale dal MSE.
c) I prezzi di vendita, riferito al punto “b”, sono inferiori ai prezzi di cessione di cui al predente punto “a”, quindi, l’insieme delle due attività costituisce un costo per il sistema che trova copertura mediante la componente tariffaria A3.
d) L’operatività della produzione Cip 6 è regolata mediante convenzioni bilaterali tra produttori e GSE concluse sulla base di una convenzione tipo approvata con decreto del Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato il 25 settembre 1992. Al riguardo l’Autorità, con deliberazione n. 138/06, ha già avviato un procedimento seguito da un documento per la consultazione finalizzata a ottimizzare le condizioni di funzionamento degli impianti e a promuovere una gestione di tali impianti coerente con l’attuale assetto del sistema elettrico, nel rispetto delle convenzioni di cessione vigenti.
Gli effetti economici che si riflettono sui clienti finali per effetto dell’operatività dello schema di incentivazione Cip n. 6/92 possono quindi essere controllati agendo sulle citate componenti.
2. Aggiornamento dei prezzi di cessione
In forza del predetto articolo 3, comma 1, della legge n. 481/95, l’Autorità, con la deliberazione n. 61/98, ha avviato un procedimento per l’aggiornamento dei prezzi di ritiro dell’energia elettrica inizialmente definiti dal provvedimento Cip n. 6/92. In esito a tale procedimento, con la deliberazione n. 81/99, l’Autorità ha
aggiornato i prezzi di cessione di cui al provvedimento Cip n. 6/92 unicamente per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili e assimilate nella titolarità delle ex imprese produttrici – distributrici, ritenendo opportuno, per quanto concerne invece le iniziative prescelte (vale a dire per gli impianti di produzione Cip 6 realizzati da privati), richiedere al Consiglio di Stato un parere circa il significato da attribuire alla disposizione di cui all’articolo 3, comma 7, della legge n. 481/95, in base a cui il provvedimento Cip n. 6/92 deve applicarsi alle iniziative prescelte per tutta la durata del contratto. Nel 1999, il Consiglio di Stato, investito della richiesta di interpretazione dell’articolo 3, comma 7, secondo periodo, della legge n. 481/95 ha affermato che, in forza di tale disposizione, le iniziative prescelte sono, per tutta la durata delle relative convenzioni, congelate nella struttura e nel regime dei prezzi incentivanti all’epoca fissati con il provvedimento Cip n. 6/92, e quindi poste al riparo dal generale potere di revisione tariffaria riconosciuto all’Autorità dal primo periodo dello stesso articolo 3, comma 7, della legge n. 481/95.
Pertanto l’Autorità non ha potuto aggiornare i prezzi di ritiro dell’energia elettrica inizialmente definiti dal provvedimento Cip n. 6/92 anche per le iniziative prescelte con riferimento all’aggiornamento del costo evitato di combustibile (CEC), il provvedimento Cip n. 6/92 prevede una regola che, attraverso il rinvio dell’accordo Snam/Confindustria, ha avuto scadenza il 31 dicembre 2006, limitando i suoi effetti per l’aggiornamento della medesima componente sino all’anno 2006 compreso. Pertanto l’Autorità, ai sensi dell’articolo 3, comma 1, della legge n. 481/95, ha dovuto dar corso ad un aggiornamento della componente costo evitato di combustibile a decorrere dall’1 gennaio 2007. In particolare, l’Autorità, con deliberazione n. 249/06, ha aggiornato la componente costo evitato di combustibile utilizzando il prezzo medio del combustibile convenzionale, coerente con l’attuale struttura del mercato di gas naturale, tenendo conto delle riforme d’assetto del settore del gas naturale e degli interventi dell’Autorità. Ciò al contempo dovrebbe anche consentire un significativo risparmio sul CEC anche per gli anni a venire (stimato pari a 600 milioni di euro l’anno per il 2007 e il 2008).
Con riferimento all’aggiornamento dei prezzi di cessione a seguito di modifiche normative che comportino maggiori costi aggiuntivi, del provvedimento Cip n. 6/92, l’Autorità intende chiedere un parere al Consiglio di Stato circa l’applicazione di tale disposizione normativa nell’attuale contesto. Si evidenzia che, ad oggi, le potenziali applicazioni del Titolo II, punto 7 bis, del provvedimento Cip n. 6/92 derivano dal fatto che:
a) I produttori da fonti assimilate che cedono l’energia elettrica al GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 e che sono assoggettati all’obbligo di acquisto dei certificati verdi previsto dall’articolo 11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79/99 sostengono costi aggiuntivi conseguenti a successive modifiche normative (oneri stimabili in circa 10 milioni di euro l’anno);
b) La direttiva 2003/87/CE prevede che gli impianti che emettono gas serra debbano possedere un permesso all’emissione in atmosfera di tali gas. Nel caso in cui il numero delle quote inizialmente assegnate a titolo gratuito risulti inferiore alle necessità, i produttori si trovano a dover sostenere costi aggiuntivi derivanti dall’approvvigionamento di quote di emissione sufficienti a coprire tale difetto.
3. Situazione evolutiva del ritiro dell’energia elettrica ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92.
Per quanto attiene alla situazione evolutiva del ritiro dell’energia Cip 6, è da rilevare che il volume dell’energia ritirata dal GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 varia in funzione del numero di impianti con convenzione vigente, della relativa potenza contrattualizzata e dalla durata delle convenzioni (che può arrivare fino a 15 o 20 anni). Sulla base dei dati trasmessi dal GSE, si rileva quanto segue.
In termini di quantità di energia elettrica ritirata dal GSE ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92.
- Nel 2004 è stato raggiunto il valore massimo di energia elettrica ritirata (52 TWh) che è destinato a mantenersi intorno ai 50 TWh fino al 2007;
- La quantità annua di energia elettrica prodotta da fonti assimilate e ritirata dal GSE risulta costante pari a circa 40 TWh e inizierà a diminuire solo a partire dall’anno 2008 (36 TWh), rimanendo su livelli superiori a 20 TWh fino al 2013 e a 10 TWh fino al 2019;
- La quantità annua di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e ritirata dal GSE risulta in lieve crescita per effetto delle previsioni di entrata in esercizio di alcuni impianti alimentati da biomasse e rifiuti e inizierà a diminuire significativamente a decorrere dall’anno 2012. L’incidenza dell’energia elettrica ritirata da fonti rinnovabili sul predetto totale, pari al 19% nel 2006, raggiunge un valore circa pari al 25% tra il 2009 e il 2016 e si riduce al 4% circa dal 2017.
In termini di numero e potenza degli impianti per i quali si applica il provvedimento Cip n. 6/92.
- Gli impianti alimentati da fonti rinnovabili sono molto numerosi e di taglie piccole. Tali impianti, ad eccezione degli impianti geotermoelettrici nella titolarità di Enel Produzione, sono per lo più nella titolarità di piccole società;
- Gli impianti alimentati da fonti assimilate sono poche decine, ma sono di taglia elevata. Tali impianti sono per lo più nella titolarità del gruppo Edison (circa 2.700 MW nel 2006), API (255 MW), ISAB gruppo Erg (507 MW), Sarlux, gruppo Saras (548 MW);
- Il mix tecnologico delle fonti rinnovabili evidenzia una presenza sempre più rilevante di impianti alimentati da biomasse e rifiuti, il che scontra l’assunzione che tutti gli impianti programmati ed autorizzati di incenerimento rifiuti trovino realizzazione, oltre che la progressiva scadenza delle convenzioni relative a impianti idroelettrici;
- Il mix tecnologico delle fonti assimilate risulta equamente ripartito tra impianti alimentati da idrocarburi convenzionali e impianti alimentati da combustibili di processo, residui e recuperi fino al 2012, mentre fino al 2020 rimangono attivi prevalentemente impianti alimentati da combustibili di processo, residui e recuperi;
- mentre le ultime convenzioni relative a impianti rinnovabili scadranno nel 2019, fino al 2020 sussisteranno convenzioni relative ad impianti alimentati da fonti assimilate: in particolare, l’ultima convenzione in scadenza è relativa all’impianto denominato Sarlux, alimentato da combustibili di processo, residui e recuperi.
In termini di costi sostenuti dal GSE per il ritiro dell’energia elettrica ai sensi del provvedimento Cip n. 6/92 risulta:
- Pur in presenza di una contenuta riduzione della quantità di energia ritirata, i costi annui di ritiro rimarranno a livelli molto elevati almeno fino all’anno 2010, per effetto dell’aumento dei costi unitari di ritiro a seguito degli aggiornamenti e della possibile entrata in esercizio futura di numerosi impianti alimentati da biomasse e rifiuti, che godono delle componenti incentivanti più elevate;
- L’incidenza dei costi di ritiro dell’energia elettrica da fonti rinnovabili sul totale Cip 6, è pari al 30% nel 2005 e raggiungerà un valore massimo del 44% nel 2016, per effetto della possibile entrata in esercizio futura di numerosi impianti alimentati da biomasse e rifiuti.
Si noti che i costi di ritiro evidenziati sono stimati dal GSE ipotizzando, un aumento dei costi evitati di esercizio, di impianto e dell’ulteriore componente pari al 2% all’anno ed ipotizzando che, per il costo evitato di combustibile, si possa applicare la deliberazione n. 249/06.
4.7 CONVENZIONE TRA A.AM.P.S. E GRTN spa.
L’A.AM.P.S. ha stipulato con la G.R.T.N16. s.p.a. una convenzione per la cessione dall’impianto Livornese di 6000 KW, che resterà a disposizione della G.R.T.N fino alla scadenza della convenzione. Il produttore non potrà utilizzare la propria energia prodotta per i propri fabbisogni qualora la GRTN sia impossibilitato a ritirala. Il produttore potrà impiegare energia elettrica per i
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propri bisogni solo su previa immediata acquisizione del benestare del GRTN, con la quale dovranno essere definiti i necessari accordi commerciali.
Il GRTN si impegna a ritirare l’energia corrispondente alla potenza messa a disposizione dall’impianto nel rispetto delle caratteristiche tecniche dell’impianto stesso e delle possibilità di ritiro da parte del GRTN, anche in funzione dei necessari livelli di sicurezza nella gestione del sistema di produzione e trasporto dell’energia elettrica. Fermo restando quanto previsto dal provvedimento CIP n.6 del 1992, Titolo I, come modificato dal D.M. 04.08.1994 e successive modificazioni.
ENERGIA PRODOTTA E CEDUTA AL GRTN.
Il quantitativo di energia mensile ceduta al GRTN dovrà risultare pari a quella misurata ai morsetti di macchina, al netto dei quantitativi di energia assorbiti dai servizi ausiliari, dalla eventuale officina e dalle perdite di trasformazione nelle linee fino al punto di consegna alla rete FRTN.
L’energia ceduta al GRTN, viene verificata ad intervallo orario a mezzo di contatori istallati nel punto di consegna. L’eventuale energia ceduta dal produttore in eccedenza a quella netta convenzionata con il GRTN rientra nel caso di cessioni di eccedenze
CORRISPETTIVI.
I prezzi pagati dal GRTN sono quelli definiti dal CIP con provvedimento n.6 del 1992, come modificato dal D.M. 04.08.1994 in accordo a quanto stabilito dall’art. 3 comma 7 della legge 481/1995 e sue eventuali modifiche e delibera dell’autorità per l’energia elettrica e il gas n. 108/97 e successive modificazioni. FATTORE DI POTENZA ED ENERGIA REATTIVA.
Siccome il produttore usa generatori sincroni è tenuto a consegnare in concomitanza con la consegna di energia attiva, energia reattiva induttiva nelle ore piene ed energia reattiva capacitiva nelle ore vuote. In particolare, il valore del fattore di potenza medio mensile della energia consegnata nelle ore piene non deve essere superiore a 0,90 in ritardo, parimenti il valore del fattore di potenza medio mensile sull’energia reattiva capacitiva consegnata nelle ore vuote non deve essere superiore a 0,95 in anticipo. In caso contrario il produttore è tenuto
ad adottare idonei provvedimenti per ridurre il valore del fattore di potenza dei valori sopraindicati.
In attesa dell’adozione da parte del produttore di tali provvedimenti, il GRTN applicherà, a titolo di penale, una riduzione del corrispettivo nella misura dell’1% per ogni centesimo di valore del fattore di potenza medio mensile superiore a 0,90 in ritardo o a 0,95 in anticipo rispettivamente riscontrati nelle predette fasce. Se su richiesta del GRTN, il produttore consegna nelle ore piene energia con fattore di potenza inferiore a quello di 0,90 sopraindicato, il GRTN riconosce al produttore un corrispettivo in Lire/Kvarh per la parte di energia reattiva induttiva consegnata, nel periodo interessato, in eccedenza a quella corrispondente al fattore di potenza 0,90. Tale corrispettivo è pari a quello stabilito dai provvedimenti del CIP per l’energia reattiva delle forniture multi orarie corrispondenti per livello di tensione e subirà le stesse variazioni percentuali che verranno introdotte con successivi provvedimenti.
PERIODI DI CESSIONE E FASCE ORARIE.
Le fasce orarie sono quelle previste per le forniture a tariffa multi oraria di cui al titolo II, comma 2, paragrafo b, punto 1 del provvedimento CIP n.45 del 1990 e subiranno le eventuali ulteriori variazioni stabilite dalle autorità competenti con successivi provvedimenti.
Le ore di punta, le ore di alto carico e le ore di medio carico sono denominate anche ore piene.
PRELIEVI DI ENERGIA DA PARTE DEL PRODUTTORE.
Non è consentito al produttore effettuare i prelievi di energia attiva alla rete che non siano regolati da separati accordi contrattuali.
CONSEGNA DELL’ENERGIA.
La consegna dal produttore al GRTN dell’energia e della potenza viene effettuato nel punto di collegamento con la rete presso la centrale alla tensione nominale di 15 Kv e alla frequenza nominale di 50 Hz.
Il gestore di rete competente si riserva la facoltà di effettuare, per esigenze di esercizio e di manutenzione dei propri impianti, sospensioni del ritiro
dell’energia, da concordare preventivamente, salvo i casi di emergenza con il produttore, per una durata non superiore a 500 ore/anno.
I periodi di sospensione del ritiro dell’energia, eccedenti il suddetto periodo, daranno luogo al pagamento, da parte del GRTN, di una indennità pari al valore stabilito dal CIP 6 del 1992.
Gli oneri relativi alle opere da realizzarsi, per consentire il ritiro da parte del GRTN dell’energia elettrica ceduta dal produttore, sono regolati a norma del provvedimento CIP 6/92, tali opere sono da effettuarsi secondo norme prescritte dal GRTN stesso.
Il gestore competente ha la facoltà di variare, anche in corso di convenzione, il valore della tensione nominale della propria rete nei punti di collegamento per la consegna dell’energia, dandone preavviso con almeno due anni di anticipo al produttore.
Gli oneri conseguenti agli adeguamenti da attuare sugli impianti sono a carico di ciascun contraente per le parti di rispettiva proprietà.
CAMBIO TENSIONE.
Il gestore competente ha la facoltà nominale di variare, anche in corso di convenzione, il valore della tensione nominale della propria rete nei punti di collegamento per la consegna dell’energia, dando un preavviso di almeno due anni al produttore.
Gli oneri conseguenti agli adeguamenti da attuare sugli impianti sono a carico di ciascun contraente per le parti di rispettiva proprietà.
MISURA DELL’ENERGIA. 1. TITOLARITà.
La misura e la registrazione dell’energia attiva e dell’energia reattiva vengono eseguite mediante apparecchiature di misura (AdM) istallate nei punti di scambi. Il produttore è responsabile dell’istallazione e della manutenzione delle (AdM) egli deve:
- Curare l’istallazione, la manutenzione ed il corretto funzionamento dell’AdM, secondo le modalità stabilite da GRTN;
