emissions trading e meccanismi di riduzione delle

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EMISSIONS TRADING E MECCANISMI DI RIDUZIONE DELLE EMISSIONI DI GAS AD EFFETTO SERRA
Applicazione all’impianto di incenerimento di Modena
Università degli Studi di Modena e Reggio Emilia
Facoltà di Ingegneria- Sede di Modena
____________________________________________________
Corso di Laurea Specialistica in
Ingegneria Per la Sostenibilità dell’Ambiente
EMISSIONS TRADING E MECCANISMI DI RIDUZIONE DELLE
EMISSIONI DI GAS AD EFFETTO SERRA
Relatore:
Ing. Adelmo Benassi
Correlatori:
Candidato:
Ing. Gianpiero Mazzoni (Unieco Soc. Coop.)
Valentina Luppi
Dott. Alessandro Brighetti (Unieco Soc. Coop.)
Anno Accademico 2005/2006
1
Indice
Premessa...................................................................................................................................................... 5
1.
Protezione internazionale del sistema climatico: principali tappe ................................................ 8
2.
Il Protocollo di Kyoto........................................................................................................................ 14
3.
2.1.
Termini e condizioni ................................................................................................................... 14
2.2.
Gli strumenti previsti dal Protocollo di Kyoto e precisati dalle COP........................................... 15
Emissions Trading............................................................................................................................ 18
3.1.
Nascita e finalità degli schemi di Emissions Trading ................................................................. 18
3.2.
Elementi di design e di funzionamento ...................................................................................... 18
3.2.1. Natura del sistema ................................................................................................................. 19
3.2.2. Target di riduzione delle emissioni ........................................................................................ 19
3.2.3. Metodo di allocazione iniziale delle quote (per lo schema cap and trade) ............................ 20
3.2.4. Gas serra/inquinanti regolamentati........................................................................................ 21
3.2.5. Dimensione spaziale.............................................................................................................. 21
3.2.6. Settori e soggetti destinatari del sistema ............................................................................... 22
3.2.7. Modalità di adesione dei soggetti .......................................................................................... 23
3.2.8. Possibilità di opt-in o opt-out.................................................................................................. 23
3.2.9. Meccanismo di funzionamento e di compliance .................................................................... 24
3.2.10.
Flessibilità temporale......................................................................................................... 24
3.2.11.
Sistemi di monitoraggio ..................................................................................................... 24
3.2.12.
Sanzioni ............................................................................................................................. 25
3.2.13.
Possibilità di linkage con altri strumenti............................................................................. 26
3.3.
La Direttiva europea sull’Emissions Trading.............................................................................. 26
3.3.1. Introduzione ........................................................................................................................... 26
3.3.2. Percorso di attuazione e fasi del sistema EU ETS ................................................................ 28
3.3.3. Emissioni e settori interessati ................................................................................................ 29
3.3.4. Metodo di allocazione e meccanismo di assegnazione delle quote ...................................... 31
3.3.5. Nuovi entranti, opt-in/opt-out e raggruppamenti .................................................................... 33
3.3.6. Autorizzazioni......................................................................................................................... 33
3.3.7. Validità e scambio delle quote, misurazioni e registro delle emissioni .................................. 34
3.3.8. Sistemi di controllo e sanzioni................................................................................................ 35
3.3.9. Flessibilità temporale ............................................................................................................. 36
3.3.10.
Collegamento con sistemi di Emissions Trading non europei........................................... 37
4.
5.
Joint Implementation........................................................................................................................ 38
4.1.
Funzionamento del meccanismo di JI........................................................................................ 38
4.2.
I soggetti coinvolti...................................................................................................................... 38
4.3.
I pre-requisiti necessari per l’implementazione della JI ............................................................. 39
4.4.
Fasi per la realizzazione di un progetto JI.................................................................................. 40
4.5.
Vantaggi e svantaggi associati ai progetti di JI .......................................................................... 41
Clean Development Mechanism ...................................................................................................... 44
5.1.
Funzionamento del meccanismo di CDM .................................................................................. 44
2
5.2.
I soggetti coinvolti ...................................................................................................................... 44
5.3.
I pre-requisiti necessari per l’implementazione di un CDM ....................................................... 45
5.4.
Fasi per la realizzazione di un progetto CDM............................................................................ 46
5.5.
Vantaggi e svantaggi associati ai progetti di CDM .................................................................... 48
6.
La Direttiva ‘Linking’ (2004/101/CE)................................................................................................ 50
6.1.
Finalità e contenuto.................................................................................................................... 50
6.2.
Condizioni e vincoli per il riconoscimento dei crediti da JI e CDM ............................................ 51
6.2.1. I soggetti abilitati alla conversione......................................................................................... 51
6.2.2. Tempi per l’ingresso di ERU e CER nell’EU-ETS ................................................................. 52
6.2.3. Restrizioni quantitative all’impiego di ERU e CER ................................................................ 53
6.2.4. Restrizioni qualitative............................................................................................................. 55
6.3.
7.
Vantaggi e svantaggi del linking ................................................................................................ 55
I Piani Nazionali di Allocazione (PNA) ............................................................................................ 58
7.1.
I criteri della Comunicazione COM(2003)830............................................................................ 58
7.2.
Il Piano nazionale per la riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra ................................ 59
7.3.
Il Piano Nazionale di Assegnazione italiano .............................................................................. 62
7.3.1. Fasi relative all’implementazione dei piani italiani................................................................. 62
7.3.2. Decisione di assegnazione delle quote di CO2 per il periodo 2005-2007.............................. 64
7.3.3. Piano Nazionale d’Assegnazione per il periodo 2008-2012, elaborato ai sensi dell’articolo 8,
comma 2 del D.lgs. 4 aprile 2006, n. 216 ........................................................................................... 69
8.
Il primo anno di funzionamento della Direttiva Emissions Trading in Europa e in Italia.......... 78
8.1.
Registri nazionali e mercato delle quote.................................................................................... 78
8.2.
Piani nazionali di allocazione europei e restituzione delle quote............................................... 79
8.3.
Andamento dei prezzi ................................................................................................................ 81
8.4.
Analisi degli scambi effettuati nel 2005 in Italia ......................................................................... 83
8.4.1. Incidenza dei vari settori nelle emissioni verificate nel 2005................................................. 83
8.4.2. Strategie di scambio adottate dai gestori degli impianti ........................................................ 86
9.
Normativa Nazionale inerente ai rifiuti ........................................................................................... 90
9.1.
Brevi cenni sulla normativa nazionale inerente ai rifiuti ............................................................. 90
10.
Brevi cenni sulla Normativa Nazionale inerente alla produzione di energia da fonti
rinnovabili (FER)........................................................................................................................................ 92
10.1. L’evoluzione della Normativa Nazionale: il CIP 6/92 e la promozione dell’energia elettrica
prodotta da fonti rinnovabili..................................................................................................................... 92
10.2.
Il D.Lgs. 79/99 e l’introduzione dei Certificati Verdi ................................................................... 92
10.3.
I decreti ministeriali del 24 aprile 2001, per la promozione dell’efficienza energetica............... 94
11.
Rifiuti ed Emissions Trading....................................................................................................... 96
12.
Descrizione del processo di incenerimento ............................................................................. 98
3
12.1.
Generalità................................................................................................................................... 98
12.2. Gestione dei rifiuti in ingresso e dei residui in uscita ............................................................... 100
12.2.1.
Conferimento stoccaggio e alimentazione rifiuti.............................................................. 100
12.2.2.
Raccolta, stoccaggio ed evacuazione dei residui............................................................ 101
12.3. Tecnologie di combustione dei rifiuti ........................................................................................ 102
12.3.1.
I forni a griglia .................................................................................................................. 102
12.3.2.
I forni a tamburo rotante .................................................................................................. 105
12.3.3.
I combustori a letto fluido................................................................................................. 107
12.3.4.
La post-combustione ....................................................................................................... 110
12.4.
Trattamento dei fumi ................................................................................................................ 111
12.5. Il recupero energetico dalla combustione dei rifiuti.................................................................. 114
12.5.1.
Produzione di energia elettrica ........................................................................................ 115
12.5.2.
La produzione di energia termica .................................................................................... 117
13.
L’incenerimento dei Rifiuti urbani in Italia .............................................................................. 118
14.
L’impianto di incenerimento di Modena................................................................................... 124
14.1.
Descrizione del funzionamento dell’impianto........................................................................... 124
14.2.
Dati di progetto ......................................................................................................................... 126
15.
Metodo di calcolo delle quote di CO2 provenienti dall’impianto di termovalorizzazione di
Modena ..................................................................................................................................................... 132
15.1.
Premessa ................................................................................................................................. 132
15.2. Calcolo della percentuale di CO2 liberata dalla combustione della sola frazione non
biodegradabile del rifiuto ....................................................................................................................... 132
15.3.
Metodo scelto per il calcolo della CO2 emessa........................................................................ 133
15.4.
Verifica dell’affidabilità del metodo usato per il calcolo della CO2 ........................................... 136
15.5.
Anidride carbonica emessa dalla combustione delle singole frazioni...................................... 139
15.6.
Percentuale di CO2 emessa dalla frazione non biodegradabile del rifiuto............................... 140
16.
Discussione dei risultati ottenuti e conclusioni...................................................................... 142
16.1. Confronto tra le emissioni dell’impianto di Modena, le emissioni degli impianti di incenerimento
italiani e le emissioni del settore energetico, registrate nell’ anno 2006............................................... 142
16.2.
Impianti di incenerimento rifiuti e Piani Nazionali di Allocazione ............................................. 146
16.3. Emissioni di CO2 evitate associate alla produzione di energia elettrica recuperata dal processo
di combustione. ..................................................................................................................................... 149
Bibliografia ............................................................................................................................................... 152
Acronimi ................................................................................................................................................... 154
Ringraziamenti ......................................................................................................................................... 156
4
5
Premessa
L'effetto serra è provocato della presenza in atmosfera di particolari molecole che assorbono
parte dei raggi infrarossi riflessi dal suolo, ricevuti dal Sole.
In tale situazione, la radiazione riflessa dal suolo viene in parte assorbita dall'atmosfera e in
parte riemessa in tutte le direzioni, quindi di nuovo anche verso il suolo. Ciò comporta che
l'equilibrio radiattivo del pianeta si fissi ad una temperatura maggiore di quella che si stabilirebbe
in assenza dell'atmosfera (+15 °C anziché -21 °C). L'effetto serra permette quindi alla Terra di
avere una temperatura media superiore al punto di congelamento dell’acqua, quindi consente la
vita. Le sostanze che determinano l'effetto serra sul nostro pianeta, chiamati gas ad effetto
serra, sono principalmente vapore acqueo, anidride carbonica (CO2), metano, protossido di
azoto (N2O) e ozono.
Questo fenomeno, normalmente naturale e benefico, si sta accentuando a causa dell' aumento
di concentrazione di questi gas.
Secondo l’IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change), organismo istituito dalle Nazioni
Unite nel 1988 per monitorare il clima del pianeta, la causa principale sono le emissioni da
combustibili fossili iniziate con la Rivoluzione Industriale, quindi le responsabilità sono
antropiche. Il surriscaldamento globale ed i cambiamenti climatici sono problemi le cui cause ed
i cui effetti riguardano l’intero pianeta.
Nel quarto rapporto IPCC “Climate Change 2007”, presentato il 2 febbraio 2007 a Parigi, gli
stessi climatologi affermano che le temperature globali aumenteranno tra i 2 e i 4,5 °C e che si
potrebbe arrivare anche ad un incremento di 6 °C.
Per porre un freno all’innalzamento delle temperature e alle conseguenze che esso comporta,
occorre dunque coinvolgere la maggior parte dei responsabili, ossia dei Paesi che generano i
maggiori quantitativi di gas-serra.
Il Protocollo di Kyoto rappresenta lo strumento dal quale partire per condividere gli obiettivi di
riduzione dei gas ad effetto serra che la comunità scientifica indica.
Sulla base di queste considerazioni, obiettivo del presente elaborato è illustrare i principali
meccanismi di riduzione dei gas ad effetto serra, ponendo particolare attenzione agli innovativi
meccanismi di mercato previsti dal Protocollo di Kyoto, in grado di consentire una riduzione di
emissioni, anche economicamente sostenibile.
6
Vengono analizzati nel dettaglio gli elementi di funzionamento degli schemi di Emissions Trading
introdotti dal Protocollo di Kyoto e del sistema per lo scambio di quote di emissione istituito
dall’Unione Europea, con la Direttiva 2003/87/CE (il cosiddetto schema EU-ETS).
Sulla base di questi presupposti è stata eseguita un’analisi dell’impianto di incenerimento di
Modena al fine di poter dare una possibile risposta alla riduzione di CO2 valutando la produzione
di energia elettrica.
Inoltre si è voluta fare un’ analisi dei PNA con lo scopo di confrontare i valori assegnati con
l’incidenza degli impianti di termovalorizzazione.
I termovalorizzatori, infatti, sono al momento esclusi dalla direttiva 2003/87/CE, ma possono
essere un possibile aiuto per il raggiungimento degli obiettivi del Protocollo di Kyoto.
7
1.
Protezione internazionale del sistema climatico:
principali tappe
La preservazione delle condizioni ambientali del pianeta terra è un tema che ha assunto una
progressiva importanza nella comunità internazionale sotto il profilo giuridico, politico ed
economico, soltanto a partire dai primi anni ’70.
Ripercorriamo di seguito le principali tappe relative alla protezione internazionale del sistema
climatico.
Conferenza di Stoccolma (1972)
E’ nel quadro dei lavori della Conferenza di Stoccolma sull’ambiente umano, organizzata
nell’ambito delle Nazioni Unite dal 5 al 16 giugno 1972, che sono emerse evidenti
preoccupazioni sul deterioramento dell’ambiente, dovuto a fattori inquinanti i cui effetti non
hanno più alcun limite spaziale e che vanno necessariamente contrastati attraverso un ampio e
costoso utilizzo delle così dette tecnologie pulite.
Conferenza di Rio de Janeiro (1992)
Le argomentazioni sviluppate nella Dichiarazione di Stoccolma, sono state riprese nel 1992,
anno in cui ha avuto luogo a Rio de Janeiro, dal 3 al 14 giugno, il Vertice della Terra: una
Conferenza dedicata all’Ambiente e allo Sviluppo alla quale hanno partecipato 183 Stati, che ha
portato all’adozione di alcuni importanti strumenti giuridici:
•
la Dichiarazione di principi su ambiente e sviluppo;
•
l’Agenda per lo sviluppo (più nota come Agenda 21), un programma nel quale sono
indicati i principali obiettivi della tutela ambientale che gli Stati sono chiamati a realizzare
attraverso l’attuazione di appropriate misure e politiche nazionali;
•
la Dichiarazione autorevole di principi per un consenso globale sulla gestione,
conservazione e sviluppo sostenibile delle foreste;
•
la Convenzione Quadro delle Nazioni Unite sui Cambiamenti Climatici (UNFCCC),
entrata in vigore nel 1993, priva di valore giuridicamente vincolante;
•
la Convenzione sulla diversità biologica, entrata in vigore nel 1994.
8
Convenzione Quadro delle Nazioni Unite sui Cambiamenti Climatici (UNFCCC)
La Convenzione Quadro delle Nazioni Unite sui Cambiamenti Climatici (United Nations
Framework Convention on Climate Change, UNFCCC) è un trattato ambientale internazionale
prodotto dalla Conferenza sull'Ambiente e sullo Sviluppo delle Nazioni Unite (UNCED, United
Nations Conference on Environment and Development). Il trattato punta alla riduzione delle
emissioni dei gas serra, sulla base dell'ipotesi di riscaldamento globale.
E’ nella UNFCCC che sono stati formulati per la prima volta precisi impegni in materia di
sostenibilità ambientale sotto l’aspetto climatico a carico degli Stati parti contraenti. Il trattato
UNFCCC fu aperto alle ratifiche il 9 maggio 1992 ed entrò in vigore il 21 marzo 1994. La
Convenzione è stata firmata da più di 150 paesi e ratificata da più di 185 Stati, inclusa l’Italia.
Il suo obiettivo dichiarato è "raggiungere la stabilizzazione delle concentrazioni dei gas serra in
atmosfera a un livello abbastanza basso per prevenire interferenze antropogeniche dannose per
il sistema climatico".
Il trattato, come stipulato originariamente, non poneva limiti obbligatori per le emissioni di gas
serra alle nazioni individuali; era quindi legalmente non vincolante. Esso, però, includeva
previsioni di aggiornamenti (denominati "protocolli") che avrebbero posto i limiti obbligatori di
emissioni. Il principale di questi è il protocollo di Kyoto.
Gli stati firmatari dell'UNFCCC sono suddivisi in tre gruppi:
•
Paesi dell'Annesso I (Paesi industrializzati + Paesi con economie in transizione)
•
Paesi dell'Annesso II (Paesi industrializzati)
•
Paesi in via di sviluppo.
I Paesi dell'Annesso I concordano nel ridurre le loro emissioni (in particolare di biossido di
carbonio) a livelli obiettivo inferiori alle loro emissioni del 1990. Se non possono farlo, devono
acquistare crediti di emissione o investire nella conservazione. I Paesi in via di sviluppo possono
volontariamente diventare Paesi dell'Annesso I quando sono sufficientemente sviluppati, ma
sino a quel momento, non sono tenuti a implementare i loro obblighi rispetto alla Convenzione.
9
Tabella 1: Paesi inclusi negli allegati 1 e 2 della UNFCCC
Paesi inclusi nell’Allegato 1 della UNFCCC
(Paesi industrializzati + Paesi con economie in transizione)
Australia, Austria, Belgio, Bielorussia (*), Bulgaria (*), Canada, Croazia (*), Danimarca,
Estonia (*), Federazione Russa (*), Finlandia, Francia, Germania, Gran Bretagna, Grecia,
Irlanda, Islanda, Italia, Giappone, Lettonia (*), Liechtestein, Lituania (*), Lussemburgo, Monaco,
Norvegia, Nuova Zelanda, Olanda, Polonia (*), Portogallo, Repubblica Ceca (*), Romania (*),
Slovacchia, Slovenia (*), Spagna, Stati Uniti d’America, Svezia, Svizzera, Turchia, Ucraina (*),
Ungheria (*), Comunità Europea.
(*) Paesi che si trovano in un processo di transizione verso un’economia di mercato.
Paesi inclusi nell’Allegato 2 della UNFCCC (solo Paesi industrializzati)
Australia, Austria, Belgio, Canada, Danimarca, Finlandia, Francia, Germania, Gran Bretagna,
Grecia, Irlanda, Islanda, Italia, Giappone, Lussemburgo, Norvegia, Nuova Zelanda, Olanda,
Portogallo, Spagna, Svizzera, Stati Uniti d’America, Comunità Europea, Turchia, Svezia.
Fonte: Convenzione Quadro delle Nazioni Unite sui Cambiamenti Climatici
Le Conferenze delle parti (COP)
Al fine di verificare il rispetto degli impegni stabiliti nella Convenzione quadro è stata predisposta
l’istituzione della “Conferenza delle Parti” (Conference of Parties – COP), organo convocato
annualmente, incaricato di monitorare l’applicazione della Convenzione da parte degli Stati
contraenti.
COP-1, il Mandato di Berlino (1995)
La Conferenza delle Parti dell'UNFCCC si incontrò per la prima volta a Berlino (Germania) nella
primavera del 1995, ed espresse timori sull'adeguatezza delle azioni degli Stati ad adempiere gli
10
obblighi della Convenzione. Questi furono espressi in una dichiarazione ministeriale delle
Nazioni Unite conosciuta come il "Mandato di Berlino". Il Mandato di Berlino esentò i Paesi nonAnnesso I da obblighi vincolanti addizionali, sebbene si ipotizzasse che le grandi nazioni di
nuova indistrializzazione sarebbero diventate i più grandi emettitori di gas serra nei 15 anni a
venire.
COP-2, Ginevra, Svizzera (1996)
La Seconda Conferenza delle Parti dell'UNFCCC (COP-2) avvenne in Luglio 1996 a Ginevra
(Svizzera).
COP- 3, il Protocollo di Kyoto sul Cambiamento Climatico, Giappone (1997)
Nel 1997 nasce il Protocollo di Kyoto, il primo esempio di accordo vincolante finalizzato alla
riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra dei Paesi industrializzati.
COP- 4, Buenos Aires (1998)
La COP- 4 ebbe luogo a Buenos Aires (Argentina) nel novembre 1998. Si pensava che le
problematiche rimaste irrisolte a Kyoto sarebbero state completate in questo incontro, ma la
complessità e la difficoltà a raggiungere accordi si dimostrò insormontabile, per cui le parti
adottarono un "Piano di azioni" biennale per avanzare le azioni e trovare meccanismi per
l'implementazione del Protocollo di Kyoto, che doveva essere completato entro il 2000.
COP- 5, Bonn, Germania (1999)
La quinta Conferenza delle Parti della Convenzione Quadro delle Nazioni Unite sui Cambiamenti
Climatici avvenne a Bonn (Germania), fra il 25 ottobre e il 4 novembre 1999. Fu principalmente
una riunione tecnica, che non raggiunse conclusioni rilevanti.
COP- 6, L'aia, Olanda (2000)
Quando si riunì la COP-6, fra il 13 e il 25 novembre 2000, a The Hague (Olanda), le discussioni
evolsero rapidamente verso una negoziazione ad alto livello sui maggiori temi politici. Questi
inclusero la controversia sulla proposta degli Stati Uniti di permettere di ottenere crediti dai "sink"
di carbonio (boschi e terre agricole), che avrebbero soddisfatto buona parte della riduzione delle
emissioni statunitensi; discordie riguardo le conseguenze correlate al mancato raggiungimento
degli obiettivi di riduzioni; e difficoltà nel risolvere i problemi riguardo a come i PVS potessero
11
ottenere assistenza finanziaria per contrastare gli effetti dei mutamenti climatici e raggiungere i
loro obiettivi di raccolta dei dati di emissione e di possibile riduzione delle stesse. Nelle ore finali
della COP-6, nonostante alcuni accordi preliminari tra gli USA e alcuni Stati europei, in
particolare il Regno Unito, l'Unione Europea, guidata da Danimarca e Germania, rifiutò le
posizioni di compromesso e le discussioni in corso collassarono. Jan Pronk, il Presidente della
COP-6, sospese i lavori senza giungere ad accordi, aspettando che le negoziazioni potessero
ricominciare. Fu quindi annunziato che gli incontri della COP-6, con la denominazione di "COP-6
bis, sarebbero ricominciati a Bonn, nella seconda metà di luglio. Il successivo incontro delle parti
dell'UNFCCC - COP-7 - fu quindi fissato a Marrakech, in Marocco, in ottobre-novembre del
2001.
COP- 6 "bis," Bonn, Germania (2001)
I negoziati del COP-6 ripresero a Bonn (16-27 luglio 2001). Questo incontro si svolse dopo che
George W. Bush era diventato presidente degli Stati Uniti e che aveva rigettato il protocollo di
Kyoto (marzo 2001). Come risultato, la delegazione statunitense a questo meeting declinò la
sua partecipazione ai negoziati relativi al Protocollo, e scelse di agire come osservatrice
all'incontro. Mentre le altre parti negoziavano le questioni chiave, venne raggiunto l'accordo su
gran parte delle principali questioni politiche.
COP- 7, Marrakesh, Marocco (2001)
All'incontro della COP-7 di Marrakesh (Marocco) del 29 ottobre -10 novembre 2001, i negoziatori
completarono il lavoro del Piano d'Azione di Buenos Aires, finalizzando gran parte dei dettagli
operativi e creando le condizioni per cui le nazioni ratificassero il Protocollo. La delegazione
statunitense continuò ad agire come osservatrice, declinando la partecipazione a negoziati attivi.
Altre parti continuarono ad esprimere la speranza che gli USA rientrassero nel processo.
Le principali decisioni del COP-7 comprendevano:
•
Regole operative per il commercio internazionale delle emissioni tra le parti del Protocollo,
per il CDM e per la JI;
•
Un regime di conformità che delinei le conseguenze del mancato rispetto degli obiettivi, ma
demandi alle parti del Protocollo, una volta entrato in vigore, di decidere se queste
conseguenze sono vincolanti dal punto di vista legale;
•
Procedure di contabilizzazione per i meccanismi di flessibilità;
12
•
Una decisione per considerare alla COP-8 come ottenere una revisione dell'adeguatezza
degli impegni che possa spingere verso una discussione sugli impegni dei futuri paesi in via
di sviluppo.
COP- 8, Nuova Delhi, India (2002)
23 ottobre - 1 novembre 2002
COP- 9, Milano, Italia (2003)
Fra il 1 dicembre e il 12 dicembre 2003. La Conferenza ha stabilito interessanti novità legate in
particolar
modo
ai
progetti
di
riduzione
delle
emissioni
legate
alle
attività
di
Afforestazione/Riforestazione (A/R projects).
COP-10, Buenos Aires, Argentina (2004)
Fra il 6 dicembre e il 17 dicembre 2004.
COP-11, Montreal, Canada (2005)
La conferenza di Montreal, COP-11, si è tenuta a Montreal (Canada), fra il 28 novembre e il 9
dicembre 2005, in concomitanza con la prima riunione delle parti (MOP) del Protocollo di Kyoto.
COP-12, Nairobi, Kenia (2006)
Dal 6 al 17 Novembre 2006, si è tenuta la COP 12 - MOP 2 di Nairobi, in Kenya. La Conferenza
è stata incentrata sul maggiore coinvolgimento degli stati africani nei progetti di Clean
Development Mechanism (CDM) e sulla possibilità di rendere eleggibili come progetti CDM i
progetti di stoccaggio e sequestrazione della CO2 (CCS- Carbon Capture and Storage). La
Conferenza è stata un passo in avanti anche verso la definizione di nuovi obiettivi di riduzione
per il periodo post-2012. Tuttavia le parti coinvolte non hanno stabilito obiettivi di riduzione
specifici per il periodo 2013-2018, come da alcuni auspicato.
13
Il Protocollo di Kyoto
2.
2.1. Termini e condizioni
Il Protocollo di Kyoto [1] è un trattato internazionale in materia di ambiente sottoscritto nella città
giapponese l'11 dicembre 1997 da più di 160 paesi in occasione della Conferenza COP-3 della
Convenzione Quadro delle Nazioni Unite sui Cambiamenti Climatici (UNFCCC).
Secondo quanto enunciato nell’art. 25, paragrafo 1, del Protocollo, sono necessari due criteri
affinché l’accordo entri in vigore. Primo, almeno 55 partecipanti alla Convenzione sul Clima
devono ratificare, accettare, approvare o accedere al Protocollo. Secondo, tra questi vi devono
essere dei partecipanti inclusi nella lista dell’Allegato 1, che complessivamente siano
responsabili del 55% circa delle emissioni totali di CO2 emessa nel 1990.
Il Protocollo entra in vigore 90 giorni dopo che questi criteri sono stati soddisfatti: il 16 febbraio
2005, dopo la ratifica da parte della Russia.
Gli Stati Uniti confermano la non adesione al Protocollo e anche l’Australia. Restano esclusi non
solo paesi industrializzati, ma anche Paesi di forte industrializzazione come Cina, India e Sud
Africa.
L’accordo prevede, per gli Stati parti contraenti, una riduzione o limitazione delle
emissioni di gas ad effetto serra del 5,2 % rispetto ai livelli del 1990, nell’arco temporale
2008-2012. E’ anche previsto lo scambio (acquisto e vendita) di quote di emissione di
questi gas.
Sono stati quindi stabiliti obblighi di riduzione delle emissioni a carico degli Stati firmatari
(Allegato B del Protocollo, che rinvia all’Allegato1 della UNFCCC).
In particolare, l'Unione Europea ha un obiettivo di riduzione dell’8%, nell'ambito del quale l'Italia
si è impegnata a ridurre le emissioni del 6,5% rispetto ai livelli del 1990, entro il 2010. Per alcuni
Paesi dell'Allegato I non è, invece, prevista alcuna riduzione delle emissioni, ma solo una
stabilizzazione; ciò vale per la Federazione Russa, la Nuova Zelanda e l'Ucraina.
Addirittura, rispetto al 1990, alcuni paesi possono aumentare le loro emissioni: fino all'1% la
Norvegia, fino all'8% l'Australia e fino al 10% l'Islanda.
Nessun tipo di limitazione alle emissioni di gas-serra è prevista per i Paesi in via di sviluppo, al
fine di non ostacolare la loro crescita economica; ad essi è richiesto soltanto il rispetto degli
impegni, già assunti in qualità di Parti contraenti, della Convenzione Quadro sui Cambiamenti
Climatici.
14
2.2. Gli strumenti previsti dal Protocollo di Kyoto e precisati dalle
Conferenze delle parti successive
I tipi di strumenti attuativi per conseguire le riduzioni proposte dal Protocollo di Kyoto si
distinguono in:
1.
Politiche e misure nazionali, che sono quegli interventi previsti dallo Stato attraverso
programmi attuativi specifici realizzati all'interno del territorio nazionale.
Rientrano tra questi interventi:
•
sviluppo di fonti rinnovabili per la produzione di energia e sviluppo di tecnologie
innovative per la riduzione delle emissioni;
•
limitazione e riduzione delle emissioni di metano dalle discariche di rifiuti e da altri
settori energetici;
•
applicazione di misure fiscali appropriate per disincentivare le emissioni di gas
serra.
2.
Meccanismi flessibili
Per ridurre i costi dell’implementazione delle politiche definite nel Protocollo di Kyoto,
sono stati introdotti tre meccanismi flessibili e con essi il mercato del carbonio. Questo è
permesso considerando il fatto che i cambiamenti climatici sono un fenomeno globale ed
ogni riduzione delle emissioni di gas serra è efficace indipendentemente dal luogo del
pianeta nel quale viene realizzata.
Rientrano tra i meccanismi flessibili:
•
Emissions Trading (ET): comprare e vendere quote di emissione all’estero;
•
Joint Implementation (JI): progetti nei Paesi con economie in transizione;
•
Clean Development Mechanism (CDM): progetti nei Paesi in via di sviluppo.
L’utilizzo di questi meccanismi flessibili è sì rilevante ma complementare rispetto agli
interventi che i singoli Stati sono chiamati ad attuare a livello nazionale per limitare le
proprie emissioni di gas ad effetto serra. In sostanza si è voluto affermare con chiarezza
che, al di là del ricorso ai meccanismi flessibili, gli Stati debbono adoperarsi per
15
realizzare veri e propri interventi strutturali sui propri sistemi produttivi ed energetici,
coinvolgendo gli attori sia pubblici che privati operanti in tali sistemi.
3.
interventi per l’assorbimento del carbonio ottenuti mediante le attività forestali e
di cambiamento d’uso del suolo (Land Use, Land Use Change and Forestry,
LULUCF), previsti dagli accordi di Marrakech del 2001; sono questi i cosiddetti “pozzi di
assorbimento” o “carbon sinks”.
16
17
3. Emissions Trading
3.1. Nascita e finalità degli schemi di Emissions Trading
L’utilizzo di “mercati delle emissioni” (Emissions Trading - ET) per la realizzazione di obiettivi di
politica ambientale è stato proposto inizialmente da alcuni economisti intorno alla metà degli
anni ’60 ed ha ricevuto sistemazione teorica nei primi anni ’70.
Le prime esperienze, relative agli inquinanti atmosferici, sono state attuate negli Stati Uniti dalla
metà degli anni ’70.
Dopo le esperienze statunitensi, il Protocollo di Kyoto del 1997, nell’ambito delle politiche per il
cambiamento climatico, ha introdotto per la prima volta su scala globale la possibilità di schemi
di Emissions Trading.
Tali strumenti rappresentano la possibilità di un mercato internazionale in cui vengono
scambiate quote di emissioni per raggiungere i target nazionali di abbattimento adottati dai
paesi dell’Allegato I nell’ambito del Protocollo stesso.
3.2. Elementi di design e di funzionamento
Le alternative da considerare nella costruzione di un sistema di Emissions Trading [2],
coinvolgono i seguenti elementi:
- natura del sistema
- target di riduzione delle emissioni
- metodo di allocazione iniziale delle quote
- gas serra/inquinanti da regolamentare
- dimensione spaziale
- settori e soggetti ai quali applicare il sistema
- partecipazione dei soggetti (volontaria o obbligatoria, possibilità di opt-in
oppure opt-out)
- meccanismo di funzionamento e di compliance
- flessibilità temporale
- sistemi di monitoraggio
- apparato sanzionatorio
- possibilità di linkage con altri strumenti
18
3.2.1. Natura del sistema
I sistemi di Emissions Trading possono essere distinti a seconda che siano di tipo:
1. “cap and trade”;
2.
“baseline and credits”.
In un sistema “cap and trade” bisogna prima definire un limite complessivo delle emissioni per
un gruppo di emittenti e per un dato periodo. Questo limite assegnato a priori è il cap.
Il cap deve essere inferiore alle emissioni che si presenterebbero in assenza di politiche
climatiche. Ciò garantisce un impatto positivo sull’ambiente.
Le emissioni autorizzate da questo cap vengono poi assegnate ai partecipanti ammessi al
sistema di commercio delle emissioni. In uno schema di questo tipo le emissioni permesse sono
dette allowances. In via di principio, tutti i permessi possono essere commerciati.
In un sistema “baseline and credits” le aziende commerciano solo le riduzioni di emissioni.
Il riferimento per la determinazione della quantità di permessi di emissione è una baseline,
livello di emissioni che si verificherebbe in assenza di azioni da parte degli operatori. Le
baseline devono essere determinate per ogni progetto individuale. Le riduzioni delle emissioni
al di sotto di questa baseline sono soggette a certificazione e sono dette emission credits.
Soltanto questi emission credits possono essere commerciati o venduti.
Converrà dunque fare abbattimenti per andare sotto la baseline se il relativo costo è minore del
prezzo di mercato per i crediti, mentre converrà comprare crediti per chi ha costi di
abbattimento superiori al prezzo di mercato degli stessi.
Il meccanismo di entrambi gli schemi consente di concentrare le riduzioni di emissioni sugli
operatori che hanno minori costi di abbattimento.
I due sistemi hanno quindi proprietà teoriche di minimizzazione dei costi per raggiungere un
dato obiettivo ambientale.
Tra le varie forme che possono assumere i cap e le baseline, bisogna anche comprendere la
possibilità di costruire livelli “dinamici”, ovvero decrescenti nel tempo.
3.2.2. Target di riduzione delle emissioni
Il target, sia esso un cap o una baseline, può essere espresso in:
19
•
termini assoluti (ammontare di emissioni in un dato periodo di tempo),
•
in termini relativi (ammontare di emissioni per unità di output).
Nei programmi con target assoluti, il totale complessivo delle emissioni in un dato periodo sarà
dato dalla somma dei target dei partecipanti. In presenza di target relativi invece, le emissioni
totali in un periodo di tempo potranno variare a seconda del livello di attività raggiunto.
3.2.3. Metodo di allocazione iniziale delle quote (per lo schema cap
and trade)
Per quanto riguarda l’allocazione dei permessi e la distribuzione delle stesse tra i soggetti, in
generale sono quattro i metodi di allocazione iniziale adottati:
1. lotterie;
2. metodo “first-come, first-served” (in cui rientrano il grandfathering, l’applicazione di
coefficienti di performance, le emissioni previste ed i costi marginali di abbattimento);
3. la distribuzione in base a criteri amministrativi;
4. le aste.
Il criterio da utilizzare per la distribuzione fra i soggetti deve essere coerente con quello utilizzato
per la definizione del cap iniziale. Si può anche prevedere una forma “mista” di allocazione delle
quote, come per il sistema europeo, in cui per una percentuale del cap totale è ammessa
l’assegnazione tramite il meccanismo dell’asta.
Il meccanismo di grandfathering è un metodo di distribuzione gratuita di quote basato sulle
emissioni storiche. L’applicazione di questo criterio comporta dei costi di transazione maggiori
rispetto alle aste. I costi che debbono essere sostenuti coinvolgono la raccolta delle informazioni
necessarie a ricostruire i dati storici di emissione per ciascun soggetto partecipante.
Per quanto riguarda le aste, la letteratura suggerisce che questo sia il metodo in grado di
garantire una distribuzione efficiente dei permessi ed un migliore incentivo all’innovazione
tecnologica. L’asta può essere unica per tutto il periodo considerato (single round), oppure si
possono prevedere più aste in uno stesso periodo (multiple round). Qualora l’attribuzione
avvenga tramite asta, è necessario che si preveda anche come utilizzare il guadagno ottenuto
dalla cessione a titolo oneroso dei permessi: diverse opzioni sono possibili a questo proposito, il
20
ricavato potrebbe essere utilizzato per coprire i costi amministrativi del sistema, oppure per
correggere distorsioni derivanti dalla presenza di tasse preesistenti al sistema di ET.
3.2.4. Gas serra/inquinanti regolamentati
I programmi di ET possono essere classificati a seconda che vadano a regolamentare:
•
inquinanti atmosferici (SO2, NOX, VOC, PM5-10);
•
gas ad effetto serra (CO2, CH4, N2O, HFC, PFC, SF6).
(per quanto riguarda i sei gas serra, nell’ambito del protocollo di Kyoto la loro unità di
conteggio è stata standardizzata in MtCO2).
L’applicazione dello strumento di Emissions Trading sembra essere particolarmente adatto ai
gas ad effetto serra, perché in quest’ambito l’effetto sull’ambiente di una riduzione delle
emissioni è lo stesso indipendentemente dal luogo in cui viene generata. Non è così invece per
gli altri inquinanti atmosferici che, pur potendo interessare forme di inquinamento transfrontaliero
(ad esempio le piogge acide), in alcuni casi sono responsabili di deterioramenti della qualità
dell’aria “locali” (quali l’ozono troposferico), suscettibili in aggiunta di comportare i cosiddetti “hot
spots”, ovvero la concentrazione di inquinanti in una determinata area. Questo non ha
comunque impedito l’applicazione dei meccanismi di ET ad inquinanti atmosferici, che sono stati
anzi la prima area di diffusa applicazione soprattutto negli Stati Uniti (Acid rain trading,
RECLAIM).
Si può prevedere un sistema dinamico caratterizzato cioè da una fase pilota nella quale si
regolamenta un solo gas o inquinante, alla quale se ne possono aggiungere altri in fasi
successive.
3.2.5. Dimensione spaziale
Per quanto riguarda la dimensione spaziale che un sistema di Emissions Trading può assumere,
diverse sono le alternative possibili:
•
sistemi locali, che coinvolgano un ambito territoriale molto ristretto come una città o una
regione;
•
sistemi nazionali;
21
•
sistemi che coinvolgano più stati;
•
sistemi globali.
Due sono gli aspetti che giocano a favore dei sistemi “estesi”:
1. dal momento che il merito principale dei meccanismi di ET è quello di incentivare gli
abbattimenti delle emissioni laddove questi siano meno costosi, i sistemi più estesi
geograficamente oltre che settorialmente, che comprendano un elevato numero di
soggetti con costi marginali di abbattimento potenzialmente differenziati, aumentano le
possibilità che gli abbattimenti vengano effettivamente realizzati.
2. la presenza sul mercato di un numero elevato di soggetti ne aumenta l’efficacia oltre che
la concorrenzialità.
3.2.6. Settori e soggetti destinatari del sistema
Tre sono gli approcci in base ai quali definire i soggetti partecipanti ad uno schema di Emissions
Trading:
•
approccio upstream,
•
approccio downstream,
•
approccio misto.
L’approccio upstream individua come soggetti partecipanti i produttori e gli importatori di
carburanti o delle altre fonti considerate responsabili delle emissioni di gas serra o di inquinanti
coperti dal sistema (potential emitters).
Esso coinvolge i soggetti che si trovano all’origine del processo di produzione delle sostanze
inquinanti o clima-alteranti.
L’approccio downstream individua invece principalmente come soggetti da regolamentare gli
utilizzatori delle fonti stesse, cioè le industrie in generale, oppure i settori di produzione di
energia elettrica, ma anche il settore civile e dei trasporti (direct emitters).
Esso colpisce i soggetti direttamente responsabili delle emissioni in atmosfera, che sono di solito
in numero maggiore rispetto ai primi.
Un sistema ibrido o misto prevede una combinazione dei due criteri.
22
La maggior parte dei sistemi di Emissions Trading sono di tipo downstream, anche se diversi
sono i settori regolamentati.
3.2.7. Modalità di adesione dei soggetti
Per quanto riguarda la modalità di partecipazione, questa può essere:
•
obbligatoria, se il sistema di ET è imposto dall’autorità;
•
volontaria, se fa parte di un accordo o di un altro strumento volontario. In alcuni casi
l’adesione a meccanismi volontari può comportare obblighi vincolanti per le
imprese partecipanti.
3.2.8. Possibilità di opt-in o opt-out
Qualora un sistema preveda la possibilità di opt-in, significa che sarà previsto l’allargamento
dello schema ad altri settori o partecipanti che soddisfino certe condizioni e che manifestino la
volontà di farne parte. In questo caso, i soggetti che ne facciano richiesta potranno diventare
partecipanti dello schema, in una fase successiva alla sua implementazione iniziale. L’adesione
volontaria da parte di nuovi soggetti, sarà presumibilmente richiesta qualora questi ultimi
possano trarre vantaggio dalla partecipazione allo schema stesso. Questa condizione si verifica
qualora i nuovi entrati abbiano costi di abbattimento inferiori e siano in grado di realizzare
abbattimenti tali da consentirgli di diventare venditori netti sul mercato delle emissioni. È quindi
lecito supporre che l’opt-in garantisca l’abbassamento dei costi di compliance per gli altri
soggetti partecipanti al sistema di scambio dei permessi.
L’opt-out consente, al contrario, ai soggetti che ne facciano richiesta di uscire dallo schema di
ET, in modo temporaneo o permanente. Tale possibilità di defezione tende ovviamente a
generare notevoli problemi al funzionamento, al mercato e ai suoi partecipanti rimanenti.
23
3.2.9. Meccanismo di funzionamento e di compliance
Nei sistemi “cap and trade”, una volta distribuite le quote di emissione tra i soggetti, il non
superamento del tetto può essere garantito grazie alla realizzazione di sistemi di abbattimenti da
parte dei partecipanti; in alternativa questi possono decidere di acquistare (o vendere) sul
mercato le quote mancanti (in eccesso) rispetto al proprio vincolo soggettivo, a seconda della
propria strategia di riduzione delle emissioni.
Nei sistemi “baseline and credit” ciascun partecipante deve invece rispettare la baseline, e
riceve crediti di emissione per le riduzioni realizzate al di sotto della stessa, che possono essere
trasferite o vendute ad altri soggetti.
3.2.10.
Flessibilità temporale
Affinché un meccanismo di permessi di emissione negoziabili possa essere efficace e tale da
garantire una minimizzazione dei costi, è necessario che sia garantita la piena fungibilità
intertemporale dei permessi.
Un sistema flessibile deve prevedere:
•
il banking dei permessi, cioè la possibilità di utilizzare permessi ottenuti in un periodo
anche in periodi successivi, esso consente alle imprese di trarre vantaggio dagli
investimenti realizzati in fase precoce o di avvio del sistema.
•
il borrowing dei permessi, consente al contrario di posticipare gli investimenti fino al
momento definito più opportuno, ‘prendendo a prestito’ per il periodo in corso quote di
emissioni riferite agli anni successivi.
3.2.11.
Sistemi di monitoraggio
Un sistema di Emissions Trading può essere efficace solo se le emissioni vengono
efficientemente monitorate e verificate.
Affinché questo obiettivo sia garantito, tre sono le azioni essenziali da intraprendere:
1. il monitoraggio delle emissioni,
2. la compilazione di un registro delle stesse,
24
3. il controllo del rispetto dei target soggettivi ed eventualmente l’applicazione delle
sanzioni.
Per quanto concerne il monitoraggio, è necessario che le procedure siano standardizzate. Per
ciascun gas/inquinante esistono differenti tecnologie di misurazione (in continuo, spot, sulla
base di coefficienti), che implicano costi diversi ma anche differenti gradi di affidabilità.
Il registro delle emissioni deve contenere le informazioni relative sia al monitoraggio delle
emissioni, che al numero di quote o crediti posseduti da ciascun soggetto. In aggiunta, esso
deve contenere traccia dei trasferimenti delle quote tra i partecipanti. Infine, deve essere protetto
da falsificazioni e deve consentire al pubblico di accedere alle informazioni in esso contenute.
3.2.12.
Sanzioni
I partecipanti ai programmi obbligatori sono soggetti a sanzione qualora non siano in possesso
dell’ammontare di quote di emissione pari alle loro stesse emissioni, nel momento stabilito dalle
regole dello schema.
Queste sanzioni possono essere:
•
di tipo finanziario,
•
possono prevedere una perdita di permessi (allowances) di emissioni per i periodi
successivi (ad esempio pari alle emissioni in eccesso),
•
entrambi.
I partecipanti a programmi volontari di emissione in genere non sono soggetti a sanzioni.
L’ammontare della sanzione, definito dall’autorità competente, rappresenta anche il livello
massimo oltre il quale il prezzo dei permessi/crediti non può salire, e costituisce quindi una sorta
di valvola di sicurezza per il mercato dei permessi. Infatti, nessun operatore con emissioni in
eccesso comprerà permessi di emissione sul mercato quando il loro prezzo sia superiore al
valore della sanzione da pagare.
25
3.2.13.
Possibilità di linkage con altri strumenti
In linea teorica, un sistema di Emissions Trading può essere collegato ad altri strumenti di
politica ambientale (ad esempio una tassa sulle emissioni) oppure può essere legato ad altri
sistemi di Emissions Trading. In questo secondo caso, il collegamento avviene tramite il mutuo
riconoscimento dei permessi/crediti tra i sistemi fra loro collegati. Molti sono gli aspetti di design
dei sistemi di ET che possono rendere difficile la compatibilità tra sistemi di ET differenti, i
problemi più rilevanti intervengono qualora i due sistemi siano di natura diversa (cap and trade e
baseline and credits).
3.3. La Direttiva europea sull’Emissions Trading
3.3.1. Introduzione
In linea con gli impegni sanciti dalla ratifica ed entrata in vigore del Protocollo di Kyoto, l’Unione
Europea ha istituito, a partire da 1 gennaio 2005, con la Direttiva 2003/87/CE, un sistema per lo
scambio di quote di emissione di gas serra all’interno della Comunità, denominato European
Union Emissions Trading Scheme (EU-ETS).
La Direttiva 2003/87/CE [3], approvata nell’ottobre 2003 dal Parlamento europeo modifica la
direttiva 96/61/CE.
Tutte le imprese Europee rientranti nel campo di applicazione della Direttiva dovranno
impegnarsi a ridurre le proprie emissioni di gas serra, secondo quanto previsto dai piani
nazionali di allocazione definiti dai singoli Stati Membri e sottoposti alla approvazione della
Commissione Europea.
Tale sistema, per estensione (25 paesi) e numero di imprese coinvolte (più di 12.000), si
configura come il più grande mai creato finora. Le emissioni coperte rappresentano quasi il 50%
delle emissioni totali dell’Unione Europea.
Per
quanto
riguarda
gli
obiettivi
del
sistema
comunitario,
l’Unione
Europea
con
l’implementazione della Direttiva ET se ne è proposti essenzialmente due:
1. di contribuire più efficacemente alla riduzione di emissioni di gas clima-alteranti
all’interno dell’Unione, anche in considerazione del progressivo aumento delle stesse e
della crescita dell’emergenza legata al surriscaldamento globale;
2. dare un forte segnale di impegno a livello internazionale, in un momento in cui l’adozione
del Protocollo di Kyoto si trovava in fase di impasse, e consentire agli operatori (autorità
26
nazionali e imprese) di acquisire dimestichezza con una serie di strumenti che entro
breve saranno impiegati in buona parte del pianeta.
La Direttiva 2003/87/CE, nonostante richiami esplicitamente nel preambolo (punti 10,17,19) il
Protocollo di Kyoto e ne sia, di fatto, uno strumento attuativo, ne è sostanzialmente
indipendente.
Ciò può essere dedotto esplicitando le principali differenze tra il sistema di scambio
internazionale (IET), definito dal Protocollo di Kyoto, ed il sistema europeo (EU-ETS) in termini
di soggetti coinvolti, tempi di attuazione e obbligatorietà.
I soggetti abilitati allo scambio di quote nel sistema internazionale (IET) sono gli Stati nazionali,
ossia quelli compresi nell’Allegato B del Protocollo. Nel sistema previsto dalla direttiva
comunitaria, i soggetti che possono partecipare sono tutte le persone (giuridiche e fisiche)
all’interno della Comunità, e le persone dei Paesi Terzi che abbiano sottoscritto un accordo
bilaterale.
Per quanto riguarda i tempi di attuazione, l’International Trading Scheme (IET), entrerà in vigore
solo a partire dal 2008, mentre l’Emissions Trading Scheme è entrato in vigore il 1 gennaio
2005.
Con riferimento all’obbligatorietà, sebbene i due sistemi siano vincolati per specifiche categorie
di soggetti, il livello di obblighi previsto dal sistema europeo ETS è sicuramente più definito e
strutturato del sistema internazionale (IET). Questo è desumibile dal meccanismo sanzionatorio
esistente e ben disciplinato dalla direttiva europea a fronte di una “punibilità” dichiarata, ma
scarsamente strutturata nel Protocollo di Kyoto.
Il sistema europeo per lo scambio di quote di emissione, istituito dalla Direttiva 2003/87/CE è
caratterizzato dai seguenti elementi:
•
la “decentralizzazione”, poiché la Direttiva che lo istituisce rimanda la definizione di
numerosi elementi al livello nazionale attraverso lo strumento del Piano Nazionale
d’Assegnazione.
•
Il sistema europeo dei permessi d’emissione si configura inoltre come un sistema
“aperto”, sia perché ammette nel suo impianto la possibilità di collegarsi ad altri sistemi
27
di ET, sia perché prevede, con la proposta di Direttiva ‘Linking’, il riconoscimento di
crediti d’emissione realizzati da progetti di Joint Implementation e Clean Development
Mechanism (JI e CDM).
Entrambe queste caratteristiche sono innovative rispetto alle esperienze internazionali ma ad
esse si accompagnano anche dei potenziali problemi che potrebbero indebolire il sistema stesso
e limitarne l’efficacia.
Analizziamo gli aspetti fondamentali dello schema comunitario, come sono regolamentati dalla
Direttiva stessa.
3.3.2. Percorso di attuazione e fasi del sistema EU ETS
Il sistema europeo di scambio dei permessi di CO2 è stato avviato il 1 gennaio 2005.
Lo strumento normativo della Direttiva lascia agli Stati membri il compito di adattare i principi
guida, in essa contenuti, all’ordinamento interno, oltre che di organizzare un apparato
amministrativo e tecnico necessario per il monitoraggio delle emissioni, il rilascio delle
autorizzazioni ed il controllo.
Gli Stati membri devono anzitutto recepire la Direttiva nel proprio ordinamento. Come scadenza
iniziale era stato stabilito il 31 dicembre 2003 ma essa non è stata rispettata da diversi paesi, tra
cui l’Italia.
L'Italia ha recepito solo parte di tale direttiva con il Decreto Legge N. 273 del 12 Novembre 2004
convertito con la Legge N. 316 del 30 dicembre 2004, tale decreto è finalizzato ad attivare le
procedure necessarie per autorizzare gli impianti ad emettere gas serra e acquisire le
informazioni necessarie per il rilascio delle quote di emissione.
Gli Stati membri devono inoltre censire le imprese rientranti nel sistema, raccogliere le
informazioni riguardo le emissioni prodotte, sulla base delle quali redigere un Piano Nazionale di
Assegnazione (PNA). Per quest’ultimo era stata prevista come data di scadenza il 30 marzo
2004, ma numerosi paesi non l’hanno rispettata, tra cui l’Italia. In luglio è stata quindi aperta una
procedura di infrazione nei confronti di Italia, Francia, Belgio, Spagna e Grecia, che non
avevano ancora presentato un proprio piano definitivo.
28
Lo schema europeo prevede due fasi successive:
1. la prima comprende il triennio 2005-2007 e può essere considerata anche come una
fase preliminare o di test preparatorio nel quale sia gli Stati membri sia gli operatori
coinvolti potranno prepararsi all’entrata in vigore di Kyoto, familiarizzando con un
mercato regionale, acquisendo informazioni sui propri livelli di emissione ed elaborando
strategie in un’ottica di medio/lungo periodo.
2. la seconda fase inizierà nel 2008 e continuerà fino al 2012 in coincidenza con il primo
quinquennio di applicazione del Protocollo di Kyoto, nel quale quindi il sistema
comunitario potrebbe inserirsi come primo e principale blocco costitutivo di un sistema
internazionale di scambio dei diritti di emissione.
La Direttiva (Art. 11) fa poi espresso riferimento a quinquenni successivi al primo, anche se le
prospettive post-2012 dell’EU-ETS sono rimaste inizialmente indefinite, a causa dell’incognita
dell’entrata in vigore del Protocollo. Oggi questo elemento di incertezza è superato e si può
forse affermare che l’entrata in vigore del Protocollo in seguito all’adesione russa dipenda anche
dal segnale fornito dall’impegno comunitario e dall’importanza attribuita alle problematiche
connesse al cambiamento climatico nell’agenda politica delle istituzioni europee.
3.3.3. Emissioni e settori interessati
La suddivisione in due distinti periodi è rilevante anche ai fini dell’individuazione delle emissioni
soggette a regolamentazione e dei settori assoggettati alla Direttiva.
•
Nel primo periodo (2005-2007), saranno sottoposte alla Direttiva esclusivamente le
emissioni di anidride carbonica (CO2);
•
A partire dal periodo successivo potranno invece essere inclusi nello schema europeo
anche gli altri gas ad effetto serra, inclusi nella direttiva IPPC, vale a dire il metano (CH4),
il protossido di azoto (N2O), l’esafluoruro di zolfo (SF6), gli idrofluorocarburi (HFCs) e i
perfluorocarburi (PFCs).
29
Per quanto riguarda i settori che rientrano nell’ambito di applicazione della Direttiva, si è deciso
per la prima fase, di limitare i settori coinvolti ai grandi produttori di energia ed ai settori ad
elevata intensità energetica.
Il campo di applicazione della Direttiva 2003/87/CE è definito nell’Allegato 1 della Direttiva
stessa, che fa riferimento all’Allegato 1 della Direttiva 96/61/CE (Direttiva IPPC), ma limita
l’applicazione dello schema EU-ETS solo ad alcune categorie della IPPC. Inoltre per la categoria
1.1. riduce la soglia di potenza calorifica da 50 MW a 20 MW.
I settori coinvolti sono:
1. attività energetiche:
1.1. impianti di combustione con potenza termica superiore a 20 MW (sono esclusi gli
impianti per rifiuti pericolosi o urbani),
1.2. raffinerie di petrolio e di gas,
1.3. cokerie;
2. impianti di produzione e trasformazione di metalli ferrosi
2.1. impianti di arrostimento o sinterizzazione di minerali metallici compresi i minerali
solforati,
2.2. impianti di produzione di ghisa o acciaio;
3. industria dei prodotti minerali
3.1. impianti destinati alla produzione di clinker (cemento) in forni rotativi la cui capacità
di produzione supera 500 tonnellate al giorno oppure di calce viva in forni rotativi la
cui capacità di produzione supera 50 tonnellate al giorno, o in altri tipi di forni aventi
una capacità di produzione di oltre 50 tonnellate al giorno.
3.2. impianti per la fabbricazione del vetro compresi quelli destinati alla produzione
di
fibre di vetro, con capacità di fusione di oltre 20 tonnellate al giorno.
3.3. impianti per la fabbricazione di prodotti ceramici mediante cottura , in particolare
tegole, mattoni, mattoni refrattari, piastrelle, gres, porcellane, con una capacità di
produzione di oltre 75 tonnellate al giorno e/o con una capacità di forno superiore a 4
m3 e con densità di colata per forno superiore a 300 kg/m3.
4. industria cartaria:
4.1. impianti per la produzione di pasta di cellulosa, di carta e cartone.
30
Nel complesso, questi settori rappresentano circa il 46% delle emissioni totali dell’Unione
Europea. Per quanto riguarda gli esclusi in questa prima fase, spicca l’assenza del settore
chimico, ma questa scelta è stata fatta in considerazione delle caratteristiche specifiche di
questo settore, che è responsabile dell’1% circa della produzione di CO2 a livello comunitario,
ma è molto frammentato e comprende un numero elevato di impianti, la cui inclusione nell’EUETS avrebbe creato, si ritiene, problemi di tipo amministrativo.
La Commissione si riserva, sulla base dell’esperienza acquisita nei primi anni, di modificare
l’Allegato I e quindi verrà valutato se altri settori industriali dovranno essere o meno inclusi tra
quelli soggetti al rispetto delle quote di emissione.
3.3.4. Metodo di allocazione e meccanismo di assegnazione delle
quote
Il sistema comunitario dei permessi di emissione è di tipo “cap-and-trade”. Il numero di permessi
assegnati (quote) è infatti prefissato e ciascuno di essi rappresenta una tonnellata di emissioni di
CO2. La Direttiva, tuttavia, non fissa un cap a livello comunitario, ma assegna ai 25 Stati membri
il compito di elaborare un Piano Nazionale di Assegnazione (PNA) che determini il numero totale
delle quote di emissione, la loro suddivisione fra settori e l’assegnazione ai singoli impianti. Il
cap comunitario sarà quindi determinato dalla somma dei 25 cap nazionali.
I Piani Nazionali giocano quindi un ruolo fondamentale sia per il raggiungimento degli obiettivi
ambientali che questa Direttiva si pone, sia per il buon funzionamento del mercato comunitario
dei permessi di emissione, sia per quanto riguarda la possibile insorgenza di distorsioni della
concorrenza tra gli Stati membri.
Le autorità nazionali competenti non sono comunque lasciate pienamente “libere” nella
redazione del Piano Nazionale. La Direttiva 2003/87 prevede, infatti, che esse si uniformino ai
criteri comuni (stabiliti all’All. III) ed è stata redatta una Comunicazione [4] con la finalità di
assistere le autorità nazionali nell’applicazione dei criteri e nella compilazione del Piano stesso.
A questa disposizione si aggiunge anche un ulteriore elemento di limitazione e di supervisione
della flessibilità lasciata alle autorità nazionali: i piani sono infatti soggetti ad approvazione da
parte della Commissione stessa, che li può rigettare entro 3 mesi dalla presentazione, qualora
non siano conformi ai suddetti criteri.
31
Fra i criteri più importanti si colloca quello in base al quale la quantità totale di quote nazionali
deve essere coerente con l’obbligo degli Stati membri di limitare le proprie emissioni in base agli
obiettivi di riduzione previsti dal “Burden Sharing Agreement” e dal Protocollo di Kyoto e deve
mirare quindi al raggiungimento o al superamento degli stessi. Questo punto chiarisce proprio lo
stretto legame che si vuole istituire tra l’attuazione del Protocollo di Kyoto e la nascita di un
sistema internazionale di scambio dei permessi.
In merito al meccanismo di assegnazione iniziale delle quote di emissione:
•
per il triennio che ha inizio il 1° gennaio 2005, gli Stati membri dovranno assegnare
almeno il 95% delle quote (European Union Allowances, EUA) a titolo gratuito e al
massimo il 5% a titolo oneroso o tramite asta.
•
Per il successivo quinquennio la percentuale di quote gratuite è abbassata al 90% e le
restanti quote possono essere messe all’asta o assegnate a titolo oneroso.
Per quanto riguarda l’ammontare delle quote assegnate a ciascun impianto, all’Art. 11 è previsto
che ciascuno Stato membro decida nell’ambito del proprio Piano di Assegnazione il numero di
quote totali attribuite a livello nazionale, nonché in merito all’assegnazione ai diversi settori ed
infine riguardo all’attribuzione delle aliquote al gestore di ciascun impianto. Si configurano quindi
tre diverse fasi del processo decisionale.
Le quote annue di emissioni determinate dai PNA dovranno essere rilasciate ai singoli impianti
dall’autorità competente entro il 28 febbraio di ciascun anno. Entro il 30 aprile (a partire dal
2006) il gestore di ciascun impianto dovrà poi restituire l’intero numero di quote assegnategli nel
periodo precedente, che verranno successivamente cancellate.
32
3.3.5. Nuovi entranti, opt-in/opt-out e raggruppamenti
Il Piano nazionale di ciascuno Stato membro deve contenere decisioni anche in merito alla
quota di permessi da riservare ai nuovi entranti. Anche questa disposizione è demandata alle
autorità nazionali.
Lo schema comunitario ammette sia l’opt-in che l’opt-out.
•
L’Art. 27 prevede, limitatamente al 2005-2007, che gli Stati membri possano chiedere
l’esclusione temporanea (opt-out) di alcuni impianti (non di interi settori) dal campo di
applicazione della Direttiva ET.
•
A partire dal 2008 gli Stati potranno anche includere (opt-in) altre attività e/o altri gas nel
novero di quelli rilevanti, ai sensi della Direttiva ET (es. gestione traffico, smaltimento
rifiuti, piccola/media impresa..)
Un Comitato istituito in seno alla Commissione deciderà in merito a tali richieste.
E’ prevista anche la possibilità, per gli impianti collocati in uno stesso sito, di fare richiesta
all’Autorità competente per costituire un raggruppamento (grouping/bubble) al quale verrà
attribuito un unico quantitativo di permessi, gestiti da un unico amministratore fiduciario. Gli Stati
membri dovranno fare specifica richiesta alla Commissione, prima di poter autorizzare il
raggruppamento di impianti.
3.3.6. Autorizzazioni
La Direttiva stabilisce che l’autorità competente di ogni Stato membro dell’Unione provveda, a
decorrere dal 1° gennaio 2005, a rilasciare a ciascun impianto appartenente ai settori ai quali si
applica la Direttiva stessa, l’autorizzazione ad emettere gas a effetto serra.
L’autorizzazione dovrà essere rilasciata dall’autorità preposta a tale compito previa domanda da
parte dei singoli impianti, la quale dovrà contenere informazioni relative all’attività svolta ed alla
tecnologia utilizzata, alle materie prime e secondarie impiegate (qualora suscettibili di produrre
33
gas-serra), alle fonti di emissioni di gas (caldaie, forni rotatori, ecc), alle misure previste per
controllare le emissioni e le disposizioni relative al monitoraggio (metodologia e frequenza).
3.3.7. Validità e scambio delle quote, misurazioni e registro delle
emissioni
La condizione che consente di rispettare il tetto fissato è che gli impianti soggetti alla Direttiva
detengano e restituiscano, nel loro complesso alla scadenza fissata, il numero di quote totali
assegnato (al netto di quelle per cui hanno chiesto la cancellazione durante il periodo di
riferimento, art. 12, comma 4).
A livello di singoli impianti, invece, è necessario che ciascun impianto restituisca, alla scadenza
fissata, un numero di quote pari alle sue emissioni effettive nel periodo di riferimento (anno civile
precedente). Se queste ultime sono superiori alle quote assegnate, l’impianto dovrà procurarsi
quote sul mercato (potrà averlo fatto durante il periodo di riferimento, o attingere a quelle di altri
anni) oppure pagherà l’ammenda prevista dalla Direttiva; se risultano inferiori potrà cedere le
sue quote in eccesso sul mercato (potrà averlo fatto durante il periodo di riferimento). Le quote
restituite vengono cancellate alla fine del periodo di riferimento dell’assegnazione (il primo
triennio 2005-2007), e nuove quote verranno quindi riassegnate per un ammontare individuale e
totale (cap) pari a quanto stabilito dai Piani di assegnazione agli impianti.
L’art 12 stabilisce che gli stati membri devono provvedere affinché le quote siano trasferibili tra
persone, cioè tra qualsiasi persona fisica o giuridica, all’interno della Comunità o persone
all’esterno della Comunità qualora lo schema sia collegato con altri schemi internazionali, e
affinché le quote rilasciate da uno stato membro siano mutuamente riconosciute da un altro
stato della Comunità.
Il meccanismo comporta, come suo aspetto critico, la misurazione delle emissioni effettive e la
loro verifica. L’efficacia e credibilità di tali misurazioni e verifiche riveste ovviamente un ruolo
fondamentale per il funzionamento dell’intero sistema. La crucialità di questo aspetto di design
per il raggiungimento dei target previsti è stata sottolineata anche a livello teorico e da anni si
lavora, a livello internazionale, all’elaborazione di standard comuni. Un sistema di monitoraggio
34
e di contabilità degli scambi uniforme e condiviso non crea incertezza sul valore delle unità di
emissione scambiate e stimola quindi l’utilizzo del mercato.
All’Art. 14, la Direttiva dispone che ogni gestore di un impianto incluso nel PNA provveda ogni
anno a comunicare all’autorità competente l’entità delle emissioni rilasciate nell’anno
precedente, sulla base delle indicazioni contenute nell’All. IV. È inoltre richiesta l’istituzione di un
registro nazionale delle emissioni (in forma elettronica) al fine di assicurare una corretta
contabilizzazione delle quote stesse, e di un sistema comunitario di inventario delle emissioni
che servirà anche da punto di snodo per le transazioni intra-comunitarie.
Il contenuto dei registri dovrà essere reso disponibile al pubblico.
In generale, le procedure di monitoraggio sembrano essere abbastanza flessibili in quanto
lasciano ai gestori degli impianti la scelta della metodologia di monitoraggio (in continuo o una
tantum) o di calcolo (sulla base di coefficienti standard riferiti al combustibile impiegato) da
utilizzare.
3.3.8. Sistemi di controllo e sanzioni
Sempre ai fini della credibilità della misurazione delle emissioni effettive, e quindi dell’effettivo
valore delle quote, l’Art. 15 stabilisce che le comunicazioni dei gestori all’Autorità competente
relative alla quantità di emissioni annuali debbano essere sottoposte a verifica. I criteri e le
metodologie di controllo sono definiti nell’Allegato V della Direttiva, in base al quale le
dichiarazioni di ciascun impianto devono essere convalidate dall’autorità preposta o da un
verificatore indipendente, che dovrà redigere un rapporto a tale scopo.
Non è comunque prevista dalla Direttiva una procedura obbligatoria e standardizzata di
certificazione e, anche sotto questo aspetto, il sistema comunitario è decentralizzato a livello
nazionale.
Per quanto riguarda le procedure e gli standard di verifica, la coesistenza di norme differenti
(multigiurisdizionalità) e soprattutto di livelli di severità diversi fra paesi, costituisce un ulteriore
elemento che può far insorgere alcuni problemi.
35
Qualora le dichiarazioni del gestore dell’impianto non siano riconosciute conformi entro il 31
marzo di ogni anno, egli non potrà trasferire le proprie quote sul mercato fino a quando non
provvederà a regolarizzare la propria situazione.
Per quanto concerne il complesso sanzionatorio (civile o penale), è lasciato agli Stati membri il
compito di determinare le norme necessarie a tale fine.
In generale, si prevede un’ammenda pari a :
•
40 euro per il primo periodo (2005-2007);
•
100 euro per il secondo quinquennio (2008-2012)
per ciascuna tonnellata di CO2 emessa in eccesso rispetto alle quote restituite ogni anno
all’autorità competente.
Questo meccanismo viene ulteriormente rafforzato in quanto il pagamento dell’ammenda non
libera il gestore dell’impianto dall’onere di restituire le quote in eccesso, che dovranno essere
sommate a quelle da restituire l’anno successivo. Questa disposizione ha la finalità di
salvaguardare l’obiettivo ambientale.
I nomi delle imprese inadempienti dovranno essere resi noti al pubblico.
3.3.9. Flessibilità temporale
L’Art. 13 della Direttiva consente in via generale, attraverso la validità triennale delle quote per il
primo triennio 2005-2007, la possibilità di conservare permessi di emissione riferiti ad un periodo
per far fronte agli obblighi di compliance del periodo seguente e viceversa.
La scelta se avvalersi o meno di questa facoltà spetta ancora una volta alle autorità nazionali
che dovranno inserire anche questo punto nel proprio PNA.
Per quanto riguarda lo schema europeo EU-ETS:
•
2005-2007: banking e borrowing;
•
2008-2012: solo banking.
Anche quest’aspetto, la cui finalità è di garantire maggiore flessibilità al sistema sotto il profilo
temporale e di aumentare le opzioni di compliance a disposizione degli operatori, potrà dare
luogo a qualche problema, qualora gli Stati membri assumano, su questo punto, decisioni
diverse.
36
In questo caso, si troverebbero a circolare, in un mercato comune, permessi che potrebbero non
essere accettati da tutti i soggetti del mercato.
3.3.10.
Collegamento con sistemi di Emissions Trading non
europei.
La Direttiva contempla all’Art. 25 la possibilità di concludere accordi con paesi terzi ai fini del
riconoscimento reciproco delle quote di emissioni all’interno del sistema comunitario e viceversa.
Il collegamento con sistemi di ET sviluppati in paesi al di fuori dell’Unione poteva avvenire solo
con paesi che avessero ratificato il Protocollo di Kyoto, ma la Direttiva Linking, propone di
emendare questo articolo e di estendere il riconoscimento anche a paesi (o a regioni) che non lo
abbiano ratificato.
Questa disposizione va verso la creazione di un sistema internazionale di scambio dei permessi
di emissione, e configura un sistema globale caratterizzato dalla somma di sistemi locali
(regionali o nazionali), in cui vige il mutuo riconoscimento dei permessi e dei crediti generati
nell’ambito di programmi diversi. È questo lo scenario più probabile che si prospetta per il futuro.
Tuttavia, la necessità di rendere compatibili sistemi con caratteristiche di design e di
implementazione diverse, e di rendere equivalenti i crediti e i permessi di emissione generati nel
contesto di queste differenze, potrebbe creare qualche problema di incompatibilità, di
sovrapposizione o di equità. Su questi temi si stanno moltiplicando le occasioni di dibattito e di
indagine a livello internazionale. Ciò che emerge dalle analisi compiute da OECD e IEA è che in
generale il “linking” di sistemi comporta benefici in quanto è neutrale dal punto di vista
ambientale e l’ampliamento del mercato ne aumenta l’efficienza.
Il sistema di scambio comunitario è caratterizzato dalla mancanza di coordinamento con gli altri
e numerosi strumenti finalizzati a limitare le emissioni di gas serra in atmosfera.
Le politiche ambientali finalizzate alla lotta contro il cambiamento climatico sono molteplici e
coinvolgono numerosi strumenti diversi (tasse sui combustibili, incentivi all’impiego di fonti
rinnovabili, misure finalizzate a promuovere l’efficienza energetica, ecc.) che interagiscono e
possono dar luogo a conflitti e sovrapposizioni. Questa mancanza di coordinamento è
probabilmente dovuta anche al fatto che ciascuno Stato membro prevede misure diverse.
37
4. Joint Implementation
4.1. Funzionamento del meccanismo di JI [5]
La Joint Implementation (JI), definita dall’Articolo 6 del Protocollo di Kyoto, prevede che Paesi
inclusi nell’Allegato I della Convenzione Quadro sui Cambiamenti Climatici, quindi soggetti a
vincoli di emissione, possano realizzare progetti di riduzione di emissioni in altri Paesi inclusi
nell’Allegato I, anch’essi soggetti a vincoli di emissione. Tutti i paesi industrializzati possono
potenzialmente ospitare progetti JI. I paesi con le economie in transizione, caratterizzati da bassi
costi marginali di abbattimento, sono i naturali candidati per questo tipo di progetto.
La differenza tra le quantità di gas serra realmente emesse e quelle che sarebbero state
emesse in assenza del progetto (scenario di riferimento) generano delle unità di riduzione delle
emissioni, Emission Reduction Units, ERU.
I progetti JI sono “a somma zero” in quanto i crediti generati dal progetto, acquisiti dal Paese
proponente, vengono sottratti ai permessi di emissione allocati nel Paese ospitante: i crediti di
emissione complessivamente posseduti dalle due parti non cambiano.
Il prezzo dei crediti non è fissato e sarà stabilito dal mercato anche in funzione delle altre unità
del Protocollo di Kyoto. Esperienze pilota indicano che il potenziale range di oscillazione del
prezzo è fra 3-10 €/tCO2eq. Altri studi e simulazioni numeriche effettuate indicano un prezzo
variabile fra i 7 e i 40 €/tCO2 eq a seconda degli scenari ipotizzati.
4.2. I soggetti coinvolti
Gli attori coinvolti in un progetto di Joint Implementation sono:
COP/MOP: la Conferenza delle Parti/Incontro delle Parti è la massima autorità e stabilisce le
linee guida per i progetti JI e CDM.
Comitato Supervisore: il Comitato Supervisore sarà istituito quando il Protocollo di Kyoto sarà
operativo. E' composto da 10 membri e supervisiona le attività dei progetti JI (quali la verifica
degli ERU, l'accreditamento delle Entità Indipendenti), seguendo le linee guida della COP/MOP.
Entità Indipendente: entità giuridica o organizzazione internazionale accreditata dal Comitato di
Supervisione a validare e/o verificare le riduzioni delle emissioni di un progetto JI registrato.
38
4.3. I pre-requisiti necessari per l’implementazione della JI
Per i paesi partecipanti sono necessari i seguenti pre-requisiti:
•
ratifica del protocollo di Kyoto;
•
entrambi i Paesi devono essere inclusi nell’ Allegato I della UNFCCC;
•
vi sia l’ammontare delle quote assegnate;
•
presenza di un registro nazionale per le quote.
Per il progetto sono necessari i seguenti pre-requisiti:
•
Il progetto deve generare una riduzione delle emissioni di almeno uno dei gas serra
regolati dal Protocollo di Kyoto (CO2, CH4, N2O, HFC, PFC, SF6);
•
La riduzione delle emissioni deve essere addizionale alla situazione che si avrebbe in
assenza di tale progetto (ovvero le emissioni reali dovute al progetto sono minori di
quelle che si sarebbero avute in assenza del progetto stesso);
•
Non ci sono restrizioni per le categorie di progetto, salvo l'esclusione dei progetti
nucleari;
•
Deve essere possibile valutare quantitativamente le emissioni evitate attraverso misure,
stime o altri metodi;
•
Il progetto deve essere conforme alle linee guida stabilite per i progetti JI dai singoli
paesi o dal Comitato Supervisore;
•
Solo i progetti iniziati dopo il 2000 possono essere registrati come progetti JI, ma il
rilascio di ERU è consentito solo per riduzioni di emissioni che avvengono dopo il 2008.
39
4.4. Fasi per la realizzazione di un progetto JI
Lo sviluppo del progetto si articola in due fasi, una progettuale e una realizzativa, a loro volta
suddivise in diverse attività.
Fase progettuale
Attività 1 - Idea progettuale e valutazione: il primo passo necessario per la realizzazione di un
progetto JI riguarda la valutazione dell'idea progettuale. E' necessario verificare se l'idea di
progetto può, in linea di principio, rispettare i requisiti fondamentali richiesti dal Protocollo di
Kyoto. A tale scopo si può richiedere il servizio di assistenza dello Sportello Meccanismi del
Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio, attraverso la compilazione della scheda di
pre-valutazione. Lo Sportello Meccanismi compie una valutazione preliminare dell'idea
progettuale e offre assistenza per i passi successivi.
Attività 2 - Documento di progetto:
Il proponente prepara un documento di progetto JI (JI-PDD Joint Implementation Project Design
Document), in particolare:
•
controlla che siano soddisfatti i requisiti di partecipazione e di progetto del paese ospitante e
di quello investitore;
•
realizza uno studio sullo scenario di emissione (baseline) del paese ospitante e prova che il
progetto sia addizionale;
•
sceglie il piano di monitoraggio delle emissioni più adeguato, in accordo con i criteri previsti
dagli Accordi di Marrakech;
•
predispone il documento di progetto JI;
•
richiede l'approvazione scritta del paese ospitante e del paese investitore;
•
sceglie un'Entità Indipendente.
Attività 3 - Validazione: il documento di progetto viene sottoposto all'Entità Indipendente
prescelta che, lo rende pubblico per 30 giorni, riceve i commenti dei soggetti interessati,
stabilisce se i requisiti essenziali siano soddisfatti tenendo in considerazione i commenti ricevuti
e infine, entro 45 giorni, rende pubblico il proprio giudizio integrandolo con un sommario dei
commenti ricevuti.
40
Attività 4 - Registrazione: In caso di giudizio positivo, la fase progettuale si conclude con la
registrazione formale del progetto presso il Paese ospitante.
Fase realizzativa
Attività 5 - Realizzazione e monitoraggio: il proponente realizza il progetto e implementa il
piano di monitoraggio descritto nel documento di progetto; prepara un rapporto di monitoraggio
(monitoring report) sulle emissioni effettivamente realizzatesi e lo presenta all' Entità
Indipendente.
Attività 6 - Verifica: l'Entità Indipendente rende pubblico il rapporto ricevuto, verifica che il
monitoraggio e il calcolo della riduzione di emissioni siano stati eseguiti correttamente, e
determina la riduzione di emissioni che successivamente saranno trasformate in ERU, rendendo
la propria decisione pubblica e integrandola con una giustificazione.
Attività 7 - Rilascio degli ERU: l'ammontare di riduzione di emissioni determinato dall'Entità
viene trasferito dal paese ospitante al paese investitore, ossia i permessi di emissione del paese
ospitante vengono trasformate in ERU e trasferite nel conto del soggetto realizzatore del
progetto o del paese investitore.
Per rilascio dei crediti si intende la creazione delle ERU ed il conseguente ritiro di pari quantità di
permessi di emissione.
4.5. Vantaggi e svantaggi associati ai progetti di JI
I vantaggi che ha un’azienda dal partecipare ad un progetto JI sono diversi:
•
I crediti generati dal progetto JI (ERU) possono essere usati per raggiungere gli obiettivi
di riduzione di emissione imposti al Paese proponente, o possono essere venduti sul
mercato dell’Emissions Trading (Direttiva Linking 2004/101/CE);
•
L’investitore ottiene delle riduzioni di emissioni a costi più bassi rispetto a quelli altrimenti
necessari per l’implementazione di misure di abbattimento a livello locale/nazionale ;
•
Il Paese ospitante riceve investimenti in tecnologie avanzate ed eco-compatibili.
41
Partecipare ad un progetto di JI comporta anche degli svantaggi:
•
Il Paese proponente il progetto deve sostenere dei costi di transazione relativi
alla:
•

Creazione del documento del progetto;

Implementazione del piano di monitoraggio;

Procedure di convalida;

Registrazione dei crediti di emissione;

Eventuale intermediazione per la vendita dei credit.i
Il Paese ospitante aumenta la dipendenza economica e tecnologica dai paesi
industrializzati.
42
43
5. Clean Development Mechanism
5.1. Funzionamento del meccanismo di CDM [6]
Il Clean Development Mechanism (CDM) è uno dei meccanismi flessibili previsti dal Protocollo di
Kyoto che permette alle imprese dei paesi industrializzati, con vincoli di emissione, di realizzare
progetti che mirano alla riduzione delle emissioni di gas serra nei paesi in via di sviluppo, senza
vincoli di emissione.
Le emissioni evitate dalla realizzazione dei progetti generano crediti di emissioni o CER
(Certified Emission Reductions) che potranno essere utilizzati per l'osservanza degli impegni di
riduzione assegnati.
Il CDM é assimilabile per certi aspetti alla JI. Il fattore che lo contraddistingue è correlato alla
tipologia dei soggetti partecipanti.
Il CDM coinvolge gli Stati inclusi nell’Allegato I della Convenzione Quadro sui Cambiamenti
Climatici e i Paesi in via di sviluppo per il conseguimento di un duplice obiettivo:
1. supportare i primi nel raggiungere e rispettare i propri limiti di emissione, indicati
nell’Allegato B del Protocollo;
2. promuovere nei secondi un sostenibile sviluppo economico e la disposizione di
tecnologie più pulite.
Il prezzo dei crediti non è fissato e sarà stabilito dal mercato anche in funzione delle altre unità
del Protocollo di Kyoto. Esperienze pilota indicano che il potenziale range di oscillazione del
prezzo è fra 3-10 €/tCO2eq. Altri studi e simulazioni numeriche effettuate indicano un prezzo
variabile fra i 7 e i 40 €/tCO2 eq a seconda degli scenari ipotizzati.
5.2. I soggetti coinvolti
Gli attori coinvolti in un progetto CDM sono:
COP/MOP: la Conferenza delle Parti/Incontro delle Parti del Protocollo di Kyoto è la massima
autorità e stabilisce le linee guida per i progetti CDM e JI.
Comitato Esecutivo Internazionale per il CDM: il Comitato Esecutivo (CDM EB - Executive
Board) è composto da 10 membri e supervisiona le attività dei progetti CDM, sotto l'autorità e
seguendo le linee guida della COP/MOP.
44
Ente Operativo Accreditato: un Ente Accreditato (DOE- Designated Operational Entity ) per i
CDM è un'entità giuridica o organizzazione internazionale accreditata e designata dal Comitato
Esecutivo in forma provvisoria, in attesa della conferma della COP/MOP.
Un Ente Accreditato ha due funzioni principali:
•
Valida la proposta di un progetto CDM e ne richiede la registrazione;
•
Verifica la riduzione di emissioni di un progetto CDM, la certifica e richiede al Comitato
Esecutivo il rilascio dei CER.
5.3. I pre-requisiti necessari per l’implementazione di un CDM
Per i paesi partecipanti sono necessari i seguenti pre-requisiti:
•
l Paesi che partecipano ad un progetto CDM devono aver ratificato il Protocollo di Kyoto;
•
L'ammontare base assegnato di emissioni deve essere stato calcolato e registrato;
•
Il registro nazionale delle emissioni deve essere stato istituito;
•
L' inventario nazionale richiesto annualmente deve essere stato presentato;
•
Un sistema per la stima delle emissioni e dei bacini d'assorbimento deve essere stato
stabilito;
•
La comunicazione di informazioni aggiuntive sull'ammontare base assegnato di
emissioni deve essere stata effettuata;
•
Fornire approvazione scritta di partecipazione volontaria al progetto CDM.
Per il progetto sono necessari i seguenti pre-requisiti:
•
Il Paese ospitante deve confermare che il progetto CDM contribuisce al proprio sviluppo
sostenibile; inoltre deve essere prevista nel progetto un'analisi degli impatti ambientali e,
se il paese ospite lo richiede, una valutazione di impatto ambientale delle attività
progettuali; in funzione di ciò sono esclusi tutti i progetti che hanno un impatto socioeconomico ed ambientale non-equilibrato;
•
Il progetto deve generare una riduzione delle emissioni di almeno uno dei gas regolati
dal Protocollo di Kyoto ( CO2, CH4, N2O, HFC, PFC, SF6);
45
•
La riduzione delle emissioni deve essere addizionale alla situazione che si avrebbe in
assenza di tale progetto (scenario di riferimento), ovvero le emissioni reali dovute al
progetto sono minori di quelle che si sarebbero avute in assenza del progetto stesso;
•
Deve essere possibile valutare quantitativamente le emissioni evitate attraverso misure,
stime o altri metodi;
•
Non ci sono restrizioni per le categorie di progetto, salvo l'esclusione dei progetti
nucleari;
•
Il progetto non deve utilizzare fondi pubblici dell'assistenza allo sviluppo ufficiale (Official
Development Assistance) e si deve poter affermare che il progetto, senza l'incentivo dei
crediti, non sarebbe realizzabile;
•
Fornire approvazione scritta di partecipazione volontaria al progetto CDM.
Possono essere considerati progetti CDM le attività avviate dall’anno 2000 e, a differenza di
quanto accade per i progetti JI, i crediti generati dal progetto a partire da tale anno possono
essere accumulati e utilizzati affinché possano essere rispettati gli obblighi di riduzione delle
emissioni di GHG nel primo periodo di impegno (2008-2012). Chi è in grado di realizzare in
tempi brevi progetti CDM si trova avvantaggiato.
5.4. Fasi per la realizzazione di un progetto CDM
Fase progettuale
Attività 1 - Idea progettuale e valutazione: attività svolta come previsto per i progetti di JI.
Attività 2 - Documento di progetto: il proponente prepara un documento di progetto CDM
(CDM-PDD Project Design Document) che in particolare include:
•
Una descrizione dettagliata dello scenario di emissione (baseline) del paese ospitante,
dell'addizionalità del progetto e del piano di monitoraggio delle emissioni;
•
I commenti ricevuti da soggetti locali interessati;
•
Un'analisi sugli impatti ambientali del progetto;
•
Una descrizione dei benefici ambientali addizionali che il progetto potrà generare
46
Per lo scenario di emissione e il piano di monitoraggio si può utilizzare una metodologia già
approvata oppure su può proporre una nuova metodologia che deve essere autorizzata e
registrata dal Comitato Esecutivo (Executive Board).
I progetti CDM devono essere autorizzati dalle Autorità Nazionali Accreditate (Designated
National Authorities - DNA) dei paesi coinvolti. Inoltre, il paese ospitante deve confermare che il
progetto contribuisce al proprio sviluppo sostenibile.
Attività 3 - Validazione: attività svolta come previsto per i progetti di JI.
Attività 4 - Registrazione: In caso di valutazione positiva, l'Ente Accreditato (DOE) richiede al
Comitato Esecutivo (EB) la registrazione formale del progetto in apposito registro internazionale.
Fase realizzativa
Attività 5 - Realizzazione e monitoraggio: il proponente realizza il progetto e implementa il
piano di monitoraggio delle emissioni descritto nel documento di progetto; prepara un rapporto di
monitoraggio sulle emissioni effettivamente realizzatesi includendo una stima della riduzione di
emissioni generata (CER) e lo presenta ad un Ente Accreditato che può essere diverso da
quello prescelto per la validazione;
Attività 6 - Verifica e Certificazione: la procedura di verifica consiste in una periodica
autonoma revisione, da parte dell'Ente Accreditato, della riduzione delle emissioni effettivamente
generata dal progetto durante il periodo di verifica. A tal fine, l'Ente Accreditato analizza il
rapporto di monitoraggio ricevuto, verifica che il monitoraggio e il calcolo della riduzione di
emissioni siano stati eseguiti correttamente, e determina la riduzione di emissioni che non
sarebbero avvenute in assenza del progetto e che successivamente saranno trasformate in
CER. L'Ente Accreditato trasmette una relazione di verifica (verification report) ai partecipanti al
progetto, ai Paesi coinvolti e al Comitato Esecutivo, e certifica per iscritto che le riduzioni di
emissioni (CER) sono legittime. L'Ente Accreditato rende pubblici la relazione di verifica
(verification report) e la relazione di certificazione (certification report).
Attività 7 - Rilascio dei CER: La relazione di certificazione costituisce una richiesta al Comitato
Esecutivo per il rilascio dei crediti di emissione (CER). Il Comitato Esecutivo provvederà a far
47
rilasciare i CER a favore del soggetto esecutore del progetto. Il 2% dei proventi del progetto
saranno trattenuti e destinati ad un fondo per l'adattamento dei paesi in via di sviluppo agli effetti
avversi dei cambiamenti climatici.
5.5. Vantaggi e svantaggi associati ai progetti di CDM
I vantaggi e gli svantaggi conseguenti alla realizzazione di un progetto CDM sono gli stessi
ottenuti da progetti JI.
48
49
6. La Direttiva ‘Linking’ (2004/101/CE)
6.1. Finalità e contenuto
In contemporanea alla Direttiva ET, la Commissione Europea ha elaborato, nel luglio 2003,
un’altra proposta di Direttiva, detta “Direttiva Linking” [7], la cui finalità è quella di disciplinare
il collegamento tra il sistema comunitario dei permessi ed i meccanismi flessibili basati
sui progetti introdotti dal Protocollo di Kyoto.
Essa va ad emendare la Direttiva ET (2003/87/CE) in alcuni punti, per inserire nella stessa un
collegamento con i crediti di emissione provenienti da ‘attuazione congiunta’ (Joint
Implementation) e dal ‘meccanismo per lo sviluppo pulito’ (Clean Development Mechanism).
Per quanto riguarda i caratteri generali dei progetti di Joint Implementation e di Clean
Development Mechanism, che corrispondono a meccanismi di tipo baseline and credit, il
sistema comunitario si uniforma completamente alle linee guida che sono state approvate nel
corso della settima Conferenza delle Parti della Convenzione UNFCCC, nell’ambito degli
Accordi di Marrakech, in particolare per quanto riguarda la natura “supplementare” che le
riduzioni delle emissioni realizzate con questi meccanismi dovrebbero avere rispetto alle misure
nazionali.
La Direttiva non modifica i cicli di progetto in base ai quali vengono rilasciati i crediti da JI e
CDM, tuttavia, per preservare l’integrità del sistema comunitario, vengono poste alcune
limitazioni alle tipologie di progetti ammessi al riconoscimento dei crediti.
La proposta di Direttiva Linking nasce con la finalità di ridurre i costi legati all’imposizione di tetti
alle emissioni di CO2 per alcuni settori, previsti dalla Direttiva ET e dai Piani Nazionali di
Assegnazione. Com’è noto, infatti, ridurre le emissioni realizzando progetti nei paesi con
economie in transizione (nel caso della JI) o nei paesi in via di sviluppo (CDM), è molto meno
costoso che abbattere le emissioni nei paesi più sviluppati, dove i margini di intervento e i
potenziali di abbattimento sono più limitati. L’obiettivo principale della proposta è quindi
quello di riconoscere i crediti da JI e CDM, rendendoli equivalenti alle quote di emissione
circolanti nel sistema comunitario.
50
Le modifiche della Direttiva Linking al sistema di scambio delle quote di emissioni europeo
consentiranno inoltre di realizzare un legame ancora più diretto tra la Direttiva ET ed il Protocollo
di Kyoto, rafforzando il ruolo dell’UE come leader nella lotta al cambiamento climatico.
Assicurando l’impiego di crediti da JI e CDM nel sistema comunitario si darà stimolo agli
investimenti in sviluppo sostenibile e trasferimento di know-how e di tecnologie avanzate che
rispettino l’ambiente. Inoltre si compirà un ulteriore passo avanti nella costituzione di un mercato
internazionale dei permessi d’emissione.
6.2. Condizioni e vincoli per il riconoscimento dei crediti da JI e
CDM
Il contenuto essenziale della proposta di Direttiva è quindi il concetto di conversione dei crediti JI
e CDM in quote di emissione (European Union emissions Allowance – EUA) che costituiscono
l’unità di base di contabilizzazione delle emissioni all’interno del sistema comunitario di scambio
dei permessi.
La Direttiva chiarisce tutti gli aspetti legati al processo di conversione, che sono sostanzialmente
i seguenti:
a) i soggetti abilitati alla conversione
b) tempi per l’ingresso di ERU e CER nell’EU-ETS
c) restrizioni qualitative all’impiego di ERU e CER
d) restrizioni quantitative all’impiego di ERU e CER
6.2.1. I soggetti abilitati alla conversione
La conversione è compito degli Stati membri. I gestori degli impianti inseriti nei rispettivi Piani
nazionali dovranno richiedere all’autorità competente la conversione delle unità CER o ERU
generate dai progetti ai quali essi stessi hanno partecipato, oppure che hanno acquistato sul
mercato.
Anche le imprese appartenenti ai settori non soggetti ad una limitazione delle proprie emissioni
sono comunque incentivate a realizzare progetti di tipo JI o CDM in quanto potranno vendere i
crediti di emissione realizzati, direttamente ai soggetti regolamentati dalla Direttiva, oltre che sul
mercato internazionale dei crediti di emissione.
51
Le imprese che investono in progetti di JI e CDM, che non facciano parte dei gestori individuati
dai PNA non avranno quindi accesso diretto al grande mercato comunitario, ma potranno
beneficiarne indirettamente, vendendo i propri crediti ai soggetti abilitati alla conversione. Questi
ultimi potrebbero, di fatto, assumere il ruolo di intermediari di mercato.
La conversione avviene tramite il rilascio e l’immediata restituzione di quote da parte delle
autorità competenti degli Stati membri, in cambio delle quote di CER o ERU detenute dal
gestore di un impianto. Le quote ottenute in cambio (EUA) si sommeranno a quelle attribuite ai
gestori stessi dai Piani Nazionali ed allenteranno quindi il vincolo alle emissioni per i singoli
impianti.
Il sistema di conversione previsto dalla Direttiva appare piuttosto semplice e snello, in grado di
assicurare la certezza del pieno riconoscimento all’interno del sistema comunitario dei permessi
ai crediti da JI e CDM.
La possibilità di commutare CER ed ERU in EUA è tuttavia sottoposta ad alcune limitazioni sia
qualitative che quantitative che concernono la tipologia di progetti realizzati ed il numero
massimo di quote convertibili.
6.2.2. Tempi per l’ingresso di ERU e CER nell’EU-ETS
Per quanto riguarda il periodo a partire dal quale ammettere la conversione di CER ed ERU, la
proposta di Direttiva Linking, ha subito una variazione sostanziale in seguito ad un
emendamento inserito dal Parlamento durante la prima lettura. La proposta prevedeva, infatti,
che ERU e CER fossero convertibili solo a partire dal quinquennio 2008-2012, in
contemporanea con il primo periodo di applicazione del Protocollo di Kyoto.
Il Parlamento prevede invece:
•
Già dal 2005, conversione di CER (crediti CDM)
•
Solo dal 2008, conversione di ERU (crediti JI). Gli accordi di Marrakech stabiliscono che
le ERU potranno essere rilasciate solo dal 2008.
Resta il fatto che l’ammissibilità del riconoscimento dei crediti da CDM all’interno del sistema
comunitario, attraverso la procedura di conversione che prevede il rilascio di una quota in
52
cambio di una CER, prima dell’entrata in vigore del Protocollo di Kyoto suscita qualche
perplessità.
Il Parlamento, con questa scelta, ha però slegato in un certo senso il meccanismo del linking
dall’effettiva entrata in vigore del Protocollo di Kyoto.
Questa posizione era stata sostenuta soprattutto da due argomenti:
1. in primo luogo si era voluta diminuire la dipendenza politica dalla Russia, dalla quale
dipendeva, dopo la defezione degli USA, l’entrata in vigore del Protocollo;
2. inoltre si era voluto sottolineare che l’intero impianto del sistema comunitario di
Emissions Trading si sosteneva in modo autonomo, e per il suo effettivo funzionamento
non era necessario che il Protocollo fosse vigente.
6.2.3. Restrizioni quantitative all’impiego di ERU e CER
La Direttiva stabilisce che non sia possibile garantire un accesso illimitato a ERU e CER nel
sistema comunitario.
L’ingresso di un ammontare elevato di crediti a basso costo provenienti dai paesi extra-UE
avrebbe l’effetto di deprimere il prezzo delle quote sul mercato comunitario, che si
allontanerebbe dal livello dei costi marginali di abbattimento per le imprese europee,
disincentivando gli interventi interni di abbattimento.
Il sistema delineato dalla proposta iniziale prevedeva che qualora il numero di CER ed ERU
convertiti avesse raggiunto il 6% della quantità totale di quote assegnate dagli Stati membri
(cap) nei rispettivi PNA, la Commissione avrebbe dovuto valutare, in tempi brevi, la possibilità di
introdurre un tetto (ad esempio pari all’8%) al numero di conversioni ammissibili. Non era quindi
previsto un tetto massimo iniziale, ma solo una sorta di “soglia di allarme”, anche se la
Commissione si riservava la possibilità di imporre successivamente un limite quantitativo, in
base all’evolversi del mercato.
La previsione del riesame al raggiungimento del 6% è però stata modificata nel corso
dell’approvazione da parte dal Parlamento, che ha previsto che, per il primo periodo di
applicazione della Direttiva (2005-2007), in cui l’utilizzo di crediti di emissione da progetti è
limitato ai soli CER (da CDM), non sia previsto un limite quantitativo al loro impiego. Le ragioni
che hanno sostenuto questa decisione tengono conto del fatto che è abbastanza difficile
prevedere se e quando il mercato di CER ed ERU raggiungerà la percentuale del 6% sul totale,
53
e anche solo la presenza di un limite quantitativo potrebbe invece disincentivare le imprese ad
investire in questi strumenti, vanificando uno degli intenti principali della Direttiva.
Inoltre l’imposizione di un tetto (ad esempio all’8%) potrebbe comportare dei problemi riguardo il
rispetto del principio di supplementarietà in base al quale al massimo il 50% degli sforzi totali di
riduzione delle emissioni possono essere realizzati all’estero. I crediti da JI e CDM, infatti,
possono essere usati dagli Stati membri al di fuori dello schema comunitario per rispettare gli
obblighi di riduzione previsti dal Protocollo. Le CER ed ERU non convertite in quote UE
mantengono infatti il proprio valore commerciale come strumenti per garantire la conformità al
Protocollo di Kyoto, sia per gli Stati membri che per le altre Parti.
Il ricorso complessivo a questi strumenti (in ambito EU-ETS ed in ambito Kyoto) potrebbe quindi
superare il limite del 50% pur rispettando quello dell’8%.
Il Parlamento ha preferito puntare al non superamento della soglia del 50% degli interventi di
abbattimento piuttosto che imporre un tetto che non fosse coordinato con gli altri interventi di
riduzione delle emissioni di gas serra realizzati dagli Stati membri. È per questo che nel testo
della Direttiva si è ribadita l’interpretazione che gli Accordi di Marrakech hanno dato al principio
di supplementarietà e si è previsto che ogni anno gli Stati Membri rendano pubblici in un
rapporto alla Commissione i dati relativi all’impiego presente e futuro di crediti da JI e CDM.
Sulla base di queste informazioni la Commissione si riserva la possibilità di rivedere la
regolamentazione degli aspetti quantitativi e di proporre ulteriori misure per assicurare il rispetto
della supplementarietà.
Per il secondo periodo di applicazione della Direttiva (2008-2012), durante il quale potranno
essere convertiti sia ERU che CER, si prevede invece che ciascuno Stato membro, all’interno
del proprio Piano nazionale di assegnazione, dovrà stabilire la percentuale massima della quota
destinata ad ogni impianto per la quale sarà autorizzato l’utilizzo di CER ed ERU, sempre nel
rispetto del principio di supplementarietà.
Anche su questo punto, quindi, lasciando la decisione ai singoli Paesi, si potrebbero creare forti
disparità all’interno dell’Unione, che si rifletterebbero sulla competitività delle imprese. Per
questo aspetto si prevede che nel rapporto della Commissione sull’applicazione della Direttiva,
si tenga conto anche dell’eventualità di armonizzare l’impiego di ERU e CER autorizzato dai
Piani Nazionali.
54
6.2.4. Restrizioni qualitative
La condizione essenziale affinché possano essere ammessi al riconoscimento crediti da progetti
di JI e CDM è che siano rispettate le linee guida, le modalità e le procedure adottate a norma
della Convenzione UNFCCC e del Protocollo di Kyoto.
•
È per questa ragione che, come previsto dagli Accordi di Marrakech , sono esclusi CER
ed ERU generati da progetti aventi per oggetto la realizzazione di centrali nucleari.
•
Un’ulteriore limitazione si riferisce poi all’impiego di ERU per i paesi nuovi entranti
nell’Unione, che possono essere suscettibili di ospitare progetti di Joint Implementation
da parte di altri paesi membri che interessino proprio impianti sottoposti alla Direttiva ET,
ad esempio per la produzione di energia. In questo caso si rischia la cosiddetta “doppia
contabilizzazione” contabilizzata sia dal paese che ha realizzato il progetto che da quello
ospitante. Per evitare la doppia contabilizzazione, nel testo della Direttiva si prevede che
ERU per progetti realizzati all’interno dell’Unione possano essere rilasciate solo a
condizione che un uguale numero di quote siano cancellate dal registro dello Stato
membro che ospita le attività di JI.
6.3. Vantaggi e svantaggi del linking
La finalità principale dell’allargamento del sistema comunitario ai crediti da attività di progetto di
tipo JI e CDM all’interno del sistema comunitario, è il sostanziale abbassamento dei prezzi dei
permessi che si potrebbe realizzare.
Vantaggi del linking:
•
Guadagni economici per le imprese assoggettate alla Direttiva Emissions Treding: ridurre
le emissioni all’estero è meno costoso degli interventi nazionali, dal momento che minori
sono i costi marginali di abbattimento e quindi maggiori i margini di intervento;
•
incentivando l’impiego di JI e CDM e l’investimento in paesi in via di sviluppo si
contribuisce allo sviluppo sostenibile globale e si promuove il trasferimento di tecnologia
pulita e di know-how dai paesi membri dell’Unione verso paesi in via di sviluppo e in
transizione.
55
Svantaggi del linking:
•
riduzione degli abbattimenti interni delle emissioni, che possono essere sostituiti
dall’acquisto di permessi a basso prezzo;
•
outsourcing annuale delle riduzioni pari a circa 100 MtCO2: vantaggi ambientali a livello
globale, ma svantaggi ambientali a livello locale;
•
outsourcing delle risorse;
•
scoraggiati gli investimenti nazionali per l’abbattimento delle emissioni di gas ad effetto
serra.
56
57
7. I Piani Nazionali di Allocazione (PNA)
7.1. I criteri della Comunicazione COM(2003)830
Il Sistema europeo di scambio dei permessi decentralizza al livello nazionale molte delle
decisioni importanti ai fini del funzionamento effettivo del sistema.
Secondo l’Art. 9 della Direttiva 2003/87/CE ciascuno Stato membro ha il compito di elaborare il
proprio Piano Nazionale di Allocazione.
I Piani Nazionali di Allocazione sono da considerare documenti di grande importanza:
•
per gli effetti che determinano a livello interno,
•
per i loro riflessi sul sistema comunitario nel suo complesso.
Confrontando le previsioni in essi contenute si possono osservare le eventuali asimmetrie fra gli
Stati membri ed ipotizzarne i possibili effetti.
Il contenuto dei PNA ed i criteri che ne devono ispirare la redazione sono contenuti nell’All. III
della Direttiva ET 2003/87.
Successivamente all’entrata in vigore della Direttiva, la Commissione ha elaborato una
Comunicazione “sugli orientamenti destinati ad assistere gli Stati membri nell’applicazione dei
criteri elencati all’All. III” che contiene indicazioni da impiegare nell’applicazione di questi
principi, e che chiarisce i contenuti obbligatori del piano. Si tratta della Comunicazione
Com(2003)830.
Il processo decisionale affidato alle Autorità nazionali e che confluisce nel PNA, consta
essenzialmente di tre fasi:
•
Definizione della quota totale delle emissioni assegnate a livello nazionale (cap
nazionale, la cui somma andrà a determinare il cap comunitario);
•
Assegnazione delle quote per settore;
•
Attribuzione delle quote ai singoli impianti sottoposti alla Direttiva.
Il percorso e l’esito di questo processo decisionale, che deve essere chiaro e trasparente,
costituisce il contenuto essenziale dei piani.
Ciascun PNA deve essere inviato alla Commissione europea che dovrà esaminarlo e
formalmente approvarlo.
58
7.2. Il Piano nazionale per la riduzione delle emissioni di gas ad
effetto serra
L’Unione Europea ha ratificato il Protocollo di Kyoto il 4 marzo 2002, ed ha attribuito a ciascuno
stato membro specifici obiettivi di riduzione (c.d. burden sharing agreement).
L’Italia ha ratificato il Protocollo di Kyoto attraverso la Legge di Ratifica, n. 120, del 1 giugno
2002.
Secondo quanto predisposto nella legge n. 120 (art. 2) è attribuito al Ministero dell’Ambiente, di
concerto con il Ministero dell’Economia e delle Finanze e gli altri dicasteri interessati per
competenza, il compito di presentare al Comitato Interministeriale per la Programmazione
Economica (CIPE) un Piano di azione nazionale annuale nel quale siano indicati gli obiettivi e
predisposte le relative misure d’intervento per la riduzione di gas ad effetto serra.
Il Primo Piano Nazionale per la riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra 2003-2010 è
stato approvato con delibera del CIPE del 19 dicembre 2002 n. 123.
Analizzando tale piano e sapendo che l'obiettivo di riduzione per l'Italia, per il 2010, è pari al
6,5% rispetto ai livelli del 1990, si può vedere che la quantità di emissioni assegnate all'Italia non
potrà eccedere nel periodo 2008-2012 il valore di 487,1 Mt CO2 eq., come media annuale del
periodo (valore obiettivo per l'Italia). La quota da attribuire ai settori ETS dovrebbe quindi essere
pari circa a 202,35 MtCO2. Tale obiettivo risulta abbastanza ambizioso, sia perché l'Italia è
caratterizzata da una elevata efficienza energetica (consumo di combustibile per unità di
produzione), sia in funzione del fatto che dal 1990 ad oggi le emissioni italiane di gas serra sono
in aumento e, senza l'applicazione di politiche e misure nazionali, sono destinate a crescere
ancora.
Ai fini di una chiara comprensione dello sforzo di riduzione che l'Italia dovrà effettuare per
raggiungere tale obiettivo, basti pensare che lo scenario di emissione "tendenziale" dei gas
serra al 2010 per l'Italia prevede dei livelli di emissione pari a 579,7 Mt CO2 eq. Questo scenario
è stato calcolato tenendo conto solo della legislazione vigente, ossia delle misure politiche già
avviate e decise; dunque, rispetto all'obiettivo di Kyoto, si avrebbe un divario effettivo al 2010 di
circa 92,6 Mt CO2 eq (579,7-487,1).
Oltre allo scenario “tendenziale” è stato delineato uno scenario di emissione "di riferimento" in
cui si è tenuto conto degli effetti di provvedimenti, programmi e iniziative nei diversi settori già
59
individuati dal Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e da avviare nel periodo 20032010; tali misure potranno consentire una riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra per un
valore di 51,6 Mt CO2 eq. all’anno nel periodo 2008-2012. Lo scenario di riferimento porterebbe
quindi a dei valori di emissione pari a 528,1 Mt CO2 eq. Tenendo conto dello scenario di
riferimento al 2010, rispetto all'obiettivo di emissione esiste ancora un divario di circa 41 Mt CO2
eq. e quindi si rende necessario individuare ulteriori politiche e misure per ridurre i livelli di
emissione.
Nella figura 1 si può vedere graficamente quale sia il divario rispetto all’obiettivo di Kyoto.
Fig.1: Distanza dall’obiettivo di Kyoto al 2010
MtCO2
Distanza dall'obiettivo di Kyoto al 2010
600
580
560
540
520
500
480
460
440
579,7
92,6 Mt CO2
528,1
41 MtCO2
487,1
scenario
tendenziale
scenario di
riferimento
obiettivo di
Kyoto
distanza
dall'obiettivo di
Kyoto
Fonte: Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare
Le misure individuate dal Comitato Interministeriale per la Programmazione Economica nel
2002, per coordinare gli interventi di riduzione delle emissioni nei diversi settori e per colmare il
divario dall’obiettivo di Kyoto, si possono suddividere in tre macro gruppi (CIPE 2002):
1) le misure già individuate con provvedimenti, programmi e iniziative, che concorrono
a definire il cosiddetto “scenario di riferimento” al 2010, al quale corrisponde una
60
riduzione pari a 51,8 Mt CO2 eq. Le politiche approvate o decise, incluse nello scenario di
riferimento, riguardano principalmente:
a)
l’attuazione di programmi già previsti da leggi nazionali e direttive europee,
nonché da decreti ministeriali, da delibere del CIPE, in materia di produzioni di
energia, di riduzione dei consumi energetici, di smaltimento dei rifiuti, di
miglioramento dell’efficienza nei trasporti;
b)
le iniziative avviate in Cina, nei Paesi del nord Africa e nei Balcani, che possono
generare crediti di emissione o di carbonio attraverso i meccanismi CDM e JI.
2) le misure da attuare nel settore agricolo e forestale, con una riduzione di 10,2 Mt CO2
eq., che comprendono programmi e iniziative per l’aumento e la migliore gestione delle
aree forestali e boschive, il recupero di territori abbandonati, la protezione del territorio
dai rischi di dissesto e desertificazione mediante progetti di afforestazione e
riforestazione, in grado di assorbire anidride carbonica;
3) le ulteriori misure di riduzione, sia a livello interno, sia mediante i meccanismi di
cooperazione internazionale del Protocollo di Kyoto, necessarie per colmare il divario
residuale di circa 30,6 Mt CO2 eq. Per l’individuazione delle ulteriori misure è stato
definito un set di possibili programmi e iniziative, da avviare sia all’interno del Paese che
all’estero, tra le quali dovranno essere selezionate quelle da implementare durante il
periodo 2004-2010, e che, pertanto, saranno incluse nel Piano nazionale di
assegnazione.
I meccanismi flessibili rivestono un ruolo strategico per l'Italia, al fine di ridurre l'onere
complessivo del rispetto del Protocollo di Kyoto e salvaguardare la competitività del nostro
Paese.
Il piano nazionale di riduzione delle emissioni prevede un utilizzo dei meccanismi flessibili così
ripartito:
•
misure approvate o decise nel settore pubblico incluse nello scenario di riferimento che
dovrebbero portare crediti di carbonio da JI e CDM per un totale di 12 Mt CO2 eq./anno
nel periodo 2008-2012;
61
•
misure nel settore privato incluse nello scenario di riferimento il cui ammontare sarà
determinato dai limiti settoriali imposti a livello nazionale e dalla presenza di incentivi del
mercato;
•
opzioni addizionali per l'impiego dei meccanismi che potranno comportare una riduzione
potenziale compresa fra 20 e 48 Mt CO2 eq./anno.
L'obiettivo di tali programmi ed iniziative, oltre ad ottenere crediti di emissione, è quello di
utilizzare il "fattore ambiente" come volano per l'accesso ai finanziamenti internazionali e come
veicolo di internazionalizzazione dell'economia italiana.
Poiché la riduzione delle emissioni di gas serra deve essere intesa come riduzione delle
"emissioni nette", vale a dire di quanto complessivamente aggiunto all'atmosfera e di quanto
complessivamente sottratto all'atmosfera, si deve tenere in considerazione anche il ruolo degli
interventi di afforestazione e riforestazione. Tali interventi sono misure del settore agricolo e
forestale in grado di assorbire anidride carbonica e quindi ridurre il quantitativo globalmente
emesso in atmosfera. Sulla base del piano nazionale di riduzione queste misure dovrebbero
consentire una riduzione equivalente di emissioni pari a 10,2 Mt.
7.3. Il Piano Nazionale di Assegnazione italiano
7.3.1. Fasi relative all’implementazione dei piani italiani
Al fine di conseguire una riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra pari al 6,5% rispetto ai
valori del 1990, l’Italia ha programmato l’attivazione dello schema di Emissions Trading, in
conformità agli impegni attribuiti a tutti gli Stati membri dell’Unione dalla direttiva 2003/87/CE del
13 ottobre 2003.
Gli Stati membri avrebbero dovuto recepire la Direttiva 2003/87/CE nel proprio ordinamento
entro il 31 dicembre 2003 ma tale scadenza non è stata rispettata da diversi paesi, tra cui l’
Italia.
L'Italia ha recepito solo parte di tale Direttiva con il Decreto Legge N. 273 del 12 Novembre 2004
convertito con la Legge N. 316 del 30 dicembre 2004; tale Decreto è finalizzato ad attivare le
procedure necessarie per autorizzare gli impianti ad emettere gas serra e acquisire le
informazioni necessarie per il rilascio delle quote di emissione.
62
Segue poi il Decreto Legislativo del 4 aprile 2006, n.216 “Attuazione delle Direttive 2003/87 e
2004/101 in materia di scambio di quote di emissione dei gas ad effetto serra, nella Comunità,
con riferimento ai meccanismi di progetto del Protocollo di Kyoto”. Il presente decreto reca le
disposizioni per il recepimento nell’ordinamento nazionale della Direttiva 2003/87/CE e della
Direttiva 2004/101/CE.
L’Art.9 par.1 della Direttiva 2003/87/CE stabilisce che gli Stati membri devono censire le imprese
rientranti nel sistema, raccogliere le informazioni riguardo le emissioni prodotte, sulla base delle
quali redigere un Piano Nazionale di Assegnazione (PNA).
Per quest’ultimo era stata prevista come data di scadenza il 31 marzo 2004, ma numerosi paesi
non l’hanno rispettata, tra cui l’Italia e in luglio è stata aperta la procedura di infrazione nei suoi
confronti.
Il 21 luglio 2004 l’Italia, ha notificato il Piano Nazionale di Allocazione delle emissioni di gas
serra (PNA). Esso prevedeva una media annuale di quote assegnate pari a 240,7 MtCO2.
Questo PNA mancava di alcune parti fondamentali, tra cui l’elenco degli impianti ai quali
venivano distribuite le quote di emissione. Il governo italiano intendeva stabilire il numero totale
delle quote annuali da assegnare alle imprese, senza assegnare né il valore delle quote per
ogni impianto, né i destinatari di tali quote.
Il governo prevedeva inoltre, l’adeguamento a posteriori del piano per il settore elettrico, ovvero
la possibilità di assegnare inizialmente le quote di emissione e di poter aggiustare tale
distribuzione in una fase successiva, ma questo
è stato considerato inaccettabile dalla
Commissione, in quanto incompatibile con le prescrizioni della Direttiva.
A dicembre 2004, il Piano italiano non era stato approvato dalla Commissione Europea, e l’Italia,
per tale motivo, si è adoperata nell’apportare un’integrazione
al Piano Nazionale di
Assegnazione delle quote di CO2 (I-PNA del 24 febbraio 2005), finalizzata ad:
•
aggiornare i valori delle tabelle, a seguito della raccolta dati a livello di impianto
realizzata dopo l’approvazione della Legge N. 316 del 30 dicembre 2004, con cui si
recepisce parte della direttiva sull’Emissions Trading, che emana disposizioni urgenti per
l’attuazione della direttiva sull’Emissions Trading;
•
assicurare la coerenza con il criterio 10 dell’allegato III della direttiva sull’Emissions
Trading, che prevede l’inserimento nel PNA dell’elenco degli impianti inclusi nell’ambito
63
di applicazione della direttiva stessa, con i relativi valori delle quote che il Governo
intende assegnare a ciascun impianto.
L’I-PNA del 24 febbraio 2005 prevede una media annua del totale delle quote assegnate nel
periodo 2005-2007 pari a 255,47 Mt CO2.
Grazie a questa integrazione, il Piano italiano è stato approvato il 25 maggio 2005 dalla
Commissione Europea, attraverso la decisione C(2005)1527, a condizione che ad esso siano
apportate le seguenti modifiche:
•
la quantità di quote che l’Italia intende assegnare ai singoli impianti per la produzione di
energia elettrica da gas residui di acciaieria deve figurare nell’elenco degli impianti;
•
gli impianti esistenti soggetti ad aggiornamento delle autorizzazioni non devono essere
autorizzati ad attingere quote dalla riserva per i nuovi entranti, per la parte di impianto
modificato già esistente prima dell’aggiornamento dell’autorizzazione;
•
l’Italia deve rispettare l’assicurazione fornita alla Commissione, in cui si impegna a
ridurre del 9%, cioè di 23 milioni di tonnellate, l’assegnazione media annua complessiva
di quote rispetto a quanto indicato nell’integrazione del piano (media del totale delle
quote assegnate nel periodo 2005-2007 pari a 255,47 Mt), portando le emissioni medie
annue massime a 232,5 Mt.
7.3.2. Decisione di assegnazione delle quote di CO2 per il periodo
2005-2007
Il 23 febbraio 2006 viene elaborata la “Decisione di assegnazione delle quote di CO2 per il
periodo 2005-2007” [8]. Essa individua il numero di quote complessivo, a livello di settore e a
livello di impianto che sarà assegnato dall’Autorità Nazionale Competente (ANC) per l’attuazione
della direttiva 2003/87/CE.
La Decisione di assegnazione delle quote di CO2 per il periodo 2005-2007, predisposta ai sensi
64
dell’articolo 11, paragrafo 1 della direttiva 2003/87/CE, è stata elaborata sulla base:
•
degli elementi e delle metodologie descritte nel “Piano Nazionale di Assegnazione” e
nell’”Integrazione al Piano Nazionale di Assegnazione delle quote di CO2” notificati alla
Commissione Europea rispettivamente il 21 luglio 2004 e il 24 febbraio 2005;
•
di quanto disposto dalla decisione vincolante della Commissione Europea C(2005)1527
del 25 maggio 2005;
•
del risultato del processo di consolidamento della banca dati contenente le informazioni
storiche di base necessarie per calcolare in modo accurato il numero di quote da
assegnare a ciascuno degli impianti regolati dalla direttiva, attraverso rilevanti dati ad hoc
attivate a valle dell’emanazione della decisione C(2005)1527 final del 25 maggio 2005;
•
del risultato del processo di consolidamento del campo di applicazione della direttiva che
ha comportato l’esclusione dalla Decisione di assegnazione di alcuni impianti che
precedentemente erano stati inseriti nell’ I-PNA.
La Decisione di assegnazione è stata strutturata come segue:
•
Sezione 1: Quantità totale assegnata;
•
Sezione 2: Quantità assegnata per attività;
•
Sezione 3: -Settore termoelettrico-quantità assegnata a livello di impianto
•
Sezione 4: - Settori diversi dal termoelettrico – quantità assegnata a livello di impianto
•
Allegato1: Metodologia per l’assegnazione delle quote agli impianti “ex novo”
•
Elenchi settoriali
Sezione 1: Quantità totale assegnata
La quantità totale di quote è stata calcolata sommando le assegnazioni settoriali, ottenute
applicando alle emissioni storiche di CO2 del 2000 (224 milioni di tonnellate di CO2) i tassi di
crescita annuali stimati per il periodo 2000-2010.
65
Tale quantità è comprensiva della riserva da destinare agli impianti “nuovi entranti” che
entreranno in esercizio nel periodo (2005-2007).
Tabella 1: Quantità totale assegnata per ciascun anno per il periodo (2005-2007)
2005
2006
2007
[MtCO2]
[MtCO2]
[MtCO2]
222,31
225,88
221,15
Totale quote da
assegnare
Fonte: Decisione di assegnazione delle quote di CO2 per il periodo 2005-2007
I livelli di emissione storici di CO2 risultano inferiori a quelli considerati nel I-PNA, e di
conseguenza risulta ridotta la quantità totale da assegnare nel periodo 2005-2007 rispetto ai
valori previsti dal I-PNA.
Le differenze di quote per ciascun anno del triennio (2005/2007) sono pari a:
•
29,6 MtCO2 per il 2005
•
28,1 MtCO2 per il 2006
•
39,37 MtCO2 per il 2007
Esse sono dovute a:
•
la richiesta di non assegnare un numero totale di quote superiore ai 225,5 MtCO2/annui
effettuata dalla Commissione;
•
l’aggiornamento della banca dati contenente le informazioni necessarie per attribuire le
quote a ciascun impianto;
•
l’esclusione di alcuni impianti dal campo di applicazione della direttiva 2003/87/CE
invece inclusi nell’I-PNA.
Sezione 2: Quantità assegnata per ogni settore di attività
La tabella 2 riporta le quote di emissioni di CO2 assegnate a ciascuna delle attività regolate dalla
direttiva per il periodo 2005-2007. Tali quote sono comprensive della riserva da destinare agli
impianti “nuovi entranti” che entreranno in esercizio nel periodo (2005-2007) per gli impianti del
settore termoelettrico e nel periodo (2004-2007) per gli impianti degli altri settori.
66
Tabella 2: Quote assegnate alle attività regolate dalla direttiva. Anni 2005-2006-2007
2005
[Mt CO2]
Attività energetiche
• Termoelettrico cogenerativo e non cogenerativo
• Altri impianti di combustione
Compressione metanodotti
Teleriscaldamento
Altro
• Raffinazione
Produzione e trasformazione dei metalli ferrosi
Ciclo integrato, sinterizzazione, cokeria
Forno elettrico
Industria dei prodotti minerali
• Cemento
• Calce
• Vetro
• Prodotti ceramici e laterizi
Altre attività
• Pasta per carta/carta e cartoni
Totale
2006
[Mt CO2]
2007
[Mt CO2]
130,40
14,81
0,86
0,19
17,77
23,76
14,95
13,67
1,28
133,83
14,90
0,88
0,19
13,82
23,76
14,76
13,47
1,29
128,95
14,98
0,90
0,20
13,88
23,76
14,58
13,28
1,30
26,41
3,05
3,11
0,80
26,52
3,07
3,15
0,80
26,63
3,09
3,19
0,81
5,02
5,09
5,16
222,31
225,88
221,15
Dai dati riportati in tabella risulta evidente che il settore a cui è stato assegnato il numero
maggiore di quote è quello termoelettrico, che, tuttavia, ha risentito, più degli altri, delle riduzioni
richieste dalla Commissione Europea.
Sezione 3: Settore termoelettrico, quantità assegnata a livello di impianto
Ai fini dell’assegnazione delle quote di emissione, sono inclusi nel settore termoelettrico gli
impianti che svolgono attività di combustione per la produzione di energia elettrica, anche in
combinazione con altri flussi energetici, con potenza calorifica di combustione di oltre 20 MW
termici e che cedono alla rete una quota di energia elettrica pari almeno al 51% dell’energia
complessivamente prodotta dall’impianto. Tali impianti sono classificati in:
•
impianti cogenerativi (impianti che producono in maniera combinata energia elettrica ed
energia termica con il limite termico (LT) non inferiore al 15%);
•
impianti non cogenerativi (impianti che producono solo energia elettrica o energia
elettrica combinata a energia termica, ma con LT inferiore al 15%).
67
nonché in:
•
impianti esistenti (in esercizio commerciale prima del 1/01/2005);
•
nuovi entranti (con primo parallelo effettuato dopo il 1/01/2005).
Quote assegnate al settore termoelettrico esistente: 117,2 Mt/anno.
Riserve per i nuovi entranti: 13,8 Mt/anno.
Sezione 4: Settori diversi dal termoelettrico, quantità assegnata a livello di impianto
Gli altri impianti di combustione vengono classificati in una delle seguenti specifiche attività
produttive quando più del 51% dell’energia elettrica prodotta tra il 2000 e il 2003 è stata
destinata a tale attività di produzione.
•
Attività energetiche - altri impianti di combustione
•
Attività energetiche - raffinazione
•
Produzione e trasformazione dei metalli ferrosi
•
Industria dei prodotti minerali – Cemento
•
Industria dei prodotti minerali – Calce
•
Industria dei prodotti minerali – Vetro
•
Industria dei prodotti minerali – Prodotti ceramici e laterizi
•
Altre attività – produzione pasta per carta/carta e cartoni
Quote assegnate ai settori non termoelettrici esistenti: 90,4 Mt/anno.
Riserve per i nuovi entranti: 1,6 Mt/anno.
Allegato I- Metodologia per l’assegnazione delle quote agli impianti “nuovi entranti”
Le quote assegnate agli impianti nuovi entranti vengo calcolate sulla base di una metodologia
standard che tiene conto della previsione di produzione e dei coefficienti di emissione basati
sugli impianti più efficienti del settore o sulle Migliori Tecnologie Disponibili (MTD).
68
7.3.3. Piano Nazionale d’Assegnazione per il periodo 2008-2012,
elaborato ai sensi dell’articolo 8, comma 2 del D.lgs. 4 aprile
2006, n. 216
In data 31 dicembre 2007 è fissata la conclusione del primo periodo del sistema EU ETS e dal 1
gennaio 2008 sarà attivo il secondo periodo.
La Direttiva 2003/87/CE prevedeva che entro il 30 giugno 2006 fossero presentati, alla
Commissione Europea, i piani sulle emissioni di anidride carbonica, relativi alla seconda fase di
attuazione del sistema EU ETS, per la loro approvazione.
La mancata comunicazione all’UE da parte del Governo Italiano, entro tale data, ha reso
necessario l’avvio di una procedura europea di infrazione a carico dell’Italia, in data 12 ottobre.
Il 18 dicembre 2006 il Ministro dell’ Ambiente ha annunciato di aver presentato alla
Commissione Europea il PNA 2008-2012 [9], approvato con decreto Dec/Ras/1448/2006 nello
stesso giorno.
Il Piano di Assegnazione Nazionale per il periodo 2008-2012 è predisposto ai sensi dell’articolo
8, comma 2 del D.lgs. 4 aprile 2006, n. 216 ed è strutturato come segue:
Capitolo 1 – Criteri di base per l’assegnazione delle quote.
La decisione di ratifica del Protocollo di Kyoto impone all’Italia di ridurre le proprie emissioni di
gas ad effetto serra del 6,5% rispetto ai livelli del 1990, ciò implica che le emissioni medie nel
periodo 2008-2012 non potranno superare 485,7 MtCO2eq/anno.
L’inventario nazionale delle emissioni di gas ad effetto serra relativo all’anno 2006 evidenzia che
al 2004 le emissioni totali di gas ad effetto serra (580,7 MtCO2eq) sono aumentate del 11,8%
rispetto ai livelli del 1990 (519,5 MtCO2eq). Pertanto la distanza che al 2004 separa il Paese dal
raggiungimento dell’obiettivo di Kyoto è pari a 95,0 MtCO2eq.
Per colmare tale “gap” in maniera economicamente efficiente occorre mettere in atto una
combinazione equilibrata di misure comprendenti sia la riduzione delle quote da assegnare per
la seconda fase di attuazione della direttiva 2003/87/CE sia la realizzazione di misure addizionali
nei settori non regolati dal D.lgs. 4 aprile 2006, n. 216, eventualmente integrate dall’acquisto di
crediti derivanti dai meccanismi di Kyoto.
69
A tale riguardo, conformemente a quanto richiesto dal criterio 1 dell’allegato III della direttiva
2003/87/CE, l’assegnazione delle quote nel periodo 2008-2012 dovrà essere parte del più
generale impegno di riduzione delle emissioni e le quote assegnate dovranno essere ridotte
rispetto a quelle del periodo 2005-2007.
Tale approccio è conforme con quanto indicato dalla Commissione Europea nella
Comunicazione “Orientamenti complementari sui Piani nazionali di assegnazione per il periodo
di scambio 2008-2012 nell’ambito del sistema di scambio delle quote di emissione della UE”
(COM(2005)703 final).
La ripartizione delle quote tra i settori regolati dal D.lgs. 4 aprile 2006, n. 216 dovrà tener conto
della priorità nazionale di tutelare la competitività dell’economia italiana nel contesto europeo e
globale.
Pertanto la riduzione delle quote rispetto al Piano nazionale di Assegnazione 2005-2007 dovrà
riguardare soprattutto i settori meno esposti alla concorrenza internazionale.
A questo proposito, il settore elettrico e la raffinazione sono caratterizzati da una minore
esposizione alla concorrenza. Pertanto si ritiene che le riduzioni debbano essere applicate
prevalentemente a questi due settori.
Qualora, come già avvenuto nel Piano Nazionale di Assegnazione 2005-2007, la gran parte
degli Stati Membri dovesse seguire un criterio diverso e godere pertanto di una “sovrallocazione”
di quote, verrebbe vanificato l’obiettivo della direttiva e si determinerebbe una situazione di
svantaggio competitivo per le imprese italiane.
Pertanto, l’Italia si riserva di riconsiderare l’assegnazione qualora la Commissione Europea non
garantisse l’applicazione omogenea della direttiva a tutti gli Stati Membri.
Capitolo 2 - Numero totale di quote che si intende assegnare
Il numero totale di quote che si intende assegnare per il periodo 2008-2012 è stato determinato
applicando ai più recenti dati disponibili (inventario nazionale delle emissioni di gas ad effetto
serra per l’anno 2006 e numero di quote assegnate nel periodo 2005-2007 con decreto
DEC/RAS/74/CE del 23 febbraio 2006), la metodologia indicata dalla Commissione Europea nel
documento ““Orientamenti complementari sui Piani nazionali di assegnazione per il periodo di
scambio 2008- 2012 nell’ambito del sistema di scambio delle quote di emissione della UE”
(COM(2005)703 final) e tenendo conto delle peculiarità nazionali in termini di mix di combustibili
70
utilizzato per la produzione di energia elettrica, di efficienza media del parco termoelettrico e dei
settori industriali regolati dalla direttiva.
Tale metodologia si basa sull’ipotesi che il peso delle emissioni dei settori regolati dalla direttiva
(di seguito “settori EU-ETS”) sul totale delle emissioni nazionali e il peso delle emissioni dei
settori non regolati dalla direttiva (di seguito “settori non EU-ETS”) sul totale delle emissioni
nazionali rimanga costante nel periodo 2005-2012.
La metodologia fa riferimento alle seguenti informazioni:
•
assegnazione media/annua per il periodo (2005-2007) approvata dalla Commissione
Europea in fase di valutazione del Piano Nazionale di Assegnazione delle quote di CO2
per il periodo 2005-2007 con Decisione C(2005) 1527 finale del 25 maggio 2005: 223,11
MtCO2/anno.
•
peso dei settori EU ETS in termini di CO2, sul totale delle emissioni di gas a effetto serra
nazionali: 38,3%. Tale peso è calcolato come rapporto tra il numero di quote assegnate
nell’anno 2005 (222,31 MtCO2) e il totale delle emissioni di gas ad effetto serra relative
all’anno 2004 (580,7 MtCO2eq.)
•
distanza da Kyoto, determinata come differenza tra le emissioni di gas serra nazionali del
2004 (580,7 MtCO2eq.) e la quantità totale di emissioni di gas serra consentita all’Italia
nell’ambito del Protocollo di Kyoto (485,7 MtCO2/anno): 95,0 MtCO2/anno
•
ruolo dei meccanismi flessibili e degli assorbimenti di carbonio nel ridurre lo sforzo di
riduzione richiesto ai settori EU-ETS: le riduzioni che possono essere realizzate
attraverso il ricorso ai meccanismi flessibili sono quantificate al massimo in 19,0
MtCO2/anno (pari al 20% dello sforzo nazionale di riduzione), mentre gli assorbimenti
sono quantificati in 16,2 MtCO2/anno (pari al 17,1% dello sforzo di riduzione) per un
totale di 35,2 MtCO2/anno; considerate le peculiarità nazionali in termini di mix di
combustibili utilizzato per la produzione di energia elettrica, di efficienza media del parco
termolettrico e dei settori industriali regolati dalla direttiva, nonché i maggiori benefici
associati all’attuazione di politiche e misure nei settori non regolati dalla direttiva, circa il
71
63% di tali riduzioni (22,3 MtCO2/anno) saranno utilizzate per diminuire lo sforzo di
riduzione richiesto ai settori EU-ETS.
•
sforzo di riduzione richiesto ai settori EU-ETS (14,1 MtCO2/anno), determinato come
prodotto tra il peso dei settori EU-ETS e la distanza da Kyoto, al netto dei 22,3
MtCO2/anno di cui al punto precedente. Lo sforzo di riduzione richiesto ai settori regolati
dalla direttiva (14,1 MtCO2/anno) è in linea con quello richiesto ai settori non regolati (per
approfondimenti si rimanda all’Allegato 1).
Sottraendo all’assegnazione media/annua per il periodo (2005-2007) lo sforzo di riduzione
richiesto ai settori EU-ETS, si ottiene la quantità totale media annua che si intende assegnare
nel periodo 2008-2012 pari a 209,0 MtCO2/anno (tale valore rappresenta una riduzione di 14,1
MtCO2/anno rispetto all’assegnazione 2005-2007). Si ritiene che la quantità totale che si intende
assegnare sia coerente con l’obiettivo di Kyoto.
Tabella 2.2: Quantità totale di quote che si intende assegnare annualmente nel periodo
2008-2012 agli impianti esistenti.
Quantità
totale di
quote che si
intende
assegnare
2008
[Mt CO2]
2009
[Mt CO2]
2010
[Mt CO2]
2011
[Mt CO2]
2012
[Mt CO2]
206,72
198,47
191,41
179,72
177,38
Fonte: Piano Nazionale d’Assegnazione per il periodo 2008-2012
Una parte di queste quote sarà assegnata a titolo oneroso: più precisamente 10,3 MtCO2/anno
saranno sottratte alle assegnazioni corrispondenti al combustibile “carbone”, per tenere conto
della convenienza economica di cui gode il carbone, e cedute agli stessi impianti a titolo
oneroso.
Per quanto riguarda i settori diversi dal termoelettrico, per tener conto del fatto che parte
dell’incremento del cap totale rispetto al cap di cui allo Schema di Piano posto in consultazione,
è stato ridistribuito prevalentemente tra il settore raffinazione, acciaio ciclo integrato e cemento,
a tali settori saranno cedute a titolo oneroso 1,7 MtCO2/anno in proporzione all’aumento di quote
avuto rispetto allo schema di PNA.
72
Più precisamente agli impianti del settore della raffinazione saranno cedute a titolo oneroso
quote pari al 3,2% dell’assegnazione, agli impianti a ciclo integrato pari al 4,7%, agli impianti del
settore del cemento pari allo 1,4%.
Le entrate derivanti dalla cessione delle quote a titolo oneroso saranno destinate alla
costituzione di un fondo per il finanziamento delle misure di riduzione delle emissioni di gas
serra. Le modalità per la cessione delle quote a titolo oneroso saranno definite dal Comitato
Nazionale per la gestione e l’attuazione della direttiva 2003/87/CE.
Il Governo italiano, previo assenso della Commissione Europea, intende avviare un’indagine
volta ad individuare gli impianti che sul proprio sito svolgono attività di combustione che non
superano la soglia dei 3 MW e di escludere tali attività dalla cosiddetta “regola di
aggregazione”(la regola che stabilisce di sommare tutte le capacità delle attività effettuate dallo
stesso gestore sullo stesso sito), se a seguito di tale esclusione la potenza complessiva
dell’impianto risulta inferiore ai 20 MW l’impianto sarà escluso dal campo di applicazione e le
quote ad esso assegnate saranno annullate.
Capitolo 3 – Distribuzione per attività delle quote che si intendono assegnare agli impianti
esistenti, dove viene definito il numero di quote che si intende assegnare per ogni attività
indicata nell’allegato A del D.lgs. 4 aprile 2006, n. 216 e vengono illustrate brevemente le
modalità con cui le stesse sono state individuate.
La distribuzione per attività delle quote che si intendono assegnare agli impianti esistenti è stata
effettuata modificando come segue l’assegnazione relativa al periodo 2005-2007 (comprensiva
della riserva da assegnare agli impianti “nuovi entranti” per il periodo 2005-2007):
•
l’assegnazione ai settori acciaio forno elettrico, carta, vetro, calce, ceramici, laterizi, altri
impianti di combustione è stata stabilizzata ai livelli 2005-2007 (comprensiva della riserva
da assegnare agli impianti “nuovi entranti” per il periodo 2005-2007);
•
l’assegnazione al settore acciaio ciclo integrato – sinterizzazione – cokeria è stata
aumentata di 1 MtCO2/anno;
73
•
l’assegnazione al settore del cemento è stata incrementata di circa 1,11 MtCO2/anno in
considerazione delle recenti evidenze sulla situazione emissiva del settore rispetto
all’assegnazione 2005-2007. In particolare, nell’ambito dei settori non termoelettrici, il
settore del cemento è l’unico per il quale le emissioni 2005 sono state superiori
all’assegnazione media per il periodo 2005-2007;
•
l’assegnazione al settore termoelettrico e alla raffinazione è stata ridotta nella misura
necessaria a rispettare il numero di quote complessivo assegnato agli impianti esistenti
(da 131,06 MtCO2/anno a 100,66 MtCO2/anno per il settore termoelettrico e da 23,76
MtCO2/anno a 20,06 MtCO2/anno per il settore della raffinazione).
Tale scelta si basa sulla constatazione che, rispetto agli altri settori regolati dalla
direttiva, sia il settore termoelettrico sia il settore della raffinazione sono caratterizzati da
un maggior potenziale di riduzione delle emissioni, da una minore esposizione alla
concorrenza internazionale nonché dalla maggiore possibilità di re-distribuire sui clienti
finali gli eventuali maggiori oneri derivanti dall’eventuale acquisto dei permessi.
La tabella 3.1 pone a confronto le assegnazioni medie 2005-2007 per attività (comprensiva della
riserva “nuovi entranti”) con quelle 2008-2012 per gli impianti esistenti derivanti dai criteri di
ripartizione delle riduzioni di cui sopra. Si evidenzia che l’assegnazione 2008-2012 per gli
impianti esistenti al 1 gennaio 2008 è inferiore di 33,11 MtCO2/anno rispetto all’assegnazione
2005-2007.
74
Tabella 3.1: Distribuzione per attività delle assegnazioni medie annue relative ai periodi
2005-2007 e 2008-2012
Assegnazione
1
Assegnazione
(2005-2007)
(2008-2012)2
[MtCO2/anno]
[MtCO2/anno]
ATTIVITA’ ENERGETICHE
131,06
100,663
14,90
14,52
0,88
0,88
Teleriscaldamento
0,23
0,23
Altro
13,78
13,41
Raffinazione
23,76
20,064
Produzione e trasformazione di metalli ferrosi
14,76
15,76
13,47
14,475
Forno elettrico
1,29
1,29
33,54
34,65
Cemento
26,52
27,636
Calce
3,07
3,07
Vetro
3,15
3,15
Prodotti ceramici e laterizi
0,80
0,80
Pasta per carta/carta e cartoni
5,09
5,09
223,11
190,75
Termoelettrico cogenerativo e non cogenerativo
Altri impianti di combustione
Altre attività
Totale
Riserva impianti “nuovi entranti”
Settore termoelettrico
15,8412
Settori non termoelettrici
2,42
Totale
223,11
209,00
1
L’assegnazione è comprensiva della riserva destinata agli impianti “nuovi entranti”
L’assegnazione fa riferimento ai soli impianti esistenti
3
10,3 MtCO2/anno saranno sottratte alle assegnazioni corrispondenti al combustibile “carbone” e ceduta agli stessi
impianti a titolo oneroso
4
Il 3,2 % delle quote assegnate agli impianti esistenti del settore saranno cedute a titolo oneroso
5
Il 4,7% delle quote assegnate
6
L’1,4% delle quote assegnate agli impianti esistenti del settore saranno cedute a titolo oneroso
2
75
La tabella 3.2 presenta la distribuzione per attività delle assegnazioni annue relative agli impianti
esistenti. Ad eccezione del settore termoelettrico, le assegnazioni annuali sono costanti nel
quinquennio e quindi coincidono con le assegnazioni medie di periodo. Tale scelta è motivata
alla luce dell’imprevedibilità delle dinamiche relative all’ingresso degli impianti “nuovi entranti”
nel sistema comunitario degli scambi.
Tabella 3.2: Distribuzione per attività delle assegnazioni annuali per gli impianti esistenti
nel periodo 2008-2012 [MtCO2/anno]
2008
2009
2010
2011
2012
[MtCO2] [MtCO2] [MtCO2] [MtCO2] [MtCO2]
ATTIVITA’ ENERGETICHE
Termoelettrico cogenerativo e non cog.
116,64
108,40
101,33
89,64
87,30
14,52
14,52
14,52
14,52
14,52
0,88
0,88
0,88
0,88
0,88
Teleriscaldamento
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
Altro
13,41
13,41
13,41
13,41
13,41
Raffinazione
20,06
20,06
20,06
20,06
20,06
Produzione e trasformazione di metalli
15,76
15,76
15,76
15,76
15,76
14,47
14,47
14,47
14,47
14,47
Forno elettrico
1,29
1,29
1,29
1,29
1,29
34,65
34,65
34,65
34,65
34,65
Cemento
27,63
27,63
27,63
27,63
27,63
Calce
3,07
3,07
3,07
3,07
3,07
Vetro
3,15
3,15
3,15
3,15
3,15
Prodotti ceramici e laterizi
0,80
0,80
0,80
0,80
0,80
Pasta per carta/carta e cartoni
5,09
5,09
5,09
5,09
5,09
206,72
198,47
191,41
179,72
177,38
Altri impianti di combustione
ferrosi
Altre attività
Totale
76
Capitolo 4 – Assegnazione di quote agli impianti esistenti termoelettrici,
dove vengono illustrati i criteri e la metodologia utilizzati per assegnare le quote agli impianti
esistenti termoelettrici.
Capitolo 5 – Assegnazione di quote agli impianti esistenti non termoelettrici, dove
vengono illustrati i criteri e la metodologia utilizzati per assegnare le quote agli impianti esistenti
non termoelettrici.
Capitolo 6 – Assegnazione di quote agli impianti “nuovi entranti”, dove vengono illustrati i
criteri e la metodologia utilizzati per assegnare le quote agli impianti “nuovi entranti”.
Capitolo 7 – Altri aspetti, dove vengono illustrate le scelte inerenti altri aspetti quali l’inclusione
di altre attività e gas, le disposizioni riguardanti le osservazioni del pubblico e le modalità con le
quali si terrà conto di tali osservazioni prima di adottare la decisione in materia di assegnazione
Allegato – contenente gli elenchi settoriali degli impianti e le quote che si intendono assegnare
a ciascuno di essi.
Annesso 1 – Approfondimenti sul numero totale di quote che si intende assegnare
Annesso 2 – Approfondimenti sulle quote che si intende assegnare per attività
Annesso 3 – Approfondimenti sulle quote che si intende assegnare al livello di impianto ed i
rimanenti criteri dell’Allegato III.
77
8. Il
primo
anno
di
funzionamento
della
Direttiva
Emissions Trading in Europa e in Italia.
8.1. Registri nazionali e mercato delle quote [10]
Condizione prima e necessaria per l’attuazione del sistema di Emissions Trading europeo (EUETS) è la creazione e il corretto funzionamento di un sistema elettronico di registri. I registri
sono banche dati elettroniche standardizzate e sicure, che consentono la gestione delle
emissioni di gas serra, la gestione delle quote di emissione ed il sistema di scambio di queste
quote. Il sistema è formato dai registri nazionali dei 25 stati membri della Comunità Europea
interconnessi tra loro attraverso un registro centrale a livello europeo, denominato catalogo
indipendente comunitario della operazioni (CITL). Il CITL effettua controlli automatici su ogni
trasferimento di quote, per evitare che si verifichino irregolarità e garantire la compatibilità delle
operazioni con gli obblighi derivanti dal Protocollo di Kyoto.
La gestione del registro nazionale è affidata, in ogni paese all’Amministratore del registro,
nominato dall’Autorità Nazionale Competente. In Italia tale funzione è svolta dall’Apat (Agenzia
per la Protezione dell’Ambiente e i Servizi Tecnici).
Nel momento in cui viene raggiunto un accordo tra il venditore e il compratore, circa la merce e il
prezzo, la transizione dovrà essere registrata nei conti delle parti interessate sotto forma di
credito e debito ed ottenere l’approvazione del registro stesso: ogni accordo tra venditore e
compratore è condizionato dall’approvazione del registro, e solo dopo che la transazione è stata
portata a termine nel registro, le quote di emissione possono considerarsi trasferite e il
compratore ne diventa il proprietario.
A livello internazionale, per quanto riguarda il Protocollo di Kyoto, le autorità competenti
lavorano per la realizzazione di un registro internazionale dove raccogliere le informazioni
derivanti dai progetti di CDM o JI che generano dei crediti. Tale sistema è attivo da novembre
2006 e dai primi mesi del 2007 sarà attivo il collegamento con il CITL, in modo da realizzare una
rete completa di comunicazione tra i due programmi. In questo modo si seguono quelli che sono
i presupposti della Direttiva Linking, che si indirizza nella creazione di un mercato internazionale
dei permessi di emissione caratterizzato dal mutuo riconoscimento.
78
L’esperienza del primo anno di funzionamento dei mercati della CO2 ha portato alla creazione di
un mercato delle emissioni globale, che utilizza gli strumenti tipici dei mercati finanziari.
Le imprese vincolate dalla direttiva possono commerciare le quote direttamente tra loro
(attraverso contratti bilaterali) o avvalersi di un broker, una banca o altri intermediari. Possono
inoltre svilupparsi mercati organizzati a tal fine. La presenza degli intermediari è utile allo
sviluppo del mercato, essi permettono di superare gli ostacoli dovuti alla presenza di numerosi
partecipanti provenienti da paesi diversi, dove vigono differenti normative fiscali e finanziarie.
In fase di avvio del sistema di Emissions Trading, Apat si è trovata a dover risolvere diversi
problemi:
•
un elevato numero di impianti presenti sul registro italiano (945);
•
un troppo breve lasso di tempo tra l’entrata in produzione del registro (metà aprile) e le
scadenze per la restituzione delle quote (fine aprile).
L’art. 12 della Direttiva 2003/87/CE stabilisce che gli Stati membri devono provvedere affinché,
entro il 30 aprile di ogni anno, il gestore di ciascun impianto restituisca un numero di quote di
emissioni pari alle emissioni totali di tale impianto, nel corso dell’anno civile precedente.
Per il ripristino delle funzioni del Registro, limitatamente all’anno 2006, è stato però prorogato il
termine per la restituzione delle quote (il 28 giugno 2006 il Ministero dell’Ambiente e della Tutela
del Territorio ha emanato il decreto RAS/670/2006 che proroga al 15 settembre 2006 tale
termine).
8.2. Piani nazionali di allocazione europei e restituzione delle
quote
I primi dati relativi alle quote di emissione allocate e verificate dagli Stati Membri sono disponibili
sul CITL dal maggio 2006.
La tabella 1 mostra che, al 15 maggio 2006, gli impianti soggetti all’EU-ETS hanno fatto
registrare nel 2005 emissioni inferiori di 67 milioni di tonnellate di CO2 al totale dei permessi
allocati. Nel primo anno di funzionamento del sistema EU-ETS, infatti, sono state allocate
1.848,7 MtCO2 ma ne sono state emesse solo 1.781,7 MtCO2. A quella data, non erano
disponibili dati per Cipro, Lussemburgo, Malta e Polonia.
79
Laddove le emissioni sono risultate inferiori alle quote allocate, solo per alcuni impianti questo
potrebbe spiegarsi con l’effetto di interventi concreti di riduzione delle emissioni, ma per la
stragrande maggioranza è probabile che il mercato abbia reagito in questo modo ad
assegnazioni di permessi dei PNA troppo generose.
Sono solo sei gli Stati Membri dell’Unione Europea che hanno registrato, a livello nazionale, una
carenza di quote allocate rispetto alle emissioni prodotte: Austria, Irlanda, Italia, Spagna e
Regno Unito.
Tabella 1: Differenza tra allocazione media 2005-2007 ed emissioni verificate al 2005 per
gli Stati Membri dell’Unione Europea.
Fonte: Commissione Europea (CITL), 15 maggio 2006
È sul secondo periodo dell’EU-ETS che deve focalizzarsi l’attenzione. La Commissione Europea
ha chiesto un abbassamento dei tetti nazionali al fine di agevolare il raggiungimento degli
obiettivi del Protocollo di Kyoto da parte degli Stati Membri.
80
8.3. Andamento dei prezzi
Uno degli elementi determinanti nella formazione del prezzo della CO2 è la quantità delle
emissioni, che è legata ad almeno altri tre fattori:
•
il mix di combustibili,
•
il livello di produzione,
•
la possibilità di abbattimento delle emissioni.
Il primo fattore riguarda il mix di combustibili usato per produrre energia, che è alla base delle
emissioni; preferire combustibili fossili, come il carbone, porta ad un maggiore livello delle
emissioni rispetto all’impiego dell’idroelettrico e del nucleare. Il mix dipende dal prezzo dei
combustibili, soprattutto dal rapporto tra prezzo del gas e prezzo del carbone, che ultimamente
sono in forte concorrenza. In futuro si prevede che i prezzi dei combustibili siano influenzati da
quelli della CO2, se il prezzo dei permessi aumenta si dovrebbero preferire combustibili più puliti.
Non si possono escludere, in presenza di prezzi delle quote molto elevati nel lungo periodo,
effetti di ribasso sul prezzo delle rinnovabili, a ragione di una crescita della domanda che,
espandendo la scala della produzione, genera in una prima fase rendimenti crescenti ed
economie di apprendimento.
Il livello della produzione, invece, è legato a quello della domanda che a sua volta dipende, oltre
che dai prezzi dell’elettricità, dalla crescita economica e dalle condizioni meteorologiche. La
crescita economica comporta una maggiore domanda di beni e servizi, aumentando il livello di
produzione e, di conseguenza, il livello delle emissioni.
D’altra parte il vento, le precipitazioni e le temperature hanno un forte impatto sulle emissioni del
settore elettrico. Le temperature invernali ed estive, ad esempio, determinano la domanda di
energia per il riscaldamento o il condizionamento, mentre il vento e le precipitazioni influenzano
la disponibilità di energia eolica e idroelettrica.
Per quanto riguarda le possibilità di abbattimento delle emissioni, esistono diverse soluzioni
tecnologiche, dal passaggio a fonti a basso contenuto di carbonio (dal carbone al gas oppure,
nel lungo periodo, alle rinnovabili) al sequestro e allo stoccaggio della CO2. La convenienza ad
81
adottare o meno tali opzioni dipende dal confronto tra il costo marginale di abbattimento e il
prezzo di mercato della CO2.
In figura 1 vengono illustrati i prezzi di mercato delle quote di CO2, a partire dall’1 gennaio, fino
al 2 agosto 2006.
Figura 1: Prezzi di mercato delle quote di CO2 da inizio 2005 ad agosto 2006
Fonte dati: Point Carbon
Fin dal suo avvio, il mercato dell’Emissions Trading (gennaio 2005) ha registrato un progressivo
aumento dei volumi scambiati e del prezzo delle quote. Il prezzo ha registrato il valore massimo
nel luglio del 2005, toccando quota 30 €. L’aumento dei prezzi si può attribuire a diversi fattori: le
decisioni politiche pese riguardo i PNA, l’incertezza sulla politica ambientale dei diversi Stati,
l’aumento dei prezzi dei combustibili, il clima freddo nel periodo invernale e l’assenza di fornitori
nel mercato. Alla fine di luglio 2005 i prezzi sono nuovamente scesi in seguito alla diminuzione
del prezzo del gas.
82
All’inizio del 2006 i prezzi sono saliti a 25 € per effetto dell’aumento dei prezzi del gas determinati
dall’inverno rigido, sono rimasti stabili per alcuni mesi per risalire fino a quota 30 € nel mese di
aprile guidati dall’andamento crescente dei prezzi dei carburanti. Successivamente, alcuni paesi
tra cui Olanda, Francia e Spagna, hanno dichiarato che il livello delle loro emissioni era inferiore
al numero di permessi assegnati nei rispettivi PNA. In seguito alla pubblicazione anticipata di
questi primi dati sulle emissioni 2005 i prezzi sono scesi a un livello pari alla metà del valore che
avevano raggiunto in precedenza. In una settimana, si è passati da 29,43 € a 15,70 €. Il 12
maggio si raggiungono addirittura i 9 €.
Dopo la caduta dei prezzi del mese di aprile il prezzo dei permessi ha ripreso a salire, perché
alcuni membri del mercato hanno continuato ad operarvi normalmente cercando di proteggersi
dall’instabilità dei prezzi dell’energia, ma anche perché diverse aziende non hanno iniziato a
vendere il loro surplus di quote.
8.4. Analisi degli scambi effettuati nel 2005 in Italia
8.4.1. Incidenza dei vari settori nelle emissioni verificate nel 2005
L’Italia rientra tra i sei Stati Membri dell’Unione Europea che hanno registrato, a livello
nazionale, una carenza di quote allocate rispetto alle emissioni prodotte.
Al 15 settembre 2006, l’Italia presentava una differenza relativa tra l’allocazione del 2005 e le
emissioni verificate nello stesso anno di 9 milioni di quote.
Consideriamo i settori che rientrano nell’ambito di applicazione della Direttiva Emissions Trading
e valutiamo la loro incidenza sul totale delle emissioni.
I maggiori emettitori sono stati gli impianti di combustione con potenza termica superiore ai 20
MW, responsabili del 64,9% del totale delle emissioni verificate in Italia nel 2005. Gli impianti di
produzione di calce e cemento hanno un incidenza del 13,5%. Seguono le raffinerie di olii
minerali con l’11,6%, gli impianti siderurgici con il 6,2 %, i produttori di carta e polpa di carta con
il 2,2 %, i produttori di vetro con l’1,3 % e i produttori di manufatti ceramici con lo 0,3%.
83
L’incidenza dei vari settori, sul totale delle emissioni, viene mostrata nel seguente grafico.
Figura 2: incidenza dei vari settori nelle “emissioni verificate 2005” in Italia
2,20%
Impianti di combustione > 20 MW
0,30%
1,30%
Raffinerie di olii minerali
13,50%
Impianti siderurgici
6,20%
Produzione di calce e cemento
Produzione di vetro e fibra di vetro
11,60%
64,90%
Produzione di manufatti ceramici
Produzione di carta e polpa di carta
Fonte: dati Apat
84
Per i singoli settori, la tabella 2, mostra la differenza tra le allocazioni del 2005 e le emissioni
verificate nello stesso anno.
Tabella 2: differenza relativa tra allocazioni ed emissioni verificate, nel 2005, in Italia.
Differenza relativa tra allocazione ed emissioni verificate nel 2005 in Italia
Totalità impianti
Settori
PNA
Impianti di
combustione >20 MWt
Raffinerie di olii
minerali
Produzione di calce e
cemento
Produzione di vetro e
fibra di vetro
Produzione di
manufatti ceramici
Produzione di carta e
polpa di carta
Totale
Impianti presenti nel Registro che hanno
presenti nel
dichiarato le emissioni al 15/09/2006
Registro
N.
Quote
N.
Quote
Emissioni
impianti
[Mt CO2]
impianti
[Mt CO2]
[Mt CO2]
546
136,160
514
135,946
145,73
-9,781
20
27,305
20
27,305
26,078
1,226
43
14,826
41
14,817
13,897
0,920
83
28,908
83
28,908
30,332
-1,424
55
2,964
55
2,964
2,958
0,006
35
0,736
31
0,584
0,576
0,008
163
4,899
145
4,683
4,866
-0,182
215,799
889
215,207
224,434
945
Delta
-9,226
Fonte: dati Apat (15 settembre 2006)
Analisi svolte sia dalla Commissione Europea sia da osservatori indipendenti evidenziano che la
sottoallocazione è stata sostanzialmente concentrata negli impianti di combustione e nella
produzione di cemento, mentre per gli altri settori le emissioni verificate sono state
sostanzialmente in linea con le quote assegnate.
85
8.4.2. Strategie di scambio adottate dai gestori degli impianti
Gli operatori degli impianti inclusi nel Piano Nazionale di Allocazione hanno adottato diverse
strategie di scambio.
1. Situazione di overallocation
Per gli impianti con quote allocate al 2005 maggiori delle emissioni verificate nel 2005 (overallocation) sono state effettuate tre scelte:
•
Non vendere
•
Vendere su registri nazionali (italiani);
•
Vendere su registri esteri (strategia molto adottata dagli impianti di combustione, dal
settore di raffinazione, dai produttori di carta e dal settore ceramico).
Tabella 3: Quote vendute dai diversi settori italiani, anno 2005
Quote vendute
Settore
In Italia
A registri esteri
totale
14.886.831
753.130
15.639.961
340.016
290.000
630.016
1.163.052
-
1.163.052
214.833
-
214.833
50.610
706
51.316
6.114
6.000
12.114
13.082
18.819
31.901
16.674.538
1.068.655
17.743.193
Impianti di combustione con potenza
>20 MWt
TOTALE
Fonte: dati Apat
Per tutti i settori la tendenza maggiore è comunque quella di vendere su registri italiani.
86
Nel grafico seguente è illustrato il confronto tra i vari settori.
Figura 3: Quote vendute dai diversi settori italiani, anno 2005
Fonte: dati Apat
87
2. Situazione di under-allocation
Gli operatori degli impianti con quote allocate al 2005 minori delle emissioni verificate nel 2005
(under-allocation) hanno adottato tre possibilità:
•
Borrowing;
•
Acquisti su registri italiani;
•
Acquisti su registri esteri (sono pochi ad avere optato per questa scelta).
Tabella 4: Quote acquistate dai diversi settori italiani, anno 2005
Settore
Quote acquistate
In Italia
da registri esteri
totale
23.815.773
6.717.507
30.533.280
154.538
-
154.538
1.160.053
48.000
1.208.053
3.371.687
162.300
3.533.987
50.610
3.238
53.848
9.113
10.000
19.113
53.568
84.946
138.514
28.615.342
7.025.991
35.641.333
Impianti di combustione >20 MWt
Totale
Settore
Borrowing_Qta
6.027.400
Impianti di combustione >20 MWt
189.403
113.769
1.159.164
45.137
32.425
255.589
Totale
7.882.887
Fonte: dati Apat
88
Nel grafico seguente è illustrato il confronto tra i vari settori.
Figura 4: Quote acquistate dai diversi settori italiani, anno 2005
Fonte: dati Apat
Questi dati mostrano che:
Totale di quote vendute nel 2005 ≈ 17 milioni di quote;
Totale di quote acquistate nel 2005 ≈ 35 milioni di quote;
Totale quote interessate a operazioni di borrowing ≈ 7 milioni di quote
∆ = (35+7) – 17= 25 milioni di quote
La tendenza attuale è quindi quella di accumulare quote (oggi a bassi prezzi) per cercare di
ovviare a problemi di richieste future.
89
9. Normativa Nazionale inerente ai rifiuti
Nel presente elaborato si valuterà la possibile applicazione dello schema EU-ETS
all’incenerimento dei rifiuti. Procediamo dunque con brevi cenni sulla normativa nazionale
inerente ai rifiuti.
9.1. Brevi cenni sulla normativa nazionale inerente ai rifiuti
•
Il Testo Unico delle norme ambientali è rappresentato dal Decreto Legislativo 3 aprile
2006, n. 152, “Norme in materia ambientale”. Esso rappresenta l'abrogazione del
D.lgs 22/1997 (cosiddetto Decreto Ronchi) e del DM 471/1999. Il Testo Unico si
compone di 6 parti e 318 articoli; la parte quarta disciplina la gestione dei rifiuti e la
bonifica dei siti contaminati.
•
Con il Decreto Legislativo 4 agosto 1999, n. 372, [11] è stata data formale attuazione
alla direttiva 96/61/CE sulla Prevenzione e Riduzione Integrate dell’Inquinamento
(Integrated Pollution Prevention and Control, IPPC).
Il D.Lgs. n.372/1999 disciplina:
a) la prevenzione e la riduzione integrate dell’inquinamento proveniente dalle
attività di cui all’allegato 1 (esatta riproduzione del corrispondente allegato alla
direttiva 96/61/CE)7;
b) il rilascio, il rinnovo e il riesame dell’Autorizzazione Integrata Ambientale
(AIA);
c) le modalità di esercizio degli impianti.
Tale decreto prevede che, ai fini della prevenzione e riduzione integrate
dell’inquinamento, gli impianti adibiti allo svolgimento delle attività di cui all’allegato 1
vengano sottoposti ad un’unica Autorizzazione Integrata Ambientale. L’AIA, una volta
ottenuta, sostituisce ad ogni effetto ogni altra autorizzazione in materia ambientale,
eccettuati quelle previste in materia di prevenzione dei rischi di incidenti rilevanti.
7
L’allegato 1 al D.Lgs. n. 372/1999 contiene un elenco suddiviso in sei parti: 1)attività energetiche, 2)produzione
e trasformazione dei metalli, 3)industria dei prodotti minerali, 4) industria chimica, 5) gestione dei rifiuti, 6) altre
attività.
90
L’Autorizzazione Integrata Ambientale deve includere i valori limite di emissione
fissati per le sostanze inquinanti, ossia i valori limite, basati sulle migliori tecniche
disponibili, che il gestore dell’impianto autorizzato è tenuto a rispettare.
•
Con il Decreto legislativo 11 maggio 2005, n. 133, che rappresenta l’attuazione della
direttiva 2000/76/CE, in materia di incenerimento dei rifiuti, vengono stabilite le
misure e le procedure finalizzate a prevenire e ridurre per quanto possibile gli effetti
negativi dell'incenerimento e del coincenerimento dei rifiuti sull'ambiente, in
particolare l'inquinamento atmosferico, del suolo, delle acque superficiali e
sotterranee, nonchè i rischi per la salute umana che ne derivino.
Il presente decreto disciplina:
a) i valori limite di emissione degli impianti di incenerimento e di coincenerimento
dei rifiuti;
b) i metodi di campionamento, di analisi e di valutazione degli inquinanti derivanti
dagli impianti di incenerimento e di coincenerimento dei rifiuti;
c) i criteri e le norme tecniche generali riguardanti le caratteristiche costruttive e
funzionali, nonché le condizioni di esercizio degli impianti di incenerimento e di
coincenerimento
dei
rifiuti,
con
particolare
riferimento
alla
protezione
dell’ambiente.
d) i criteri temporali di adeguamento, alle disposizioni vigenti, degli impianti di
incenerimento e di coincenerimento di rifiuti, nuovi ed esistenti.
91
10. Brevi cenni sulla Normativa Nazionale inerente alla
produzione di energia da fonti rinnovabili (FER)
Il problema energetico risulta essere oggi giorno prioritario in Italia, questi ultimi anni hanno
visto un notevole incremento di utilizzo di energia, soprattutto elettrica, che se associata
all’aumento del costo del petrolio, ha inciso enormemente sui costi nazionali. La ripresa
economica e l’aumento del Prodotto Interno Lordo (PIL), richiede la necessità di poter avere
a disposizione maggiore materia prima a bassi costi e l’indipendenza dalle fonti energetiche.
In questo contesto associato al problema dei gas ad effetto serra, le fonti energetiche
rinnovabili possono essere una risposta positiva.
10.1. L’evoluzione della Normativa Nazionale: il CIP 6/92 e la
promozione
dell’energia
elettrica
prodotta
da
fonti
rinnovabili
L'importanza attribuita oggi allo sviluppo delle fonti rinnovabili di energia nell'ambito delle
politiche e delle misure da adottare per l'attuazione del Protocollo di Kyoto è frutto di un
processo iniziato nei primi anni '80, periodo a partire dal quale numerosi e rilevanti sono stati
i provvedimenti riguardanti la promozione delle fonti rinnovabili per la produzione di energia
elettrica. La legge 29 maggio 1982, n. 308, può essere considerata uno dei primi strumenti
per conseguire tale obiettivo. In seguito le leggi 9 gennaio 1991, n. 9 e n. 10, ed il successivo
provvedimento del Comitato Interministeriale dei Prezzi 29 aprile 1992, n. 6 (di seguito: CIP
n. 6/92), hanno introdotto efficaci meccanismi per l'avvio del processo di penetrazione delle
rinnovabili nella generazione elettrica. In particolare, il provvedimento CIP n. 6/92, seppure
esteso anche alle fonti cosiddette "assimilate", ha offerto nuove opportunità per gli
investimenti nel settore delle tecnologie rinnovabili, consentendo, tra l'altro, di evidenziare
alcuni vincoli ad un loro più accelerato processo di diffusione.
10.2. Il D.Lgs. 79/99 e l’introduzione dei Certificati Verdi
Il successivo passo è stato il D.Lgs. del 16 marzo 1999 n. 79 recante norme per “l’attuazione
della direttiva europea 96/62/CE sul mercato interno dell'energia elettrica”. Tale decreto, in
pratica, recepisce la normativa europea in materia di liberalizzazione del mercato (che con
l’articolo 13 definisce l’assetto societario dell’ENEL S.p.a.) e inoltre tra i vari principi e criteri
92
ispiratori riveste importanza l’incentivazione delle energie rinnovabili e del risparmio
energetico.
I provvedimenti ambientali, volti in particolare alla riduzione delle emissioni di CO2
nell’atmosfera, sono contenuti nell’articolo 11 finalizzato allo sviluppo delle fonti rinnovabili
che in base alla definizione riportata nel Decreto medesimo (art. 2, comma 15) sono:
•
il sole, il vento, le risorse idriche, le risorse geotermiche, le maree, il moto ondoso e la
trasformazione in energia elettrica dei prodotti vegetali o dei rifiuti organici ed
inorganici.
Per incentivare la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili il D. Lgs 79/99 prevede
per gli operatori che importano o producono energia elettrica da fonti non rinnovabili,
l’obbligo di immettere nel sistema elettrico nazionale, nell’anno successivo, una percentuale
di energia rinnovabile pari al 2% dell’energia non rinnovabile eccedente i 100 GWh prodotti o
importati nell’anno di riferimento.
L’11 novembre 1999 il Ministero dell’Industria ha emesso il testo del decreto attuativo
dell’articolo 11 del D.Lgs. 79/99 riguardante le nuove forme di incentivazione previste per
l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili.
La nuova normativa del settore elettrico prevede fondamentalmente due tipi di incentivi per
l’energia da fonti rinnovabili:
•
procedure di gara per l’attribuzione di incentivi da parte delle Regioni e delle Province
Autonome (DL 79/99, art.11, comma 6);
•
introduzione dei "Certificati Verdi".
I Certificati Verdi raccolgono l’eredità e le funzioni del vecchio CIP 6/92.
A completare il decreto 79/99, il Decreto MAP del 18/3/2002 ha successivamente modificato
ed integrato alcuni aspetti del Decreto MICA 11/11/1999, includendo tra gli interventi
abilitanti al riconoscimento della qualifica di impianto alimentato da fonti rinnovabili (IAFR),
una nuova categoria di intervento, quella di rifacimento parziale limitatamente agli impianti
idroelettrici e geotermoelettrici, e ha definito nuove norme per la qualificazione degli impianti
che operano in cocombustione.
L’attuazione della 2001/77/CE completa il quadro sulle fonti rinnovabili, recepita in Italia dal
D.Lgs 29 dicembre 2003 n. 387, ponendo come finalità:
a) promuovere un maggior contributo delle fonti energetiche rinnovabili alla produzione
di elettricità nel relativo mercato italiano e comunitario;
93
b) promuovere misure per il perseguimento degli obiettivi indicativi nazionali di cui
all'articolo 3, comma;
c) concorrere alla creazione delle basi per un futuro quadro comunitario in materia;
d) favorire lo sviluppo di impianti di microgenerazione elettrica alimentati da fonti
rinnovabili, in particolare per gli impieghi agricoli e per le aree montane.
In particolare nell’art. 4 comma 1 viene riportato un aumento annuo di energia da fonti
rinnovabili “a decorrere dall'anno 2004 e fino al 2006; la quota minima di elettricità prodotta
da impianti alimentati da fonti rinnovabili che, nell'anno successivo, deve essere immessa nel
sistema elettrico nazionale ai sensi dell'articolo 11, commi 1, 2 e 3, del decreto legislativo 16
marzo 1999, n. 79, e successive modificazioni, e' incrementata annualmente di 0,35 punti
percentuali”.
Il punto più critico del decreto risulta essere l’articolo 17 dove al comma 1 vengono riportate
come fonti rinnovabili anche la frazione non biodegradabile dei rifiuti urbani e il CDR, come
definito nel decreto Ronchi e nelle norme UNI 9903-18.
10.3. I decreti ministeriali del 24 aprile 2001, per la promozione
dell’efficienza energetica.
Per incentivare il ricorso a tecnologie energeticamente efficienti il 24 aprile 2001 sono stati
varati due decreti ad opera del Ministero delle Attività Produttive e di quello dell’Ambiente e
dalla Tutela del Territorio, sostituiti nel 2004 da due nuovi provvedimenti, i decreti ministeriali
del 20 luglio 2004.
Il sistema introdotto dai decreti 20 luglio 2004 prevede che i distributori di energia elettrica
e di gas naturale raggiungano annualmente determinati obblighi quantitativi di
risparmio di energia primaria, per il quinquennio 2005/2009, a partire dal 1 gennaio
2005.
La riduzione dei consumi nazionali complessivi di energia concorrerà al conseguimento degli
obiettivi di riduzione dei gas serra, in relazione agli impegni assunti dall'Italia nell'ambito del
Protocollo di Kyoto
8
Vedi pagina 89 per integrazioni
94
Attualmente l’obbligo riguarda solo i distributori con più di 100.000 clienti finali al 31 dicembre
2001; successivi decreti definiranno le modalità di applicazione degli obblighi per i distributori
sotto questa soglia.
I costi dei progetti, secondo quanto proposto dall’Autorità, potranno essere recuperati
attraverso aumenti tariffari stabiliti dalla stessa Autorità o quote di partecipazione dei clienti
finali, finanziamenti comunitari, statali, regionali, locali e, infine, ricavi della vendita di titoli di
efficienza energetica (TEE). Il meccanismo in questione prevede, infatti, il rilascio, da parte
dell’Autorità, di titoli di efficienza energetica negoziabili sul mercato dell’energia elettrica che
certifichino il risparmio di energia conseguito con gli interventi effettuati.
95
11. Rifiuti ed Emissions Trading
Gli impianti di incenerimento di rifiuti non rientrano nel campo di applicazione della Direttiva
2003/87/CE, ma vi rientrano quelli che fanno coincenerimento.
Per gli inceneritori di rifiuti il rapporto con il Protocollo di Kyoto va ricondotto al “Piano
nazionale per la riduzione delle emissioni di gas responsabili dell’effetto serra: 2003-2010”.
La distinzione tra impianto di incenerimento ed impianto di coincenerimento viene definita
all’articolo 2 del D.lgs n. 133 dell’11 maggio 2005.
Per impianto di incenerimento si intende qualsiasi unità e attrezzatura tecnica, fissa o mobile,
destinata al trattamento termico di rifiuti ai fini dello smaltimento, con o senza recupero del
calore prodotto dalla combustione.
Per impianto di coincenerimento si intende qualsiasi impianto, fisso o mobile, la cui funzione
principale consiste nella produzione di energia o di materiali e che utilizza i rifiuti come
combustibile normale o accessorio o in cui i rifiuti sono sottoposti a trattamento termico ai fini
dello smaltimento. Se il coincenerimento avviene in modo che la funzione principale
dell’impianto non consista nella produzione di energia o di materiali, bensì nel trattamento
termico ai fini dello smaltimento dei rifiuti, l’impianto è considerato un impianto di
incenerimento.
In accordo a quanto regolamentato dall’EU-ETS, gli impianti di combustione alimentati da
fonti energetiche rinnovabili, la cui funzione principale è la produzione di energia elettrica,
rientrano nel campo di applicazione della Direttiva, ma con un totale di quote assegnate pari
a zero.
Sull’assimilabilità dei rifiuti alle fonti energetiche rinnovabili [12] non vi era stata in passato
una uniformità di vedute tra i vari stati membri dell’Unione europea. Alla posizione italiana di
totale assimilazione si contrapponevano i punti di vista di chi li tendeva ad escludere
totalmente (Germania), o di chi li considerava in modo parziale (Austria, Belgio, Finlandia,
Olanda, Svezia).
Una posizione di compromesso è stata introdotta dalla direttiva 2001/77/CE, la quale
assimila alle biomasse solo “la parte biodegradabile dei rifiuti industriali ed urbani”,
riconoscendo loro un grado di rinnovabilità che risulta funzione della loro composizione e
dell’origine delle varie frazioni che li costituiscono.
Tale direttiva viene recepita in Italia dal D.Lgs 387 del 2003, che però all’articolo 17 riporta
come fonti rinnovabili anche la frazione non biodegradabile dei rifiuti urbani e il CDR, come
definito nel decreto Ronchi e nelle norme UNI 9903-1.
96
È solo con l’approvazione della finanziaria 2007 che vengono abrogati i comma 2 e 3 dell’art.
17 del D. Lgs 387/03 e in particolare sono esclusi dall’incentivazione alle fonti energetiche
rinnovabili la parte non biodegradabile dei rifiuti e con l’ art. 1118 viene bloccato l’incentivo
CIP 6/92 a tutti gli impianti non in funzione.
I rifiuti urbani sono costituiti da frazioni eterogenee nelle quali è presente carbonio sia di
origine rinnovabile (carta, legno, scarti organici, fibre tessili naturali ecc.). sia di origine
fossile (plastiche, resine e fibre sintetiche ecc.) come riportato nella tabella 1.
Qualora impiegata come combustibile alternativo per la produzione di energia elettrica e/o
termica, la frazione di carbonio di origine rinnovabile non contribuisce all’effetto di
riscaldamento globale, e quindi non deve essere conteggiata ai fini del rispetto delle quote di
emissione, in accordo a quanto regolamentato all’interno dell’EU-ETS.
Tabella 1: Componenti dei rifiuti e classificazione per la selezione manuale
Frazione
Materiale
organico
Componenti principali
foglie, erba, residui di cibo, pane, vegetali
imballaggi di carta/cartone, cartoncino, riviste e
carta e cartone giornali, imballaggi per il latte e le bevande,
carta igienica
Rinnovabile
rifiuti in legno, segatura, residui legnosi da
legno
(biodegradabile)
giardinaggio
carte sanitarie pannolini, fazzoletti, assorbenti, carta igienica
tessuti
plastica
flessibile
Non rinnovabile
plastica rigida
tappeti/stuoie
vetro
metalli non
ferrosi
sacchetti, imballaggi in plastica, bicchoieri,
oggetti in PE; PP; PS
PET (bottiglie), PVC, poliestere
tappeti, stuoie
bottiglie, bicchieri, frammenti di vetro
oggetti prevalentemente costituiti in ferro o in
acciaio
tubi in rame, zinco, piombo, lattine in alluminio,
fili elettrici, blister di medicinali o dolciumi
inerti
pietre e sassi
metalli ferrosi
Inerte
indumenti o parti, escluse parti in pelle sintetica
e/o metallo
Fonte: rivista “Rifiuti”- bollettino di informazione normativa numero 124 (12/05)
97
12. Descrizione del processo di incenerimento [13]
12.1. Generalità
Con il termine "incenerimento", viene identificato un processo di ossidazione di sostanze
organiche il cui scopo principale è quello di convertire sostanze comunque pericolose, o
perché putrescibili e potenzialmente patogene (è il caso dei RU) o perché presentano
caratteristiche di nocività (è il caso di alcuni rifiuti speciali di origine industriale), in composti
gassosi (acqua, anidride carbonica) ed in residui solidi praticamente inerti ("ceneri").
Si tratta di una tecnica di smaltimento di rifiuti finalizzata alla distruzione della frazione
organica, con conseguenti notevoli riduzioni in massa e volume, di norma combinata con il
recupero energetico del contenuto entalpico dei fumi di combustione.
Occorre rilevare che il termine incenerimento viene di norma identificato con la combustione
diretta dei rifiuti anche se, in accordo a quanto enunciato all’art. 2 del D.Lgs. 133/05 in tale
accezione sono inclusi anche “…altri procedimenti di trattamento termico, quali ad esempio
la pirolisi, la gassificazione ed il processo al plasma, a condizione che le sostanze risultanti
dal trattamento siano successivamente incenerite”. In altre parole anche gli impianti basati su
processi termici operanti in condizioni parzialmente ossidative (gassificazione) o in atmosfera
inerte (pirolisi), sono equiparati alla combustione diretta dei rifiuti, dal punto di vista
normativo.
In base alla tipologia di rifiuto che viene trattata, le tecnologie di combustione diretta
(incenerimento) dei rifiuti possono essere classificate come:
•
incenerimento di rifiuti urbani o di combustibili da essi derivati;
•
incenerimento di rifiuti speciali o pericolosi;
•
incenerimento di fanghi;
•
incenerimento di rifiuti sanitari.
Indipendentemente dalla tipologia dei rifiuti trattati, un impianto di incenerimento prevede la
presenza di varie sezioni tra loro interconnesse che nel loro insieme costituiscono il sistema
di trattamento termico degli stessi.
98
Figura 1: Schema a blocchi di un impianto di incenerimento
Energia
1
Percolato
1
2
3
4
2
3
Polveri
Scorie
4
Polveri,
reagenti esausti,
eventualmente acqua
Stoccaggio dei rifiuti
Camera di combustione
Recupero dell’energia
Trattamento dei fumi
Schematicamente le funzioni delle varie sezioni componenti un impianto di incenerimento
possono essere così riassunte:
•
conferimento, stoccaggio ed alimentazione dei rifiuti/gestione e trattamento dei
residui e dei sottoprodotti solidi, aventi come scopo principale la gestione dei flussi
(discontinui) dei rifiuti in ingresso, il loro eventuale pretrattamento al fine di adattarli
alla tecnologia di combustione adottata, nonché di favorire un possibile recupero dei
residui solidi del trattamento;
•
camera di combustione, finalizzata alla distruzione delle sostanze organiche ed alla
produzione di scorie potenzialmente riciclabili, minimizzandone il contenuto di
incombusti;
•
sistema di recupero energetico, necessario per il massimo recupero del contenuto
energetico dei fumi di combustione, sotto forma di energia termica e/o elettrica;
•
sistema di trattamento dei fumi, avente come scopo principale la rimozione dai
fumi di composti tossici derivanti dal trattamento termico dei rifiuti, concentrandoli in
correnti quantitativamente ridotte (ceneri e sali di reazione, fanghi da trattamento ad
umido).
99
12.2. Gestione dei rifiuti in ingresso e dei residui in uscita
12.2.1.
Conferimento stoccaggio e alimentazione rifiuti
I rifiuti in ingresso all’impianto passano attraverso una stazione di pesatura, a registrazione
automatica e vengono successivamente accumulati in un’apposita fossa di stoccaggio,
solitamente posta alla base dell’edificio principale.
La capacità di stoccaggio della fossa è funzione della potenzialità dell’impianto, delle
condizioni igienico sanitarie ed ambientali, legate a loro volta al tempo di ricambio dei rifiuti,
agli impianti di sicurezza nonché alle esigenze dei servizi esterni di raccolta. Di norma la
fossa è dimensionata in modo da garantire un’autonomia gestionale nel caso di:
•
inattività dei servizi esterni di raccolta (in genere fino a 3-4 giorni);
•
brevi periodi di arresto dell’impianto.
La sezione di conferimento, stoccaggio ed alimentazione comprende almeno i seguenti
dispositivi:
•
piazzale di scarico automezzi, sopraelevato rispetto al piano dei rifiuti, in modo da
non causare, per nessun motivo, ostacoli o interferenza con lo scarico;
•
scarico rifiuti in fossa con porte a tenuta completamente esterne alla fossa (ad
esempio a bocca di lupo);
•
copertura e tamponamento completo, sia della fossa di stoccaggio che dell’area di
scarico;
•
impianto di aspirazione adeguato al fine di mantenere, sia nella fossa che nell’area di
scarico, una leggera depressione tale da evitare qualsiasi fuoriuscita di polveri e/o
esalazioni moleste. L’aria aspirata è, di norma, utilizzata come aria di combustione
dei rifiuti;
•
sistema di movimentazione e caricamento (mediante gru a ponte o simili con polipo o
valve) dei rifiuti presso le apposite tramogge di carico forni.
•
cabina di pilotaggio dei sistemi di movimentazione dei rifiuti, di norma posta in una
zona alta della fossa (se possibile direttamente nella sala controllo dell’impianto) in
modo da dare pieno campo visivo all’operatore sia sui rifiuti da movimentare che sulle
tramogge di carico dei forni;
•
eventuale (auspicabile) sistema di triturazione dei rifiuti ingombranti, munito di scarico
diretto in fossa, in modo da miscelare il materiale triturato con i rifiuti indifferenziati.
100
12.2.2.
Raccolta, stoccaggio ed evacuazione dei residui
I residui derivanti dall’incenerimento di rifiuti possono essere classificati come:
•
scorie (o ceneri pesanti), che residuano direttamente dalla camera di combustione,
costituite principalmente da materiali inerti presenti nei rifiuti, aventi un contenuto
molto ridotto di incombusti (1-3%). Nella maggior parte dei casi sono classificabili
come rifiuti speciali non pericolosi;
•
polveri di caldaia, costituite da particelle solide trascinate nella corrente dei fumi e
che si depositano sulle superfici di scambio del generatore di vapore, dalle quali
vengono rimosse periodicamente. Sono classificabili come rifiuti pericolosi;
•
ceneri leggere (polveri fini e sali di reazione) che residuano dai sistemi di
trattamento dei fumi, che vengono separate da opportuni sistemi di abbattimento.
Sono classificabili come rifiuti pericolosi.
Le scorie vengono di norma scaricate tramite sistemi meccanici ad umido (per raffreddare il
materiale e per limitare possibili fenomeni di polverosità all’interno dell’impianto) oppure a
secco. La scelta del sistema è principalmente dettata dal tipo di apparecchiatura di
combustione.
Le scorie (che nel caso dei RU sono suscettibili di recupero, previ opportuni trattamenti) sono
convogliate, tramite trasportatori meccanici ad un sistema di stoccaggio, in attesa del destino
finale (smaltimento o recupero).
Le ceneri leggere (incluse le polveri di caldaia) vengono raccolte, trasportate e stoccate in
sistemi chiusi (in genere silos), in attesa di un eventuale trattamento, (effettuabile o meno
presso l’impianto) e successivo smaltimento finale in discarica.
Nel caso di un trattamento fumi a secco con bicarbonato di sodio, è possibile valorizzare i
residui sodici che, previo trattamento, possono essere recuperati sotto forma di salamoia di
sali di sodio riutilizzabile nei cicli industriali, ottenendo contestualmente l’invio in discarica ed
il risparmio delle corrispondenti materie prime.
101
12.3. Tecnologie di combustione dei rifiuti
La scelta della tecnologia di recupero energetico tramite combustione va fatta principalmente
in funzione della tipologia del rifiuto da trattare ed in particolare in base al suo contenuto
energetico associato al potere calorifico inferiore (PCI) e alle sue caratteristiche chimicofisiche (densità, pezzatura, contenuto di umidità, di inerti, ecc.).
In tema di combustione di rifiuti le principali tecnologie impiegabili, che coprono la grande
maggioranza delle applicazioni, sono:
•
i forni a griglia;
•
i forni a tamburo rotante;
•
i combustori a letto fluido
Esistono inoltre altre tecnologie meno diffuse, sviluppate per impieghi specifici (forni statici
per liquidi e gas, forni a piani multipli, inceneritori a raggi infrarossi, semi-pirolitici, ecc.) la cui
applicazione è ristretta a particolari tipologie di rifiuti speciali e/o pericolosi (rifiuti industriali,
rifiuti sanitari, fanghi, ecc.).
12.3.1.
I forni a griglia
I forni a griglia costituiscono la tecnologia più consolidata e, come tale, di più largo impiego
nella combustione di rifiuti, in particolare di quelli urbani, grazie alla flessibilità che ne
caratterizza il funzionamento e all’affidabilità derivante dalle numerosissime applicazioni.
Figura 2: schema di funzionamento di un forno a griglia
Camera di
combustione
Ingresso
rifiuti
Scarico scorie
Gruppo
alimentazione
Griglia
Ventilatori aria
primaria
Ventilatore aria
secondaria
102
La loro caratteristica consiste appunto in una griglia (fissa o mobile) su cui viene formato un
letto di rifiuti dello spessore di alcune decine di centimetri.
I rifiuti vengono immessi mediante una tramoggia nella parte più alta della griglia, dalla quale
uno spintore li sospinge verso i gradini inferiori. Lungo lo sviluppo longitudinale della griglia i
rifiuti subiscono dapprima un processo d’essiccamento che avviene nella zona prossima
all'alimentazione: le sostanze volatili che si liberano sono in gran parte costituite dall'umidità
evaporata ed il rilascio di calore risulta modesto. Successivamente, sulla parte centrale della
griglia, il materiale essiccato, tramite fenomeni di combustione e gassificazione della
componente organica, viene convertito in una frazione gassosa ed in un residuo solido.
L’aria di combustione viene iniettata sia sotto la griglia (aria primaria, all’incirca nella quantità
stechiometrica necessaria per la combustione) sia nella parte alta della camera di
combustione (aria secondaria, corrispondente in prima approssimazione all’eccesso d’aria
necessario per la combustione); quest’ultima viene utilizzata anche per il controllo della
temperatura.
Il tempo di permanenza del rifiuto sulla griglia deve essere ovviamente tale da garantire il
completamento delle diverse fasi del processo di combustione ed è in genere compreso tra
30 e 60 minuti. Le scorie residue del processo vengono scaricate dalla parte finale della
griglia con opportuni sistemi in vasche di accumulo a bagno d’acqua, che provvedono anche
al loro raffreddamento. Per garantire maggior flessibilità al processo, per fare fronte a
inevitabili variazioni qualitative dell’alimentazione, è possibile regolare le condizioni di
combustione tramite la modulazione delle velocità degli elementi mobili e/o della portata di
aria di combustione alimentata nelle varie zone della griglia.
Il parametro di maggior interesse per la valutazione delle prestazioni complessive della
griglia è costituito dal carico termico superficiale, che deve essere idoneo ad assicurare
un’elevata efficienza di combustione con tempi di residenza ragionevoli. Esso rappresenta, in
pratica, la quantità di calore sviluppata dalla combustione del rifiuto per unità di tempo che
l'unità di superficie della griglia è in grado di sopportare: i valori medi di più comune adozione
pratica si collocano nell'intervallo 350-1.000 kW/m2.
Il completamento dell’ossidazione dei prodotti di gassificazione e pirolisi presenti nella fase
gassosa proveniente dal letto di materiale posto sulla griglia avviene nella zona
immediatamente superiore alla griglia stessa, che costituisce la camera di combustione del
forno. Essa deve fornire un buon mescolamento tra i gas provenienti dal letto e l’aria
secondaria, assicurando quindi contemporaneamente adeguate condizioni di turbolenza e
disponibilità di ossigeno.
103
Anche i tempi di residenza dei gas devono essere idonei: in generale si adottano valori
compresi tra 2 e 5 secondi. Il volume totale della camera è in genere tale da assicurare
carichi termici volumetrici di combustione compresi, di norma, tra 70 e 300 kW/m3.
Nella tabella 1 sono riassunti i valori dei principali parametri costruttivi dei forni a griglia di
norma adottati.
Tabella1: Principali parametri costruttivi dei forni a griglia
Parametro
Intervallo
3
Carico termico specifico volumetrico, kW/m
70-300
2
Carico termico superficiale, kW/m
350-1000
Carico di massa specifico sulla griglia, kg/m2h
200-400
Fonte: Linee guida recanti i criteri per l’individuazione e l’utilizzazione delle migliori tecniche
Livelli di temperatura dell'ordine degli 850-900 °C sono ritenuti sufficienti in corrispondenza di
adeguati tenori di ossigeno (6-8%) e turbolenza, a garantire il completamento pressoché
totale dell’ossidazione dei componenti organici nei processi di combustione, minimizzando in
tal modo le emissioni di macro e microinquinanti.
Di recente sperimentazione risultano, inoltre, alcune tecniche finalizzate alla riduzione delle
emissioni degli ossidi di azoto. Le più semplici prevedono una modifica nella ripartizione
dell’aria alimentata, riducendo quella primaria ed incrementando quella secondaria, in modo
da limitare la presenza di ossigeno nelle zone a temperatura più elevata: ciò richiede un
accurato controllo del processo, per evitare peggioramenti nell’efficienza complessiva di
combustione ed aumenti nelle emissioni di incombusti. Allo stato attuale gli interventi più
promettenti di riduzione degli NOx in camera di combustione appaiono basati su processi di
riduzione selettiva non catalitica (SNCR) tramite l’iniezione di ammoniaca o urea, supportata
con il ricircolo dei fumi, anche in virtù delle loro capacità di inibire i processi di sintesi denovo responsabili della formazione di microinquinanti organoclorurati nella fase di
raffreddamento dei fumi.
I combustori a griglia mobile possono raggiungere capacità molto elevate e sono
caratterizzati da una elevata flessibilità e affidabilità; non necessitano di particolari
trattamenti del materiale e possono accettare rifiuti eterogenei con potere calorifico da 5
MJ/kg fino a circa 20 MJ/kg (per le griglie raffreddate ad acqua); costituiscono la tecnologia
più referenziata a livello europeo. Si può associare ad essi un sistema di controllo della
combustione, eventualmente dotato di sistema ottico ad infrarossi.
104
12.3.2.
I forni a tamburo rotante
I forni a tamburo rotante sono costituiti da una camera cilindrica leggermente inclinata (in
genere 1-3 %) che ruota lentamente attorno al proprio asse.
Figura 3: schema di funzionamento di un forno a tamburo rotante
Essi sono impiegati principalmente per lo smaltimento di rifiuti di origine industriale (solidi,
liquidi, pastosi), anche pericolosi. A fronte di una semplicità costruttiva e di un’elevata
flessibilità per quanto riguarda la tipologia e le caratteristiche dell’alimentazione, i forni a
tamburo presentano degli svantaggi legati essenzialmente al ridotto volume della camera di
combustione (che deve essere integrata con una apposita camera di post-combustione
separata per il completamento della combustione in fase gassosa) ed al fatto che la
combustione avviene con modalità pressoché adiabatiche per cui, specie in presenza di
rifiuti ad alto potere calorifico, il controllo della temperatura può essere realizzato solo
aumentando l’eccesso di aria di combustione e, se necessario, iniettando acqua di
raffreddamento. Entrambi questi fattori rendono tale apparecchiatura non adatta a
conseguire elevati livelli di recupero energetico dall’incenerimento di rifiuti. Le caratteristiche
costruttive inoltre presentano un limite superiore in termini di capacità di trattamento piuttosto
ridotta, che può solo in parte essere ovviata ricorrendo all’installazione di più unità in
parallelo. Questi fattori danno una chiara spiegazione del perché tale apparecchiatura abbia
105
avuto scarsa diffusione per il trattamento dei RU; alcuni esempi presenti sul nostro territorio
sono, infatti, riconducibili ad unità di capacità molto ridotta e di realizzazione piuttosto datata.
La combustione del letto di rifiuti avviene direttamente a contatto con la parete del forno,
nella maggior parte dei casi rivestita di materiale refrattario; l’alimentazione del materiale
avviene tramite opportune testate, collocate in corrispondenza di una estremità del forno,
mentre lo scarico delle scorie e dei residui avviene all’estremità opposta. I forni a tamburo
rotante, in quanto tipici forni a suola, sono caratterizzati da una maggior difficoltà di
interazione tra combustibile e comburente rispetto a quella ottenibile con altre tipologie di
installazioni (ad es. forni a griglia, nei quali l’aria viene insufflata direttamente attraverso il
letto); l'efficienza del contatto può tuttavia essere incrementata mediante l'introduzione di
strutture interne al tamburo, quali, ad esempio, palettature che trascinano il materiale verso
l'alto e poi lo lasciano ricadere, che intensificando la movimentazione del letto di rifiuti ne
migliorano il contatto con il comburente.
I forni a tamburo rotante possono operare tanto con configurazioni in equicorrente che in
controcorrente, a seconda che il flusso dei gas e del letto di combustibile avvenga nella
stessa direzione o nella direzione opposta. Nella maggior parte dei casi, ed in particolare
nelle applicazioni relative alla termodistruzione di rifiuti, la configurazione adottata è in
equicorrente, in quanto costruttivamente più semplice e consente, al tempo stesso, di evitare
maggiormente il trascinamento, tipico del flusso in controcorrente, di sostanze volatili ed il
loro scarico assieme ai fumi caldi.
I principali parametri per il dimensionamento e la valutazione delle prestazioni dei forni a
tamburo rotante sono l'intensità volumetrica di combustione (kW/m3) e l'intensità di
combustione riferita alla sezione del tamburo (kW/m2 ).
Il primo tiene conto del volume globale del tamburo, e quindi anche della sua lunghezza, ed
è legato al tempo di permanenza necessario alla conversione del materiale, strettamente
correlato alla natura e tipologia del rifiuto alimentato. Sul tempo di permanenza è possibile
peraltro intervenire anche con altri parametri costruttivi, quali il diametro del forno, la sua
inclinazione ed il numero di giri del tamburo.
Il secondo parametro, rappresentativo del carico termico per unità di sezione, è collegato alle
massime sollecitazioni termiche locali.
Nella tabella 2 sono riassunti i valori dei principali parametri costruttivi dei forni a tamburo di
norma adottati.
Dal punto di vista operativo le già accennate difficoltà di contatto combustibile/comburente
rendono necessaria l'adozione di elevati eccessi d’aria, di norma compresi nell'intervallo
100%-150%.
106
Tabella 2: principali parametri costruttivi dei forni a tamburo rotante
Parametro
Intervallo
Carico termico specifico volumetrico, kW/m3
60-250
Carico termico specifico per unità di sezione, kW/m2
Diametro, m
600-1200
1,5-5,0
Rapporto lunghezza/diametro del tamburo
2-5
Tempo di permanenza dei solidi, min
>60
Inclinazione del tamburo, %
1-3
Velocità di rotazione del tamburo, giri/min
0,2-1,2
Fonte: Linee guida recanti i criteri per l’individuazione e l’utilizzazione delle migliori tecniche
I forni a tamburo rotante possono inoltre operare a livelli di temperatura sia al di sotto del
punto di rammollimento delle scorie sia al di sopra di esso, con modalità dette appunto “a
scoria fusa”. Fenomeni di deformazione e fusione delle scorie cominciano a verificarsi
attorno a temperature dell’ordine di 1100°-1200°C; tuttavia, data la variabilità del punto di
rammollimento, le condizioni di esercizio nei forni del primo tipo prevedono temperature non
superiori ai 900°-950° C, mentre le installazioni a scoria fusa possono raggiungere anche i
1400°-1600° C. L’esercizio a scoria solida è più semplice e sollecita meno i refrattari mentre
quello a scoria fusa garantisce migliori condizioni di combustione ma richiede, ovviamente,
criteri di progettazione e di gestione di molto più accurati.
12.3.3.
I combustori a letto fluido
Il combustore a letto fluido è costituito da una camera di combustione all’interno della quale
viene mantenuto un certo quantitativo di materiale inerte (il “letto”), di solito sabbia, tenuto in
sospensione (“fluido”) da una corrente ascendente di aria (che funge anche da comburente),
immessa attraverso una griglia di distribuzione posta sul fondo. Il movimento del letto di
sabbia garantisce un buon contatto comburente-combustibile, oltre a una notevole uniformità
di temperatura e di miscelazione, che contribuiscono a garantire una combustione costante e
completa.
Questa apparecchiatura, messa a punto inizialmente nell’industria petrolchimica, è stata
adattata successivamente alla combustione di combustibili piuttosto omogenei e di pezzatura
ridotta quali appunto i CDR. Non si presta tanto alla combustione di rifiuti urbani
indifferenziati, che debbono subire un pretrattamento, costituito, come minimo, da operazioni
di triturazione e vagliatura. Questa tecnologia si è inoltre largamente affermata in altri Paesi
107
per il trattamento di fanghi da depurazione di acque reflue (rifiuti già per loro natura
omogenei e di pezzatura ridotta), soprattutto per trattamenti combinati di essiccamento
termico + incenerimento, nei quali il calore recuperato è principalmente destinato alla fase di
essiccamento, evitando così l’impiego di combustibili fossili.
In linea generale i combustori a letto fluido, sulla base della pressione d’esercizio, si
differenziano in letti fluidi a pressione atmosferica e letti in pressione; questi ultimi applicati a
diversi processi in campo industriale, presentano particolare interesse per la loro potenzialità
nel consentire l’integrazione fra la fase di trattamento termico e quella di recupero
energetico, tramite il loro inserimento come combustori in cicli di turbina a gas. Tuttavia le
attuali problematiche nel trattamento dei gas prodotti prima dell’invio in turbina ne limitano
ancora l’applicazione al caso dei rifiuti, per i quali si adottano quasi esclusivamente letti a
pressione atmosferica.
Nel campo dei letti a pressione atmosferica sono disponibili le due varianti di letto fluido
“bollente” (vedi figura 2) e di letto fluido “circolante” o “ricircolato” (vedi figura 3), in funzione
della velocità di efflusso dell’aria che individua due modalità di funzionamento in cui,
rispettivamente, il letto rimane in sospensione statica sotto le azioni contrastanti del peso e
della spinta ascensionale o viene trascinato con la corrente gassosa e ricircolato sul fondo
dopo essere stato separato meccanicamente (tramite, ad esempio, un ciclone) dai fumi di
combustione. La distinzione si basa sui valori della velocità superficiale dell'aria (velocità di
fluidizzazione), definita come rapporto tra la portata d’aria alimentata (riferita, ad esempio,
alle condizioni di temperatura e pressione al di sopra del letto) e la sezione del letto stesso,
che costituisce il parametro che condiziona significativamente il regime di funzionamento
dell’apparecchiatura.
108
Figura 4: schema di funzionamento di combustore a letto fluido bollente (velocità di
fluidizzazione: 1- 3 m/s)
Figura 5: schema di funzionamento di combustore a letto fluido circolante (velocità di
fluidizzazione: 4- 10 m/s)
109
Nei letti fluidi bollenti, nei quali l’aria viene insufflata dal basso ed il combustibile iniettato
dall’alto o lateralmente, si riscontrano velocità di fluidizzazione fino a circa 3 m/s mentre nei
letti circolanti tale parametro raggiunge anche valori di 8-10 m/s (comunque superiori ai 4-5
m/s), determinando un consistente trascinamento del materiale costituente il letto in uscita
dalla camera di combustione, sul fondo della quale viene reimmesso dopo la separazione
dalla fase gassosa.
A fronte di una configurazione impiantistica più complessa i letti circolanti presentano
turbolenze più elevate, con conseguenti miglioramenti nell’efficienza di combustione e di
scambio termico, nella riduzione delle disomogeneità trasversali. Essi garantiscono inoltre un
tempo di contatto molto prolungato (grazie al ricircolo) che ne consente il funzionamento con
carichi termici specifici più elevati rispetto al letto bollente; i costi maggiori rispetto a questi
ultimi ne giustificano tuttavia l’adozione solo per potenzialità piuttosto significative.
Una caratteristica peculiare dei letti fluidi è data dalla possibilità di conseguire una rimozione
dei gas acidi (SO2, HCl), tramite l’iniezione di reagenti alcalini in fase di combustione.
Tuttavia, a causa delle temperature operative, tale tecnica risulta efficace quasi
esclusivamente nei confronti della SO2.
12.3.4.
La post-combustione
La camera di post-combustione consiste in un volume (non necessariamente fisicamente
separato) messo a disposizione dei fumi a valle della zona di combustione primaria, allo
scopo di permettere il conseguimento di condizioni di combustione controllate che
permettano il completamento, in fase gassosa, delle reazioni di ossidazione iniziate
precedentemente.
Attualmente la camera di post-combustione è stata in pratica sostituita da una zona (in
continuità con la camera primaria) a combustione controllata posta a valle dell’ ultima
immissione di aria secondaria in cui deve essere mantenuta una temperatura di almeno 850
°C per un tempo superiore a due secondi. Nelle recenti configurazioni è possibile inoltre
installare delle superfici di scambio termico per il raffreddamento dei fumi, che permettono di
conseguire i seguenti vantaggi:
•
una migliore integrazione del sistema forno-caldaia e quindi apparecchiature più
compatte e funzionali;
•
la possibilità di controllo della temperatura dei fumi per mezzo dello scambio termico
con conseguente riduzione dei loro volumi e delle dimensioni degli impianti di
trattamento posti a valle.
110
Tuttavia nella zona di post-combustione si tende a non eccedere con lo scambio termico sia
limitando le superfici di scambio sia ricoprendole con materiale refrattario di opportuno
spessore; questo non solo per ragioni connesse con il limite minimo di temperatura che deve
essere mantenuto, ma anche per problematiche generali connesse alla stabilità del processo
di combustione, specie in presenza di rifiuti aventi ridotto potere calorifico. Il rivestimento con
materiale refrattario si rende necessario anche per la protezione delle superfici esterne dei
tubi da fenomeni di corrosione ad alta temperatura.
12.4. Trattamento dei fumi
L’impatto derivante dalla combustione di rifiuti è costituito principalmente dall’emissione in
atmosfera di polveri e di sostanze inquinanti, classificabili come macro e microinquinanti.
Con macroinquinanti si individuano le sostanze presenti nei fumi in concentrazioni dell'ordine
dei mg/Nm3:
•
polveri,
•
inquinanti acidi (HCl, SO2, NOx, HF)
Con microinquinanti si individuano, invece, quelle sostanze, presenti nelle emissioni in
concentrazioni di molto inferiori:
•
metalli pesanti (Sb, As, Pb, Cr, Co, Cu, Mn, Ni, V, Hg, Cd, Tl);
•
Inquinanti organici (PCDD, PCDF, IPA, TOC)
E’ con l’inizio degli anni ’80 che si afferma l’esigenza di rimuovere, per via meccanica, le
polveri e, per via chimica, i macroinquinanti presenti nei fumi degli inceneritori.
Contemporaneamente sono state attuate misure di contenimento preventivo delle emissioni,
attraverso il miglioramento sia delle caratteristiche costruttive dei forni sia del processo
stesso.
Lo sviluppo tecnologico attuato dalle aziende del settore negli ultimi anni ha condotto allo
sviluppo di un mercato di sistemi di depurazione dei fumi piuttosto complessi che, nel caso di
molti inquinanti, consentono di raggiungere valori di concentrazione delle emissioni al limite
della misurabilità.
Per quanto riguarda la rimozione delle polveri, essa viene effettuata per lo più per via
meccanica, per mezzo di apparecchiature dedicate allo scopo, costituite da:
•
Cicloni e multicicloni;
•
Filtri elettrostatici (a secco e ad umido);
111
•
Filtri a maniche.
Le caratteristiche salienti delle varie apparecchiature sono riportate in forma sintetica nella
tabella 4.
Tabella 3: Sistemi di rimozione delle polveri
Apparecchiatura
Cicloni e
multicicloni
Vantaggi
Robusti, semplici ed
affidabili;
Impiegati da sempre
come depolveratori.
Consumi ridotti;
Possibilità di trattare fumi
in ampio campo di
temperature(150- 350 °C);
Precipitatore
elettrostatico
(ESP)
Consumi
relativamente
elevati(rispetto a ESP)
Non sufficiente da solo
a superare i limiti
vigenti;
Numerose applicazioni
nel campo
dell’incenerimento;
Bassi livelli di
concentrazione in uscita.
Largamente applicato per
l’incenerimento;
Filtro a maniche
Svantaggi
Utilizzabili solo nella
fase di predepurazione polveri,
non sufficienti da soli a
rispettare i limiti
vigenti;
Bassi livelli di
concentrazioni in uscita;
Partecipa anche
all’abbattimento degli
inquinanti acidi.
Produzione di acque di
scarico.
Consumi
relativamente elevati
(rispetto a ESP);
Influenzato
negativamente dalla
condensazione
dell’umidità e dalla
corrosione.
Fonte: elaborazione ENEA
Occorre inoltre ricordare che anche l’impiego di sistemi di lavaggio “ad umido”, anche se il
loro scopo principale risulta essere la rimozione dei composti acidi (in fase gassosa o
vapore) tramite la neutralizzazione con opportuni reagenti, può contestualmente contribuire
all’abbattimento di particelle solide sospese nella corrente gassosa.
112
I processi più utilizzati per la depurazione degli inquinanti contenuti nei fumi possono
essere classificati, in funzione del principio chimico-fisico di trattamento che li caratterizza, in:
•
Processi di filtrazione/adsorbimento (“a secco”, “a semisecco”);
•
Processi di assorbimento (“ad umido”, eventualmente senza scarichi liquidi e/o con
l’impiego di reagenti specifici);
•
Processi di adsorbimento specifici (“a secco” o “a semisecco” con iniezione di
carbone attivo o coke, “polishing” finale con iniezione di carbone e filtrazione, a valle
di un sistema “ad umido”);
•
Processi riduttivi/ossidativi, quali la riduzione degli ossidi di azoto effettuata per via
catalitica (“DeNOx SCR”) o non catalitica (“DeNOx SNCR”).
Nella tabella 5 viene riportata una classificazione schematica dei vari processi di trattamento
e dei relativi sistemi attraverso i quali essi vengono applicati, nonché un’indicazione dei
rispettivi vantaggi e svantaggi.
Tabella 4: classificazione e prestazioni dei sistemi di trattamento dei fumi
Processo
Trattamento
“a secco”
Inquinanti
Polveri, metalli
pesanti adsorbiti,
gas acidi
Note
Prestazioni mediobuone, in funzione
del regente impiegato.
“a semisecco”
Polveri, metalli
pesanti adsorbiti,
gas acidi
Polveri, metalli
pesanti, gas acidi,
aerosols
Buone prestazioni,
consumi medi di
reagenti
Alte prestazioni, ridotti
consumi di reagenti
Come “ad umido”, ma
con rimozione anche
di diossine
Efficiente rimozione di
diossine e mercurio
DeNOx SNCR
Polveri, metalli
pesanti, gas acidi,
aerosols, diossine
Hg, diossine, altri
micro-inquinanti
organici
NOx
DeNOx SCR
NOx, diossine
Filtrazione/assorbimento
“ad umido”
Assorbimento
“ad umido” con
additivi specifici
Adsorbimento
Ossidazione/riduzione
“iniezione di
carbone attivo”
Fonte: elaborazione ENEA
113
Rimozione e
distruzione di NOx
Efficiente rimozione e
distruzione di NOx e
diossine
12.5. Il recupero energetico dalla combustione dei rifiuti
Il recupero di energia dall’incenerimento ha iniziato a svilupparsi negli anni ’70 quando si è
integrata l’apparecchiatura di combustione con trattamenti piuttosto semplificati di
depurazione finalizzati dapprima alla riduzione del carico di polveri e, successivamente
anche all’abbattimento dei gas acidi presenti nei fumi.
Esso viene effettuato attraverso il recupero del calore che deriva dal raffreddamento dei
fumi, che si rende necessario per il loro successivo trattamento. Il recupero avviene sotto
forma di produzione di energia elettrica e/o termica, ottenuta attraverso l’impiego del vapore
generato in un’apposita caldaia, concettualmente costituita da uno scambiatore di calore
acqua-fumi.
In pratica lo schema impiantistico è del tutto simile a quello tipico delle centrali
termoelettriche, anche se le condizioni operative (pressione, temperatura) sono assai meno
severe, a causa della presenza nei fumi di composti corrosivi e di ceneri trascinate che
possono dare luogo a fenomeni di corrosione ed erosione, nonché alla formazione di depositi
(“slagging”) sulle pareti di scambio termico.
Negli impianti di nuova generazione si assiste ad una forte integrazione delle fasi di
combustione/post-combustione/recupero di calore. Il generatore di vapore non è più uno
scambiatore di calore posto a valle, ma diviene una vera e propria caldaia a combustione (a
griglia, a letto fluido) raffreddata dai tubi di generazione, nella quale le suddette fasi
ovviamente permangono, ma non più separate fisicamente come in passato. In tal modo è
possibile conseguire rendimenti superiori, mantenendo, al tempo stesso, le condizioni
operative (temperatura, tempo di permanenza, turbolenza) necessarie per la distruzione dei
composti tossici eventualmente prodotti dalla termodistruzione dei rifiuti.
Effettuare il recupero energetico ha come conseguenza, a causa delle esigenze sia di
limitare l’impatto sull’ambiente sia di incrementare i livelli di recupero (per motivazioni non
solo economiche, ma anche ambientali), la realizzazione di impianti piuttosto complessi che,
specie nel caso di taglia medio-grande, sono molto simili ad una vera e propria centrale
termoelettrica.
La scelta del tipo di energia da recuperare (elettrica, termica oppure entrambe, come nel
caso della cogenerazione) è dettata pressoché totalmente da fattori locali.
La
produzione
di
energia
termica,
da
cedere
a
terzi
sia
per
impieghi
civili
(teleriscaldamento/refrigerazione, produzione di acqua sanitaria) o industriali (vapore o
acqua calda di processo) dovrebbe essere favorita in quanto con questa tecnica è possibile
limitare la consistente penalizzazione dell’efficienza di recupero (rendimento di conversione),
conseguenti alla natura altamente aggressiva dei fumi di combustione. Nel caso della
114
produzione di energia elettrica tale fenomeno negativo è maggiormente avvertito, a causa
delle condizioni operative più severe richieste per il vapore surriscaldato da inviare in turbina,
che possono dare luogo a marcati fenomeni di corrosione e/o erosione.
Queste influenze negative risultano meno marcate nella produzione di sola energia termica
per cui, soprattutto nella produzione di acqua calda, i rendimenti di conversione in energia
possono risultare del tutto simili a quelli delle apparecchiature alimentate con combustibili
fossili tradizionali. Per contro la richiesta di energia termica è di norma soggetta a forte
variazioni sia su base stagionale (è il caso del teleriscaldamento), sia nel breve-medio
periodo, in funzione dei fabbisogni energetici delle utenze Terze.
La produzione di energia elettrica, invece, risulta pressoché indipendente dalla richiesta di
Terzi, in quanto il surplus prodotto può essere, in qualsiasi momento, immesso sulla rete
nazionale di distribuzione.
12.5.1.
Produzione di energia elettrica
Il generatore di vapore
Il generatore di vapore è usualmente del tipo a “piccolo volume d’acqua” ed è normalmente
costituito da tre sezioni così suddivise in base al percorso dei fumi:
•
i tubi vaporizzatori;
•
il surriscaldatore;
•
l’economizzatore.
I fumi in uscita dalla camera di combustione entrano nel generatore di vapore ad una
temperatura dell’ordine dei 1000 °C (valore di temperatura ottimale per evitare fenomeni di
corrosione tra gli acidi presenti nei fumi ed il carbonio costituente i tubi vaporizzanti) ed
escono ad una temperatura pari a circa 200 °C, onde evitare fenomeni di corrosione sui tubi
dell’economizzatore a causa della possibile formazione di condense acide fumi in uscita
dalla camera di combustione lambiscono l’evaporatore e l’acqua che si trova all’interno di
questi tubi viene trasformata in vapore saturo.
L’acqua evaporata va all’interno di un corpo cilindrico come miscela di acqua e bolle di
vapore. Le bolle di vapore si accumulano nella parte superiore e il vapore saturo viene
estratto e portato al surriscaldatore. Il surriscaldatore trasforma il vapore saturo in
surriscaldato, con grado di surriscaldamento mediamente compreso tra 100-150 °C. La
pressione di esercizio del generatore di vapore è, di norma, attorno ai 40 bar con una
temperatura del vapore surriscaldato in uscita dal generatore di circa 400 °C.
115
Il generatore di vapore è provvisto di sistemi per la pulizia sia dei tubi vaporizzatori sia dei
banchi di surriscaldamento costituiti, da soffiatori di tipo fisso o retrattile a vapore ad alta
pressione o di tipo meccanico per la rimozione delle poveri depositatesi.
Il vapore ad alta P e ad alta T dal surriscaldatore è avviato in turbina per la produzione di
energia meccanica da energia termica. Il vapore dopo aver ceduto gran parte della sua
energia alla turbina, viene convogliato al condensatore, dove trasferisce il suo calore residuo
all’acqua. I vapore si trasforma così in acqua che viene ricondotta al generatore di vapore
per ripetere il ciclo. L’acqua condensata passa attraverso un degasatore, qui vengono
separati i gas incondensabili, come l’ossigeno. L’acqua passa poi all’economizzatore per il
recupero di parte dell’energia termica ancora presente nei fumi, per il preriscaldamento
dell’acqua di alimento, prima dell’immissione nel corpo cilindrico.
Il generatore di vapore è alimentato da acqua demineralizzata e pressoché priva di ossigeno,
per la cui produzione viene previsto un idoneo sistema di trattamento di tipo convenzionale,
costituito da un impianto di demineralizzazione cui seguono la degasazione termo-fisica e
l’aggiunta di opportuni additivi.
Figura 6: Produzione di energia elettrica e di calore
116
Il ciclo termico a vapore
La turbina a vapore può essere del tipo con palettatura ad azione o ad azione-reazione, con
condensazione del vapore tramite refrigerante ad aria o, in caso di disponibilità di idonei
quantitativi di acqua di raffreddamento (in prossimità di un corso d’acqua o del mare) tramite
uno scambiatore ad acqua. Quest’ultima soluzione permette di conseguire maggiori
rendimenti poiché, operando a temperature più basse, consente di sfruttare il salto entalpico
fino a pressioni dell’ordine di 0,02-0,05 bar a, valori non raggiungibili con un condensatore ad
aria.
Qualora il recupero energetico non abbia come fine unicamente la produzione di energia
elettrica ma sia prevista una cogenerazione (produzione combinata di energia elettrica e
termica) nella zona della palettatura a media pressione della turbina viene realizzato uno
spillamento di una parte del vapore da impiegare, ad esempio, in uno scambiatore di calore
per la produzione di acqua calda per una rete di teleriscaldamento.
Il generatore di energia elettrica
L’alternatore accoppiato ad una turbina a vapore è, di norma, del tipo bipolare o quadripolare
per cui avrà, in funzione del numero di poli, una velocità di 3.000 o 1.500 g/min.
La trasmissione del numero di giri dal rotore della turbina al rotore dell’alternatore è, ove
richiesto, realizzata tramite un riduttore di giri (10.000/3.000 o 10.000/1.500).
12.5.2.
La produzione di energia termica
In questo caso il vapore in uscita dal generatore, se non esportato tal quale o desurriscaldato
in impianti Terzi per usi di processo, viene inviato ad uno scambiatore di calore
vapore/acqua calda, che costituisce la fornitura all’utente finale.
Nel caso di generatore per la produzione di vapore per teleriscaldamento, le condizioni
operative (pressione e temperatura) sono di molto inferiori a quelle richieste per la
produzione di energia elettrica, in genere pari a quelle strettamente necessarie per la
produzione di acqua calda surriscaldata a 120 °C ed ad una pressione di 1,5-2,0 bar (i valori
effettivi sono funzione della rete di distribuzione e del tipo di utilizzatori).
117
13. L’incenerimento dei Rifiuti urbani in Italia [14]
Gli impianti di incenerimento operativi in Italia, nel 2005-2006, ammontano a 50, con la
previsione di giungere a 59 probabilmente entro i prossimi 3-4 anni.
Dei 50 impianti operativi, 30 sono localizzati al Nord, 13 sono gli impianti operativi nel
Centro, mentre 7 sono gli impianti localizzati nel Sud.
Tabella 1: Numero impianti di incenerimento in Italia
Regione
2005-2006 previsione 2010
2
3
Piemonte
Valle d'Aosta
13
13
Lombardia
1
2
Trentino-Alto Adige
4
5
Veneto
1
1
Friuli-Venezia Giulia
Liguria
9
9
Emilia-Romagna
30
33
TOTALE NORD
8
8
Toscana
1
1
Umbria
1
1
Marche
3
4
Lazio
13
14
TOTALE CENTRO
Abruzzo
Molise
1
Campania
2
2
Puglia
1
2
Basilicata
1
1
Calabria
1
4
Sicilia
2
2
Sardegna
7
12
TOTALE SUD
50
59
TOTALE ITALIA
Fonte: APAT
Nel 2005, l’Italia presenta una potenzialità giornaliera di trattamento pari a 15.477 tonnellate.
Permane una situazione di notevole differenza nella capacità gestionale e di trattamento tra
le regioni del nord Italia e quelle del resto del Paese, ad esclusione della regione Toscana
che presenta una buona capacità di trattamento termico.
Riguardo alle quantità trattate, la variabilità osservabile da una regione all’altra, anche nelle
aree del Nord, è il risultato di differenti politiche di gestione che, pur ottenendo risultati di
rilievo e numericamente paragonabili, derivano da scelte politico-gestionali differenti.
118
In particolare, in Veneto e in Lombardia, la riduzione dei rifiuti avviati a discarica, è stata
ottenuta in maniera totalmente differente; nel primo caso, sviluppando soprattutto la raccolta
differenziata della frazione umida, con relativo compostaggio, nel secondo caso,
incrementando l’incenerimento con recupero energetico di CDR, frazione secca da
trattamento meccanico- biologico o rifiuto indifferenziato.
Tabella 2: potenzialità di trattamento giornaliera
Anno 2005
n. impianti
operativi
Nord Italia
Centro Italia
Sud Italia
Totale Italia
30
13
7
50
potenzialità
complessiva
[t/g]
11.719
1.882
1.876
15.477
Fonte: APAT
I quantitativi di rifiuti urbani e CDR avviati ad incenerimento sono progressivamente
aumentati nel periodo 1996-2005, passando, in termini quantitativi, da 1,6 milioni di
tonnellate nel 1996, ad oltre 3,8 milioni di tonnellate nel 2005, con un aumento rispetto al
2004, pari all’ 8,7%.
106
Figura 1: Rifiuti Urbani e CDR avviati ad incenerimento in Italia, 1996-2005
Fonte: APAT
119
A fronte di un aumento della produzione dei rifiuti urbani di circa il 2%, la percentuale di rifiuti
inceneriti si attesta attorno al 12,1% contro l’11,4% del 2004.
Figura 2: Percentuale di incenerimento in relazione alla produzione di rifiuti urbani,
1996-2005IFIUTI
Fonte: APAT
Nella tabella 3, è descritta la situazione relativa all’incenerimento dei rifiuti, negli impianti
dedicati al trattamento dei rifiuti urbani e CDR. I rifiuti urbani avviati ad incenerimento, nel
2005, sono circa 3,2 milioni di tonnellate a cui si aggiungono 611 mila tonnellate di CDR, 40
mila tonnellate di rifiuti sanitari e 514 mila tonnellate di altri rifiuti speciali, per un totale di
circa 4,4 milioni di tonnellate; i rifiuti pericolosi trattati sono poco meno di 62.655 tonnellate.
Analizzando la situazione a livello regionale, si osserva che, in generale, sono le regioni del
Nord ad avviare ad incenerimento la maggior quantità di rifiuti urbani e CDR; in particolare, la
Lombardia (44,8%), l’Emilia-Romagna (16,8%) e il Veneto (4,7%). Nel Centro figurano, la
Toscana (6,7%) ed il Lazio (6,2%), mentre nel Sud, la Sardegna (4,9%) e la Puglia (3,6%).
In relazione alla produzione a livello regionale, sono ancora le regioni del Nord Italia a
presentare le percentuali più elevate, in particolare la Lombardia (36%), il Friuli-Venezia
Giulia (23,5%), l’Emilia-Romagna (23%), il Trentino-Alto Adige (16,1%) ed il Veneto (8,2%).
Nel Centro figurano, la Toscana (10,1%), il Lazio (7,3%) e l’Umbria (4,6%), mentre, la
Sardegna (21,5%), la Basilicata (10,7%), la Puglia (6,9%) e la Calabria (5,6%) nel Sud,
rappresentano le regioni con le percentuali più significative. In merito al CDR va segnalato
120
che frequentemente viene trattato in impianti situati in altre regioni; tale fenomeno è
abbastanza diffuso al Centro ed al Sud, mentre più contenuto, a causa del maggior numero
di impianti presenti, al Nord e nella regione Toscana.
Tabella 3: Incenerimento in impianti per rifiuti urbani e CDR in Italia nel 2005
Quantità trattata [t]
Regione
Rifiuti
Urbani
Rifiuti
Sanitari
Altri
rifiuti
Speciali
CDR
Totale
rifiuti
trattati
%
Incenerimento
Produzione
in relazione al
Rifiuti
RU 2005
totale
pericolosi
incenerito
Piemonte
100.125
Valle d'Aosta
Lombardia
1.612.508
Trentino-A.A.
76.809
Veneto
147.764
Friuli-V.G
137.918
Liguria
Emilia Romagna
598.446
NORD
2.673.570
Toscana
195.398
Umbria
23.956
Marche
19.207
Lazio
CENTRO
238.561
Abruzzo
Molise
Campania
Puglia
63.510
Basilicata
28.677
Calabria
Sicilia
20.341
Sardegna
188.098
SUD
300.626
2.652
102.777
12.415 367.685 101.769 2.094.377
1.278
78.087
5.234
17.529 38.141
208.668
1.216
14.928
4.065
158.127
10.080
65.705 44.154
718.385
31.597 467.125 188.129 3.360.421
4.506
9.366 59.365
268.635
363
76
24.395
19.207
- 238.310
238.310
4.869
9.442 297.675
550.547
- 73.553
137.063
2.231
25.309
11
56.228
- 52.000
52.000
20.341
1.037
12.179
48
201.362
3.268
37.488 125.612
466.994
2.652
7.088
5.015
1.216
9.293
25.264
4.398
364
4.762
31.592
1.037
32.629
2,62
44,83
2,01
4,86
3,71
16,80
74,83
6,66
0,63
0,50
6,23
14,02
3,58
0,75
1,36
0,53
4,92
11,14
2.228.730
73.646
4.762.095
477.883
2.273.079
603.087
997.824
2.788.635
14.204.979
2.523.261
493.492
875.571
3.274.984
7.167.308
694.088
133.324
2.806.113
1.977.734
268.100
935.620
2.614.078
875.206
10.304.263
TOTALE ITALIA 3.212.757
39.734 514.055 611.416 4.377.962
62.655
100,00
31.676.550
Fonte: APAT
Nella grafico di figura 3 si riporta l’andamento relativo all’incenerimento dei rifiuti urbani e
CDR nel periodo 2000-2005; al riguardo, si rileva come solo in alcune regioni (Lombardia,
Emilia-Romagna,
Friuli
Venezia-Giulia,
Trentino
Alto-Adige,
Veneto
e
Toscana),
l’incenerimento dei rifiuti abbia un ruolo significativo nel ciclo integrato di gestione dei rifiuti,
mentre nelle altre l’apporto di tale forma di gestione abbia una rilevanza minore se non
marginale.
121
Figura 3: Incenerimenti di Rifiuti Urbani e CDR per regione 2000-2005
Fonte:APAT
La figura 4 riporta il quadro dei sistemi di gestione dei rifiuti messi in atto nelle regioni
che presentano il tasso più elevato di incenerimento dei rifiuti urbani e del CDR.
Figura 4: Raccolta differenziata, incenerimento e smaltimento in discarica in alcune
regioni italiane (2005)
Fonte: APAT
122
Complessivamente, la quasi totalità degli impianti in esercizio sono dotati di sistemi di
recupero energetico; gli unici due impianti privi di recupero energetico attualmente in
funzione sono quello di Messina e di Rufina (FI), mentre l’impianto di Ferrara Conchetta è
stato chiuso il 31 dicembre 2005.
Gli impianti dotati di recupero energetico operativi in Italia nel 2005 sono 47, di cui 8 con
ciclo cogenerativo e 39 con solo recupero di energia elettrica. Questi impianti in tutto hanno
trattato 4,4 milioni di tonnellate di rifiuti, recuperando 2,6 milioni di MWh di energia elettrica e
706 mila MWh di energia termica. Gli impianti che effettuano ciclo di cogenerazione con
recupero di energia termica (quasi esclusivamente per teleriscaldamento) ed elettrica hanno
trattato circa 1,7 milioni di tonnellate di rifiuti, recuperando circa 1,2 milioni di MWh di energia
elettrica e circa 706 mila MWh di energia termica. Gli impianti dotati di solo recupero di
energia elettrica hanno trattato 2,6 milioni di tonnellate di rifiuti, recuperando 1,4 milioni di
MWh di energia elettrica.
123
14. L’impianto di incenerimento di Modena
14.1. Descrizione del funzionamento dell’impianto
L’impianto di incenerimento di Modena è attualmente costituito da tre linee di trattamento
rifiuti: due con potenzialità di 100 t/giorno e la terza con potenzialità di 170 t/giorno.
Ciascuna linea è costituita da una camera di combustione, un sistema di trattamento fumi e
un generatore di vapore.
A monte delle tre linee vi è la zona di conferimento, stoccaggio e alimentazione dei rifiuti.
L’area di scarico e la fossa di stoccaggio rifiuti sono dotate di copertura e tamponamento
completo. Entrambe le aree sono dotate di un impianto di aspirazione, al fine di mantenere
una leggera depressione tale da evitare qualsiasi fuoriuscita di polveri e/o esalazioni
moleste. L’aria aspirata è utilizzata come aria di combustione dei rifiuti.
La fossa di stoccaggio ha una capacità di 9.000 m3, volume tale da poter conferire rifiuti con
impianto fermo fino ad una settimana.
Per la combustione dei rifiuti sono utilizzati tre forni a griglia, raffreddati ad aria: due
risalgono all’inizio degli anni ’80, mentre il terzo è di fine anni ’80. Per tutti i tre forni la casa
costruttrice è la Von Roll.
Annualmente l’impianto di Modena è autorizzato a bruciare 120.000 t di rifiuti, di cui 5.000 t
sono Rifiuti Speciali Ospedalieri non pericolosi (RSO).
Per quanto riguarda il sistema di trattamento fumi, ogni linea è caratterizzata da tre stadi di
trattamento:
1. una unità di depolverazione effettuata con elettrofiltro;
2. una unità di trattamento a secco composta da un reattore nel quale i fumi
vengono addizionati a bicarbonato di sodio e a carbone attivo. Il bicarbonato
di sodio è finalizzato all’abbattimento degli inquinanti acidi e dei metalli
pesanti, mentre il carbone attivo è finalizzato all’adsorbimento di metalli
pesanti bassobollenti (Hg), di diossine e di furani. A valle del reattore è
collocato un filtro a manica;
3. in coda ad ogni linea è presente una torre di lavaggio ad umido con funzione
di finissaggio.
124
Per l’abbattimento degli ossidi di azoto ciascuna linea è dotata di un sistema di abbattimento
non catalitico (SNCR). Il sistema prevede l’iniezione di una soluzione acquosa di urea nelle
prime sezioni del generatore di vapore, laddove le temperature sono comprese tra 850 e
1050 °C.
Il sistema di abbattimento che prevede l’uso di bicarbonato di sodio (Neutrec®), per la
rimozione di HCl ed SO2, genera, come prodotti di reazione, cloruro di sodio e solfato di
sodio. Questi prodotti sodici residui (PSR) sono ritirati dalla Solvay, la quale ha messo a
punto un sistema di trattamento dei solventi esausti (SOLVAL®), da cui estrarre i cloruri per
usarli in ambito industriale. La parte insolubile di PSR che deve essere smaltita è costituita
dall’8% di polveri.
L’impianto di Modena prevede anche un sistema di recupero energetico. Il generatore di
vapore è costituito da tre sezioni: i tubi vaporizzatori, il surriscaldatore e l’economizzatore. I
fumi in uscita dalla camera di combustione entrano nel generatore di vapore ad una
temperatura dell’ordine dei 1000 °C ed escono ad una temperatura pari a circa 220 °C. La
pressione di esercizio del generatore di vapore è attorno ai 20 bar con una temperatura del
vapore surriscaldato in uscita dal generatore di circa 365 °C.
Il vapore surriscaldato in uscita dal generatore viene immesso nella turbina attraverso
opportune valvole di intercettazione e regolazione che modulano la portata in funzione del
carico del forno. Segue la condensazione del vapore tramite refrigerante ad aria. La turbina è
caratterizzata da una potenza istallata di 6,2 MW e la produzione media annuale di energia
elettrica è pari a circa 32.000 MWh.
Dal luglio del 2008, è previsto il potenziamento dell’impianto, che porterà alla chiusura di una
delle due linee meno recenti dell’inceneritore che, a regime, funzionerà con solo due linee
del vecchio impianto, entrambe catalizzate, più la quarta linea, attualmente in costruzione.
Dalle attuali 120.000 tonnellate all’anno si passerà a una potenzialità di termovalorizzazione
di 240.000 tonnellate.
Il nuovo impianto funzionerà con:
•
•
potenza termica immessa di 108,2 MWt
o
11,6 MWt + 18, 6 MWt provenienti dalle due linee del vecchio impianto;
o
78 MWt provenienti dalla quarta linea.
potenza elettrica generata di 25 MWe
Il rendimento dell’impianto sarà del 23,1 % .
125
14.2. Dati di progetto
•
Condizioni di funzionamento dell’impianto di incenerimento di Modena relative agli
anni 2004, 2005 e 2006
Tab. 1: Condizioni di funzionamento relative all’anno 2004
INCENERITORE R.S.U. LINEA 1
anno 2004
Q T-L
O2 T-L
CO-11% RSU inc.
mese
kNm3/h
%
mg/Nm3
kg
gen
29,22
12,46
8,3
1.918.200
feb
28,58
12,59
8,3
2.499.270
mar
29,21
13,07
7,8
1.829.230
apr
29,37
12,89
9,4
2.432.510
mag
30,65
12,9
5,7
2.900.330
giu
25,5
12,68
4,4
2.807.970
lug
27,81
12,99
5,4
2.971.320
ago
29,1
13,22
6,2
3.076.990
set
29,16
13,15
4,1
2.937.700
ott
27,02
13,02
7,9
1.610.720
nov
28,81
12,84
5
2.986.610
dic
27,95
12,65
5,2
3.248.228
media
28,53
12,87
6,5
totale
31.219.078
anno 2004
Q T-L
O2 T-L
CO-11% RSU inc.
mese
kNm3/h
%
mg/Nm3
kg
gen
29,33
11,89
6,7
2.978.190
feb
28,02
11,53
7,4
2.856.620
mar
26,86
11,68
10,6
2.851.160
apr
26,63
11,38
7,1
3.019.780
mag
28,29
11,66
8,9
1.348.920
giu
28,44
12,4
5,1
2.822.970
lug
27,94
12,43
8,4
2.937.680
ago
30,04
12,63
6,2
3.143.843
set
29,89
12,45
6,5
2.890.290
ott
29,76
12,78
10,6
2.262.970
nov
28,8
12,85
8,5
2.982.940
dic
26,89
11,94
9,2
3.238.680
media
28,41
12,13
7,9
totale
33.334.043
anno 2004
Q T-L
O2 T-L
CO-11% RSU inc.
mese
kNm3/h
%
mg/Nm3
kg
gen
37,35
10,68
3,3
4.513.700
feb
37,84
11,4
6
3.948.850
mar
38,32
11,17
6,6
2.365.150
apr
40,09
11,35
3,7
4.533.430
mag
43,02
11,75
3,3
4.539.170
giu
41,86
11,9
3,6
4.386.620
lug
41,41
11,99
8,3
4.298.650
ago
41,31
11,73
5,1
4.727.210
set
43,28
12,07
5,5
4.334.960
ott
42,13
11,97
5,5
3.483.110
nov
42,71
12,03
6,2
4.418.170
dic
40,8
11,69
4,9
4.922.964
media
40,84
11,64
5,2
totale
50.471.984
126
giorni
n°
21
28
20
25
31
30
31
31
30
18
30
31
CO2 11%O2
g/Nm3
153
158
172
167
168
170
171
169
170
167
171
170
167
326
giorni
n°
31
29
30
30
14
30
31
31
30
25
30
31
CO2 11%O2
g/Nm3
162
168
177
172
164
167
170
175
167
170
192
193
173
342
giorni
n°
31
27
17
30
31
30
30
31
30
25
29
31
342
CO2 11%O2
g/Nm3
164
167
148
167
169
171
165
170
170
164
171
175
167
Tab 2 : Condizioni di funzionamento relative all’anno 2005
anno 2005
Q T-L
O2 T-L
CO-11% RSU inc. giorni CO2 11%O2
mese
n°
g/Nm3
kNm3/h
%
mg/Nm3
kg
gen
28,4
12,35
3,5
2.971.900
31
162
feb
27,79
12,31
4,8
2.560.010
28
157
mar
27,25
13,01
8,1
1.532.840
18
151
apr
26,44
11,67
5,9
1.744.130
18
144
28,53
12,53
7,5
2.612.220
29
158
mag
giu
29,38
12,46
5,3
2.816.910
30
155
28,81
12,3
8,3
2.788.840
30
155
lug
26,97
12,17
8,6
3.204.500
31
158
ago
set
27,19
11,8
10,6
2.582.070
27
151
26,61
11,82
7,8
2.747.980
30
153
ott
nov
28,81
12,33
5,5
2.838.010
30
157
dic
28,97
12,41
6,5
1.830.980
19
155
27,93
12,26
6,9
155
media
totale
30.230.390 321
anno 2005
Q T-L
O2 T-L
mese
n°
g/Nm3
kNm3/h
%
mg/Nm3
kg
gen
27,93
11,77
8
2.651.630
28
175
feb
29,65
11,66
5,8
2.547.020
27
160
mar
29,24
11,46
3,9
3.069.300
31
162
apr
28,81
11,58
6,3
2.997.800
30
165
27,91
11,88
10,3
644.050
8
155
mag
giu
27,13
11,38
6,4
2.817.320
30
169
28,08
11,52
6,9
3.038.500
31
169
lug
25,1
10,81
7,3
2.978.550
31
169
ago
set
26,71
10,99
7,5
2.937.960
30
168
27,48
11,09
6
3.118.970
31
168
ott
nov
29,06
10,98
5,1
2.862.160
30
145
dic
29,09
10,89
5,2
3.060.110
31
164
28,02
11,33
6,6
164
media
totale
32.723.370 338
anno 2005
Q T-L
O2 T-L
mese
kNm3/h
%
mg/Nm3
n°
g/Nm3
kg
gen
39,73
11,96
4,9
4.685.708
31
181
feb
41,7
12,04
5,9
3.905.880
27
174
mar
43,09
12,26
7
4.325.450
31
171
apr
40,29
11,35
5,6
4.493.570
30
171
42,79
11,37
8,1
3.451.780
25
156
mag
giu
41,04
10,91
11,9
800.600
6
149
lug
37,33
10,54
4,5
4.508.860
31
165
ago
set
38,57
10,83
4,9
2.944.730
21
165
39,53
9,85
3,6
4.823.580
31
157
ott
nov
42,64
9,5
2,5
4.848.543
30
139
dic
39,88
9,04
3
4.897.990
31
163
40,6
10,88
5,6
163
media
totale
43.686.691 294
127
Tab 3 : Condizioni di funzionamento relative all’anno 2006
anno 2006
Q T-L
O2 T-L
CO-11% RSU inc.
mese
kNm3/h
%
mg/Nm3
kg
gen
25,7
12,46
4,9
2.542.480
feb
24,17
12,18
3,7
1.320.130
mar
27,32
12
7,1
2.608.020
apr
26,71
11,94
6,5
2.510.580
mag
28
11,99
8,4
2.980.350
giu
27,66
12,39
11,6
2.339.894
lug
28,33
12,63
8,8
2.635.200
ago
24,75
11,18
6,8
2.986.880
set
24,3
10,89
6,8
2.025.190
ott
25
11,39
8,6
2.889.470
nov
26,52
12,26
5,7
1.779.370
dic
26,69
12,95
5,4
3.688.270
media
26,26
12,02
7
totale
30.305.834
anno 2006
Q T-L
O2 T-L
CO-11% RSU inc.
mese
kNm3/h
%
mg/Nm3
kg
gen
26,6
11,09
4,2
2.509.400
feb
28,46
11,43
4,4
2.435.980
mar
28,88
11,27
4,7
2.032.990
apr
27,3
11,18
5,9
2.671.860
mag
27,2
11,81
8,1
2.821.970
giu
25,09
11,55
7,1
2.691.140
lug
24,86
11,61
6,2
2.822.450
ago
24,82
11,8
7,8
2.948.350
set
24,4
11,71
9,6
2.737.520
ott
27,11
12,59
14,3
864.600
nov
28,57
12,79
8,7
2.379.670
dic
28,74
12,79
5,5
3.731.330
media
26,84
11,8
7,2
totale
30.647.260
anno 2006
Q T-L
O2 T-L
CO-11% RSU inc.
mese
kNm3/h
%
mg/Nm3
kg
gen
38,7
9,2
2,9
4.171.570
feb
40,39
9,1
3,5
3.732.190
mar
38,31
8,8
4,6
2.394.998
apr
37,83
10
3,5
1.772.740
mag
36,25
10,2
4,1
4.517.570
giu
37,02
10,4
3,9
4.148.340
lug
36,33
10
4,7
3.847.400
ago
35,54
9,3
4
4.703.940
set
35,09
9,4
4,8
3.584.640
ott
35,19
9,3
6,3
3.974.520
nov
36,42
10,1
9
882.720
dic
38,94
9,8
6,5
5.366.910
media
37,17
9,64
4,8
totale
43.097.538
128
giorni
n°
31
17
31
30
31
28
29
31
22
31
21
31
CO2 11%O2
g/Nm3
155
175
155
151
157
160
160
161
161
161
160
160
160
333
giorni
n°
31
28
25
30
31
30
31
31
30
10
27
31
CO2 11%O2
g/Nm3
163
152
139
146
161
162
162
163
163
166
162
163
158
335
giorni
n°
31
27
17
13
31
29
28
31
25
28
8
30
298
CO2 11%O2
g/Nm3
155
155
149
145
159
159
157
161
158
158
150
153
155
Le sigl riportate in tabella vengono di seguito definite:
Q T-L : portata oraria media dei fumi a valle della torre di lavaggio
O2T-L : tenore di ossigeno al quale si riferisce la portata
CO-11%, CO211%O2 : concentrazioni medie mensili di monossido e di biossido di carbonio
normalizzate al 11% di ossigeno
RSU inc. : quantità di rifiuto incenerito in un mese
giorni : numero di giorni di funzionamento dell’impianto
•
Analisi merceologica
Facendo seguito alla richiesta avanzata da Hera S.p.a, il Gruppo C.S.A di Rimini ha svolto, il
giorno 10 settembre 2006, un’indagine merceologica, presso l’impianto di incenerimento di
Modena, su un campione di rifiuto indifferenziato.
Il campione è costituito da rifiuto prelevato dalla fossa di accumulo, presso l’impianto stesso.
L’omogeneità dei rifiuti, richiesta per l’esecuzione dell’analisi, è stata ottenuta mescolando,
all’interno della fossa, con il carroponte di servizio e, successivamente con pala gommata, il
rifiuto del giorno, utilizzando la procedura della quartatura come previsto dalla Norma U.N.I.
9246 Appendice A.
Alla fine delle operazioni di mescolamento e quartatura, è stato prelevato un sottocampione
di circa 200 kg.
Le operazioni di cernita sono state eseguite sottoponendo il sottocampione a separazione
manuale dei componenti grossolani; ogni frazione è stata raccolta in contenitori tarati e
pesata singolarmente.
Utilizzando un setaccio a maglia 20 mm si è ottenuto il sottovaglio, costituito dalle
componenti fini inseparabili, che vengono classificate in una classe a se stante.
Tabella 4: analisi merceologica
Frazione
%massa
merceologica
plastica
15,60
cellulosici
36,60
organico
33,30
sottovaglio
6,90
altro
7,60
Rifiuto
100,00
129
I componenti solidi delle diverse frazioni vengono sminuzzati, omogeneizzati finemente e
trattati in maniera più opportuna per l’analisi strumentale.
Tabella 5: analisi elementare
Analisi merceologica
10/09/2006
RSU
Anno
Tipologia di rifiuto
Frazione merceologica
plastica
cellulosici
organico
sottovaglio
altro
Rifiuto
C
H
O
H2O
Ceneri
N
S
Cl
62,50
30,40
21,30
11,90
0,00
28,80
11,80
3,90
2,70
1,80
0,00
4,30
15,10
8,60
19,80
12,40
0,00
12,90
6,60
35,20
40,20
35,80
0,00
29,80
3,30
21,40
15,20
37,30
100,00
23,60
0,15
0,24
0,36
0,32
0,00
0,25
0,28
0,15
0,22
0,25
0,00
0,19
0,29
0,14
0,24
0,20
0,00
0,19
Carbonio, idrogeno, ossigeno, azoto e zolfo sono determinati attraverso l’analizzatore
CHNS-O, che prevede la completa combustione del campione, in reattore catalizzato, a
1020 °C e la successiva determinazione quali-quantitativa dei gas sviluppati.
Tabella 6: Potere calorifico inferiore delle singole frazioni e del totale
Frazione
merceologica
Plasica
Cellulosici
Materiale organico
Sottovaglio
Rifiuto
130
PCI
[kJ/kg]
32.423
13.391
6.762
3.872
12.468
131
15. Metodo di calcolo delle quote di CO2 provenienti
dall’impianto di termovalorizzazione di Modena
15.1. Premessa
Il Protocollo di Kyoto prevede il controllo di tutte le emissioni di gas serra, perciò si è ritenuto
opportuno monitorare il livello di emissioni provenienti dall’impianto di Modena, al fine di
avviare preventivamente studi e progetti per la loro riduzione nei prossimi anni.
Al fine di quantificare le emissioni di gas serra associate alla combustione di rifiuti si
valuteranno:
•
le emissioni dirette, cioè le emissioni di CO2 derivanti dal processo di
combustione;
•
le emissioni evitate associate alla produzione di energia elettrica recuperata dal
processo di combustione.
15.2. Calcolo
della
percentuale
di
CO2
liberata
dalla
combustione della sola frazione non biodegradabile del
rifiuto
La combustione dei rifiuti comporta la completa trasformazione del carbonio sia di origine
biologica (presente in legno, carta, cartone, tessile, organico, ecc.) che di origine fossile
(presente in plastica, gomma, resine sintetiche, ecc.).
In particolare, il carbonio contenuto nella frazione di origine biologica è stato inizialmente
rimosso dall’atmosfera da parte delle piante, tramite fotosintesi clorofilliana, e, in condizioni
naturali, tornerebbe all’atmosfera sotto forma di CO2 derivante da processi di degradazione.
Pertanto,
convenzionalmente
si
assume
che
l’anidride
carbonica
derivante
dalla
combustione del carbonio organico non contribuisca all’effetto serra e non venga considerata
nel calcolo delle emissioni di CO2 equivalente.
Quindi, ai fini della stima delle emissioni di CO2 che derivano direttamente dalla combustione,
si tiene conto unicamente della frazione di carbonio che proviene da fonti fossili.
.
132
15.3. Metodo scelto per il calcolo della CO2 emessa
Dai dati forniti dall’impianto di Modena, relativi all’anno 2006, conosciamo la CO2 liberata
dalla combustione del rifiuto nel suo complesso, ma dobbiamo definire un metodo che ci
consenta di determinare la CO2 liberata dalle singole frazioni del rifiuto.
La sostanza organica, rappresentante il rifiuto che deve essere smaltito, viene identificata
come una molecola costituita da atomi di carbonio, di idrogeno e di ossigeno. Abbiamo
trascurato azoto e zolfo poiché presenti in piccole percentuali e non abbiamo considerato
cloro, acqua e ceneri poiché rappresentano la frazione incombustibile del rifiuto.
Assegnare al rifiuto e alle sue frazioni una ideale formula chimica è stata una nostra scelta
per poter simulare il processo di combustione e poter così quantificare l’anidride carbonica
che si libera.
La reazione chimica che simula la combustione è:
CyHzOk + n O2
y COx + …
1 mole di rifiuto reagisce con n moli di ossigeno per dare y moli di ossidi di carbonio e altri
prodotti di combustione che non contengono carbonio.
Ipotizzando che tutto il carbonio presente nei rifiuti reagisca con l’ossigeno, tra i prodotti di
reazione, avrò tante moli di ossidi di carbonio quante sono le moli di atomi di carbonio
presenti in 1 mole di rifiuto.
Nei fumi in uscita ho sia concentrazioni di CO2 sia concentrazioni di CO, ma poiché le
emissioni di CO sono trascurabili rispetto a quelle di CO2 (CO/CO2= 4*10-5), tra i prodotti di
reazione consideriamo solo l’anidride carbonica.
La reazione chimica diventa dunque:
CyHzOk + n O2
y CO2 + …
In 1 mole di rifiuto sono presenti y moli di atomi di C, z moli di atomi di H e k moli di atomi di
O.
133
Per poter determinare le quantità y, z e k degli elementi che formano il rifiuto ci siamo serviti
dall’analisi elementare.
Tabella 1: analisi elementare del rifiuto
Frazione
%massa
merceologica
plastica
15,60
cellulosici
36,60
organico
33,30
sottovaglio
6,90
altro
7,60
Rifiuto tot
100,00
C
H
O
C+H+O
62,50
30,40
21,30
11,90
0,00
28,79
11,80
3,90
2,70
1,80
0,00
4,29
15,10
8,60
19,80
12,40
0,00
12,95
89,40
42,90
43,80
26,10
0,00
46,03
Poiché supponiamo che 1 mole di rifiuto sia costituita unicamente da atomi di carbonio, di
idrogeno e di ossigeno, ricalcoliamo le tre relative percentuali.
Tabella 2: Rapporto a cento delle percentuali di C, H, O che costituiscono il rifiuto
Carbonio
%
62,6
Rifiuto tot
Idrogeno Ossigeno
%
%
9,3
28,1
Che corrispondono rispettivamente alle quantità y, z e k.
Sostituendo nella reazione otteniamo:
C62,6H9,3O28,1 + n O2
62,6 CO2 + …
Dalla reazione chimica vediamo che la combustione di 1 mole di rifiuto genera 62,6 moli di
CO2.
Tabella 3: massa atomica di C, H e O
u.m.a.
12,011
1,0079
15,999
C
H
O
Tabella 4: massa molare della CO2
CO2
C %
O %
MM CO2 [g/mol]
134
1
2
44,0
La combustione di 1 mole di rifiuto genera 62,6 * 44 [g/mol] di CO2.
Calcolata la massa molare del rifiuto e noto il peso dei rifiuti inceneriti in un mese,
determiniamo il numero di moli di rifiuto incenerito in un mese.
Tabella 5: massa molare del rifiuto
Rifiuto tot
C%
H%
O%
MM [g/mol]
62,5
9,3
28,1
1211
Per prima cosa determiniamo la massa di rifiuto costituto unicamente da C, H e O, che nel
nostro caso equivale al 46% della massa del rifiuto totale9 e che definiamo come rifiuto
effettivo (R eff).
Il numero delle moli è dato dal rapporto tra la massa del rifiuto effettivo [g] e la massa molare
del rifiuto [g/mol].
Numero moli [mol] =
R eff [g]
MM rifiuto [g/mol]
Calcoliamo la massa di CO2 liberata, come prodotto tra la massa molare di CO2, liberata
dalla combustione di una mole di rifiuto, e il numero di moli di rifiuto:
Massa CO2 calc [g] = 62,6 * 44 [g/mol] * Numero moli [mol]
Nota la massa di CO2 calcolata, determiniamo poi la rispettiva concentrazione.
Massa CO2 calc [g]
3
Conc CO2 calc [g/Nm ] =
Q 0% O2 [Nm3/h] * ore [h] * giorni
9
Tabella 1, paragrafo 15.3.
135
Ipotizzando una completa combustione del campione in condizioni stechiometriche, la
portata che usiamo per definire la concentrazione calcolata è normalizzata allo 0% di
ossigeno.
15.4. Verifica dell’affidabilità del metodo usato per il calcolo
della CO2
Potremo ritenere affidabile il metodo scelto solo se riusciremo a trovare una coincidenza tra i
valori sopra calcolati e i valori misurati, che ci sono stati forniti dall’impianto di Modena.
L’analisi merceologica è stata effettuata il giorno 10 settembre 2006, essendo questo tipo di
analisi considerevolmente variabile da mese a mese, i valori calcolati sono stati confrontati
con i valori misurati nel solo mese di settembre.
La massa misurata è stata ottenuta dal prodotto tra la concentrazione misurata, la portata e il
numero di ore di funzionamento dell’impianto.
Massa CO2 mis [g] = conc CO2 11% mis [g/Nm3] * Q 11% O2 [Nm3/h] * giorni * ore [h]
La concentrazione di CO2 che ci è stata fornita è normalizzata al 11% di ossigeno, quindi
anche la portata corrispondente dovrà essere normalizzata alle stesse condizioni.
La normalizzazione della portata per tenore di ossigeno segue la sottostante relazione:
21- ( % O2 mis)
Qrif = Qmis *
21- ( % O2 rif)
Valutiamo dunque lo scostamento tra il valore della massa calcolata e il valore della massa
misurata.
Massa CO2 mis [g] – Massa CO2calc [g]
Scostamento dal valore mis =
Massa CO2 mis [g]
136
Nota la massa di CO2 calcolata, determiniamo ora la rispettiva concentrazione e la
confrontiamo con il valore di concentrazione misurato.
Poiché la concentrazione misurata che ci è stata fornita è normalizzata all’11% di ossigeno,
per poter fare un confronto con quella calcolata è necessario convertirla nel corrispondente
valore riferito allo 0% di ossigeno.
La normalizzazione della concentrazione per tenore di ossigeno segue la sottostante
relazione10:
21- ( % O2 rif)
Crif = Cmis *
21- ( % O2 mis)
Andiamo a valutare lo scostamento tra il valore della concentrazione calcolato e il valore
della concentrazione misurato, entrambi normalizzati allo 0% di ossigeno.
conc CO2 mis [g/Nm3] – Conc CO2calc [g/Nm3]
Scostamento dal valore mis =
Conc CO2 mis [g/Nm3]
Questo scostamento è lo stesso che avevamo trovato riferendoci alle masse.
Gli scostamenti trovati valgono:
Tabella 6: scostamenti tra valori misurati e valori calcolati
Scostamento
Linea 1
Linea 2
Linea 3
-1%
-8%
+3%
Consideriamo tali scostamenti accettabili, quindi il metodo può essere usato per determinare
le emissioni di anidride carbonica liberate dalla combustione delle varie frazioni del rifiuto.
10
Formula riportata nel D.Lgs. 11 maggio 2005, n.133, Allegato 2, paragrafo B
137
Gli scostamenti dei valori calcolati da quelli misurati possono essere dovuti a diversi fattori:
•
L’analisi merceologica fornitaci è stata svolta su un campione del rifiuto
indifferenziato il giorno 10 settembre 2006, pertanto l’ indagine su cui ci basiamo non
può rappresentare con precisione nè tutto il rifiuto né tutto il mese di settembre.
•
All’interno del forno si generano tre flussi di materia:
o
un flusso gassoso, cioè i fumi;
o
un flusso di scorie pesanti pari al 15 - 25% del RSU in ingresso;
o
un flusso di particolato e di sostanze condensabili, chiamato "ceneri volanti",
pari al 2 - 3 % del RSU in ingresso.
Le scorie residuano direttamente dalla camera di combustione.
Le ceneri volanti, che costituiscono la componente più leggera delle scorie, vengono
trasportate eolicamente dai fumi di combustione, da cui si separano nella sezione di
abbattimento delle polveri.
La composizione chimica di scorie e ceneri può prevedere piccoli quantitativi di
materiale incombusto, che non passa alla fase gassosa. Di questo non abbiamo
tenuto conto nei nostri calcoli, ipotizzando una combustione completa e quindi
ipotizzando che nei fumi ci sia più CO2 di quella realmente formatasi.
•
Di contro, un quantitativo superiore di CO2 rispetto a quello da noi calcolato è dovuto
ai sistemi a secco di trattamento fumi per la rimozione dei gas acidi, che utilizzano
bicarbonato di sodio.
Il bicarbonato di sodio finemente macinato viene iniettato all’interno della corrente dei
fumi: per effetto termico il bicarbonato si trasforma in carbonato di sodio, liberando
acqua e anidride carbonica. Successivamente, dalla reazione tra bicarbonato e acidi
si
generano
sali
e
anche
in
questo
caso
si
libera
anidride
carbonica.
Non considerando tali trattamenti, nella nostra analisi teorica non abbiamo tenuto
conto di questo ulteriore incremento di CO2.
Le reazioni che hanno luogo sono le seguenti [15]:
•
2 NaHCO3
•
Na2CO3 + 2 HCl
•
Na2CO3 + SO2 + ½ O2
•
Na2CO3 + 2 HF
Na2CO3 + CO2 + H2O
2 NaCl + CO2 + H2O
Na2SO4 + CO2
2 NaF + H2O + CO2
138
15.5. Anidride carbonica emessa dalla combustione delle
singole frazioni
Consideriamo le quattro frazioni del rifiuto (plastica, cellulosici, materiale organico e
sottovaglio) e per ciascuna di esse ne calcoliamo la massa effettiva, il numero di moli, la
massa di CO2 emessa a seguito della loro combustione e la corrispondente concentrazione
di CO2 emessa. Trascuriamo le frazioni di inerti, di metalli e di RUP, poiché la loro
combustione non genera CO211.
Calcoliamo la massa effettiva per ognuna di queste frazioni. Consideriamo la plastica, ma
per le altre il procedimento è il medesimo.
Dai dati forniti sappiamo che il 15,6% del rifiuto totale è plastica.
Massa plastica [g] = 15,6% * R inc [g]
Del totale della plastica consideriamo solo quella frazione costituita da C, H e O, che
equivale al 89,4%. Questa è la massa effettiva della plastica.
Massa eff plastica [g] = 89,4%* massa plastica [g] = 89,4% * 15,6% * R inc [g]
Il numero di moli, la massa di CO2 emessa e la corrispondente concentrazione sono calcolati
nello stesso modo usato per il rifiuto nel suo complesso.
Ripetiamo lo stesso procedimento anche per le altre tre frazioni.
11
Queste tre frazioni sono indicate come “altro” nella tabella 1, paragrafo 15.3.
139
15.6. Percentuale
di
CO2
emessa
dalla
frazione
non
biodegradabile del rifiuto
Determiniamo quanti grammi di CO2 sono prodotti dalla combustione di 1 grammo di RSU.
Massa CO2 calcolata [g]
grammi CO2/grammi RSU =
R inc [g]
Per le tre linee il rapporto si mantiene costante e vale 1,05.
Quindi, in media, nel mese di settembre 2006 la combustione di 1 g di rifiuto produce 1,05 g
di CO2.
Il mese di settembre è da considerarsi uno dei mesi più rappresentativi dell’intero anno,
tuttavia la composizione merceologica del rifiuto può variare notevolmente da mese a mese.
Determiniamo la quantità di rifiuto incenerito durante l’intero anno 2006 (tot R inc) come
somma delle quantità incenerite da ciascuna delle tre linee.
Valutiamo la CO2 prodotta dalla combustione del totale dei rifiuti:
tot CO2 prodotta = tot R inc [g] * 1,05
I contributi delle varie frazioni di rifiuto sulla produzione di CO2, nel mese di settembre, sono
ottenuti per proporzione.
Tabella 7: Contributi delle singole frazioni di rifiuto sulla produzione di CO2, settembre
2006
Linea 1+Linea 2+Linea 3
Rifiuto
Rifiuto tot
plastica
cellulosici
organico
sottovaglio
tot RSU inc
[g]
104.050.632.000
tot CO2 prodotta
[g]
CO2 emessa
da frazioni
%
CO2 emessa da
frazioni
[g]
108.889.559.051
100
37
40
23
3
108.889.559.051
39.748.707.294
43.140.430.143
24.726.505.808
2.859.964.546
140
Ipotizziamo che questi contributi, trovati per il mese di settembre, si mantengano costanti per
tutto l’anno.
Il nostro obiettivo è calcolare la CO2 prodotta dalla frazione non biodegradabile e da quella
biodegradabile del rifiuto.
Non conoscendo la precisa composizione chimica del sottovaglio, ipotizziamo che questo sia
di natura non biodegradabile per metà della sua percentuale in peso. Esso rappresenta
comunque una piccola percentuale sul totale, quindi l’errore compiuto con questa
approssimazione non sarà elevato.
Rientrano dunque tra la frazione non biodegradabile del rifiuto metà del sottovaglio e la
plastica.
Tabella 8: CO2 emessa dalla frazione non biodegradabile e biodegradabile del rifiuto
CO2 da FNB
[g]
CO2 da FNB
%
CO2 da FB
[g]
CO2 da FB
%
41.178.689.567
38
67.710.869.484
62
Risulta quindi che il 38% della CO2 è prodotta dalla frazione non biodegradabile del rifiuto e il
restante 62% dalla frazione biodegradabile.
141
16. Discussione dei risultati ottenuti e conclusioni
16.1. Confronto tra le emissioni dell’impianto di Modena, le
emissioni degli impianti di incenerimento italiani e le
emissioni del settore energetico, registrate nell’ anno 2006
Dai dati che ci sono stati forniti, conosciamo il quantitativo di rifiuti avviati ad incenerimento,
nel periodo 2004-2006, presso l’impianto di Modena.
Attraverso i dati ricavati dai Rapporti Rifiuti elaborati dall’Apat, nel periodo 2003-2006,
conosciamo il quantitativo di rifiuti trattati dagli impianti di incenerimento, operativi in Italia,
nel periodo 2002-2005.
Tabella 1: Incenerimento in impianti per rifiuti in Italia
RSU inc.
[t]
anno
2002
2003
2004
2005
2006
unità
0
1
2
3
4
106.640
104.051
Modena Non pervenuto Non pervenuto 115.025
3.026.830
3.488.776
4.080.951 4.377.962 Non pervenuto
Italia
Fonte: Rapporto rifiuti – rifiuti urbani, Apat (2003-2006)
Per poter fare un confronto tra questi impianti e l’inceneritore di Modena, nell’anno 2006, è
necessario prevedere il futuro andamento del quantitativo di rifiuti inceneriti nel territorio
italiano.
Esistono funzioni statistiche di regressione che, sulla base di una serie di valori noti,
permettono di disegnare una curva che descriva il comportamento dei dati in un intervallo
temporale più esteso.
Per determinare i dati relativi al 2006, applichiamo le funzioni di regressione alla serie di dati
relativi al quantitativo di rifiuti urbani inceneriti nel periodo 2002-2005.
142
Grafico 1: Incenerimento rifiuti urbani in Italia, periodo 2002- 2006
R inc. in Italia, periodo 2002-2006 y = 464,56x + 3046,8
2
R = 0,9855
9.000
8.000
7.000
6.000
kt 5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
0
1
2
3
4
Fonte: rielaborazione dati Apat
Con le unità 0, 1, 2, 3 e 4 vengono indicati rispettivamente gli anni 2002, 2003, 2004, 2005 e
2006.
Il valore R al quadrato, denominato anche coefficiente di determinazione, è un indicatore
compreso tra 0 e 1, che indica il grado di corrispondenza tra i valori stimati dalla linea di
tendenza e i valori reali.
L’equazione rappresenta la funzione statistica di tendenza utilizzata per creare l’andamento.
Questa funzione è basata sul metodo dei minimi quadrati: essa restituisce i valori lungo una
tendenza lineare la cui caratteristica è quella di rendere minima la distanza tra la retta stessa
e i punti. I valori appartenenti alla retta sono legati tra loro dalla relazione y = mx + b,
(equazione di una retta con inclinazione m e con intercetta sull’asse delle ordinate pari a b).
Il valore R al quadrato, che otteniamo utilizzando una linea di tendenza lineare, è pari a
0,9855 e rappresenta un buon adattamento della linea ai dati. Dunque, la linea di tendenza
da noi scelta è affidabile e mostra chiaramente un aumento dei quantitativi di rifiuti avviati ad
incenerimento.
Dal grafico 1, otteniamo che i rifiuti inceneriti in Italia, nell’anno 2006 sono pari a 4.905.040 t.
Al paragrafo 15.6, abbiamo ricavato che ad ogni grammo di rifiuto incenerito corrispondono
1,05 grammi di CO2 emessa e che la CO2 liberata dalla frazione non biodegradabile è il 38%
della CO2 liberata dal totale del rifiuto.
143
La CO2 liberata dalla combustione della frazione non biodegradabile e da quella
biodegradabile del rifiuto nell’anno 2006, a Modena e in Italia, è riportata in tabella 2.
Tabella 2: Emissioni relative all’anno 2006
anno 2006
Impianto di Modena
Totale Italia
Fonte: dati Apat
CO2
prodotta
[t]
RSU inc
[t/anno]
104.051
4.905.040
108.890
5.133.151
CO2
prodotta
da FNB
[t]
CO2
prodotta
da FB
[t]
41.179
67.711
1.941.200 3.191.951
Convertendo tali valori in percentuale otteniamo:
Tabella 3: emissioni di CO2, in %, relative all’anno 2006
CO2 prodotta
anno 2006
%
Impianto di Modena
2
Totale Italia
100
Le emissioni dell’inceneritore di Modena incidono per il 2% sulle emissioni degli inceneritori
italiani, sia per la frazione non biodegradabile sia per la frazione biodegradabile.
144
Valutiamo come gli impianti di incenerimento italiani incidono sulle emissioni di CO2, relative
all’ anno 2006, provenienti da attività energetiche IPPC.
I registri INES, da cui attingiamo i dati, contengono informazioni su emissioni in aria e
in acqua di specifici inquinanti provenienti dai principali settori produttivi e da stabilimenti,
generalmente di grossa capacità, presenti sul territorio nazionale.
Sono disponibili informazioni solo fino all’anno 2005.
Applichiamo le funzioni di regressione alla serie di dati relativi al periodo 2002-2005 e
determiniamo le emissioni di CO2 registrate nel 2006.
Grafico 3: Emissioni di CO2, da attività energetiche IPPC, periodo 2002- 2006
CO2 (t/a)
Emissioni di CO2 Italia
169.000.000
168.000.000
167.000.000
166.000.000
165.000.000
164.000.000
163.000.000
162.000.000
2002
2003
2004
2005
2006
Anni
Fonte: Registri INES
Nel 2006, le emissioni di CO2 provenienti da attività energetiche sono pari a 166.556.176 t.
Confrontiamo questi valori con le emissioni provenienti dagli inceneritori italiani.
Tabella 4: Emissioni di CO2 in Italia, anno 2006
Emissioni
da RSU da FNB di RSU da FB di RSU da attività energetiche
di CO2
5.133.151
1.941.200
3.191.951
166.556.176
t/anno
3%
1%
2%
100%
%
La CO2 emessa dagli impianti di incenerimento rappresenta il 3 % della CO2 emessa dalle
attività energetiche italiane. Di questo 3%, il 2% è generato dalla combustione della frazione
biodegradabile del rifiuto, mentre l’1% deriva dalla combustione della frazione non
biodegradabile.
145
16.2. Impianti di incenerimento rifiuti e Piani Nazionali di
Allocazione
Valutiamo come l’impianto di incenerimento di Modena e come tutti gli inceneritori del
territorio italiano si collocano in relazione ai Piani Nazionali di Allocazione.
La seconda fase di attuazione del sistema EU-ETS inizierà nel 2008 e continuerà fino al
2012, in coincidenza con il primo quinquennio di applicazione del Protocollo di Kyoto.
Dobbiamo quindi conoscere le previsioni di produzione di CO2 fino al 2012.
A tale scopo, facciamo considerazioni diverse per l’impianto di Modena e per gli altri
inceneritori d’Italia.
Il potenziamento dell’inceneritore di Modena, previsto per il 2008, porterà la potenzialità di
termovalorizzazione dell’impianto a 240.000 t/anno, consideriamo dunque questo valore per
il periodo 2008-2012.
Per gli altri impianti applichiamo le funzioni di regressione alla serie di dati noti (periodo
2002-2006) e inseriamo ulteriori unità di previsione (fino al 2012).
Partendo dalla quantità di rifiuto incenerita annualmente, ricaviamo le emissioni di CO2
provenienti dalle frazioni biodegradabile, e non, del rifiuto (procedimento riportato nei capitoli
precedenti).
Otteniamo così i seguenti valori:
Tabella 5: CO2 prodotta dalla frazione non biodegradabile del rifiuto, a Modena e in
Italia
CO2 prodotta da FNB [t]
Anno ( )
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
42.203
41.179
38.625
94.982
94.982
94.982
94.982
94.982
Modena
1.732.606 1.941.200 2.125.053 2.308.905 2.492.758 2.676.610 2.860.463 3.044.315
Italia
∗
Tabella 6: CO2 prodotta dalla frazione biodegradabile del rifiuto, a Modena e in Italia
CO2 prodotta da FB [t]
Anno ( )
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
69.396
67.711
63.511
156.180
156.180
156.180
156.180
156.180
Modena
2.848.955 3.191.951 3.494.263 3.796.575 4.098.887 4.401.199 4.703.511 5.005.823
Italia
∗
(∗) per il 2008 è previsto il potenziamento dell’inceneritore di Modena e quindi a partire da quell’anno è
stata considerata una potenzialità di termovalorizzazione pari a 240.000 t/anno
146
Valutiamo l’incidenza degli impianti di incenerimento sulle quote assegnate alle attività
regolate dalla Direttiva EU-ETS.
Tabella 7: Quote assegnate alle attività regolate dalla Direttiva 2003/87/CE. Periodo 2005-2007
Quote assegnate alle attività regolate dalla Direttiva 2003/87/CE. Periodo 2005-2007
2005
[Mt CO2]
anni
2006
[Mt CO2]
2007
[Mt CO2]
ATTIVITA ENERGETICHE:
130,40
133,83
termoelettrico cogenerativo e non cogenerativo
128,95
Tabella 8: Quote assegnate alle attività regolate dalla Direttiva 2003/87/CE. Periodo 2008-2012
Quote assegnate alle attività regolate dalla Direttiva 2003/87/CE. Periodo 2008-2012
2008
[Mt CO2]
anni (∗)
2009
[Mt CO2]
2010
[Mt CO2]
2011
[MtCO2]
2012
[MtCO2]
89,64
87,30
termoelettrico cogenerativo e
116,64
108,40
101,33
non cogenerativo
Fonte: Piano Nazionale di Allocazione per il periodo 2008-2012
Confrontiamo i valori assegnati al settore termoelettrico cogenerativo e non cogenerativo con
l’incidenza degli impianti di termovalorizzazione.
L’incidenza dell’impianto di Modena e di tutti gli impianti di Italia si ottiene per proporzione.
Tabella 9: Incidenza impianto di Modena sul PNA 2005-2007
Incidenza impianto di Modena sul PNA 2005-2007
2005
[%]
0,03
0,05
anni
Collocazione impianto di Modena rispetto al PNA (CO2 da FNB)
Collocazione impianto di Modena rispetto al PNA (CO2 da FB)
2006
[%]
0,03
0,05
2007
[%]
0,03
0,05
Tabella 10: Incidenza impianto di Modena sul PNA 2008-2012
Incidenza impianto di Modena sul PNA 2008-2012
anni (∗)
Collocazione impianto di Modena rispetto al PNA
(CO2 da FNB)
Collocazione impianto di Modena rispetto al PNA
(CO2 da FB)
2008
[%]
2009
[%]
2010
[%]
2011
[%]
2012
[%]
0,08
0,09
0,09
0,11
0,11
0,13
0,14
0,15
0,17
0,18
147
Tabella 11: Incidenza impianti italiani sul PNA 2005-2007
Incidenza impianti italiani sul PNA 2005-2007
2005
[%]
1,33
2,18
anni
Collocazione impianti di inc. italiani rispetto al PNA (CO2 da FNB)
Collocazione impianti di inc. italiani rispetto al PNA (CO2 da FB)
2006
[%]
1,45
2,39
2007
[%]
1,65
2,71
Tabella 12: Incidenza impianti italiani sul PNA 2008-2012
Incidenza impianti italiani sul PNA 2008-2012
anni (∗)
Collocazione impianti di inc. italiani rispetto al PNA (CO2 da FNB)
Collocazione impianti di inc. italiani rispetto al PNA (CO2 da FB)
2008 2009 2010 2011 2012
[%]
[%]
[%]
[%]
[%]
1,98 2,30 2,64 3,19 3,49
3,25 3,78 4,34 5,25 5,73
Nel primo periodo di attuazione della direttiva Emissions Trading l’incidenza dell’impianto di
Modena, sui valori assegnati al settore termoelettrico, per le emissioni da fonti non rinnovabili
si mantiene costante al valore 0,03%; le emissioni da fonti rinnovabili si attestano allo 0,05%.
La seconda fase di attuazione del sistema EU-ETS prevede un’incidenza dell’impianto di
Modena variabile da 0,08% a 0,11%, per quanto riguarda le emissioni da frazione non
rinnovabile, e valori variabili da 0,13% a 0,18%,per le emissioni da frazione rinnovabile.
La totalità degli impianti di incenerimento italiani, nel periodo 2005-2007, incide con valori
variabili da 1,33% a 1,65%, per le fonti non rinnovabili, e con valori variabili da 2,18% a
2,71%, per le fonti rinnovabili.
Il periodo 2008-2012 è caratterizzato un’incidenza degli impianti italiani variabile da 1,98 % a
3,49 %, per quanto riguarda le emissioni da frazione non rinnovabile, e valori variabili da
3,25 % a 5,73 %, per le emissioni da frazione rinnovabile.
148
16.3. Emissioni di CO2 evitate associate alla produzione di
energia elettrica recuperata dal processo di combustione.
Le emissioni di CO2 evitate sono un indicatore dei benefici derivanti dal mix delle risorse
utilizzate nei processi di produzione di energia elettrica.
Valutiamo le emissioni di CO2 evitate grazie alla produzione della stessa quantità di energia
elettrica, che si sarebbe prodotta in un impianto di produzione di energia alimentato da
combustibili fossili, in un impianto di incenerimento.
Tutta l’energia elettrica prodotta da un impianto di incenerimento è sostitutiva dell’energia
prodotta da un impianto alimentato da combustibili fossili, in più la quota proveniente dalla
combustione della frazione rinnovabile del rifiuto non contribuisce all’effetto serra e quindi
rappresenta delle emissioni evitate.
A parità di energia elettrica prodotta, confrontiamo dunque le emissioni generate da un
impianto termoelettrico, alimentato esclusivamente da fonti fossili, con quelle generate da un
impianto di incenerimento, dotato di recupero energetico.
Determiniamo la produzione media annua di energia elettrica, presso l’impianto di
incenerimento di Modena ampliato.
Tabella 13: caratteristiche dell’inceneritore di Modena ampliato
Impianto di incenerimento di Modena ampliato
Potenzialità di trattamento
240.000 t/anno
Potenza termica immessa
108,2 MWt
Potenza elettrica generata
25 MWe
Rendimento impianto
23,1%
Fonte: dati Hera
L’energia elettrica prodotta è così calcolata:
Energia Elettrica [MWh/anno] = PCI rifiuto [kJ/kg] * massa rifiuto [kg] * η impianto
Il potere calorifico inferiore delle singole frazioni e del totale del rifiuto è indicato nell’analisi
merceologica del 2006 e ipotizziamo si mantenga tale anche nel 2008.
149
Sostituendo i dati nella formula per il calcolo dell’energia elettrica ricaviamo i dati riportati in
tabella 14.
Tabella 14: energia elettrica ottenuta dalla combustione delle singole frazioni e del
totale del rifiuto
LINEE 1/2 + 3 + 4
Frazione
merceologica
massa
%
massa
[kg]
plastica
cellulosici
organico
sottovaglio
Rifiuto
15,60
36,60
33,30
6,90
92,40
37.440.000
87.840.000
79.920.000
16.560.000
240.000.000
Energia
elettrica
prodotta
[MWh/anno]
77.893
75.477
34.677
4.114
192.007
L’ impianto di incenerimento di Modena, per produrre 192.007 MWhe, emette 94.982 t CO212,
quota proveniente dalla frazione non rinnovabile del rifiuto, unica che contribuisce all’effetto
serra.
Calcoliamo quanta CO2 produrrebbe un impianto termoelettrico, a parità di energia elettrica
prodotta:
Emissioni di CO2 = Energia elettrica [MWh] * Emissioni specifiche di CO2 [g/kWh]
Le emissioni specifiche di CO2 della produzione termoelettrica sono fornite dal Rapporto
Ambiente e sono relative al parco impiantistico nazionale. Nel 2005 sono state definite pari a
687 g/kWh.
Sostituendo i dati nella formula per il calcolo delle emissioni ricaviamo che le emissioni
prodotte dall’impianto termoelettrico sono pari a 131.909 t.
Le emissioni evitate sono ottenute per differenza:
131.909 – 94.982 = 36.927 t CO2
12
Come calcolato in tabella 2, paragrafo 16.4.
150
Dunque, l’impianto di incenerimento di Modena non solo sostituisce un impianto
termoelettrico alimentato da fonti fossili, per la produzione di energia elettrica, ma riduce
anche del 28% le corrispondenti emissioni di CO2.
Grafico 1: Confronto tra un impianto termoelettrico ed un impianto di incenerimento
con recupero energetico
Impianto
termoelettrico
Impianto di incenerimento
con recupero energetico
192.007 MWhe
192.007 MWhe
131.909 t CO2
CO2da frazione
rinnovabile
94.982 t CO2
EMISSIONI SOSTITUITE
100%
EMISSIONI EVITATE
28%
151
Bibliografia
[1] Il Protocollo di Kyoto della Convenzione Quadro delle Nazioni Unite sui Cambiamenti
Climatici, aperto alla firma il 16 marzo 1998.ed entrato in vigore il 16 febbraio 2005.
[2] Alessandro Colombo. Produzione e uso razionale e sostenibile dell’energia. Parte III:
Emission Trading in Lombardia: studio per una ipotesi a scala regionale. Novembre 2004,
Milano.
[3] 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 Europea e che modifica la direttiva 96/61/CE del Consiglio
[4] Comunicazione COM (2003) 830 del 7/01/2004, elaborata dalla Commissione Europea
[5] Sito del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare
[6] Sito del Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare
[7] Direttiva 2004/101 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 27 ottobre 2004, recante
modifica della direttiva 2003/87/CE che istituisce un sistema per lo scambio di quote di
emissioni dei gas a effetto serra nella Comunità, riguardo ai meccanismi di progetto del
Protocollo di Kyoto.
[8] Decisione di Assegnazione delle quote di CO2 peri il periodo 2005-2007 contenuta
nell’allegato 1 del DEC/RAS/076/2006, 23 febbraio 2006.
[8] Reteambiente.it, sito di Edizione Ambiente, casa editrice milanese che dal 1994 si dedica
alle tematiche della sostenibilità.
[9] Piano Nazionale d’Assegnazione per il periodo 2008-2012 elaborato ai sensi
dell’articolo8, comma 2 del DLgs. 4 aprile 2006, n.216.
[9] Reteambiente.it, sito di Edizione Ambiente, casa editrice milanese che dal 1994 si dedica
alle tematiche della sostenibilità.
152
[10] Regolamento del mercato delle quote di emissione di gas ad effetto serra
[10] Chiara Arcanese, Domenico Gaudioso, Ciro M. Renzetti. Emissions trading: il registro
nazionale. Realizzazione Apat, Ecomondo 2006, Rimini.
[11]
Associazione
Tecnici
Italiani
Ambiente.
IPPC
INTEGRATED
POLLUTION
PREVENTION AND CONTROL. DECRETO LEGISLATIVO 4 AGOSTO 1999, N.372, 2000
(Hyper Editore)
[12] Pasquale De Stefanis. Rifiuti ed “emission trading”. Rivista “Rifiuti”, dicembre 2005,
bollettino di informazione normativa numero 124
[13] Linee guida recanti i criteri per l’individuazione e l’utilizzazione delle migliori tecniche
disponibili, ex art. 3, comma 2 del D.Lgs. 372/99. Linee guida relative ad impianti esistenti
per le attività rientranti nelle categorie IPPC: gestione dei rifiuti.
[14] “Rapporto rifiuti 2006”, elaborato dall’Agenzia per la Protezione dell’Ambiente e per i
Servizi Tecnici (APAT), nell’ambito della Convenzione con l’Osservatorio Nazionale sui Rifiuti
(ONR).
[15] Coordinamento generale a cura di Aullo Magagni. Linee Guida del CITEC, edizione
2004.
153
Acronimi
IPCC: Intergovernmental Panel on Climate Change
UNFECCC: United Nations Framework Convention on Climate Change (Convenzione
Quadro delle Nazioni Unite sui Cambiamenti Climatici), trattato ambientale internazionale
prodotto dalla Conferenza sull'Ambiente e sullo Sviluppo delle Nazioni Unite
UNCED: United Nations Conference on Environment and Development (Conferenza
sull'Ambiente e sullo Sviluppo delle Nazioni Unite)
COP : Conference of Parties (Conferenza delle Parti)
GHG: Greenhouse gases (Gas ad effetto serra: CO2, CH4, N20, CFCs, HFCs, SF6)
IET: International Emissions Trading (sistema di scambio internazionale)
ET : Emissions Trading (Commercio delle Emissioni)
EUA: European Union emission allowance (unità di base di contabilizzazione delle emissioni
all’interno del sistema comunitario)
CDM: Clean Development Mechanism (Meccanismi di Sviluppo Puliti)
JI:Joint Implementation (Meccanismi di Attuazione Congiunta)
LULUCF: Land Use, Land Use Change and Forestry (interventi per l’assorbimento del
carbonio ottenuti mediante le attività forestali e di cambiamento d’uso del suolo)
EU-ETS: Emissions Trading Scheme of the European Union (sistema per lo scambio di
quote di emissione di gas serra all’interno della Comunità)
PNA: Piano Nazionale di Allocazione
ERU: Emission Reduction Units (unità di riduzione delle emissioni)
154
CER: Certified Emission Reductions (crediti di emissioni)
EB: Executive Board (Comitato Esecutivo)
DOE: Designated Operational Entità (Ente Accreditato)
JI-PDD: Joint Implementation Project Design Document (documento di progetto JI)
CDM-PDD: Clean Development Mechanism Project Design Document (documento di
progetto CDM)
CIPE: Comitato Interministeriale per la Programmazione Economica
LT: Limite Termico
CITL: (catalogo indipendente comunitario della operazioni)
Apat: Agenzia per la Protezione dell’Ambiente e i Servizi Tecnici
155
Ringraziamenti
Sono molte le persone che desidero ringraziare sia per questo lavoro di tesi sia per questi
anni universitari.
Inizio da colei che mi ha aiutato più di tutti, mia madre. La persona con la quale posso
parlare di tutto e che mi è sempre stata vicina. Questa laurea per metà è anche sua (o forse
per più di metà?!)
Voglio poi ringraziare Alle, mio fratello, e Alle, il mio moroso: si vede che questo nome porta
bene!
Ringrazio tutti i miei amici di Bastiglia, gli amici dell’università, gli amici delle superiori e le
mie super vicine di casa.
Un grazie particolare a Marco, con il quale sono cresciuta e con il quale ho condiviso gli
avvenimenti più importanti della mia vita.
Ringrazio l’Ing. Giulio Manzini, che mi ha dato l’opportunità di poter fare questa esperienza
professionale presso Unieco; il Dott. Alessandro Brighetti, l’Ing. Gianpiero Mazzoni e l’Ing.
Adelmo Benassi, che mi hanno seguito e sopportato durante la preparazione di tutto il lavoro
di tesi.
Ringrazio FISE (Federazione Imprese di Servizi) per la disponibilità prestata e il materiale
fornito, in particolare la Dott. Elisabetta Perrotta.
Ringrazio tutto il personale di Unieco e in particolare la divisione ambiente, che ha reso da
subito piacevole la mia permanenza tra loro.
Grazie davvero a tutti.
156