ENIPOWER: da un progetto ad una realtà

ENIPOWER: da un progetto ad una realtà industriale
EniPower è la società del Gruppo Eni responsabile dello sviluppo del business della generazione e
commercializzazione di energia elettrica. Nasce nel novembre 1999 a seguito della liberalizzazione
dei settori dell’energia elettrica e del gas naturale, per cogliere le opportunità offerte dal mercato
elettrico e massimizzare il valore della catena del gas. Il decreto legislativo n. 164/2000 (noto come
“decreto Letta”), che dà origine al processo di apertura del mercato gas in Italia, impone infatti ad
Eni il rispetto di limiti sull’immissione di gas nella rete nazionale dei gasdotti e sulle vendite ai
clienti finali, soglie che non includono gli autoconsumi. Uno degli strumenti individuati dal Gruppo
per recuperare parte dei margini di redditività persi con la riduzione delle quote di mercato gas in
Italia è quindi stato la costituzione di EniPower, operatore integrato nella generazione e vendita di
energia elettrica, con l’obiettivo di incrementare la produzione elettrica dalle disponibilità di gas di
Eni.
Al momento della sua costituzione sono confluiti in EniPower una parte degli assets elettrici del
Gruppo per una potenza installata complessiva di circa 1000 MW. Si tratta delle cinque centrali
termoelettriche di Mantova, Ravenna, Livorno, Brindisi e Taranto. Tra tutti i siti Eni sono stati
selezionati quelli in cui era possibile fornire rilevanti quantitativi di vapore agli utenti industriali
insediati localmente (sfruttando così il vantaggio competitivo connesso alla cogenerazione) ed in
cui era necessario intervenire con sostanziali adeguamenti. La disponibilità di siti industriali dove
erano installati impianti di generazione, spesso obsoleti, aumentava la probabilità di ottenere la
autorizzazione per lo sviluppo di nuova capacità in tempi più rapidi. I nuovi impianti, grazie all’uso
del gas naturale e alla maggiore efficienza, consentono infatti di incrementare la potenza installata
riducendo le emissioni complessive del sito, con un indubbio miglioramento ambientale per il
territorio.
La strategia di crescita di EniPower è stata realizzata anche ricorrendo ad accordi con partners
esterni. Nel corso del 2002 EniPower ha acquisito il 51% di SEF, oggi Società EniPower Ferrara,
che sta realizzando un progetto di sviluppo di una nuova centrale a ciclo combinato da 780 MW nel
sito petrolchimico di Ferrara.
L’unico impianto realizzato su “prato verde” è la centrale di Ferrera Erbognone, un impianto da
oltre 1000 MW di potenza costruito nei pressi della Raffineria Eni di Sannazzaro de’ Burgondi
(Pavia).
Il consistente programma investimenti, di circa 2,3 mld , consentirà di disporre entro il 2006 di
quasi 5300 MW, trasformando così EniPower in un importante produttore nazionale di energia
elettrica. In tabella è riportato un dettaglio degli impianti conferiti e della nuova potenza a regime.
Impianto
Ravenna
Mantova
Brindisi
Livorno
Taranto
Ferrara
Ferrera Erbognone
TOTALE
MW esistenti
317
115
302
199
87
80
1100
MW a regime
972
836
1321
199
75
841
1030
5274
Tabella 1: Potenza elettrica EniPower iniziale e a regime. Per il sito di Ferrara l’impianto esistente (80 MW) sarà
acquisito da SEF nel corso del 2004.
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Figura 1: Piano di sviluppo di nuova potenza EniPower.
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2
Vantaggi ambientali della cogenerazione
Le nuove centrali adottano la tecnologia a ciclo combinato: il modulo standard ha una potenza di
390 MW ed è costituito (figura 2) da una turbina a gas di ultima generazione (250 MW) accoppiata
ad una caldaia a recupero e una turbina a vapore (140 MW). Rispetto ad altre tipologie di
produzione, il ciclo combinato presenta un’elevata efficienza energetica (rendimento elettrico
nominale a piena condensazione del 56% rispetto ad un rendimento medio di circa 40% del parco
termoelettrico nazionale) e grazie all’utilizzo del metano ha un limitato impatto ambientale. L’uso
del gas naturale, più “pulito” di olio o carbone, praticamente annulla le emissioni di biossido di
zolfo e particolato e riduce le emissioni di ossidi di azoto (grazie all’utilizzo di bruciatori Dry
Low NOx).
Figura 2: Schema di funzionamento di un tipico gruppo a ciclo combinato cogenerativo con condensatore ad acqua.
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3
g/kWh SO2
g/kWh NOx
kg/kWh CO2
g/kWh Polveri
Figura 3: Confronto delle emissioni specifiche di SO2, NOX, CO2 e polveri tra diverse tecnologie di produzione di
energia elettrica (fonte: COSPP - Cogeneration and On-Site Power Production, Vol 2, No. 2 - March April 2001,
Manfred Klein, Environment Canada p.A.)
Gli impianti EniPower rispetto ad un tradizionale impianto a ciclo combinato presentano un
ulteriore vantaggio ambientale: sono impianti cogenerativi. La produzione di energia elettrica e
vapore/calore in modo combinato consente di ottenere un risparmio energetico e un vantaggio
ambientale rispetto alla produzione separata delle stesse quantità. La fornitura di energia elettrica ai
clienti di sito consente inoltre di minimizzare le perdite legate alla trasmissione sulle reti ad alta e
media tensione. Centrali di cogenerazione di questa taglia rappresentano dei casi quasi unici nel
panorama italiano.
Una significativa testimonianza dell’attenzione che EniPower pone verso le esigenze del territorio
in cui sono insediati i suoi impianti è data dalla fornitura di calore per teleriscaldamento nelle
città di Mantova e Ferrara. In entrambi i casi l’espansione della rete di teleriscaldamento sarà
possibile grazie all’integrazione con la centrale (l’energia termica messa a disposizione dalla
centrale consentirà di triplicare i metri cubi attualmente riscaldati) e rappresenta un’opportunità per
il miglioramento della qualità dell’aria nel territorio, permettendo la chiusura delle caldaie
domestiche.
Rispetto al parco termoelettrico nazionale le centrali a ciclo combinato hanno anche minori
emissioni di anidride carbonica (CO2) e contribuiscono pertanto a raggiungere l’obiettivo di
riduzione dei gas serra indicato nella direttiva comunitaria 4 marzo 2002 n. 6871/02 (di ratifica del
Protocollo di Kyoto). Per l’Italia il target fissato per il periodo 2008 – 2012 è pari a 487 milioni di
tonnellate di CO2 equivalente. La produzione di energia elettrica e vapore degli impianti EniPower
consentirà a regime una riduzione delle emissioni di CO2 di circa 11 milioni di tonnellate all’anno
rispetto a quelle che verrebbero generate da impianti tradizionali esistenti. Tale quantità rappresenta
più dell’8% delle emissioni totali del settore termoelettrico italiano nel 2000.
Analizziamo ora il confronto tra due modalità di generazione che consentono di produrre le stesse
quantità di energia con le stesse emissioni di CO2 (figura 4). Consideriamo da un lato un ciclo
combinato cogenerativo da 390 MW che produce 2,5 TWh di energia elettrica e 840 kt di vapore
(emissioni CO2: 975 kt).
Le stesse produzioni con le stesse emissioni si possono ottenere con una caldaia ad olio che produce
il vapore, un impianto a carbone che produce 1 TWh di energia elettrica (massima produzione
consentita dato il limite sulle emissioni complessive) e impianti eolici che producono 1,5 TWh.
ENIPOWER - presentazione - rev2.doc.doc
4
Ipotizzando che un impianto eolico possa funzionare 2500 ore/anno la produzione di 1,5 TWh di
energia elettrica richiederebbe l’installazione di una potenza di 600 MW, pari a ben 300 generatori
eolici da 2 MW.
L’esempio mette in evidenza come la cogenerazione sia una tecnologia in grado di produrre
energia su grande scala con limitato impatto ambientale.
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3
Emissioni CO2
0.21 mln t /anno
Emissioni CO2
0.97 mln t /anno
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-
1 /
Vapore
Vapore 840,000 t/anno
Elettricità 2,500 GWh/anno
Vapore
840,000 t/anno
Emissioni CO2
0.76 mln t /anno
, 3
-,
Elettricità
1,000 GWh/anno
Elettricità
1,500 GWh/anno
Figura 4: Confronto emissioni da impianto cogenerativo a gas e impianto a carbone, eolico e caldaia ad olio.
Anche dal punto di vista economico gli impianti EniPower godono di due importanti vantaggi:
- la cogenerazione: sulla base di quanto stabilito dal decreto legislativo di liberalizzazione del
mercato elettrico (decreto n. 79/99 noto come “Decreto Bersani”) gli impianti di cogenerazione
godono della priorità di dispacciamento, in modo da poter garantire la fornitura di vapore agli
utenti industriali. Questo implica un maggior numero di ore di funzionamento all’anno rispetto ad
un tradizionale impianto a ciclo combinato. Visto il ridotto impatto ambientale insito nella
cogenerazione, il decreto Bersani stabilisce inoltre per tali impianti l’esonero dall’acquisto dei
certificati verdi, vantaggio destinato a crescere negli anni in quanto la percentuale di energia da
fonti rinnovabili da immettere in rete crescerà in futuro.
- la disponibilità di siti “brown-field” consente di usufruire di parte delle infrastrutture esistenti
riducendo così i costi di investimento e l’impatto ambientale delle nuove costruzioni. Gli iter
autorizzativi risultano semplificati in quanto il progetto si configura come intervento di
risanamento con ripotenziamento. La sostituzione delle macchine esistenti con nuove unità ad alto
rendimento consente di ridurre in maniera significativa le emissioni specifiche del sito e il
consumo specifico di fuel. Anche a livello nazionale la produzione elettrica EniPower, più
competitiva, sostituirà quella da centrali tradizionali a più bassa efficienza, contribuendo alla
riduzione dei prezzi sul mercato.
Stato avanzamento lavori di costruzione nuove centrali
Nell’aprile 2002 è stata ottenuta la licenza edilizia per la costruzione della centrale di Ferrera
Erbognone. Si tratta del primo nuovo impianto realizzato in Italia dopo la liberalizzazione del
mercato elettrico.
La centrale ha una potenza di 1030 MW ed è stata progettata in sinergia con la Raffineria Eni R&M
di Sannazzaro de’ Burgondi con cui scambia alcune utilities. Oltre ai due gruppi standard EniPower
da 390 MW è stato infatti installato un terzo gruppo di più piccole dimensioni (250 MW) in grado
di bruciare gas di raffineria, prodotto dal vicino impianto di gassificazione dei residui pesanti di
raffinazione.
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L’integrazione della centrale con la Raffineria è di rilevanza strategica in quanto consente di far
fronte alla riduzione del mercato dell’olio combustibile che si sta verificando in questi anni a
seguito della trasformazione di numerose centrali a ciclo combinato a gas (repowering). Non si
possono poi dimenticare i vantaggi ambientali per il territorio: basti pensare alla riduzione del
trasporto ferroviario e su gomma (si stima una diminuzione di almeno 4000 ferro-cisterne e 20.000
autobotti/anno) e ricordare che la produzione della centrale (7 TWh di energia elettrica e 1280 kton
di vapore) avviene senza alterare le emissioni complessive della Raffineria.
Nel luglio 2003 il primo dei tre gruppi della centrale di Ferrera Erbognone (dopo quindici mesi dal
rilascio della licenza edilizia, contro un tempo medio di installazione di 20-24 mesi) ha realizzato il
primo parallelo alla rete di trasmissione nazionale e nell’ottobre 2003, in anticipo di un mese
rispetto a quanto programmato, il gruppo è stato consegnato all’esercizio. Complessivamente
l’attività di cantiere per le realizzazione di tutta la centrale richiederà un impegno di 1.800.000
standard ore uomo per le attività di montaggio, commissioning e avviamento, con un numero di
persone impegnate superiore a 800 nei momenti di picco (tra montatori, addetti ai lavori civili e
tecnici specializzati). Tempi di costruzione così rapidi sono stati possibili grazie ad un’attenta
programmazione delle attività e spostando nelle singole officine la prefabbricazione delle
apparecchiature, in modo da semplificare le attività di installazione e controllo della qualità in
cantiere.
Nel mese di novembre 2003 anche il gruppo 2 di Ferrera Erbognone e il gruppo 1 di Ravenna hanno
effettuato il “primo fuoco”: per il gruppo 2 di Ferrera Erbognone la consegna all’esercizio è
avvenuta a febbraio 2004 mentre per Ravenna a marzo.
I cantieri di Mantova e Brindisi, aperti alla fine del 2002, sono in fase avanzata e la consegna
all’esercizio dei nuovi gruppi è attesa entro la fine del 2005.
Nel sito di Ferrara sono in corso le opere di pre-cantierizzazione e la centrale sarà operativa per la
seconda metà del 2006.
Le Figure 5-9 rappresentano lo stato di avanzamento delle varie centrali in costruzione.
EniPower a regime
EniPower disporrà di una produzione di energia elettrica di circa 32 TWh, ovvero l’11 % della
produzione netta nazionale. Le vendite (33 TWh), in passato orientate in prevalenza al mercato
interno rappresentato dai clienti di sito e al Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale, si stanno
progressivamente spostando verso il mercato libero acquisendo nuove quote di mercato (nel 2007
EniPower fornirà circa il 10 % della domanda di energia elettrica sulla rete) .
Una delle principali linee di azione che EniPower persegue è il potenziamento della rete di vendita
in previsione del collocamento degli elevati volumi prodotti nei prossimi anni. Nel 2003 infatti la
generazione di energia elettrica è di circa 5,8 TWh e le vendite hanno raggiunto 8,7 TWh grazie
all’acquisto di energia sia dall’estero che sul mercato nazionale; sono state inoltre prodotte più di 9
milioni di tonnellate di vapore, fornite ai clienti degli Stabilimenti in cui sono ubicate le centrali. In
meno di tre anni le vendite di energia elettrica dovranno più che triplicarsi, un obiettivo ambizioso e
una sfida per una società giovane e dinamica come EniPower.
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Figura 5: Centrale di Ferrera Erbognone.
Figura 6: Centrale di Ravenna in costruzione.
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Figura 7: Cantiere aperto centrale di Mantova.
Figura 8: Cantiere aperto centrale di Brindisi.
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Figura 9: Modello tridimensionale centrale di Ferrara.
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