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Parigi COP21 - L'intervento di Michele Emiliano (testo integrale)

“La grande occasione che mi è stata data dal Centro Euro-Mediterraneo sui Cambiamenti Climatici (CMCC) è stata parlare alla Conferenza sul Clima della proposta che abbiamo rivolto al governo italiano per decarbonizzare la Puglia, alla presenza tra gli altri del ministro dell’Ambiente", ha dichiarato Michele Emiliano.

L’intervento integrale ed ufficiale  del presidente della Regione Puglia, Michele Emiliano, al COP21 sui Mutamenti climatici, a Parigi. Da notare come siano molti i contenuti comuni  alla lettera  inviata al Presidente del Consiglio, Metteo Renzi.

Cop21 Paris3
 

COP21, CAMBIAMENTI CLIMATICI:

LA SFIDA DELLE REGIONI ITALIANE E MEDITERRANEE

Parigi, 10 dicembre 2015

 

INTERVENTO DEL PRESIDENTE DELLA REGIONE PUGLIA MICHELE EMILIANO

“PRESENTATA LA PROPOSTA DI DECARBONIZZAZIONE DELLA PUGLIA”

 

Sono felice e onorato di portare la testimonianza della mia terra in una sede così autorevole. Vogliamo condividere principi universali che potrebbero consentire all’Umanità di superare la propria adolescenza politica e tecnologica assicurando a se stessa la sopravvivenza in un’epoca di rapidissimi cambiamenti climatici e geopolitici che non possono essere affrontati senza mettere a punto regole condivise in ogni Paese.

 

Vengo da una regione, la Puglia, che è stata definita dal National Geographic “la più bella del mondo” per le meraviglie naturali e culturali che racchiude. Questa bellezza, nel senso più ampio del termine, è messa a rischio da una serie di situazioni gravissime sotto il profilo ambientale e sociale, ma anche da scelte che cadono dall’alto e che non condividiamo.

 

Noi ambiamo ad avere un programma di sviluppo per il territorio pugliese, che armonizzi le strategie industriali ed energetiche con gli interventi programmati dal Governo, e che sia linea con gli obiettivi generali definiti dall’Unione Europea.

 

Cop21 Paris symp
 

Ieri abbiamo presentato al Presidente del Consiglio un programma di decarbonizzazione della nostra regione che va realizzato in attuazione della roadmap nazionale procedendo ad una quantificazione di massima dei costi e dei benefici economici che la stessa potrà produrre per il Sistema produttivo locale e nazionale, con particolare riferimento al settore elettrico, gas e all’industria di processo.

 

La valutazione costi/benefici dovrà, ovviamente, ricomprendere, unitamente ai costi “ambientali”, anche i costi “sociali” e “sanitari”. Sembra dunque non più rinviabile l’apertura di un tavolo per una ridefinizione congiunta e più precisa delle Infrastrutture Strategiche Gascon particolare riferimento a gasdotti, ad eventuali nuovi impianti di stoccaggio e di gassificazioneovvero a nuove fonti di estrazione, necessarie per garantire l’allineamento strutturale dei prezzi gas a quelli UE e far fronte alle accresciute esigenze di sicurezza delle forniture. 

 

Prima di entrare nel dettaglio delle diverse infrastrutture presenti e programmate sul territorio pugliese, è opportuno soffermarsi, se pur brevemente, sugli obiettivi del Piano di Realizzazione di Nuova Capacità e di Potenziamento della Rete SNAM 2013-2014.

COP21 Paris
 

 

Il Piano prevede il “Potenziamento e Importazioni dal Sud” senza, tuttavia, alcuna previsione di incremento di fornitura gas a servizio degli impianti insediati nel territorio pugliese, se non altro quale misura compensativa per il territorio stesso.

 

Come è noto infatti, e relativamente alla Rete Adriatica, sono già state completate le attività di realizzazione del tratto Massafra-Biccari, nate per esigenze di miglioramento dell’affidabilità e della sicurezza del trasporto dell’intera Rete nazionale. 

 

Contestualmente, sono già state avviate le attività di realizzazione della centrale di compressione di Sulmona, per garantire il trasporto dei maggiori quantitativi di gas immessi in rete dal campo di stoccaggio di Fiume Treste. 

 

Le previsioni del Piano SNAM appaiono difficilmente conciliabili con la ingente capacità produttiva, in termini energetici, della Regione Puglia, che, tra centrali termoelettriche e fonti rinnovabili, genera un surplus energetico intorno al 60% dell’elettricità prodotta che viene messa a disposizione del fabbisogno energetico nazionale.

 

È del tutto evidente che la produzione elettrica pugliese sconti costi ambientali e sanitari significativiche non sono bilanciati da ormai necessari interventi di rafforzamento della trasmissione e delle reti di trasporto energetico a servizio delle utenze civili e industriali pugliesi e in generale del Sud del Paese.

 

Cop21 hope frombelow
 

In questo contesto, è lecito chiedersi perché, non sia, per esempio, possibile valutare l’esigenza di fornitura di maggiori quantitativi di gas al territorio pugliese per far fronte alle crescenti esigenze industriali di ottimizzazione dei processi produttivi.

 

Senza una attenta valutazione delle esigenze che emergono dal territorio pugliese si fa presente che l’attuazione del Piano Nazionale Rete SNAM 2013-2014 (in relazione al previsto incremento della flessibilità e disponibilità di flussi fisici per l’esportazione nell’area Nord Occidentale del Paese che prosegue ed integra i potenziamenti previsti in una prima fase, creando poi, in una seconda fase, le condizioni per maggiori capacità di trasporto in uscita dall’Italia “Esportazioni Passo Gries e Tarvisio) rischia di generare sperequazioni significative sia sul territorio nazionale, tra nord e sud, sia tra Italia e paesi europei che beneficeranno della predetta esportazione.

 

Il tavolo di confronto auspicato e richiesto voler consentirebbe, nel rispetto delle prerogative nazionali, di meglio definire la programmazione della politica energetica in Puglia, per una più equa distribuzione delle risorse energetiche stesse, soprattutto in considerazione delle difficoltà sopportate dai territori ove le stesse incidono maggiormente in termini di pressioni antropiche prodotte.

tap gasdotto
 

 

TAP

Con nota 14369/2015, la Regione Puglia ha formulato al MISE opposizione all’allacciamento TAP (opera di SNAM), presentato quale prossimo all’inserimento nell’elenco dei gasdotti di interesse nazionale.

 

Con riferimento all’iter autorizzativo, tra le questioni non ancora definite, è opportuno segnalare quella della verifica di ottemperanza alle prescrizioni (imposte dal decreto nazionale di VIA) da parte di TAP.

 

Nell’ambito della procedura VIA in questione, si è tenuto conto unicamente deltracciato del gasdotto con 45 km offshore e 8,2 km onshore e delle strutture ad esso associate, nello specifico il Terminale Ricezione del Gasdotto PRT e la Valvola di Intercettazione di Linea (BVS), senza considerare il fatto che la condotta del gas dovrà essere allacciata ad una rete di trasporto nazionale. Pertanto, si ritiene che l’infrastruttura in esame altro non può essere che un “lotto” di un’opera più grande che dovrà prevedere la connessione del gas in uscita dal PRT, attraverso un altro gasdotto onshore da realizzare, ad una “rete o nodo gas” di distribuzione esistente, costituita dalla Snam Rete Gas S.p.A. (SRG). 

 

Senza voler entrare per il momento nel merito della capacità della attuale rete di trasporto nazionale a sostenere l’immissione della quantità di gas che TAP intende vettoriare, la mancanza della disponibilità di una valutazione complessiva e unitaria dell’opera implica l’assenza di una visione integrata di gestione ed utilizzo delle risorse strategiche gas ed energia e di adeguate valutazioni degli impatti cumulati che la realizzazione completa dell’infrastruttura comporta per l’intero territorio, ovvero delle relative misure compensative da attuare.

 

tap tubo
 

Ma anche ammesso sia possibile, dal punto di vista autorizzativo, superare l’obiezione citata, resta il fatto che TAP farà passare sul territorio pugliese 10 miliardi di m3 allanno di gas naturale destinato allindustria del Nord Italia e Nord Europa, senza che un solo metro cubo crei sviluppo e valore aggiunto per la Puglia, fino ad una fase a regìme di esercizio in cui è prevista l’immissione in rete SNAM da TAP di 20 miliardi di m3 allanno di gas.

 

Peraltro la presenza (o meglio il transito) di una tale quantità di gas potrebbe rappresentare una opportunità unica per il sistema industriale presente nel territorio pugliese che potrebbe evolvere verso tecnologie avanzate che rendano lo sviluppo industriale pulito, sostenibile e competitivo.

 

Si può e si deve, quindi, programmare una riconversione dei maggiori impianti produttivi pugliesi partendo dall’analisi delle risorse disponibili o di imminente disponibilità e dei fabbisogni delle nuove tecnologie.

 

Si riportano di seguito alcuni elementi tecnici considerati quale base di ragionamento:

Portata iniziale gasdotto fase iniziale TAP: 10 Miliardi m3/a di gas naturale
Portata di progetto a regime gasdotto TAP: 20 Miliardi m3/a di gas naturale
Energia Elettrica totale prodotta in Puglia (2014): 38.000 GWh
Energia Elettrica da rinnovabili (E + FV) prodotta in Puglia (2014): 8.000 GWh
Energia Elettrica consumata in Puglia (2014): 17.000 GWh
Energia Elettrica esportata dalla Puglia (2014): 21.000 GWh
Risorse finanziarie obiettivabili (acciaio): 1,2 miliardi €

 

Tutto ciò premesso, è quanto meno opportuno rivedere l’arrivo e lo sviluppo del tracciato del gasdotto TAP. 

 

L’arrivo dello stesso a Brindisi Cap Bianco consentirebbe:

a. di servire, seppure in prospettiva ed al termine dell’ammortamento degli attuali investimenti, impianti quali ad esempio la centrale termoelettrica ENEL ed il petrolchimico – Versalis;
b. il proseguimento del gasdotto lungo l’elettrodotto esistente per Taranto renderebbe possibile la riconversione del ciclo integrale dell’acciaio (ILVA) per poi ricongiungersi al gasdotto Massafra Biccari (già realizzato) e proseguire per la dorsale adriatica della Rete nazionale senza alcun ulteriore intervento (e senza, quindi procedere a costosi espropri).
c. la disponibilità di infrastrutture di rete a terra, il terminale marittimo e di interconnessione, i corridoi tecnologici Brindisi-Taranto risultano già realizzati e disponibili (Allegato 1);
d. di ottimizzare i tempi di intervento considerando che il completamento delle opere a terra potrebbe non essere agevole a causa dell’attraversamento di ben nove territori comunali e dei relativi espropri da porre in essere in relazione al tracciato SNAM (Allegato 2) che da progetto risulta essere di circa 50 km.

E’ opportuno precisare che, tra le diverse alternative progettuali presentate da TAP alla Commissione VIA ministerale, non risulta esser stato considerato il tracciato avente nodo di consegna alla rete a terra a Brindisi Capo Bianco, in area portuale, peraltro già realizzato da British LNG, ove non sussitono problemi di posidonia (fatto che avrebbe condizionato la scelta di Brindisi Cerano e fatto propendere per Melendugno), né la presenza di aree SIC, ZPS e incompatibilità con le previsioni del PPTR in relazione ai vincoli esistenti per i paesaggi costieri.

 

ilva rete
 
ILVA

Il comparto siderurgico, dovendo fronteggiare l’evoluzione della legislazione nazionale ed europea verso regimi sempre più restrittivi in materia di impatto ambientale ha reso scarsamente remunerativi impianti tradizionali. È noto che l’impianto tarantino, nella sua attuale configurazione, con il mantenimento di tipologie di processi produttivi obsoleti come altoforno e cokeria, rischierebbe di non essere accettato neanche in quei Paesi meno sensibili alle questioni ambientali.

 

A Taranto l’acciaio viene prodotto con un ciclo integrale. Nel ciclo integrale si parte dalle materie prime così come si trovano in natura (minerali e carbon fossile). Le materie prime vengono opportunamente preparate per renderle idonee alla carica nell’altoforno: il carbon fossile viene trasformato in coke metallurgico attraverso un processo di distillazione eseguito nelle cokerie, mentre i minerali vengono macinati e portati alla pezzatura adatta (agglomerazione sinterizzazione), quindi al processo chimico della riduzione, che nell’altoforno trasforma il minerale di ferro in ferro metallico. L’altoforno costituisce il cuore del ciclo integrale e produce ghisa allo stato liquido con un tenore di carbonio intorno al 4-5%. 

 

Il coke, che costituisce un componente indispensabile nel processo di altoforno, fornisce sia la fonte di energia sia l’elemento chimico riducente nella trasformazione da ossido di ferro a ferro metallico. La ghisa liquida viene successivamente affinata per abbassare il contenuto di carbonio e di impurezze nei convertitori mediante l’insufflaggio di ossigeno, mentre le reazioni di ossidazione esotermiche forniscono al processo il calore necessario per portare il bagno di fusione alla temperatura indicata per le successive operazioni.

 

In questo processo è intrinseca la produzione incontrollabile di inquinanti a struttura molecolare complessa derivanti da precursori presenti nel carbone e l’altrettanto incontrollabile immissione degli stessi nell’ecosistema, a causa della struttura “aperta” delle apparecchiature produttive. 

 

I Parchi minerari continuano ad essere fonte di immissione in aria di polveri, così come le cokerie di cancerogeni, mutageni e teratogeni quali ad esempio il benzo(a)pirene proveniente, e l’agglomerato di diossine e furani (PCDD/PCDF) che si formano nel processo di sinterizzazione, o il GRF (Gestione Rottami Ferrosi) di polveri contenenti metalli pesanti (cancerogeni) immessi direttamente in atmosfera nella fase di discarica paiole nell’area. Per non parlare delle immissioni di sostanze cancerogene persistenti nel comparto acqua-suolo.

ilva taranto notte
 

 

Nella storia della siderurgia sono stati effettuati molti tentativi per utilizzare il minerale di ferro per la produzione di acciaio senza passare attraverso il tradizionale processo dell’altoforno con gli impianti a esso collegati, come cokeria e impianto di agglomerazione, tutti a forte impatto ambientale. 

 

Una importantissima novità è rappresentata dal processo a riduzione diretta, che consente la trasformazione del minerale in ferro spugnoso, detto DRI (Direct Reduced Iron) prevedendo l’utilizzo di gas naturale

 

In tutto il mondo esistono ormai numerosi impianti di questo tipo, la tecnologia è ormai ben consolidata e fa capo principalmente a due processi: ENERGIRON (italiano) e MIDREX (tedesco).

 

Il DRI ha un contenuto maggiore del 90% in ferro metallico e può essere direttamente utilizzata nella carica del forno elettrico.

 

La produzione mondiale di DRI è in continua crescita rispetto al processo altoforno-cokeria ed è realizzata con nuovi processi basati sulla riduzione del minerale di ferro in reattori, mediante gas riducenti prodotti per combustione parziale di idrocarburi gassosi (Gas Naturale) su catalizzatore.

 

Un impianto così fatto sarebbe anche esportatore di preridottonon solo importatore.Il DRI, inoltre, previo trattamento finale, potrebbe sostituire l’acciaio di prima fusionenecessario per il sostentamento delle altre acciaierie italiane a forni elettrici.

 

In altre parole, la possibilità di produrre grandi quantità di acciaio con le nuove tecnologie dipende dalla disponibilità di grandi quantità di gas naturale e di energia elettrica. Il progetto TAP offrirebbe, ove rivisitato, una nuova opportunità di sviluppo per la Puglia liberandola dalla morsa del carbone.

 

Si potrebbero così aprire prospettive prima inimmaginabili per la salvaguardia sia dell’ambiente, sia dell’occupazione e per il mantenimento in Puglia di maggiori quote di energia elettrica prodotta, come risulta evidente dall’analisi di alcuni dati:

Capacità produttiva ILVA: 10 Milioni t/a di acciaio (autorizzata 9 Milioni t/anno)
Portata iniziale gasdotto TAP: 10 Miliardi mc/anno di gas naturale 
Portata di progetto a regime Gasdotto TAP: 20 Miliardi mc/anno di gas naturale
Fabbisogno gas per 100% capacità produttiva ILVA: 2,95 Miliardi mc/anno
Energia Elettrica totale prodotta in Puglia (2014): 38.000 GWh
Energia Elettrica da rinnovabili (E+F) prodotta in Puglia (2014): 8.000 GWh 
Energia Elettrica consumata in Puglia (2014): 17.000 GWh
Fabbisogno EE per 100% capacità produttiva ILVA con forni elettrici: 3.500 – 5.000 GWh

 

Peraltro si evidenzia che, per coprire il fabbisogno di energia elettrica necessaria alla produzione di 5 milioni t/a (circa 2.500 GWh), che risulta essere all’incirca l’attuale livello produttivo di ILVA, livello produttivo già sufficiente a soddisfare il mercato, sarebbe sufficiente meno di un terzo della produzione di EE (energia elettrica) da fonti rinnovabili (8.000 GWh) prodotta in Puglia.

 

ilva 02
 

L’utilizzo del forno elettrico renderebbe, inoltre, conveniente trattamenti a valle di metallurgia secondaria in forni di affinazione in forni siviera  (LF) o a vuoto (VD) e quindi di produrre acciai di alta qualità, il cui mercato, allo stato dell’arte, sembrerebbe, l’unico in grado di garantire ad ILVA una opportunità di sviluppo futuro.

 

Non è, purtroppo, un mistero che, la gestione attuale dell'ILVA comporta perdite pari a circa 50 milioni di euro al mese.

 

È davvero una strategia corretta continuare ad investire ingentissime quantità di denaro in interventi che rischiano di risultare meramente palliativi da punto di vista ambientale ed inefficaci dal punto di vista del miglioramento della qualità dei prodotti, esigenza vitale per l’industria quando si perdono commesse e quote di mercato?

 

La Puglia conta 4 milioni di abitanti, una massa demografica che ha bisogno di un volano economico massiccio e articolato, il cui regime deve essere sostenuto dal combinato disposto di nuove opportunità e miglioramento dei progressi tecnologici.

 

Con le risorse che potrebbero rendersi disponibili da parte del Governo (1,2 miliardi) è possibile realizzare un nuovo impianto di produzione di 2 linee da 2,5 milioni t/a ciascuna, per un totale di 5 milioni t/anno (all’incirca l’attuale assetto produttivo in marcia), articolate su riduzione diretta (DRI), forno elettrico (metallurgia primaria) e forni di affinamento (metallurgia secondaria), i cui fabbisogni sarebbero:

Minerale di ferro: 7 milioni t/a
Gas naturale: 1,4 miliardi m3/a
Energia Elettrica: 2.500 Gwh/a

 

I tempi di realizzazione di tale nuova configurazione dell’ industria si attestano, da una indagine conoscitiva effettuata per impianti analoghi già funzionantisui 18 mesi. Inoltre, tale tipologia configurativa potrebbe prevedere l’inserimento di ulteriori moduli da 2,5 milioni t/a.

 

E’ opportuno, tuttavia, considerare una fase intermedia e transitoria nelle more della piena operatività TAP ed una a pieno regime. In tale prima fase il gas riducente per il nuovo processo DRI potrebbe essere fornito da SNAM Rete Gas, rivisitando le citate previsioni gestionali di cui al Piano di Gestione Rete SNAM.

 

Alternativamente, il gas potrebbe essere prodotto provvisoriamente da carbone con tecnologia a ciclo chiuso, o ancora meglio sarebbe alimentare i forni elettrici con rottame ferroso derivante dalla dismissione impianti e preridotto utilizzando due linee produttive ciascuna da 2,5 Milioni di Tonnellate anno. 

 

A tale assetto impiantistico sarebbe opportuno abbinare moderni impianti di trattamento acque a ciclo chiuso con recupero di calore da cascami termici ed utilizzo di gel di silice (impianto realizzato a Singapore tecnologia “MEDAD” di adsorbimento su gel di silice deputato al recupero calore da cascami termici e produzione acqua dolce per uso industriale).

 

In ultimo, si evidenzia che nel transitorio e nelle more della realizzazione dei nuovi forni elettrici, è necessario procedere alla definizione di uno studio di fattibilitàdell’intero intervento che preveda la realizzazione dei nuovi forni elettrici in continuità con l’area dedicata alla colata continua e di una zona “preridotto” da allocare possibilmente in area portuale, in modo che sia ridefinito tutto l’assetto portuale di Taranto e delle aree connesse, come ad esempio quelle “Yard ex Belleli” in cui è necessario, in ogni caso, procedere alla bonifica dei suoli con eventuale riutilizzo dei fanghi, previa selezione e trattamento, nel rispetto delle norme ambientali (attività in corso), e alla ripresa dei lavori di riqualificazione dell’intera area.

impianto petrolchimico
 

 

ENEL E PETROLCHIMICO, RAF TA

Per quanto attiene la Centrale ENEL Brindisi Sud, che esporta dalla Puglia 21.000 GWh, si potrebbe pensare, in prospettiva, ad una riconversione produttiva con gas naturale in sostituzione del carbone. Tale modifica sostanziale del ciclo produttivo contribuirebbe ad un miglioramento generale delle condizioni ambientali dell’area jonico salentina.

 

Per quanto attiene il Petrolchimico di Brindisi, potrebbe essere opportuno ragionare sulla possibilità di prevedere la conversione del ciclo, con produzione di poliolefine da gas naturale anziché da distillazione di petrolio. Si segnala altresì, la possibilità di prevedere l’introduzione di tecnologie di tipo “Gas-to-Liquids”.

 

Si evidenzia, anche in tale contesto, la necessità di introdurre nuovi impianti di trasformazione di gas naturale in carburanti liquidi, al fine di migliorare gli impatti derivanti dalla mobilità, fatto che la stessa ENI ha preso in considerazione sviluppandoappunto la tecnologia Gas-to-Liquids. Tale tecnologia consentirebbe di utilizzare, su grande scala, il gas naturale per produrre carburanti per autotrazione, riducendo l’impatto ambientale connesso alla produzione di gasoli e benzine. Ad esempio, basti pensare a quanto ampiamente sperimentato e consolidato già dal 2006 nell’impianto di Sannazario (PV), e valutare, in tale scenario, sviluppi possibili, oltre che per Versalis, anche per la Raffineria di Taranto di cui, allo stato, non è noto quale ruolo andrà ad assumere a valle dell’intervento “Tempa Rossa”. 

 

Interessante anche la possibile ottimizzazione della Centrale EniPower a servizio della Raffineria di Taranto prevedendo la sostituzione di apparecchiature obsolete con un turboalternatore a gas con caldaia a recupero, alimentato a gas naturale, da circa 42 MWe, una caldaia a fuoco diretto da 110 t/h di vapore alimentata a gas naturale e/o a fuel-gas di raffineria e una turbina a vapore a contropressione da 12 MWe. (cfr. Proposta Progettuale gruppo Eni del 2013).

 

 

trivelleadriatico
 

 

PROSPEZIONE E RICERCA DI IDROCARBURI 

Nell’ambito del Progetto di Prospezione di idrocarburi nell’Adriatico e nello Jonio,sono previsti n. 11 punti di ricerca di cui n. 4 in Adriatico e 7 nello Jonio. Di tali punti, allo stato, solo i quattro punti in adriatico hanno ricevuto un parere favorevole del Comitato Tecnico Nazionale VIA e che è in corso la predisposizione del relativo provvedimento. 

 

Si evidenzia a tal proposito la grave carenza istruttoria connessa alla mancata valutazione della applicazione delle direttive Seveso di cui al D.Lgs. 105 del 2015 (ex D.Lgs. 334/99), per la prevenzione degli incidenti rilevanti, norma da applicare obbligatoriamente nel caso in specie, che prevede attività istruttorie in capo al Comitato Tecnico Regionale Prevenzione Incendi della Puglia (CTR) con emissione di un parere “fase NOF” preventivo alla attuazione dell’intervento. Tale carenza risulterebbe ancor più grave per i punti di prospezione previsti nello Ionio, per i quali è ancora in corso l’istruttoria tecnica del Comitato Nazionale VIA, considerando appunto, l’intensa attività industriale in essere, il rischio concreto di “effetto domino dell’area in questione, i numerosi transiti navali esistenti e previsti con l’approvazione del Progetto “Tempa Rossa”, gli scenari di rischio già codificati ed un possibile aggravio del preesistente livello di rischio (cfr. Danno Ambientale). 

 

Sul punto, si evidenzia che in data 27.11.2015 la Corte di Cassazione ha dichiarato “conformi a legge” i sei quesiti referendari “anti trivelle” relativi alle procedure per l’estrazione di idrocarburi e sul limite in mare e per le piattaforme petrolifere, presentati da dieci consigli regionali, che riguardano l’abrogazione di alcune parti dell'articolo 38 dello “Sblocca Italia” e di alcune norme collegate e dell'articolo 35 del “Decreto Sviluppo”, fatti che d riflettere sulla effettiva possibilità di attuazione di tali interventi.

portomanfredonia
 

 

DEPOSITO COSTIERO DI GPL NEL COMUNE DI MANFREDONIA

Con riferimento alla realizzazione del deposito costiero di GPL nel comune di Manfredonia - Loc. Santo Spiriticchio che prevede la costruzione di 12 serbatoi di capacità complessiva di 60.000 mc e delle opere funzionalmente connesse (gasdotto di lunghezza 10 km di collegamento tra il deposito ed il pontile di attracco delle navi gasiere, raccordo ferroviario della lunghezza di 1800 m di collegamento del deposito alla stazione di Frattarolo ed alle opere di adeguamento al pontile di attracco delle navi), si rileva che la procedura di che trattasi non risulta ancora conclusa in quanto si è in attesa del provvedimento relativo al parere n. 1614 del 19.09.2014 del CTVIA.

 

Nel merito, si evidenzia che risulterebbe di primaria importanza avere la disponibilità di un deposito di gas naturale liquefatto (GNL) che altro non è che una forma di stoccaggio del gas naturale che consente di concentrare in volumi ridotti una grande quantità di energia. Si rappresenta il fatto che, in tutta l’area meridionale, non sia abbia la disponibilità di alcun deposito di GNL, ovvero di tale forma di combustibile, e che i vantaggi che ne deriverebbero sono molteplici. In particolare:

Economico. Il GNL risulta più conveniente in zone in cui si è obbligati ad usare altre fonti di energia quali GPL, gasolio o olio combustibile. In realtà di GNL risulta conveniente anche nelle autostazioni di servizio per la fornitura di gas naturale compresso laddove non è presente una linea di metanodotto ad alta pressione. Ad esempio il GNL utilizzato per la generazione elettrica o per le flotte logistiche permette una riduzione dei costi di circa il 35% rispetto il gasolio. 
Ambientale. Il GNL produce molte meno emissioni rispetto ad altri carburanti fossili. Rispetto al GNL il gasolio produce il 46% di anidride carbonica (CO2) in più (espressa in kg/kWh), mentre l’olio combustibile ne produce il 34% in più. Inoltre, le emissioni di particolato e zolfo sono di fatto nulle.
Tecnico Il GNL non presenta incombenze operative come richiesto per l’olio combustibile, come il preriscaldo del carburante. Inoltre le frigorie generate durante l’espansione da liquido a gas possono essere usate come sistema di raffreddamento, consentendo di ridurre l’utilizzo elettrico di pompe di calore e refrigeratori.

Pensare pertanto ad una stazione dedicata al GNL piuttosto che al GPL sarebbe, peraltro, in linea con gli obiettivi europei di decarbonizzazione e con gli impegni assunti nell’ambito del Protocollo di Kyoto. 

 

emiliano manfredonia
 

CONCLUSIONI 

I capisaldi del presente approccio sono:

1.Rivisitazione arrivo e sviluppo del tracciato del gasdotto TAP. Sarebbe infatti auspicabile prevedere l’arrivo a Brindisi Capo Bianco, per proseguire su elettrodotto già esistente Taranto-Brindisi, e poi per la Massafra-Biccari e ricongiungersi alla dorsale adriatica realizzando così una minimizzazione degli impatti (si eviterebbe la realizzazione di un nuovo Hub recuperanado quello già realizzato da British LNG, la realizzazione di 50 km di corridoio teconologico e rete SNAM, si arriverebbe in un punto di costa già antropizzato e servito , quale il Porto di Brindisi);
2. Trasformazione della siderurgia a Taranto dal ciclo minerale – coke - altoforno al ciclo minerale - riduzione diretta - forno elettrico – rottame, prevedendo l’utilizzo delle nuove disponibilità di gas naturale (gasdotto Brindisi - Taranto in parallelo all’elettrodotto esistente o comunque nel transitorio nuovi apporti da definire con SNAM) e di energia elettrica pulita. Si precisa che la riconversione sarà corredata da un programma di dettaglio di formazione preventiva e ricollocazione utile del personale ILVA e terzo nei cantieri da attivare e nelle attività di dismissione impianti e bonifica. I soggetti potenzialmente deputati alla attuazione della riconversione dello Stabilimento ILVA di Taranto, potrebbero essere gli Organi di Governo Centrale, la Regione Puglia, unitamente ai detentori delle tecnologie DRI e forni elettrici, TAP, SNAM, ENEL, ai Fornitori di materie prime, ai Clienti prodotti finiti, prevedendo eventuali formule di Project Financing. Tale modalità operativa consentirebbe di scongiurare l’eventualità di incorrere in possibili contestazione da parte della Commissione Europea Concorrenza per “Aiuti di Stato” ad una Società privata. Infatti, nuovi finanziamenti in favore di ILVA potrebbero costituire una violazione dell'articolo 107 del Trattato di Funzionamento dell'Unione Europea (TFUE) che recita: “Salvo deroghe contemplate dai trattati, sono incompatibili con il mercato interno, nella misura in cui incidano sugli scambi tra Stati membri, gli aiuti concessi dagli Stati, ovvero mediante risorse statali, sotto qualsiasi forma che, favorendo talune imprese o talune produzioni, falsino o minaccino di falsare la concorrenza”.
Cop21 Paris Emiliano tav
 
3. Riqualificazione Area Portuale di Taranto e Riordino Attività Industriali e Servizi;
4. Avvio dei processi di bonifica ambientale anch’essi eco-sostenibili, come la phyto-remediation e il recupero dei metalli pesanti, innescando così un circolo virtuoso di valori aggiunti nella ricerca, nell’agricoltura e nell’industria.
5. Riconversione Versalis, Raffineria di Taranto e relativa Centrale EniPower(da definire con gruppo Eni anche in relazione al nuovo insediamento Tempa Rossa);
6. Passaggio integrale della centrale di Brindisi Sud a gas naturale;
7. eventuale dismissione della centrale di Brindisi Nord e recupero delle aree della stessa e della colmata ex Rigassificatore per la realizzazione di impianti per la produzione di energia da solare termodinamico (no fotovoltaico), con le nuove tecnologie a vaporizzazione diretta senza sali fusi;
8. Revisione Procedura VIA nazionale per la ricerca di idrocarburi nell’Adriatico finalizzata all’acquisizione del parere endoprocedimentale obbligatorio di competenza del CTR Puglia di cui all’art. 10 del D.Lgs. 105/2015. Integrazione di tale aspetto nelle attività istruttorie in essere;
9. Favorire l’utilizzo dei carburanti alternativi ai prodotti petroliferi, quali ad esempio il GNL, in linea con il più ampio disegno di politica energetico-ambientale dell’Unione Europea che mira alla transizione verso un’economia low-carbon. In particolare, nel gennaio 2013 la Commissione ha messo a punto il Pacchetto “Clean Power for Transport” che tra le altre cose ha predisposto una proposta di Direttiva sullo “sviluppo di infrastrutture per la diffusione dei carburanti alternativi” [COM (2013) 18final]. I carburanti indicati come alternativi all’interno della proposta sono il gas naturale (sia sotto forma compressa sia liquida CNG/LNG), i biocarburanti, l’energia elettrica e l’idrogeno. Quanto detto è da tenere in considerazione in relazione al realizzando deposito costiero di GPL a Manfredonia.

 Alla luce di quanto sopra ho chiesto al Presidente del Consiglio un incontro urgente che serva ad aprire il confronto su questi temi ormai non più rinviabili.

(gelormini@affaritaliani.it)

 

 

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