Document ID: /curiavista/filtered/00000_business.jsonl.gz/115446

<h2>SubmittedText<h2><p>Le discussioni a livello di politica energetica sono attualmente caratterizzate dagli eventi verificatisi in Giappone. Alla luce di questi stessi eventi, le energie alternative sono di nuovo di grande attualità. </p><p>Si chiede al Consiglio federale di rispondere alle seguenti domande:</p><p>1. Quanto tempo occorre per pianificare, costruire e mettere in funzione una centrale a gas a ciclo combinato (inclusi i tempi legati a eventuali procedure di ricorso e ai rimedi giuridici)?</p><p>2. Oltre a Chavalon, quali altri siti ritiene idonei per l'implementazione di simili centrali? Al riguardo, sono già stati elaborati piani e strategie?</p><p>3. Come giudica il raggiungimento degli obiettivi climatici nell'ipotesi che vengano costruite simili centrali? In Germania le centrali alimentate a gas e a carbone sono talvolta escluse dal calcolo delle emissioni di CO2. Una simile opzione sarebbe ipotizzabile anche per la Svizzera? In caso negativo, il Consiglio federale come intende raggiungere gli obiettivi nazionali?</p><p>4. Le riserve di gas si trovano soprattutto nei Paesi politicamente instabili. Come giudica la costruzione di simili centrali dal punto di vista della sicurezza dell'approvvigionamento?</p><p>5. Quali conseguenze finanziarie comportano simili centrali (realizzazione, esercizio, prezzo dell'elettricità ecc.)?</p><p>6. La Svizzera dispone delle capacità necessarie (gasdotti) per l'esercizio di simili centrali? In caso negativo, quanto tempo occorre per completare la rete?</p><p>7. A quali altri vettori energetici fossili si potrebbe eventualmente fare ricorso? Al riguardo qual è la posizione del Consiglio federale?</p><h2>FederalCouncilResponseText<h2><p>1. Un gruppo di lavoro ad hoc istituito dall'Ufficio federale dell'energia (UFE) nel primo semestre del 2006 ha studiato in modo approfondito, all'attenzione di potenziali titolari di progetti e delle autorità competenti, le questioni relative alla scelta dei siti e agli aspetti giuridici relativi alla costruzione di centrali a ciclo combinato gas-vapore.</p><p>Prima che una centrale a combustibili fossili, prevalentemente termoelettrica o prevalentemente termica, con potenza installata superiore a 100 megawatt, possa essere costruita ed esercitata, l'esercente deve stipulare con la Confederazione un contratto legalmente vincolante sulla compensazione totale delle emissioni di CO2 causate dall'esercizio della centrale stessa.</p><p>Secondo l'ordinanza concernente l'esame dell'impatto sull'ambiente, gli impianti termici per la produzione di energia, con una potenza di combustione superiore a 100 MWth, sono soggetti all'obbligo di esame dell'impatto sull'ambiente; la procedura è determinata dal diritto cantonale. L'accertamento dell'impatto sull'ambiente precede la procedura di rilascio della licenza edilizia. Quest'ultima si suddivide generalmente in tre parti: procedura cantonale di rilascio della licenza edilizia, procedura di approvazione dei piani per la condotta di adduzione del gas e procedura di approvazione dei piani per la linea ad alta tensione. Se il vapore viene condensato mediante acqua di fiume, occorre anche portare a termine una procedura cantonale di concessione. A tutto ciò si aggiunge il tempo necessario per la costruzione del blocco di generazione, che il gruppo di lavoro stima in due anni. A seconda del numero di procedure di approvazione dei piani, di organi e enti chiamati ad esprimersi, di oneri imposti e di ricorsi presentati, fra l'avvio dell'esame dell'impatto sull'ambiente e il rilascio dell'autorizzazione d'esercizio possono trascorrere da quattro a sei anni.</p><p>Con l'entrata in vigore del piano settoriale degli elettrodotti, prevista per il 2012, la procedura di autorizzazione per le linee ad alta tensione si allungherà ancora di sei a dodici mesi (RS 734.25; ordinanza sulla procedura d'approvazione dei piani di impianti elettrici OPIE, art. 1a). </p><p>2. Il citato gruppo di lavoro si è occupato soprattutto della questione della scelta del sito, giungendo alla conclusione che il criterio più importante è la vicinanza a un gasdotto ad alta pressione e alla rete ad alta tensione. Importanti sono anche il fabbisogno di spazio, le possibilità di raffreddamento, il potenziale di sfruttamento del calore residuo e la questione della produzione centralizzata o decentrata di energia elettrica. Nell'ordinanza sulla compensazione del CO2, il Consiglio federale ha prescritto, per centrali a ciclo combinato gas-vapore ubicate in nuovi siti, un rendimento globale minimo del 62 per cento. Questo requisito impone un prelievo di calore, per esempio per approvvigionare un impianto industriale con energia termica e vapore, e limita la scelta dei siti. Per le centrali ubicate in siti ove un impianto era già in esercizio, vale un rendimento globale più basso, pari al 58,5 per cento, che non richiede un prelievo di calore. Fatta eccezione per la Svizzera orientale, tutto l'Altopiano è fondamentalmente adatto a ospitare centrali di questo genere con una potenza elettrica intorno ai 550 megawatt. Per contro, nelle regioni periferiche la pressione delle reti di distribuzione del gas è troppo bassa.</p><p>3. A seconda del combustibile utilizzato e della potenza, una centrale termoelettrica emette annualmente da 0,5 a 1 milione di tonnellate di CO2. Secondo quanto stabilito dalla legge sul CO2, gli esercenti di queste centrali devono compensare completamente tali emissioni, e almeno nella misura del 70 per cento con progetti di compensazione in Svizzera. Quest'obbligo di compensazione non è una misura di riduzione delle attuali emissioni di CO2. L'obiettivo è piuttosto assicurare che l'esercizio di centrali elettriche non aggravi ulteriormente il bilancio di tali emissioni. In questo senso, l'obbligo di compensazione per le centrali deve essere inteso come misura di stabilizzazione, e quindi come misura sui generis. Il Consiglio federale continua a rimanere dell'opinione che la compensazione totale delle emissioni delle centrali termiche a combustibili fossili debba rimanere ancorata nella legge sul CO2 per non mettere in pericolo gli obiettivi di politica climatica.</p><p>I costi per la compensazione del CO2 in Svizzera risultano tanto più elevati quante più centrali a ciclo combinato gas-vapore sono esercitate nel nostro Paese. Questo deriva dal fatto che gli esercenti di tali centrali devono ridurre le loro emissioni di CO2 con progetti di compensazione in Svizzera. Quante più centrali di questo genere vengono costruite, tanti più progetti di compensazione si rendono necessari. In presenza di molte centrali, può succedere che i costi di compensazione aumentino al punto di non consentire più un esercizio economicamente conveniente delle centrali. Il Protocollo di Kyoto impone che le emissioni di CO2 causate dalla produzione di energia elettrica siano conteggiate per intero. Anche la Germania deve attenersi a questa regola. Nei Paesi dell'UE, le centrali sono inserite obbligatoriamente nel sistema di scambio di quote di emissioni ETS. A partire dal 2013 il settore elettrico dovrà acquistare all'asta tutti i diritti di emissione necessari. Il limite massimo disponibile a livello UE sarà progressivamente ridotto, senza tenere conto dell'eventuale ampliamento del parco di centrali termiche a combustibili fossili. Se la Svizzera entrasse a far parte di questo sistema di scambio di quote di emissioni, anche le centrali svizzere, con la revisione della legge sul CO2 potrebbero essere assoggettate al sistema ETS, alternativamente all'obbligo di compensazione. In questo caso dovrebbero acquistare i diritti di emissione sul mercato UE e potrebbero compensare in questo modo le proprie emissioni di CO2. Il vantaggio sarebbe che le centrali a gas a ciclo combinato svizzere godrebbero delle medesime condizioni di quelle degli Stati UE per quanto riguarda la compensazione del CO2. La Svizzera e l'UE hanno già avviato trattative in merito a un accordo bilaterale per collegare fra loro i due sistemi di compensazione delle emissioni.</p><p>4. Al ritmo di consumo attuale, le riserve mondiali attestate di gas naturale bastano per ancora sessant'anni circa, senza includere le risorse non convenzionali. Inoltre, tre quarti di queste riserve si trovano alla portata del mercato del gas europeo, vale a dire a una distanza di circa 5000 chilometri. La crescita del commercio di gas liquido ha reso il mercato più globale e flessibile.</p><p>Il sistema svizzero di acquisizione e distribuzione del gas funziona in modo ineccepibile fin dal 1970. Swissgas importa circa il 75 per cento del gas naturale sulla base di un portafoglio di acquisizione ampio e diversificato. Nei contratti a lungo termine con i fornitori europei (fra l'altro tedeschi, olandesi, inglesi e norvegesi) è contemplata anche la possibilità di accedere agli stock d'emergenza predisposti per le situazioni di crisi. La società regionale di approvvigionamento di gas Gaznat si è inoltre assicurata per contratto capacità di stoccaggio presso Lione (F). A ciò si aggiunge il fatto che, in caso di crisi di approvvigionamento di gas, gli impianti bicombustibile possono essere fatti funzionare con un altro vettore energetico (petrolio) per favorire gli impianti monocombustibile. Gli impianti bicombustibile possono funzionare sia con combustibile gassoso che con combustibile liquido. Per essi vige l'obbligo di allestire scorte di olio combustibile pari al consumo di quattro mesi e mezzo. Il cambiamento di combustibile dei circa 7500 grandi consumatori dotati di impianti bicombustibile permetterebbe, entro breve tempo, di ridurre di circa il 40 per cento il consumo di gas, a favore dei piccoli consumatori.</p><p>Nella verifica delle basi di politica energetica della Svizzera, si deve tener conto anche delle possibili conseguenze che la costruzione di centrali a ciclo combinato, come soluzione ponte per superare la carenza di elettricità, avrebbe sulla sicurezza di approvvigionamento di gas. Viene considerato anche l'aspetto dei rischi legati all'acquisizione di gas a livello internazionale.</p><p>5. I costi per la costruzione e l'esercizio di impianti basati su diverse tecnologie per la produzione di energia elettrica sono stati esaminati nelle Prospettive energetiche 2035 (volume 5, Offerta di energia elettrica). Qui sono riportate indicazioni dettagliate su costi delle singole tecnologie.</p><p>Si può partire dal presupposto che dalla pubblicazione di questo studio non vi sono state grandi variazioni nei costi di investimento per la costruzione di centrali termoelettriche a combustibili fossili. La predisposizione, in Svizzera, di nuove capacità di produzione che si rende necessaria in considerazione dell'attuale evoluzione del consumo di elettricità porterà, in generale, ad un aumento dei costi per l'approvvigionamento elettrico. I costi attuali sono relativamente bassi per il fatto che le centrali idroelettriche e nucleari svizzere sono già in larga misura ammortizzate. Le nuove centrali a gas a ciclo combinato (e in misura minore anche gli impianti di cogenerazione) hanno un costo di costruzione e d'esercizio per unità di potenza installata (escludendo i costi del combustibile) inferiore a quello di nuove centrali nucleari, grandi centrali idroelettriche o di impianti basati sulle nuove energie rinnovabili (fotovoltaica o eolica).</p><p>D'altro canto, i costi di produzione dell'energia elettrica delle centrali a combustibile fossile sono più fortemente influenzati dal costo del combustibile e dai costi per la compensazione delle emissioni di CO2 di quanto non avvenga per le centrali nucleari e per le energie rinnovabili. Oltre che dai costi di produzione, i prezzi per i consumatori finali dell'energia elettrica sono fortemente influenzati anche da altri fattori, in particolare dai costi di rete, che incidono per circa il 50 per cento, e dai tributi agli enti pubblici. Per le economie domestiche, la quota direttamente legata ai costi di produzione costituisce circa il 40 per cento del prezzo dell'energia elettrica. Anche per la quota direttamente legata all'energia è quasi impossibile indicare quanto influiscano le singole tecnologie di produzione o i tipi di impianti, perché il prezzo è determinato dalla composizione dell'intero portafoglio di produzione e in parte dal commercio internazionale di energia. Lo sviluppo del prezzo dell'energia elettrica in Svizzera e l'influenza dei diversi fattori determinanti sono illustrati in modo più dettagliato nel rapporto relativo al postulato Stähelin 08.3280, che sarà prossimamente presentato al Consiglio federale. </p><p>6. Il gruppo di lavoro, istituito dall'UFE, per studiare le questioni relative alla scelta dei siti e alle procedure di autorizzazione di centrali termiche a combustibili fossili e l'Associazione svizzera dell'industria del gas (ASIG) ritengono che la rete di gasdotti ad alta pressione di Swissgas e delle società regionali sia sufficientemente dimensionata per trasportare le necessarie quantità di gas nella maggior parte dei siti che potrebbero essere considerati idonei. Nella maggioranza dei casi deve però essere realizzata una condotta di derivazione dalla condotta ad alta pressione fino alla centrale. Centrali a ciclo combinato gas-vapore più piccole, ma situate nelle vicinanze di zone densamente abitate, offrono migliori possibilità di sfruttamento del calore residuo. Il tempo di costruzione di una condotta ad alta pressione per il trasporto di gas può variare molto, come dimostrano i progetti autorizzati dall'UFE negli ultimi decenni. Per realizzare una condotta di derivazione di 4 chilometri fra Chessel e Chavalon, la Gaznat prevede un tempo di 18 mesi, non da ultimo a causa del ripido pendio che porta alla centrale.</p><p>7. Il carbone non entra in linea di conto, in Svizzera, quale vettore energetico fossile alternativo al gas naturale. I motivi sono i seguenti: forti emissioni di CO2, scarsa accettazione da parte della popolazione, lunghi tragitti per l'importazione, assenza, in Svizzera, di siti adatti per la realizzazione di centrali termoelettriche basate su questo combustibile. Per quanto riguarda il petrolio quale vettore energetico, avrebbe senso al massimo la produzione di energia elettrica a partire dall'olio pesante prodotto nelle raffinerie di Cressier e Collombey. Poiché questo sottoprodotto della raffinazione non trova ormai più impiego nelle industrie svizzere, ne vengono esportati ogni anno da 0,3 a 0,4 milioni di tonnellate come carburante economico per la navigazione (bunker-fuel). Da un punto di vista globale, la produzione di energia elettrica a partire dalla combustione di questo olio pesante in una moderna centrale situata in Svizzera sarebbe più sensato del suo utilizzo come carburante per navi.</p>  Risposta del Consiglio federale.