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<h2>SubmittedText<h2><p>La Commissione federale per la ricerca energetica (CORE) è ora presieduta da Tony Kaiser, della Alstom. La CORE raccomanda ora di lanciare il programma di ricerca Centrale 2020, nel quale è coinvolta in maniera determinante la società Alstom (ex ABB), attribuendogli 15 milioni di franchi all'anno (!).</p><p>1. Nell'America del Nord i prezzi del gas, negli ultimi cinque anni, sono quadruplicati e le quantità di gas estratto sono in diminuzione. Nel continente eurasiatico l'estrazione di metano è ancora in crescita, ma da tempo si delineano all'orizzonte crescenti problemi di approvvigionamento e rischi per le forniture.</p><p>Che cosa legittima un programma di ricerca da 100-200 milioni di franchi per grandi centrali elettriche a energia fossile se si considera che:</p><p>a. le risorse sfruttate da questa tecnologia si stanno erodendo;</p><p>b. i prezzi del petrolio e del gas aumentano;</p><p>c. le emissioni di CO2 subiranno un forte incremento rispetto a una produzione a partire da fonti rinnovabili;</p><p>d. la sicurezza di approvvigionamento e della rete sarebbe meglio garantita da impianti piccoli e decentrati di tipo geotermico/biogas/ biomassa con recupero del calore residuo?</p><p>2. La società Alstom è fra i principali beneficiari di questo programma.</p><p>a. Da dove provengono esattamente le risorse per il finanziamento di questo programma, da dove provengono le risorse messe a disposizione da terzi e in che misura tali risorse vanno a favore della Alstom o di altre società?</p><p>b. Sono state richieste opinioni indipendenti (second e third opinions)? Se ne può prendere visione?</p><p>c. Durante l'elaborazione del dossier e delle raccomandazioni da parte della Commissione, il presidente della CORE si era ricusato? Non sarebbe opportuno che ciò avvenisse?</p><p>d. La società GE offre già centrali elettriche combinate con un rendimento del 60 per cento ("H System"). Il progetto Alstom può portare a un miglioramento delle conoscenze o non si tratta piuttosto di una forma di sostegno per il gruppo statale francese sull'orlo del fallimento?</p><p>3. In Svizzera (e altrove) le grandi centrali a gas (con potenza superiore a 100 MWe) non rappresentano una soluzione appropriata, poiché le reti di teleriscaldamento sono troppo piccole per consentire uno sfruttamento adeguato del calore residuo. È opportuno sostenere lo studio di centrali di grande potenza con 15 milioni di franchi all'anno se in Svizzera non verranno mai costruite, o ne sarà costruita solamente una, mentre il budget della CORE per la generazione combinata di calore ed elettricità (cogenerazione; 10-100 kWe) viene azzerato?</p><p>4. Negli Stati Uniti e in Canada, il mercato delle centrali a gas ha subito un collasso. Quali sviluppi si attende il Consiglio federale in un contesto di un aumento del prezzo del petrolio, che condizionerà a lungo termine il prezzo del gas?</p><p>5. Chi garantisce la riduzione delle emissioni di CO2 da parte delle grandi centrali a gas fatta valere dal programma di ricerca? A quanto ammontano i costi di questa tecnologia, incl. la riduzione delle emissioni di CO2 ("sequestrazione, idrogenazione"), rispetto ai costi dell'energia proveniente da fonti rinnovabili (per es energia eolica della EGL/Axpo dalla Norvegia)? Quale evoluzione è prevista, per il 2020, dei costi:</p><p>a. dell'energia elettrica prodotta a partire dal gas,</p><p>b. dell'energia elettrica di origine eolica negoziata sui mercati internazionali?</p><p>6. Questo programma di ricerca, così problematico, sarà riesaminato e ridimensionato?</p><h2>FederalCouncilResponseText<h2><p>Le centrali a gas restano, a medio e lungo termine, una tecnologia chiave per la produzione di energia elettrica. Queste centrali e le relative tecnologie celano ancora un grande potenziale di incremento dell'efficienza. D'altra parte, l'avvento di nuovi combustibili oltre al metano (gas sintetici, biogas, idrogeno) e di sistemi d'esercizio a bassa emissione richiedono un'ulteriore evoluzione di tali tecnologie. La tendenza va nella direzione di passaggio graduale ad una produzione più sostenibile di energia elettrica attraverso la tecnologia "convenzionale" delle centrali a gas.</p><p>Nella fornitura di componenti e di sistemi per le centrali a gas, l'industria svizzera occupa ancora una posizione di leader. Questa situazione potrebbe però cambiare rapidamente se, in questo settore, gli sforzi nella ricerca e nello sviluppo non saranno intensificati e meglio coordinati. Per evitare una perdita di competitività, è in via di preparazione, sotto l'egida dell'Ufficio federale dell'energia UFE, un programma di ricerca per ora denominato Centrale 2020. Con esso si intende raggruppare e orientare verso obiettivi comuni le diverse attività di ricerca attualmente in atto, in modo non coordinato, in questo ambito. Tutto ciò non dovrà comportare costi aggiuntivi per l'amministrazione pubblica.</p><p>L'intenzione è quella di rafforzare la posizione della piazza scientifica e tecnologica svizzera nel settore delle centrali a gas di nuova generazione, destinate ad una produzione sostenibile di energia elettrica. Oltre a contribuire allo sviluppo economico, il programma dovrà incentivare la collaborazione strategica fra l'università e l'industria e far conoscere meglio queste tecnologie al grande pubblico. </p><p>Il DATEC deciderà il merito all'attuazione del programma dopo aver esaminato il progetto dettagliato e tenendo conto delle raccomandazioni della Commissione federale per la ricerca energetica CORE e dell'UFE. </p><p>Il Consiglio federale risponde nel modo seguente alle singole domande dell'interpellanza:</p><p>1.a/1.b Negli ultimi 10 anni, l'estrazione e il consumo di gas metano hanno subito, globalmente, un notevole incremento e per il futuro sono previsti ulteriori aumenti di forte entità principalmente nel settore della produzione di energia elettrica, che secondo i pronostici è destinato a crescere di tre volte nei prossimi 30 anni. Saranno quindi necessari investimenti in questo ambito, soprattutto per sviluppare le reti di trasporto del gas. La forte crescita del commerci di metano liquido alla quale si assiste attualmente porterà ad una maggiore diversificazione regionale del mercato. Tenuto conto del previsto aumento dei consumi, le riserve di gas metano già accertate dovrebbero essere sufficienti a coprire il fabbisogno per almeno 40 anni; le riserve non ancora accertate prolungheranno sensibilmente il periodo di disponibilità di questa risorsa. Già oggi, tuttavia, si delinea una transizione verso nuovi combustibili (gas sintetici, biogas, idrogeno). Si tratta quindi di adeguare la tecnologia delle centrali in modo che esse possano utilizzare anche tali combustibili. L'aumento dei prezzi dei combustibili tradizionali potrebbe accelerare questa transizione. Il prezzo del metano, tuttavia, non dovrebbe subire forti aumenti nei prossimi decenni. L'Agenzia internazionale dell'energia (AIE), della quale la Svizzera è membro, segue costantemente l'evoluzione sul mercato del metano.</p><p>1.c L'impiego di centrali a gas non comporta necessariamente un aumento delle emissioni di CO2, a patto che le tecnologie vengano adeguatamente sviluppate e combinate. Esempio: se un terzo dell'energia elettrica prodotta da una centrale a ciclo combinato alimentata a gas viene utilizzata per azionare pompe di calore, andando quindi a sostituire l'olio da riscaldamento, l'esercizio della centrale risulta già neutro rispetto alle emissioni di CO2. Se una quota ancora maggiore dell'energia elettrica prodotta viene utilizzata per azionare pompe di calore, o se una parte del metano viene sostituita con gas naturale, è possibile ottenere una riduzione delle emissioni di CO2. Un'ulteriore riduzione di questo gas può essere raggiunta attraverso il trattenimento e lo stoccaggio del CO2; lo sviluppo della tecnologia necessaria è in corso.</p><p>1.d La sicurezza di approvvigionamento e della rete non è determinata unicamente dalle dimensioni degli impianti di produzione. Sono anche importanti il tipo e il luogo di produzione (immissioni in rete previste, non previste e flussi di corrente) nonché la struttura e la gestione delle reti elettriche. La produzione decentrata mediante piccoli impianti dovrebbe in futuro acquistare importanza; essa tuttavia pone anche nuove esigenze per quanto riguarda il mantenimento di riserve, il potenziamento e l'esercizio della rete e, per gli impianti di cogenerazione, la distribuzione e lo sfruttamento dell'energia termica.</p><p>2.a Le spese attualmente sostenute dagli enti pubblici (in particolare Consiglio dei PF, UFFT/CTI, UFE, Ue) per progetti di ricerca in qualche modo attinenti alle centrali a gas ammontano a 4 - 5 milioni di franchi all'anno. Questi progetti riguardano soprattutto i seguenti settori: combustione, sensorica, materiali e simulazione. Si ritiene che questo importo complessivo rimarrebbe circa uguale anche in caso di raggruppamento dei progetti. L'industria (oltre ad Alstom Svizzera, anche una serie di altre imprese come Precicast, Jean Galley, VonRoll Isola, Franke Industrie, ABB Svizzera, Sulzer Metco, Turbomach) continuerebbe a mettere a disposizione risorse per oltre 6 milioni di franchi. Un miglioramento sostanziale rispetto alla situazione attuale sarà determinato dai contributi provenienti dal settore dell'energia elettrica e del gas, nonché dai mezzi finanziari relativi al programma di ricerca che l'UE intende lanciare in questo settore. Una suddivisione più precisa delle risorse finanziarie potrà essere presentata solamente quando sarà disponibile il piano dettagliato. Per i contributi della Confederazione, tuttavia, continua a valere il principio secondo cui i progetti presentati devono soddisfare i criteri validi in questo momento.</p><p>2.b Nel corso di alcuni accertamenti preliminari si sono svolti dei colloqui informali fra rappresentanti dell'industria, dei politecnici federali, delle scuole universitarie professionali, del settore dell'energia elettrica, dell'Ufficio federale della formazione professionale e della tecnologia (UFFT/CTI) e dell'Ufficio federale dell'energia: il raggruppamento delle attività di ricerca in un unico e forte programma è auspicato da tutte le parti in causa.</p><p>2.c Durante il dibattito, il presidente della CORE è rimasto a disposizione della Commissione in qualità di specialista, per rispondere alle domande di carattere tecnico relative al settore delle centrali a gas. Ai sensi dell'ordinanza sulle commissioni, la CORE può regolamentare autonomamente la ricusazione di suoi membri. Il Consiglio federale avrebbe visto con favore la ricusazione del Presidente della CORE e farà in modo che ciò avvenga nelle prossime fasi del programma.</p><p>2.d General Electric, avendo sviluppato tecnologie che consentono un incremento dell'efficienza energetica, intende portare il rendimento delle sue centrali a gas al 60 per cento. Finora, tuttavia, questo incremento non è stato realizzato in nessuno degli impianti esistenti. L'obiettivo di rendimento del programma svizzero è impegnativo ma realistico (63 per cento in un primo tempo, che corrisponde ad una ulteriore riduzione del 10 per cento delle emissioni di CO2 rispetto ai più moderni impianti oggi in servizio). Ulteriori obiettivi del programma sono, fra l'altro, quello di rendere possibile il funzionamento della turbina a gas anche con combustibili quali il biogas, i gas di sintesi e l'idrogeno, la separazione di gran parte del CO2 (per il riutilizzo o lo stoccaggio), la riduzione delle emissioni di Nox a valori inferiori a 5 ppm; lo sviluppo di turbomacchine a regime di rotazione variabile per un rapido adeguamento del carico (per es. per la compensazione delle variazioni cicliche della potenza prodotta tipiche delle fonti rinnovabili quali il sole e l'energia eolica). </p><p>3. In base a criteri di efficienza economica si può affermare che il fabbisogno di energia elettrica svizzero può essere coperto solo in misura limitata con impianti di cogenerazione (di potenza inferiore a 100 MWe) esercitati in funzione del fabbisogno di calore. Per questo l'UFE, in sede di valutazione delle prospettive energetiche future, ha studiato sia scenari di produzione decentrata, sia scenari caratterizzati da grandi centrali a ciclo combinato alimentate a gas (per es. unità comprendenti blocchi da 400 MW), che nei prossimi decenni potrebbero essere utilizzate anche in Svizzera per sostituire le centrali nucleari. A determinate condizioni, una centrale a gas a ciclo combinato (efficienza elettrica 55-60 per cento) accoppiata a pompe di calore può risultare più efficiente di una serie di piccoli impianti di cogenerazione (10-100 kWe, circa 30 per cento di efficienza elettrica), e quindi anche produrre meno emissioni. Anche unità di produzione più piccole potrebbero però approfittare del programma Centrale 2020. Queste centrali risultano interessanti quando sono combinate con una rete di teleriscaldamento, poiché in questo caso è possibile incrementare il rendimento sfruttando il calore residuo e ridurre le emissioni di CO2.</p><p>Per quanto riguarda l'attribuzione delle risorse, continua a valere la strategia della ricerca energetica della Confederazione 2004-2007. In essa si suggerisce che venga quanto meno mantenuto il livello attuale dei finanziamenti a favore della ricerca nel settore della cogenerazione (senza celle a combustibile).</p><p>4. Negli Stati Uniti e in Canada sono state create sovraccapacità per quanto riguarda le centrali a gas, tanto che nei prossimi 3-5 anni non è prevista la costruzione di nuovi impianti di questo tipo. Si ritiene tuttavia che anche in futuro la maggior parte delle nuove centrali si baserà sulla tecnologia delle turbine a gas. Anche il Ministero dell'energia (Departement of Energie, DOE) americano sostiene quindi con ingenti contributi la ricerca locale nel campo delle centrali a gas (per es. il progetto FutureGen, con 1000 milioni di dollari). L'attuale produzione di metano negli Stati Uniti e in Canada non è tuttavia sufficiente a soddisfare la domanda. Sembra che questa situazione non sia destinata a mutare in futuro neanche con lo sfruttamento di nuovi giacimenti di gas e delle riserve non convenzionali. Per questa ragione si sta potenziando l'importazione di gas metano liquefatto. I prezzi, che negli ultimi anni hanno in parte subito forti aumenti, dovrebbero riportarsi ad un livello paragonabile a quello europeo e dell'area del Pacifico non appena l'offerta e la domanda torneranno ad essere in equilibrio.</p><p>5./6. È previsto che il gruppo di accompagnamento e la CORE sorveglino il programma di ricerca Centrale 2020 e, se necessario, lo adeguino alle nuove conoscenze. Si dovrà anche tenere conto dei costi di produzione. Secondo le stime attuali, il costo dell'energia elettrica prodotta mediante centrali a metano, senza tenere conto della separazione del CO2, si situa, a medio termine, intorno a meno di 10 ct/kWh (per es., secondo PowerClean Thematec Network, EU-5 R&amp;D FP, novembre 2004).</p>  Risposta del Consiglio federale.