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EMISSIONS TRADING E MECCANISMI DI RIDUZIONE DELLE EMISSIONI DI GAS AD EFFETTO SERRA Applicazione all’impianto di incenerimento di Modena

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Università degli Studi di Modena e Reggio Emilia Facoltà di Ingegneria- Sede di Modena

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Corso di Laurea Specialistica in

Ingegneria Per la Sostenibilità dell’Ambiente

EMISSIONS TRADING E MECCANISMI DI RIDUZIONE DELLE

EMISSIONI DI GAS AD EFFETTO SERRA

Applicazione all’impianto di incenerimento di Modena

Relatore:

Ing. Adelmo Benassi Correlatori: Candidato:

Ing. Gianpiero Mazzoni (Unieco Soc. Coop.) Valentina Luppi Dott. Alessandro Brighetti (Unieco Soc. Coop.)

Anno Accademico 2005/2006


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Indice

Premessa...................................................................................................................................................... 5

1. Protezione internazionale del sistema climatico: principali tappe................................................ 8

2. Il Protocollo di Kyoto........................................................................................................................ 14 2.1. Termini e condizioni ................................................................................................................... 14 2.2. Gli strumenti previsti dal Protocollo di Kyoto e precisati dalle COP........................................... 15

3. 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. 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

5. Clean Development Mechanism...................................................................................................... 44 5.1. Funzionamento del meccanismo di CDM .................................................................................. 44


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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. Vantaggi e svantaggi del linking ................................................................................................ 55

7. 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


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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


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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.


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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.


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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.


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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.


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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


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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 non-

Annesso 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


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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;


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• 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.


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2. Il Protocollo di Kyoto

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.


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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


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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”.


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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


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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:


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• 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


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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;


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• 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.


23

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.


24

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,


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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.


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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


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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


28

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.


29

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).


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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.


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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’EU-

ETS 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.


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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.


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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


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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


35

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.


36

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.


37

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.


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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.


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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.


40

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.


41

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.


42

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.


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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.


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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 socio-

economico 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);


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• 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


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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


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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.


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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.


51

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.


52

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


53

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,


54

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.


55

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.


56

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.


57


58

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.


59

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


60

individuati dal Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e da avviare nel periodo 2003-

2010; 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

Distanza dall'obiettivo di Kyoto al 2010

487,1

528,1

579,7

440460480500520540560580600

scenariotendenziale

scenario diriferimento

obiettivo diKyoto

distanza dall'obiettivo di

Kyoto

MtC

O2

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

41 MtCO2

92,6 Mt CO2


61

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;


62

• 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.


63

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


64

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


65

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.


66

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

[MtCO2]

2006

[MtCO2]

2007

[MtCO2]

Totale quote da assegnare

222,31 225,88 221,15

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.


67

Tabella 2: Quote assegnate alle attività regolate dalla direttiva. Anni 2005-2006-2007

2005 [Mt CO2]

2006 [Mt CO2]

2007 [Mt CO2]

Attività energetiche • Termoelettrico cogenerativo e non cogenerativo • Altri impianti di combustione

Compressione metanodottiTeleriscaldamento

Altro• Raffinazione

130,40

14,81 0,86 0,19

17,77 23,76

133,83

14,90 0,88 0,19

13,82 23,76

128,9514,98

0,900,20

13,8823,76

Produzione e trasformazione dei metalli ferrosi Ciclo integrato, sinterizzazione, cokeria

Forno elettrico

Industria dei prodotti minerali • Cemento • Calce • Vetro • Prodotti ceramici e laterizi

14,95 13,67

1,28

26,41

3,05 3,11 0,80

14,76 13,47

1,29

26,52 3,07 3,15 0,80

14,5813,28

1,30

26,633,093,190,81

Altre attività • Pasta per carta/carta e cartoni

5,02

5,09 5,16

Totale 222,31 225,88 221,15Fonte: Decisione di assegnazione delle quote di CO2 per il periodo 2005-2007

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%).


68

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).


69

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.


70

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


71

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


72

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. 2008

[Mt CO2] 2009

[Mt CO2] 2010

[Mt CO2] 2011

[Mt CO2] 2012

[Mt CO2] Quantità totale di quote che si intende assegnare

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.


73

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;


74

• 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.


75

Tabella 3.1: Distribuzione per attività delle assegnazioni medie annue relative ai periodi 2005-2007 e 2008-2012

Assegnazione (2005-2007)1

[MtCO2/anno]

Assegnazione (2008-2012)2

[MtCO2/anno]

ATTIVITA’ ENERGETICHE Termoelettrico cogenerativo e non cogenerativo Altri impianti di combustione

Compressione metanodotti

Teleriscaldamento

Altro

Raffinazione

131,06

14,90 0,88

0,23

13,78

23,76

100,663

14,520,88

0,23

13,41

20,064

Produzione e trasformazione di metalli ferrosi Ciclo integrato, sinterizzazione, cokeria

Forno elettrico

14,76 13,47

1,29

15,7614,475

1,29

Industria dei prodotti minerali Cemento

Calce

Vetro

Prodotti ceramici e laterizi

33,54 26,52

3,07

3,15

0,80

34,6527,636

3,07

3,15

0,80

Altre attività Pasta per carta/carta e cartoni

5,09

5,09

Totale 223,11 190,75

Riserva impianti “nuovi entranti” Settore termoelettrico

Settori non termoelettrici

15,8412

2,42

Totale 223,11 209,00Fonte: Piano Nazionale d’Assegnazione per il periodo 2008-2012

1 L’assegnazione è comprensiva della riserva destinata agli impianti “nuovi entranti” 2 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


76

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 [MtCO2]

2009 [MtCO2]

2010 [MtCO2]

2011 [MtCO2]

2012 [MtCO2]

ATTIVITA’ ENERGETICHE Termoelettrico cogenerativo e non cog.

Altri impianti di combustione Compressione metanodotti

Teleriscaldamento

Altro

Raffinazione

116,64

14,520,88

0,23

13,41

20,06

108,40

14,520,88

0,23

13,41

20,06

101,33

14,520,88

0,23

13,41

20,06

89,64

14,52 0,88

0,23

13,41

20,06

87,30

14,520,88

0,23

13,41

20,06

Produzione e trasformazione di metalli ferrosi

Ciclo integrato, sinterizzazione, cokeria

Forno elettrico

15,76

14,47

1,29

15,76

14,47

1,29

15,76

14,47

1,29

15,76

14,47

1,29

15,76

14,47

1,29

Industria dei prodotti minerali Cemento

Calce

Vetro

Prodotti ceramici e laterizi

34,6527,63

3,07

3,15

0,80

34,6527,63

3,07

3,15

0,80

34,6527,63

3,07

3,15

0,80

34,65 27,63

3,07

3,15

0,80

34,6527,63

3,07

3,15

0,80

Altre attività Pasta per carta/carta e cartoni 5,09 5,09 5,09

5,09 5,09

Totale 206,72 198,47 191,41 179,72 177,38Fonte: Piano Nazionale d’Assegnazione per il periodo 2008-2012


77

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.


78

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 (EU-

ETS) 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.


79

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.


80

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.


81

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


82

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.


83

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%.


84

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

64,90%

11,60%

6,20%

13,50%

1,30%

0,30%

2,20%Impianti di combustione > 20 MW

Raffinerie di olii minerali

Impianti siderurgici

Produzione di calce e cemento

Produzione di vetro e fibra di vetro

Produzione di manufatti ceramici

Produzione di carta e polpa di carta

Fonte: dati Apat


85

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 presenti nel

Registro

Impianti presenti nel Registro che hanno dichiarato le emissioni al 15/09/2006 Settori

PNA N.

impiantiQuote

[Mt CO2] N.

impianti Quote

[Mt CO2] Emissioni [Mt CO2]

Delta

Impianti di combustione >20 MWt

546 136,160 514 135,946 145,73 -9,781

Raffinerie di olii minerali

20 27,305 20 27,305 26,078 1,226

Impianti siderurgici 43 14,826 41 14,817 13,897 0,920

Produzione di calce e cemento

83 28,908 83 28,908 30,332 -1,424

Produzione di vetro e fibra di vetro

55 2,964 55 2,964 2,958 0,006

Produzione di manufatti ceramici

35 0,736 31 0,584 0,576 0,008

Produzione di carta e polpa di carta

163 4,899 145 4,683 4,866 -0,182

Totale 945 215,799 889 215,207 224,434 -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.


86

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 over- allocation Per gli impianti con quote allocate al 2005 maggiori delle emissioni verificate nel 2005 (over-

allocation) 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

Impianti di combustione con potenza >20 MWt

14.886.831 753.130 15.639.961

Raffinerie di olii minerali 340.016 290.000 630.016

Impianti siderurgici 1.163.052 - 1.163.052

Produzione di calce e cemento 214.833 - 214.833

Produzione di vetro e fibra di vetro 50.610 706 51.316

Produzione di manufatti ceramici 6.114 6.000 12.114

Produzione di carta e polpa di carta 13.082 18.819 31.901

TOTALE 16.674.538 1.068.655 17.743.193 Fonte: dati Apat

Per tutti i settori la tendenza maggiore è comunque quella di vendere su registri italiani.


87

Nel grafico seguente è illustrato il confronto tra i vari settori.

Figura 3: Quote vendute dai diversi settori italiani, anno 2005

Fonte: dati Apat


88

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

Fonte: dati Apat

Quote acquistate Settore

In Italia da registri esteri totale

Impianti di combustione >20 MWt 23.815.773 6.717.507 30.533.280

Raffinerie di olii minerali 154.538 - 154.538

Impianti siderurgici 1.160.053 48.000 1.208.053

Produzione di calce e cemento 3.371.687 162.300 3.533.987

Produzione di vetro e fibra di vetro 50.610 3.238 53.848

Produzione di manufatti ceramici 9.113 10.000 19.113

Produzione di carta e polpa di carta 53.568 84.946 138.514

Totale 28.615.342 7.025.991 35.641.333

Settore Borrowing_Qta

Impianti di combustione >20 MWt 6.027.400

Raffinerie di olii minerali 189.403

Impianti siderurgici 113.769

Produzione di calce e cemento 1.159.164

Produzione di vetro e fibra di vetro 45.137

Produzione di manufatti ceramici 32.425

Produzione di carta e polpa di carta 255.589

Totale 7.882.887


89

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.


90

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.


91

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.


92

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


93

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;


94

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


95

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.


96

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.


97

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 Componenti principali organico foglie, erba, residui di cibo, pane, vegetali

carta e cartoneimballaggi di carta/cartone, cartoncino, riviste e giornali, imballaggi per il latte e le bevande, carta igienica

legno rifiuti in legno, segatura, residui legnosi da giardinaggio

carte sanitarie pannolini, fazzoletti, assorbenti, carta igienica

Rinnovabile (biodegradabile)

tessuti indumenti o parti, escluse parti in pelle sintetica e/o metallo

plastica flessibile

sacchetti, imballaggi in plastica, bicchoieri, oggetti in PE; PP; PS

plastica rigida PET (bottiglie), PVC, poliestere Non rinnovabile

tappeti/stuoie tappeti, stuoie vetro bottiglie, bicchieri, frammenti di vetro

metalli ferrosi oggetti prevalentemente costituiti in ferro o in acciaio

metalli non ferrosi

tubi in rame, zinco, piombo, lattine in alluminio, fili elettrici, blister di medicinali o dolciumi

Inerte

inerti pietre e sassi

Fonte: rivista “Rifiuti”- bollettino di informazione normativa numero 124 (12/05)


98

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.


99

Figura 1: Schema a blocchi di un impianto di incenerimento

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).

1 2 3 4

1 Stoccaggio dei rifiuti 2 Camera di combustione 3 Recupero dell’energia 4 Trattamento dei fumi

Percolato Scorie PolveriPolveri,

reagenti esausti, eventualmente acqua

Energia


100

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.


101

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.


102

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 chimico-

fisiche (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

Ingresso rifiuti

Camera di combustione

Scarico scorie

Ventilatori aria primaria

Ventilatore aria secondaria

Gruppo alimentazione

Griglia


103

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.


104

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

Carico termico specifico volumetrico, kW/m3 70-300

Carico termico superficiale, kW/m2 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 de-

novo 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.


105

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


106

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%.


107

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 600-1200

Diametro, m 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


108

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.


109

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)


110

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.


111

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);


112

• 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 Vantaggi Svantaggi

Cicloni e multicicloni

Robusti, semplici ed affidabili; Impiegati da sempre come depolveratori.

Utilizzabili solo nella fase di pre-depurazione polveri, non sufficienti da soli a rispettare i limiti vigenti; Consumi relativamente elevati(rispetto a ESP)

Precipitatore elettrostatico

(ESP)

Consumi ridotti; Possibilità di trattare fumi in ampio campo di temperature(150- 350 °C); Numerose applicazioni nel campo dell’incenerimento; Bassi livelli di concentrazione in uscita.

Non sufficiente da solo a superare i limiti vigenti; Produzione di acque di scarico.

Filtro a maniche

Largamente applicato per l’incenerimento; Bassi livelli di concentrazioni in uscita; Partecipa anche all’abbattimento degli inquinanti acidi.

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.


113

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 Inquinanti Note

Filtrazione/assorbimento

“a secco” “a semisecco”

Polveri, metalli pesanti adsorbiti, gas acidi Polveri, metalli pesanti adsorbiti, gas acidi

Prestazioni medio-buone, in funzione del regente impiegato. Buone prestazioni, consumi medi di reagenti

Assorbimento

“ad umido” “ad umido” con additivi specifici

Polveri, metalli pesanti, gas acidi, aerosols Polveri, metalli pesanti, gas acidi, aerosols, diossine

Alte prestazioni, ridotti consumi di reagenti Come “ad umido”, ma con rimozione anche di diossine

Adsorbimento “iniezione di carbone attivo”

Hg, diossine, altri micro-inquinanti organici

Efficiente rimozione di diossine e mercurio

Ossidazione/riduzione

DeNOx SNCR

DeNOx SCR

NOx

NOx, diossine

Rimozione e distruzione di NOx Efficiente rimozione e distruzione di NOx e diossine

Fonte: elaborazione ENEA


114

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


115

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.


116

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


117

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).


118

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 2010Piemonte 2 3 Valle d'Aosta - - Lombardia 13 13 Trentino-Alto Adige 1 2 Veneto 4 5 Friuli-Venezia Giulia 1 1 Liguria - - Emilia-Romagna 9 9 TOTALE NORD 30 33 Toscana 8 8 Umbria 1 1 Marche 1 1 Lazio 3 4 TOTALE CENTRO 13 14 Abruzzo - - Molise - - Campania - 1 Puglia 2 2 Basilicata 1 2 Calabria 1 1 Sicilia 1 4 Sardegna 2 2 TOTALE SUD 7 12 TOTALE ITALIA 50 59

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.


119

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

potenzialità complessiva

[t/g] Nord Italia 30 11.719 Centro Italia 13 1.882 Sud Italia 7 1.876 Totale Italia 50 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


120

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


121

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

SpecialiCDR

Totale rifiuti

trattati Rifiuti

pericolosi

% Incenerimento in relazione al

totale incenerito

Produzione RU 2005

Piemonte 100.125 2.652 - - 102.777 2.652 2,62 2.228.730Valle d'Aosta - - - - - - - 73.646Lombardia 1.612.508 12.415 367.685 101.769 2.094.377 7.088 44,83 4.762.095Trentino-A.A. 76.809 - 1.278 - 78.087 - 2,01 477.883Veneto 147.764 5.234 17.529 38.141 208.668 5.015 4,86 2.273.079Friuli-V.G 137.918 1.216 14.928 4.065 158.127 1.216 3,71 603.087Liguria - - - - - - - 997.824Emilia Romagna 598.446 10.080 65.705 44.154 718.385 9.293 16,80 2.788.635NORD 2.673.570 31.597 467.125 188.129 3.360.421 25.264 74,83 14.204.979Toscana 195.398 4.506 9.366 59.365 268.635 4.398 6,66 2.523.261Umbria 23.956 363 76 - 24.395 364 0,63 493.492Marche 19.207 - - - 19.207 - 0,50 875.571Lazio - - - 238.310 238.310 - 6,23 3.274.984CENTRO 238.561 4.869 9.442 297.675 550.547 4.762 14,02 7.167.308Abruzzo - - - - - - - 694.088Molise - - - - - - - 133.324Campania - - - - - - - 2.806.113Puglia 63.510 - - 73.553 137.063 - 3,58 1.977.734Basilicata 28.677 2.231 25.309 11 56.228 31.592 0,75 268.100Calabria - - - 52.000 52.000 - 1,36 935.620Sicilia 20.341 - - - 20.341 - 0,53 2.614.078Sardegna 188.098 1.037 12.179 48 201.362 1.037 4,92 875.206SUD 300.626 3.268 37.488 125.612 466.994 32.629 11,14 10.304.263TOTALE 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.


122

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


123

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.


124

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.


125

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 % .


126

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

gen 29,22 12,46 8,3 1.918.200 21 153feb 28,58 12,59 8,3 2.499.270 28 158mar 29,21 13,07 7,8 1.829.230 20 172apr 29,37 12,89 9,4 2.432.510 25 167mag 30,65 12,9 5,7 2.900.330 31 168giu 25,5 12,68 4,4 2.807.970 30 170lug 27,81 12,99 5,4 2.971.320 31 171ago 29,1 13,22 6,2 3.076.990 31 169set 29,16 13,15 4,1 2.937.700 30 170ott 27,02 13,02 7,9 1.610.720 18 167nov 28,81 12,84 5 2.986.610 30 171dic 27,95 12,65 5,2 3.248.228 31 170

media 28,53 12,87 6,5 167totale 31.219.078 326

Q T-L kNm3/h

O2 T-L %

CO-11% mg/Nm3

INCENERITORE R.S.U. LINEA 1 anno 2004

mese RSU inc. kg

giorni n°

CO2 11%O2 g/Nm3

gen 29,33 11,89 6,7 2.978.190 31 162feb 28,02 11,53 7,4 2.856.620 29 168mar 26,86 11,68 10,6 2.851.160 30 177apr 26,63 11,38 7,1 3.019.780 30 172mag 28,29 11,66 8,9 1.348.920 14 164giu 28,44 12,4 5,1 2.822.970 30 167lug 27,94 12,43 8,4 2.937.680 31 170ago 30,04 12,63 6,2 3.143.843 31 175set 29,89 12,45 6,5 2.890.290 30 167ott 29,76 12,78 10,6 2.262.970 25 170nov 28,8 12,85 8,5 2.982.940 30 192dic 26,89 11,94 9,2 3.238.680 31 193

media 28,41 12,13 7,9 173totale 33.334.043 342

Q T-L kNm3/h

O2 T-L %

CO-11% mg/Nm3

RSU inc. kg

giorni n°

INCENERITORE R.S.U. LINEA 2 anno 2004CO2 11%O2

g/Nm3mese

gen 37,35 10,68 3,3 4.513.700 31 164feb 37,84 11,4 6 3.948.850 27 167mar 38,32 11,17 6,6 2.365.150 17 148apr 40,09 11,35 3,7 4.533.430 30 167mag 43,02 11,75 3,3 4.539.170 31 169giu 41,86 11,9 3,6 4.386.620 30 171lug 41,41 11,99 8,3 4.298.650 30 165ago 41,31 11,73 5,1 4.727.210 31 170set 43,28 12,07 5,5 4.334.960 30 170ott 42,13 11,97 5,5 3.483.110 25 164nov 42,71 12,03 6,2 4.418.170 29 171dic 40,8 11,69 4,9 4.922.964 31 175

media 40,84 11,64 5,2 167totale 50.471.984 342

mese giorni n°

CO2 11%O2 g/Nm3

Q T-L kNm3/h

O2 T-L %

CO-11% mg/Nm3

RSU inc. kg



127

Tab 2 : Condizioni di funzionamento relative all’anno 2005

gen 28,4 12,35 3,5 2.971.900 31 162feb 27,79 12,31 4,8 2.560.010 28 157mar 27,25 13,01 8,1 1.532.840 18 151apr 26,44 11,67 5,9 1.744.130 18 144mag 28,53 12,53 7,5 2.612.220 29 158giu 29,38 12,46 5,3 2.816.910 30 155lug 28,81 12,3 8,3 2.788.840 30 155ago 26,97 12,17 8,6 3.204.500 31 158set 27,19 11,8 10,6 2.582.070 27 151ott 26,61 11,82 7,8 2.747.980 30 153nov 28,81 12,33 5,5 2.838.010 30 157dic 28,97 12,41 6,5 1.830.980 19 155

media 27,93 12,26 6,9 155totale 30.230.390 321

Q T-L kNm3/h

O2 T-L %

CO-11% mg/Nm3

RSU inc. kg

giorni n°

CO2 11%O2 g/Nm3mese


gen 27,93 11,77 8 2.651.630 28 175feb 29,65 11,66 5,8 2.547.020 27 160mar 29,24 11,46 3,9 3.069.300 31 162apr 28,81 11,58 6,3 2.997.800 30 165mag 27,91 11,88 10,3 644.050 8 155giu 27,13 11,38 6,4 2.817.320 30 169lug 28,08 11,52 6,9 3.038.500 31 169ago 25,1 10,81 7,3 2.978.550 31 169set 26,71 10,99 7,5 2.937.960 30 168ott 27,48 11,09 6 3.118.970 31 168nov 29,06 10,98 5,1 2.862.160 30 145dic 29,09 10,89 5,2 3.060.110 31 164

media 28,02 11,33 6,6 164totale 32.723.370 338

mese Q T-L kNm3/h

O2 T-L %

CO-11% mg/Nm3

RSU inc. kg

giorni n°

CO2 11%O2 g/Nm3


gen 39,73 11,96 4,9 4.685.708 31 181feb 41,7 12,04 5,9 3.905.880 27 174mar 43,09 12,26 7 4.325.450 31 171apr 40,29 11,35 5,6 4.493.570 30 171mag 42,79 11,37 8,1 3.451.780 25 156giulug 41,04 10,91 11,9 800.600 6 149ago 37,33 10,54 4,5 4.508.860 31 165set 38,57 10,83 4,9 2.944.730 21 165ott 39,53 9,85 3,6 4.823.580 31 157nov 42,64 9,5 2,5 4.848.543 30 139dic 39,88 9,04 3 4.897.990 31 163

media 40,6 10,88 5,6 163totale 43.686.691 294

RSU inc. kg

giorni n°

CO2 11%O2 g/Nm3


mese Q T-L kNm3/h

O2 T-L %

CO-11% mg/Nm3


128

Tab 3 : Condizioni di funzionamento relative all’anno 2006

gen 25,7 12,46 4,9 2.542.480 31 155feb 24,17 12,18 3,7 1.320.130 17 175mar 27,32 12 7,1 2.608.020 31 155apr 26,71 11,94 6,5 2.510.580 30 151mag 28 11,99 8,4 2.980.350 31 157giu 27,66 12,39 11,6 2.339.894 28 160lug 28,33 12,63 8,8 2.635.200 29 160ago 24,75 11,18 6,8 2.986.880 31 161set 24,3 10,89 6,8 2.025.190 22 161ott 25 11,39 8,6 2.889.470 31 161nov 26,52 12,26 5,7 1.779.370 21 160dic 26,69 12,95 5,4 3.688.270 31 160

media 26,26 12,02 7 160totale 30.305.834 333

mese Q T-L kNm3/h

O2 T-L %

CO-11% mg/Nm3

RSU inc. kg

giorni n°

CO2 11%O2 g/Nm3


gen 26,6 11,09 4,2 2.509.400 31 163feb 28,46 11,43 4,4 2.435.980 28 152mar 28,88 11,27 4,7 2.032.990 25 139apr 27,3 11,18 5,9 2.671.860 30 146mag 27,2 11,81 8,1 2.821.970 31 161giu 25,09 11,55 7,1 2.691.140 30 162lug 24,86 11,61 6,2 2.822.450 31 162ago 24,82 11,8 7,8 2.948.350 31 163set 24,4 11,71 9,6 2.737.520 30 163ott 27,11 12,59 14,3 864.600 10 166nov 28,57 12,79 8,7 2.379.670 27 162dic 28,74 12,79 5,5 3.731.330 31 163

media 26,84 11,8 7,2 158totale 30.647.260 335

mese Q T-L kNm3/h

O2 T-L %

CO-11% mg/Nm3

RSU inc. kg

giorni n°

CO2 11%O2 g/Nm3


gen 38,7 9,2 2,9 4.171.570 31 155feb 40,39 9,1 3,5 3.732.190 27 155mar 38,31 8,8 4,6 2.394.998 17 149apr 37,83 10 3,5 1.772.740 13 145mag 36,25 10,2 4,1 4.517.570 31 159giu 37,02 10,4 3,9 4.148.340 29 159lug 36,33 10 4,7 3.847.400 28 157ago 35,54 9,3 4 4.703.940 31 161set 35,09 9,4 4,8 3.584.640 25 158ott 35,19 9,3 6,3 3.974.520 28 158nov 36,42 10,1 9 882.720 8 150dic 38,94 9,8 6,5 5.366.910 30 153

media 37,17 9,64 4,8 155totale 43.097.538 298

RSU inc. kg

giorni n°

CO2 11%O2 g/Nm3


mese Q T-L kNm3/h

O2 T-L %

CO-11% mg/Nm3


129

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 merceologica %massa

plastica 15,60 cellulosici 36,60 organico 33,30 sottovaglio 6,90 altro 7,60 Rifiuto 100,00


130

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 Anno 10/09/2006

Tipologia di rifiuto RSU

Frazione merceologica C H O H2O Ceneri N S Cl

plastica 62,50 11,80 15,10 6,60 3,30 0,15 0,28 0,29 cellulosici 30,40 3,90 8,60 35,20 21,40 0,24 0,15 0,14 organico 21,30 2,70 19,80 40,20 15,20 0,36 0,22 0,24 sottovaglio 11,90 1,80 12,40 35,80 37,30 0,32 0,25 0,20 altro 0,00 0,00 0,00 0,00 100,00 0,00 0,00 0,00 Rifiuto 28,80 4,30 12,90 29,80 23,60 0,25 0,19 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

PCI [kJ/kg]

Plasica 32.423 Cellulosici 13.391 Materiale organico 6.762 Sottovaglio 3.872 Rifiuto 12.468


131


132

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.

.


133

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:

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:

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.

CyHzOk + n O2 y CO2 + …

CyHzOk + n O2 y COx + …


134

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 merceologica %massa C H O C+H+O

plastica 15,60 62,50 11,80 15,10 89,40 cellulosici 36,60 30,40 3,90 8,60 42,90 organico 33,30 21,30 2,70 19,80 43,80 sottovaglio 6,90 11,90 1,80 12,40 26,10 altro 7,60 0,00 0,00 0,00 0,00 Rifiuto tot 100,00 28,79 4,29 12,95 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

% Idrogeno

% Ossigeno

% Rifiuto tot 62,6 9,3 28,1

Che corrispondono rispettivamente alle quantità y, z e k.

Sostituendo nella reazione otteniamo:

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. C 12,011 H 1,0079 O 15,999

Tabella 4: massa molare della CO2

CO2 C % 1 O % 2

MM CO2 [g/mol] 44,0

C62,6H9,3O28,1 + n O2 62,6 CO2 + …


135

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 % 62,5 H % 9,3 O % 28,1

MM [g/mol] 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].

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.

9 Tabella 1, paragrafo 15.3.

Massa CO2 calc [g]

Q 0% O2 [Nm3/h] * ore [h] * giorni Conc CO2 calc [g/Nm3] =

Numero moli [mol] = R eff [g]

MM rifiuto [g/mol]


136

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:

Valutiamo dunque lo scostamento tra il valore della massa calcolata e il valore della massa

misurata.

Massa CO2 mis [g]

Massa CO2 mis [g] – Massa CO2calc [g] Scostamento dal valore mis =

Qrif = Qmis * 21- ( % O2 mis)

21- ( % O2 rif)


137

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:

Andiamo a valutare lo scostamento tra il valore della concentrazione calcolato e il valore

della concentrazione misurato, entrambi normalizzati allo 0% di ossigeno.

Questo scostamento è lo stesso che avevamo trovato riferendoci alle masse.

Gli scostamenti trovati valgono:

Tabella 6: scostamenti tra valori misurati e valori calcolati

Linea 1 Linea 2 Linea 3

Scostamento -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

Conc CO2 mis [g/Nm3]

conc CO2 mis [g/Nm3] – Conc CO2calc [g/Nm3] Scostamento dal valore mis =

Crif = Cmis * 21- ( % O2 rif)

21- ( % O2 mis)


138

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 + CO2 + H2O

• Na2CO3 + 2 HCl 2 NaCl + CO2 + H2O

• Na2CO3 + SO2 + ½ O2 Na2SO4 + CO2

• Na2CO3 + 2 HF 2 NaF + H2O + CO2


139

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.


140

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.

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 tot RSU inc [g]

tot CO2 prodotta [g]

CO2 emessa da frazioni

%

CO2 emessa da frazioni

[g] Rifiuto tot 100 108.889.559.051 plastica 37 39.748.707.294

cellulosici 40 43.140.430.143 organico 23 24.726.505.808

sottovaglio

104.050.632.000 108.889.559.051

3 2.859.964.546

R inc [g] grammi CO2/grammi RSU =

Massa CO2 calcolata [g]


141

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.


142

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

anno 2002 2003 2004 2005 2006 unità 0 1 2 3 4

Modena Non pervenuto Non pervenuto 115.025 106.640 104.051 RSU inc.

[t] Italia 3.026.830 3.488.776 4.080.951 4.377.962 Non pervenuto

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.


143

Grafico 1: Incenerimento rifiuti urbani in Italia, periodo 2002- 2006

R inc. in Italia, periodo 2002-2006 y = 464,56x + 3046,8R2 = 0,9855

01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000

0 1 2 3 4

kt

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.


144

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 RSU inc [t/anno]

CO2 prodotta

[t]

CO2 prodotta da FNB

[t]

CO2 prodotta

da FB [t]

Impianto di Modena 104.051 108.890 41.179 67.711 Totale Italia 4.905.040 5.133.151 1.941.200 3.191.951

Fonte: dati Apat

Convertendo tali valori in percentuale otteniamo:

Tabella 3: emissioni di CO2, in %, relative all’anno 2006

anno 2006 CO2 prodotta

%

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.


145

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

Emissioni di CO2 Italia

162.000.000163.000.000164.000.000165.000.000166.000.000167.000.000168.000.000169.000.000

2002 2003 2004 2005 2006Anni

CO 2

(t/a

)

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 di CO2

da RSU da FNB di RSU da FB di RSU da attività energetiche

t/anno 5.133.151 1.941.200 3.191.951 166.556.176 % 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.


146

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 Modena 42.203 41.179 38.625 94.982 94.982 94.982 94.982 94.982

Italia 1.732.606 1.941.200 2.125.053 2.308.905 2.492.758 2.676.610 2.860.463 3.044.315 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 Modena 69.396 67.711 63.511 156.180 156.180 156.180 156.180 156.180

Italia 2.848.955 3.191.951 3.494.263 3.796.575 4.098.887 4.401.199 4.703.511 5.005.823 (∗) 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


147

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

anni 2005 [Mt CO2]

2006 [Mt CO2]

2007 [Mt CO2]

ATTIVITA ENERGETICHE: termoelettrico cogenerativo e non cogenerativo

130,40 133,83 128,95

Fonte: Decisione di assegnazione delle quote di CO2 per il periodo 2005-2007

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

anni (∗) 2008 [Mt CO2]

2009 [Mt CO2]

2010 [Mt CO2]

2011 [MtCO2]

2012 [MtCO2]

termoelettrico cogenerativo e non cogenerativo

116,64 108,40 101,33 89,64 87,30

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

anni 2005 [%]

2006 [%]

2007 [%]

Collocazione impianto di Modena rispetto al PNA (CO2 da FNB) 0,03 0,03 0,03 Collocazione impianto di Modena rispetto al PNA (CO2 da FB) 0,05 0,05 0,05

Tabella 10: Incidenza impianto di Modena sul PNA 2008-2012

Incidenza impianto di Modena sul PNA 2008-2012

anni (∗) 2008 [%]

2009 [%]

2010 [%]

2011 [%]

2012 [%]

Collocazione impianto di Modena rispetto al PNA (CO2 da FNB) 0,08 0,09 0,09 0,11 0,11

Collocazione impianto di Modena rispetto al PNA (CO2 da FB) 0,13 0,14 0,15 0,17 0,18

(∗) 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


148

Tabella 11: Incidenza impianti italiani sul PNA 2005-2007

Incidenza impianti italiani sul PNA 2005-2007

anni 2005 [%]

2006 [%]

2007 [%]

Collocazione impianti di inc. italiani rispetto al PNA (CO2 da FNB) 1,33 1,45 1,65 Collocazione impianti di inc. italiani rispetto al PNA (CO2 da FB) 2,18 2,39 2,71

Tabella 12: Incidenza impianti italiani sul PNA 2008-2012

Incidenza impianti italiani sul PNA 2008-2012

anni (∗) 2008 [%]

2009 [%]

2010 [%]

2011 [%]

2012 [%]

Collocazione impianti di inc. italiani rispetto al PNA (CO2 da FNB) 1,98 2,30 2,64 3,19 3,49Collocazione impianti di inc. italiani rispetto al PNA (CO2 da FB) 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.

(∗) 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


149

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.


150

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]

Energia elettrica prodotta

[MWh/anno] plastica 15,60 37.440.000 77.893

cellulosici 36,60 87.840.000 75.477 organico 33,30 79.920.000 34.677

sottovaglio 6,90 16.560.000 4.114 Rifiuto 92,40 240.000.000 192.007

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.


151

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 94.982 t CO2

EMISSIONI EVITATE 28%

CO2da frazione rinnovabile

EMISSIONI SOSTITUITE 100%


152

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.


153

[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.


154

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)


155

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


156

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.

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