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Ferrara

Ottobre 2001

S.E.F. - SERVIZI ENERGETICI FERRARA Impianto di cogenerazione a ciclo combinato da 800 MWe di Ferrara

Data : Ottobre 2001 Pagina 2 : 2

INDICE

PREMESSA ...................................................................................................................3

1 PRESUPPOSTI DEL PROGETTO ...................................................................3

2 SCELTA LOCALIZZATIVA.............................................................................5

3 CONFRONTO CON LE PREVISIONI DEGLI STRUMENTI DI PIANIFICAZIONE E PROGRAMMAZIONE.................................................7

3.1 PROTOCOLLI, ACCORDI, PIANI DEGLI ENTI LOCALI.......................7 3.2 BILANCIO ELETTRICO REGIONALE .....................................................8 3.3 NORMATIVA DI RIFERIMENTO .............................................................9

4 DESCRIZIONE GENERALE DEL PROCESSO ......................................... 10

5 LA VALUTAZIONE DI IMPATTO AMBIENTALE................................... 12

6 MISURE DI COMPENSAZIONE AMBIENTALE ...................................... 12

7 AMBIENTE: APPROFONDIMENTI..............................................................13

7.1 EFFETTO SERRA ED EMISSIONI DI CO2 ............................................13 7.2 QUADRO DELLE EMISSIONI IN ATMOSFERA ..................................14 7.3 QUALITA’ DELL’ARIA ...........................................................................15 7.4 IMPATTO ACUSTICO..............................................................................15 7.5 ELETTRODOTTO ED INQUINAMENTO ELETTROMAGNETICO ....16 7.6 SISTEMA DI RAFFREDDAMENTO .......................................................16 7.7 PRELIEVO E SCARICO ACQUE.............................................................17 7.8 INTERVENTO DI PIANTUMAZIONE ESTERNA .................................17 7.9 PIANO DI EMERGENZA E SICUREZZA ...............................................17



PREMESSA In questo documento viene presentato e sinteticamente riassunto il progetto relativo alla realizzazione della centrale di cogenerazione a ciclo combinato da 800 MWe prevista nel territorio del Comune di Ferrara, all’interno dell’insediamento petrolchimico. Il progetto è stato proposto dalla società “SEF S.r.l.” (in seguito: SEF) 1.

1 PRESUPPOSTI DEL PROGETTO In ottemperanza alla Direttiva Europea 96/92 CE ed al successivo Decreto Legislativo 79/99 (Decreto “Bersani”), le attività di produzione di energia elettrica sono state liberalizzate, con previsioni di sostanziali cambiamenti nei prossimi anni. La situazione attuale, però, influenzata dal passato monopolio, è caratterizzata dall’esistenza di un parco nazionale di centrali termoelettriche obsoleto sia per la bassa efficienza energetica garantita sia per il costo del chilowattora tra i più elevati in Europa. A ciò si aggiungono basse efficienze ambientali, dovute alle difficoltà tecniche a ridurre le emissioni inquinanti. Investire nella nuova generazione di energia elettrica, quindi, non solo è consentito dal nuovo quadro normativo, ma è anche opportuno sotto il profilo sia economico che ambientale. In Italia la quasi totalità delle iniziative volte alla realizzazione di nuove centrali di potenza prevede il ricorso alla tecnologia della cogenerazione a ciclo combinato; questo grazie ai numerosi vantaggi che essa comporta: • utilizzo, come combustibile, di gas naturale; • efficienza di impianto tra le più elevate conseguibili (oltre il 50%, contro il 38% del

tradizionale ciclo a vapore); • produzione di energia elettrica e di vapore (cogenerazione); • emissioni specifiche di ossidi di azoto contenute; • sostanziale assenza di emissioni di ossidi di zolfo e di polveri; • basso consumo specifico di combustibile; • emissioni di CO2 per kWh prodotto tra le più basse realizzabili; • costo di produzione del kWh competitivo. Fermo restando quanto indicato, la coerenza strategica della nuova centrale si incentra sul concetto innovativo di “sviluppo sostenibile”, ripreso da accordi e protocolli pubblicati negli ultimi anni. Sulla base degli accordi internazionali (Kyoto ’97) per la riduzione delle emissioni climalteranti, recepiti dalla delibera CIPE del 3/12/98, l’Italia si è impegnata, tra il 2008

1 Gli azionisti di riferimento sono MPE S.p.A. (Gruppo Merloni) e Foster Wheeler Italiana S.p.A. (Gruppo Foster Wheeler). E’ previsto l’ingresso nella società anche di EniPower S.p.A. (Gruppo ENI).



e 2012, ad una riduzione delle emissioni di CO2 equivalente del 6,5% rispetto al livello del 1990. Tra le linee guida individuate per raggiungere tale obiettivo rientrano:

• la promozione dell’efficienza energetica nella produzione di energia, attraverso l’adozione di tecnologie ad elevato rendimento per la generazione di energia elettrica e la diffusione di impianti a cogenerazione (elettricità + calore);

• la sostituzione dei combustibili più inquinanti (ad alto tenore di zolfo e carbonio) con combustibili a minor impatto ambientale (come gas naturale)

In tale contesto, grazie al nuovo impianto, le centrali esistenti del petrolchimico, alimentate sostanzialmente ad olio combustibile ed in servizio da più di trenta anni, verranno sostituite con un impianto a ciclo combinato, tecnologicamente all’avanguardia, ad elevata efficienza e dalle ridotte emissioni inquinanti. L’impianto SEF garantirà i servizi indispensabili al funzionamento degli altri impianti del polo chimico, quali la fornitura di vapore (circa 100 MWt) e di acqua demineralizzata, garantendo di conseguenza un ulteriore grado di affidabilità al polo stesso. La nuova centrale produrrà inoltre energia elettrica per usi interni al petrolchimico (circa 100 MWe), destinando la quota rimanente al mercato libero. Significativa da un punto di vista di efficienza energetica e di miglioramento delle condizioni ambientali urbane, inoltre, è la disponibilità di SEF a fornite ulteriore energia termica, da destinare per esempio al teleriscaldamento di edifici civili nel Comune di Ferrara o a nuove attività produttive. La scelta progettuale della taglia complessiva dell’impianto SEF (800 MWe) risulta praticamente obbligata. Infatti, se da un lato il modulo a cogenerazione da 400 MWe si è affermato sul mercato mondiale in base a considerazioni di costo, efficienza ed affidabilità complessiva del macchinario, l’impegno verso la fornitura di vapore richiede necessariamente la presenza di due moduli, al fine di poter gestire al meglio le esigenze di manutenzione programmata periodica, nonché di fare fronte ad eventuali guasti o fuori servizio di un gruppo, ciò che risulterebbe impossibile con un singolo modulo da 400 MWe. Inoltre, un singolo modulo da 400 MWe risulta a malapena sufficiente a soddisfare l’attuale fabbisogno termico del polo e sarebbe del tutto inadeguato nella prospettiva di sviluppo del teleriscaldamento o di sopravvenienza (non obbligatoriamente richiesta dal nuovo impianto) di nuove utenze industriali. In tale contesto si evidenzia che, contrariamente agli impianti tradizionali (nati per produrre vapore), le nuove centrali di potenza vengono realizzate per produrre principalmente energia elettrica, cedendo vapore solo come “sottoprodotto” di ciclo così da aumentare complessivamente il rendimento di impianto.



Infine, la presenza di un singolo modulo obbligherebbe al mantenimento in funzione della CTE2 ben oltre la vita tecnica, con penalizzazione per le emissioni in atmosfera, la sicurezza e l’economicità degli approvvigionamenti energetici del polo chimico. Nel complesso, la taglia dell’impianto SEF, oltre che tipica per realizzazioni cogenerative, può essere considerata in assoluto come medio-piccola rispetto a centrali termoelettriche già esistenti con ciclo a vapore od in corso di trasformazione a ciclo combinato 2, o rispetto ad altri impianti similari da 1.200 MWe proposti altrove in Italia. Vengono di seguito riassunti i principali parametri del nuovo impianto:

Potenza elettrica nominale : 800 MWe Efficienza elettrica netta : 52,4 % “ termica netta : 60,2 % Potenza al polo chimico : 100 MWt 100 MWe Potenza elettrica alla : 640 MWe Rete Nazionale

2 SCELTA LOCALIZZATIVA Un primo vantaggio della localizzazione prescelta è la presenza a Ferrara delle principali infrastrutture necessarie per il funzionamento di una centrale elettrica alimentata a gas (Figura 1). Il gasdotto ad alta pressione è già presente all’interno dell’area industriale. La rete di trasmissione dell’energia elettrica, invece, è posta a breve distanza da essa (1 km circa); non è quindi necessario realizzare lunghi elettrodotti per collegare la centrale alla rete nazionale di trasmissione, ma solo la sottostazione di interfaccia. Il secondo vantaggio relativo alla scelta localizzativa della nuova centrale all’interno del polo chimico di Ferrara s’inquadra in un’ottica di recupero e riqualificazione di un area attualmente dismessa, grazie alla quale si evita di “consumare” suoli non urbanizzati. Possono così essere in parte ridotti gli impatti diretti, anche visivi, rispetto alla realizzazione del progetto in ipotesi di occupazione di un’area libera (“green field”): nessuna modifica degli usi del suolo o trasformazione del paesaggio, minimo disturbo agli ecosistemi.

2 Es. La Casella, 1.280 MWe; Sermide, 1.280 MWe; Porto Tolle, 2.640 MWe; Ostiglia, 1.320 MWe.



Figura 1. Inquadramento territoriale del progetto



La scelta di Ferrara, inoltre, permette di realizzare un progetto integrato con la situazione produttiva ad esso contigua, nonché con la città nell’ipotesi di sviluppo concreto della rete di teleriscaldamento (ipotesi non percorribile qualora la centrale venisse delocalizzata altrove). La nuova centrale potrà beneficiare delle reti tecnologiche e dei servizi già esistenti: approvvigionamenti idrici, impianto di depurazione delle acque reflue, rete fognaria, servizi antincendio e di manutenzione, assistenza medica, portineria, sicurezza, formazione, mensa. Per contro, sarà lo stesso sito industriale a beneficiare delle opportunità presentate dal progetto SEF: ulteriore grado di sicurezza ed affidabilità in termini energetici, aumento del livello di efficienza produttiva grazie al contenimento dei costi energetici e, in ultima analisi, rilancio a garanzia anche della situazione occupazionale.

3 CONFRONTO CON LE PREVISIONI DEGLI STRUMENTI DI PIANIFICAZIONE E PROGRAMMAZIONE

3.1 PROTOCOLLI, ACCORDI, PIANI DEGLI ENTI LOCALI Nel marzo 2000, la Regione Emilia Romagna, la Provincia di Ferrara ed il Comune di Ferrara hanno stilato con MPE e FWI (in nome e per conto dell’allora costituenda Società SEF - Servizi Energetici Ferrara) un Protocollo d’Intesa per la realizzazione di un impianto di cogenerazione a ciclo combinato di potenza elettrica pari a 800 MW da collocare all’interno del petrolchimico di Ferrara. Nell’ambito del Protocollo, SEF si è impegnata a progettare, realizzare e gestire l’impianto in conformità a tutte le norme vigenti in campo ambientale, ad utilizzare le migliori tecnologie e i migliori materiali disponibili, adottando in fase di esercizio un sistema di gestione ambientale certificato secondo il regolamento europeo EMAS (Environmenal Management and Audit Scheme). SEF si è impegnata, inoltre, a favorire, quando sono individuabili i necessari standard di competenza, l’imprenditoria locale e l’assunzione di manodopera locale, sia in fase di realizzazione che di gestione dell’impianto. La scelta insediativa di Ferrara è poi coerente con gli obiettivi regionali e provinciali riguardanti il settore viabilità e trasporti, con gli indirizzi del Piano di Bacino, del Piano Territoriale Paesistico Regionale della Regione Emilia Romagna, del Piano Territoriale di Coordinamento della Provincia di Ferrara e del Piano Regolatore Generale del Comune di Ferrara. L’impianto proposto da SEF è in linea con gli indirizzi del documento della Giunta regionale propedeutico all’emissione del PER e, in generale, con le impostazioni programmatiche relative alla riqualificazione dell’intero sistema elettrico regionale: • la centrale rientra tra i progetti di riqualificazione di strutture industriali esistenti, con

particolare riferimento ai siti ENEL ed ENI;



• la centrale rientra anche nei piani previsti dalla piattaforma regionale “Per la riqualificazione del sistema elettrico” (1996), nella quale è ipotizzato l’ambientalizzazione ed il repowering degli impianti esistenti di Ferrara;

• la centrale, inoltre, risulta in linea con gli obiettivi del protocollo di Kyoto e di quelli definiti a livello comunitario; obiettivi a cui la Regione Emilia Romagna intende ispirarsi in tema di energia ed ambiente.

Nel maggio 2001 è stato siglato l’Accordo di Programma sulla riqualificazione del polo chimico di Ferrara. Alla redazione e firma del documento hanno partecipato, sotto gli auspici del Ministero dell’Industria (da luglio: delle Attività Produttive), Regione, Provincia, Comune di Ferrara, le parti sociali e le società presenti nel polo chimico. Obiettivi dell’Accordo di Programma sono il mantenimento e la promozione delle attività produttive a Ferrara, nel rispetto dell’ambiente; grazie alla produzione di energia elettrica e di vapore a prezzi competitivi, l’area industriale sarà in grado di trattenere ed attirare nuove utenze.

3.2 BILANCIO ELETTRICO REGIONALE I dati del Bilancio Elettrico regionale, non ancora pubblicato al momento della redazione del progetto ed alle cui bozze si è avuto accesso per ottemperare ad una precisa richiesta ricevuta in sede di istruttoria VIA, evidenziano un livello di grave deficit, soprattutto a partire dalla seconda metà degli anni ’80 con la chiusura della centrale nucleare di Caorso, per giungere negli ultimi tre anni ad un deficit variabile tra il 50 e il 60% (Tabella 1). Tabella 1 - Bilancio elettrico regionale 1997-1999 (GWh)

1997 1998 1999 Produzione idroelettrica 1.233 1.247 1.230 Produzione termoelettrica 10.902 8.692 10.197 Tot. PRODUZIONE LORDA 12.135 9.939 11.427 Tot. PRODUZIONE NETTA 11.422 8.880 10.504 Saldo Import-export 10.543 13.704 12.808 RICHIESTA 21.965 22.584 23.312 Deficit 49.7% 60.7% 54.9%

Fonte: Piano Energetico Regionale (Bozza maggio 2001) – Tabella 30 Per quanto concerne le “previsioni” future nella condizione di “evoluzione tendenziale spontanea del sistema”, la Figura 2 (desunta dalla Bozza del Piano Energetico Regionale) riporta uno scenario di sviluppo fino al 2010. In tale contesto, partendo dal sistema elettrico esistente ed ipotizzando al 2010 la trasformazione delle centrali termoelettriche ex ENEL in nuovi impianti ad alta efficienza, il bilancio elettrico registrerebbe una produzione lorda totale pari a circa 19.000 GWh, a fronte di una richiesta regionale di circa 29÷30.000 GWh, con un corrispondente deficit di bilancio all’incirca del 34%.



Nello scenario di “evoluzione spontanea del sistema” il raggiungimento di una situazione di pareggio del bilancio elettrico viene ipotizzato attraverso l’installazione nel territorio regionale di circa 3.000 MWe di impianti ad alta efficienza. Figura 2 - Scenario evolutivo del sistema elettrico regionale (dati in GWh)

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

PRODUZ. NETTA RICHIESTA

Fonte: Piano Energetico Regionale (Bozza maggio 2001) – Tabella 30

3.3 NORMATIVA DI RIFERIMENTO Il nuovo impianto rispetterà i vincoli imposti dalla normativa, tra i quali: • il nuovo e restrittivo limite di emissione in atmosfera, pari a 50 mg/m3 di NOx,

stabilito dalla nuova Direttiva sui Grandi Impianti di Combustione, attualmente giunta alla conclusione dell’iter di approvazione presso gli organismi dell’Unione Europea;

• i valori limite di qualità sulle acque di scarico (D.Lgs. 152/99); • il limite di prelievo di acque dal Po (31,5 milioni m3/anno) già autorizzato dal

Ministero dei Lavori Pubblici a tutto il petrolchimico; • il livello di rumore al perimetro dell’area industriale non superiore ai 70 dB(A)

fissato dal DPCM 1° marzo 1991 e dalla norma transitoria ai sensi del DPCM 14.11.97;

• la distanza di sicurezza di 28 m tra linea elettrica a 380 kV ed edifici, fissata dal DPCM 23 aprile 1992;

• il valore massimo di induzione magnetica di 0,2 µT in prossimità di asili, scuole, aree verdi attrezzate e ospedali nonché edifici adibiti a permanenza di persone non inferiore a quattro ore giornaliere fissato dalla Legge Regionale 221/2000;

• le nuove disposizioni ed i nuovi provvedimenti che saranno emanati ai sensi della Legge 22 febbraio 2001, n. 36, "Legge quadro sulla protezione dalle esposizioni a campi elettrici, magnetici ed elettromagnetici".



4 DESCRIZIONE GENERALE DEL PROCESSO Il nuovo impianto sarà alimentato a gas naturale, proveniente dal gasdotto presente ai confini del petrolchimico. Il gas naturale, convogliato alla centrale attraverso un gasdotto interrato, dopo un opportuno preriscaldamento alimenta le camere di combustione delle due turbine a gas, dove viene bruciato per produrre energia elettrica. I prodotti della combustione in uscita dalle turbine, per via della loro elevata temperatura, possono essere avviati a due caldaie a recupero di calore, di tipo orizzontale, nelle quali si produce vapore surriscaldato a tre livelli di pressione: alta (AP), media (MP) e bassa (BP). I fumi, fluendo orizzontalmente nelle caldaie, sono progressivamente raffreddati e cedono calore in controcorrente in diversi serpentini contenenti acqua di alimento caldaia, e scaricati in atmosfera, attraverso un camino per ogni caldaia da 60 m di altezza, alla temperatura di circa 85-90°C. Il vapore così prodotto viene inviato a due turbine a vapore a condensazione con risurriscaldamento, da cui si estrae il vapore a media e bassa pressione a servizio degli impianti presenti all’interno dell’area del petrolchimico e di eventuali altre utenze; le turbine sono costituite da tre sezioni, una ad alta, una a media ed una a bassa pressione a condensazione. La produzione di energia elettrica avviene mediante quattro generatori accoppiati alle turbine a gas ed a quelle a vapore. La potenza prodotta dai generatori, dopo aver soddisfatto i consumi interni dell’unità di cogenerazione e degli stabilimenti del complesso industriale, è ceduta alla rete ENEL a 380 kV. Il sistema di raffreddamento della centrale è costituito da una serie di torri di raffreddamento di tipo ibrido, a bassa emissione di aria umida, e dalle relative pompe di circolazione. All’interno dell’unità produttiva è prevista una sezione per la produzione di acqua demineralizzata per ottenere acqua dalle caratteristiche adeguate al reintegro del ciclo di vapore della nuova centrale ed alle esigenze delle utenze di tutto complesso industriale. Tutto il ciclo delle acque è alimentato dall’acqua del fiume Po, dopo gli opportuni trattamenti. L’impianto è dotato di un sistema di chiarificazione e filtrazione dell’acqua di fiume e di trattamento biologico delle acque sanitarie, immesse nella fogna bianca del Polo che convoglia le acque bianche al canale Boicelli. Le acque potenzialmente oleose o sporche sono raccolte in un bacino di separazione per poi essere scaricate al collettore di fogna di processo che convoglia tali scarichi al depuratore presente all’interno del petrolchimico di Ferrara. Nella Figura 3 è rappresentato in modo semplificato lo schema del processo.



Figura 3 - Schema di principio del processo

Gas naturale

Turbo gas wwwwwwwww Caldaia a recupero

Sottostaz. elettriche

380 kV alla RTN

Vapore MP utenze interne Polo Vapore BP utenze interne Polo

132 kV rete Polo

vap AP vap MP vap BP Acqua raffred. dalle / alle Torri raffred.

Condensatore

Acque demi alle utenze Polo

Impianto demi

Acqua servizi,

Stazione

decompressione

Emissioni

Turbo espansore

Acqua demi al ciclo termico



5 LA VALUTAZIONE DI IMPATTO AMBIENTALE Nel gennaio 2001 è stata presentata da SEF al Ministero dell’Ambiente e del Territorio ed al Ministero dei Beni Culturali la domanda di pronuncia di compatibilità ambientale. L’impianto proposto rientra infatti tra i progetti di centrali termoelettriche che sono da sottoporre, in fase di autorizzazione, alla procedura di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) nazionale. Come richiesto dalla normativa vigente, la presentazione della domanda ha comportato: • la redazione di un apposito Studio di Impatto Ambientale, redatto per SEF

dall’Istituto di Ricerche “Ambiente Italia”; • il versamento di un apposito “contributo VIA” pari al oltre 300 milioni di lire; • la pubblicazione su due quotidiani (uno nazionale ed uno locale) di un “avviso” per

la presentazioni di osservazioni e commenti sul progetto da parte del pubblico. Nei mesi di febbraio e marzo 2001 lo Studio è stato disponibile al pubblico per la visione presso gli Uffici del Comune. La procedura di Inchiesta Pubblica si è svolta e conclusa nei termini previsti senza che venissero presentate osservazioni di alcun tipo. La procedura di VIA prevede l’espressione di un parere da parte di diversi Ministeri e degli Enti Locali (Comune, Provincia, Regione). Hanno ad oggi espresso il proprio parere positivo sul progetto: l’ANAS, il Provveditorato per le Opere Pubbliche dell’Emilia Romagna, la Regione Veneto, il Magistrato per il Fiume Po, il Ministero dei Trasporti, il Ministero dei Beni e delle Attività Culturali e le relative Sovrintendenze ai Beni Paesaggistici ed ai Beni Archeologici. Parallelamente all’espressione ed alla raccolta dei pareri, la procedura di VIA prevede un’istruttoria tecnica, svolta dalla Commissione VIA, integrata da esperti del Comune, della Provincia e della Regione. Nel corso del 2001 si sono svolti tre diversi incontri tecnici tra SEF e la Commissione VIA, tra cui un sopralluogo nel mese di luglio presso il sito di realizzazione, a seguito dei quali sono stati richiesti a SEF dettagliati chiarimenti e approfondimenti sulle soluzioni progettuali individuate nello Studio di Impatto Ambientale.

6 MISURE DI COMPENSAZIONE AMBIENTALE Di particolare importanza, dal punto di vista tecnico ed economico, è l’acquisizione da parte di SEF delle vecchie centrali termoelettriche EniChem policombustibile (alimentate cioè ad olio combustibile e, parzialmente, a metano), subordinatamente all’ottenimento dell’autorizzazione alla realizzazione del nuovo impianto. Le centrali EniChem, denominate CTE1 e CTE2, saranno sostanzialmente dismesse: la CTE2 (60 MWe e 200 MWt) funzionerà solo parzialmente come “riserva fredda”, avviandosi solo nei periodi di fermo impianti SEF, mentre la CTE1 (19 MWe e 106 MWt) sarà definitivamente chiusa.



Con la nuova centrale verranno poi realizzate anche nuove unità di chiarificazione e demineralizzazione a disposizione di tutto il petrolchimico; questo permetterà di aumentare il livello di efficienza di tali servizi. Sono state avviate inoltre valutazioni per la fornitura di energia termica dalla nuova centrale alla rete di teleriscaldamento della città per cui SEF ha dimostrato la propria disponibilità. Ciò permetterebbe di eliminare da un’ampia zona abitata le caldaie dedicate ad uso civile, eliminando le emissioni corrispondenti, proprie del periodo invernale.

7 AMBIENTE: APPROFONDIMENTI Lo Studio di Impatto Ambientale SEF è stato esaminato con attenzione da parte degli Enti Locali e della Commissione VIA. Nel corso dell’istruttoria sono stati richiesti chiarimenti ed approfondimenti in relazione a diversi aspetti ambientali. Anche in relazione alla mole di lavoro svolta ed alla qualità scientifica della modellazione effettuata, si evidenziamo di seguito alcuni temi significativi: • la definizione quantitativa del quadro delle emissioni in atmosfera pre e post

intervento e della qualità dell’aria; • l’individuazione di alternative progettuali per il tracciato e l’esecuzione del breve

elettrodotto (1 km) di allacciamento alla Rete di Trasmissione Nazionale e per la relativa sottostazione elettrica;

• la piantumazione a verde urbano di un’area individuata insieme al Comune di Ferrara;

• il perseguimento dell’obiettivo di massimo grado di miglioramento ambientale.

7.1 EFFETTO SERRA ED EMISSIONI DI CO2 La CO2 è il principale agente gassoso al quale viene addebitato il fenomeno di riscaldamento globale noto come effetto serra; viceversa alla CO2 non sono imputabili effetti negativi sulla salute o di inquinamento locale. Gli impianti a ciclo combinato, grazie all’elevata efficienza termodinamica ed all’impiego di gas naturale, sono caratterizzati dalle emissioni di CO2 più basse tra quelle riscontrabili nella produzione termoelettrica. Considerando l’intero ciclo che va dall’estrazione all’utilizzo del combustibile fossile, un impianto a ciclo combinato a gas naturale ha infatti un coefficiente di emissione di CO2 equivalente pari a circa 459 g per kWh prodotto, che corrisponde a circa il 50% di quanto emesso da un impianto a carbone e a circa il 60% di quanto emesso da un impianto ad olio combustibile. Assunte a riferimento le emissioni associate all’energia elettrica prodotta dalle centrali esistenti presso il polo chimico, le emissioni di CO2 dell’impianto SEF sono pertanto inferiori di circa il 50%.



Per quanto riguarda la quota di energia elettrica immessa da SEF nella Rete Elettrica Nazionale, valgono comunque considerazioni similari; l’energia prodotta dall’impianto SEF è destinata in ogni caso a rimpiazzare una analoga quota di energia prodotta da impianti obsoleti, normalmente alimentati ad olio o carbone. Va peraltro ricordato che i vincoli e gli impegni al contenimento delle emissioni di CO2 hanno carattere nazionale e la conversione del parco elettrico nazionale al ciclo combinato è riconosciuta come una delle misure più efficaci in assoluto.

7.2 QUADRO DELLE EMISSIONI IN ATMOSFERA Si ritiene importante anzitutto mettere in evidenza la grande differenza tra i limiti garantiti dal nuovo impianto (per ciascun camino) ed i limiti autorizzati per la centrale esistente. Lo scostamento testimonia gli enormi progressi tecnologici che si sono verificati nel campo delle centrali termoelettriche (Tabella 2). Tabella 2 – Limiti autorizzati / garantiti

CTE2 SEF NOx mg/Nm3 650 50 SO2 mg/Nm3 1.700 - Polveri mg/Nm3 50 -

Lo scenario emissivo esistente è riportato in Tabella 3 e tiene conto delle emissioni derivanti dall’esercizio della centrale CTE2, del passaggio delle autobotti trasportanti il combustibile di alimento e delle emissioni delle caldaie civili allacciabili a seguito dello sviluppo della rete di teleriscaldamento. Nella stessa Tabella è riportata la variazione attesa connessa con lo scenario emissivo futuro che, oltre alla centrale SEF, include i seguenti fattori: • sostanziale diminuzione delle emissioni di tutti gli inquinanti associata alla messa in

riserva fredda della centrale termoelettrica esistente CTE 2; • diminuzione delle emissioni dalle autobotti che conferiscono al polo chimico l’olio

combustibile: 6.700 autobotti in meno all’anno (elemento particolarmente positivo in termini di concentrazione di inquinanti al suolo, oltre che per gli effetti di maggiore sicurezza sulla viabilità);

• diminuzione delle emissioni delle caldaie individuali e condominiali nella città di Ferrara, conseguentemente allo sviluppo del teleriscaldamento;

• emissioni da nuove iniziative industriali, che non si materializzano perché allacciate alle forniture di vapore SEF anziché a proprie centrali termiche autonome.



Tabella 3 - Quadro emissivo

Esistente Variaz. futura NOx t/anno 1147,3 -1,7 SO2 t/anno 2399,7 -2354,7 Polveri t/anno 105,5 -103,4

Da quanto sopra si deduce che l'inserimento della centrale SEF a ciclo combinato consente di ridurre drasticamente ed immediatamente le emissioni in atmosfera di Ossidi di Zolfo e di Polveri, fino quasi ad annullarle. Per gli Ossidi di Azoto, grazie all’adozione delle più recenti tecnologie di controllo delle emissioni (bruciatori Dry-Low-NOx), i piani di sviluppo previsti sul territorio conducono sostanzialmente ad un pareggio.

7.3 QUALITA’ DELL’ARIA Le ricadute al suolo di inquinanti nella fase di esercizio della centrale sono state valutate e mappate impiegando modelli consigliati dall’Istituto Superiore di Sanità. I risultati ottenuti per i diversi inquinanti sono stati confrontati sia con la normativa vigente attualmente in Italia (DPCM 30/83, DPR 203/88 e DMA 159/94) sia con le indicazioni prodotte dalla Direttiva della Unione Europea (1999/30/CE), che pur non essendo allo stato attuale ancora adottata a livello nazionale, costituisce comunque un importante punto di riferimento a breve e medio termine. Per ciascuno degli inquinanti considerati si ottiene un miglioramento della qualità dell’aria. In particolare, per gli NOx, a sostanziale parità di quantità emesse, si registra rispetto al 1999 una diffusa diminuzione delle concentrazioni nel territorio circostante e nella città di Ferrara, essenzialmente grazie alla migliore dispersione atmosferica assicurata dai camini della centrale turbogas SEF, di altezza pari a 60 m, e dalla maggiore velocità di uscita dei fumi (circa 20 m/s) rispetto alla situazione attuale. L’effetto migliorativo sopra evidenziato è stato riscontrato anche senza tenere conto nella modellizzazione degli ulteriori benefici provenienti dalla eliminazione delle emissioni delle autobotti non più presenti e dalla chiusura delle caldaie domestiche che si potranno allacciare alla rete di teleriscaldamento.

7.4 IMPATTO ACUSTICO Lo studio effettuato in sede di VIA ha mostrato come al perimetro del petrolchimico le soglie di pressione sonora ed il livello differenziale rientrino nei limiti stabiliti dalla normativa vigente.



L’impatto dell’impianto sul clima acustico locale (polo chimico di Ferrara), anche notturno, resta quindi confinato a livelli minimi di significatività tecnica e può pertanto essere giudicato trascurabile. Anche l’impatto acustico sui primi edifici del Villaggio del Barco è modesto; il nuovo impianto apporterebbe variazioni minime al livello sonoro di base. La situazione di criticità esistente è peraltro imputabile alla zona industriale posta tra il petrolchimico di Ferrara e la SS Adriatica, nonché al traffico della statale stessa.

7.5 ELETTRODOTTO ED INQUINAMENTO ELETTROMAGNETICO L’ipotesi di base del progetto SEF prevede la connessione tra la sottostazione elettrica ed il punto di consegna alla Rete Nazionale attraverso cavi ad alta tensione interrati fino ai limiti del complesso industriale, con l’ultimo tratto esterno allo stabilimento realizzato in linea aerea. Per questa ipotesi non emergono situazioni caratterizzate da un valore del campo elettrico superiori alle norme più restrittive. Sono state comunque messe a disposizione della Commissione VIA e degli Enti Locali diverse varianti progettuali per l’allacciamento della centrale SEF alla Rete di Trasmissione Nazionale. Per ciascuna alternativa sono stati individuati e mappati il campo elettrico ed il campo magnetico, con riferimento all’obiettivo di qualità di 0,2 microtesla (di assoluta avanguardia a livello mondiale) fissato dalla Regione Emilia Romagna con la L.R. 30/2000. Ferma restando per tutte le varie ipotesi progettuali la linea in cavo dalla centrale ai limiti dell'area industriale, le varie alternative differiscono tra loro per il diverso percorso della linea di collegamento e per la posizione della sottostazione esterni allo stabilimento, e per la realizzazione della linea esterna in linea aerea oppure in cavo interrato. Dall’analisi effettuata emerge che modifiche al percorso della linea ed alla posizione della sottostazione non presentano significative variazioni, mentre le alternative basate sull’impiego del cavo interrato mostrano livelli di impatto elettromagnetico ancora inferiori, con effetti limitati entro poche decine di metri dall’asse tracciato.

7.6 SISTEMA DI RAFFREDDAMENTO Il progetto SEF prevede lo smaltimento del calore mediante torri “ad umido di tipo ibrido”. I fattori che hanno portato a questa scelta sono: • la disponibilità di acqua, con quantitativi massimi ampiamente compresi nei limiti di

derivazione dal Po già autorizzati al petrolchimico; • gli impatti relativi alle emissioni di vapore, limitati e comunque circoscritti entro i

limiti di stabilimento;



• gli spazi di ingombro sensibilmente inferiori a quelli richiesti dalle torri di raffreddamento ad aria;

• il vantaggio, rispetto alle torri tradizionali, della mancata formazione del “pennacchio” visibile, in quanto l’aria umida scaricata nell’ambiente presenta, in generale, condizioni di umidità al di sotto della saturazione;

• l’incremento, rispetto alle torri “a secco”, delle efficienze energetiche e, quindi, la riduzione delle emissioni specifiche per unità di energia prodotta.

7.7 PRELIEVO E SCARICO ACQUE I fabbisogni idrici richiesti dalla nuova centrale saranno soddisfatti attingendo dalla rete “acque industriali” del petrolchimico. Dal momento che con la realizzazione della nuova centrale l’impianto CTE2 sarà mantenuto in riserva fredda, i consumi aggiuntivi netti risulteranno limitati a circa 500 m3/h, rimanendo così abbondantemente all’interno dei limiti previsti della vigente autorizzazione del petrolchimico alla derivazione di acque dal Po. Si evidenzia, inoltre, che con i nuovi impianti di chiarificazione e demineralizzazione (a servizio anche del petrolchimico oltre che della nuova centrale) sarà possibile ridurre gli attuali consumi d’acqua di circa 50 m3/h. Per quanto riguarda gli scarichi delle acque di processo, queste saranno convogliate all’impianto di trattamento di stabilimento, prima di essere inviate alla rete fognaria consortile.

7.8 INTERVENTO DI PIANTUMAZIONE ESTERNA Nel contesto di sviluppo del progetto, verrà effettuato da SEF un intervento di riqualificazione di un’area a verde pubblico (circa 30.000 m2) situata presso il villaggio del Barco di Ferrara. L’area, individuata di concerto con il Settore Ambiente del Comune, ricade all’interno della Circoscrizione nord della città (periferia nord est), ed appartiene al sistema di aree verdi che fiancheggia Via Padova. Nel progetto preliminare predisposto l’area verde si caratterizza come luogo destinato al passeggio e al tempo libero, ma nello stesso tempo svolge una funzione di polmone verde e di barriera naturale rispetto alle aree industriali limitrofe.

7.9 PIANO DI EMERGENZA E SICUREZZA Le centrali turbogas, per loro natura, non sono impianti pericolosi e non sono soggetti alla normativa sui rischi di incidenti rilevanti “Seveso”.

impianto di cogenerazione a ciclo combinato da...

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